MXPA98009744A - Sistema de optimizacion de bombas en tiempo real - Google Patents

Abstract

Se ofrece un sistema para optimizar el funcionamiento de las bombas durante la recuperación de gas y petróleo. La colocación estratégica de varios sensores en la tubería de producción y sartas de varillas de succión permite monitorear un tiempo real la operación y comportamiento de la bomba. Como importante indicador de dicho comportamiento, se proporciona al operador/usuario final el nivel dinámico del fluido en tiempo real. Para lograr la optimización de la bomba se debe analizar primero el nivel dinámico del fluido y otros datos pertinentes, lo cual permite hacer correcciones en el sistema de bombeo durante la operación. Se ofrece un sistema de computación con conocimientos suficientes, inherentes y adaptables, para interpretar las condiciones de la bomba en base a un conjunto de variables y parámetros y aumentar o disminuir la producción de la bomba asícomo mantener el nivel dinámico del fluido que ha sido determinado como elóptico o conveniente por el usuario final. El sistema estádiseñado con una variedad de configuraciones para dar cabida a la administración a distancia de varios pozos, utilizando comunicación en serie y dispositivos de transmisión remota.

Description

SISTEMA DE OPTIMIZACION DE BOMBAS EN TIEMPO REAL DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a la operación de las bombas de fondo, y de manera más particular, a sistemas computarizados para optimizar dicha operación de gas y petróleo . Como bien se conoce en la industria, las bombas de fondo se utilizan para conseguir la elevación suplementaria o artificial con el objeto de trasladar los fluidos desde las formaciones del subsuelo a la superficie de un pozo productor, después de que la presión del yacimiento ha disminuido hasta un punto en que la energía naturalmente disponible resulta insuficiente para la producción. En consecuencia, una práctica general, es utilizar conjuntos de bomba de fondo y sistemas asociados para controlar la bomba, y transportar a la superficie terrestre los fluidos almacenados en los pozos de .petróleos y de gas. Por ejemplo, en la Patente de los Estados Unidos de América No. 5.193.985, Escue y otros revelan un sistema de control de bombas que presenta una estación de monitoreo desde la superficie, para sostener comunicación por radio con los conjuntos de motor y bomba de fondo. Varios sensores incorporados en cada conjunto de motor y bomba, envían las correspondientes señales indicando variables tales como temperatura y niveles de fluidos, con el objeto de controlar las condiciones del pozo y de la bomba. Lo revelado por Escue deja en claro que los sistemas de control de bombas de los inventos anteriores, se caracterizan por monitorear un mínimo de variables y éstas han resultado inadecuadas para identificar de manera efectiva las varias anomalías de las bombas que han afectado adversamente la producción de los pozos . Para la administración efectiva de las bombas de fondo durante la recuperación de gas y petróleo, es imperativo conocer el nivel dinámico del fluido de bombeo. Como bien conocen los entendidos en la materia, el nivel dinámico del fluido de bombeo muestra la relación entre el ritmo dé bombeo y la productividad del pozo, lo cual a su vez, indica a los profesionales del campo petrolero el verdadero comportamiento del pozo. Por ende, el conocimiento del nivel dinámico del fluido de bombeo, da una idea de la productividad del pozo, completación y condiciones del yacimiento. Más aún, la comparación entre el valor real del nivel dinámico de fluido de bombeo de un pozo y la capacidad teórica de rendimiento de la bomba, provee una visión decisiva de las condiciones y comportamiento del sistema de la bomba del pozo. Los expertos en esta área comprenderán fácilmente que la bomba pierda eficiencia a medida que se desgastan sus diversos componentes. Durante las operaciones convencionales de recuperación de pozos petroleros, el ajuste del caudal de la bomba, el cual se logra manualmente ajustando las RPM de ésta, es un pre-requisito para mantener la productividad máxima del pozo, y como apreciarán los entendidos en la materia, si no hay un conocimiento de las condiciones del pozo en tiempo real, el análisis del comportamiento del pozo y de la bomba no sólo está limitado por la falta de información oportuna sino que toma mucho tiempo y dedicación. Desafortunadamente, en ausencia de un análisis automatizado en tiempo real, la única forma de notar los cambios en los requerimientos para el rendimiento de la bomba, es una catastrófica reducción en la producción del pozo. Anteriormente, para obtener el nivel dinámico del fluido, un operador de pozo debía recurrir a periódicas, costosas e incómodas pruebas sónicas de nivel de fluido. Sin embargo, debido a lo problemático y dispendioso de estas pruebas sónicas de fluido, los operadores de pozo por lo general .hacen una estimación de la tasa de producción de la tasa de producción requerida - y del correspondiente rendimiento de la bomba- en un intento por alcanzar la máxima productividad del pozo. Pero existe un grave riesgo de niveles de fluido excesivamente bajo, los cuales perjudican sustancialmente la productividad de un pozo petrolero, dañando al mismo tiempo el equipo de bombeo. Para evitar este riesgo de que ocurran condiciones y consecuencias potencialmente desastrosas, los operadores con frecuencia emprenden acciones conservadoras, reduciendo con ello y de manera correspondiente, la probabilidad de lograr la máxima producción del pozo petrolero. Como notarán los entendidos en la materia, en los pozos de gas de las bombas se emplean para extraer fluido del hoyo, liberando así la contrapresión en la formación. Esta contrapresión producida por el fluido acumulado hoyo abajo, reduce desde luego, pudiendo incluso terminar, la producción del pozo. Los operadores colocan estas bombas generalmente debajo de las perforaciones del pozo, y el nivel de fluido es reducido, hasta que el gas vuelve a fluir del pozo. Comúnmente, el gas que emana de un pozo de éste, continuara fluyendo hasta que regrese la contrapresión, debido a la continua entrada de fluido en el pozo. De esta manera, debe resultar evidente para los entendidos en la materia, que, al automatizar un sistema de bombeo de fondo y proveer un análisis continuo del hoyo y de las condiciones de la bomba, se puede aumentar la producción de gas y de petróleo de un pozo en una forma hasta ahora desconocida en la industria. Entre las ventajas adicionales está una mayor duración de las bombas y pozos así como una reducción de costos, gracias ala producción optimizada de los pozos y a la sustancial reducción en las necesidades de servicio. Disponer de dicho sistema de computación automatizado, garantizaría además la obtención de óptima longevidad y rendimiento para las bombas utilizadas en aplicaciones de bombeo de cavidades progresivas y similares. Claramente, las ventajas derivadas, en cuanto a reducción de costos de mano de obra y mayor rendimiento productivo del pozo de petróleo o gas, son obvias. Entre los ingenieros de automatización y producción de campos petroleros que manejan sistemas de bombas de cavidades progresivas y similares, es del conocimiento general que existe una dificultad peculiar con respecto a la automatización eficiente de dichos sistemas de bombas, bajo un protocolo de optimización en tiempo real y de lazo cerrado . La instrumentación para recopilar los datos prerrequeridos, no solo resulta prohibitiva en cuanto a costo, sino que además, la información suministrada por estos datos recopilados debe ser procesada y analizada completamente para asegurarse de que la optimización global se puede llevar a cabo. Este tipo de sistema automatizado para la bomba de un pozo petrolero, no ha sido dado a conocer previamente en este campo. De hecho, el intento de construir este sistema utilizando la instrumentación actualmente disponible, generalmente requiere que el ejecutante coloque sensores de presión en la succión y descarga de la bomba. Este enfoque para tratar de automatizar los sistemas de bomba de fondo, es evidentemente costoso y mecánicamente evasivo, porque los componentes de la bomba que están siendo controlados, se encuentran ubicados en el subsuelo. Estas limitaciones y desventajas de las invenciones anteriores se superan, por tanto, con la actual invención, en la cual se ofrece un sistema de computación particularmente útil para permitir el monitoreo y análisis en tiempo real de las operaciones de bombeo durante la recuperación de pozos de gas y de petróleo, permitiendo así optimizar la producción. El sistema de bombeo explicado en la presente invención, ofrece a los ingenieros de automatización y producción del campo petrolero, una herramienta analítica y de automatización completa y rentable. La presente invención ofrece un sistema para optimizar la operación de la bomba durante la recuperación de gas y petróleo. Como se describirá más adelante en detalle, por medio de la disposición estratégica de varios sensores a lo largo de la tubería de producción y sarta de varillas de succión, y del aparato de fondo relacionado, se puede monitorear en tiempo real la operación y el comportamiento de la bomba. Se ha determinado que el nivel dinámico del fluido es un indicio importante del comportamiento de la bomba. En consecuencia, la presente invención proporcional al operador o usuario final el nivel dinámico del fluido, sobre una base de tiempo real.

Como requisito previo al logro de la optimización de la bomba, la presente invención analiza el nivel dinámico del fluido y otros datos pertinentes, permitiendo disponer de un medio y método conveniente para hacer correcciones al sistema de bombeo en el campo y durante la operación. Los entendidos en la materia comprenderán que la presente invención incluye un sistema computarizado con conocimientos inherentes y adaptables, suficientes para interpretar las condiciones de la bomba en base a diversas variables y parámetros, con el objeto de aumentar o disminuir la producción de está y mantener un nivel dinámico de fluido determinado como el óptimo, o de otra forma ventajoso, por el usuario final. El sistema de computación explicado en la presente invención, incluye una interfaz de usuario, del tipo intuitivo, para el ingreso de datos, así como base de datos estándar sobre el comportamiento operativo de la bomba. Esta invención está diseñada con una gama de configuraciones para dar cavidad a la administración a distancia de varios pozos, utilizando comunicaciones en serie y dispositivos de transmisión a control remoto. De acuerdo con lo divulgado por la presente invención, se ha descubierto una metodología que permite optimizar la producción de la bomba de fondo. En consecuencia, como se describirá más adelante en detalle, uno de los objetos de la presente invención es proveer un conjunto mecánico y sistema de computación integrados para lograr la optimización de la bomba de fondo en tiempo real . Asimismo, un objeto de la presente invención es proveer los medios y el método para monitorear y optimizar las condiciones dinámicas de operación de un sistema de bombeo de fondo. Un objeto adicional de la presente invención es proveer los medios y el método para monitorear y optimizar el nivel dinámico del fluido de un sistema de bombeo de fondo. Otro objeto de la presente invención, es proveer los medios y el método para sostener una base de conocimiento de datos en bruto que indican la condición operativa dinámica de un sistema de bombeo de fondo. Aún otro objeto de la presente invención es proveer los medios y el método para aplicar otros sistemas de bombeo de fondo, una base de conocimiento de datos en bruto indicativos de la condición operativa dinámica de un sistema de bombeo de fondo. La presente invención tiene la ventaja y características de que las operaciones de bombeo de fondo se monitoreap y optimizan de una forma, y con medios anteriormente desconocidos en la industria. Estos y otros objetos y características de la presente invención, serán evidentes de la siguiente descripción detallada, donde se hace referencia a los ejemplos ilustrativos y tablas relacionadas, así como a las figuras en los dibujos anexos. BREVE DESCIPCION DE LOS DIBUJOS La FIGURA 1 ilustra un esquema simplificado de la incorporación preferida de la presente invención. La FIGURA 2 ilustra un esquema simplificado de una parte de la incorporación preferida ilustrada en la FIGURA 1. La FIGURA 3A ilustra un corte transversal frontal de la parte correspondiente al cabezal de la incorporación preferida ilustrada en las FIGURAS 1 y 2. La FIGURA 3B ilustra otro corte transversal frontal de la parte correspondiente al cabezal de la incorporación preferida ilustrada en las FIGURAS 1 y 2. La FIGURA 4 muestra un diagrama esquemático de la lógica y flujo de datos de sistema computarizado experto correspondiente a la incorporación preferida de la presente invención. La FIGURA 5 muestra un diagrama esquemático del Lazo General para el PLC (Controlador de Lógica Programable) de la presente invención. La FIGURA 6 muestra un diagrama esquemático del procedimiento de diagnóstico de la presente invención. La FIGURA 7 muestra un trazado simplificado de carga contra tiempo, en el cual se ilustra el tratamiento de reducción de escurrimiento de la bomba de acuerdo con la presente invención. La FIGURA 8 muestra un trazado de RPMs de la bomba contra carga axial medida de los rodamientos, correspondiente a un sistema de bombeo que se comporta según la presente invención . La FIGURA 9 ilustra un trazado de presión de cabeza de pozo contra RPMs de la bomba, correspondiente a un sistema de bombeo que se comporta según la presente invención. La FIGURA 10 ilustra un trazado de nivel de fluido contra RPMs de la bomba, correspondiente a un sistema de bombeo que se comporta según la presente invención. La FIGURA 11 ilustra un trazado de nivel de. fluido contra tasa de flujo de la bomba, correspondiente a un sistema de bombeo que se comporta según la presente invención. El sistema de optimización de bombeo contemplado por la incorporación preferida de esta invención, comprende un conjunto mecánico el cual incluye una bomba de cavidades progresivas (?PCP") , elementos de monitoreo para determinar continuamente y en tiempo real el comportamiento de la bomba de un pozo, y un sistema experto de computación para analizar el comportamiento de la bomba y ajustar en consecuencia las características de ésta, de manera de optimizar la producción del pozo. Como es del conocimiento de los entendidos en la materia, una bomba PCP comprende un estator con un tubo de acero, el cual tiene en su interior un elastómero, y un rotor que gira dentro del estator. El estator pende de las extensiones o sartas de tubería de producción de campo petrolero. El rotor pende de las extensiones o sartas de varillas de succión de campo petrolero. La tubería de producción y las varillas de succión mencionadas son obviamente elementos tubulares de uso corriente en la industria de exploración y recuperación de gas y de petróleo. Un cabezal provee soporte a las varillas de succión, dando lugar a una capacidad de empuje y permitiendo transmitir el par de rotación suministrado por la potencia eléctrica, de motor a gas o de motor a diesel. Como comprenderán los entendidos en la materia, la longitud de cada una de las correspondientes tuberías de producción y sartas de varillas de succión, varía de acuerdo a la profundidad a la cual se requiere fijar la bomba, en relación con la ubicación del yacimiento de petróleo o gas. Una vez instalados, la tubería de producción y el estator mantienen una elevación vertical estática en el pozo: la tubería y el estator deben mantener una espaciación crítica con respecto a la varilla de succión, de modo de garantizar una permanente y correcta alineación del rotor del estator. Como notarán los expertos en este campo, el estator provee un tope por debajo de su sección elastomérica, para señalar la ubicación del rotor durante la instalación. Dicha instalación por lo general se realiza con las unidades de izar en el campo petrolero, o "cabrias" de servicio de pozos. Estos equipos especializados consisten de un mástil y un malacate mecánico casi similar al malacate utilizado por una grúa convencional. En los esquemas simplificados de las FIGURAS 1 y 2 se ilustra el sistema completo para optimizar en tiempo real el comportamiento de la bomba de fondo según lo contemplado por la presente invención. Más particularmente, la FIGURA 1 muestra los componentes de superficie que constituyen la incorporación preferida. De un modo conocido para los expertos en la materia, el cabezal 125 está unido de manera fija al freno 120 y al acoplamiento 115. El acoplamiento 115 está acoplado con la caja de engranajes 110 la cual a su vez está unida al motor de impulso 105. Como notarán los entendidos en la materia, la caja de engranajes 110 controla la velocidad del motor 105 comunicada al eje motriz 130. La línea de flujo 5 se bifurca desde la línea de producción en una "T" de flujo 140 donde un transductor 25 monitorea la presión de descarga en la superficie. De igual forma, el transductor 20 está colocado en el espacio anular, para monitorear la presión de la tubería de revestimiento. El gas puede subir en burbujas a través de la tubería de revestimiento 150, y obviamente, de una forma conocida en la industria, dicha tubería de revestimiento puede extenderse hasta un sistema de recolección de gas o ser descargada en la atmósfera lejos del pozo para evitar riesgos a la seguridad y similares. La carga axial sobre el cabezal 125 es monitoreada por el sensor de carga 180. Como se ilustra claramente, la salida producida por el transductor de descarga de presión en la superficie 25, transductor de presión de tubería de revestimiento 20, y sensor de carga 180, se comunica eléctricamente a un controlador de lógica programable ("PLC") 400, o a un computador personal ("PC") de campo que contiene un PLC integrado, una unidad de control remoto ("RCU") y una unidad de control avanzado ("ACU") , según se describirá más adelante en detalle. El enlace de comunicación 85 está interconectado con el PLC 400 y el impulsor variable 80 que controla la velocidad del motor 105. ia línea de energía eléctrica 75 se comunica eléctricamente con el motor de impulso 105 y el impulsor de frecuencia variable 80. La presente invención contempla asimismo la comunicación entre el PLC 400 y similares, con un PC 450 a distancia, que contiene una ACU permitiendo el enlace por radio, módem, conexión directa de cable, etc. En el dibujo se muestra la sarta de tubería de producción 145 contenida dentro de la tubería de revestimiento 150, común en los inventos de fondo.

