MX2013004432A

MX2013004432A - Sistemas de proteccion y ensayo de una linea troncal de bocas de pozo agrupadas con valvula de aislamiento de emergencia y especialmente control de velocidad.

Info

Publication number: MX2013004432A
Application number: MX2013004432A
Authority: MX
Inventors: Patrick S Flanders
Original assignee: Saudi Arabian Oil Co
Priority date: 2010-10-21
Filing date: 2011-10-13
Publication date: 2013-06-03
Also published as: CA2810721C; EP2630331A1; CN103221634B; EP2630331A4; BR112013002186A2; EA024606B1; EA201390043A1; CN103221634A; CA2810721A1; WO2012054295A1

Abstract

Los sistemas y procesos de la presente invención incluyen controladores de accionamiento de velocidad variable de ESP que funcionan en conjunto con un solucionador lógico de seguridad, sensores de presión y una válvula de aislamiento de emergencia para llevar a cabo un ensayo funcional del sistema completo de protección de la línea troncal de la boca de pozo sin interrumpir la producción.

Description

SISTEMA DE PROTECCIÓN Y ENSAYO DE UNA LÍNEA TRONCAL DE BOCAS DE POZO AGRUPADAS CON VÁLVULA DE AISLAMIENTO DE EMERGENCIA Y ESPECIALMENTE CONTROL DE VELOCIDAD Campo de la Invención Esta invención se refiere a un sistema de protección y ensayo de una tubería de línea troncal de boca de pozo. 1 Descripción de la técnica relacionada Un sistema de protección de alta integridad (HIPS por sus siglas en inglés) de boca de pozo protege las líneas de flujo conectadas a una boca de pozo contra sobrepresión en caso de cierre de una válvula de bloqueo corriente abajo. La fuente de presión puede ser la presión de formación geológica petrolífera. Se conoce esta presión como la presión de cierre de boca de pozo y se basa en parámetros geológicos, es continua, no puede ser controlada, es decir, no puede ser "apagada" en el sentido convencional del término. Para que otra válvula funcione en caso de que una válvula tenga pérdidas o no se cierre, son necesarias múltiples válvulas de bloqueo automatizadas en serie corriente abajo respecto a la fuente de presión de la boca de pozo.

Aunque las válvulas de seguridad de superficie (SSV por sus siglas en inglés) que se utilizan generalmente en1 estas aplicaciones son sumamente confiables, se considera la peor situación posible en el diseño de sistemas de seguridad. En el i área de instrumentación de seguridad esto es considerado un diseño que proporciona tolerancia a fallos peligrosos! en el hardware. En el método de ensayo de cierre completo de SSV, las válvulas no solo se cerrarán, sino que también proporcionarán cierre positivo en respuesta a la presión constante de la boca de pozo, es decir, no existirán pérdidas detectables. Son necesarias dos válvulas en serie para realizar un ensayo de cierre completo y el sistema incluye una válvula de ventilación entre las dos válvulas de apagado y una serie intermedia de sensores de transmisión de presión. En determinados arreglos del aparato y el sistema todos los componentes funcionales se encuentran comunicados con y dirigidos por un solucionador lógico de seguridad (SLS por sus siglas en inglés). Las señales de control y de datos pueden ser transmitidas a través de cables o en forma inalámbrica.

Se han adoptado los sistemas de bombas eléctricas sumergibles y tecnologías relacionadas para mejorar la recuperación de petróleo/gas cuando la producción del reservorio ha sido disminuida por condiciones predominantes del reservorio. Se utilizan bombas eléctricas sumergibles (ESP por sus sigljas en inglés) en el fondo del pozo para extraer petróleo y gas; a la superficie donde son recibidos por un sistema de línea de flujo de la boca del pozo para su transporte y distribución. La presión de I la tubería, la velocidad de flujo y otras variables ! son monitoreadas en la boca del pozo para asegurar, entre otras cosas, el funcionamiento seguro de la tubería y del sistema de distribución corriente abajo de la boca de pozo. En la zona próxima a la boca del pozo los sistemas de protección mecánica convencionales pueden incluir el uso de tuberías de pared gruesa con una tasa de presión elevada adecuada para soportar las presiones elevadas que la ESP puede generar. Con el' fin de reducir gastos, la tubería que se encuentra corriente abajo de la boca del pozo es fabricada con tubos con un intervalo de presión de trabajo definido menor. Se utilizan tubos de paredes relativamente más finas en el sistema de línea de flujo.

Un problema introducido por el nuevo controlador de producción de ESP en fondo de pozo es que aunque proporcionaba el aumento necesario de presión para mantener el flujo de petróleo, si se cerrara una válvula de bloqueo intermedia I en la larga red de líneas de flujo y líneas troncales entre una i plataforma de producción mar adentro y la planta de separación de gas y petróleo (GOSP por sus siglas en inglés) en tierra firme, la presión se acumularía en la red de tuberías hasta la presión de descarga completamente bloqueada de la bomba, que en algunos casos es mucho mayor que la presión de flujo normal¡ de la tubería. Una red de líneas de flujo adecuada para funciones normales puede no tener un rango de presión suficientemente elevado como para soportar la presión completamente bloqueada de ESP. Por lo tanto, es necesario un sistema de protección de alta integridad para limitar la presión a niveles seguros! en la i tubería corriente abajo.

El hacer funcionar bombas en el fondo del pozo contra una descarga bloqueada no es una práctica común, pero es considerada la peor situación posible al diseñar sistemas de seguridad asociados. Las ESP de fondo de pozo son accionadas en forma eléctrica y el control de la bomba como fuente potencial de presión peligrosa es eléctrica.

Para asegurar que la máxima presión de línea de flujo se mantenga dentro de los límites de trabajo seguro, se han desarrollado los llamados sistemas de protección de alta integridad, o HIPS, para diversas aplicaciones. En la técnica previa, la práctica de diseño de seguridad convencional ha sido la de especificar las líneas de flujo que transportan el petróleo/gas producido desde la boca del pozo con suficiente espesor dé pared para contener la presión de descarga completamente bloqueada en las condiciones teóricas de la peor situación posible. Sin embargo, este enfoque demostró ser poco práctico al introducir las bombas eléctricas sumergibles que pueden producir una presión de cierre muy elevada en la boca del pozo, mayor que 3000 psi. Un enfoque que ha sido adoptado es el de monitorear en forma continua la presión de la línea de flujo corriente abajo y cortar el suministro de energía a las ESP antes de que la presión de la línea de flujo alcance un nivel peligroso.

También es de conocimiento en la técnica previa el uso de válvulas de seguridad sub-superficiales (SSSV) con el fin de cerrar el pozo y se han expuesto los ensayos de estos tipos de válvulas con el fin de asegurar que el sistema de cierre de la boca del pozo funcione en forma adecuada, tal como por ejemplo en la Patente Estadounidense 4,771 ,633.

Se han descrito otros sistemas que permiten que la, bomba eléctrica sumergible continúe funcionando en un modo de recirculación en caso de una emergencia que requiera que se cierre el pozo. Tales sistemas se describen en las Patentes Estadounidenses RE 32,343 y 4,354,554.

Además los sistemas se conocen por su uso en la conducción de ensayos de cierre de emergencia de válvullas de apagado de seguridad. Por ejemplo, la Patente Estadounidense 7,079,021 describe un controlador de dispositivo de apagado de emergencia y sensores para proporcionar datos al controlador, que presenta un procesador, una memoria acoplada al procesador y una entrada auxiliar, donde se almacena un ensayo de apagado de emergencia en la memoria y la entrada auxiliar se adapta para recibir una señal binaria y datos del sensor. Se almacenan las rutinas en la memoria y se adaptan para ser ejecutadas en el procesador para permitir que se lleve a cabo el ensayo de apagado de emergencia en respuesta a la recepción de una señal binaria en la entrada auxiliar y para hacer que los datos del sensor sean registrados en la memoria durante el ensayo de apagado de emergencia.

Los problemas descritos anteriormente y las soluciones propuestas se refieren a sistemas de líneas de flujo de bocas de pozo individuales. La solicitud de Patente Estadounidense 'número de serie 11/977,204, que se incorpora a la presentei en su totalidad mediante esta referencia, proporciona un sistema de protección de la línea de flujo de la boca de pozo y un método que utiliza el controlador de velocidad de ESP de fondo de pozo y una SSV para asegurar que no se alcancen niveles peligrosos de presión y proporcionar condiciones para el ensayo de seguridad funcional del sistema de boca de pozo. Sin embargo, en el contexto en el que un grupo de bocas de pozo se encuentra conectado a una línea troncal común surge un problema único. La combinación de las tolerancias máximas de los criterios de reducción de riesgos con el ensayo funcional necesarió y el mantenimiento de cada HIPS crean tanto una limitación práctica como de diseño que impide la conexión de más de una cantidad predeterminada de HIPS a lo largo de una línea troncal particular.

Sería deseable proporcionar operaciones de petróleo/gas que utilizan bombas eléctricas sumergibles con un sistema de protección de líneas de flujo de la boca de pozo capaz de proporcionar un ensayo de prueba completamente automatizado y de autodiagnóstico para una pluralidad de pozos sin necesidad de cerrar varios pozos con el fin de realizar el ensayo. Es posible llevar a cabo ensayos "en línea" a intervalos regulares, por ejemplo en forma trimestral, combinados con la verificación completa de sistemas de cierre en períodos en los ^ue la producción se detiene por mantenimiento de rutina, ensayos y/o inspecciones programados.

Por lo tanto proporcionar un sistema de control de boca de pozo y un método para el monitoreo continuo y el ensayo automático para detectar fallas potenciales en una línea de flujo asociada a un grupo de pozos, cada uno presurizado mediante una bomba eléctrica sumergible mientras que contijnúa el funcionamiento de ESP, es un objeto de la presente invención.

Un objeto adicional de la presente invención es proporcionar un sistema automatizado de ensayo y de apagado confiable para reemplazar los sistemas de protección de línea de flujo instrumentados en la técnica previa, que requieren la interrupción de la producción y gran cantidad de mano de obra, y que se basan en complejos requisitos de ensayo de prueba manual.

