BRPI0917852A2

BRPI0917852A2 - método e aparelho de manutenção de um furo de poço, e, ferramenta de fraturamento manipulável

Info

Publication number: BRPI0917852A2
Application number: BRPI0917852A
Authority: BR
Inventors: East Loyd; Smith Malcolm; Stanojcic Mirolad
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2008-08-22
Filing date: 2009-08-03
Publication date: 2019-09-03
Also published as: AU2009284080B2; US20100044041A1; CA2734351C; US8960292B2; CA2734351A1; AU2009284080A1; WO2010020747A2; MX2011001947A; WO2010020747A3; EP2318654A2; CO6321177A2

Abstract

método e aparelho de manutenção de um furo de poço, e, ferramenta de fra turamento manipulá vel um método de manutenção de um furo de poço compreendendo inserir um primeiro elemento de tubulação tendo um furo de escoamento para dentro do furo de poço, caracterizado pelo fato de que uma ferramenta de fraturamento manipulável, ou um componente da mesma, é acoplada ao primeiro elemento de tubulação e em que a ferramenta de fraturamento manipulável compreende um ou mais orificios configurados para alterar um fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável, posicionar a ferramenta de fraturamento manipulável para próximo de uma zona de formação a ser fraturada, manipular a ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer comunicação fluida entre o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o furo de poço, introduzir um primeiro componente de um fluido com pó sito para dentro do furo de poço via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação, introduzir um segundo componente do fluido compósito para dentro do furo de poço via um espaço anular formado pelo primeiro elemento de tubulação e o furo de poço, misturar o primeiro componente do fluido compósito com o segundo componente do fluido compósito dentro do furo de poço, e fazer com que uma fratura se forme ou seja estendida dentro da zona de formação.

Description

“MÉTODO E APARELHO DE MANUTENÇÃO DE UM FURO DE POÇO, E, FERRAMENTA DE FRATURAMENTO MANIPULÁVEL”

FUNDAMENTOS

Poços de produção de hidrocarbonetos frequentemente são estimulados por operações de fraturamento hidráulicas, em que um fluido de fraturamento pode ser introduzido em uma porção de uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço a uma pressão hidráulica suficiente para criar ou melhorar pelo menos uma fratura dentro do mesmo. A estimulação ou tratamento do furo de poço de tais maneiras aumenta a produção de hidrocarboneto a partir do poço. O equipamento de fraturamento pode ser incluído em um conjunto de completação usado no processo de produção global. Altemativamente, o equipamento de fraturamento pode ser removivelmente colocado dentro do furo de poço durante e/ou depois de operações de completação.

Em alguns poços, pode ser desejável criar individualmente e seletivamente múltiplas fraturas ao longo de um furo de poço a uma distância umas das outras, criando múltiplas “zonas de valor produtivo” (“pay zones”). As fraturas múltiplas devem ter condutividade adequada, de forma que a máxima quantidade possível de hidrocarbonetos em um reservatório de óleo e gás possa ser drenada/produzida para dentro do furo de poço. Quando da estimulação de uma formação de um furo de poço, ou completação do furo de poço, especialmente aqueles furos de poço que são altamente desviados ou horizontais, pode ser vantajoso criar múltiplas zonas de valor produtivo. Tais múltiplas zonas de valor produtivo podem ser obtidas pela utilização de uma variedade de ferramentas compreendendo uma ferramenta de fraturamento móvel com capacidades de perfuração e fraturamento, ou com conjuntos de luva atuáveis, também referidos como luvas ou janelas de cobertura, dispostas em um tubular de furo abaixo.

Um típico processo de estimulação de formação poderia envolver o fraturamento hidráulico da formação e colocação d»e um material de escora naquelas fraturas. Tipicamente, fluido de fraturamento e material de escora são misturados em recipientes na superfície do local do poço. Depois do fluido de fraturamento ser misturado, ele é bombeado para baixo no furo de poço onde o fluido passa para dentro da formação e induz uma fratura na formação, ou seja, iniciação de fratura. Um procedimento de estimulação de formação com êxito irá aumentar o movimento dos hidrocarbonetos a partir da formação fraturada para dentro do furo de poço por criar e/o»u aumentar os trajetos de fluxo para dentro do furo de poço.

Os procedimentos de estimulação de formação convencionais são intensivos em termos de capital. Dificuldades frequentemente aparecem ao se tentar implementar os métodos conhecidos de estimulação de formação, por exemplo, pressões relativamente altas são exigidas pana bombear as composições viscosas, misturadas na superfície, para baixo do furo de poço e para dentro da formação. Essas exigências de bombeamerato necessitam grande potência e equipamento de mistura a alta taxa especi alizado, o que resulta em corrosão excessiva sobre o equipamento de bombeaimento. Assim, as convencionais operações de estimulação de formação são comumente associadas com grande custo.

Ainda, as características abrasivas e viscosas; do fluido de fraturamento limitam a taxa na qual um fluido de fraturaimento pode ser bombeado furo abaixo. A fricção a partir do bombeamento a alta taxa de um fluido de fraturamento abrasivo e viscoso pode causar a falha_, corroendo ou degradando do equipamento do furo de poço furo abaixo. Assim, nas convencionais operações de estimulação de formação, a ta_xa na qual os fluidos de fraturamento foram bombeados para a formação de furo abaixo não podería ser aumentada além do ponto no qual a velocidade do fluido de fraturamento podería resultar em dano ao equipamento de furo de poço. Porque um operador seria limitado à taxa na qual um fluido de fraturamento podería ser bombeado no furo de poço, o tempo requerido para as operações de fraturamento foi maior que poderia ter sido se taxas de bombeamento de velocidade mais altas fossem atingidas.

As pressões de tratamento podem flutuar, frequentemente aumentar, durante o processo de estimulação de formação, em que o operador deve terminar prematuramente o tratamento ou arriscar-se a sérios problemas, como rupturas de equipamento de superfície, cobertura de furo de poço, e tubulações. Pressões de tratamento além da faixa aceitável podem ocorrer durante o processo de estimulação de formação no caso de uma prematura filtração. Tal filtraçào ocorre onde a taxa de vazamento de fluido de estimulação para dentro da formação exceda taxa na qual fluido está sendo bombeado para baixo no furo de poço, resultando na compactação de material de escora dentro da fratura. Os problemas associados com uma prematura filtração são discutidos na Patente US No. 5.595.245, que é aqui incorporada para referência.

Onde uma filtração prematura é detectada durante uma operação de estimulação de formação, o operador pode tentar alterar a densidade, quantidade, ou concentração de fluido carregado com material de escora em um esforço para impedir a ocorrência de tal filtração. Todavia, nas convencionais operações de estimulação de formação, alterações na composição do fluido feitas na superfície não serão realizadas no furo abaixo por um período de tempo significante; assim, tais alterações na composição do fluido podem não ser eficazes em evitar uma filtração.

Ainda, o volume de fluido de fraturamento necessário em uma operação de fraturamento convencional pode ser muito alto, criando assim os custos substanciais associados a tais processos, em um convencional processo de estimulação de formação, o fluido de fraturamento é misturado na superfície e bombeado para baixo no furo de poço, eventualmente chegando à formação. Assim, o trajeto de fluxo inteiro entre a câmara de mistura de superfície e a formação deve ser cheio com o fluido de fraturamento, em modalidades de furos de poço profundos, por exemplo, um furo de poço de

3,66 km (12.000 pés) ou mais em profundidade, isto significa que a coluna inteira deve ser cheia e mantida com fluido de fraturamento através toda a operação de fraturamento. O alto custo de fluidos de fraturamento correlacionado com o volume necessário de fluido de fraturamento ressalta a natureza intensiva de capital dos convencionais p»rocessos de estimulação de formação.

Atualmente, outro desafio no tra_tamento de furos de poço profundos, de alto volume, está lidando com volume de fluido exigido para descarregar esses tratamentos. Uma proposta conwencional seria fazer descer tubulações menores (por exemplo, tubulação enrolada ou tubo articulado) dentro do poço, isolando as maiores colunas (por exemplo, cobertura) a partir do tratamento. Embora isto elimine a necessidade: de grandes volumes de prédescarga e descarga, isto pode também impor u_m significante custo para o cliente. Com a atual tecnologia de precisão, a úznica maneira de eliminar os grandes volumes de descarga anulares é bom_bear fluido carregado com material de escora para baixo na tubulação eznrolada/tubo articulado, em alguns processos, uma ferramenta de hidrajateamento na extremidade da tubulação enrolada/tubo articulado permanece como o único ponto de saída para a lama. Isto limita tanto a taxa, devido à fricção, quanto à massa total de material de escora que pode ser bombeada devãdo à erosão de jato. Assim, uma necessidade existe para um método e apare Iho para manutenção de furo de poço, que permitirão altas taxas de bombea_mento, enquanto provêem o operador com controle em tempo real do caráter de um fluido de estimulação de formação. É ainda desejável que tal método e aparelho possam ter o efeito de diminuir a quantidade de capital atualmente associado com os procedimentos de estimulação de formação.

SUMÁRIO

Descrito aqui é um método de manutenção de um fiiro de poço compreendendo inserir um primeiro elemento de tubulação tendo um furo de escoamento para dentro do fiiro de poço, em que uma ferramenta de fraturamento manipulável, ou um componente da mesma, é acoplada ao primeiro elemento de tubulação, e em que a ferramenta de fraturamento manipulável compreende um ou mais orifícios configurados para alterar um fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável, posicionar a ferramenta de fraturamento manipulável para próximo de uma zona de formação a ser fraturada, manipular a ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer comunicação fluida entre o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o fiiro de poço, introduzir um primeiro componente de um fluido compósito para dentro do fiiro de poço via o fiiro de escoamento do primeiro elemento de tubulação, introduzir um segundo componente do fluido compósito para dentro do fiiro de poço via um espaço anular formado pelo primeiro elemento de tubulação e o furo de poço, misturar o primeiro componente do fluido compósito com o segundo componente do fluido compósito dentro do furo de poço, e fazer com que uma fratura se forme ou seja estendida dentro da zona de formação.

Também descrito aqui é um aparelho de manutenção de furo de poço compreendendo uma ferramenta de fraturamento manipulável compreendendo pelo menos um trajeto de fluxo axial, pelo menos um primeiro e um segundo orifícios atuáveis, caracterizado pelo fato de que a ferramenta é configurável para prover um fluxo de fluido através do primeiro orifício atuável para dentro do furo de poço circunvizinho para degradar um revestimento interno, uma cobertura, uma zona de formação, ou combinações dos mesmos, e em que a ferramenta é configurável para prover um fluxo de fluido através do segundo orifício atuável para dentro do fiiro de poço circunvizinho para propagar as fraturas na zona de formação.

Ainda descrito aqui é um método de manutenção de um furo de poço compreendendo inserir uma cobertura tendo um furo de escoamento para dentro do furo de poço, em que uma pluralidade de ferramentas de fraturamento manipuláveis é acoplada à cobertura e em que as ferramentas de fraturamento manipuláveis compreendem um ou mais orifícios configurados para alterar um fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável, posicionar as ferramentas de fraturamento manipuláveis para próximo de zonas na formação a ser fraturada, inserir um primeiro elemento de tubulação dentro da cobertura, em que a ferramenta de deslocamento é afixada ao primeiro elemento de tubulação, posicionar a ferramenta de deslocamento para próximo de pelo menos uma das ferramentas de fraturamento manipuláveis, atuar a ferramenta de deslocamento de forma que a atuação da ferramenta de deslocamento engate e manipula a ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer comunicação fluida entre o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o furo de poço, introduzir um primeiro componente de um fluido compósito para dentro do furo de poço via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o um ou mais orifícios, introduzir um segundo componente do fluido compósito para dentro do furo de poço via um espaço anular formado pelo primeiro elemento de tubulação e a cobertura, misturar o primeiro componente do fluido compósito com o segundo componente do fluido compósito dentro do furo de poço, e fazer com que uma fratura se forme ou seja estendida dentro da formação.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A figura 1 é uma vista cortada simplificada de um aparelho de manutenção de furo de poço compreendendo múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis em um ambiente de operação.

A figura 2 é uma vista cortada de um aparelho de manutenção de furo de poço compreendendo múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis integradas com um segundo elemento de tubulação disposto dentro de um primeiro elemento de tubulação.

A figura 3 é uma vista cortada de um aparelho de manutenção de furo de poço compreendendo uma única ferramenta de fraturamento manipulável integrada com um primeiro elemento de tubulação.

A figura 4A é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável representando um fluido emitido a partir de bocais de hidrajateamento.

A figura 4B é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável representando um membro de obturação sendo desengatado a partir da sede.

A figura 4C é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável representando um fluxo de fluido sendo emitido a partir da mesma, misturando-se com um segundo fluido para formar um fluido composite, e entrando na formação.

A figura 4D é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável representando um fluxo de fluido sendo emitido a partir da mesma, misturando-se com um segundo fluido para formar um fluido composite, e entrando na formação.

A figura 5A é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável tendo uma luva deslizante e representando um membro de obturação engatando a sede e um fluido sendo emitido a partir de orifícios alinhados.

A figura 5B é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável tendo uma luva deslizante, representando os orifícios em uma posição desalinhada.

A figura 5C é uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável tendo uma luva deslizante e representando um membro de obturação engatando a sede e representando um fluido sendo emitido a partir da mesma e misturando-se com um segundo fluido para formar um fluido composite que entra na formação.

A figura 6 é uma vista cortada de uma ferramenta de fraturamento manipulável representando múltiplos membros de obturação engatando múltiplas sedes e um fluido sendo emitido a partir de alguns dos orifícios ou aberturas.

A figura 7A é uma vista cortada parcial de uma ferramenta de deslocamento mecânica engatando uma luva mecanicamente deslocada.