El sistema de optimización de la bomba en tiempo real según la presente invención, hace de esta manera un seguimiento a las variables, ofreciendo una idea de la relación entre la presión de descarga de la bomba y el empuje de fondo en el cabezal, se ha encontrado que la determinación de la cantidad de carga soportada por los rodamientos de empuje del cabezal constituye una clave para realizar este análisis, particularmente sobre una base de tiempo real. De preferencia, un sensor de carga resistivo, del tipo puente, mide esta carga de los rodamientos de empuje del cabezal. Los resultados analógicos de otros transductores de presión, indican la presión de descarga en la superficie y la presión de la tubería de revestimiento. Simultáneamente se monitorea la corriente del motor en el motor del cabezal. Como lo notarán los entendidos en la materia, estos valores analógicos se analizan para establecer las condiciones dinámicas de operación de la bomba del sistema de bombeo; para determinar el nivel dinámico del fluido en el pozo, y para proveer datos en bruto para el análisis de la situación operativa del sistema de bombeo. En la incorporación preferida de la presente invención, un PLC o un PC con resistencia industrial, actúa como el centro de comunicaciones que enlaza el accionamiento mecánico y el sistema de computación experto. Como comprenderán los entendidos en la materia, el PLC está configurado para almacenar datos y hacer funcionar el sistema de la bomba, sustentando en información básica obtenida del sistema experto de computación. El PLC también provee la interfaz para administrar el comportamiento de la bomba desde un lugar a distancia. Debe ser evidente que, para una aplicación no automatizada de la presente invención, el PLC puede ser excluido; en esas circunstancias, es claro que el sistema experto de la presente invención se interconectaría preferiblemente con instrumentos que proporcionaran información en el cabezal, directamente desde un computador portátil trasladado al campo. En algunas aplicaciones se puede utilizar en el sitio del campo, según corresponda, un PC industrial configurado con entrada/salida (I/O) analógica y digital. Debe resultar evidente que el sistema experto explicado en la presente invención se cargaría en este PC, con lo cual opera el sistema completo de optimización de la bomba en el campo, en el emplazamiento local. Empleando tecnología conocida en el ramo, el sistema contenido en el PC o PLC puede ser administrado desde una ubicación a distancia, a través de enlace por módem o radio. Haciendo ahora referencia a las FIGS 1 y 2, se ilustra en ellas un esquema simplificado de una incorporación preferida para el conjunto de rotor-estator de fondo, que comprende un aspecto mecánico de la presente invención. Como bien se conoce en la industria, el término "de fondo" se contempla para indicar que un dispositivo encajado se coloca subterráneamente dentro del espacio anular de un yacimiento o pozo de gas o de petróleo. De un modo convencional también conocido por los expertos en la materia, la tubería de revestimiento se extiende hacia abajo desde la cabeza del pozo y está perforada en su extremo inferior para permitir que el fluido de la formación circule allí y luego sea forzado a subir a la superficie. En particular, el fluido de la formación se conduce hasta la superficie circulando hacia ella dentro de una sarta de tubería de producción contenida en la tubería de revestimiento. Generalmente se utilizan empacaduras para sellar el espacio anular entre esta tubería de revestimiento y la sarta de tubería de producción. El conjunto del rotor-estator 100 del sistema de la bomba de campo petrolero que se explica en la invención, comprende un rotor 160 y un estator 170. El rotor 160 se construye preferiblemente de una hélice externa de acero cromado altamente resistente y maquinado a precisión. El estator 170 consiste de una hélice interna preferiblemente moldeada a precisión de un elastómero sintético duradero. Una instalación convencional para la recuperación de gas y petróleo incorpora dicho estator en la sarta de tubería de producción 145. Varias varillas de succión 155 ajustadas a lo requerido por el Instituto Americano del Petróleo ("API") , están configuradas para suspender el rotor 160 dentro del estator 170 e impulsar al rotor 160 rotativamente. Se entenderá que las varillas de succión 155 suspenden al rotor 160 dentro del correspondiente estator 170 e impulsan al rotor 160 en dirección de rotación. Es decir, como lo muestra la FIGURA 2, el rotor 160 es impulsado por la sarta de varillas de succión 155 que está conectada en su extremo inferior con el rotor 160 y se extiende dentro de la tubería de producción 145 hasta la superficie. La sarta de varillas de succión 155 es accionada giratoriamente por el cabezal de la superficie 125, el cual hace funcionar la bomba 100. La sarta de tubería 145 contemplada en esta invención asegura al estator 170, como miembro estacionario del conjunto de la bomba, a una elevación subterránea fija. La FIGURA 2 ilustra el conjunto de la bomba a un nivel de más de 6,000 pies bajo la superficie. Como lo notarán los expertos en la materia, cuando el rotor 160 y el estator 170 están colocados en su sitio, se forman cavidades selladas. Luego, a medida que el rotor 160 gira en el correspondiente estator 170, estas cavidades selladas van subiendo para descargar el fluido bombeado en la sarta de tubería 145. La bomba de cavidades progresivas 165, un componente básico de la incorporación preferida, consiste de un rotor helical único de 160 que se engrana con un estator helical doble 170, el cual está unido a la parte inferior de la sarta de tubería 145. El rotor 160 se encuentra comúnmente anexo a la sarta de varillas de succión 155 que está suspendida y movida giratoriamente por el cabezal de la superficie 125. Los cabezales 125 montados en la superficie, sostienen y hacen girar la sarta de varillas de succión 155 transfiriendo así la torsión hacia la bomba de cavidades progresivas 165 que se encuentra hoyo abajo. El movimiento giratorio se obtiene normalmente a través de la acción de un sistema motriz de polea y correa cuya velocidad puede ser fija o variable. El de velocidad variable, bien puede ser mecánico o eléctrico. Conforme el rotor gira excéntricamente dentro del estator de una bomba de cavidades progresivas acorde con el presente invento, se forma una serie de cavidades selladas que progresa desde el extremo de succión hasta el extremo de descarga de la bomba, de una forma bien conocida en la industria. Es así como se crea un flujo continuo de desplazamiento positivo que tiene una tasa de descarga proporcional a la velocidad de rotación del rotor y a la presión diferencial en la bomba de cavidades progresivas. En la superficie del pozo se ubica el cabezal 125 que comprende rodamientos, sellos, etc. requeridos para hacer girar varias varillas API 155, de un modo conocido en la industria, haciendo girar así el rotor 160 dentro del estator 170. Puesto que la bomba de cavidades progresivas 165 contemplada en la presente invención es una bomba de desplazamiento positivo, a medida que varía la velocidad de rotación de la bomba 165, la producción de dicha bomba sufre un cambio proporcional. Como apreciarán quienes practican en esta área, las aplicaciones de las bombas de cavidades progresivas del campo petrolero, varían significativamente en función de la profundidad a la cual se instale el conjunto de la bomba y del ritmo de bombeo prerrequerido para mantener la producción de fluido deseada. De esta forma, la incorporación preferida de la presente invención comprende un conjunto de dispositivos mecánicos y de recolección de datos en bruto. El cabezal 125 comprende una estructura de apoyo que sostiene el eje motriz 130 del sistema de la bomba, y rodamientos axiales y radiales para proveer un mecanismo convencional que haga girar varias varillas de succión 155 que hacen girar al rotor 160 en el estator 170. Este conjunto aisla el fluido bombeado F, por medio de la caja de prensaestopas o sello 135 a fin de proveer una descarga manejable del fluido F. El cabezal 125 contiene rodamientos axiales y radiales que soportan convencionalmente la carga L atribuible a la pluralidad de varillas 155, la columna de fluido F, y la bomba 165. Como bien se conoce en la industria, los rodamientos se utilizan para centralizar el eje del cabezal 130. El, cabezal 125 hace posible el aislamiento de los elementos que soportan la carga en los rodamientos axiales de empuje, y desde luego, al propio cabezal. Este aislamiento ayuda a medir la cargar axial L mediante instrumentación hidráulica o electrónica 400, que se coloca entre el rodamiento de empuje del cabezal y éste último. De acuerdo a la práctica convencional, el cabezal 125 está configurado por dispositivos convencionales tales como el -acoplamiento 115 y la caja de engranajes 110, para recibir diversos motores de unión 105, motores y otros impulsores comunes principales. Haciendo ahora referencia al corte transversal frontal del cabezal 125 y los componentes relacionados que se ilustran en las FIGURAS 3A Y 3B, se entenderá que un aspecto importante de la presente invención es la relación mecánica creada por el efecto de la presión de descarga de la bomba y el empuje descendente en el cabezal, en relación con el sistema de la bomba de fondo. Ciertamente, como se describirá más adelante, para monitorear esta relación mecánica, se ha encontrado ventajoso establecer un valor para la presión de succión que existe hoyo abajo. Esta información se determina midiendo la cantidad de carga que lleva el rodamiento de empuje del cabezal. Como también lo entenderán los expertos en la materia, la presente invención emplea un sensor de carga adecuado, como por ejemplo uno de tipo puente resistivo o un sensor de carga hidráulico y un transductor analógico de presión, para medir esta carga. En consecuencia, el cabezal 125 incluye convencionalmente una caja de rodamientos para alojar los rodamientos tanto axiales como radiales, y constituye una tapa superior para sellar el sistema contra los contaminantes del medio ambiente y para contener los rodamientos radiales. Se notará que los rodamientos axiales soportan el peso fluido, la pluralidad de varillas y la carga de la bomba, los rodamientos radiales centran el eje del cabezal y provee al sistema una capacidad de carga radial. Como bien se conoce en la industria, el sello superior y el sello inferior trabajan en combinación para mantener la grasa adentro y el polvo afuera. Elementos de freno 120, impiden la rotación en retroceso cuando la fuerza ha dejado de impulsar giratoriamente la varilla de succión. El prensaestopas o empacadura del eje 135, ofrece un sello mecánico del fluido entre la atmósfera y la tubería 145 llena de éste último. Este conjunto permite entonces aislar el fluido de la bomba F, por medio de la caja de prensaestopas o sello 135, permitiendo una descarga manejable del fluido. También se ilustra el sensor de carga 180 que es un dispositivo para medir la carga mecánica. En la incorporación preferida de la presente invención, como lo ilustran los cortes transversales frontales que se muestran en las FIGURAS 3A Y 3B, el sensor de cargar 200 comprende un sensor de carga hidráulico o electrónico colocado por debajo del cono 230 y el asiento 225 del rodamiento de empuje. Como notarán los entendidos, hay dos sensores de carga prevalecientes que generalmente se utilizan en los inventos para el campo petrolero: un sensor de carga hidráulico y un sensor de carga extensiométrico . El sensor de carga hidráulico convencional .200 allí ilustrado está contenido dentro de la tubería de revestimiento 245, mostrándose con relación al eje 130 y a la camisa del eje 240. El sensor de carga 200 comprende el pistón 220 y un correspondiente cilindro de carga, sellos de silicio en "O" 215, transductor de presión 205 y una válvula convencional de entrada. Igualmente se ilustra el tapón de purga 260, el espaciador de rodamientos 250, elementos de salida a la presión de la bomba y válvula 210, así como un receptor 255 del sensor de carga. Según lo apreciarán los entendidos en la materia, el sensor de carga hidráulico 200 está colocado debajo de los rodamientos axiales y el eje del cabezal, y les provee apoyo. De un modo conocido en la industria, el pistón 220 del sensor de carga hidráulico _200 eleva los rodamientos axiales de forma que el pistón del sensor de carga soporta la misma carga que los rodamientos axiales . Como debería ser evidente para los expertos en el ramo, esta carga se corresponde con el peso de la carga total del fluido hidráulico, más el peso de la pluralidad de varillas sumergidas en el fluido. El transductor de presión registra esta fuerza (atribuible a la carga) sobre el pistón del sensor de carga. La carga axial del sistema se conoce debido a la relación fundamental entre presión y fuerza: Carga, LB=pa x Phs donde, LB es la carga del sistema debida a la suma del peso de la columna de fluido, varillas, la bomba, etc., pa, es el área del pistón del sensor de cargar, y Phs, es la presión registrada por el sensor de carga. Refiriéndonos ahora específicamente a la FIGURA 3B, en otra incorporación del presente invento el sensor de carga 270 está constituido por un sensor de carga extensiométrico que comprende un extensiómetro de botón 275, un marco del sensor de carga 285 y clavijas de contacto 280. De acuerdo con la presente invención, este sistema se encuentra por debajo y sirve de apoyo a los rodamientos axiales y al eje del cabezal, colocándose el extensiómetro 275 en el borde del marco del sensor de carga 285. Dos clavijas de contacto 280 con la misma altitud, se colocan en la misma línea central desde el eje 130 con intervalos de 120°, disponiéndose así de manera equidistante con respecto al extensiómetro de botón 275. El extensiómetro se coloca a 0 o 360°, .con la primera clavija a 120° y la segunda a 240°. Como debe resultar evidente para los expertos en la materia, esta disposición ayuda a distribuir una carga igual entre estos tres elementos. El marco del sensor de carga soporta la misma carga que el rodamiento axial. Esta fuerza (carga) sobre el marco del sensor de carga se transfiere al sensor de carga de botón y a las dos clavijas de contacto. El sensor de carga de botón soporta un tercio de la carga axial total. El sensor éxtensiométrico registra esta carga. Los expertos en la materia notarán que una de las ventajas de medir un tercio del total de la carga axial, es el menor tamaño y costo en relación con el extensiómetro, lo cual imparte factibilidad física y económica al diseño. Las FIGURAS 1-3A también ilustran un transductor 205 de la presión de descarga en la cabeza del pozo, el cual provee un valor analógico para representar la presión de descarga en la superficie. Como lo entenderán los expertos en el campo, la presión de descarga en la superficie es la presión requerida para superar la cotrapresión o restricción superficial que existe en la línea de flujo del sistema colector. Esta presión de descarga en la superficie corresponde a una variable dependiente de factores tales como la viscosidad del fluido del pozo, el número de pozos operativos (que descargan en el mismo sistema colector) , el tamaño de la línea de flujo, la tasa de flujo, los cambios en las elevaciones, etc. El transductor de presión 120 de la tubería de revestimiento se ilustra con el objeto de proveer un valor analógico que represente la presión en el espacio anular debido al gas asociado con la producción de petróleo o gas. El variador de frecuencia 80 permite ajustar la velocidad de la bomba cambiando la frecuencia del suministro de corriente alterna al motor de inducción que hace girar el eje motriz del cabezal, y provee al sistema de computación explicado en esta invención, la retroalimentación correspondiente a la corriente del motor. También se ilustra el motor impulsor 105, el cual provee de fuerza giratoria al eje motriz, varillas y componentes de la bomba. Como obviamente comprenderán los expertos en la materia, el motor impulsor 105 puede estar configurado como un motor de accionamiento directo, motor de accionamiento por cadena y engranaje, etc., según resulte apropiado para el óptimo rendimiento de la bomba que se contempla en estas memorias descriptivas . Con referencia ahora al diagrama esquemático que aparece en la FIGURA 4, ilustra la lógica y flujo de datos que caracterizan al sistema de computación experto contemplado por la presente invención. Como comprenderán los entendidos en la materia, el sistema de computación revelado por esta invención está conformado pro una unidad de instrumentación de campo, un organizador de instrumentación de campo ("FIU") 10, una unidad de control programable ("PLC") o unidad de control remoto ("RCU") 400, y una unidad de control avanzado ("ACU") 450. También se muestra un controlador de velocidad variable 60, unidad de datos históricos 415 del PLC, unidad de interfaz de software 430, unidad de programa de dimensionamiento/análisis de productividad 500, y unidad de análisis en tiempo real, 470. Más particularmente, refiriéndonos ahora a las FIGURAS 1-2 y 4, la unidad FIU, 10, recibe entradas del sensor de carga 180, del transductor de presión de la línea de flujo 25, del transductor de presión de la tubería de revestimiento 20, del transductor de la temperatura del motor 30, y variables adicionales 35, según se describe en este escrito. Como igualmente se describió con anterioridad, el cabezal de superficie 125, provee la medición correspondiente a la cara axial soportada por los rodamientos axiales . La unidad FIU 10 consiste de los instrumentos de superficie de pozos necesarios para transmitir todos los datos operacionales del pozo a la unidad RCU, 400, y está basada en normas industriales de instrumentación. La unidad RCU 400 ejecuta las normas básicas de control para optimizar el sistema de la bomba de cavidades progresivas según lo contempla la presente invención, a fin de proteger a la bomba para que esta no funcione bajo condiciones extremas y de garantizar la continua operación del pozo. La unidad RCU también efectúa la interfaz de comunicación entre la unidad ACU, 450, o el Sistema SCADA, en base a protocolos estándar.

La ACU 450 es el sistema experto contemplado según la presente invención y ejecuta las reglas de control avanzado para optimizar la producción del pozo, llevando a cabo un análisis y diagnóstico avanzado basado en información de tiempo real proveniente del campo. La unidad ACU genera acciones de control del pozo y mensajes de alarma en una consola de operador, seguidas de una explicación detallada de las mismas. Las acciones de control representativas incluyen el ajuste de RPMs, ajuste de porcentajes de abertura de una válvula, etc. Como se describirá posteriormente aquí a través de su análisis en tiempo real 470, la unidad ACU 450 también provee la interfaz de usuario con los módulos de dimensionamiento y comportamiento de la bomba 500 planteados según la presente invención. Según obviamente notarán los entendidos en la materia, las reglas básicas contempladas por la presente invención, comprenden reglas que ajustan la velocidad de la bomba para controlar la tasa de producción, a fin de obtener un nivel de fluido deseado y proveer alarmas y/o paradas que impidan el daño a los costosos componentes de la bomba. La velocidad del motor y por consiguiente la producción de la bomba 80, se determinan a través de un dispositivo controlador variable 60, es decir, un control de servomotor, utilizando datos de control que vienen de, o van a, otros dispositivos del sistema 70, según aquí se describe, incluyendo dispositivos de control de diluyente, alarmas locales y otros dispositivos en el sitio, que requieren de automatización. Por otra aparte, las reglas avanzadas comprenden reglas generadas a través de la representación de una experiencia de campo petrolero basada en conocimientos, con la cual la producción puede ser llevada al máximo, la posibilidad de fallas operacionales reducida al mínimo, las posibles fallas de la bomba y la condición del pozo pueden ser determinadas, y se pueden recomendar las medidas preventivas apropiadas para optimizar operaciones de la bomba . Como entenderán los expertos en la materia, la unidad ACU revelada en la presente invención puede utilizar información de la RCU, bien sea que esté directamente integrada con la RCU o interconectada con un sistema SCADA, con soporte para protocolos de interfaz estándar 430 correspondientes a versiones autónomas o en red, tales como DDE, TCP/IP, etc. Entre las opciones de conexión se incluyen los enlaces pro radio módem de líneas telefónicas dedicadas o no dedicadas, o conexión directa 90. Desde luego, se entenderá que la ACU y la RCU pueden estar enlazadas en un PC industrial dedicado, localizado en el campo. Se entenderá también que la unidad ACU puede formar redes, controlar y operar varias instalaciones de bombas contempladas bajo la presente invención.