Otro objeto de la invención es proporcionar un procedimiento de ensayo de seguridad para un grupo de pozos de i los que cada uno tiene una ESP, que puede ser llevado a cabo sin interrumpir la producción mediante el apagado de ESP.

Aun otro objeto de la presente invención es eliminar la dependencia en intervención humana manual en los ensayos de í prueba del sistema mediante la provisión de un método y sistema de diagnóstico y ensayo funcional automatizado.

Breve Descripción de la Invención De acuerdo con una o más modalidades, la invención se refiere a un sistema automatizado para ensayos de seguridad de un sistema instrumentado de protección de la línea troncal conectado a una pluralidad de tuberías de líneas de flujo de bocas de pozo utilizadas para la distribución de un flujo de gas y/o petróleo. Al menos una tubería de línea de flujo de boca de pozo de la pluralidad de tuberías de líneas de flujo de boca de pozo se encuentra presurizada por una bomba eléctrica sumergible (ESP) en el fondo del pozo. Varias tuberías de líneas de flujo se conectan a un cabezal común. Se coloca una válvula de aislamiento de emergencia (ZV por sus siglas en inglés) en una línea troncal corriente abajo del cabezal común. Se proporciona un solucionador lógico de seguridad (SLS) previamente programado para llevar a cabo un protocolo de ensayo de seguridad y registrar los resultados en forma electrónica, y para emitir las señales de apagado de emergencia. Se incluyen varios sensores de presión para medir la presión interna de la línea de flujo en el cabezal común. Adicionalmente se proporciona un accionador de válvula para cerrar la ZV en respuesta tanto a una señal de inicio de ensayo como a una señal de apagado de emergencia transmitida por el SLS, y para1 abrir cada ZV en respuesta a una señal transmitida por el SLS. Cada ESP incluye un controlador de accionamiento de velocidad variable operativamente conectado allí que también se encuentra conectado al SLS y varía la velocidad de ESP de acuerdo con los comandos de reducción/aumento gradual de velocidad del SLS, por lo que varía la presión del fluido en la línea de flujo y proporciona información de la velocidad de ESP durante el funcionamiento normal y durante el ensayo del sistema de SLS. Se proporciona un interruptor de apagado de ESP de emergencia para interrumpir el flujo de energía a cada ESP en respuesta a una señal de apagado de emergencia del SLS.

Un método para ensayos de seguridad y de fallos de un sistema de protección instrumentado en una línea troncal i conectada a una pluralidad de líneas de flujo de boca de pozo que transportan gas y/o petróleo, cada una presurizada mediante una bomba eléctrica sumergible (ESP) de fondo de pozo, y la línea troncal se encuentra equipada con una válvúla de aislamiento de emergencia (ZV), el método comprende: a. proporcionar una pluralidad de sensores electrónicos de I transmisión de presión en la línea troncal corriente ; arriba respecto a la ZV; b. proporcionar un controlador de velocidad variable: (VSC) Í para cada ESP, para ajustar la velocidad de ESP; c. proporcionar un solucionador lógico de seguridad (SLS) programado que controla la comunicación con ZV y, cada controlador de velocidad variable para cada ESP, y que recibe y registra los datos transmitidos mediante la pluralidad de sensores de presión; : d. iniciar un ensayo de seguridad y de fallos de SLS mediante la transmisión de una señal a ZV para iniciar el movimiento hacia su posición parcialmente cerrada, con base en medidas de presión diferencial realizadas a lo largó de la válvula; e. monitorear los datos de presión recibidos de los sensores de presión; f. transmitir una señal del SLS a cada VSC para reducir la velocidad de cada ESP en respuesta a un aumento predeterminado de la presión interna de línea de flujo; g. comunicar información de la velocidad de VSD dejESP al SLS una vez que se inicia un aumento gradual de velocidad predefinida para identificar cualquier VSC de ESP de pozo individual que no respondiera al SLS durante el ensayo del sistema; h. transmitir una señal del SLS para mover la ZV a su posición completamente abierta y i. transmitir una señal del SLS a cada VSC para auméntar la velocidad de ESP en respuesta a los datos de presión de la línea de flujo.

Breve Descripción de las Figuras A continuación se describirá la invención en forma más detallada y con referencia a las figuras adjuntas en las que se hace referencia a los mismos elementos o elementos similares con el mismo número y donde: FIG. 1 es una ilustración esquemática de un arreglo de tuberías de línea de flujo de boca de pozo presurizada médiante una bomba eléctrica sumergible, tal arreglo incluye una modalidad de un sistema de protección de alta integridad de boca de pozo; I FIG. 2 es una ilustración esquemática de una pluralidad de bocas de pozo conectada a una línea troncal común en la que determinadas bocas de pozo incluyen el sistema de protección de alta integridad de FIG. 1; FIG. 3 es una ilustración esquemática de otra modalidad de i un sistema de protección de alta integridad de boca de pozo adecuado para ser usado con una pluralidad de arreglos de tuberías de líneas de flujo de boca de pozo, cada uno presurizado por una bomba eléctrica sumergible y FIG. 4 es una ilustración esquemática de una pluralidad de bocas de pozo conectada a una línea troncal común en la que determinadas bocas de pozo incluyen el sistema de protección de alta integridad de FIG. 3.

Descripción Detallada de la Invención Los sistemas y procesos de la presente invención incluyen controladores de velocidad variable de ESP que funcionan en conjunto con un solucionador lógico de seguridad (SLS), sensores de presión y una válvula de aislamiento de emergencia (ZV) para llevar a cabo un ensayo funcional del sistema compléto de protección de la línea de flujo de la boca de pozo sin interrumpir la producción.

En el contexto de un sistema de protección de alta integridad asociado a un único pozo, el término "elementos finales" incluye una ESP, un controlador de velocidad variable (VSC) y una válvula de apagado de seguridad (SSV). En la presente se hace referencia a estos elementos finales y la boca i de pozo en sí misma como "subsistema de boca de pozo" en el contexto de un sistema de protección de alta integridad asociado a un único pozo.

En el contexto de un sistema de protección de alta integridad asociado a una pluralidad de pozos, el término "elementos finales" se refiere a la o las ESP, el o los VSC y la ZV. En la presente se hace referencia a la o las ESP, el o los controiadores de velocidad variable y la boca de pozo en sí misma, incluyendo la o las SSV convencionales y la o las válvulas SSSV de apagado de seguridad subsuperficial, en conjuntó como un "subsistema de boca de pozo" en el contexto de un sistema de protección de alta integridad asociado a una pluralidad de pozos.

En ciertas modalidades del sistema y el proceso de la presente invención, se utiliza un sistema de protección de alta integridad para un único subsistema de boca de pozo. En modalidades adicionales del sistema y el proceso de la présente invención, se utiliza un sistema de protección de alta integridad para una pluralidad de subsistemas de boca de pozo.

Las etapas principales de realización de un ensayo de seguridad en un sistema de protección de alta integridad asociado I I a un único pozo que tiene una ESP incluyen: (1) cerrar la SSV, (2) disminuir la ESP con el VSC, (3) abrir la SSV y (4) aumentar la ESP hasta velocidad normal de trabajo. Durante el ensayo de los elementos finales, los sensores del proceso transmite'n datos de la presión en línea de flujo al solucionador lógico de seguridad.

Las etapas principales de realización de un ensayo de seguridad en un sistema de protección de alta integridad asociado a una pluralidad de pozos que tienen cada uno una ESP y que son controlados por SLS incluyen: (1) cambiar la posición de ZV en el cabezal de producción de una posición completamente abierta a una posición parcialmente cerrada, (2) monitorear la jpresión diferencial a lo largo de ZV hasta que los sensores de presión corriente arriba del cabezal de producción y al menos uno de los sensores de presión corriente abajo del cabezal de producción alcancen un valor predeterminado, (3) cesar el recorrido ide ZV, dado que ZV se encuentra en una posición parcialmente cerrada, i es decir, no completamente cerrada, (4) cancelar el ensayo cuando se alcanza un límite máximo de recorrido de ZV por defecto si la presión diferencial a lo largo de ZV no fue detectada, (5) monitorear los sensores de presión corriente arriba del cabezal de producción para determinar el aumento de presión en el cabezal de producción (es decir, la línea troncal de presión elevada corriente arriba de ZV) con todas las ESP funcionando a i velocidad normal y ZV en una posición parcialmente cerrada, (6) medir y registrar la velocidad normal de trabajo de todas las ESP, i (7) disminuir la velocidad de ESP para cada pozo mediante el VSC asociado en una cantidad predeterminada, (8) medir y registrar la velocidad de ESP para cada pozo, (9) determinar si la velocidad de ensayo de ESP es menor que la velocidad normal de ESP y si cualquiera de las ESP no respondiera a la indicación inicial de reducción de velocidad del SLS (etapa (7)), cancelar el ensayo e indicar en un panel de control del SLS la identidad de o las ESP que no respondieron, (10) disminuir la velocidad de ESP de cada pozo en una cantidad adicional predeterminada haáta que los sensores de presión corriente arriba del cabezal de producción midan una disminución de presión en el cabezal de producción, (11) comprobar la cantidad de reducciones graduales de velocidad de ESP en relación a un límite mínimo de vel'ocidad de ensayo de ESP previamente establecido y cancelar el ensayo e indicar un fallo en el panel de control si la velocidad de ESP se redujo al valor del límite mínimo de velocidad de ensayo de ESP y los sensores de presión corriente arriba del cabezal de producción no detectaron disminución de presión, (12) cambiar la I ZV de la posición "de ensayo" parcialmente cerrada a la posición completamente abierta y mantener la velocidad de ESP ¡en el I valor de ensayo e indicar un fallo de ZV en el panel de control si ZV no comienza a variar de posición de ensayo de recorrido parcial dentro de un determinado período de tiempo, (13) devolver todas las ESP a la velocidad normal de trabajo en caso de que la ZV comience el recorrido hacia la posición completamente abierta, (14) verificar que todas las ESP se encuentran nuevamente en la velocidad normal de trabajo, tal cómo se registró en SLS en etapa (6), e indicar una alarma si alguna de las ESP no volvió a la velocidad normal de trabajo y (15) verificar que ZV volvió a la posición completamente abierta e indicar un fallo de ZV si ZV no se movió durante un período de ¡tiempo predeterminado o si ZV no alcanzó la posición completamente abierta. Durante el ensayo de los elementos finales, los sensores de presión corriente arriba de ZV transmiten datos indicativos de la presión en la línea troncal al SLS. Los sensores de presión proporcionan datos actualizados de la presión de proceso en forma sustancialmente continua al SLS tanto durante las funciones de ensayo como durante el funcionamiento normal, por ejemplo, proporciona datos actualizados con cada escaneo del SLS, normalmente 100 mS.