A figura 7B uma vista lateral de uma ferramenta de fraturamento manipulável tendo uma luva deslizante representando um fluxo de fluido sendo emitido da ferramenta de fraturamento manipulável, misturando-se com um segundo fluido para formar um fluido composite, e entrando na formação.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES

Nos desenhos e descrições que seguem, as mesmas partes são tipicamente marcadas através de toda a descrição e desenhos com os mesmos números de referência, respectivamente. As figuras desenhadas não estão necessariamente em escala. Certas características da invenção podem ser mostradas exageradas em escala ou em forma algo esquemática e alguns detalhes dos elementos convencionais podem não estar mostrados no interesse da claridade e concisão. A presente invenção pode ser implementada em modalidades de formas diferentes. Modalidades específicas são descritas em detalhe e são mostradas nos desenhos, com o entendimento que a presente descrição deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da invenção, e é pretendida para limitar a invenção para o que está ilustrado e descrito aqui. Deve ser completamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades discutidas abaixo podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação apropriada para produzir os resultados desejados.

A menos que especificado ao contrário, qualquer uso de qualquer forma dos termos “conectar”, “engatar”, “acoplar”, “afixar”, ou qualquer outro termo que descreve uma interação entre elemento s é não significa limitar a interação para direcionar a interação entre os elementos e podem também incluir interação indireta entre os elementos descritos. Na seguinte discussão e nas reivindicações, os termos “incluindo” e “compreendendo” são usados de uma forma de fim aberto, e assim d^vem ser interpretados para significar “incluindo, mas não limitado a Referência para cima e para baixo será feita para finalidades de descrição com “para cima”, “superior”, “ascendente” ou “a montante” significando em «direção à superfície do furo de poço e com “para baixo”, “inferior”, “descendente”, “furo abaixo”, ou “a jusante” significando em direção à extremidade terminal do poço, independentemente da orientação do furo de poço. O tenrio “zona” ou “zonas de valor produtivo (pay zone)” quando usado aqui se refere a partes separadas do furo de poço, designadas para o tratamento ou produção e podem se referir a uma formação inteira de hidrocarboneto oui porções separadas de uma única formação, como porções horizontalimente e/ou verticalmente espaçadas, da mesma formação. O termo “sede” quamdo usado aqui pode ser referido a uma sede de esfera, mas é entendido que sede pode também se referir a qualquer tipo de dispositivo de captação ou de paralisação para um membro de obturação ou outro membro enviado através de uma passagem de fluido de coluna de trabalho que passa a repousar contra uma restrição na passagem. As várias características mencionadas a-cima, bem como outras características e características descritas em mais deta_lhe abaixo, serão imediatamente aparentes para aqueles especializados na técaiica com a ajuda desta descrição na leitura da seguinte descrição detalhada das modalidades, e pela referência aos desenhos anexos.

Os métodos, sistemas, e aparelhos descritos acjui incluem modalidades em que dois ou mais fluidos componentes de urea fluido de manutenção de furo de poço compósito são independentemente bombeados para o furo abaixo e misturados em uma porção do furo de poço p:nra próximo de uma dada zona de formação. Os fluidos componentes podem ser seletivamente emitidos para dentro do furo de poço via a operação de um aparelho de manutenção de furo de poço que compreende uma ou mais ferramentas de fraturamento manipuláveis. A(s) ferramenta(s) de fraturamento manipulável(eis) pode(m) ser independentemente configuráveis quanto à forma na qual fluido é emitido a partir da(s) mesma(s). Posicionando uma ferramenta de fraturamento manipulável para próximo de uma dada zona de formação, a comunicação de fluidos pode assim ser estabelecida com a zona de formação próxima, na dependência de como a ferramenta de fraturamento manipulável é configurada. A ferramenta de fraturamento manipulável pode ser manipulada ou atuada via uma variedade de meios. Uma vez quando a ferramenta de fraturamento manipulável é configurada para realizar uma dada operação de manutenção de furo de poço, fluidos componentes podem ser providos via trajetos de fluxo múltiplos e/ou independentes e misturados para formar um fluido composite in situ no furo de poço próximo à zona de formação. Tal fluido compósito podería ser usado, por exemplo, na perfuração, hidrajateamento, acidificação, isolamento, descarga, ou operações de fraturamento.

A figura 1 representa um ambiente de operação exemplificative de uma modalidade dos métodos, sistemas, e aparelhos descritos aqui. E notado que embora algumas das figuras possam exemplificar furos de poço horizontais ou verticais, os princípios dos processos, métodos, e sistemas precedentes são igualmente aplicáveis às configurações convencionais de furo de poço horizontal e vertical. A natureza horizontal ou vertical de qualquer figura não deve ser entendida como limitando o furo de poço a qualquer configuração particular. Enquanto um aparelho de manutenção de furo de poço 100 é mostrado e descrito com especificidade, várias outras modalidades de aparelho de manutenção de furo de poço 100 consistentes com os ensinamentos dados aqui são descritas abaixo. Como representado, um ambiente de operação compreende uma coluna de perfuração 106 que é posicionada sobre a superfície da terra 104 e estende-se sobre e em tomo de um furo de poço 114 que penetra uma formação subterrânea 102 para a finalidade de recuperar hidrocarbonetos. O furo de poço Í14 pode ser perfurado dentro da formação subterrânea 102 usando qualquer técnica apropriada. Em uma modalidade, a coluna de perfuração 106 compreende uma torre de perfuração 108 com um piso de perfuração 110 através do qual uma coluna de trabalho 112 estende-se para baixo a partir da coluna de perfuração 106 para dentro do furo de poço 114. Em uma modalidade, a coluna de trabalho 112 fornece o aparelho de manutenção de furo de poço Í00 ou alguma parte do mesmo para uma profundidade predeterminada dentro do furo de poço 114 para realizar uma operação, como perfuração de uma cobertura e/ou formação, expansão de um trajeto de fluido através da mesma, fraturamento da formação 102, produção de hidrocarbonetos a partir da formação 102, ou outra operação de manutenção de completação. A coluna de perfuração 106 pode ser convencional e pode compreender um guincho acionado a motor e outro equipamento associado para estender a coluna de trabalho 112 para dentro do furo de poço 114 para posicionar o aparelho de manutenção de furo de poço 100 na profundidade desejada. Em outra modalidade, o aparelho de manutenção de furo de poço 100 ou alguma parte do mesmo pode ser compreendido ao longo de e/ou integral com a cobertura de furo de poço 120.

O furo de poço 114 pode se estender substancialmente verticalmente a partir da superfície da terra 104 sobre uma porção de furo de poço vertical 116, ou pode se desviar sob qualquer ângulo a partir da superfície da terra 104 sobre uma porção de furo de poço desviada ou horizontal 118. Em ambientes de operação alternativos, porções do, ou substancialmente todo do, furo de poço 114 podem ser verticais, desviadas, horizontais, e/ou encurvadas, em alguns casos, pelo menos uma porção do furo de poço 114 pode ser revestida com uma cobertura 120 que é preso na posição contra a formação 102 de uma maneira convencional usando cimento 122. Em ambientes de operação alternativos, o furo de poço 114 pode ser parcialmente revestido e cimentado, resultando assim em uma porção do furo de poço 114 sendo não revestida (por exemplo, a porção de furo de poço horizontal 118).

Embora o ambiente de operação exemplificativo representado na figura 1 se refira a uma coluna de perfuração estacionária 106 para abaixar e ajustar o aparelho de manutenção de furo de poço 100 dentro de um furo de poço baseado em terra 114, uma pessoa de conhecimento comum na técnica irá apreciar facilmente que colunas de recondicionamento móveis, unidades de manutenção de furo de poço (por exemplo, unidades de tubulação enrolada), e similares, podem ser usadas para abaixar o aparelho de manutenção de furo de poço 100 dentro do furo de poço 114. Deve ser entendido que o aparelho de manutenção de furo de poço 100 pode altemativamente ser usado em outros ambientes operacionais, tais como dentro de um ambiente operacional de furo de poço fora da costa.

Em uma ou mais das modalidades descritas aqui, a coluna de trabalho 112 compreendo aparelho de manutenção de furo de poço 100 ou alguma parte do aparelho de manutenção de furo de poço. O aparelho de manutenção de furo de poço 100 descrito aqui toma possível a implementação eficiente e efetiva do conceito de mistura de fluidos compósitos de furo abaixo. O aparelho de manutenção de furo de poço 100 pode compreender um primeiro elemento de tubulação 126 e uma ou mais ferramentas de fraturamento manipuláveis 190. A ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser integrada dentro do, e/ou conectada ao, primeiro elemento de tubulação 126. Assim, ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 comuns a um dado elemento de tubulação terá um furo de escoamento axial em comum. Em uma modalidade, o primeiro elemento de tubulação 126 pode compreender tubulação enrolada, em outra modalidade, o primeiro elemento de tubulação 126 pode compreender tubulação articulada.

Cada ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser posicionada próxima ou adjacente a uma zona de formação subterrânea 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, para a qual o fraturamento ou extensão de uma fratura é desejado. Onde múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 são empregadas, as múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 podem ser separadas por comprimentos de tubulação. Cada ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada de forma a ser acoplada rosqueadamente a um comprimento de tubulação (por exemplo, tubulação enrolada ou tubulação/tubo articulado) ou a outra ferramenta de fraturamento manipulável 190. Assim, na operação, onde múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 serão usadas, uma ferramenta de fraturamento manipulável a mais superior 190 pode ser rosqueadamente acoplada à extremidade de furo abaixo da coluna de trabalho. Um comprimento de tubulação é rosqueadamente acoplada à extremidade de furo abaixo da ferramenta de fraturamento manipulável a mais superior 190 e estende-se por um comprimento até onde a extremidade de furo abaixo do comprimento de tubulação é rosqueadamente acoplada à extremidade superior de uma segunda ferramenta de fraturamento manipulável a mais superior 190. Este padrão pode continuar se movendo progressivamente para baixo para tantas quantas ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 forem desejadas ao longo do aparelho de manutenção de furo de poço 100. O comprimento de tubulação estendendo-se entre quaisquer duas ferramentas de fraturamento manipuláveis pode ser aproximadamente o mesmo que a distância entre a zona de formação, na qual a primeira ferramenta de fraturamento manipulável 190 deve estar próxima, e a zona de formação na qual a segunda ferramenta de fraturamento manipulável 190 deve ficar próxima, o mesmo será verdadeiro como para quaisquer ferramentas de fraturamento manipuláveis adicionais

190 para a manutenção de quaisquer zonas de formação adicionais 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Adicionalmente, um comprimento de tubulação rosqueadamente acoplado à extremidade inferior da ferramenta de fraturamento manipulável a mais inferior 190 pode se estender por alguma distância do furo abaixo a partir da mesma. Altemativamente, as ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 não precisam ser separadas por comprimentos de tubulação, mas podem ser acopladas diretamente entre si.

A emissão dos componentes de fluido de fraturamento para dentro do furo de poço 114 na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 é seletivamente manipulável via a operação do uma ou mais ferramentas de fraturamento manipuláveis 190. Ou seja, os orifícios ou aberturas da ferramenta de fraturamento manipulável 190 podem ser atuados, por exemplo, abertos ou fechados, totalmente ou parcialmente, de forma a permitir, restringir, reduzir, ou alterar de outra maneira a comunicação fluida entre o furo de escoamento interior do primeiro elemento de tubulação 126 (e/ou o furo de escoamento interior da cobertura 120 e/ou o furo de escoamento interior de um segundo elemento de tubulação 226, onde presente, como descrito em mais detalhe aqui) e o furo de poço 114 e/ou a formação 102. Cada ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurável independente de qualquer outra ferramenta de fraturamento manipulável 190 que pode estar compreendida ao longo deste mesmo elemento de tubulação. Assim, uma primeira ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada para emitir fluido a partir da mesma e para dentro do furo de poço 114 e/ou formação 102 circunvizinhos, enquanto uma segunda, terceira, quarta, etc., ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 não é assim configurada. Dito de outra maneira, os orifícios ou aberturas de uma ferramenta de fraturamento manipulável 190 podem ser abertos para o furo de poço circunvizinho 114 e/ou zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, enquanto os orifícios ou aberturas de outra ferramenta de fraturamento manipulável 190 ao longo do mesmo elemento de tubulação são fechados.

Em algumas modalidades, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é posicionada na proximidade da primeira zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 onde deve ser feita manutenção. Em outras modalidades, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é posicionada na proximidade da zona de formação de furo abaixo 12 onde deve ser feita manutenção, a manutenção é realizada, e então a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é removida para a zona de segunda maior formação furo abaixo 10. Como tais, as operações de manutenção podem ser continuadas progressivamente para as zonas de formação as mais superiores 8, 6, 4, ou, 2. Em outras modalidades, uma ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser posicionada próxima ou substancialmente adjacente a qualquer uma ou mais de zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, e 12 onde deve ser feita manutenção.

Em uma modalidade, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser posicionada para próximo de uma zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 e uma porção do furo de poço 114 adjacente à zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 pode ser isolada de outras porções do furo de poço. Em uma modalidade, o isolamento da porção do furo de poço pode ser realizado através do uso de um ou mais engaxetadores (por exemplo, Swellpackers™ comercialmente disponíveis de Halliburton Energy Services) ou um ou mais tampões (por exemplo, um tampão de areia, um tampão de material de escora altamente viscoso, ou um tampão de cimento).

Cada ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender um ou mais orifícios ou aberturas para a comunicação de fluidos com a zona de formação proximal 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. A ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser posicionada de forma que um fluido escoando através da, ou emitido a partir da, ferramenta de fraturamento manipulável 190 irá fluir para dentro do furo de poço 114 proximal à zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 que é onde deve ser feita manutenção, estabelecendo assim uma zona de comunicação fluida entre a ferramenta de fraturamento manipulável 190 e o fiiro de poço 114 e/ou a zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Esses orifícios ou aberturas podem ser configurados/atuados para alterar a maneira na qual fluido escoa através da, e/ou é emitido a partir da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Ou seja, em alguns casos alguns ou todos dos orifícios ou aberturas podem ser configurados de forma a permitir comunicação de fluidos com a zona de formação proximal 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Em outros casos, alguns ou todos dos orifícios ou aberturas serão configurados de forma a restringir a comunicação fluida com a zona de formação proximal 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, enquanto que, em ainda outros casos, alguns ou todos dos orifícios ou aberturas podem ser configurados para controlar a taxa, volume, e/ou pressão na qual fluido emitido a partir da ferramenta de fraturamento manipulável 190 se comunica com a zona de formação proximal, 2, 4, 6, 8, 10, ou 12.