Por lo tanto, se apreciará que la presente invención ofrece un sistema de computación (véase la FIGURA 5) para optimizar el comportamiento de la bomba de fondo, empleando datos en tiempo real suministrados por transductores económicos comúnmente disponibles, y similares, los cuales se colocan estratégicamente dentro del conjunto de la cabeza de pozo, conforme se describió previa y detalladamente aquí. En general, los expertos en la materia han buscado automatizar la operación de la PCP en tiempo real y con lazo cerrado, pero no han podido evitar el uso de los costosos instrumentos y similares que han sido típicamente emplazados hoyo abajo. Además de proveer información suficientemente exacta y actualizada, esta clase de sistema de optimización debe procesar y analizar de manera eficiente dicha información para que sea posible hacer los ajustes adecuados en el campo, en tiempo real, o por lo menos cerca del tiempo real . Como se describirá posteriormente aquí los aspectos referentes ai software de la incorporación preferida de esta invención, se han desarrollado en C++ para Windows de Microsoft 3.1, 95 o plataformas NT, siendo compatibles con protocolos de comunicaciones TCP/IP, DDE estándar y con cualquier aplicación que cumpla con estos protocolos . Se ha diseñado con arquitectura de Cliente/Servidor y obviamente, dentro de lo propuesto por esta invención, cabe cualquier otro lenguaje adecuado de aplicación en cualquier plataforma conocida. Para realizar las tareas deductivas del motor según la presente invención, se utilizan técnicas de Inteligencia Artificial, tales como las redes neurales, lógica difusa (Fuzzy Logic) y algoritmos genéticos. A título de ejemplo, según se describirá más adelante, un módulo de lógica difusa administra la tarea de comparar y detectar las condiciones de las variables . Para impedir que se presenten condiciones ambiguas, se utiliza un conjunto difuso conformado por cuatro condiciones para cada variable. Otro aspecto de la presente invención es el análisis de automatización y software que comprende el sistema experto y sistemas relacionados. En la incorporación preferida, la herramienta analítica del diseño de los sistemas de bomba de cavidades progresivas 22, comprende un software que desarrolla modelos matemáticos de un pozo con bomba de cavidades progresivas, para decidir el potencial del pozo. Según la presente invención, el potencial del pozo corresponde a la relación del comportamiento de entrada (inflow performance ratio (IPR) y la relación del comportamiento de salida (OPR) . Este aspecto de la presente invención, determina también el tamaño apropiado para el equipo de la bomba de cavidades progresivas a ser utilizada para un pozo, es decir, la bomba, cabezales, varillas, etc.

Esta herramienta analítica opera en-línea y fuera-de-línea, e incluye una base de datos que permite guardar y recuperar. Concentrándonos ahora en el potencial del pozo, tenemos que el módulo de análisis nodal de la incorporación preferida, permite generar curvas de relación de comportamiento de entrada y de salida del pozo y de su completación. Es posible establecer y fijar el punto de operación del pozo para el análisis de los parámetros de operación, diseño o rediseño. Los parámetros de operación incluyen la tasa o nivel de fluido deseados, la potencia hidráulica, potencia mecánica y potencia eléctrica. El estudio de la completación de pozos es posible a través de la utilización de correlaciones multifásicas de flujo tanto horizontales como verticales, para el crudo liviano, mediano, pesado o extrapesado. Al utilizar estos análisis, se podrá determinar la tasa óptima de producción deseada para el pozo. Además es posible decidir el diferencial de presión (Delta P) necesario en términos de la bomba; la Delta P, define la potencia hidráulica requerida por la bomba. Como se describirá más adelante, de acuerdo con la presente invención también es posible determinar la presión de succión (nivel de fluido) para el comportamiento óptimo del pozo. Utilizando una variedad de correlaciones matemáticas, se pueden predecir las cargas mecánicas manejadas por el cabezal y el motor (u otro impulsor principal) .

Con el fin de alcanzar los objetivos de la optimización de bombeo de la presente invención, un requisito previo es calcular la fricción y densidad para establecer a su vez los cálculos adecuados de los niveles de fluido, debido al impacto que la fricción y la densidad ejercen sobre la presión de la línea de flujo o de la descarga en la superficie. Como lo entenderán los expertos en da materia, la fricción y la densidad también aportan carga hidráulica y una carga mecánica resultante, cuando están involucrados en las bombas que producen a través de sistemas de bombeo tubulares tales como los contemplados por esta invención. Se considera que las pérdidas de fricción son de naturaleza mecánica, debido al incremento natural resultante en la presión, por la circulación del fluido a través de la tubería; estos valores varían de acuerdo con las características del fluido, tales como la viscosidad, las dimensiones tubulares y las tasas de flujo de la bomba. Por los cálculos de la densidad del fluido se obtiene la gravedad específica o peso de una columna de fluido. El fijar valores por medio de cálculos de la densidad del fluido, permite que el aspecto del sistema experto de la presente invención establezca matemáticamente las cargas hidráulicas aumentadas y el impacto de flotabilidad sobre las varillas de succión suspendidas . Como se hará evidente para los expertos en el campo, estos valores se necesitan para calcular de manera precisa el impacto de las variables del sistema, y para hacer correcciones a fin de permitir que se realicen correctamente las interpretaciones mecánicas y del nivel de fluido. Las variables que tienen que ver con el tiempo y que se utilizan en el sistema de computación y se señalan en la presente invención, define una relación mecánica predecible. De hecho, estas relaciones indican la posibilidad de que se requiera efectuar ajustes en las condiciones operativas de la bomba o en la dinámica del pozo. Adicionalmente, estas relaciones de valor-tiempo proporcionan datos históricos a ser utilizados en el análisis de las condiciones de la bomba y del pozo, preferiblemente en base a tiempo real. Como notarán los expertos en la materia, estos análisis definen características eventuales que luego pueden ser almacenadas y utilizadas por el Sistema Experto para controlar, optimizar y predecir los ajustes requeridos a fin de garantizar un comportamiento óptimo de la bomba. Desde luego, estos eventos también indican las demandas de servicio y otras necesidades del sistema de la bomba. Así, la presente invención ofrece al operador la posibilidad de incrementar efectivamente la productividad del pozo, reducir el tiempo inactivo, y mejorar sustancialmente la economía de la operación . La presente invención también se refiere a las cuestiones de dimensionamientos del equipo, que prevalecen en el campo petrolero. En particular, el tamaño de la bomba y el tipo de elastómero se determinan en base a los requerimientos de presión y producción. La selección se fundamenta en la afinidad química del petróleo crudo con los elastómeros disponibles. Como ejemplos, se pueden seleccionar elastómeros que tengan poca permeabilidad gaseosa o resistencia a hidrocarburos aromáticos o mayores capacidades de temperatura máxima. De igual modo, el dimensionamiento del cabezal se lleva a cabo en base a la carga máxima soportada por los rodamientos axiales y a los requerimientos de potencia mecánica. Las cargas mecánicas son determinadas por los requerimientos hidráulicos de la bomba y por el peso de las varillas. La selección del motor se basa en la potencia máxima requerida por la bomba. Las dimensiones de la sarta de varillas se basan en la profundidad, viscosidad del fluido, gravedad API, carga torsional, etc. Otro aspecto y ventaja de la presente invención es el módulo de reglas 23, el cual se basa en la experiencia, para una operación optimizada. Este tipo de colección de reglas comprende preferiblemente una base de conocimientos dinámicos que se deriva de la experiencia en el campo petrolero, para optimizar la producción y reducir las posibilidades de falla. La información en tiempo real, constituida pro las variables en el campo, incluyendo carga axial, temperatura actual del motor, presión del cabezal así como rpms, torsión, etc., se comunica al aspecto de software de la presente invención a través de una plataforma estándar de comunicaciones. Como se describirá posteriormente, los datos en bruto se analizan a fin de decidir la correcta acción de control a seguir. Como resultará obvio para los entendidos en la materia, dichas acciones incluyen el cambio de velocidad de la bomba (RPM) o cambio del porcentaje de abertura de la válvula de desvío, la parada de la bomba y alarma del sistema, etc. Se notará que los objetivos de la optimización son: el logro de una producción continua e ininterrumpida del pozo; la predicción y corrección de situaciones de funcionamiento defectuoso; la reducción de los costos operativos; prolongar al máximo la vida útil de los equipos protegiéndolos o modificando las condiciones de operación. . Como será evidente para los entendidos en la materia, el diagnóstico proporcionado por la presente invención (véase la FIGURA 6) se logra mediante un proceso integrado e iterativo de reconocimiento de patrones, utilizando una variedad de herramientas de inteligencia artificial que incluye redes neurales algoritmos genéticos, lógica difusa, sistemas expertos, etc. Así, la optimización en-línea de lazo cerrado, contemplada por la presente invención depende de ciertas variables que deben ser automatizadas en un pozo con bomba de cavidades progresivas, tales como: la carga axial del sistema, RPM del rotor, corriente del motor, parada y alarmas automáticas, control de inyección de productos químicos y diluyentes, temperatura del arrollamiento del motor. De acuerdo a la práctica en el ramo, los. ingenieros de producción deben mantener el valor de carga axial dentro de una banda operativa oscilando alrededor de un valor de diseño. Este valor de diseño se determina a partir de los pesos de las varillas, la bomba y la columna de fluido dentro de la tubería, tomando también en cuenta el nivel mínimo de submersión de la bomba. El nivel mínimo de submersión de una bomba, es el más bajo nivel de fluido que se puede permitir en un pozo para la máxima producción de fluido sin ocasionar ningún riesgo a la completación del pozo. La presente invención permite diagnosticar con facilidad eventos importantes tales como bombeo en vacío, atasco por gas, exceso de torsión, fracturas de la sarta de varillas, desgaste en los elementos de la bomba y dilatación del estator. Se entenderá que los sistemas de bomba de cavidades progresivas se basan en una tasa de producción directamente relacionada con la velocidad de la bomba (del rotor) . 'Esta velocidad es la misma del eje del cabezal. Por lo tanto, midiendo las RPM del sistema, es posible realizar una acción de control que optimice la producción con la ayuda de una carga axial. El sistema explicado por la presente invención, ajusta de manera automática las RPM, de acuerdo a lo requerido. Una vez logrado el ajuste de las RPM, el sistema las revisa para cerciorarse de que se ha concluido el ajuste correcto. La presente invención contempla la posibilidad de utilizar cualquiera de las varias formas distintas de lograr la medición de las RPM, incluyendo recolección magnética, conexión en serie con un impulso de velocidad variable, etc. Al medir la corriente del motor, la presente invención puede realizar de manera ventajosa varios análisis operativos, tales como: la predicción o detección de las condiciones de carga mecánica, los atascamientos de las bombas, el bombeo de sólidos, gas, etc. Los valores de la corriente del motor permiten además monitorear el sistema eléctrico del sistema, en cuanto a las cargas equilibradas, pérdida ' de la fase, etc. Obviamente, en determinadas circunstancias se hace necesario detener el sistema lo más pronto posible. Por lo general, estas condiciones pueden incluir situaciones de presión excesivamente alta en la cabeza de pozo, demasiada torsión (corriente) , cargas axiales extremadamente altas o bajas, etc. En consecuencia, se necesitan los medios para lograr una parada inmediata y automática. Se pueden proveer alarmas preferenciales que advierten sobre problemas potenciales en el sistema.