En el sistema descrito en la presente, los sensores de presión y SLS se encuentran disponibles comercialmenté como dispositivos certificados por varios distribuidores, por ejemplo, certificados por TÜV Rheinland Group (Colonia, Alemania) y/o TÜV SÜD Group (Múnich, Alemania). Los VSC de las EPS y! la ZV, que incluyen la válvula, accionador y montaje del controlador, no se encuentran disponibles actualmente como dispositivos de seguridad certificados por terceros. Por lo tanto, el ensayo funcional es de importancia crítica para la seguridad del funcionamiento del subsistema de boca de pozo, el cabezal de producción, la línea troncal de producción y la línea troncal corriente abajo (es decir, aquella clasificada a una presión menor que la máxima presión de cierre).

El sistema y proceso de la presente invención proporciona un ensayo funcional del sistema "en línea" que puede ser.llevado a cabo sin interrumpir la producción. Generalmente la interrupción de la producción para el ensayo funcional del sistema no es aceptable cuando múltiples pozos con ESP contribuyen a un cabezal de producción común y se utiliza un único HIPS para I proteger la tubería corriente abajo. El sistema y proceso de la presente invención permite que el ensayo en línea se realice frecuentemente, por ejemplo, en forma mensual, bimensual o trimestral, por medio del recorrido parcial de ZV, reduccióln de la velocidad de ESP y verificación de la medida de los sensores de presión entre los ensayos funcionales "completos" reaJizados durante ensayos y mantenimiento planificados cuando se detiene la producción. Los ensayos funcionales completos (realizados con interrupción de la producción) incluyen el cierre completo ¡de ZV, interrupción total de ESP y desconexión del sistema convencional i de apagado de la boca de pozo con cierres adicionales de; SSV y SSSV en cada pozo. Por lo tanto, tanto el ensayo en línea como el ensayo funcional completo se combinan para proporcionar la verificación del desempeño del sistema necesario para alcanzar una meta de reducción de riesgos deseada.

¡ En modalidades adicionales del sistema y el método de la presente invención, se utiliza un protocolo de seguridad conocido como "FF-SIF". Los estándares de FF-SIF proporcionan los dispositivos individuales de autodiagnóstico y comunicación de datos de los dispositivos que monitorean y controlan el proceso. Mientras que la adopción y aplicación de este nuevo estándar de comunicación de seguridad de la presente invención está comprendido en las habilidades de un experto en la técnica, los detalles de su implementación van más allá del alcancé de la presente invención.

El sistema y método de la presente invención conternpla un sistema de protección de alta integridad de autoensayo para proteger las líneas de flujo de boca de pozo con ESP mediante el uso de sensores de presión redundante, un solucionador lógico de seguridad y diversos elementos finales. Los elementos finales incluyen una ZV y un controlador de velocidad variable de ESP asociado a cada pozo productor. Estos elementos finales utilizan diferente tecnología para proteger la tubería de línea de flujo clasificada como menor contra sobrepresión. En modalidades en las que se utiliza un sistema de protección de alta integridad para proteger una línea troncal contra sobrepresión potencial ocasionada por pozos con múltiples ESP, se utiliza un S,LS en combinación con una pluralidad de sensores de presión redundante (por ejemplo, tres) ubicados corriente abajo del cabezal de producción y corriente arriba de ZV. Los sensores de presión se incluyen en el cabezal de producción y la línea' troncal de presión completa. La implementación de los sistemas y métodos de la presente invención proporciona un sistema de seguridad que cumplirá con los requisitos de seguridad y operabilidad dado que los dispositivos que no están sujetos a procedimientos de certificación estándar tales como la certificación por TÜV Rheinland Group y/o TÜV SÜD Group son examinados en control del SLS sin interrumpir la producción (ensayo en línea) además de los ensayos funcionales completos que son llevados a cabo durante el ensayo y el mantenimiento planificados cuando se detiene la producción.

En ciertas modalidades, se colocan tres transmisores detectores de presión corriente arriba de ZV para detectar presión alta y baja en la línea de flujo y SLS los vota en un protocolo de dos de tres. Al utilizar este sistema, un fallo de uno de los sensores de presión o un fallo al detectar averías internas resultarán en que se descarte la señal de ese sensor; el proceso continuará en línea y los dos sensores restantes continuarán protegiendo el sistema. Asimismo se programa el SLS para reconocer el defecto o fallo de un único sensor y alertar al personal de mantenimiento por medio de un indicador adecuado, por ejemplo, una alarma audible y/o visible, mensaje de texto al personal en funciones y otros procedimientos de següridad conocidos. Durante tal tiempo en que un sensor se encuentra en modo de fallo conocido, el sistema se convierte a un protocolo votado de uno de dos.

En lo que respecta a FIG. 1, se representa un sistema 10 I que incluye una cubierta de pozo 12 de la que se extiende una tubería de producción 14 que se construye a partir de una;tubería de alta presión que termina en la válvula de apagado de seguridad superficial 20. Se instala corriente abajo de SSV 20 una tubería convencional 16 para una presión menor en comparación con la máxima presión de cierre de la boca de pozo para el transporte y distribución del producto.

El extremo de la tubería de producción 14 del fondo del pozo está unido a la bomba eléctrica sumergible 30 que entrega la corriente presurizada de gas y/o petróleo del reservorio para su eventual transporte y distribución a través de la red de tuberías I de línea de flujo corriente abajo. De acuerdo con la invención, un i controlador de velocidad variable 40 se conecta en forma operativa a la bomba 30 del fondo del pozo y también a un solucionador lógico de seguridad (SLS) 60.

En general, y tal como se describe más detalladamente a continuación, el SLS 60 funcionará conforme a un conjunto de ensayos de diagnóstico de los elementos finales previamente programados, mientras que monitorea una pluralidad de sensores I de presión de línea de flujo. El sistema y el método de la invención proporcionan una comprobación de seguridad funcional de extremo a extremo de los elementos finales y de la pluralidad de sensores. Además, el mismo SLS 60 también puede probarse durante el ensayo funcional, en el que se verifica la capacidad del SLS para recibir información de los sensores y para ordenar una acción a los elementos finales.

En una modalidad, un método para realizar ensayos de seguridad y proporcionar protección por aislamiento de emergencia del sistema que utiliza el sistema 10 incluye la etapa de uso de una pluralidad de transmisores de presión 50 para monitorear la presión de línea de flujo durante trabajo normal y durante un ensayo del recorrido completo de la válvula de apagado de seguridad 20 y ajustar la velocidad de ESP1 30 de fondo de pozo durante el ensayo para mantener la presión de la tubería dentro de límites de presión de trabajo predeterminados. Estos sistemas y métodos de protección de la línea de flujo de la boca de pozo utilizan generalmente el VSC 40 de ESP dé fondo i de pozo y una SSV 20 para asegurar que no se alcancen niveles peligrosos de presión en la tubería corriente abajo 16 Dará el ensayo de seguridad funcional completo del subsistema de boca de pozo. Se usa el VSC 40 de ESP para permitir el ensayo funcional y eliminar la fuente de presión de la tubería de línea de flujo corriente abajo protegida.

Se instala una pluralidad de sensores de transmisión de presión 50 en la tubería de línea de flujo de alta presión 1¡4 y se encuentra en comunicación de datos con solucionador lógico de seguridad 60. En la modalidad ilustrada, se instalan tres sensores de presión 52, 54, 56 (también identificados como ?? , : Pt2 y PT3). Adicionalmente se instala un cuarto sensor de presión 70 (PT4) corriente abajo de la válvula de apagado de seguridad en la línea de flujo de baja presión 16 y en comunicación de datos con SLS 60. Debe tenerse en cuenta que aunque se muestra una pluralidad de sensores de presión en la línea de flujo de alta presión 14 como una modalidad preferida, se contempla que determinadas modalidades pueden funcionar con un sensor de presión. Pueden proporcionarse uno o más sensores de presión como respaldos para adecuarse a seguridad mejorada.

Se instala un accionador 22 de válvula en la válvula 20 y se encuentra en comunicación controlada con SLS 60. En esta modalidad, el accionador de válvula también está equipado con un interruptor de fin de carrera 24 para indicar las posiciones completamente abierta y completamente cerrada de SSV, que se comunican al SLS 60.

Los SLS 60 previamente programados incluyen un interruptor de apagado local 62, que convenientemente es un pulsador, para iniciar el apagado de seguridad cuando ocurre una condición de emergencia. Presionar el pulsador 62 hará que el accionador 22 cierre la SSV 20 y deje de proporcionar energía a cada ESP 30 para reducir inmediatamente la presión en la línea de flujo 14.

Se proporciona un interruptor de pulsador de ensayo funcional local 64 para iniciar los ensayos funcionales ¡y de seguridad para el sistema en el campo. También se pueden iniciar automáticamente ensayos funcionales del sistema mediante el uso del SLS 60 programado o en forma remota desde un cuarto de control central.

También se ilustra un indicador de falla local 66 que, en determinadas modalidades, incluye una alarma suave y audible. La alarma también puede ser transmitida a través de circuitos cableados o en forma inalámbrica a un cuarto de control remoto para determinar si son necesarias acciones adicionales para continuar el funcionamiento seguro del sistema.