A manipulação ou configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender alterar o trajeto de fluido escoando através de e/ou emitido a partir da ferramenta de fraturamento manipulável 190. A configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 para emitir fluido a partir da mesma pode compreender prover pelo menos um trajeto de fluxo entre o furo de escoamento axial do primeiro elemento de tubulação 126 (e/ou o fiiro de escoamento axial de um segundo elemento de tubulação 226, onde presente, e/ou cobertura 120) e o fiiro de poço 114 e/ou proximal zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. A configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser realizada pela atuação de algum número ou porção dos orifícios ou aberturas. A atuação dos orifícios ou aberturas pode compreender qualquer um ou mais da abertura de um orifício, fechamento de um orifício, provendo um trajeto de fluxo através do furo de escoamento interior da ferramenta de fraturamento manipulável 190, ou restringindo um trajeto de fluxo através do fiiro de escoamento interior da ferramenta de fraturamento manipulável 190. A atuação desses orifícios ou aberturas pode ser realizada via vários dispositivos, como dispositivos elétricos, eletrônicos, pneumáticos, hidráulicos, magnéticos, ou mecânicos. Por exemplo, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada com qualquer número ou combinação de válvulas, válvulas de retenção de indexação, placas defletoras, e/ou sedes.

Em uma modalidade, a atuação dos orifícios ou aberturas pode ser realizada via um método de obturação. Em uma modalidade, tal como aquela mostrada nas figuras 4A, 4B, 4C, e 4D, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender uma sede 182 operavelmente acoplada ao um ou mais orifícios ou aberturas 199 desta ferramenta de fraturamento manipulável 190 de forma que um trajeto de fluxo através daqueles orifícios ou aberturas 199 possa ser alterado (embora referências aqui sejam geralmente feitas a uma “sede” ou “sede de esfera”, deve ser entendido que tais referências devem ser a qualquer estrutura de obturação ou conjunto mecânico configurado e efetivo para receber, captar, paralisar, ou engatar de outra maneira um membro de obturação). Por exemplo, a estrutura de obturação pode compreender uma placa defletora, uma sede de um membro de obturação, uma válvula de retenção de indexação, ou combinações das mesmas. A sede 182 pode ser posicionada de forma a engatar um membro de obturação (mostrado como uma esfera) 180 introduzido no primeiro elemento de tubulação 126 de se mover além da sede 182. Onde um membro de obturação 180 é introduzido no primeiro elemento de tubulação 126 e é bombeado através do mesmo via o primeiro furo de escoamento axial 128, o membro de obturação 180 pode engatar na sede 182. Altemativamente, em uma modalidade onde a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é integrada com e/ou acoplada com a cobertura 120 (por exemplo, as figuras 5A, 5B, e 5C), o membro de obturação 180 pode ser introduzido na cobertura 120 e bombeado através do mesmo de forma a engatar na sede 182. Ao engatar a sede 182, o membro de obturação 180 pode substancialmente restringir o fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável 190, de forma que a pressão irá aumentar contra o membro de obturação 180, que exercerá assim uma força contra a sede 182. O exercício de força suficiente contra a sede 182 irá fazer com que os orifícios ou aberturas 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 se abram ou fechem, alternado assim um fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável 190 (como mostrado por setas de fluxo 10 e 20 nas figuras 4A e 5A, respectivamente) e formando ou perfurações 175 ou fraturas.

Em outra modalidade, como mostrada na figura 7A, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ainda compreender uma ferramenta de deslocamento mecânica 300. Em tal modalidade, a atuação dos orifícios 199 ou aberturas pode ser realizada via a ferramenta de deslocamento mecânica 300. Tal ferramenta de deslocamento mecânica 300 pode ser axialmente acoplada a um primeiro elemento de tubulação 126 que pode ser disposto dentro da cobertura 120 e em que a cobertura 120 compreende alguma parte da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Altemativamente, o primeiro elemento de tubulação 126 pode ser disposto dentro de um segundo elemento de tubulação . A ferramenta de deslocamento mecânica 300 pode compreender linguetas, esperas, chavetas, garras 310 (mostradas como linguetas estendidas e engatando a luva deslizante 190A da ferramenta de fraturamento manipulável), ou uma combinação das mesmas configuradas para engatar a ferramenta de fraturamento manipulável 190 quando a ferramenta de deslocamento mecânica 300 é atuada. A ferramenta de deslocamento mecânica 300 pode ser atuada hidraulicamente, pneumaticamente, mecanicamente, magneticamente, ou eletricamente. Em uma modalidade específica, a atuação da ferramenta de deslocamento mecânica 300 pode ser realizada pela introdução de um membro de obturação 180 (mostrado como uma esfera) no primeiro elemento de tubulação 126 de forma que o membro de obturação 180 irá engatar um conjunto/estrutura de obturação, tal como uma sede ou placa defletora, por exemplo, a sede de esfera 182. Ao engatar na sede de esfera 182, o membro de obturação 180 pode substancialmente restringir o fluxo de fluido através da ferramenta de deslocamento mecânica 300, de forma que a pressão irá aumentar contra o membro de obturação 180 que exercerá assim uma força contra a sede 182. O exercício de força suficiente contra a sede 182 irá fazer com que a ferramenta de deslocamento mecânica 300 seja atuada de forma que as linguetas, esperas, chavetas, ou garras 310, ou uma combinação das mesmas da ferramenta de deslocamento mecânica 300 irá engatar a ferramenta de fraturamento manipulável 190. Uma vez quando a ferramenta de deslocamento mecânica 300 engatou a ferramenta de fraturamento manipulável 190, a ferramenta de deslocamento mecânica 300 pode ser utilizada para deslocar para abrir ou fechar os orifícios ou aberturas 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 e assim alterar (por exemplo, permitir ou restringir) o escoamento de fluido entre um furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação 126 e/ou cobertura 120 e o furo de poço 114.

Cada ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender pelo menos alguma porção de orifícios ou aberturas 199 configurada para operar como um conjunto de estimulação e pelo menos alguma porção de orifícios ou aberturas 199 configurada para operar como um conjunto de controle de afluxo, permitindo assim zona de tratamento seletiva (por exemplo, perfuração, hidrajateamento, e/ou fraturamento) e produção, respectivamente. Ou seja, o conjunto de estimulação pode compreender qualquer um ou mais orifícios ou aberturas 199 operável para a estimulação de uma dada zona de formação (ou seja, fazendo a manutenção de operações como, por exemplo, perfuração, hidrajateamento acidificação, e/ou fraturamento). Como explicado acima, os orifícios ou aberturas compreendendo o conjunto de estimulação podem ser independentemente e seletivamente atuados para expor diferentes zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12 para formar operações de estimulação (ou seja, via o fluxo de um fluido de tratamento, tal como fluido de fraturamento, fluido de perfuração, fluido de acidificação, e/ou fluido de hidrajateamento), quando desejado. O conjunto de controle de afluxo é discutido em comprimento no Pedido de Patente US No. 12/166.257, que é incorporado aqui em sua totalidade para referência, em uma modalidade, o conjunto de controle de afluxo pode compreender um ou mais orifícios ou aberturas 199 operável para a produção de hidrocarbonetos a partir de uma zona de formação próxima 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12. Ou seja, quando os orifícios ou aberturas 199 do conjunto de controle de afluxo são assim configurados, hidrocarbonetos sendo produzidos a partir de uma zona de formação próxima 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12 irão fluir para dentro do furo de escoamento interno do primeiro elemento de tubulação 126 ou da cobertura 120 via aqueles orifícios ou aberturas 199 configurados para operar como um conjunto de controle de afluxo. Como discutido em maior detalhe, os diferentes conjuntos de um aparelho de completação de furo de poço podem ser configurados na zona de formação em qualquer combinação apropriada.

Os métodos de manutenção de furo de poço, aparelhos de manutenção de furo de poço, e sistemas de manutenção de furo de poço descritos aqui incluem modalidades para estimular a produção de hidrocarbonetos a partir de formações subterrâneas, em que dois ou mais componentes de um fluido de manutenção de furo de poço compósito são introduzidos em um furo de poço a partir de dois ou mais trajetos de fluxo de forma que o fluido compósito possa ser misturado para próximo de uma ou mais zonas de formação (por exemplo, zonas 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 da figura 1), para dentro das quais o fluido compósito irá ser bombeado. Em uma modalidade, o método compreende as etapas de inserir um aparelho de manutenção de furo de poço 100 compreendendo uma ou mais ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 para dentro do fi>ro de poço 114; posicionar a(s) ferramenta(s) de fraturamento manipulável(eis) 190 para próximo de uma zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 a ser fraturada; introduzir um primeiro componente de um fluido compósito para dentro do furo de poço 114 via um primeiro trajeto de fluxo; introduzir um segundo componente do fluido compósito para dentro do furo de poço 114 via urm segundo trajeto de fluxo; estabelecer uma zona de comunicação fluida com a zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 a ser fraturada via a operação da ferramenta de fraturamento manipulável 190; misturar o primeiro componente do fluido compósito com o segundo componente do fluido compósito dentro do furo de poço 114; e fazer com que uma fratura se forme ou seja estendida dentro da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. O fluido compósito pode compreender um fluido de perfuração, um fluido de fraturamento, um fluido carregado com material de escora, um fluido de acidificação, um fluido de pré-lavagem, um fluido de lavagem, um fluido de isolamento, ou qualquer combinação dos mesmos.

Em modalidades, o presente pedido expõe métodos, sistemas, e aparelhos para operações de manutenção de furo de poço em tempo real, nas quais os fluidos compósitos resultantes são obtidos via o fluxo de um ou mais fluidos componentes através de uma ferramenta de fraturamento manipulável antes de, depois, ou concorrentemente com a mLstura dos componentes para formar o fluido compósito. Tal fluxo e mistura podem ocorrer em locais variáveis, por exemplo, próximo de uma ou mais zonas de formação selecionadas 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Esses método»s podem ser realizados pela provisão de trajetos de fluxo múltiplos, através dos quais diferentes componentes dos fluidos compósitos podem ser transferidos e então seletivamente emitidos a partir de uma ou mais ferramentas de fraturamento manipuláveis 190.

Em uma modalidade, um fluido de fraturamento compósito é criado no furo abaixo antes da injeção em umia zona de formação (por exemplo, zonas 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 da figura 1). O primeiro componente do fluido de fraturamento e/ou o segundo componente do fluido de fraturamento são escoados através de uma ferramenta de fraturamento manipulável 190 e são misturados dentro de uma porção de furo abaixo do furo de poço 114 próximo de uma zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. A mistura pode também ser próxima de uma ou mais perfurações. Assim, os fluidos componentes do fluido de fraturamento composite são misturados dentro de uma porção de furo abaixo do furo de poço 114 próximo de uma zona de formação descrita 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Em seguida, os componentes de fluido de fraturamento são introduzidos na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. O primeiro componente e segundo componente, quando usados aqui, são não limitativos, e mais que dois componentes podem ser usados, onde apropriado, para criar um desejado fluido de manutenção de furo de poço, tal como um fluido de fraturamento. Da mesma maneira, cada componente do fluido pode compreender uma pluralidade de ingredientes de forma que, quando o dado número de componentes é combinado, um fluido de manutenção de furo de poço (por exemplo, fluido de fraturamento) tendo uma desejada composição é formado.

O conceito de misturar um ou mais fluidos de um fluido de manutenção de furo de poço compósito na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 onde deve ser feita manutenção, tal como de acordo com as modalidades descritas aqui, provê o operador com um número de vantagens. A capacidade de alterar a concentração de, por exemplo, um material de escora no fluido compósito entrando na formação 102 dentro do furo de poço 114 na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 pode abrandar a necessidade de certo equipamento, enquanto melhora o controle do operador. Por exemplo, porque a mistura pode ser realizada dentro do furo de poço 114, a necessidade de misturar equipamento e inúmeros tanques de armazenamento na superfície 104 pode ser reduzida ou abrandada. Especificamente, esses métodos podem diminuir ou abrandar a necessidade de equipamento, como transportadores de areia e unidades de armazenamento de areia, equipamento de mistura de alta taxa, equipamento de bombeamento resistente à erosão, e tubos coletores resistentes à erosão. Componentes dos fluidos compósitos podem ser misturados fora da visão e transportados para a superfície 104, para próximo do furo de poço 114. Especificamente, é contemplado que a “Areia Líquida” de Halliburon, uma mistura de materiais de escora concentrada pré-misturada, pode ser utilizada de acordo com os métodos, sistemas, e aparelhos descritos aqui. Bombas de dosagem podem ser empregadas para incorporar quaisquer aditivos (por exemplo, géis, reticuladores, etc.) em um fluido sendo introduzido no furo de poço; ou seja, equipamento de mistura de alta taxa convencional pode não ser necessário no emprego dos presentes métodos, sistemas, ou aparelhos. Em contraste com os convencionais métodos de fraturamento que exigem misturadores, aparelhos de proporção, transportadores de aditivo seco e equipamento de armazenamento para material de escora, os presentes métodos, sistemas e aparelhos abrandam muito a necessidade para tal equipamento, em uma modalidade, fluidos componentes podem ser misturados fora da visão e transportados como fluidos componentes prémisturados. No local, os componentes de fluido podem ser introduzidos no furo de poço 114 (discutido ainda abaixo). Ainda, os presentes métodos, sistemas e aparelhos permitem a operação reduzida de bombas na presença de abrasivos. Por exemplo, um dado volume de fluido contendo abrasivo pode ser bombeado no furo abaixo via um primeiro trajeto de fluxo, seguido por um fluido sem abrasivo, enquanto um fluido sem abrasivo é bombeado para baixo em um segundo trajeto de fluxo. Desta maneira, muito pouco fluido contendo abrasivo é introduzido nas bombas. Assim, os custos associados com a manutenção, reparo, e operação de equipamento de bombeamento podem ser diminuídos.