Mediante el monitoreo de la tasa de flujo y la presión, se ha determinado la conveniencia de controlar los volúmenes de productos químicos o de diluyentes introducidos en el hoyo o línea de flujo del pozo. De acuerdo a la práctica común en la industria, los productos químicos pueden ser necesarios para impedir la corrosión, las acumulaciones de parafina, etc., y los diluyentes se emplean para controlar la viscosidad del fluido del pozo. Estos controles de inyección pueden administrar la tasa de producción de una bomba de inyección de productos químicos o el porcentaje de abertura en una válvula de inyección de productos químicos o diluyentes. Para lograr estos controles, se necesita de un medio para ajustar esta válvula el cual podría ser un actuador de válvulas. El sistema de instrumentos se ajusta a cualquier otra instrumentación generalmente utilizada en aplicaciones referidas a pozos petroleros. Por ejemplo, cumple con las normas de la Instruments Society of America (ISA) . De igual modo, la presente invención acepta también otros diseños. El aspecto concerniente al sistema experto (sistema "Maestro" de computación) de la presente invención, realiza análisis en tiempo real hasta entonces desconocidos en la industria (véase las FIGURAS 5 y 6) . El comportamiento de la bomba de fondo se diagnostica en relación con la carga axial. Ahora es posible medir o calcular el escurrimiento de la bomba durante la operación, y luego comparar este escurrimiento con un valor empírico o con un valor teóricamente calculado, para decidir si la bomba ha sufrido desgaste o no. Con ello se logra mejorar en gran medida el mantenimiento preventivo y de predicción, como notarán los entendidos en la materia. La presente invención permite proteger a todo el sistema de la bomba de ser puesto a funcionar bajo condiciones extremas tales como exceso de carga de torsión, sobrecarga y subcarga, haciendo posible además la rápida detección de fallas del sistema tales como varillas fracturadas, fugas en la línea de flujo, obstrucciones o dilatación del estator, al tiempo que permite el monitoreo del nivel de fluido y de los objetivos de tasa de flujo. Al calcular y vigilar las presiones de entrada y descarga de la bomba en tiempo real, y al medir los gradientes de fluido y niveles de éste, la velocidad de la bomba se puede ajustar automáticamente para seguir la pista de un nivel de fluido en particular o una tasa de flujo correlacionada. Como parte de la presente invención se revela que dichos cálculos pueden ser efectuados por el sistema experto o seleccionados por el usuario. Como comprenderán los expertos en el campo, las RPM del rotor de la bomba constituyen una importantísima variable a controlar en el sistema contemplado por la presente invención. A fin de controlar la tasa de producción y el nivel del fluido del gas y del petróleo, se necesita un medio para ajustar las RPMs. Definitivamente es importante que el método de control aplicado cumpla con los protocolos estándar y prevalecientes para las comunicaciones de la instrumentación, por ejemplo, Modbus RTU, Modbus +, TCP/IP, 4-20 mA, etc.) . Algunos de estos dispositivos son el variador de velocidades, el sistema de polea con servomotor, etc., o el sistema de poleas con servomotor comúnmente utilizado en la industria, es decir, el dispositivo mecánico variador de velocidades, en el cual el servomotor ajusta la velocidad obtenida de poleas de pasos variables. Es así como el sistema experto revelado, modifica apropiadamente la velocidad de la bomba para mejorar sus condiciones de funcionamiento. Luego, el sistema espera a que el pozo se recupere, dependiendo de las dimensiones de completación, de éste último, de las tasa de flujo, etc. Durante este periodo de recuperación, el sistema instrumental no provee ninguna información dinámica calculada, porque el pozo está inestable y cualquier cálculo sería por tanto inexacto. No obstante, la presente invención continúa proporcionando la información medida, y las reglas básicas de control siguen haciendo funcionar el sistema. El sistema experto revelado por la presente invención proporciona reglas de control que sugieren la falla potencial de la potencial de la bomba y las condiciones del pozo, y provee alarmas e incluso paradas para impedir el daño a los costos componentes del sistema de bombeo. También provee mensajes explicativos e información conexa a los operadores del pozo, describiendo la productividad del pozo y el comportamiento de la bomba, preferiblemente en tiempo real. Como se especificará en detalle más adelante, el sistema experto contemplado en esta invención utiliza, de preferencia, la lógica difusa (fuzzy logic) para generar un singular conjunto de parámetros operativos para cada aplicación de campo petrolero, y recopila y analiza los datos históricos para convertirlos en una base de conocimiento de la bomba y del pozo. La presente invención también explota parámetros autogenerados, a fin de proporcionar a los practicantes del ramo una base de conocimientos dinámicos que tenga una biblioteca de datos del comportamiento de la bomba y del pozo y que sea continuamente actualizada. De este modo, el sistema experto explicado en la presente invención, provee a quienes ejercen la práctica, una sinergia novedosa en la cual es posible mejorar inherentemente un análisis ya completo, gracias a que todos los análisis y recomendaciones previos también se incorporan allí para posteriores análisis y recomendaciones . Según se describirá más adelante, esta capacidad de analizar y recomendar, característica de la presente invención, se puede interconectar con, o transferir a, otras aplicaciones de pozo, permitiendo así lograr la máxima optimización en el mínimo de tiempo. Una vez que el sistema experto de la presente invención establece conjuntos de reglas a partir de una base de conocimientos, estas reglas se pueden aplicar luego a otros pozos. El sistema experto puede ser configurado de manera de comunicarse mediante interfaz con cualquier esquema de automatización estándar y vigente en la industria. Como notarán los entendidos en la materia, se proporciona una gran cantidad de análisis e ingreso de datos, para ser utilizados en la evaluación del comportamiento de los equipos de pozo petrolero y similares. Se notará asimismo que las incorporaciones de la presente invención se ha desarrollado para analizar valores de sistemas analógicos para varios componentes que integran el sistema impulsor electromecánico de la superficie, correspondiente a las bombas de cavidades progresivas. Según se describirá con mayor detalle a continuación, las relaciones mecánicas para estos valores analógicos se desarrollan para conformar algoritmos matemáticos adecuados, los cuales se utilizan en el generación de valores útiles para las condiciones dinámicas del bombeo. El sistema de computación explicado en este invento, procesa y registra estos valores, de allí el análisis en tiempo real. Una característica ventajosa de la presente invención, consiste en que los ajustes del pozo se realizan de manera continua. La incorporación preferida de esta invención, presenta estos valores y análisis en una interfaz amistosa entre computador e usuario programada en C++ Visual a ser utilizada en ambiente de Windows de Microsoft. Por ende, será evidente para los entendidos en la materia, que la tecnología para encontrar estos valores analógicos, así como los métodos de análisis y los diseños del sistema de computación, no habían sido conocidos hasta ahora en cuanto se refiere a los sistemas actuadores de las bombas de cavidades progresivas y similares usadas en la producción petrolera y operaciones de recuperación. Es decir, que los practicantes en este campo, han utilizado transductores de presión hoyo abajo, conectados a un procesador en la superficie, o conectados a un aparato sónico dedicado, para determinar la información del nivel del fluido en tiempo real. Pero esos sistemas convencionales no solamente son comparativamente costosos sino que proveen capacidades limitadas ya que sólo permiten analizar una sola variable indicativa del nivel del fluido; esos sistemas adolecen inherentemente de una falta de capacidad para diagnosticar correctamente las condiciones dinámicas de la bomba y proveer un sistema experto para optimizar su comportamiento, como la contemplada en la presente invención. Con referencia a la FIGURA 5, se describe un Lazo General 300 de la presente invención, el cual funciona como lazo cerrado para control automático en el PLC. Según posteriormente se describirá con mayor detalle aquí el Lazo General 300 comprende los pasos de explorar las variables que incluyen las entradas y parámetros analógicos 310, luego procedimientos de diagnóstico 320 para la optimización como la contemplan estas memorias descriptivas, y un procedimiento para reportar las variables 330 al Sistema Experto Maestro o al Sistema SCADA. Refiriéndose ahora a la FIGURA 6, se aprecian en ella los pasos que conforman el procedimiento de diagnóstico 320. En especial, se observan ciertas reglas, es decir la Regla 1(340) y la Regla 2(350), y se realizan ciertos análisis, es decir, el Análisis 1(360) y el Análisis 2(370), que se ejecutan sucesivamente como se describirá más adelante, para evaluar en forma total y dinámica las condiciones y el comportamiento operacional de la bomba. La explotación de la lógica y varias funciones del sistema experto incorporado a la presente invención exige establecer una metodología contraria a los que hasta ahora han hecho los operadores de la industria. Se notará que los conceptos y lógica subyacente se basan en la premisa de un principio determinado a partir de exhaustivas pruebas de laboratorio y de campo: se ha encontrado que una relación funcional entre la carga axial y el nivel del fluido presenta un comportamiento preciso y uniforme cuando se ajusta correctamente con respecto a los efectos acumulativos de todas las variables que efectúan dicha relación funcional. Como indicio de la eficiencia del sistema de computación explicado en este invento, la relación, tal y como la desarrolló el sistema experto instrumentado, puede ser y ha sido expresada como una ecuación más sencilla que puede ser normalmente prevista por los expertos en la materia. Como prerrequisito del procedimiento hay que seguir una serie de pasos a fin de inicializar debidamente la aplicación de un campo petrolero en particular. Durante la calibración de esta aplicación, se obtienen los niveles de fluido iniciales a partir de pruebas sónicas de nivel u otros métodos conocidos . Como comprenderá los entendidos en el campo, en este momento el nivel del fluido y las cargas axiales se convierten en valores conocidos. Luego, se realizan varias pruebas del nivel del fluido, a distintos niveles de fluido, para caracterizar apropiadamente la relación funcional entre la carga axial y el nivel del fluido. El sistema experto de la presente invención genera entonces una ecuación polinómica para representar esta relación fundamental. Se ha encontrado que la fórmula apropiada puede ser determinada en forma efectiva utilizando la regresión lineal convencional. Desde luego, puede ser conveniente calcular el impacto que, sobre la relación entre la carga axial y el nivel del fluido ejercen otras variables, con las ecuaciones polinómicas generadas durante este paso de calibración. Una característica y ventaja de esta invención, consiste en que la capacidad que tiene el presente sistema de computación para realizar estos polinomios autogenerados y valores reales calculados para el nivel de fluido, mejora la confianza en los valores del nivel del fluido, per se. La presente invención ha cumplido esta intimidante y multifacética tarea de recopilar datos en tiempo real y su respectivo procesamiento y análisis, junto con los consiguientes ajustes en la operación de la bomba, de un modo antes desconocido en la industria. Como lo entenderán los expertos en la materia, la presente invención explota la capacidad de obtener la presión de succión a partir de la carga axial soportada por el cabezal. En forma más particular, el nivel de fluido total, derivado de la cargas axiales sostenidas por los rodamientos dispuestos en el cabezal, se puede representar mediante la siguiente expresión : Wr + Rp+(Pwh+Ps+ (LrGs) (Ar-Ar) -PcAR-La LVLS= ARGs donde LVLS = Nivel de fluido -pies (calculado) La = Carga Axial- libras (medida en el sensor de carga) Wr = Peso de las Varillas en el Fluido-libras (Calculado) Rp = Empuje de Rotor - libras (calculado) PWh = Presión de Cabeza de Pozo - psi (medida) Ps = Presión de Fricción - psí (calculada) Lr= Longitud de las Varillas - pies (medida) Gs = Gradiente de Fluido - psi/pies (calculado) AR = Sección Transversal del rea del Rotor de la Bomba- pulg2 (medido) Ar = Sección Transversal del Área de Varilla-pulg2 (medido) Pc = Presión de la Tubería de Revestimiento psi (medida) Se ha encontrado que conocer el nivel dinámico del fluido de un pozo en operación, permite una apreciación invaluable del comportamiento de la bomba. De hecho, el nivel dinámico del fluido permite observar en tiempo real la relación entre la velocidad de bombeo y la productividad del pozo, donde el comportamiento de la bomba se puede monitorear y llevar al máximo para lograr no solamente una óptima producción de gas o de petróleo, sino también la completación de pozos y un amplio conocimiento de las condiciones del yacimiento. Igualmente se notará que, el valor del nivel del fluido, en comparación con la capacidad teórica de producción de la bomba, sugiere además la condición y comportamiento del sistema de bombeo. Como ocurre con cualquier bomba, a medida que la bomba de fondo se desgasta la eficiencia operativa disminuye. En las operaciones convencionales de bombeo de fondo, la producción de la bomba se ajusta manualmente variando apropiadamente las RPM de la bomba para tratar de mantener al máximo la productividad del pozo. Los entendidos en la materia deben ver claramente que sin un conocimiento de las condiciones del pozo en tiempo real el análisis del pozo y del comportamiento de la bomba son una tarea que toma mucho tiempo y requiere un gran esfuerzo. Desde el punto de vista de las ventajas, si no se tiene el beneficio del análisis automatizado en tiempo real, según se prevé en la presente invención, la única forma realista en la que el operador puede detectar la necesidad de cambiar los requerimientos de producción de la bomba, es a través de una reducción catastrófica en la producción del pozo. Generalmente, para obtener el nivel, dinámico del fluido, el operador del pozo debe usar periódicamente una prueba sónica del nivel del fluido, la cual es tanto costosa como inconveniente. Sin embargo, debido a lo problemático y costoso de estas pruebas, el operador del pozo por lo general hace una estimación de la tasa de producción, en un intento de lograr la máxima productividad del pozo. Además, existe seriamente la posibilidad de que la productividad del pozo petrolero se vea perjudicada por niveles de fluido demasiado bajos. Comprensivamente, esta conocida y potencialmente desastrosa consecuencia, hace que el operador adopte una actitud conservadora, reduciendo ia producción máxima probable' de cualquier pozo petrolero en particular. De igual modo, como bien se conoce en la industria, las bombas se utilizan en los pozos de gas para liberar la contrapresión en la formación, extrayendo el fluido del pozo. La contrapresión que genera el fluido dentro del pozo, reduce o detiene la producción de gas . Las bombas de fondo generalmente se colocan debajo de las perforaciones de los pozos para reducir el nivel del fluido hasta que el gas fluye del pozo. Lo usual es que el pozo continúe fluyendo hasta que se presente de nuevo la contrapresión debido a la entrada continua de agua al pozo. , Por consiguiente, de acuerdo con la presente invención se deben establecer parámetros de diseño adecuados para configurar correctamente los distintos componentes del sistema de computación integrado, a fin de poder monitorear el comportamiento de la bomba de tiempo real y lograr la optimización de la bomba bajo la influencia de un sistema experto automatizado. El aspecto de la optimización, correspondientes a este invento, se ha dividido en dos unidades de control primario. Así, la incorporación preferida está configurada utilizando un sistema de control primario que comprende la unidad de control avanzado ACU. Se notará que la función primaria de la ACU es proporcionar una evaluación detallada de las operaciones del pozo, contener el sistema experto y evaluar los datos almacenados obtenidos de un controlador local colocado localmente en el sitio del pozo, es decir, obtenidos desde un PLC o desde una unidad RTU. El PLC/RCU provee de esta manera el control local del sistema experto aquí revelado, por medio del acceso a un conjunto de variables dictadas, o bien mediante la carga desde la ACU de varios valores correspondientes, o bien a través de valores programados manualmente durante el ensamblaje e instalación del sistema. Estas dos unidades de control explicadas en la presente invención, requieren diferentes parámetros de diseño. La unidad ACU, funcionando como el "cerebro" del sistema, se intercomunica interactivamente con el operador/usuario y requiere de bastante programación. Como se describirá más adelante, varios objetos comprenden el sistema de optimización computalizado, y, o bien realizan una función particular o constituyen un prerrequisito para la interacción humana recursiva. Contrariamente a lo que sucede con la unidad ACU, el PLC/RTU de la presente invención, requiere por lo general de una programación más simple. Desde luego, la unidad RTU se programa durante el ensamblaje y durante la operación utilizando los valores obtenidos de la unidad ACU.