Durante funciones normales, los transmisores de presión 52, 54 y 56 monitorean la presión de la línea de flujo en busca de variaciones inusuales que puedan requerir una respuesta de seguridad; el transmisor de presión 70 que se encuentra corriente abajo de SSV es un transmisor no relacionado con la seguridad que se utiliza para monitorear la presión de la línea de flujo durante los ensayos de SSV.

Se entenderá que el SLS 60 incluye un protocolo de ensayo funcional previamente programado sin que sea necesario que el personal se involucre en la modalidad etapa a etapa del ensayo. El ensayo de seguridad programado incluye intervalos medidos de duración predeterminada y el inicio inmediato de una de las acciones alternativas predeterminadas en caso de que no se i reúnan las condiciones específicas dentro del intervalo cronometrado. Tal como lo entenderá un experto en la técnica, la modalidad de tales ensayos por parte del personal utilizando métodos de observación visual y procedimientos controlados por el personal etapa a etapa, cronómetros y demás, no se compara con la puntualidad y precisión de un protocolo programado. Los ensayos funcionales pueden iniciarse en forma remota desde un cuarto de control, en forma automática por el inicio periódico predeterminado del ensayo, por ejemplo, una vez al mes a una hora y fecha específica de acuerdo con un programa instalado en el solucionador lógico de seguridad, o por personal del campo que utiliza el pulsador 64.

El SLS 60 incluye como un protocolo un conjunto previamente programado de ensayos de diagnóstico de los elementos finales que se llevan a cabo mientras que se monitorean los sensores de presión de la línea de flujo. El sistema y el método de la invención proporcionan una comprobación de seguridad funcional de extremo del sistema completo, que incluye los elementos finales, un solucionador lógico y una pluralidad de sensores.

Luego del inicio del ensayo funcional en el sitio de boca de pozo, por ejemplo, en forma manual con un pulsador u otro interruptor, o en forma electrónica desde un lugar remoto, el accionador 22 recibe una señal para iniciar el cierre de la válvula 20. El SLS 60 inicia un recorrido completo de SSV 20 ¡ de la posición abierta a la posición cerrada. El indicador 24 transmite una señal cuando la válvula se mueve de la posición completamente abierta.

Mientras que SSV 20 recorre de la posición abierta a la cerrada, el SLS 60 recopila y archiva los datos de respuesta de la válvula (posición en función de tiempo). Estos datos, conocidos como la firma de la válvula, pueden ser utilizados para diagnosticar cambios en el desempeño de la válvula que pueden indicar un desempeño reducido y una potencial falla. Si la válvula no se mueve o se indica un retraso excesivo, el SLS 60 inicia una alarma y se anuncia localmente, por ejemplo, utilizando un indicador de falla local 66 para indicar que el sistema falló el ensayo funcional.

Cuando la SSV 20 alcanza la posición cerrada tal como se comprueba, por ejemplo, mediante el interruptor integral de límite del accionador 22, los sensores de presión 50 indicarán un aumento en la presión debido a que ESP 30 funciona contra la i válvula 22 cerrada. Además, se monitorea la presión mediante un sensor de presión 70 corriente arriba de la válvula 20 cerrada en busca de un aumento en la presión diferencial (por ejemplo, entre los sensores de presión 52, 54, 56 y el sensor de presión 70) para verificar que el asiento de la válvula y la posición del vástago de la válvula sean apropiados.

Una vez que se alcanza el límite de la "válvula cerrada", el SLS 60 inicia un período de ensayo predeterminado dura;nte el cual se monitorea el aumento de la presión. Se monitorean las señales de los transmisores de presión 52, 54, 56 para detectar i un aumento de presión. Cuando se detecta el valor o aumento de presión predeterminado, el SLS 60 enviará un comando al i controlador de velocidad de ESP 40 para reducir la velocidad de ESP 30.

Si no se detecta un aumento de presión, se cancela el ensayo y se inicia una alarma de "falla de ensayo". En este protocolo de ensayo no es necesario verificar un "cierre completo" de SSV. Sin embargo, la capacidad para cerrar completamente y desarrollar un aumento en la presión en la tubería corriente arriba que resulta en presión diferencial a lo largo de la válvula es un ensayo funcional suficiente para la aplicación de seguridad de la presente invención.

Una vez que SSV 20 se encuentra completamente cerrada y que el aumento de presión de la línea de flujo se detecta exitosamente, el SLS 60 envía una señal de comando al controlador de velocidad variable de ESP 40 para disminuir la velocidad de ESP 30. Comenzando con la salida del SLS 60 a los controladores de velocidad 40 de ESP, se proporciona un período de tiempo predeterminado para detectar un aumento de la presión en la línea 14 basándose en los datos recibidos de los transmisores de presión 52, 54 y 56. Si no se detecta un aumento de presión durante ese plazo de tiempo, el SLS 60 abrirá la SSV 20 e iniciará una alarma de "ensayo fallado". Si se detecta una disminución en la presión, se considerará que el controlador de velocidad variable 40 de ESP pasó el ensayo funcional, incluso la verificación del hecho que el controlador de velocidad variable 40 de ESP responde adecuadamente a los comandos del SLS 60. Por lo tanto, el método de ensayo incluye la capacidad para disminuir I la velocidad de la bomba, detectar la bajada de presión corriente arriba de SSV 20 cerrada y hacer que la velocidad de la bomba regrese a la normalidad.

Luego de la detección de la disminución de presión, el SLS 60 transmitirá una señal para abrir nuevamente la SSV 20. Se proporciona un período de tiempo predeterminado para que la válvula inicie el movimiento desde la posición límite cerrado del interruptor. En caso de que la válvula no se moviera antes de que finalizara el período de tiempo, el SLS 60 cerrará completamente la ESP 30. Si la válvula 20 no volviera totalmente a la pósición completamente abierta, se iniciará una alarma de fallo, pero se devolverá la ESP 30 a la velocidad normal de trabajo predeterminada y el SLS 60 continuará monitoreando la presión de la línea de flujo.

Cuando el SLS 60 recibe una señal del interruptor de fin de carrera del accionador 22 que indica que la SSV 20 se ha movido de la posición cerrada a la posición abierta, se transmite una señal al controlador de velocidad variable 40 para aumentar la velocidad de ESP 30 para proporcionar la presión normal de trabajo de la línea de flujo tal como lo verifica el transmisor de presión 70.

Por consiguiente, si se usa el protocolo del SLS 60, se evalúan todos los componentes que constituyen el sistema de seguridad instrumentado (SIS) que incluyen los sensores de presión en el lado de entrada, el solucionador lógico de seguridad y las diversas salidas, por ejemplo, la válvula de apagado de seguridad superficial y el controlador de velocidad variable de ESP.

En ciertas modalidades de los sistemas y procesos de la presente invención, no es necesario medir las características de desempeño de la bomba 30, por ejemplo, eficiencia, índice de flujo y similares. Preferiblemente, es la respuesta general de la bomba 30 a las señales programadas transmitidas desde el SLS 60 las que son determinantes de la condición del sistema de seguridad. La presión de la línea de flujo se detecta con transmisores de presión esenciales para la seguridad 50 corrientes arriba de SSV 20. Se transmiten señales de los sensores de presión 50 al SLS 60 para determinar si la bomba 30 responde dentro de los límites aceptables a las señales de comando del SLS 60.

En caso de que se genere una señal de demanda de seguridad durante el ensayo de recorrido total de SSV; o el I ensayo de variación de velocidad de la bomba, la señal de desconexión de apagado de emergencia anulará el protocolo de secuencia de ensayo y detendrá por completo cada bomba 30 y llevará la SSV 20 a la posición completamente cerrada.

Se entenderá que el indicador de fallos 60 proporcionará una alarma y registrará el fallo con la hora en la que ocurrió en la memoria del solucionador lógico de seguridad en caso de1 que el i interruptor de fin de carrera 24 no registre una condición completamente abierta o completamente cerrada de la válvula de apagado de seguridad 20. También se registrarán fallos y se dará alarma al respecto en el caso de que 52, 54 y 56 no detecten aumentos de presión al moverse la SSV 20 a la posición cerrada o si no detectan aumento de presión luego de que se dio señal al controlador de velocidad variable 40 para que disminuya la velocidad de la bomba. Otros diagnósticos incluyen demoras en el recorrido de la válvula desde las posiciones abiertas o cérradas que exceden el límite de tiempo predefinido.

En caso de que el SLS 60 reciba una señal de apagado de emergencia, por ejemplo, como resultado de la desconexión del accionador 62, por ejemplo, personal en el sitio activó el pulsador, o de una transmisión a través de cableado o en, forma inalámbrica de una señal de apagado de emergencia, la realización del ensayo de seguridad y fallos se i anula inmediatamente y el SLS 60 envía una señal para apagar la ESP 30 y cerrar la válvula de aislamiento de emergencia 20. En determinadas modalidades, se incluye el dispositivo de velocidad variable 40 en el programa de apagado de emergencia para que se disminuya la velocidad de ESP 30 antes de que se interrumpa la corriente eléctrica. Esto reduce el potencial para cualquier impacto adverso en la bomba 30 que pueda ocurrir simplemente al cortar la energía.

En lo que respecta a FIG. 2, un sistema 100 incluye una pluralidad de subsistemas de boca de pozo 102 y 102' que í normalmente se encuentran conectados a una línea troncal común para transportar el petróleo/gas a una planta de separación de gas y petróleo (GOSP) 104. Los subsistemas de boca de pozo 102 i incluyen cada uno asociados a ellos un HIPS 106, por ejemplo, que incluye un SLS, transmisores de presión y una SSV tal como se muestra en FIG: 1. Tal como se describe con respecto a FIG. 1, se utilizan tuberías de alta presión entre el pozo y la SSV del HIPS 106, y se utilizan tuberías convencionales corrienté abajo de SSV del HIPS 106, para una presión menor y adecuadas para el transporte y distribución del producto. En determinados sistemas 100, se proporcionan subsistemas adicionales de boca de pozo 102' que no muestran un HIPS 106 asociado, aunque se pueden utilizar otros sistemas de protección y/o de seguridad para estas bocas de pozo tal como está comprendido en las habilidades de un experto en la técnica.