Ainda, em uma modalidade, os presentes métodos, sistemas e aparelhos permitem as operações de manutenção com soluções de água salgada, as quais não seriam trabalháveis utilizando os convencionais métodos, sistemas e aparelhos de bombeamento. Em alguns casos, um fluido utilizado para a finalidade de transportar um material de escora para o furo abaixo ou para dentro da formação 102 será hidratado de modo a formar um “gel” viscoso, apropriado para o transporte de material de escora (ou seja, a viscosidade do gel diminui a tendência do material de escora contido no mesmo se depositar). Quando o fluido carregado com material de escora gelificado ou hidratado chega a seu destino, o fluido pode ser misturado com uma solução de água salgada de forma que o fluido cessa de sair como um gel e assim deposita o material de escora contido no mesmo. De acordo com os presentes métodos, sistemas, e aparelhos, géis que foram submetidos à hidratação podem ser misturados em uma porção de furo abaixo do furo de poço 114 com uma solução de água salgada que irá fazer com que o gel não seja mais hidratado. Em uma modalidade, um gel (por exemplo, gel de material de escora concentrado) pode ser bombeado para baixo na tubulação e um fluido/solução de água salgada diluente pode ser bombeado para baixo na coroa circular entre a tubulação e cobertura/furo de poço. Como tal, o transporte de material de escora pode ser melhorado.

Ainda, os presentes métodos, sistemas, e aparelhos podem permitir que o operador tenha maior liberdade com respeito às taxas de bombeamento e o operador que podem ser empregadas. Em operações de manutenção de furo de poço anteriores, um operador seria limitado com relação à taxa na qual fluidos contendo matéria particulada, abrasivos, ou material de escora poderíam ser bombeados. Por bombear os fluidos componentes via trajetos de fluxo separados, maiores taxas de bombeamento podem ser obtidas. Por exemplo, um fluido que não contém qualquer abrasivo, material de escora, ou particulado pode ser bombeado via um dado trajeto de fluxo a uma taxa muito mais alta que a taxa na qual um fluido contendo um abrasivo, material de escora ou particulado podería ser bombeado. Assim, um operador é capaz de obter taxas de bombeamento eficazes, as quais de outra maneira seriam inatingíveis sem consequências adversas. Ou seja, quando os componentes do fluido compósito não são misturado dentro do fiiro de poço 114 próximo de uma dada zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, mas, ao contrário, são misturados na superfície e então bombeado para baixo no fiiro de poço, a taxa na qual o fluido compósito pode ser bombeado no furo abaixo é significantemente menor que as taxas que podem ser atingidas através dos presentes métodos revelados.

Ainda adicionalmente, o controle aumentado disponível para o operador via a operação dos presentes métodos, sistemas e aparelhos permitem ao operador gerir (ou seja, evitar, ou remediar) uma potencial condição de filtração por reduzir ou paralisar o bombeamento do componente carregado com material de escora concentrado para permitir o instantâneo fluxo em excesso (ou seja, diminuição da efetiva concentração de material de escora no fluido entrando na formação 102) da fratura com fluido de coroa circular não abrasivo, discutido aqui. Assim, uma potencial condição de filtração pode ser evitada sem necessitar a cessação de manutenção de operações e a perda de tempo e capital. Altemativamente, a capacidade para controlar e alterar a concentração de material de escora de furo abaixo de acordo com os presentes métodos, sistemas, e aparelhos permitirá que o operador aumente instantaneamente a efetiva concentração de material de escora. Assim, o operador pode escolher ajustar um volume de porção de material de escora e permitir assim a transposição de fraturas dentro da rocha, criando assim fraturas em ramos. O valor do potencial para monitorar os parâmetros de tratamento e instantaneamente fazer alterações, como aumentar ou diminuir a efetiva concentração de material de escora relacionada aos estágios de tratamento é grande, particularmente quando comparado com os métodos convencionais que requerem que essas decisões sejam feitas com um volume inteiro de furo de poço antes das alterações serem realizadas.

A quantidade relativa do primeiro e segundo compon entes do fluido de fraturamento compósito escoado através da ferramenta de fraturamento manipulável pode ser variada, resultando assim em um fluido de fraturamento compósito de concentração e caráter variáveis. Erm uma modalidade, um do primeiro ou segundo componentes de fluido de fraturamento pode compreender uma lama carregada com material de escora concentrada. O outro do primeiro ou segundo componentes de Eluido de fraturamento pode compreender qualquer fluido com o qual a lama de material de escora concentrada poderia ser misturada, de modo a formar o fluido de fraturamento compósito resultante (por exemplo, um diluente). Quando a lama carregada com material de escora concentrada é misturada com o outro componente de fluido de fraturamento, resulta o fluido de fraturamento compósito. A quantidade relativa e/ou concentração da lama carregada com material de escora provida para a mistura furo abaixo podem ser aumentadas em uma situação onde mais material de escora é des-ejado (de forma inversa, a quantidade relativa pode ser diminuída onde menos é desejado). Da mesma maneira, a quantidade relativa de diluente pro·vi do para a mistura pode ser ajustada onde uma diferente viscosidade ou fluido de fraturamento compósito de concentração de material de escora é desejado. Assim, por variação das respectivas taxas de mistura da lama carregada com material de escora concentrada e do diluente, um fluido de fraturamento compósito de uma concentração e viscosidade desejadas pode ser obf ido.

Por exemplo, a composição líquida do fluido de fraturamento compósito pode ser alterada, quando desejado, por alterar as taxas ovi pressões nas quais o primeiro e segundo componentes são bombeados. Não obstante o equipamento de bombeamento que fornece o primeiro e segundo componentes esteja localizado na superfície 104, como uma seringa, o aumento efetuado na taxa de bombeamento ou pressão como para o primeiro ou segundo trajeto de luxo é imediatamente realizado na porção de furo abaixo do furo de poço 114 onde a mistura ocorre. Como um resultado, alterações na concentração ou viscosidade do fluido de fraturamento podem ser ajustadas em tempo real por alterar a proporção dos componentes do fluido de fraturamento. Ou seja, a taxa de bomba ou pressão dos fluidos componentes em um ou ambos dos trajetos de fluxo pode ser seletivamente e individualmente variada para efetuar as alterações na composição do fluido compósito, substancialmente em tempo real, permitindo assim ao operador exercer controle melhor sobre o processo de fraturamento.

Como aqueles de conhecimento comum na técnica entendem, o fraturamento é, todavia, um componente das operações de manutenção em furo de poço. Como explicado dentro do contexto de fraturamento, acima, operações de acidificação, operações de perfuração, operações de isolamento, e operações de fluxo podem, todas, ser obtidas pela utilização dos presentes aparelhos descritos com trajetos de fluxo múltiplos e/ou os métodos e processos presentemente descritos de utilizar os ditos aparelhos para realizar a colocação de um fluido compósito em um local específico dentro de um furo de poço. Por exemplo, uma solução ácida concentrada pode ser introduzida no furo de poço próximo de uma zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, e diluído com fluido introduzido via outro trajeto de fluxo para obter uma solução ácida da concentração desejada. Assim, o volume de ácido a ser utilizado em qualquer dada operação pode ser substancialmente diminuído devido ao fato de que a solução concentrada pode ser diluída no local de interesse. Este mesmo conceito é verdadeiro para qualquer das operações de manutenção de furo de poço discutidas aqui, diminuindo assim a natureza intensiva em termos de capital de tais operações de manutenção de fiiro de poço. Além disso, a implementação e utilização de trajetos de fluxo separados e distintos permitem a recuperação e a posterior utilização de quaisquer componentes introduzidos via tais trajetos de fluxo, melhorando ainda as economias de tais operações. Além disso, a utilização do conceito de trajetos de fluxo separados e da mistura em um local específico provê o operador com a capacidade de controlar quaisquer de tais operações de furo de poço em tempo real por permitir o controle pontual do caráter do fluido compósito.

Um primeiro componente de um fluido compósito pode ser introduzido em uma porção do fiiro de poço 114 que é próxima à zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 via um primeiro trajeto de fluxo e um segundo componente do fluido compósito é introduzido em uma porção do furo de poço 114 que está próxima à zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 via um segundo trajeto de fluxo. Em modalidades alternativas, os fluidos compósitos podem ser introduzidos no furo de poço 114 e próximo da zona de formação, 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 via um primeiro trajeto de fluxo, um segundo trajeto de fluxo, um terceiro trajeto de fluxo, ou qualquer número de trajetos de fluxo múltiplos, como pode ser considerado necessário ou apropriado no instante da manutenção do fúro de poço.

Cada um do primeiro trajeto de fluxo e do segundo trajeto de fluxo compreende uma rota de comunicação fluida entre a superfície e o ponto próximo do qual o fluido entra na formação. O trajeto de fluxo pode compreender um dispositivo de misturar os constituintes dos fluidos componentes, um dispositivo de pressurizar os fluidos componentes, uma ou mais bombas, um ou mais condutos através dos quais os fluidos componentes podem ser comunicados com o fúro abaixo, e um ou mais orifícios ou aberturas 199 (por exemplo, em um ou mais manipulável furo abaixo ferramentas), através dos quais os fluidos componentes saem do trajeto de fluxo e entram no furo de poço 114 na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Assim, em uma modalidade, qualquer dos componentes do fluido de fraturamento pode ser preparado na superfície 104 e os componentes misturados um com o outro para formar um fluido de fraturamento compósito misturado dentro do furo de poço 114 na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12.

Embora a discussão precedente tenha sido principalmente feita com referência à figura 1, é notado que os métodos, sistemas, e aparelhos previamente descritos podem da mesma maneira ser incorporados como representados nas figuras 2 e 3. Na modalidade ilustrada pela figura 2, múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 integradas dentro da cobertura são posicionadas na proximidade das zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, e 12. Em uma modalidade, como representada na figura 2, uma ferramenta de deslocamento mecânica 300 acoplada ao término de furo abaixo de um primeiro elemento de tubulação 126 é disposta dentro da cobertura. O furo de escoamento axial do primeiro elemento de tubulação 126 pode compreender um do primeiro ou segundo trajetos de fluxo e o espaço anular entre o primeiro elemento de tubulação 126 e cobertura 120 pode compreender o outro do primeiro ou segundo trajetos de fluxo.

Na modalidade representada pela figura 3, uma única ferramenta de fraturamento manipulável 190 (por exemplo, uma ferramenta de hidrajateamento) é integrada dentro de um primeiro elemento de tubulação 126. A ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode apropriadamente ser configurada para operar como uma ferramenta de hidrajateamento ou perfuração, ao ser atuada como previamente descrito. Na atuação, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 será configurada para emitir uma corrente de alta pressão de fluidos via os orifícios ou aberturas. O primeiro furo de escoamento axial 128 do primeiro elemento de tubulação 126 pode compreender um do primeiro ou segundo trajetos de fluxo e o coroa circular 135 em tomo do primeiro elemento de tubulação 126 pode compreender o outro do primeiro ou segundo trajetos de fluxo.

Em uma modalidade, cada um do primeiro trajeto de fluxo e do segundo trajeto de fluxo é independentemente manipulável em relação à taxa de bombeamento e pressão. Ou seja, a taxa e pressão nas quais um fluido é bombeado através do primeiro trajeto de fluxo podem ser controladas e alteradas independentemente da taxa e pressão nas quais um segundo fluido é bombeado através do segundo trajeto de fluxo e vice-versa. Em modalidades adicionais compreendendo um aparelho de furo de poço 100 com trajetos de fluxo múltiplos (ou seja, 2, 3, etc. ou mais trajetos de fluxo) cada uma da taxa e/ou pressão nas quais fluido é bombeado através de cada um dos trajetos de fluxo pode ser independentemente controlada.

Em uma modalidade, o primeiro trajeto de fluxo pode compreender o furo de escoamento interior de tubulação enrolada ou tubulação articulada e o primeiro componente de fluido pode compreender um fluido carregado com material de escora concentrado. O segundo trajeto de fluxo pode compreender o espaço anular estendendo-se entre a tubulação enrolada ou tubulação articulada e a parede interna da cobertura e o segundo componente de fluido pode compreender água ou uma mistura de óleo-água. O fluido carregado com material de escora concentrado é introduzido na tubulação enrolada ou articulada a uma primeira taxa (que pode ser variada quando o operador escolher) e a água ou mistura de água-óleo é introduzida no espaço anular a uma segunda taxa. O operador pode ser limitado para a taxa na qual o fluido carregado com material de escora é bombeado através da tubulação enrolada ou articulada por causa da natureza abrasiva de um fluido contendo particulado (ou seja, onde o fluido carregado com material de escora é bombeado a uma taxa que excede aproximadamente 35 pés (10,67 m)/s, o particulado pode têm o efeito de corroer ou danificar de outra maneira a tubulação enrolada ou articulada). De acordo com os presentes métodos, um fluido carregado com material de escora pode ser bombeado para baixo na tubulação enrolada ou articulada a uma taxa que não irá danificar ou corroer a tubulação enrolada ou articulada e a água ou mistura de água-óleo pode ser bombeada para baixo no espaço anular a uma taxa muito mais alta (ou seja, porque a água ou mistura de água-óleo é geralmente de natureza não abrasiva). Assim, o fluido carregado com material de escora pode ser misturado com a água ou mistura de água-óleo na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12. O fluido compósito misturado pode então ser introduzido na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12. Porque o operador não é limitado à taxa na qual a água ou mistura de água-óleo pode ser bombeada, taxas de bombeamento efetivas muito maiores (ou seja, a taxa na qual o fluido compósito está entrando na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12) podem ser obtidas.