Se notará que en la incorporación preferida, el software que aplica la unidad ACU requiere de entradas sustanciales por parte del usuario, debido a los elementos naturalmente requeridos en relación con los emplazamientos de los pozos, así como para lograr el monitoreo y el comportamiento de la bomba, detallado y robusto, que contempla la presente invención. Esta diversidad de variables de entrada (y sus cálculos resultantes asociados) e interrelaciones, establecen la base funcional para los módulos del programa de computación subyacente y para los objetos conexos, como se describirá más adelante en detalle. La enumeración de elementos que sigue, corresponde tanto a las entradas del usuario requeridas, como a los valores calculados. Se entenderá que muchas de las entradas del usuario t están pre-programadas en el software como una interfaz de usuario para el ingreso de datos. Por ejemplo, dicha pre-programación de las entradas del usuario, ocurriría si se conociera que las variables son estándar y aceptables en la industria. Por el contrario, otras variables que son requisito previo, exigen que el usuario final proporcione detalles de diseño necesarios a fin de hacer disponibles todas las capacidades contempladas en el sistema automatizado acorde con esta invención. Por supuesto, debe resultar obvio que los siguientes elementos sólo representan las definiciones básicas de los objetos y formas de entrada para los programas de computación que ponen en práctica la incorporación preferida. En muchas aplicaciones prácticas, las regresiones lineales polinómicas se utilizan en el software para establecer valores exactos derivados de las pruebas de campo verificadas, y se indican con sus elementos. La utilización de estos elementos pre-requeridos, se ilustra mediante el pseudocódigo descrito a continuación. Además, la integración de estos elementos y objetos, y los cálculos^ relacionados, se puede apreciar rápidamente en este pseudocódigo. Por conveniencia, los elementos enumerados a continuación sin comentario adjunto, generalmente se refieren a las entradas del usuario o del programador; los elementos se categorizan dentro de sus objetos pretendidos que se contemplan en la incorporación preferida, la cual se lleva a la práctica en lenguaje C++ . Se entenderá, desde luego, que la puesta en practica puede llevarse a cabo en cualquier lenguaje de programación idóneo, en cualquier computadora suficientemente poderosa y versátil, bien sea portátil o de escritorio. Los objetos del diseño de la ACU, comprenden el objeto pozo, objeto bomba, objeto varilla, objeto complementación del pozo, objeto cabezal, objeto motor de superficie, objeto segregador de gas, objeto yacimiento, objeto biblioteca de comunicaciones, objeto tubería de producción, objeto tubería de revestimiento, objeto línea de flujo, objeto separador de gas, objeto sensor de carga, objeto protocolo, objeto ecuación de superficie, objeto controlador de frecuencia variable, objeto equipo de fondo, objeto sistema de optimización de bomba, objeto cabezal, objeto equipo de automatización en la superficie, objeto acoplamiento, objeto varillas de sección, objeto varillas continuas . Los elementos y comportamiento del objeto pozo, se discriminan de la siguiente manera: . nombre id del pozo nivel estático del fluido: calculado por la presión estática : presión de fondo estática: calculada por el nivel estático del fluido • presión del flujo del pozo: calculada por la fórmula pwf = (profundidad de perf^gravedad específica petróleo*gradiente agua*) +presión de cabeza de pozo tasa de producción real: calculada por la tasa operacional de la bomba; fórmula a ser descrita más adelante tasa deseada: tasa máxima: calculada utilizando ecuaciones Vogel&Darcy estándar, bien conocidas en la industria petrolera, para evaluar el comportamiento del flujo entrante. Si el índice de productividad, pi=0; Si el punto de presión de burbujeo > presión estática -> Vogel Si no permanente (Vogel o Darcy) Si no a través del índice de productividad y la presión estática (ecuación de línea puesto que la curva pi es una recta) temperatura de fondo temperatura de cabeza de pozo índice de productividad: presión de punto de burbujeo presión de cabeza de pozo: Medida en operación de tiempo real calculada por correlación del separador de gas. relación gas petróleo: calculada para compensar en la operación de tiempo real wor (relación agua aceite o porcentaje de agua) gravedad de petróleo API gravedad específica del gas salinidad del agua porcentaje de H2S viscosidad de fondo viscosidad de cabeza de pozo porcentaje de aromáticos presencia de arena velocidad máxima de operación velocidad mínima de operación nivel dinámico de fluido: calculado por medición de los sensores de carga en operación de tiempo real medición del sensor de carga-factor de flotabilidad*peso de varillas (aire) whp+fl Fl= — constante de la bomba*área de la botcba*gradiente del fluido gradiente de luido calculado con las presiones de entrada o descarga de la bomba y la Delta P. presión de carga operacional del pozo: medida por el medidor del sensor de carga multiplicado por el área de bombeo, resulta en la Delta P de las pérdidas por fricción de la bomba en la tubería: calculado por: A = pow( (0.292*q0) ,1.85) ; (3) B =pow(d,4.8655) ; (4) Tf=.18* (longitud de tubería o profundidad de la bomba/100.0) * (a/b) : (5) gradiente del fluido; calculado mediante regresión lineal de la curva empírica práctica al momento del arranque factor volumétrico: calculado por correlación radio del pozo radio horizontal del drenaje factor de. flotabilidad: determinado en el procedimiento de arranque vía regresión lineal factor vplumétrico de la formación tubería de revestimiento: véase definición de tubería de revestimiento Los elementos y comportamiento del objeto bomba PCP se discriminan de la siguiente manera: marca : modelo: tasa máxima @ altura 0 @ 500rpm altura máxima: tasa máxima @ Altura máx. @ 500rpm diámetro del rotor excentricidad hp @ altura O @ 500 rpm hp @ Altura max. @ 500 rpm número de etapas presión delta operativa: calculada por medición del sensor de carga Carga-Factor de Flotabilidad*Peso de las Varillas DeltaP= (6) Constante de la Bomba*Area de Bombeo presión de entrada de la bomba: calculada por correlaciones basadas en el nivel de fluido calculado, es decir, en base al proceso de diseño subyacente calculado por correlación en base a DeltaP, y la presión de cabeza de pozo profundidad de fijación de la bomba: submersión mínima de la bomba RPMs de operación: calculadas por función paramétrica dependiendo de la DeltaP operativa y de la tasa real o deseada: vb=qmax5/500; (7) aa= (qmax5-qapmax5) /po (pmax, 2 ) ; (8) Rrpm= ( (qmax poz+aa*pow ( (2.308*DeltaP) , 2) ) /vb) ; (9) régimen de operación: calculada por la presión delta de la bomba y las rpms de operación; verificada midiendo la presencia de fluido elastómero: determinado por las condiciones del pozo, P.ej; aromáticos, arena, etc. constante k para el área de bombeo torsión mínima de arranque Los elementos de comportamiento del objeto varillas se discriminan de la siguiente manera: pérdidas por fricción en las varillas: calculadas por correlación diámetro factor de aspereza densidad de peso lineal peso en el aire Los elementos y comportamientos del objeto completación se discriminan de la siguiente manera: profundidad de perforación profundidad vertical total tubería de revestimiento tubería de producción varillas líneas de flujo verdadera profundidad vertical de cada pieza los elementos y comportamiento del objeto cabezal se discriminan así: marca : modelo: recomendado por el programa de computación a través de la carga axial máxima a ser generada por el sistema carga axial máxima hp máximo rpm mínimas rpm máximas Los elementos y comportamientos del objeto segregador de gas se discriminan así: eficiencia Los elementos y comportamiento del objeto motor de superficie se discriminan así: marca tamaño del modelo: calculado por el programa de computación a través del hp máximo a ser manejado por el cabezal hp máximo temperatura máxima corriente máxima temperatura real: medida por el transmisor de temperatura temperatura real en funcionamiento: medida por amperímetro en una de las fases del motor condición de equilibrio: calculada por el valor de la corriente en todas las fases Los elementos y comportamiento del objeto yacimiento se discriminan como sigue: nombre campo dirección geográfica espesor del yacimiento constante de permeabilidad vertical constante de permeabilidad horizontal número de pozos pozos los elementos y comportamiento del objeto biblioteca de comunicaciones se discriminan así: protocolo plataforma de hardware (capas del modelo del sistema operativo, puerto serial, puerto de Red) configuración Los elementos y comportamiento del objeto tubería de producción se discriminan de la siguiente manera: número de secciones diámetro interno diámetro externo factor de aspereza densidad de peso lineal longitud de la sección Los elementos y comportamiento del objeto tubería de revestimiento se discriminan de la siguiente manera: número de secciones diámetro interno factor de aspereza densidad de peso lineal longitud de la sección Los elementos y comportamiento del objeto línea de flujo se discriminan así: longitud diámetro interno caída de presión: calculada por el programa a través de la presión del separador de gas y la presión de la cabeza de pozo calculada teniendo uno de los anteriores y utilizando las correlaciones. factor de aspereza ángulo promedio desde la horizontal (ascendente"+", descendente"-") con los vértices en la cabeza de pozo Los elementos y comportamiento del objeto separador de gas se discriminan así: capacidad volumétrica presión de separación temperatura presión real: medida a través del transmisor de presión Los elementos y comportamiento del objeto sensor de carga se discriminan de la siguiente manera: área total a cargar presión de fluido hidráulico: medida por el transmisor de presión en el sensor de carga carga axial total: calculada por la presión del fluido hidráulico multiplicado por el área total a cargar carga axial máxima que se puede medir: calculada por análisis en el sensor de carga los elementos y comportamiento del objeto protocolo se discriminan así: • configuración de comunicaciones marco mensajes de error revisión de errores códigos de función Los elementos y comportamiento del objeto eq. de superficie se discriminan de la siguiente forma: motor controlador de frecuencia variable Los elementos y comportamiento del objeto controlador de frecuencia variable se discriminan así: voltaje de entrada voltaje de salida rango de frecuencia paso de frecuencia Los elementos y comportamiento del objeto equipo de fondo se discriminan así: bomba segregador de gas , Los elementos y comportamiento del objeto Optimización del Sistema de PCP se discriminan así: pozo equipo de automatización en la superficie equipo de fondo modelo de pozo PCP Los elementos y comportamiento del objeto Cabezal se discriminan de la siguiente manera: es un cabezal pero tiene un sensor de carga Los elementos y comportamiento del objeto equipo de automatización en la superficie se discriminan así: controlador de frecuencia variable alm1 del cabezal Los elementos y el comportamiento del objeto acoplamiento se discriminan así: diámetro externo longitud pérdidas por fricción en los acoplamientos: calculado por una correlación Los elementos y comportamiento del objeto varillas de sección se discriminan de la siguiente manera: pérdidas por fricción en las varillas: calculadas por medio de la correlación número de secciones diámetro longitud de sección factor de aspereza densidad de peso lineal peso en el aire acoplamientos Los elementos y comportamiento del objeto varillas continuas se discriminan así: .pérdidas por fricción en las varillas: calculadas por la correlación diámetro longitud de la sección factor de aspereza densidad de peso lineal peso en el aire Las relaciones de clases para un yacimiento, se discriminan así: un yacimiento tiene pozos Las relaciones de clases para un pozo se discriminan así: (n de, t, ; equipo de levantamiento artificial) un pozo tiene un equipo de levantamiento artificial; un pozo tiene un equipo de superficie y un equipo de fondo un pozo tiene una completación: un pozo tiene varillas de tubería de revestimiento, acoplamientos Las relaciones de clases para el equipo de levantamiento artificial se discriminan así: un A.I.M.1 (Cabezal con sensor de carga) tiene un equipo de superficie un A.I.M. tiene un equipo de fondo Las relaciones de clases para los equipos de fondo se discriminan así: tiene una bomba tiene un segregador de gas Las relaciones de clases para el equipo de superficie se discriminan como sigue: tiene un motor tiene un controlador de frecuencia variable tiene un cabezal Las relaciones de clases para la completación se discriminan como sigue: tiene una tubería de revestimiento tiene una tubería de producción -1 (n de, t, ; equipo de levantamiento artificial) tiene varillas tiene acoplamientos tiene una línea de flujo Las relaciones de clases para el equipo de levantamiento artificial PCP, se discriminan como sigue: es un equipo de lev. artif. ' tiene una bomba PCP como equipo de fondo tiene un cabezal como equipo de superficie Las relaciones de clases para la bomba se discriminan de la siguiente manera: tiene una tasa máxima tiene una altura máxima tiene velocidad Las relaciones de clases para la bomba PCP se discriminan de la siguiente manera: es un tipo de bomba tiene un rotor , tiene un estator Las relaciones de clases para el segregador de gas se discriminan así: tiene una eficiencia Las relaciones de clases para el cabezal de medición de carga axial se discriminan así: es un tipo de cabezal tiene un sensor de carga Las relaciones de clases para un modelo de pozo PCP se discriminan de la siguiente manera: tiene reglas básicas tiene reglas expertas Las relaciones de clases para un sistema de optimización PCP se discriminan así: tiene un pozo tiene equipo de automatización en la superficie tiene equipo de fondo tiene una completación tiene un modelo de pozo PCP Las relaciones de clases para un equipo de automatización en la superficie se discriminan de la siguiente manera: es un tipo de equipo de superficie pero tiene un controlador de frecuencia variable tiene un cabezal de eq. de levantamiento artificial Haciendo nuevamente referencia a la FIGURA 4, el PLC/RTU 400 recibe cuatro entradas analógicas a través del organizador de instrumentación de campo 10. Más particularmente, el organizador de instrumentación de campo , recibe la entrada analógica de cada transductor de presión de línea de flujo 15, transductor de presión de tubería de revestimiento 20, transductor de temperatura del motor 30, y las RPMs proporcionadas por el controlador de frecuencia variable 60, inversor o un recolector magnético de RPMs. Se entenderá que, al utilizar un controlador de frecuencia variable o un variador, se contempla que la variable será proporcionada por el puerto serial Modbus. Se apreciará que todas las entradas analógicas deben ser, preferiblemente, entradas de 4-20 mA. Por tanto, de acuerdo con la' presente invención, la unidad RTU procesará simultáneamente la información sobre la presión del proceso transmitida desde cada uno de los sensores de carga y el cabezal, la información sobre la corriente y temperatura del motor y la información sobre las RPMs . Las distintas variables incorporadas en las reglas y fórmulas y en los algoritmos explicados en la presente invención y aplicados en la incorporación preferida se enumeran como sigue: WHPH: Valor de Alto Rango para la Presión de Cabeza de Pozo. WHPL: Valor de Bajo Rango para la Presión de Cabeza de Pozo. LCPH: Valor de Alto Rango para la presión del Sensor de Carga . LCPL: Valor de Bajo Rango para la presión del Sensor de Carga . CALC1: Carga Axial del Sistema CALC2 : DeltaP Operativa CALC3 : Peso de las varillas CALC4: FACTOR DE FLOTABILIDAD CALC5 : Nivel de Fluido de Operación CALC6: Carga Nominal CALC7: Nuevas RPMs Kl:Peso de la Sarta de Varillas en el Aire K2: Pérdidas por Fricción. K3: GRADIENTE DEL FLUIDO K : Área de la BOMBA K5: El Óptimo nivel Dinámico de Fluido K6: Óptima Presión de Cabeza de Pozo K7: RPMs Óptimas K8 : Máximas RPMs. K9: Mínimas RPMs K10: DeltaP de la Bomba Deseado Kll: Qmax5 K12: Qpmax5 K13: Máxima Altura que la Bomba puede manejar K14: rea del Sensor de Carga en Pulgadas cuadradas K15: Velocidad Máxima a la cual puede producir el pozo K16: Paso para aumentar o reducir las RPMs K17 : Tiempo de recuperación que debe esperar el pozo mientras la carga vuelve a su banda normal. K18: Corriente Nominal para el Motor o VFC, etc. Como se describirá más adelante en detalle en la presente, estas variables están subsumidas a varias reglas, análisis y procedimientos que logran la ventajosa optimización de la bomba descrita en la presente invención. El acuerdo aquí utilizado para identificar dichas reglas, análisis y procedimientos, se enumera así. Regla 1: Detección de las Varillas Fracturadas Regla 2 : Detección de Corriente Análisisl: Análisis de Carga Análisis2: Análisis de Presión de Cabeza de Pozo Procedimientol : Proceso para Calcular el Escurrimiento de la Bomba Procedimiento2 : Detección de Corriente MATRIZ1: Matriz que contiene la medición de la Carga durante el proceso de escurrimiento de la bomba De acuerdo con la incorporación preferida, el sistema computarizado experto recomienda y fija nuevas RPMs. Esta acción se puede proveer a través de un puerto Modbus a un controlador de frecuencia variable ("VFC") esclavo, etc. Como se describió previamente aquí, el estándar de 4 a 20 mA debe ser el preferiblemente acogido. El sistema tendrá cuatro salidas digitales para activar la parada automática del conjunto de la bomba. se notará que, normalmente, el fabricante del PLC provee una cantidad mínima de salidas digitales. desde luego esta invención contempla que debe haber cuatro de dichas salidas a fin de que haya espacio suficiente para tres salidas digitales opcionales que pudieran necesitarse. Asimismo, se deben proveer preferiblemente tres entradas digitales, correspondientes a una condición de "No Operación", una alarma de "Recalentamiento del Motor" y una alarma de falla en el "Suministro de Electricidad o Corriente". Debe entenderse que resulta mejor reservar un espacio de memoria para las constantes a ser utilizadas en el proceso. La mayoría de estas variables se determinan durante el procedimiento de arranque pudiendo ser cargadas o eliminadas por el Maestro en la operación. De conformidad con la presente invención y con respecto a las consideraciones de escala, se realizan cálculos' sobre la medición de corriente registrada por el PLC (como entrada analógica), a través de la siguiente fórmula: Medición de Corriente (mA.) Valor real * (HRV-LRV) +1.25*LRV-0.25*HRV (10) 16 donde, la Medición de Corriente es el valor de entrada analógico; HRV es el valor de rango alto; LRV es el valor de rango bajo. HRV y LRV son constantes del PLC y puede ser fijadas por el Sistema Experto Maestro de la presente invención y luego ser introducidas al PLC. La Carga Axial o de Empuje del Sistema ("AI") debe ser calculada mediante la formula: Carga=LC-Presión*LC-AREA (11) ó Carga= resultado del Sensor Extensiométrico donde, LC-Presión, es la presión registrada por el transmisor de presión (4-20mA) utilizada con un sensor de carga hidráulico; LC-AREA es una constante determinada por el operador del PLC. Este valor de carga es inicialmente igual a 31.42 pulgadas cuadradas. Los cambios en este parámetro deben ser preferiblemente fijados obteniendo del Sistema Experto Maestro otra configuración y escribiendo cierta dirección de Modbus. De acuerdo con la incorporación preferida, el valor de carga del sistema se reporta al maestro a través del puerto Modbus . La DeltaP de la Bomba se determina a partir de la siguiente fórmula: DP= (Carga- del-Sistema-Peso-de-Varillas) /Area-BOMBA (12) donde DP es la DeltaP de la Bomba; la Carga-del-Sistema se calcula como se describió anteriormente: Peso-de-Varillas=Peso-de-Sarta-de-Varillas-en-Aire*Factor-Flotabilidad (13) y el Area-Bomba es una constante cargada por el Sistema Experto Maestro. Los entendidos en la materia notarán que, típicamente, el Factor-Flotabilidad es determinado por el procedimiento de arranque, en función de las RPMs. Así, con el fin de conocer el factor de flotabilidad, se hace necesario medir las RPM. Se entenderá que existe un mapa de memoria almacenado en el PLC para conservar las matrices con los correspondientes valores tanto para las RPM como para los factores de flotabilidad. Un mapa de memoria representativo, generado por el PLC de la incorporación preferida es así: Si el valor de RPMs está entre valores almacenados en dos filas sucesivas de esta matriz, se requiere entonces de una extrapolación lineal para determinar el valor del factor de flotabilidad. Por ejemplo, si las RPM en un momento dado son de 150, entonces el Factor de Flotabilidad (BF) se obtiene a través de la siguiente fórmula: (0.40-0.43) BF=0.43+ * (RPMS-100) (14) (200-100) Luego, el BF=0.415. De acuerdo con la presente invención, este valor se reporta al MAESTRO vía el puerto Modbus. De acuerdo con la presente invención, el nivel de fluido se calcula mediante la siguiente fórmula: (Delta P de la Ecpba-Presión de cabeza de Pozo-Pérdidas por Fricción) Nivel del Fluido= Gradiente del Fluido (15) donde: DeltaP-Bomba : se calcula según se describió anteriormente en estas memorias; Presión-Cabeza-de-Pozo es una entrada analógica; Gradiente del Fluido es una constante a ser establecida por el Maestro al momento del arranque; Pérdidas por Fricción es una constante determinada por el Maestro al momento del arranque y puede ser fijable durante la operación. Se notará que el diseño subyacente del sistema experto revelado por la presente invención, se basa en algunos valores teóricos generados de la fórmula (1) anteriormente aquí descrita. Se ha descubierto que el presente sistema puede utilizar una fórmula de regresión polinómica para ofrecer valores precisos del nivel del fluido. Los valores límite para generar esta fórmula de regresión polinómica, se establecen durante la secuencia de arranque en el campo. Durante el arranque, se mide efectivamente el nivel del fluido, utilizando de preferencia un equipo sónico. El sistema de computación explicado en la presente invención, evalúa la carga axial, la presión de la línea de flujo, la presión de la tubería de revestimiento y variables conocidas, contra los valores sónicos de nivel de fluido, con el objeto de generar una fórmula de regresión apropiada. El resultado de esta fórmula generada, se compara con los valores teóricos derivados de la fórmula original . Esta revisión de errores se utiliza para obtener valores exactos del nivel del fluido y relaciones con respecto a otras variables . Una vez que se ha establecido así la fórmula polinómica, se proporcionan valores exactos de nivel bajo al Sistema Experto los valores y posteriormente al usuario en el campo . Debe quedar claramente entendido que este modelo para el diseño y optimización de bombas se genera sobre una base individual, para cada sitio de pozo. También debe entenderse que estas múltiples fórmulas y funciones matemáticas se programan tanto en la unidad ACU como en el PLC/RTU. Para un nivel de fluido exacto e información conexa por el lapso de duración de los sistemas de bombeo contemplados según la presente invención, es preferible recalibrar periódicamente, utilizando dispositivos de medición sónica del nivel del fluido. Según lo indicado en la presente invención, la carga nominal constituye un valor de referencia para la carga del sistema y se utiliza cuando las reglas básicas están siendo ejecutadas en el PLC. Carga lNfamal-Are efe Ja Et_?±H*(F-__>)Gra i__tte efe FJi±bWib€érdicas ppor ?___xi??)4Pe_D efe V___ülas (16) donde: Area-Bomba es como anteriormente se describió aquí; Fio es el nivel de fluido óptimo, el cual es una constante determinada por el Maestro al momento del arranque y la cual se puede fijar bajo la operación normal; Gradiente-Fluido, es como anteriormente se describió aquí; WHPo es la presión óptima de cabeza de pozo, considerada como normal bajo operación, la cual constituye una constante a ser determinada por el Maestro al momento del arranque y puede ser cambiada durante la operación; las Pérdidas Fricción, son como anteriormente se describió aquí, el Peso de Varillas, es como anteriormente se describió y se corresponde con el factor de flotabilidad calculado utilizando el valor RPMo para correlacionar; y RPMo son las RPM óptimas lo cual constituye una constante de diseño establecida por el Maestro al momento del arranque y que puede ser fijada por dicho Maestro durante la operación. En relación con el parámetro de RPM del Sistema, hay dos constantes a fijar al momento del arranque, y fijable durante la operación: MAX-RPM especifica el máximo de RPMs permitido por el sistema de bombeo y MIN-RPM especifica el mínimo de RPMs para operación. Se notará que el mínimo de RPMs durante la operación normal de la bomba es cero. La fórmula para las RPMs es: Qmax+A* (2.308*DP) 2 RPM=500* (17) Qmax5 donde: Qmax es la máxima velocidad posible para el sistema de la bomba, o es otro valor posible de fijar por el Maestro, y permanece constante bajo operación normal; DP corresponde a DeltaP-de-la-Bomba-Deseado, el cual es el valor para la Delta P que las reglas de la presente invención están recomendando en seguida- este valor puede ser determinado bien sea a través de una regla o por el Sistema Experto Maestro; Qmax5 es la velocidad máxima que pueda manejar la bomba cuando funciona a 500 RPM @ altura cero, y es una constante determinada por el Maestro al momento del arranque; A es un factor determinado por la formula: (Qmax5-Mpmax5) A= (18) Pmax2 donde: Qpmax5 es la velocidad máxima que la bomba es capaz de manejar cuando funciona a 500 RPM @ altura máxima, y es una constante determinada por el maestro al momento del arranque; Pmax es la altura máxima de la bomba, la cual es una constante determinada por el Maestro al momento del arranque. Se contempla que el valor de las RPMs según la incorporación preferida, debe ser fijado por el puerto Modbus como un nuevo valor de frecuencia. Los entendidos en la materia notarán que, por cada contralor de frecuencia se determina (VFC), la nueva frecuencia se determina por formula, en función de las RPM solicitadas; opcionalmente, será una salida analógica de 4-20mA. En ambos casos, el punto de fijación puede variar dependiendo de la forma en que el dispositivo Esclavo utilizado para ajustar las RPMs entienda el comando, bien se trate de un nuevo punto de fijación, o un cierto aumento o disminución en el valor de la corriente. Si hay un aumento o disminución de este valor de la corriente, es necesario conocer las RPMs corrientes a fin de conocer su valor diferencial. La aplicación de esta diversidad de objetos y variables puede ser convenientemente ilustrada utilizando un pseudocódigo. Por ejemplo, el aspecto referente al análisis de carga de la presente invención, considera todo valor para la carga entre el Límite-Normal-Alto =0.85 Carga-Nominal y El Límite-Normal-Bajo = 1.15*Valor-Nominal, como normal. Por lo tanto, para las cargas ubicadas dentro de esta zona de comodidad, la presente invención no genera ninguna alarma. Sin embargo, la alarma se activa para los sucesos que se presenten fuera de esta zona: Excedido el Límite-Normal-Alto: cuental =cuental+l si la cuental>3Parar y Reiniciar cuenta Generar Alarma y Salir del Lazo si no Disminuir RPMs Esperar por Tiempo de Recuperación Límite-Normal-Baj o : cuenta2=cuenta2+l si la cuenta2>3 Parar y Reiniciar cuenta Generar Alarma y Salir del Lazo si no Aumentar RPMs Esperar por Tiempo de Recuperación Continuar Lazo General del PLC Es de hacer notar que, dentro de este lazo, el aumento de las RPMs es una constante a ser fijada por el Maestro al momento del arranque, y puede ser modificada durante la operación normal. El Tiempo de Recuperación que contempla este invento, es un período durante el cual se medirá la carga pero en el cual el lazo del suceso no va a ser nuevamente ejecutado.