En lo que respecta a FIG. 3, se representa un sistema de protección de alta integridad 206 para su asociación con una pluralidad de subsistemas de boca de pozo 202. La pluralidad de subsistemas de boca de pozo 202 está conectada a un cabezal común 208 que funciona como transición entre los , pozos individuales para el cabezal de producción combinada en el que se encuentran HIPS 206 y ZV 220. El subsistema de boca de pozo 202 incluye, tal como se muestra en conjunto con FIG. 1, una cubierta de pozo (no se muestra) de la que se extienjde una tubería de producción 214a, 214b que se construye a partir de tubería de alta presión que termina en una válvula de apagado de seguridad de emergencia (ZV) 220, en la que la tubería 214a es la tubería de producción corriente arriba del cabezal común 208 y la tubería 214b es la tubería de producción corriente abajo del cabezal común 208. Generalmente, HIPS 206 incluye ZV 220, un SLS 260, una pluralidad de sensores 250 corrientes arriba de ZV | i 220 y un sensor de presión 270 corrientes abajo de ZV 220. Debe tenerse en cuenta que aunque se muestra una pluralidad de sensores de presión corriente arriba de ZV 220, es decir, en la tubería de alta presión, como una modalidad preferjda, se contempla que determinadas modalidades pueden funcionar con i un sensor de presión. Pueden proporcionarse uno Jo más sensores de presión como respaldos para adecuarse a seguridad mejorada. [ Tal como se muestra, el cabezal común 208 se encuentra corriente arriba de HIPS 206. Se instala corriente abajo! de ZV i 220 una tubería convencional 216 para una presión menor en comparación con la máxima presión de descarga bloqueada de la parte superior de ESP para el transporte y distribución del producto.

Se incluye una SSV 272 en la línea de la tubería de producción como de alta presión 214a de cada pozo individual y, opcionalmente, se puede proporcionar una válvula de apagado de i seguridad subsuperficial (SSSV) 280. Cada SSV 272 y SS!SV 280 se comunica en forma individual con SLS 260 por medio de una interfaz de apagado de boca de pozo 290 para reducir el impacto en caso de que ocurriera una ruptura de la línea de flujo corriente abajo. También se proporciona un sensor de presión 292 para indicar la presión dentro de cada línea de producción de pozo individual. Normalmente este sensor se utiliza en el sistema de apagado de la boca de pozo para iniciar el cierre de SSV y SSSV del pozo individual cuando es necesario sin causar impacto en la producción de otros pozos que comparten un gabinete del sistema de apagado de la boca de pozo común. El extremo de la tubería de producción 214a del fondo del pozo está comunicado en forma fluida con ESP 230 que entrega la corriente presurizada de gas y/o petróleo del reservorio para su eventual transporte y distribución a través de la red de líneas de flujo corriente abajo. De acuerdo con la invención, un controlador de velocidad variable (VSC) 240 se conecta en forma operativa a ESP 230 del fondo del pozo y también a SLS 260.

Generalmente, y tal como se describe más detalladamente a continuación, se lleva a cabo un conjunto de ensayos previamente programados de diagnóstico de los elementos finales de los subsistemas plurales de boca de pozo 202 controlado por SLS 260 mientras que se monitorea una pluralidad de sensores de presión de línea de flujo. El sistema y el método de la invención proporcionan una comprobación de seguridad funcional de los elementos finales y de la pluralidad de sensores. Además, el mismo SLS 260 también puede probarse durante el ensayo funcional, en el que se verifica la capacidad del SLS para1 recibir información de los sensores y para ordenar una acción a los elementos finales.

En una modalidad, un método para desarrollar ensayos de seguridad y proporcionar protección de aislamiento de emergencia del sistema mediante el sistema 206 incluye una etapa de uso de una pluralidad de transmisores de presión para monitorear la presión colectiva de línea de flujo durante el funcionamiento normal y durante un ensayo de recorrido parcial de ZV 220. Además, la velocidad de ESP 230 de fondo de pozo se ajusta durante el ensayo para mantener la presión de la tubería dentro de los límites de presión de trabajo y de seguridad predeterminados. Ese sistema y método de protección de línea de flujo de boca de pozo normalmente utiliza el controlador de velocidad 240 de ESP de fondo de pozo asociado con cada subsistema de boca de pozo 202 y ZV 220 para asegurar que no se alcancen niveles peligrosos de presión y proporciona ensayo de seguridad funcional en línea mediante el HIPS instalado para proteger la tubería corriente abajo contra sobrepresión peligrosa. Se usa el control de velocidad motriz 240 de ESP asociado con cada subsistema de boca de pozo 202 para permitir el ensayo funcional y eliminar la fuente de presión de la tubería de líniea de flujo corriente abajo protegida.

Se instala una pluralidad de sensores transmisores de presión 250 en la tubería de línea de flujo de alta presión 214 y se encuentran en comunicación de datos con el solucionador lógico de seguridad 260. En la modalidad ilustrada, se instalan tres sensores de presión 252, 254, 256 (también identificados como PT1, PT2 y PT3). Además, se instala un cuarto sensor de presión 270 (PT4) corriente abajo de ZV 220 en línea de flujo de baja presión 216 y en comunicación de datos con SLS 260.

Se instala un accionador de válvula 222 en la válvula 220 y se encuentra en comunicación controlada con SLS 260. En determinadas modalidades, el accionador de válvula 222 está equipado con un interruptor de fin de carrera 224 para indicar la posición completamente abierta o completamente cerrada de ZV, lo cual se comunica al SLS 260. En modalidades adicionales, el accionador de válvula 222 está equipado con un controlador inteligente de válvula y un interruptor de fin de carrera 224 para indicar la posición completamente abierta o completamente cerrada de ZV, controlar el recorrido de la válvula ZV durante los ensayos y caracterizar el desempeño de la válvula durante los ensayos en línea, todo lo cual se comunica al SLS 260. Tal como se describe en la presente en determinadas modalidades, la ZV utiliza un controlador inteligente de válvula electrónico para proporcionar mejoras de caracterización del recorrido de la válvula requeridas para el ensayo de recorrido parcial. La comunicación entre SLS y los transmisores de los sensores del proceso de presión, los controladores de ESP y ZV pueden ser cableados o inalámbricos.

Además, también se instala un accionador de válvula 274 y un interruptor de fin de carrera 276 en la válvula 272, y se encuentran en comunicación controlada con SLS 260, por ejemplo, a través de la interfaz de apagado de boca de pozo 290. i De forma similar, se instala un accionador de válvula 282 y un interruptor de fin de carrera 284 en la válvula opcional 280, y se encuentran en comunicación controlada con SLS 260, por ejemplo, a través de la interfaz de apagado de boca de pozo 290. Durante una demanda de seguridad iniciada por SLS 260 basada en datos de los sensores de presión 252, 254, 256 o a través de un botón de apagado del panel, el SLS 260 cierra la ZV 22¡0, lleva la ESP 230 a la velocidad de detención completa e inicia una desconexión del sistema de apagado de boca de pozo. A su vez, el sistema de apagado de boca de pozo luego cierra todas las SSV y SSSV.

Los SLS 260 previamente programados incluyen un interruptor de apagado local 262, que puede ser un pulsador para iniciar el apagado de seguridad cuando ocurre una condición de emergencia. Presionar el pulsador 262 hará que el accionador 222 cierre al ZV 220 y deje de proporcionar energía a cada ESP 230 para reducir inmediatamente la presión en la línea de flujo 214.

Se proporciona un interruptor de pulsador de ensayo funcional local 264 para iniciar los ensayos funcionales y de seguridad para el sistema HIPS en el campo. También se pueden iniciar automáticamente ensayos funcionales del sistema HIPS mediante el uso de SLS 260 programado o de forma remota desde un cuarto de control central. Cabe notar que los ensayos funcionales de un sistema de apagado de boca dé pozo convencional no se incluyen dentro del alcance de la presente invención.

I También se ilustra un indicador de falla local 266 que, en ciertas modalidades, incluye una alarma suave y audible. La alarma también puede ser transmitida a través de circuitos cableados o de forma inalámbrica a un cuarto de control remoto para determinar si es necesario realizar acciones adicionales para continuar el funcionamiento seguro del sistema. Tal como se describe en la presente, también se pueden proporcionar determinados indicadores de falla específicos que pueden sustituir o complementar el indicador de falla local 266. Las alarmas de cualquier indicador de falla descrito en la presente también puede ser transmitidas a través de circuitos cableados o I de forma inalámbrica a un cuarto de control remoto; para determinar si es necesario realizar acciones adicionales para continuar el funcionamiento seguro de los componentes asociados.

Durante el funcionamiento normal, los transmisores de presión 252, 254 y 256 monitorean la presión de la línea dé flujo en busca de variaciones inusuales que puedan requerir una respuesta de seguridad; el transmisor de presión 270 que se encuentra corriente abajo de ZV es un transmisor no relacionado con la seguridad que se utiliza para monitorear la presión de la línea de flujo durante los ensayos de ZV 220. El porcentaje de i cierre de ZV 220 generalmente se basa en la presión diferencial detectada medida entre el transmisor de presión 270 y los transmisores de presión 252, 254 y 256. El recorrido parcial de ZV 220 evita que se cierre por completo la ZV 220 y que se interrumpa la producción.