Em outra modalidade, o primeiro trajeto de fluxo pode novamente compreender o furo de escoamento interior de tubulação enrolada ou tubulação articulada e o primeiro componente de fluido pode compreender um fluido carregado com material de escora concentrado. O segundo trajeto de fluxo pode novamente compreender o espaço anular estendendo-se entre a tubulação enrolada ou tubulação articulada e a parede interna da cobertura e o segundo componente de fluido pode compreender água ou uma mistura de óleo-água. O fluido carregado com material de escora concentrado é introduzido na tubulação enrolada ou articulada a uma primeira taxa (que pode ser variada quando o operador escolher) e a água ou mistura de águaóleo é introduzida no espaço anular a uma segunda taxa. Pode ser desejável colocar uma “porção de material de escora” em certas situações ou tipos de formação (ou seja, condições que causariam alta fricção na entrada do fraturamento). O operador pode escolher introduzir uma porção de material de escora na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12 reduzir a taxa de bombeamento da água ou mistura de água-óleo. Ao proceder assim, um volume de fluido carregado com material de escora concentrado (ou seja, uma porção de material de escora) é introduzido na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12. O operador pode aumentar a taxa de bombeamento da água ou mistura de água-óleo para forçar uma porção de material de escora ainda mais para a zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12. Assim, uma porção de material de escora pode ser ajustada por variação das respectivas taxas de bombeamento do fluido carregado com material de escora e da água ou mistura de água-óleo. De acordo com os presentes métodos, sistemas e aparelhos, uma porção de material de escora pode ser ajustada sem variação da concentração dos fluidos introduzidos no furo de poço 114 na superfície 104.

Em ainda outra modalidade, o primeiro trajeto de fluxo pode novamente compreender o furo de escoamento interior de tubulação enrolada ou tubulação articulada e o primeiro fluido componente pode compreender um fluido carregado com material de escora concentrado. O segundo trajeto de fluxo pode novamente compreender o espaço anular estendendo-se entre a tubulação enrolada ou tubulação articulada e a parede interna da cobertura e o segundo fluido componente pode compreender água ou uma mistura de óleoágua. O fluido carregado com material de escora concentrado é introduzido na tubulação enrolada ou articulada a uma primeira taxa (que pode ser variada quando o operador escolher) e a água ou mistura de água-óleo é introduzida no espaço anular a uma segunda taxa. Os presentes métodos, sistemas, e aparelhos podem ser usados para implementar um programa de colocação de material de escora “em rampa” ou “escalonado” (ou seja, uma programa de bombeamento de material de escora na qual a concentração de material de escora no fluido entrando na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12 é variada ao longo do tempo). Em tal programa de colocação de material de escora em rampa, a concentração de material de escora entrando na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12 pode ser progressivamente e/ou continuamente aumentada ou diminuída. Os presentes métodos, sistemas, e aparelhos permitem o fornecimento e colocação de um programa de material de escora em rampa ou escalonado sem necessitar de misturas múltiplas de concentração de material de escora variável (ou seja, os mesmos componentes de fluido podem ser utilizados em cada ponto no esquema de material de escora em rampa ou escalonado). A diferença efetiva em concentração do fluido compósito entrando na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12 pode ser obtida por manipulação das taxas de injeção dos fluidos componentes em seus respectivos trajetos de fluxo. Assim, de acordo com os presentes métodos, sistemas e aparelhos o programa de material de escora em rampa ou escalonado é obtido por variação das taxas de bombeamento do primeiro fluido componente com respeito ao segundo fluido componente.

Em ainda outra modalidade, o primeiro trajeto de fluxo pode novamente compreender o furo de escoamento interior de tubulação enrolada ou tubulação articulada e o primeiro fluido componente pode compreender um fluido carregado com material de escora concentrado. O segundo trajeto de fluxo pode novamente compreender o espaço anular estendendo-se entre a tubulação enrolada ou tubulação articulada e a parede interna da cobertura e o segundo fluido componente pode compreender água ou uma mistura de óleoágua. O fluido carregado com material de escora concentrado é introduzido na tubulação enrolada ou articulada a uma primeira taxa (que pode ser variada quando o operador escolher) e a água ou mistura de água-óleo é introduzida no espaço anular a uma segunda taxa. Os presentes métodos, sistemas, e aparelhos podem ser usados para colocar um tampão (por exemplo, um tampão de areia). Em tal modalidade, um tampão pode ser desejavelmente colocado de forma a bloquear uma ou mais zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, e/ou 12. A colocação de tampões pode ser variada ao longo do tempo e pode ser utilizada para bloquear a entrada de fluidos, materiais ou outras substâncias para dentro das zonas de formação tamponadas 2, 4, 6, 8, 10, e/ou

12. Os presentes métodos, sistemas, e aparelhos permitem o fornecimento e colocação dum tampão sem necessitar de misturas de fluidos adicionais.

Em várias modalidades, os orifícios e/ou aberturas 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 podem variar em tamanho ou formato ou orientação e podem ser configurados para realizar funções variáveis. Em uma modalidade, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada para operar as a perfuração ferramenta, por exemplo, uma ferramenta de hidrajateamento e/ou um canhão de perfuração. Operações de hidrajateamento são descritas em maior detalhe na Patente US No. 5.765.642 de Suijaatmadja, que é incorporada aqui em sua totalidade para referência, em tal modalidade, alguma porção dos orifícios ou aberturas 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser provida com bocais e/ou cargas de perfuração, tais como cargas conformadas. Em uma modalidade, como representada nas figuras 4A e 4B, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender pelo menos um, e mais frequentemente, múltiplos bocais de hidrajateamento.

Como mostrado na figura 4A, quando o membro de obturação 180 engata a sede 182 e substancialmente restringe o fluxo de um fluido, o fluido pode ser emitido a partir dos orifícios ou aberturas 199 providos com bocais como uma corrente de fluido de alta pressão (como mostrado pela seta de fluxo 10). Tal configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser apropriada para o fornecimento de baixo volume, relativamente de alta pressão, de fluido. Esta corrente de fluido de alta pressão pode ser suficiente para degradar (ou seja, para corroer, cortar, perfurar, ou similar) a cobertura, forro, ou formação 102 para fraturamento. Adicíonalmente, a corrente de fluido de alta pressão pode ser usada para iniciar e/ou estender uma fratura na formação 102. Nessas modalidades, seguindo a perfuração e/ou iniciação de operações de fratura, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada de forma que ela não mais emita uma corrente de alta pressão de fluido via os bocais de hidrajateamento. Em outras palavras e como mostrado na figura 4B, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada via a atuação do membro de obturação 180 para desengatar a partir da sede 182, permitindo assim que ocorra o fluxo axial de fluido através do primeiro furo de escoamento axial 128 e impede a emissão a alta pressão de fluido via os bocais. O membro de obturação 180 pode ser circulado de forma reversa e removido a partir do fiiro de escoamento axial (como mostrado pela seta de fluxo 11). Como mostrado pelas figuras 4C e 4D, a circulação reversa e remoção do membro de obturação 180 permitem que um volume de fluido seja emitido (como mostrado pela seta de fluxo 12) a partir da extremidade de furo abaixo de ferramenta de fraturamento manipulável 190 (como mostrado pela figura 4C) e/ou a partir dos orifícios ou aberturas 199 que podem ser no topo do poço e/ou furo abaixo a partir da sede 182 (a figura 4D). Em algumas modalidades, como mostrado nas figuras 4C e 4D, a emissão de fluido será a uma pressão menor que a necessária para o hidrajateamento ou perfuração (por exemplo, via um trajeto de fluxo que foi previamente obstruído pelo membro de obturação). Tal configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser apropriada para o fornecimento de fluido de alto volume, para a pressão relativamente baixa. Ainda, tal configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser apropriada para o fornecimento de fluido a uma pressão e/ou taxa de fluxo (i) menores que aquelas suficientes para degradar um revestimento interno, a cobertura 120, a zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 ou combinações dos mesmos e (ii) iguais ou maiores que aquelas suficientes para propagar as fraturas na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. A prevenção de emissão de fluido a alta pressão através dos bocais previne que a ferramenta de fraturamento manipulável 190 opere como uma ferramenta de perfuração. Embora as figuras 4A, 4B, 4C, e 4D representem uma configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 utilizando um cenário de esfera e sede de esfera, os presentes aparelhos e métodos não devem ser entendidos limitados a isto.

Em outra modalidade representada nas figuras 5A, 5B, e 5C a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é configurada para estabelecer uma zona de comunicação fluida entre o primeiro furo de escoamento 128 e o furo de poço 114 quando os orifícios ou aberturas 199 são assim configurados. Em tal modalidade, os orifícios ou aberturas 199 podem ser abertos e/ou fechados via a operação de uma luva deslizante 190A, a luva deslizante 190A sendo um componente da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Como mostrado na figura 5A, na operação, um membro de obturação 180 engata a sede 182, a sede sendo operavelmente acoplada a uma luva deslizante 190A da ferramenta de fraturamento manipulável 190 e a luva deslizante 190A tendo orifícios ou aberturas 199A que, quando atuados, se alinharão com os orifícios ou aberturas f99 da ferramenta de fraturamento manipulável, estabelecendo assim uma zona de comunicação fluida com o furo de poço 114 (como mostrado pela seta de fluxo 20). Tal configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser apropriada para o fornecimento de fluido de volume relativamente baixo, de alta pressão, para formar perfurações 175 e/ou iniciar/estender as fraturas para dentro da formação. Como representado na figura 5B, quando o membro de obturação é removido, a luva deslizante 190A pode ser configurada de forma que os orifícios ou aberturas 199A da luva deslizante 190A não mais estarão alinhados com os orifícios ou aberturas 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190, alternado assim uma zona de comunicação fluida com o furo de poço 114 e permitindo que fluido escoe através do furo de escoamento da ferramenta de fraturamento manipulável 190 (como mostrado pela seta de fluxo 21).

Em uma modalidade exemplificativa, os orifícios ou aberturas 199 podem compreender portas, janelas, ou canais (por exemplo, o trajeto de fluxo para fora da extremidade terminal de furo abaixo da ferramenta de fraturamento manipulável 190) que, quando abertos ou não obstruídos, permitirão que um alto volume de fluido passe a partir do trajeto(s) de fluxo interior(es) (por exemplo, o trajeto de fluxo 128) da ferramenta de fraturamento manipulável 190 para dentro do furo de poço, como poderia ser necessário, por exemplo, na operação de fraturamento. Tal configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser apropriada para o fornecimento de fluido de volume relativamente alto, pressão baixa, para iniciar e/ou estender as fraturas para dentro da formação. Tal como com as modalidades discutidas previamente com relação às figuras 5A e 5B, os orifícios ou aberturas 199 podem ser abertos e fechados, por exemplo, por deslocamento de uma luva deslizante mecanicamente ou via a pressão hidráulica (por exemplo, uma configuração de esfera e sede). Em tal modalidade, um volume substancial de um primeiro componente do fluido de fraturamento compósito pode ser emitido a partir da ferramenta de fraturamento manipulável 190. O primeiro componente do fluido de fraturamento compósito irá fluir para dentro do furo de poço circunvizinho 114 (como mostrado pela seta de fluxo 22 da figura 5C) onde se misturará com um segundo componente do fluido de fraturamento compósito (como mostrado pela seta de fluxo 24) para formar o fluido de fraturamento compósito (como mostrado pela seta de fluxo 23). A medida que os componentes do fluido de fraturamento continuam a ser bombeados para o fiiro abaixo, a pressão aumenta e o fraturamento iniciado.

A mistura furo abaixo dos componentes de fluido de fraturamento provê dispersão turbulenta eficiente e eficaz dos componentes para formar o fluido de fraturamento compósito. O fluido de fraturamento compósito misturado é então introduzido na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. A iniciação de fratura é estabelecida, em que a formação 102 falha mecanicamente e uma ou mais fraturas se formam e/ou são estendidas na zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Quando a fratura é iniciada, o fluido de fraturamento compósito escoa para dentro da fratura. Frequentemente, o fraturamento é iniciado por bombeamento de um estágio de “enchimento” compreendendo um fluido de fraturamento de baixa viscosidade, baixa concentração de material de escora. À medida que a fratura é formada, pode ser desejável aumentar a concentração de material de escora dentro do fluido de fraturamento compósito. Assim, de acordo com as presentes modalidades, a quantidade relativa de lama carregada com material de escora concentrada provida pela mistura pode ser aumentada de forma a efetuar um aumento na viscosidade do fluido de fraturamento compósito e aumentar a concentração de material de escora dentro do fluido de fraturamento compósito. Um material de material de escora pode ser depositado dentro das fraturas formadas dentro da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 de forma a manter a fratura aberta e prover a elevada recuperação de hidrocarbonetos a partir da formação 102.

Onde a ferramenta de fraturamento manipulável 190 foi configurada para realizar uma dada operação e esta operação foi completada com respeito a uma dada zona de formação, pode ser desejável configurar a ferramenta de fraturamento manipulável 190 para realizar outra operação dentro do mesmo furo de poço e sem remoção da ferramenta de fraturamento manipulável 190 a partir do furo de poço 114. Por exemplo, a configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender a alteração do trajeto de fluido ecoando através da, ou emitida a partir da, ferramenta de fraturamento manipulável 190. Com referência à figura 7A, em uma modalidade, a configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 para emitir fluido a partir da mesma pode compreender a provisão de pelo menos um trajeto de fluxo entre o primeiro fiiro de escoamento 128 do primeiro elemento de tubulação 126, o furo de escoamento da cobertura 120, ou ambos e o furo de poço 114. Em uma modalidade, a configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 para emitir fluido a partir da mesma pode compreender a provisão de pelo menos um trajeto de fluxo entre o primeiro furo de escoamento 128 do primeiro elemento de tubulação 126, o espaço anular entre o primeiro elemento de tubulação 126 e a cobertura 120, ou ambos e o furo de poço 114. A configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode novamente ser realizada por qualquer um ou mais de abertura de um orifício ou abertura 199, fechamento de um orifício ou abertura 199, provisão e/ou restrição de um trajeto de fluxo através do primeiro furo de escoamento 128 da ferramenta de fraturamento manipulável 190, provisão e/ou restrição de um trajeto de fluxo através do segundo furo de escoamento 228 da ferramenta de fraturamento manipulável 190, ou combinações dos mesmos.