Debe ser evidente, que este procedimiento se observa para permitir que el sistema de la bomba se recupere del nuevo punto de fijación de RPMs. Una vez que ha expirado el Tiempo de Recuperación, es obvio que se ejecutará de nuevo el lazo del suceso, si ocurrió otra Violación de Límite, aún cuando la exploración normal para el PLC no es interrumpida por dicho suceso. Para la operación normal, el arranque del sistema de computación explicado por la presente invención, se configura primero fijando los valores para cada constante o parámetro requerido por el PLC para ejecutar la lógica contenida en el Lazo General (véase la FIGURA5) . Estos valores incluyen HRV, LRV y Peso-de-Sarta-de-varillas-en-Aire, los cuales se enumeran como sigue: HRV: Valor de Alto Rango para las entradas analógicas. Para la Carga, el HRV es dado por la fórmula: HRV=1.5* (Peso de las Varillas en el Aire*Factor de Flotabilidad @ O RPM+ (Profundidad-Fij ación-Bomba*Gradiente-Fluido*Area-Bomba) ) (19) LRV: Valor de Alto Rango para las entradas analógicas. Para la Carga, el LRV es dado por la fórmula: LRV= (Peso-en-Aire-de-Eje-de-Cabezal) (20) Peso-de-Sarta-de-Varillas-en-Aire : peso libre de sarta de varillas .

Cabe destacar que el HRV y el LRV para el transmisor de la presión de cabeza de pozo, pueden ser fijados por el Maestro durante este procedimiento de arranque. Se prevé que se establecerá en el PLC un área de memoria para incorporar todas esas constantes. De acuerdo con la presente invención, también se debe generar un mapa de memoria al momento del arranque, para determinar el factor de frotabilidad, dependiendo de las RPMs. Un sistema Echometer o Sonolog ayuda a efectuar esta determinación, a fin de obtener una aproximación del nivel del fluido . Ha resultado conveniente llevar a cabo varias pruebas -desde 0 RPM para llegar a un cálculo adecuado del Factor de Flotabilidad : (LC-Area de la Bomba * (FL + Presión_Cabeza_Pozo + Pérdidas_Fricción) ) Bfx = *X RPM Pesojde _Varilla_en_Aire (21) donde: BFx es el Factor de Flotabilidad @ las RPM X ; FL; es el nivel de fluido registrado por el Echometer o Sonolog; y el resto de las variables ya están designadas. Luego, se debe establecer un mapa de memoria en el PLC, se forma que se pueda determinar el Factor de Flotabilidad siempre que ello sea necesario para el comportamiento y optimización de la bomba contemplados por esta invención. Otra variable es el gradiente de fluido, que constituye una constante a ser determinada durante la fase de dimensionamiento o diseño del pozo. De acuerdo a la experiencia práctica del operador, el Gradiente de Fluido se debe considerar por lo general constante. Pero las variaciones en la carga axial ocasionadas por el gas libre comprimido en la columna de fluido de la tubería, no deben ser muy altas, gracias al poco peso del gas libre. Los experimentos en el campo han sustentado frecuentemente esta teoría. El área_Bomba es una variable que corresponde al área de bombeo considerando el efecto de las varillas. FLo es el valor del óptimo Nivel dinámico del Fluido, que preferiblemente se determina conociendo el valor de la tasa deseada. Entonces, utilizando la curva de comportamiento de la Bomba ilustrada en la FIG. 12, y con los valores de las RPMs deseadas, se calcula la altura de la bomba, es decir, la DeltaP de la bomba. Una vez calculada la DeltaP de la bomba, se puede determinar el óptimo Nivel dinámico del Fluido: FLo=DeltaP-Presión_Cabeza_Rozo-Pérdidas_Fricción Gradiente_Fluido DeltaP_Presión_Cabeza_Pozo-Pérdidas_Fricción FLo= (22) Gradiente Fluido De igual modo, WHPo es la presión de cabeza de pozo óptima que se considera normal bajo operación. Esta presión se determina por lo general mediante el Separador de Gas y correlacionado después la presión con la cabeza de pozo. Si el pozo es antiguo, entonces la WHPo puede ser fijada por el operador. RPMo es el óptimo de RPMs que se determina del conocimiento del FLo óptimo o de la DeltaP óptima: Qmax+A * (2.308* DP)2 RPM=500* (23) Qmax5 MAX_RPM es el máximo de RPMs permisible para el sistema 'de la bomba, bien sea que se encuentre limitado por el VFC2, el cabezal, o por el operador del pozo. MIN_RPM es el mínimo de RPMs permitido para el sistema de la bomba. DeltaP_de_la-bomba-Deseado, es la DeltaP en la bomba al producir el régimen de producción deseado @ las RPM deseadas, y se determina en base a la curva de la bomba. Aunque, como lo notarán los entendidos en la materia, todos los valores de RPM deseados son ideales, dichos valores son necesarios para el arranque del sistema. La variable Qmax5 corresponde a la velocidad máxima que la bomba puede manejar cuando opera a 500 RPM @ altura cero. Igualmente Qpmax5 corresponde a la velocidad máxima que la bomba puede manejar cuando opera a 500 RPM @ altura máxima Pmax es la altura máxima que la bomba es capaz de manejar. Obviamente, se debe entender con claridad que este procedimiento de arranque debe incluir los cálculos de los valores para todas y cada una de las variables o constantes aquí descritas. Estos cálculos se basan en la información suministrada por el operador del pozo, la tasa máxima, la gravedad API, etc. Una consideración que se relaciona con el arranque, es el cálculo de la Carga de Empuje de las Varillas. La Carga de Empuje de las Varillas es la carga que ocasiona el estiramiento de la varilla cuando la bomba comienza a funcionar. Aunque no existe una forma confiable conocida para determinar la RPDL, con algunas suposiciones prácticas, es posible medir este valor. De acuerdo con la incorporación preferida, la Lectura del Echometer se considera como medición de la verdadera carga de empuje, y por consiguiente, el nivel del fluido calculado con la carga axial se corregirá según corresponda. En general, se ha encontrado que el nivel del fluido medido con la carga axial es inferior a la medición del Echometer. Si, en cualquier momento la lectura del Echometer es EFL, y la lectura de la Carga Axial es AFL, entonces se determinará un número de corrección la RPDL- : RPDL=(EFL-AFL) *GRADIENTE_FLUIDO*AREA_BOMBA (24) Se ha encontrado que, para garantizar que el comportamiento de la bomba está siendo monitoreado y optimizado adecuadamente, es necesario medir la RPDL al momento del arranque y a una velocidad bastante baja, por ejemplo, menos de 100 RPM, para asegurarse de que se toma el valor más alto. En esta invención, el Sistema Experto toma en cuenta la fractura de estas varillas, a través de la Regla de Fractura de Varillas. En particular, Si la Carga del Sistema<Peso de Sarta de Varilla en Aire*BF@0 RPM 2(n. de t . : variador de frecuencia) Parar y Generar Alarma y Salir del Lazo. Se debe entender que el factor de flotabilidad, BF, utilizado en esta correlación, se calcula a 0 RPM para asegurarse de que efectivamente existe un caso de fractura. Para una condición de Escurrimiento de la Bomba, el Sistema Experto procede de la siguiente manera: Si No Está Parada Parar mientras que la Carga_del_Sistema>0.85*Carga_Nominal o el Tiempo_Transcurrido<30 segundos Continuar Medición de Carga Almacenar Carga y Hora de Arranque Lazo Salir del Proceso El siguiente pseudocódigo ilustra el procedimiento del Sistema Experto para detectar la corriente: Excedido el Límite-Normal-Alto: Parar y Generar alarma y Salir del Lazo Lazo Límite-Normal-Bajo: Parar y Generar Alarma y Salir del Lazo Lazo Situación de Desequilibrio Parar y Generar Alarma y Salir del Lazo Lazo Falla en Suministro de corriente Parar y Generar Alarma y Salir del Lazo Lazo Refiriéndonos ahora a la FIGURA 5, aparecen allí los algoritmos de control y optimización revelados por la presente invención. Con respecto a la carga axial, Carga Max. Es el Valor de carga en el punto de parada debido a sobrecarga Carga Min. Es el valor de la carga en el punto de parada debido a subcarga. DV (Valor de Diseño) es la carga a la cual el pozo se encuentra en condiciones normales y está produciendo a su ritmo óptimo. Disminuir RPM corresponde a las condiciones bajo las cuales el sistema reducirá automáticamente las RPM de la Bomba hasta que el valor de carga esté dentro de la banda de operación normal. Esto, normalmente equivale a 1.1*DV, donde el cliente hace la selección con la recomendación del sistema experto. Aumentar RPM corresponde a las condiciones bajo las cuales el sistema aumentará automáticamente las RPMs de la bomba hasta que el valor de carga esté dentro de la banda de operación normal. Esto, normalmente equivale a DV/1.1, donde el cliente hace la selección con la recomendación del sistema experto. Los valores de carga se compensan debido al impacto de factores que afectan las cargas hidráulicas, tales como la presión de la línea de flujo, la presión de la tubería de revestimiento y la fricción mecánica en los elementos del fondo. Bajo condiciones normales de operación, la carga axial debe permanecer dentro de su banda una vez que el sistema ha alcanzado las RPM a las cuales se logra el objetivo de nivel de fluido, pudiendo ocurrir variaciones de velocidad de acuerdo a las variaciones en la carga. La Carga Axial Máxima corresponde a las condiciones en las cuales la presión diferencial de la bomba es alta debido a una baja presión de succión de la bomba, .sugiriendo que el ritmo de producción de la bomba es demasiado alto. Las RPM se reducen hasta que la carga axial retorna a normal después del tiempo de recuperación. Se intentan varios ajustes,t cuyo número es preferiblemente seleccionado por el usuario. Si el sistema no se recupera, se genera un comando de parar. La Carga Axial Mínima corresponde a las condiciones en las cuales la presión diferencial de la bomba es baja debido a una alta presión de succión de la bomba. Para aumentar la carga axial se producen incrementos en la velocidad de la bomba. Si esto falla, luego de varios intentos, se genera una parada. Si la carga axial alcanza un valor por debajo de la Carga Mínima, refiriéndonos a la FIGURA. 5, se detecta un caso de varillas fracturadas, y se genera de inmediato un comando de parar. La Presión de Cabeza de Pozo, Corriente, Análisis de Temperatura, corresponden a las condiciones bajo las cuales se genera un comando de Parar o una alarma. Cuando cualquiera de estas variables excede los mínimos o máximos seleccionados . Se ha encontrado que hay "tips" generales y ventajosos para la aplicación de las Reglas de PLC aquí descritas. En primer lugar, el comando de Aumentar o Disminuir RPMs del Sistema Experto puede ser anulado por el comando de Parar, pero lo contrario no es posible. Segundo, el PLC seguirá corriendo el Procedimiento de Escurrimiento de la Bomba, a solicitud del Maestro. Luego, todas las constantes del sistema de computación, entradas y salidas analógicas, entradas y salidas digitales, y cálculos dirigidos a los pasos (variables calculadas en fórmulas de PLCs o Reglas y procedimientos) deben ser recuperables y poder ser fijadas por el Sistema Experto Maestro o por un sistema SCADA, a solicitud del operador. Además, al detectar cualquiera de las tres alarmas de entrada digital antes descritas, el sistema explicado se Parará, y se generará la alarma para que el Maestro lo recupere la próxima vez que solicite un Registro de Información. Conforme a la presente invención, proceden dos análisis de WHP, hacia arriba del estrangulador y hacia abajo, de la siguiente manera: Lazo Medir todas las variables Si (Presión-Cabeza-de-Pozo-Ascendente= Presión-Cabeza-de Pozo-Descendente) Proceder al Análisis Regular Si no Si (Presión-Cabeza-de-Pozo2 ES Normal) Si (Presión-Cabeza-de-Pozol es Baja y Carga es Alta y Corriente Normal) Liberar Gas a través de Bomba y Disminuir RPMs Si (Presión-Cabeza-de-Pozol es Baja y Carga es Alta y Corriente Alta) Enarenar A través de la Bomba y Disminuir RPMs Si (Presión-Cabeza-de-Pozo 1 es Normal o Alta y Carga es Baja y Corriente Normal) Pozo-Fluyendo Naturalmente, Parar y Reportar Si (Presión-Cabeza-de-Pozol es Normal o Alta y Carga es Alta y Corriente Normal) El pozo está perdiendo Nivel de Fluido y Disminuir RPMs de donde, la Presión-Cabeza-de-Pozol corresponde a PRESION-CABEZA-DE-POZO-DESCENDENTE y Presión-Cabeza-de-Pozo2 corresponde a PRESION-CABEZA-DE-POZO-ASCENDENTE. Se entenderá que el Tiempo de Recuperación que contempla este invento, es el tiempo que un pozo necesita para responder y estabilizarse cuando está soportando un cambio de velocidad. Por lo tanto, el Tiempo de Recuperación se define como el necesario para desplazar toda la columna de fluido por encima de sí misma hasta la línea de fluj o de la superficie . De acuerdo con la incorporación preferida , este tiempo se calcula de la siguiente manera : Volumen de Columna de Fluido (Barriles Tiempo de Recuperación = producción Diaria (Barriles ) ( 25 ) 3, 14 /4 (D . I . de la Tubería) 2*PSD producción Diaria (Barriles) 86.400 segundos. Otras correlaciones incluidas en la incorporación preferida comprenden, sobre la base de las variables y parámetros previamente enumerados aquí: CALC1= AIXK14 (26) CALC2=(CALC1-CALC3)/K4 (27) CALC3= K1XALC4 (28) Para CALC4, el mapa de memoria ilustrado anteriormente, se utilizará para determinar el valor de esta variable. En la práctica, el mapa consiste preferiblemente de dos matrices de 10 valores cada una. Como comprenderán los entendidos en la materia, existe una relación correspondiente entre cada miembro del primero y el mismo miembro del otro. Dependiendo del valor de INPUT1, hay un CALC4 diferente. Es decir, para conocer el valor de CALC4, es necesario medir INPUT1. Si el valor de INPUT1 está entre dos de la misma matriz, entonces se realiza una interpolación lineal para determinar el valor de CALC4. Por ejemplo, si la INPUT1 es, en un momento dado, 150, entonces se determina que CALC4 es 0.43+ (0.40-0.43) / (200-100) * (INPUT1-100 ) 0 0.415. CALC5=(CALC2-AI2-K2) /K3 (29) CALC6=K4* (K5*K3+K6+K2) +CALC3 .(30) donde para CALC3, en este contexto, el Factor de Flotabilidad se calcula utilizando el valor K7 en vez de INPUT1. K15+A* (2.308*K10)2 CALC7=500* (31) Kll donde A corresponde a un factor determinado por K11-K12 A= (32) K13 Se entenderá asimismo que el valor CALC7, como nuevo valor de RPM o frecuencia, debe ser fijado por el puerto Modbus o a través de salida analógica (AOl) . De acuerdo con la presente invención, existe una fórmula para cada VFC para determinar lo que será la nueva frecuencia en función de la RPM solicitadas. Opcionalmente será una salida analógica de 4-20mA. En cualquiera de los casos, sin embargo, el punto de fijación puede variar dependiendo de la forma en que el dispositivo esclavo utilizado para ajustar las RPMs comprenda el comando - bien sea éste un nuevo punto de fijación o un determinado aumento o reducción en el valor de la corriente. Si la interpretación del comando por el dispositivo esclavo es cambiar el valor, es desde luego necesario conocer las RPMs actuales relativas a cuál valor diferencial está siendo cambiado. El cálculo de las pérdidas por fricción en el espacio anular entre la sarta de varilla y la tubería de producción durante las condiciones de operación, implica varios parámetros incluyendo Tasa_Corriente, Detención, Diámetro de la Tubería Interna, Diámetro Externo de las Varillas, Densidad del Fluido, Viscosidad del Fluido, Longitud de la Sección, Profundidad de la Fijación de la Bomba. Para r=0.001, correspondiente al valor mínimo de la aspereza relativa de la tubería, y b, correspondiente a Diametro_Externo/Diámetrs_Interno, es decir la relación entre diámetros, el factor de corrección de los diámetros para calcular el Número Reynolds (Kb) es: (1-b4)2 Kb= 1-b4 + (33) log(b) para lo cual, el valor máximo es 1. El Factor de Corrección del Número Reynolds (Z) se calcula como: Z=(l-b)2*(l-b2)/kb (1-b2) Z = (l-b)2*+ (34) Kb El Diámetro Hidráulico se calcula como: | (DiámetroInterno2-Diámetro Externo2) | Hd = (35) (Diámetro Interno + Diámetro Externo) luego el área fluyente se obtiene así: | (DiámetroInterno2-Diámetro Externo2) | 3.1416*= (36) 4 factor Q= Tasa__Corriente/Detención, y velocidad promedio en (m/s) Velocidad = Q ( 37 ) ( 350 . 62 *Area Fluyente ) donde la Ref de Número de Reynolds Efectivo es determinada por406.86*Veloicada*Densidad de Fluido*Hd/ (Viscosidad de Fluido*z) (38) Si Ref>2000 , entonces la condición es Fluj o Turbulento f f=Factor_Colebrook ( reef , rr ) ; ( Factor Colebr'ook) Por consiguiente, las Pérdidas por Fricción se podrán establecer mediante (62.4/12) *ff* (3.281*Velocidad)2*LONGITUD_DE_SECCION/ (2*Hd*gra vedad) ; 62.4 Longitud _de_Sección * (3.281*Velocidad)2 (39) 12 2*Hd*gravedad si no, la condición es Flujo Laminar y las Pérdidas por fricción podrán ser establecidas por 8*Viscosidad+q+Longitud_de_Sección (40) Diámetro Interno 511.8505*10000*Kb*3.1416* ( )2 4 Una vez determinadas las Pérdidas por fricción, se puede calcular la viscosidad y la densidad. Para el cálculo del Factor_Colebrook, este cálculo se basa en un lazo que ha de ser generado hasta que se logre la siguiente condición: |df|<ftol Y|y|<ytol donde, ytol = 0.0001 y ftol = 0.000001. Según lo indicado por esta invención df e y se calculan cada vez que se ejecuta el lazo. Se ha encontrado que a lo sumo el Lazo se ejecuta 20 veces si esta condición no es alcanzada antes. Se notará que este procedimiento garantiza la obtención de un valor de convergencia para el Lazo y el Factor Colebrook f. Los cálculos del Lazo son como sigue: Aspereza_Relativa+9.28 log ( ) Número_Reynolds*Vf 1 y = 2* + (40) log(l?) Vf-1.14 yp= ;2*f1-5) 9.2Í 9.28 (Número_Reynolds*f1-5<?spereza_Relativa+ ) *log (10) - Número_Reynolds* (f) ) (41) entonces df=y/yp; y el nuevo valor para f se ajusta antes de repetir el lazo f=fdf . Si el lazo se repite más de 20 veces, dicho lazo es abandonado y el Factor Colebrook es el último valor de f. En cuanto al cálculo de la viscosidad, para determinarla durante las condiciones de operación se genera también un lazo para calcular un valor promedio entre dos alturas, es decir, entre dos puntos de la sarta de tubería de producción. Por ejemplo, una altura de cabeza de Pozo (0) y de Profundidad de Fijación de la Bomba, pueden ser las seleccionadas. Según la presente invención, el Lazo divide la sarta de tubería en piezas de menor tamaño y luego se calcula la Temperatura Promedio en esa pieza. Seguidamente se calcula la Viscosidad promedio bajo estas condiciones y el valor se agrega a un acumulador en el final del Lazo. Se entenderá que cuando se han hecho los cálculos para toda la tubería, el Acumulador se divide por la Longitud de la Sarta. Este lazo es matemáticamente equivalente a calcular la integral de la viscosidad con respecto a la altura: Profundidad Final d Viscosidad ( )* dh (42) Profundidad Incial dh Así, en este caso, la Profundidad_Inicial corresponde al punto de la cabeza de Pozo y la Profundiad_final corresponde a la Profundidad de Fijación de la Bomba, ent nn; doble h,imudh,dh,tc,t,m,mu,muO,whdm=0,rdm=0,Temperatura_Inicial; nn=10; El diferencial de altura es la longitud total dividida entre 100 (100 piezas) dh= (Profundidad_Final-Profundiad_Inicial) nn; donde el valor Inicial para el diferencial de viscosidad es 0. imudh=0; De acuerdo con la presente invención, la temperatura inicial se calcula con: Temperatura_Inicial = Temperatura_de_Cabeza_de_Pozo + (T_rperatura_Fondo_de_Pozo - T_tperatura_de_Cabeza_de_Pozo) (43 ) Profundidad_Inicial* Prof undidad_de_Perf oración Fracción de Diluente En líquido r=Fracción_Diluente/ (Fracción_Diluente-Fracción_Petróleo) ; Fracción de Agua En líquido fagua=Fracción_Agua/ (Fracción_Agua+Fracción_Diluente+Fracción _Petróleo) ; Cálculo de la viscosidad del petróleo con la función Visco 1 con varios parámetros : vc=viscol (Petróleo_api, Temperatura_de_Cabeza_de Pozo, Viscosidad_de_Cabeza_de_Pozo, Temperatura_de_Fondo, Viscosidad_de_Fondo_, Temperatura_Inicial) : Si la fracción diluente en la tubería de producción (Inyección de Fondo del Diluente) no es cero, entonces se calcula también su viscosidad: vd=viscol (Gravedad API de Diluente, Temperatura_de_Cabeza_de_Pozo, Viscosidad_de_Cabeza_de_Pozo_de_Diluente, Temperatura _de_Fondo, Viscosida'd_de_Fondo_de_Diluente, Temperatura) .