Se entenderá que el SLS 260 incluye un protocolo de ensayo funcional previamente programado que hace que no sea necesario que el personal se involucre en la modalidad etapa a etapa del ensayo. El ensayo de seguridad programado incluye intervalos medidos de largo predeterminado y el inicio inmediato de una de las acciones alternativas predeterminadas en caso que no se reúnan las condiciones específicas dentro del intervalo cronometrado. Tal como lo entenderá un experto en la técnica, la realización de tales ensayos por parte del personal utilizando métodos de observación visual y procedimientos controlados por el personal etapa a etapa, cronómetros y demás no se comparan con la puntualidad y precisión de un protocolo programado. Los ensayos funcionales pueden iniciarse de forma remota desde un cuarto de control, de forma automática por el inicio periódico predeterminado del ensayo, por ejemplo, una vez al mes a una hora y fecha específica de acuerdo con un programa instalado en I el solucionador lógico de seguridad, o por personal delj campo utilizando el pulsador 264. ! El SLS 260 incluye como protocolo un grupo de ensayos diagnósticos previamente programados que se realizan e'n línea de todos los elementos finales utilizados para la protección de la línea de flujo que incluye todas las ESP 230 y los VSC 240 asociados, y la ZV 220 en el cabezal de producción. El sistema y i método de la invención proporciona un chequeo de seguridad funcional integral del sistema completo, que incluye la ?ß? 230 con cada subsistema de boca de pozo 202, la ZV 220 en el cabezal de producción común, una pluralidad de sensores 252, 254 y 256 corriente arriba de ZV 220 y el sensor 270 corriente abajo de ZV 220. Además, el mismo SLS 260 también; puede i comprobarse durante el ensayo funcional, en el que se verifica la capacidad del SLS para recibir información de los sensores y para j ordenar acciones a los elementos finales.

Luego del inicio del ensayo funcional en el sitio de la boca de pozo, por ejemplo, de forma manual con un pulsador! u otro interruptor, o de forma electrónica desde un lugar oto, el accionador 222 recibe una señal para iniciar el ci de la válvula 220. El SLS 260 inicia una carrera parcial controlada de ZV 220 desde la posición abierta a una posición de ensayo. La i posición de ensayo se verifica por la presión diferencial mjedida a lo largo de ZV 220. Se transmite una señal por el interruptor 224 en cuanto se mueve la válvula de la posición completamente abierta.

Mientras que ZV 220 recorre desde la posición abierta a la de ensayo, el SLS 260 recopila y guarda los datos de respuesta de la válvula (posición en función de tiempo). Estos ; datos, conocidos como la firma de la válvula, pueden ser utilizados para diagnosticar cambios en el desempeño de la válvula que pueden indicar un desempeño reducido y una potencial falla. Si la válvula no se mueve o se indica un retraso excesivo, el SLS 260 inicia una alarma y se anuncia localmente, por ejemplo, utilizando un indicador de falla local 266 y la luz indicadora de falla de ZV para indicar que el sistema falló el ensayo funcional.

Cuando al ZV 220 se acerca a la posición de ensayo tal i como lo verifica el desarrollo de la presión diferencial medida dentro del SLS 260, por ejemplo, por la diferencia en la presión medida entre los sensores de presión 250 y el sensor de presión 270, los sensores de presión 250 indicarán un aumento de presión en él cabezal de producción dado que cada ESP 230 se encuentra ahora funcionando en contra de ZV 220 parcialmente cerrada. Además, se monitorea la presión utilizando un sensor de presión 270 corrientes abajo de la válvula 220 parcialmente cerrada en busca de un aumento en presión diferencial a ló largo de ZV 220 para verificar que el asiento de la válvula y la posición del vástago de la válvula sean apropiados.

Una vez que se alcance la válvula "final" de carrera, el SLS 260 inicia un período de ensayo predeterminado durante el¡cual el aumento de la presión es monitoreado. Se monitorean las señales de los transmisores de presión 252, 254, 256 para detectar un aumento de presión. ' Cuando se detecta el valor o aumento de presión predeterminado, el SLS 260 enviará un comando al VSC 240 para reducir la velocidad de ESP 230 dentro de cada pozo. Nótese que se graba la presión operativa normal de cada ESP 230 dentro del SLS 260 antes de comenzar la secuencia de reducción de velocidad de ESP. Una vez que se da la primera orden de reducción de velocidad de ESP gradual, se transmite una señal de verificación indicando que cada VSC de ESP del pozo 230 respondió. En caso de que cualquier VSC de ESP del pozo 230 no responda, el ensayo se cancela y la ESP del pozo se identifica como uno de los indicadores de falla 231 incluido en el panel SLS 260. Si no se detecta una disminución en la presión en el cabezal de producción, se cancela el ensayo y la alarma de "falla de ensayo" comienza a sonar. En este protocolo de ensayo no es necesario verificar un "cierre completo" de ZV. Sin embargo, la capacidad para actuar en el proceso y desarrollar un aumento en la presión en la tubería corriente arriba es un ensayo funcional suficiente para la aplicación de la seguridad de la presente invención .

Una vez que ZV 220 alcance la posición de "ensayo", y que el aumento de presión de la línea de flujo se : detecta exitosamente, el SLS 260 envía una señal de comando a cada uno de los controladores de velocidad variable de ESP 240 para disminuir la velocidad de ESP 230. En ciertas modalidades, esta señal de comando se envía a la vez y especifica el ' mismo aumento de índice de disminución para cada VSC 240. Se verifica cada respuesta del VSC 240 al aumento de la disminución inicial del SLS 260 antes de continuar reduciendo la velocidad de ESP 230. Comenzando con la salida del SLS 260 a los VSC de ESP 240, las reducciones de velocidad graduales se realizan por un período predeterminado de tiempo para detectar una disminución de la presión en la línea 214 basándose en los datos recibidos de los transmisores de presión 252, 254 y 256. Si no se detecta una disminución en la presión durante el tiempo asignado o cuando se alcanza el límite de velocidad de ESP mínimo, el SLS 260 llevará a los VSC 240 a la velocidad de trabajo normal, abrirá la ZV 220 e iniciará una alarma de "fallo de ensayo". Mediante el ¡uso de protocolos de diagnóstico para cada VSC 240 y los indicadores de falla montados en el panel 231, un técnico del campo puede determinar cuál VSC 240 no respondió durante un ensayo de sistema fallido y tomar una acción correctiva.

Si se detecta una disminución en la presión que alcanza o excede el objetivo predefinido, se considerará que los VSC 240 han pasado el ensayo funcional, que incluye la verificación del hecho que los VSC 240 responden apropiadamente a los comandos de SLS 260. Por lo tanto, el método del ensayo incluye la capacidad para disminuir la velocidad de la bomba, detectar la bajada de presión corriente arriba de ZV 220 parcialmente cerrada y hacer que la velocidad de la bomba regrese a la normalidad para cada ESP 230.

Luego de la verificación de una bajada de presión en el cabezal de producción en exceso del objetivo predefinido, el SLS 260 transmitirá una señal para hacer que ZV 220 parcia ilmente cerrada regrese a la posición completamente abierta, j Se le proporciona un período de tiempo predeterminado a ZV 220 para iniciar movimiento desde la posición de ensayo parcialmente cerrada. Si ZV 220 no se mueve antes de que transcurra el período de tiempo, el SLS 260 emitirá una alarma de falla, por ejemplo, a través de un indicador de falla ZV 221, y todas las ESP 230 permanecerán a la velocidad de ensayo reducida.

Cuando SLS 260 recibe una señal del interruptor de fin de carrera 222 y/o el controlador inteligente de válvula de ZV indicando que ZV 220 se ha movido de la posición de ¡ensayo parcialmente cerrada a la posición abierta, se transmite una señal a los controladores de velocidad variable 240 para aumentar la velocidad de ESP 230 para proporcionar la presión de trabajo i normal deseada de la línea de flujo tal como lo verifica el transmisor de presión 270. Se inspeccionan todos los VSC 240 para verificar que cada controlador regresó a la velocidad de trabajo normal registrada al comienzo de la secuencia del ensayo.

Por consiguiente, al usar el protocolo de SLS 260, se comprueban todos los componentes que constituyen el sistema instrumentado de seguridad (SIS), que incluye los sensores de presión y las diversas salidas, por ejemplo, ZV 220 y los VSC 240. Además, el mismo SLS 260 también puede probarse durante el ensayo funcional, en que se verifica la capacidad del SLS para recibir información de los sensores y para ordenar acciones a los elementos finales.

En ciertas modalidades de los sistemas y procesos de la presente invención, no es necesario medir las características de desempeño de las ESP 230, por ejemplo, eficiencia, índice de flujo y similares. Más bien, es la respuesta general de ESP 230 a las señales programadas transmitidas desde el SLS 260, por ejemplo, presión detectada dentro del cabezal de producción, las que son determinantes de la condición del sistema de seguridad. La respuesta de velocidad individual del VSC de ESP se utiliza preferentemente solo como parámetro de diagnóstico "relacionado con la seguridad" dentro de la secuencia de ensayo funcional en línea. La presión de la línea de flujo se detecta con transmisores de presión "esenciales para la seguridad" 250 corrientes arriba de ZV 220. Se transmiten las señales de los sensores de presión 250 al SLS 260 para determinar si las bombas 230 están respondiendo dentro de los límites aceptables a las señales de comando del SLS 260.

En caso de que se genere una señal de demanda de I seguridad durante el ensayo de recorrido parcial de ZV o el ensayo de variación de velocidad de la bomba, la señal de desconexión de apagado de emergencia anulará el protocolo de secuencia de ensayo y detendrá a cada bomba 230 por completo y llevará a ZV 220 a la posición completamente abierta.

Se entenderá que los indicadores de falla en el panel de control local darán una alarma y registrarán una falla con la hora en la que ocurrió en la memoria del solucionador lógico de seguridad en el caso de que el dispositivo asociado no funcione correctamente durante la secuencia de ensayo funcional. Las fallas diagnosticadas y exhibidas incluirán los VSC de ESP de pozo individual (al no responder a las demandas del SLS), falta de aumento de presión detectada por 252, 254 y 256 mientras que ZV 220 se mueve a la posición de "ensayo" o falta de disminución de presión detectada luego de que se ha indicado a cada uno de los VSD 240 que la desaceleración de la velocidad de la bomba. Otros diagnósticos incluyen demoras en el recorrido de la válvula desde las posiciones de ensayo abiertas o parcialmente cerradas que exceden el límite de tiempo predefinido.