Em uma modalidade, a configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender o engate e/ou desengate de um membro de obturação 180 com uma sede 182 da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Por exemplo, a sede 182 pode ser associada com uma luva deslizante 190A que é (i) atuada para abrir pelo engate do membro de obturação 180 com uma sede 182 e pressurizando sobre para cima o furo de escoamento para expor um ou mais orifícios ou aberturas 199 e (ii) atuada para fechar por pressurização para baixo sobre o furo de escoamento e permitindo que a luva deslizante 190A retome para uma posição fechada tensionada (por exemplo, tensionada por mola). Em uma modalidade, a remoção do membro de obturação 180 pode ser realizada por escoamento reverso de um fluido de forma que o membro de obturação 180 desengata da sede 182, retome para a superfície 104, e é removido a partir do furo de escoamento axial 128 do primeiro elemento de tubulação 126. Isto pode abrir ou prover de outra maneira um trajeto de fluxo de grande volume para fora da extremidade da ferramenta de fraturamento manipulável 190 (por exemplo, a extremidade inferior ou de furo abaixo da ferramenta), pois tal abertura pode ser provida para permitir o escoamento reverso de fluido. Em uma modalidade alternativa, a remoção do membro de obturação 180 pode ser realizada por aumento da pressão contra o membro de obturação 180 de forma que o membro de obturação 180 seja desengatado ou é forçado para além ou através da sede 182, o que também pode abrir ou prover de outra maneira um trajeto de fluxo de alto volume através da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Em adição, outras modalidades que são concernentes à remoção do membro de obturação 180 podem compreender a perfuração através do membro de obturação 180 para remover o membro de obturação 180 ou empregando um membro de obturação dissolvível 180 projetado para se dissolver/desintegrar em virtude da passagem de uma quantidade de tempo ajustada ou devido a alterações projetadas no ambiente do membro de obturação 180 (por exemplo, alterações em pressão, temperatura, ou outras condições de furo de poço). A remoção do membro de obturação 180 permitirá que o fluido escoe através do furo de escoamento axial 128 do primeiro elemento de tubulação 126 a ser restabelecido (por exemplo, um trajeto de fluxo de grande volume), em uma modalidade, a remoção do membro de obturação 180 não pode causar nenhuma alteração na posição dos orifícios ou aberturas 199. Em uma modalidade alternativa, a remoção do membro de obturação 180 pode fazer com que alguns ou todos dos orifícios ou aberturas 199 sejam deslocados para se abrirem (por exemplo, via uma luva deslizante 190A ou outra porta ou janela manipulável; altemativamente, via o movimento de um membro tensionado ou luva tensionada), em ainda outra modalidade, a remoção do membro de obturação 180 pode fazer com que alguns ou todos dos orifícios ou aberturas 199 sejam deslocados para se fecharem.

Em ainda outra modalidade, como representada na figura 6, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser configurada por meio da introdução de um segundo membro de obturação 180 tendo um diâmetro maior que o primeiro membro de obturação 180 que engata uma segunda sede compreendida dentro da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Em tal modalidade, a segunda sede pode ser posicionada acima da primeira sede e configurada de modo que o primeiro membro de obturação 180 não será engatado na segunda sede. A segunda sede pode ser operavelmente acoplada de forma que, quando o segundo membro de obturação 180 engate a segunda sede, a posição dos orifícios ou aberturas 199 pode ser mudada de aberta para fechada ou fechada para aberta (por exemplo, via uma luva deslizante). O membro de obturação pode fazer com que um fluxo de um primeiro fluido componente seja emitido a partir de um orifício ou abertura 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 (mostrado pela seta de fluxo 30). O primeiro fluido componente pode mix com um segundo fluido componente (mostrado pela seta de fluxo 32) no furo de poço na proximidade da formação 102 para formar um fluido compósito (mostrado pela seta de fluxo 31) que entrará na formação 102.

EXEMPLO 1

Com referência às figuras 3 e 4, em uma modalidade, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 compreende uma ou mais ferramentas ou cabeças de hidrajateamento dispostas na extremidade da coluna de trabalho 112 (por exemplo, tubulação enrolada). A coluna de trabalho é abaixada dentro de um furo de poço 114 que pode ser revestido, forrado, parcialmente revestido, parcialmente forrado, ou furo aberto. Onde presente, a cobertura 120 ou revestimento interno pode ser permanente, recuperável, ou recuperável/reajustável, quando for necessário. O furo de poço 114 pode ser vertical, horizontal, ou ambos (por exemplo, furo de poço vertical com um ou mais furos laterais horizontais ou laterais). A ferramenta de fraturamento manipulável 190 é abaixada dentro do furo de poço 114 para o mais profundo intervalo ou zona a ser tratado (por exemplo, perfurado e/ou fraturado).

Onde desejável, uma zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 na qual está sendo feita manutenção pode ser isolada a partir de qualquer zona de formação adjacente 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 (ou seja, zonal isolação), por exemplo, por um engaxetador ou tampão, como um engaxetador mecânico ou tampão de areia. Em uma modalidade, um ou mais engaxetadores podem ser utilizados em conjunção com os métodos, sistemas, e aparelhos descritos para obter o isolamento zonal. Por exemplo, em uma modalidade, um ou mais engaxetadores apropriados podem ser colocados dentro do furo de poço, em uma modalidade, o engaxetador pode compreender um Swellpacker™, comercialmente disponível a partir de Halliburton Energy Services. Em uma modalidade adicional ou alternativa, a função do engaxetador pode ser obtida via a colocação ou ajuste de um ou mais tampões de areia ou tampões de gel altamente viscoso.

Em uma modalidade exemplificativa de um método, um engaxetador é posicionado dentro do furo de poço 114 no furo abaixo a partir da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 que é onde deve ser feita manutenção e a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é posicionada na proximidade ou substancialmente adjacente à zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 onde deve ser feita manutenção. Em uma modalidade mostrada pela figura 4D, o engaxetador 160 pode ser afixado à ferramenta de fraturamento manipulável 190. Métodos de isolamento de zonas de formação estimuladas são descritos em maior detalhe na Patente US No. 7.225.869 de Willet et al., que é incorporada aqui em sua totalidade para referência. Em uma modalidade onde um engaxetador é utilizado, o engaxetador pode ser ajustado antes da introdução da ferramenta de fraturamento manipulável 190 dentro do furo de poço 114.

A ferramenta de fraturamento manipulável 190 é atuada ou manipulada (por exemplo, via uma queda de esfera, como descrito em mais detalhe aqui) de forma que a ferramenta de fraturamento manipulável 190 seja configurada para hidrajateamento ou operações de perfuração. Em uma modalidade, um membro de obturação 180 (por exemplo, esfera) é usado para manipular a ferramenta de fraturamento manipulável 190 (por exemplo, ferramenta de hidrajateamento). A ferramenta pode ser manipulada via uma esfera, como discutido aqui com referência a qualquer uma das figuras 4A, 4B, 4C, e 4D. Por exemplo, com referência à figura 4A, a esfera é circulada para frente e para baixo na tubulação enrolada de forma que a esfera engate a sede 182 disposta dentro da ferramenta de fraturamento manipulável 190. Quando a esfera engata a sede 182, a esfera restringe o escoamento de fluido de forma que os fluidos dentro do primeiro furo de escoamento 128 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 não pode se mover além da esfera. A pressão contra a esfera é aumentada, fazendo com que os orifícios ou aberturas 199 operavelmente acoplados com a sede 182 sejam abertos. Esses orifícios ou aberturas 199 podem ser providos com bocais de hidrajateamento ou perfurações 199. Assim, na abertura dos orifícios ou aberturas, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é configurada para emitir uma corrente de alta pressão de fluido a partir da mesma via os orifícios ou aberturas 199 providos com bocais, ou seja, como uma ferramenta de hidrajateamento ou perfuração.

Com a ferramenta de fraturamento manipulável 190 configurada como uma ferramenta de hidrajateamento, as perfurações são cortadas para dentro do furo de poço 114, formação adjacente, e, onde presente, cobertura 120, pelo escoamento de fluido através da ferramenta. Fluido (por exemplo, areia de corte) a ser utilizado na formação adjacente é circulado diretamente seguindo o membro de obturação via um primeiro trajeto de escoamento (por exemplo, o primeiro furo de escoamento 128) do aparelho de manutenção de furo de poço 100. Porque a esfera obstrui o fluxo de fluido através do primeiro furo de escoamento 128 da ferramenta de fraturamento manipulável 190, os bocais de perfuração/hidrajateamento compreendem os trajetos de fluxo apenas disponíveis, permitindo assim a perfuração a alta pressão e/ou iniciação de operações de fratura. Assim, neste caso, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é configurada como uma ferramenta de perfuração ou de hidrajateamento. Perfurações são então cortadas no revestimento interno, cobertura, formação, ou combinações dos mesmos.

Os orifícios ou aberturas 199 da ferramenta de fraturamento manipulável 190 que são abertos quando configurados como uma ferramenta de hidrajateamento podem ser providos com bocais de forma que o fluido emitido a partir dos mesmos será emitido em uma pressão relativamente alta e pequeno volume.

Em seguida às operações de perfuração/hidrajateamento, o sucesso de uma operação de formação adjacente e/ou iniciação de fratura pode ser confirmado por bombeamento para dentro da tubulação, do espaço anular em tomo de a tubulação, ou ambos, assegurando assim a comunicação fluida com as perfurações e, assim, iniciação de fratura. Altemativamente, em uma modalidade, um volume de ácido pode ser bombeado de forma a assistir na iniciação de fratura.

Em seguida às operações de perfuração, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 é reconfigurada de forma que ela não mais funcione como uma ferramenta de perfuração ou de hidrajateamento. Nesta modalidade, a configuração da ferramenta de fraturamento manipulável 190 compreende circular em reverso o membro de obturação 180 e, se assim desejado, qualquer fluido de perfuração ou iniciação de fratura que permanece dentro do aparelho de manutenção de furo de poço 100. Circular em reverso o membro de obturação 180 (como mostrado pela seta de fluxo 11 na figura 4B), permite a remoção do membro de obturação 180 a partir do aparelho de manutenção de furo de poço 100. A remoção do membro de obturação 180 permite a passagem de um grande volume de fluido a uma pressão relativamente baixa a partir da ferramenta de fraturamento manipulável 190 via o primeiro furo de escoamento 128 e/ou outros orifícios ou aberturas 199 (por exemplo, orifícios ou aberturas 199 de maior tamanho e/ou permitindo um maior volume de fluxo que os orifícios de perfuração/bocais/jatos) da ferramenta de fraturamento manipulável 190 e para dentro do furo de poço 114 na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12.

Na reversão para fora do membro de obturação 180, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 cessa de ser configurada como uma ferramenta de hidrajateamento ou perfuração, em modalidades onde um engaxetador é utilizado, o membro de obturação 180 pode ser circulado em reverso para fora antes de, subsequente de, ou sem desajustar o engaxetador . Por circular em reverso para fora a esfera, um trajeto de fluxo apropriado para a emissão de fluidos de grande volume, de pressão relativamente baixa, para fora da extremidade (por exemplo, a extremidade inferior de furo abaixo) da ferramenta de fraturamento manipulável 190 é assim provido.

Uma vez quando a ferramenta de fraturamento manipulável 190 foi configurada para permitir a comunicação fluida entre a ferramenta de fraturamento manipulável 190 e uma área na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, operações de fraturamento/extensão de fratura de grande volume podem começar. Como explicado acima, um primeiro componente do fluido de fraturamento pode ser bombeado via um primeiro trajeto de fluxo (como mostrado pela seta de fluxo 12 das figuras 4C e 4D) e o segundo componente do fluido de fraturamento pode ser bombeado via um segundo trajeto de fluxo (como mostrado pela seta de fluxo 13 das figuras 4C e 4D). Aqui, o primeiro componente do fluido de fraturamento compreende uma lama carregada com material de escora concentrada e o segundo componente do fluido de fraturamento compreende um fluido não abrasivo. A lama carregada com material de escora concentrada é bombeada via o primeiro trajeto de fluxo, aqui, o furo de escoamento axial (ou seja, o primeiro furo de escoamento axial 128) da tubulação enrolada ou articulada (ou seja, o primeiro elemento de tubulação 126). A lama carregada com material de escora concentrada escoa através do furo de escoamento axial da ferramenta de fraturamento manipulável 190 e para dentro do furo de poço 114 e é emitida a partir da ferramenta de fraturamento manipulável 190 (por exemplo, via a extremidade de furo abaixo ou outra janela ou abertura de grande volume, novamente mostrada pela seta de fluxo 12 nas figuras 4C e 4D). O segundo componente do fluido de fraturamento compreende um diluente não abrasivo (por exemplo, água). O diluente não abrasivo é bombeado furo abaixo via o segundo trajeto de fluxo (por exemplo, nesta modalidade, o espaço anular entre a tubulação enrolada ou articulada (mostrada como 126) e a cobertura 120 (mostrado pela seta de fluxo 13). Altemativamente, onde o furo de poço é desprovido de cobertura, a coroa circular entre a tubulação enrolada ou articulada (mostrada como 126) e o furo de poço 114 (ou seja, aquela parte que não é ocupada pela coluna de trabalho 112 ou o aparelho de manutenção de furo de poço 100).

No furo de poço 114 próximo às perfurações que foram previamente cortadas, a lama carregada com material de escora concentrada mistura-se com diluente não abrasivo para formar o fluido de fraturamento que é bombeado para dentro da formação (como mostrado pela seta de fluxo 14 das figuras 4C e 4D). a mistura do primeiro componente do fluido de fraturamento com o segundo componente do fluido carregado com material de escora em proporções variáveis resultará em uma solução carregada com material de escora de concentrações, viscosidades, e espessuras variáveis. Assim, por variação das proporções nas quais o primeiro e segundo componentes do fluido de fraturamento são misturados furo abaixo, várias concentrações e as espessuras de lama podem ser obtidas. Como tal, a composição do fluido de fraturamento pode ser ajustada em tempo real por alteração da taxa de fluxo e/ou pressão com as quais ou o primeiro componente ou o segundo componente é introduzido.