Variable Auxiliar=er* <?°g (iog <vd_o.7> > > + < I-D * <iog (vc_c 7 ) > ) ( 4 4 } Y la viscosidad de la mezcla se determina a partir de : vm = eVar?ableAuxiliar-0 . 7 ( 45 ) La densidad de la mezcla es: Densidad de Diluente =0.000343* ( 60-Temperatura_Corriente) + 141.5 . (46) (13.5+Diluente API) Densidad de Petróleo = 0.000343* ( 60-Temperatura_Corriente) + 141.5 (47) (131.5 + Petróleo API) dm =r*Densidad_Diluente+ (1-r) *Densidad de Petróleo • (48) En conformidad, se obtiene la Viscosidad de la Mezcla: Viscosidad de la Mezcla = vm*dm (49) Prosiguiendo con el cálculo de la Velocidad Promedio, La Viscosidad inicial de la Mezcla es muO = Viscosidad de la Mezcla Lazo Calcular la Temperatura ..como antes se explicó a la profundidad H: TempC=Temperatura_de_Cabeza_de_Pozo+ Temperatura_de_Fondo-Temperatura_de_Cabeza_de_Pozo H* (50) Profundidad de Perforación La Viscosidad de la Mezcla se calcula nuevamente a la temperatura TemC que corresponde a la viscosidad a la altura H: mu = Viscosidad de la Mezcla De acuerdo con la presente invención, un valor promedio se calcula entre las dos viscosidades corrientes, es decir, mu y muO, m=(mu+muO) /2; y la diferencia entre las dos alturas que se maneja como Inicial. El argumento de la función integral se acumula: imudh= (m*dh) +imudh; //integral de Mu*dh Entonces, el valor de la viscosidad inicial se ajusta para calcular la siguiente pieza de la sarta de tubería; mu0=mu; Fin del Lazo Se entenderá que el Lazo se ejecuta desde el primer punto es decir, la Cabeza de Pozo hasta el punto final, es decir, la Profundidad de Fijación de la Bomba. Luego se calcula la Integral: Viscosidad=imudh/ (Profundidad_Final-Profundiad_Inicial) (51) El procedimiento en el Cálculo de la Viscosidad Inicial referido aquí como VISC01. VISCQ1: tkl= (Temperatura de Caebza de Pozo-32 ) /l .8+273.16 (52) tk2= (Temperatura de Fondo-32 ) /l .8+273.16 (53) dl=0.000343* (60-Temperatura de Cabeza de Pozo)+141.5/ (131.5+API) (54) d2=0.000343* (60-Temperatura de Fondo) +141.5/ (131.5+API) (55) vl=Viscosidad de Cabeza de pozo/dl (56) v2=Viscosidad de Fondo/d2 (57) a=(log(log(vl+07) ) -log (log (v2+0.7 ) ) ) /log ( tkl/tk2 ) (58) trk=tk2 (59) vr=v2 (60) tk= (Temperatura Corriente-32 ) /l .8+273.16 (61) La Temperatura Corriente depende de la profundidad variable auxiiiar=e<^°g(tk/trk)+1°5(iog(vr+o.7) , , (62) v=e (variable auxiliar) _0_7 ( 63) d=0.000343* ( 60-Temperatura_Corriente) +141.5/ (131.5+api) (64) Viscosidad=(v) * (d) (65) Se entenderá que esta viscosidad promedio se calcula suponiendo que existe una dependencia lineal entre la densidad y la temperatura. Desde luego, este procedimiento pudiera ser utilizado en lugar de integrarlo: el supuesto sería que el diluente y el petróleo son totalmente mezclables. Si no hay inyección de diluido de fondo, entonces la viscosidad puede ser integrada a través de la VISCOl previamente descrita aquí.