En caso de que el SLS 260 reciba una señal de apagado de emergencia, por ejemplo, como resultado de que el personal en el sitio desconectó el pulsador 262, o de una transmisión a través de cableado o de forma inalámbrica de una señal de apagado de emergencia, la realización del ensayo de seguridad es inmediatamente anulada y el SLS 260 envía una señal para reducir la velocidad de cada ESP 230 hasta su completa detención y para cerrar por completo la ZV 220. En determinadas modalidades, se proporciona un interruptor de apagado de emergencia de ESP para cortar la energía a ESP 230.

En modalidades adicionales, los variadores de frecuencia de ESP 240 se encuentran incluidos en el programa de apagado de emergencia para que la velocidad de cada ESP 230 sea reducida hasta el punto de detenerlas por completo en vez de cortarle la energía a la ESP y al VSC. Esto reduce el potencial de cualquier impacto adverso en las bombas 230 que puedan ocurrir al cortar la energía simplemente.

Además, durante una situación de apagado de emergencia, el solucionador lógico de seguridad 260 proporciona una salida al sistema de apagado de boca de pozo convencional que proporciona aislamiento positivo del pozo individual a través del accionador de válvula 274 del SSV y el accionador SSSV 282 instalado en cada boca de pozo.

El SLS 260 también está programado para reconocer el defecto o falla del sensor único 252, 254, 256 o 270 y alértar al personal de mantenimiento a través de uno de los indicadores de sensores de presión 251 o un indicador de sensor de presión 271, por ejemplo, una alarma audible y/o visible, mensaje de texto al personal en funciones u otros procedimientos de seguridad conocidos. Durante tal tiempo en el que un sensor se encuentra en un modo de fallo conocido, el sistema pasa a un prbtocolo votado de uno de dos.

Además, el SLS 260 está programado para recibir y registrar datos sobre características de desempeño predeterminadas de uno o más de los componentes seleccionados de ZV, sensores de presión, de cada ESP y cada VSC durante el ensayo de seguridad funcional. El SLS 260 compara las características de desempeño de uno o más componentes con estándares existentes. Los datos comparativos pueden ser exhibidos y/o transmitidos a un! cuarto de control central.

En lo que respecta a FIG. 4, un sistema 200 incluye una pluralidad de subsistemas de boca de pozo 202, 102 y 102' que normalmente se encuentran conectados a una línea troncal: común para transportar el petróleo/gas a una planta de separación de gas y petróleo (GOSP) 104. Los subsistemas de boca de pozo 202 están conectados a un cabezal común 208, por ejemplo, tal como se describe con referencia a FIG. 3. El sistema de protección de alta integridad 206, que incluye un SLS, transmisores de presión y ZV, se encuentra posicionado corriente abajo del cabezal común 208.

Tal como se describe con respecto a FIG. 3, se utilizan tuberías de alta presión entre los pozos y el ZV del HIPS 206, y se utilizan tuberías convencionales corriente abajo de ¡ZV del HIPS 206, que se califican para una presión menor a la presión i de descarga bloqueada de ESP superior máxima y son adecuadas para el transporte y distribución del producto.

Además, también se pueden proporcionar subsistemas de boca de pozo 102 donde cada uno incluye asociados a ellos un HIPS 106, por ejemplo, que incluye un SLS, transmisores de presión y un SSV tal como se muestra en FIG. 1. En determinados sistemas 200, se proporcionan subsistemas de boca de pozo adicionales 102' que no muestran un HIPS 106 asociado, aunque se pueden utilizar otros sistemas de protección y/o seguridad para estas bocas de pozo tal como lo contempla la habilidad de un experto en la técnica.

Los protocolos varios y conjuntos previamente programados I de ensayos diagnósticos llevadas a cabo por los solucionadores lógicos de seguridad descritos en la presente puedien ser implementados como módulos en un medio de computadora programado. Un diagrama de bloque de ejemplo de un sistema de computadora 300 por el cual los módulos de la presente invención pueden ser implementados se muestra en FIG. 5. El sistema de computadora 300 incluye un procesador 302, tal como una unidad de procesamiento central, una interfaz de entrada/salida 304 y un circuito de soporte 306. En determinadas modalidades, donde la computadora 300 requiere una interfaz humana directa, también se proporcionan una pantalla 308 y un dispositivo de entrada 310 tal como un teclado, mouse o puntero. La pantalla 308, dispositivo de entrada 310, procesador 302 y circuito de isoporte 306 se muestran conectados a un bus 312 que también se conecta a la memoria 314. La memoria 314 incluye la memoria de almacenamiento del programa 316 y la memoria de almacenamiento de datos 318. Nótese que mientras que se describe la computadora 300 con una pantalla de componentes de interfaz humana directa 308 y el dispositivo de entrada 310, la programación de módulos y la exportación de datos puede lograrse de forma alternativa sobre la interfaz 304, por ejemplo, donde la computadora 300 se conecta a una red y las operaciones de programación y de visualización ocurren en otra computadora asociada, o a través de un dispositivo de entrada extraíble como se conoce con respecto a controladores lógicos programables conectados.

La memoria de almacenamiento del programa 316 y la memoria de almacenamiento de datos 318 pueden cada una comprender unidades de memoria volátil (RAM) y no volátil (ROM) y también pueden comprender capacidad de almacenamiento de disco duro y de respaldo, y la memoria de almacenamiento del programa 316 y la memoria de almacenamiento de datos 318 pueden ser incorporados en un dispositivo de memoria ¡único o pueden separarse en varios dispositivos de memoria. La memoria de almacenamiento del programa 316 guarda módulos para llevar a cabo los protocolos y grupos de ensayos diagnósticos descritos en la presente. La memoria de almacenamiento de datos 318 guarda, por ejemplo, datos generados durante los ensayos funcionales tal como datos de la firma de la válvula y datos de falla con la información del momento en el que ocurrieron generados por uno o más módulos de la presente invención.

Debe apreciarse que el sistema de computadora 300, puede ser cualquier computadora tal como una computadora personal, minicomputadora, estación de trabajo, computadora central, un controlador dedicado tal como un controlador lógico programable o una combinación de estos. Mientras que el sistema de computadora 300 se muestra con fines ilustrativos como una unidad de computadora única, el sistema puede comprender un grupo/granja de servidores que pueden ser pesados dependiendo de la carga de procesamiento y tamaño de la base de datos.

El dispositivo de computadora 300 soporta normalménte un sistema operativo, por ejemplo guardado en la memoria de almacenamiento del programa 316 y ejecutada por el procesador 302 a partir de memoria volátil. De acuerdo a una modalidad de la invención, el sistema operativo interactúa con uno o más módulos que contienen instrucciones para hacer interactuar el dispositivo 300 con los sensores de presión, la válvula de aislamiento de emergencia o la válvula de apagado de seguridad (SSV), y elementos finales.

En los sistemas y procesos de la presente invención, no es necesario medir las características de desempeño de la bomba, por ejemplo, eficiencia, índice de flujo y similares. Más bien, es la respuesta general de la bomba a las señales programadas transmitidas desde el solucionador lógico de seguridad que son determinantes de la condición del sistema de seguridad. La respuesta de velocidad individual del VSC de ESP se utiliza solo como parámetro de diagnóstico "relacionado con la seguridad" dentro de la secuencia de ensayo funcional. La presión de la línea de flujo se detecta con transmisores de presión esenciales para la seguridad, ya sea corriente arriba de SSV en sistemas en que un sistema de protección de alta integridad se asocia con un pozo único que tiene una ESP, o se detecta corriente arriba de ZV en el cabezal de producción en un sistema de protección ide alta integridad que se asocia con una pluralidad de pozos que tienen cada uno una ESP. Se transmiten las señales de los sensores de I presión al solucionador lógico de seguridad para determinar si la bomba o las bombas están respondiendo dentro de los límites aceptables a las señales de comando del solucionador lógico de seguridad.

Se entenderá de la descripción anterior que el sistema verifica el funcionamiento de los sensores para detectar cambios en la presión de la línea de flujo, el solucionador lógico monitorea esas señales, el controlador de velocidad variable de ESP; reduce la velocidad de la bomba, y la SSV o la ZV aislan el flujo de petróleo/gas de la red de línea de flujo corriente abajo. En el sistema de la invención, una modalidad del accionador dé ZV es un dispositivo eléctrico a prueba de fallas con un resorte antagonista. Se verifica el funcionamiento del solucionador lógico de seguridad por la operación adecuada de los elementos finales y mediante el monitoreo de los cambios de presión a través de los i sensores dedicados.

En caso de detectarse una falla con la válvula, el controlador de velocidad de la bomba o los sensores, se alerta al personal para que pueda tomar las medidas apropiadas para realizar el mantenimiento requerido sin causar un impacto adverso en la seguridad o en las operaciones. En la aplicación de pozos con múltiples ESP, las observaciones del VSC de los pozos individuales de ESP proporcionan verificación de que cada VSC de ESP respondió durante el ensayo funcional en línea. Lo que es más importante aún, la invención proporciona un sistema de instrumento de seguridad (SIS) para un HIPS que pue!de ser í probado completamente en línea sin interrumpir la producción de petróleo/gas a través de la línea de flujo durante el protocolo de ensayo y que pueden responder inmediatamente para cerrar la o las ESP y SSV o la ZV en caso de ser necesario.

En ciertas modalidades, el sistema de la invención creado y probado en una fábrica, y puede estar montado sobre una base con conexiones de brida en la entrada y salida del sistema de tuberías para flujo para facilitar la instalación modular en el campo. El uso consistente del mismo diseño también tiene la ventaja de reducir la carga en las operaciones y en el personal de mantenimiento en cuanto a la realización de los ensayos de seguridad del sistema de rutina a lo largo de la vida de las unidades modulares instaladas.