A mistura do fluido de fraturamento irá ocorrer na área do furo de poço 114 na proximidade da zona de formação fraturada 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, dentro da qual o fluido de fraturamento será introduzido (novamente, como mostrado pela seta de fluxo 14 das figuras 4C e 4D). À medida que a_s fraturas se formam ou são estendidas, o fluido de fraturamento se move a partir do furo de poço 114 para dentro das fraturas. Pode ser desejável variar a viscosidade do fluido de fraturamento ou a concentração do material de escora com o fluido de fraturamento à medida que a operação de fraturamento progride. Por exemplo, quando o fraturamento é iniciado, é comum bombear uma viscosidade mais baixa, fluido de fraturação de concentração de maternal de escora mais baixa, chamado um estágio de “preenchimento”. Os métodos e sistemas atuais provêem alterações em tempo real para a viscosidade e concentração de fluido de fraturamento à medida que a operação de fraturamento progride. Ainda, durante a operação de fraturamento, a coluna de fluido inteira dentro do primeiro furo de escoamento 128 não precisa ser cheia com lama com material de escora concentrada. É somente necessário que uma porção de furo abaixo do primeiro furo de escoamento 128 esteja cheia com a lama de material de escora concentrada; o resto do primeiro Furo de escoamento 128 pode ser cheio com qualquer fluido apropriado. Assim., os presentes métodos abrandam alguma da natureza intensiva em termos de capital de operações de fraturamento por necessitar uma quantidade relativamente pequena de lama carregada com material de escora e por tozrnar possível o uso posterior de uma porção não usada da solução de materia_l de escora concentrada sem a necessidade de armazenamento e transporte de grandes volumes de fluido tratado.

Na completação do fraturamento (por exemplo,, quando uma fratura do comprimento desejado foi formada ou entendida), o bombeairaento é paralisado e a zona que acabou de ser fraturada é isolada a partir de uma zona a montante por colocação de um tampão de areia ou engaxetador. Em uma modalidade, a colocação de tal tampão de areia ou engaxetador pode ser realizada por fornecimento de um volume de areia (por exemplo, material de escora) via a ferramenta de fraturamento manipulável 190. Quando as operações (por exemplo, perfuração e/ou fraturamento) em uma dada fraturamento zona 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 foram completadas, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 e o aparelho de manutenção de furo de poço 100 podem ser empregados para bombear um fluido de isolamento (por exemplo, um tampão de areia) para dentro da fratura resultante. Em uma modalidade, uma lama de areia concentrada é bombeada para baixo no furo de escoamento 128 da tubulação para formar um tampão de areia, isolando assim as formações zonais abaixo da coluna de ferramenta. Altemativamente, um tampão mecânico (por exemplo, engaxetador) pode ser colocado (por exemplo, desativado, reajustado) para isolar a zona que acabou de ser fraturada. Por exemplo, um engaxetador pode ser ajustado antes da iniciação da formação adjacente. O engaxetador pode ser desativado em algum ponto em seguida à conclusão da operação de fraturamento e reajustado em um local diferente no furo de poço.

A coluna de trabalho 112 e ferramenta de fraturamento manipulável 190 são então movidas para cima no furo para a próxima zona de formação 2, 4, 6, 8, ou 10 e o processo repetido até todas as zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 ter sido tratadas. A ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode ser realocada para próximo de outra zona de formação 2, 4, 6, 8, ou 10, para a qual as operações são desejadas. Não é necessário remover a ferramenta de fraturamento manipulável 190 a partir do furo de poço 114 em qualquer ponto durante as operações normais, diminuindo assim o tempo e dispêndios que poderíam de outra maneira ser associados com as operações de perfuração e de manutenção de furo de poço. O processo pode então ser repetido a cada intervalo para o qual o fraturamento é desejado.

Na conclusão da operação de fraturamento, qualquer da lama de material de escora concentrada que permanece dentro do primeiro furo de escoamento axial 128 pode ser circulada em reverso para a superfície 104 e colocada ao lado para o uso posterior.

Em uma modalidade adicional ou alternativa mostrada nas figuras 4A, 4B, e 4C, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 pode compreender um “conector com aberturas 191” compreendendo um comprimento de tubulação tendo uma ou mais aberturas 191 A. O “conector com aberturas” 191 pode ser operável para obter a reversão para fora do membro de obturação 180, como é mostrado pela seta de fluxo 11 na figura 4B. O “conector com aberturas” 191 pode também ser operável na remoção de excesso de material de escora (que pode ter se depositado sobre o engaxetador) a partir de dentro de um furo de poço 114 depois do tratamento de fraturamento, de forma que o engaxetador possa ser desativado e movido. Na remoção de membro de obturação 180, a uma ou mais aberturas 191 podem prover um trajeto de escoamento de grande volume (por exemplo, um trajeto de fluxo que provê um volume mais alto de fluidos e/ou pressões mais baixas que o fluxo de fluido através dos orifícios 199), pelo que grandes volumes de fluido concentrado pode ser bombeado para baixo no furo de escoamento 128, através das aberturas 191 (e opcionalmente adicionalmente/parcialmente através dos orifícios 199), e para dentro das perfurações adjacentes de furo de poço 175. Tal fluido concentrado pode se misturar com um fluido diluente bombeado para baixo na coroa circular 176, e formar assim um fluido de manutenção (por exemplo, fluido de fraturamento) que pode entrar nas perfurações 175 e iniciar e/ou estender fraturas para dentro da formação, por exemplo, para depositar material de escora na mesma.

EXEMPLO 2

Com referência às figuras 2, 7A, e 7B, em uma modalidade, a ferramenta de fraturamento manipulável 190 compreende uma ou mais luvas de estimulação dispostas dentro da cobertura 120. A cobertura 120 pode correr para dentro do furo de poço 114 de forma que as luvas de estimulação dispostas ao longo da cobertura 120 serão posicionadas substancialmente adjacentes aos, ou alinhadas com, os intervalos ou zonas (por exemplo, as zonas 2, 4, 6, 8, 10, ou 12) a serem tratados (por exemplo, fraturados).

Uma pluralidade de conjuntos de luva de estimulação 192 pode ser integrada dentro da cobertura, e dispositivos de isolamento (por exemplo, engaxetadores, como engaxetadores mecânicos ou engaxetadores intumescíveis) são posicionados entre cada luva de estimulação para formar zonas de estimulação, por exemplo, como mostrado pela pluralidade de ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 na figura 1 e pelos engaxetadores 160 da figura 7B. O conjunto de luva de estimulação é introduzido dentro do furo de poço 114 e alinhado com os intervalos ou zonas (por exemplo, zonas 2, 4, 6, 8, 10, ou 12) a serem tratados (por exemplo, fraturados). Cada conjunto de luva de estimulação 192 pode compreender uma luva deslizante 190A compreendendo um ou mais orifícios da luva deslizante 199 A. pelo movimento da luva deslizante 190A em relação à cobertura 120, os orifícios da luva deslizante 199A podem ser seletivamente alinhados com, ou desalinhados com, os orifícios ou aberturas 199. Quando os orifícios 199A e 199 estão alinhados, um trajeto de escoamento de fluido através dos orifícios alinhados 199 e 199A para a zona de formação próxima 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 será provido; quando desalinhados, um trajeto de escoamento de fluido para a zona de formação próxima 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 será restrito. Um conduto de escoamento adicional (por exemplo, tubulação enrolada ou articulada, que em algumas modalidades pode ter uma ferramenta de deslocamento mecânica 300 afixada à mesma) pode ser abaixado dentro da cobertura 120.

Com referência novamente à figura 7A, uma ferramenta de deslocamento mecânica 300, que pode ser acoplada à extremidade de fiiro abaixo de um primeiro elemento de tubulação 126 (por exemplo, tubulação enrolada), é inserida na cobertura 120 e é posicionada próximo ao conjunto de luva de estimulação 192 a ser atuado (por exemplo, aquele que está próximo ou adjacente a uma zona de formação 4, 6, 8, 10, ou 12, para a qual operações de manutenção são desejadas:). Uma esfera 180 (ou seja, um membro de obturação) é circulada diretamente, para baixo no primeiro elemento de tubulação 126 até a esfera engatar a sede de esfera 182 dentro da ferramenta de deslocamento mecânica 300. Depois de a esfera ter chegado à sede 182, um aumento na pressão atrav~és da ferramenta de deslocamento mecânica 300 irá atuar a ferramenta de deslocamento mecânica 300, fazendo com que a ferramenta de deslocamento mecânica 300 engate a luva deslizante 190A do conjunto de luva de estimulação 192, ao qual a ferramenta de deslocamento mecânica 300 está próxima (ou seja, as “linguetas” da ferramenta de deslocamento mecânica 300 se estenderão, engatando assim a luva deslizante 190A). A ferramenta de deslocamento mecânica 300 pode então ser usada para alinhar ou desalintiar os orifícios ou aberturas 199 do conjunto de estimulação 192 e os orifícios da luva deslizante 199A, provendo ou restringindo assim um trajeto de flux_o para a zona de formação adjacente 2, 4, 6, 8, 10, ou 12.

Com a ferramenta de deslocamento mecânica 300 engatando a luva deslizante 190A, o primeiro elemento de tubulação 126 será operativamente acoplado à luva deslocada mecanicamente. Quando a ferramenta de deslocamento mecânica 3i 00 é assim acoplada à luva deslizante 190A, o movimento do primeiro elemento de tubulação 126 em relação à cobertura 120 (dentro do qual a luva deslizante 190A é disposta) irá mover a luva deslizante 190A. Pelo movimento «ia luva deslizante 190A, a posição dos orifícios da luva deslizante 199A pode ser alterada em relação aos orifícios ou aberturas 199 (ou seja, os orifícios da Zluva deslizante podem ser movidos de forma a se alinharem com, ou não se aLinharem com, os orifícios ou aberturas 199A). Assim, com os orifícios da luva deslizante 199A e os orifícios ou aberturas 199 alinhados, a zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 é descrita. O membro de obturação 180 pode então ser circulado ao reverso e removido.

Em algumas modalidades, uma ou mais perfurações 175 ou iniciações de fratura podem ser formadas na zona de formação adjacente 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Para formar tal perfuração, fluido concentrado de perfuração (por exemplo, areia de corte) é bombeado para baixo no primeiro trajeto de fluxo, nesta modalidade, o furo de escoamento axial 128. O fluido concentrado de perfuração pode sair da ferramenta via os orifícios alinhados (ou seja, abertos) 199 e 199A. Em uma modalidade, retro pressão é mantida sobre o fluido contido dentro do espaço anular entre a cobertura 120 e o primeiro elemento de tubulação 126 de forma que o fluido concentrado seja emitido a partir dos orifícios em uma forma concentrada. Altemativamente, um diluente (por exemplo, água ou outro fluido menos abrasivo) pode ser bombeado para baixo na coroa circular entre a cobertura 120 e o primeiro elemento de tubulação 126. O fluido concentrado de perfuração irá se misturar com o fluido não abrasivo no furo abaixo, na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 a ser perfurada e será emitido a partir da ferramenta via os orifícios alinhados (ou seja, abertos) 199 e 199A. Os orifícios a partir dos quais o fluido é emitido 199 ou 199A podem configurados de forma que o fluido será emitido a uma pressão suficiente para degradar a zona de formação próxima 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Por exemplo, os orifícios 199 ou 199A podem ser providos com bocais (por exemplo, bocais de perfuração ou de hidrajateamento).

Em uma modalidade, os bocais podem ser corroídos de forma que, à medida que fluido seja emitido a partir dos bocais, os bocais serão corroídos. Assim, quando os bocais são corroídos, os orifícios alinhados 199 e 199A serão operáveis para fornecer um volume de fluido relativamente maior e/ou a uma pressão menor que poderíam ser necessários para a perfuração (por exemplo, como podería ser desejável nas operações de fraturamento subsequentes). Em outras palavras, à medida que o bocal se corrói, fluido saindo dos orifícios apresenta uma transição da perfuração e/ou fraturas de iniciação na formação para expansão e/ou propagação de fraturas ma formação.

Em outra modalidade, em seguida à completação de operaçõ-es de perfuração, o membro de obturação 180 (ou seja, uma esfera) pode s er reintroduzido no primeiro elemento de tubulação 126 de forma que o membro de obturação 180 re-engata a sede 182 e novamente atua a ferramenta de deslocamento mecânica 300, fazendo assim com que a ferramenta de deslocamento mecânica 300 to engatar a luva deslizante 190A. Novamente, a ferramenta de deslocamento mecânica 300 será operavelmente acoplada à luva deslizante 190A de forma que outra combinação de orifícios da luv^a deslizante 199A e orifícios ou aberturas 199 pode ser alinhada, provendo assim o fornecimento de um volume de fluido relativamente maior e/ou a uma pressão menor que poderiam ser necessários para a perfuração (por exemplo-, como poderiam ser desejáveis em subsequentes operações de fraturamento). Em outras palavras, a luva deslizante 190A pode ser reposicionada de formai que orifícios, aberturas, ou janelas adicionais e/ou maiores são providas para_ permitir que um volume de líquido maior seja bombeado para dentro da formação, iniciando, expandindo, e/ou propagando assim as fraturas na formação.

Para fraturar a formação, a lama com material de escora concentrada é bombeada para baixo no furo de escoamento 128 do conduto de fluxo adicional (por exemplo, dentro da tubulação enrolada) simultaneamente com o bombeamento um fluido diluente (por exemplo, água) para baixo na coroa circular entre o conduto de fluxo adicional (por exemplo, tubulação enrolada 126) e a cobertura 120. A lama de material de escora concentrada sai da tubulação enrolada (por exemplo, via orifícios de fluxo na ferramenta de deslocamento mecânica 300) e mistura-se com o fluido diluente na proximidade das perfurações e zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 a ser fraturada. O fluido de fraturamento misturado passa através da luva (que pode ter sido também manipulada para abrir os orifícios de fluxo adicionais ou alternativos para aumentar as taxas de fluxo através dos mesmos, por exemplo, orifícios de grande volume) e é forçado para dentro da formação 102 via o bombeamento continuado em pressões suficientes para formar e estender as fraturas na formação 102. À medida que as fraturas se formam ou são estendidas, o fluido de fraturamento se move a partir do furo de poço 114 para dentro das fraturas formado na formação 102. A viscosidade ou a concentração de material de escora do fluido de fraturamento compósito pode ser variada à medida que a operação de fraturamento progride.