De acuerdo con la presente invención, se ha encontrado que el siguiente procedimiento resulta útil para calcular la densidad del fluido bajo las condiciones de operación de pozo. Los varios parámetros de entrada que se necesitan son: el último escurrimiento, teórico o práctico, de la bomba, la presión en el punto donde se ha de calcular la densidad, la temperatura en el punto donde se ha de calcular la densidad, la fracción diluente en el punto donde se ha de calcular la densidad (0 si no es inyectada) , qqg= volumen de gas libre por encima de la bomba (estimado por correlación) , la gravedad específica del petróleo, la gravedad específica del diluente, la gravedad específica del gas, la gravedad específica del agua, la fracción de agua, psep, tsep, rssep, la presión estática de fondo, la relación gas-petróleo, la presión de punto de burbujeo, la temperatura del fondo . Procedimiento : Cálculo del Factor Volumétrico del Petróleo: bov=Factor-Volumetri-Lib (Presión, Temperatura, Gravedad-Específica-Gas, API-Petroleo, psep, tsep, rssep, Presión-Fondo, Relación-Gas-Petróleo, Presión-Punto-Burbujeo, Temperatura-Fondo) (66) Cálculo del Factor Volumétrico del Gas : bgas=Factor-Volumetri-Gas (Presión, Temperatura, Gravedad-Especifica-Gas) (67) Cantidad de Líquido: qql= ( Fracción_Petróleo*bov+Fracción_Agua +Fracción_Diluente) /Fracción_Petróleo (68) Cálculo del Detención (Holdup) ) : detención=qql/ (qql+qqg) ; sin escurrimiento en situación ideal (69) detención=Escurrimiento+ ( 1-Escurrimiento) *detención : con escurrimiento (70) Calculo del Factor RS para el gas: rsv=RS (Presión, Temperatura, psep, tsep, Grvedad_Específica_Gas, API_Petróleo, rssep, Presión_Fondo, Relación_Gas_Petróleo, Presión_Punto_Burbujeo, Temperatura_Fondo) (71) Densidad' del petróleo rhoo= (62.4296*Gravedad_Específica_Petróleo+0.076366*rsv* Gravedad_Específica_Gas) / (bov) calculado en lbs/pie3 (72) bl=l-Fracción_Pet 'roleo+Fracción_Petróleo*bov;para Factor Volumétrico Líquido (73) fw=Fracción_Agua/bl;para porcentaje de agua (74) fd=Fracción_Diluente/bl;para porcentaje de diluente (75) fo=Fracción_Petróleo/bl;para porcentaje de petróleo (76) Densidad de todo el líquido: rhol=rhoo*fo+62.4296* (Gravedad_Específica_Agua*fw+Gravedad_ Específica Diluente*fd (77) rhog=dengas (Presión, Temperatura, gravedad, Específica_Gas ) (78 ) La Densidad de la Mezcla se puede calcular sobre la base de estos parámetros predecesores: Densidad=rhol*detención+rhog* (1-detención) ' (79) Fin Los entendidos en la materia notarán que varios procedimientos dependen del Procedimiento para el Cálculo de Densidad' descrito anteriormente aquí. Factor Volumétrico: Los varios Parámetros de Factor_Volumetri consisten de Gravedad_Específica_Gas, API_Petróleo, psep (Presión del Separador, si es indicada, y Presión de cabeza de Pozo, si no lo es) , tsep (Temperatura del Separador si es indicada y Temperatura de Cabeza de Pozo, si no lo es), rssep (factor RS en el Separador, si es indicado, y 0 si no lo es), Presión_Fondo, Relación_Gas_Petróleo, Presión_Punto_Burbujeo, Temperatura_Fondo) . doble sgo, co, rsv,pbt , bov, sglOO; Cálculo del Factor para correlación del factor volumétrico: sglOO=Gravedad_Específica_Gas* ( 1+0.1595*API_Petróleo) *tsep) *logl0( (psep+14.7) /114.7) ) ; sgl OO=GARvedad_Específica_Gas* ( 1 + ) . 1595 *API-Petróleo0- 4078 ) * psep + 14 . 7 ( tsep-0-2466) *logl0 114 . 7 ( 80 ) Gravedad Específica del Petróleo: sgo=141X/131.5+API_Petróleo) (81) Cálculo del Factor RS : rsv=rs (Presión, Temperatura, psep, tsep, Gravedad_Específica_Gas, API_Petróleo, rssep, Presión_Fondo, Relación_Gas_Petróleo,pb, tr) Cálculo del punto de Burbujeo a la temperatura: pbt=fnpbt (Presión_Punto_Burbujeo, Temperatura, Temperaturá_Fondo) (82) si la Presión<=pbt usar correlación Glasso, recomendada por la Universidad de Tulsa para APK20 Gravedad_Específica_Gas bov=rsv* ( ) °-525+0.9688*Temperatura _ sgo (83) bov=-6.58511+2.91329*logl0 (bov) - 0.27683* (loglO (bov) )2 (84) bov=l + 10 ov (85) si no Gravedad_Específ ica_Gas bov=rsv* ( ) °-526+o .9688*Temperatura sgo (86) bov=-6.58511+2.91329*logl0 (bov) - 0.27683* (loglO (bov) )2 (87) bov=l + 10bov (88) co=logl0 ( 6. 8257 ) + . 5002*logl0 ( rsv) +0 . 3613 *logl0 (API_Petróleo) +0 . 7606*logl0 (Temperatura ) ( 89 ) co=co-0 . 35505*logl0 ( sglOO ) ( 90 ) 1 0co co= /1000/1000 (Presión+14.7) (91) bov=bov*eco*(pbt-presión) (92) Cálculo del Factor RS : Los varios parámetros incluyen: (Presión, Temperatura, psep (igual a lo anteriormente explicado), Presión_Fondo, Relación_Gas_Petróleo, presión de Punto de Burbujeo, Temperatura de Fondo) Factor para Compensar la Gravedad Específica del Gas: sglOO=GRavedad_Específica_Gas* ( 1+0.1595*API_Petróleo) *tsep) *logl0 ( (psep+14.7) /114.7) ) ; sgl00=Gravedad_Específica_Gas* (1+) .1595*] APIJPetróleo0-4078) * psep + 14.7 (tse-°-2466' ) *logl0 ( ) 114.7 (93) rss=API_Petróleo/Temperatura+459.67) (94) Cálculo de Presión de Punto de Burbujeo a temperatura T: pbt=fnpbt (Presión de Punto de Burbujeo, Temperatura, Temperatura de Fondo) Si el Punto de Burbujeo es Mayor que la Presión Estática de Fondo Si (pbt>Presión_Fondo) A lo sumo, la Presión puede ser igual a la Presión de Fondo Si API_Pet'roleo<=30 rss = 0.5958*sgl0007 72Mp+14.7)1-0014*1013-1405*rss (95) si no rss=0.0315*sgl000.7587* (p+14.7 ) 1-0937*1011-289*rss (96) si (Presión>Presión_Fondo) (Presión - Presión_Fondo) rsly= | Re'lación_Gas_Petróleo+rssep-rss | * (pbt-Presión Fondo) (97) si no rsly=0 rss=rss+rsly (98) si no Si la Presión<psep rss=rssep (99) si no Si la Presión<pbt rss=rssep+Relación_Petróleo_Gas* (Presión-psep) / (pbt-psep) (100) o rss=rssep+Relación_Petróleo_Gas (101) Si (rss>rssep+Relación_Petróleo_Gas) rss=rssep+Relación_petróleo__Gas ( 102 ) Debe ser evidente para los entendidos en la materia, que el valor final para RS es rss, de acuerdo a lo revelado por la presente invención. Cálculo del Punto de Burbujeo a la Temperatura T: El cálculo del punto de burbujeo implica los siguientes parámetros: Presión de Punto de Burbujeo a la Temperatura de Fondo (condiciones del Yacimiento) , Temperatura a la cual se desconoce la Presión de Punto de Burbujeo, Temperatura de Fondo o Temperatura de Yacimiento. Para el escenario donde se desconoce la Presión de Punto de Burbujeo, el cálculo procede así: (Temperatura de Fondo+460) loglO (PregiónPuntoBurbujeo) * (Temperatura+460) (103) Volviendo a las Reglas y procedimientos del PLC, considérese el Análisis 2 como correspondiente al análisis de presión de cabeza de pozo, Sucesos :Excedido el Límite-Normal-alto: 1.15*K6 cuental=cuental+l si la cuental>3 Parar y Reiniciar cuenta Generar Alarma y Salir del Lazo si no Disminuir RPMs (Disminuir AOl) Esperar por Tiempo de Recuperación Lazo Límite-Normal-Bajo:0.85*K6 cuenta 2=cuenta2+l Si la cuenta 2>3 PARAR y Reiniciar cuenta Generar Alarma y Salir del Lazo si no Disminuir RPMs (Disminuir AOl) Esperar por Tiempo de Recuperación Lazo La Regla, 1 para la detección de varilla fracturadas : Si CALC<K1*CALC4@INPUT=0 Parar y Generar alarma y salir del Lazo Procedimiento 1 para calcular el escurrimiento de la bomba: Si no está Parada Parar Mientras que CALC1>0.85*CALC6 o el Tiempo_Transcurrido<30 segundos Continuar con MATRIZ [i] =CALC1 Almacenar MATRIZ [i] y Marca de TiempoAl[l] (sello de hora) Lazo Salir del Procedimiento Así, el sistema se para a solicitud de este procedimiento (procedimiento 1). Con referencia a la FIGURA 7, la carga axial a ser registrada con su marca de tiempo, a fin de conocer cuál es el gradiente de carga vs . el tiempo. El sistema de frenos debe estar funcionando para impedir que la bomba pierda la columna de fluido, durante los primeros 30 segundos después de la parada se miden la carga y su marca de tiempo. Según se conoce, la Carga está dada por: Carga=AREA_BOMBA+ (Nivel_Fluido*Gradiente_Fluido+Presión_Cabez a_Pozo) +Peso_Varillas_En_Aire*BF@0RPM (104) sustituyendo el nivel del fluido (y la columna relacionada con la Presión de Cabeza de pozo) por una Columna de Fluido H equivalente: Carga=AREA_BOMBA* (Gradiente_FluidoH+Peso_Varillas_En_Aire*BF@ ORPM) (105) Diferenciando ahora con respecto al tiempo: dCarga/dt=dH/dt*Gradiente_Fluido*AREA BOMBA (106) aislando dH/dt y multiplicando por el área del espacio anular (entre la Tubería de Producción y las Varillas : Asa) : dH/dt*Asa=dCarga/dt* (Asa/Gradiente_Fluido*AREA_BOMBA) ) (107) la variación del Volumen V desplazado debido a la variación de una columna H es dV=Asa*dH y la tasa asociada con ese volumen es Q = dV/dt. Por lo tanto: Qescurrimiento=dCarga/dt* (Asa/Gradiente Fluido*AREA_BOMBA) donde dCarga/dt puede ser aproximada a la velocidad promedio de la variación (en intervalos) de las mediciones tomadas por el PLC, a solicutd de este procedimiento. Se entenderá que el escurrimiento de la bona ha de ser determinado en condiciones de operación . Las condiciones de operación con respecto a la bomba, ocurren cuando la bomba soporta un valor cercano a la Carga Nominal. Por otro lado, a modo experimental se considera que el pozo está completamente restaurado 30 segundos después de la PARADA. Estas son las dos principales razones por las cuales el escurrimiento operativo de la bomba se mide inmediatamente después de la parada, 'es decir, este es el valor más cercano a la Carga Nominal para la bomba en condiciones de parada, aunque dentro de los 30 segundos después de la parada, explicamos, el pozo aún no ha sido restaurado. Este Escurrimiento Operativo de la bomba, se puede comparar con un Escurrimiento operativo determinado teóricamente (a través de las características de la bomba) , pudiendo detectarse prematuramente una condición de DESGASTE de la bomba. Regla 2 para la detección de corriente: Excedido el Límite-Normal-Alta: K18*1.30 Parar y Generar Alarma y Salir del Lazo Lazo Límite - Normal-Bajo: K18X.7 Parar y Generar Alarma y Salir del Lazo Lazo Para fines ilustrativos, se indica a continuación una instalación general, paso a paso, de un sistema de la bomba de cavidades progresivas que contempla la presente invención. En el paso 1, el estator se anexa a la primera articulación de la sarta de tubería de producción. Luego el operador instala en secuencia las siguientes juntas de la tubería de producción hasta que el estator está a la profundidad de instalación requerida. Posteriormente el operador fija la tubería en el pozo, empleando los métodos convencionales conocidos en la industria. En el paso 2, el rotor se anexa a la primera varilla de la sarta de varillas de succión para producción. Luego el rotor y la -varilla de succión se insertan en el interior de la tubería de producción. Después, las otras secciones de la varilla de succión se anexan a la sarta de varilla de producción y se baja el .rotor hasta la profundidad del estator, como notarán los entendidos en la materia, el rotor pasará a través del interior del estator y descansará luego en tope. En el paso 3, el equipo eleva la sarta de las varillas de succión para producción, hasta que se ha compensado todo el efecto de expansión y contracción. Entonces, el operador marca la sarta de varillas de succión indicando su posición en comparación con la elevación de la tubería de superficie. Luego se hacen los cálculos para determinar el estiramiento que sufren las varillas de succión en el pozo durante el proceso de operación dinámica de la bomba. El equipo de servicio de pozo eleva la sarta de varilla de succión y el elemento final de las varillas de succión se ajusta en cuanto a su largo, con longitudes de varillas cortas de succión, es decir, con tipo "pony" para compensar la longitud esperada de la extensión de las varillas de succión y la distancia relacionada con respecto al tope del estator. Se ha logrado ahora la espaciación crítica del rotor en el estator. En el paso 4, se anexa el cabezal a la tubería de producción y luego se fija al pozo según sea requerido. Se entenderá que la instalación del sistema de optimización de la bomba divulgado por la presente invención, variará en cierta medida para cada aplicación individual. La instrumentación de control remoto del sistema y los dispositivos de entrada/salida así como el respectivo procesador, pueden estar alojados en varios periféricos de contención tales como cajas metálicas o de fibra de vidrio con clasificación NEMA. Los dispositivos de entrada del proceso, incluidos en la incorporación preferida según se describió anteriormente, son tres transductores de varios rangos. Además, el cabezal contiene un medidor extensiométrico . Por lo general, cada dispositivo tendrá una señal de entrada de dos hilos, de 4-20 Ma de corriente. Se podrán proveer y conectar al sistema aquellos elementos de instrumentación adicionales que se requieran en base a las restricciones del sitio, o que requiera el operador. Como notarán los expertos en el campo, en la instalación y selección de los cables blindados a utilizar, se deben adoptar los códigos nacionales y regionales de cableado. Las señales de entrada del proceso quedarán mejor organizada cuando un solo cable multiconductor sirva de puente entre la unidad del terminal de control remoto y el sistema del proceso (con una RTU, PLC, etc) en el sitio del pozo. Igualmente se notará que el punto de instalación de los transductores variará de aplicación en aplicación. A la presión realmente mínima, los transductores deben ser instalados, preferiblemente, en disposición vertical y perpendicularmente a la línea del proceso que esté siendo monitoreada. Como se indicó anteriormente. los cables principales del transductor deben cumplir con los códigos locales y nacionales, y generalmente se ajustan a las necesidades del cliente para una aplicación en particular. Para que lo divulgado en estas memorias resulte provechoso, obviamente es necesario que estén correctamente instaladas las conexiones del sistema de computación, incluyendo la unidad ACU y el controlador del motor. La unidad RTU/PLC debe estar directamente conectada con la unidad ACU, preferiblemente a través de cableado serial que incluya cables locales, extensiones de línea y conmutadores, o utilizando un sistema convencional de radio telemetría. Se pueden utilizar diseños de sistema para aplicaciones de grupo (múltiples) e individuales, y desde luego, los mismos varían significativamente. De preferencia, las conexiones de campo entre la RTU/PLC y el control de velocidad del motor deben efectuarse mediante convenciones de cableado de control analógico o en serie. Las pruebas en campo, de la presente invención, han permitido lograr la optimización de la bomba hasta el punto antes desconocido en la industria. Las FIGURAS 8-11 muestran los resultados de una de dichas pruebas reales de campo. Los valores ilustrados representan las verdaderas respuestas y no están ajustados ni adornados matemáticamente: los valores ilustrados representan las relaciones indicadas . Las cargas axiales del rodamiento reflejan variaciones con respecto a la carga nominal del rodamiento, en las condiciones estáticas del pozo. Los niveles de fluido representan variaciones en pies por encima de la succión de la bomba, en comparación con los niveles estáticos del fluido. Las condiciones estáticas ocurren cuando la bomba es apagada y se deja que el petróleo o gas alcance una etapa de estancamiento o equilibrio. Las respuestas de la prueba ofrecieron muy buenos valores representativos para la relación entre la carga axial de los rodamientos y el nivel del fluido.

Refiriéndonos específicamente a la FIGURA 8, se ilustra allí un trazado de RPM de la bomba vs . la carga axial medida de los rodamientos, a medida que se aumentan las RPMs. De ahí la relación entre las cargas axiales medidas de los rodamientos- correspondientes al empuje desde la varilla de succión y a las cargas hidráulicas de la bomba- y la velocidad de la bomba. Como es conocido en la industrial, las RPM de la bomba tienen una relación directa con la producción de fluido de ésta. A medida que aumentan las RPM, el flujo de la bomba aumenta proporcionalmente. Este trazado sugiere un incremento en una carga axial de rodamientos, conforme aumenta la tasa de flujo/RPMs de la bomba, lo cual comprueba la existencia de una relación mecánica con respecto a la carga hidráulica creciente debido a las tasas de flujo de la bomba. • Refiriéndonos ahora a la FIGURA 9, se ilustra la relación entre la descarga de presión de la bomba en la superficie y las RPM de la bomba, o tasas de flujo. El aumento en la presión de la superficie ilustrado, es el resultado de la contrapresión de la línea de flujo. Se entenderá que la contrapresión aumentada está mecánicamente relacionada con una carga hidráulica generada en la bomba. Estos resultados, apoyan, por lo tanto, el requerimiento de compensación para está relación, en el cálculo prescrito para establecer los niveles del fluido. La FIGURA 10 muestra la relación entre las RPM de la bomba/tasa de flujo y el nivel del fluido. A medida que aumenta la tasa de flujo de la bomba, el nivel de fluido cae, demostrando obviamente la respuesta del pozo ante el incremento en la descarga de la bomba. Por consiguiente, este trazado comprueba la premisa de que aumentando o disminuyendo las RPM de la Bomba, se puede controlar el nivel del fluido. Con referencia ahora a la FIGURA 11, se aprecia en ella la relación entre la carga de empuje de los rodamientos axiales .y el nivel de fluido. El valor correspondiente al nivel de fluido aparece indicado por una línea de datos de los niveles de fluido que han sido medidos obtenidos de mediciones sónicas de nivel de fluido - en el pozo. Igualmente se muestran en dicha figura los valores calculados generados a partir de la incorporación preferida, como anteriormente se describió en forma detallada. Así, la relación ilustrada comprueba la relación mecánica entre el nivel del fluido y la carga axial de los rodamientos. El nivel del fluido calculado, ha sido generado a partir de la carga axial de los rodamientos, utilizando la fórmula explicada en la presente invención. Debe ser evidente que el valor calculado, comprueba la exactitud y viabilidad de la presente invención para optimizar el comportamiento de la bomba según se contempla en la presente invención. anteriormente a esta invención, no se conocían en este campo la capacidad de utilizar estos valores derivados de las mediciones de carga axial histórica para evaluar, analizar controlar y predecir el comportamiento de pozos . El comportamiento mejorado, obtenido por la presente invención conforme previamente se describió aquí en detalle, se ilustra en la FIGURA 12. El comportamiento se muestra tanto en forma de un trazado de la tasa de producción contra los pies de altura de agua como, alternativamente, caballos de fuerza contra pies de altura. Los datos que se muestran están basados en agua a 100°F. La relación entre el comportamiento y el nivel dinámico del fluido, que revela la presente invención, es obvia. De la consideración de la incorporación específica y ejemplos ilustrativos previamente descritos aquí, es claro que se harán evidentes otras variaciones y modificaciones. En consecuencia, debe quedar claramente entendido que la intención no es limitar la presente invención a lo particularmente divulgado, o a la incorporación y a los ejemplos que anteriormente se describieron e ilustraron en los dibujos anexos, sino que el concepto de esta invención debe ser medido por el alcance de las reivindicaciones que se adjuntan a este documento.

Claims (10)

1. REIVINDICACIONES 1. Un sistema para monitorear el tiempo real del comportamiento de la bomba y optimizar dicho comportamiento, en un pozo de recuperación de gas o petróleo que tiene una bomba y elementos interconectados para controlar la bomba, motor para impulsar dicha bomba, cabezal, y un conjunto de fondo de tubería de producción y sarta de varillas de succión; cuyo sistema está caracterizado porque comprende: varios sensores dispuestos a lo largo de dicho conjunto* de fondo de tubería de producción y sarta de varillas de succión, para recolectar información relacionada funcionalmente con el referido comportamiento de dicha bomba; un sistema de computación interconectado con dichos varios sensores y dicho elemento de control de la bomba, con el objeto de almacenar esa información en una base de datos y optimizar el funcionamiento de dicha bomba controlando el elemento de control de ésta, sobre la base de una relación funcional entre la carga axial y el nivel dinámico del fluido en dicho pozro.
2. 2. El sistema de conformidad con la Reivindicación 1, caracterizado porque los varios sensores referidos, comprenden un sensor de presión de descarga en la superficie, anexo a una línea de producción, dispuesto perpendicularmente al conjunto de fondo de la tubería de producción y sarta de varillas de succión mencionado; un sensor de presión de la tubería de revestimiento, dispuesto en el espacio anular del referido conjunto de fondo de tubería de producción y sarta de varillas de succión; un elemento para medir la carga axial, y- elemento para medir la corriente del motor colocado sobre el referido cabezal.
3. 3. El sistema de conformidad con la Reivindicación 1, caracterizado porque el referido sistema de computación comprende : un controlador de lógica programable; interconectado eléctricamente con dichos varios sensores, para proveer el control local de las condiciones de la referida bomba de pozo, en base a un primer conjunto de reglas; un enlace de comunicaciones, eléctricamente interconectado con el referido controlador de lógica programable y un impulsor de frecuencia variable para controlar la velocidad de dicho motor, y medios de control avanzado, para proveer un sistema experto que lleve a cabo un análisis del comportamiento y productividad en tiempo real, de dicha información almacenada en una base de datos, sobre la base de un segundo conjunto de reglas, y para proveer una interfaz de usuario que permita a un operador interconectarse convenientemente con dicho sistema de computación.
4. 4. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque dicho sistema de computación comprende además : medios de control remoto, interconectados eléctricamente con los varios sensores referidos, a fin de proveer un control a distancia de las condiciones de dicha bomba de pozo.
5. 5. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque dicho segundo conjunto de reglas de ese sistema experto del referido sistema de computación, comprende además: procedimientos para advertencias preferenciales de las condiciones y fallas potenciales de la bomba para la parada inmediata y automática de dicho pozo.
6. 6. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque dicho segundo conjunto de reglas de ese sistema experto del referido sistema de compuesto, comprende además : procedimientos para el ajuste automático de las RPM de dicha bomba, y un ciclo de chequeo para garantizar que las RPM del sistema se ajustaron debidamente.
7. 7. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque el segundo conjunto de reglas del referido sistema experto de ese sistema de computación, comprende además: procedimientos para el diagnóstico de sucesos del pozo.
8. 8. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque dicho sistema de computación comprende además: procedimientos para generar información explicativa correspondiente a las condiciones del pozo y comportamiento de la bomba en tiempo real.
9. 9. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque el segundo conjunto de reglas de dicho sistema experto de ese sistema de computación comprende además : procedimientos para establecer parámetros de operación en tiempo real para optimizar el comportamiento de dicha bomba.
10. 10. El sistema de conformidad con la Reivindicación 3, caracterizado porque el segundo conjunto de reglas del referido sistema experto de ese sistema de computación comprende además: una base de conocimiento dinámico de los datos históricos y parámetros operacíonales del pozo, recopilada del mencionado análisis en tiempo real de dicha información almacenada en la referencia base de datos .