La presente invención por lo tanto proporciona un sistema de protección de alta integridad de boca de pozo que protege las líneas de flujo conectadas a una boca de pozo : contra sobrepresión en caso de cierre de una válvula de bloqueo corriente abajo. En el sistema de la presente invención, la fuente de presión es la bomba eléctrica sumergible de fondo de pozo, o ESP, que se utiliza cuando la presión de la parte superior (superficie) de un pozo disminuye hasta un punto donde el pozo ya no "fluye libremente" o las presiones de la parte superior no son adecuadas para transportar el petróleo/gas a la planta de separación de gas y petróleo (GOSP) situada lejos de la ubicación de la boca de pozo de producción.

El método y el sistema de la presente invención han sido I descritos precedentemente y en las figuras adjuntas; sin embargo, las modificaciones serán evidentes para el experto en la técnica y el alcance de protección para la invención será definido por las reivindicaciones a continuación.

Claims

REIVINDICACIONES

1 Un sistema automatizado para realizar ensayos de seguridad en un sistema de protección instrumentado de línea troncal conectado a una pluralidad de tubería de líneas de flujo de boca de pozo utilizado para la distribución de una corriente de flujo de gas y/o petróleo, al menos una tubería de línea de flujo de boca de pozo de la pluralidad de tuberías de líneas de flujo de boca de pozo se encuentra presurizada por una bomba eléctrica sumergible de fondo de pozo (ESP), el sistema comprende: a. un cabezal común para la pluralidad de tubérías de líneas de flujo en la boca de pozo; b. una válvula de aislamiento de emergencia (ZV) ubicada en una línea troncal corriente abajo del cabezal común; c. un solucionador lógico de seguridad (SLS) previamente programado para llevar a cabo un protocolo de ensayo de seguridad y registrar los resultados en forma electrónica,, y para emitir las señales de apagado de emergencia; d. al menos un sensor de presión para medir la: presión de línea troncal interna en el cabezal común corriente arriba de ZV y al menos un sensor de presión para medir la presión de línea troncal interna corriente abajo de ZV; e. un accionador de válvula para cerrar parcialmente el ZV en respuesta a una señal de inicio de ensayo y para cerrar la ZV en respuesta a una señal de apagado de emergencia transmitida por el SLS, y para abrir la ZV en respuesta a una señal transmitida por el SLS; y f. un controlador de accionamiento de velocidad variable operativamente conectado a cada ESP y al SLS para variar la velocidad de ESP de acuerdo con los comandos de reducción/aumento gradual de velocidad del SLS, por lo que varía la presión del fluido en la línea de flujo y proporciona información de la velocidad de ESP durante el funcionamiento normal y durante los ensayos del sistema al SLS.

2 El sistema de la reivindicación 1, que además ¡incluye un interruptor de fin de carrera del accionador de válvula que transmite una señal o un controlador inteligente de válvula conectado operativamente a la ZV y en comunicación con él SLS; y una alarma que se acciona si el interruptor de fin de carrera del accionador o el controlador inteligente de válvula no emite una señal luego de que pase un período de tiempo predeterminado luego de la transmisión de una señal por el SLS a la ZV para iniciar la apertura o el cierre.

3 El sistema de la reivindicación 1, en que se proporciona la ZV con un accionador a prueba de fallas operado eléctricamente con un resorte antagonista positivo.

4 El sistema de la reivindicación 1, en que el controlador de accionamiento de velocidad variable para cada ESP se ¡adapta para reducir la velocidad de ESP asociada hasta un punto de detención en respuesta a una señal de apagado de emergencia por parte del SLS.

5 El sistema de la reivindicación 1, además comprende un interruptor de apagado de emergencia de ESP para interrumpir la energía en cada ESP en respuesta a una señal de apagado de emergencia por parte del SLS.

6 El sistema de la reivindicación 1, en que las tuberías de las líneas de flujo de la boca de pozo y las tuberías de línea troncal hasta e incluyendo el cabezal común son consideradas aptas para una presión operativa máxima que corresponde a la presión máxima de cerrado de boca de pozo.

7 El sistema de la reivindicación 1, que incluye tres sensores transmisores de presión conectados operativamente al SLS, donde la presión en el cabezal común se determina ál votar los valores de la señal del sensor en un protocolo de dos de cada tres.

8 El sistema de la reivindicación 6, que incluye una alarma que se acciona si los valores de las señales de los sensores de presión procesados por el SLS varían por más de un valor predeterminado.

9 El sistema de la reivindicación 1, que incluye un medio para transmitir independientemente una señal de apagado de emergencia a cada ESP que toma precedencia por sobre cualquier ensayo de seguridad activo que esté en proceso, en la cual se apaga cada ESP en respuesta a la señal de apagado de i emergencia.

10 El sistema de la reivindicación 1, en que se programa el SLS para emitir señales de control a la ZV y cada controlador de velocidad variable basado en la presión de la línea de flujo tal i como se transmite desde los transmisores que detebtan la presión.

11 El sistema de la reivindicación 2, que incluye medios para accionar la alarma cuando no se transmite ningún cambio en la presión de la pluralidad de tuberías de líneas de flujo de boca de pozo por parte de la pluralidad de sensores dentro de un i período de tiempo predeterminado seguido de la transmisión de una señal del SLS a la ZV para iniciar un ciclo de cierre o apertura .

12 El sistema de la reivindicación 1, donde el SLS utiliza la información de controladores individuales de velocidad variable con fines de indicación del diagnóstico de fallas durante la realización de ensayos de sistema.

13 Un método para realizar ensayos de seguridad y de fallos de un sistema de protección instrumentado en una línea troncal conectada a una pluralidad de líneas de flujo de boca de pozo que transportan gas y/o petróleo, cada una presurizada mediante una bomba eléctrica sumergible (ESP) de fondo de pozo, y la línea troncal se encuentra equipada con una válvula de aislamiento de emergencia (ZV), el método comprende: a. proporcionar al menos un sensor de presión en la línea troncal corriente arriba de ZV y al menos un sensor de presión en la línea troncal corriente abajo de ZV; b. proporcionar un controlador de velocidad variable (VSC) para cada ESP, para ajustar la velocidad de ESP; ¡ c. proporcionar un solucionador lógico de seguridad (SLS) programado que se encuentra en comunicación controlada con la ZV y con cada controlador de velocidad variable para cada ESP, y que recibe y registra los datos transmitidos mediante los sensores de presión; d. iniciar un ensayo de seguridad y fallos de SLS mediante la transmisión de una señal a ZV para iniciar el movimiento hacia su posición parcialmente cerrada, con base en medidas de presión diferencial realizadas a lo largo de la válvula; e. monitorear los datos de presión recibidos de los sensores de presión; f. transmitir una señal del SLS a cada VSC para reducir la velocidad de cada ESP en respuesta a un aumento predeterminado de la presión de la línea troncal interna; g. comunicar información sobre la velocidad deI VSD de ESP al SLS una vez que inicia una reducción gradual de velocidad predefinida para identificar cualquier VSC de ESP de pozo individual que no respondió al SLS durante los ensayos realizados al sistema; h. transmitir una señal del SLS para mover la ZV a su posición completamente abierta y i. transmitir una señal del SLS a cada VSC para aumentar la velocidad de ESP en respuesta a los datos de presión de la línea troncal.

14 El método de la reivindicación 13, donde se proporciona una pluralidad de sensores de presión corriente arriba de ZV.

15 El método de la reivindicación 14, en que la información de la pluralidad de sensores de presión corriente arriba de ZV es votada por el SLS.

16. El método de la reivindicación 13, que además comprende; recibir y registrar información de características de desempeño predeterminadas de uno o más de los componentes seleccionados de ZV, sensores de presión, cada ESP y cada VSC durante el ensayo de seguridad, comparar las características de desempeño de los componentes respectivos con estándares existentes, y proporcionar una muestra de la información comparativa y/o transmitir la información comparativa a un cuarto de control central. 17 El método de la reivindicación 13, que incluye finalizar el ensayo de seguridad y falla en respuesta a una señal de emergencia recibida por el SLS, y transmitir señales simultáneamente para mover a la ZV a su posición completamente cerrada y para cerrar cada ESP. 18 El método de la reivindicación 13, que incluye iniciar 58 una alarma de ensayo fallida en caso de que la presión de la i línea troncal no aumente luego de la transmisión de la señal del SLS para cerrar parcialmente al ZV. 19 El método de la reivindicación 13, que incluye iniciar una alarma de fallo de ensayo si la presión de la línea troncal no disminuye luego de la transmisión de la señal del SLS para reducir la velocidad de cada ESP en la etapa (f) e iniciar un indicador de falla en el panel de control local que identifica cualquier VSC de ESP individual que no respondió a las demandas prescritas del solucionador lógico de seguridad durante los ensayos realizados al sistema. 20 El método de la reivindicación 13, que incluye transmitir una señal de apagado del SLS a cada ESP si no se detecta reducción en la presión en la línea troncal luego de la transmisión de la señal para abrir la ZV. 21 El método de la reivindicación 13, que comprende adicionalmente: proporcionarle a ZV un interruptor de fin de carrera del i accionador de válvula que transmite una señal y controlador inteligente de válvula que transmite una señal completamente abierta, completamente cerrada y la posición de la válvula continua al SLS; iniciar un reloj de tiempo en el SLS cuando se transmite una señal para cerrar y/o abrir la ZV e iniciar una alarma de falla de ensayo y falla de ZV si el interruptor de fin de carrera no señala movimiento luego de moverse por un período de tiempo predeterminado de la posición abierta o de la posición de ensayo parcialmente cerrada. 22 El método de la reivindicación 14, que incluye monitorear la varianza en los datos de presión recibidos por el SLS e iniciar una alarma de falla si la diferencia en los datos de uno de los sensores de presión excede un valor predeterminado cuando se compara con los de los otros sensores de presión corriente arriba de ZV. 23 El sistema de la reivindicación 6, en el que las tuberías de líneas de flujo de boca de pozo corriente abajo del sistema automatizado se clasifican para una presión menor en comparación con la máxima presión de cierre de boca de pozo.