Na completação do fraturamento, o bombeamento é paralisado e a zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 que acabou de ser fraturada é isolada a partir de uma zona a montante por fechamento da luva de estimulação. Depois que uma primeira zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 foi fraturada, o membro de obturação 180 (ou seja, uma esfera) pode ser reintroduzido no primeiro elemento de tubulação 126 de forma que o membro de obturação 180 re-engata a sede 182 e novamente atua a ferramenta de deslocamento mecânica 300, fazendo assim com que a ferramenta de deslocamento mecânica 300 engate a luva deslizante 190A. Novamente, com a ferramenta de deslocamento mecânica 300 será operavelmente acoplada à luva deslizante 190A de forma que os orifícios da luva deslizante 199A podem ser desalinhados a partir dos orifícios ou aberturas 199 (por exemplo, fechados). A próxima zona acima do furo pode então ser tratada (por exemplo, pelo movimento da tubulação enrolada para cima juntamente com a ferramenta de deslocamento mecânica e abrindo a próxima luva de estimulação) e o processo é repetido até que todas as zonas tenham sido tratadas. O primeiro elemento de tubulação 126, ao qual a ferramenta de deslocamento mecânica 300 é conectada, pode ser reposicionado de forma que a ferramenta de deslocamento mecânica 300 está então próxima de uma segunda luva deslizante 190A e o processo é repetido.

EXEMPLO 3

Com referência às figuras 1, 5A, 5B, e 5C, uma esfera pode ser usada para manipular a luva de estimulação, referida aqui como uma luva de queda de esfera. Em uma modalidade, a luva de queda de esfera é integral com o primeiro elemento de tubulação 126, que pode compreender tubulação enrolada, tubulação articulada, ou cobertura 120. As luvas de queda de esfera são posicionadas na proximidade das zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12, para as quais a manutenção é desejada.

Em seguida, uma esfera (ou seja, um membro de obturação) 180 é circulada diretamente para baixo no primeiro elemento de tubulação 126 até a esfera 180 engatar a sede de esfera 182 dentro da luva de queda de esfera 193. Quando a esfera 180 engata a sede 182 com força suficiente (ou seja, a pressão contra a esfera 180 é suficiente), a luva deslizante 190A deslizará de forma que os orifícios da luva deslizante 199A se alinharão com os orifícios ou aberturas 199A e fluido irá fluir através dos orifícios alinhados 199 e 199 A. em uma modalidade, a luva deslizante pode ser mantida na posição fechada (ou seja, com os orifícios 199 e 199A desalinhados, como mostrado pela figura 5B) por uma mola ou mecanismo similar (ou seja, tensionada). Onde os orifícios 199 e 199A são desalinhados e a esfera 180 não obstrui a passagem, fluido irá fluir através do furo de escoamento axial 128 de ferramenta de fraturamento manipulável (como mostrado pela seta de fluxo 21 na figura 5B). Quando a esfera 180 é introduzida e engata a sede 182, a força aplica contra a esfera 180 engatando a sede 182 deve ser suficiente para superar a força exercida na direção oposta pelo mecanismo de tensionamento (por exemplo, mola) para os orifícios 199 e 199A se alinharem.

Em uma modalidade alternativa, a esfera 180 engatando a sede de esfera 182 atua uma luva deslizante 190A para alinhar e/ou expor um ou mais bocais de jateamento ou orifícios de fluxo 199 ou 199A. Em uma modalidade, os bocais de jateamento ou orifícios de fluxo 199 ou 199A pode ser providos com bocais corrosíveis. Um fluido de baixo volume, de alta pressão, pode então ser emitido a partir dos orifícios 199 ou 199A de forma a perfurar ou “hidrojatear” (como mostrado pela seta de fluxo 20 da figura 5A) e formar perfurações 175 e/ou iniciar/propagar uma ou mais fraturas na formação. A medida que a operação de perfuração ou hidrajateamento é realizada, os bocais podem ser corroídos, permitindo que um fluido de maior volume, menor pressão, seja emitido a partir dos orifícios 199 ou 199 A.

Em seguida, uma lama carregada com material de escora concentrada é bombeada para baixo no primeiro trajeto de fluxo (por exemplo, o furo de escoamento axial 128), enquanto um diluente não abrasivo (por exemplo, água) é bombeado para baixo no segundo trajeto de fluxo (por exemplo, o espaço anular 176 não ocupado pelo aparelho que serve o furo de poço 100 ou a coluna de trabalho 112). A lama de material de escora concentrada (mostrada pela seta de fluxo 22 da figura 5C) irá se misturar com o fluido não abrasivo (mostrado pela seta de fluxo 24) no furo abaixo, na proximidade da zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 da fratura. O fluido de fraturamento composite misturado é introduzido na formação 102 (mostrada pela seta de fluxo 23). Os componentes de fluido de fraturamento são bombeados no furo abaixo, aumentando assim a pressão até que a pressão de iniciação de fratura seja atingida e uma fratura ou comece a se formar ou seja estendida. A medida que a fratura se forma ou é estendida, o fluido de fraturamento se move a partir do furo de poço 114 para dentro das fraturas. A viscosidade ou concentração de material de escora do fluido de fraturamento composite pode ser variada à medida que uma operação de fraturamento progride. Depois que uma primeira zona de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 foi fraturada, a esfera 180 pode ou não pode ser removida.

Onde múltiplas luvas de queda de esfera 193 dispostas dentro de múltiplas ferramentas de fraturamento manipuláveis 190 foram introduzidas no furo de poço 114 e posicionadas na proximidade das zonas de formação 2, 4, 6, 8, 10, ou 12 a serem fraturadas, as operações podem agora começar como a segunda zona de formação a mais no furo abaixo 2, 4, 6, 8, 10, ou 12. Por exemplo, como mostrado na figura 6, as várias luvas de queda de esfera 193 podem ter sedes 182 de tamanhos diferentes. Particularmente, as mais no furo abaixo das luvas de queda de esfera 193 serão configuradas para engatar na esfera de menor diâmetro 180, enquanto aquelas luvas de queda de esfera 193 posicionadas acima da mesma engatarão somente as esferas progressivamente maiores 180. Ou seja, a luva de queda de esfera a mais profunda 193 engatará a esfera de menor diâmetro 180; a segunda luva de esfera mais profunda 193 engatará a segunda esfera de menor diâmetro 180, mas nem toda a esfera mínima, e assim por diante. Assim, uma esfera 180 de um dado diâmetro introduzida no elemento de tubulação e bombeada no furo abaixo passará através de e além de todas das luvas de queda de esfera 193 que são mais rasas que a luva de queda de esfera 193, que esta esfera 180 deve engatar.

Embora modalidades da descrição tenham sido mostradas e descritas, modificações das mesmas podem ser feitas por uma pessoa especializada na técnica sem fugir do espírito e ensinamentos da descrição. As modalidades descritas aqui são somente exemplificativas, e não são destinadas a serem limitativas. Muitas variações e modificações da descrição descrita aqui são possíveis e estão dentro do escopo da descrição. Onde faixas numéricas ou limitações são expressamente mencionadas, tais faixas expressas ou limitações devem ser entendidas incluindo faixas iterativas ou limitações de mesma magnitude que caem dentro das faixas ou limitações expressamente mencionadas (por exemplo, desde em tomo de 1 até em tomo de 10 inclui, 2, 3, 4, etc.; maior que 0,10 inclui 0,11, 0,12, 0,13, etc.). Por exemplo, quando uma faixa numérica com um limite inferior R_L, e um limite superior Ru, é descrita, qualquer número que cai dentro da faixa é especificamente antecipada. Em particular, os seguintes números dentro da faixa são especificamente revelados: R=R_L +k* (Ru-R_L), onde k é uma variável variando de 1 por cento a 100 por cento com um incremento de 1 por cento, ou seja, k é 1 por cento, 2 por cento, 3 por cento, 4 por cento, 5 por cento,... 50 por cento, 51 por cento, 52 por cento, 95 por cento, 96 por cento, 97 por cento, 98 por cento, 99 por cento, ou 100 por cento. Além disso, qualquer faixa numérica definida por dois números R, como definidos acima, é também especificamente revelada. O uso do termo “opcionalmente” com relação a qualquer elemento da reivindicação é destinado a significar que o elemento é exigido, ou altemativamente, não é exigido. Ambas as alternativas são pretendidas estarem dentro do escopo da reivindicação. O uso de termos mais amplos, tais como compreende, inclui, tendo, etc. deve ser entendido provendo suporte para termos mais restritos, tais como consistindo de, consistindo essencialmente de compreendido substancialmente de, etc.

Por conseguinte, o escopo de proteção não é limitado pela descrição descrita acima, mas é somente limitado pelas reivindicações que seguem, este escopo incluindo todos os equivalentes da matéria das reivindicações. Cada uma e toda reivindicação é incorporada na descrição como uma modalidade da presente descrição. Assim, as reivindicações são outra descrição e são uma adição às modalidades da presente descrição. A discussão de uma referência na Descrição da técnica Pertinente não é uma aceitação que ela seja técnica anterior para a presente descrição, especialmente qualquer referência que pode ter uma data de publicação posterior à data de prioridade deste pedido. As descrições de todas as patentes, pedidos de patente, e publicações citadas aqui são incorporadas aqui para referência, até a extensão em que elas provêem detalhes exemplificativos, procedimentais, ou outros detalhes suplementares àqueles aqui descritos.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método de manutenção de um furo de poço, caracterizado pelo fato de compreender:

inserir um primeiro elemento de tubulação tendo um furo de escoamento para dentro do furo de poço, em que uma ferramenta de fraturamento manipulável, ou um componente da mesma, é acoplada ao primeiro elemento de tubulação e em que a ferramenta de fraturamento manipulável compreende um ou mais orifícios configurados para alterar um fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável;

posicionar a ferramenta de fraturamento manipulável para próximo de uma zona de formação a ser fraturada;

manipular a ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer comunicação fluida entre o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o furo de poço;

introduzir um primeiro componente de um fluido compósito para dentro do furo de poço via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação;

introduzir um segundo componente do fluido compósito para dentro do furo de poço via um espaço anular formado pelo primeiro elemento de tubulação e o furo de poço;

misturar o primeiro componente do fluido compósito com o segundo componente do fluido compósito dentro do furo de poço; e fazer com que uma fratura se forme ou seja estendida dentro da zona de formação.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de fraturamento manipulável é manipulada hidraulicamente, pneumaticamente, magneticamente, eletronicamente, eletricamente, mecanicamente, ou qualquer combinação dos mesmos para alterar o fluxo de fluido através do um ou mais orifícios.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que manipular a ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer comunicação fluida compreende:

introduzir um membro de obturação no primeiro elemento de tubulação; e circular diretamente o membro de obturação de forma que o membro de obturação engate uma estrutura de obturação.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que pelo menos um orifício da ferramenta de fraturamento manipulável compreende um bocal de hidrajateamento, em que o engate do membro de obturação opera para direcionar fluxo de fluido através do bocal de hidrajateamento.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o fluxo de fluido através do bocal de hidrajateamento é suficiente para degradar um revestimento interno, uma cobertura, a zona de formação, ou combinações dos mesmos.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o fluxo de fluido através do bocal de hidrajateamento é suficiente para iniciar uma fratura na zona de formação.
7. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente circular em reverso o membro de obturação para desengatar o membro de obturação a partir da estrutura de obturação, em que o desengate do membro de obturação opera para restringir fluxo de fluido através dos bocais de hidrajateamento e para prover um trajeto de fluxo de grande volume para emissão de fluido a partir da ferramenta para dentro do furo de poço.
8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o fluido emitido a partir da ferramenta é utilizado para iniciar uma fratura ou estender uma fratura na zona de formação.
9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreender adicionalrnente:

introduzir a componente de ácido concentrado via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação; e introduzir um diluente via o espaço anular formado entre o primeiro elemento de tubulação e o fiiro de poço, em que uma solução de acidificação é formada dentro do fiiro de poço na proximidade da zona de formação para efetuar uma operação de acidificação.
10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalrnente::

introduzir um componente de fluido de isolamento concentrado via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação; e introduzir um diluente via o espaço anular formado entre o primeiro elemento de tubulação e o fiiro de poço, em que um fluido de isolamento é formado dentro do fiiro de poço na proximidade da zona de formação a ser isolada.
11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalrnente::

introduzir um fluido carregado com material de escora concentrado via o fiiro de escoamento do primeiro elemento de tubulação; e introduzir um diluente via o espaço anular formado entre o primeiro elemento de tubulação e o fiiro de poço, em que um fluido de fraturamento é formado dentro do furo de poço na proximidade da zona de formação a ser isolada.
12. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que pelo menos um orifício da ferramenta de fraturamento manipulável é um orifício de grande volume, e em que o engate do membro de obturação opera para direcionar um fluxo de fluido através do orifício de grande volume.
13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de deslocamento é afixada ao primeiro elemento de tubulação, e compreendendo adicionaímente:

posicionar a ferramenta de deslocamento nsa proximidade da formação a ser fraturada; e atuar a ferramenta de deslocamento de forma, que a atuação da ferramenta de deslocamento engate e manipula outro componente da ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer co municação fluida entre o furo de escoamento do primeiro elemento de tubul ação e o furo de poço.
14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que atuar a ferramenta de deslocamento compree nde:

introduzir um membro de obturação no primeiro elemento de tubulação;

circular diretamente o membro de obturação de forma que o membro de obturação engate uma estrutura de obturação; e aplicar suficiente pressão de forma que o membro de obturação pressione contra a estrutura de obturação com força suficiente para fazer com que a ferramenta de deslocamento engate e atue a ferramenta de fraturamento manipulável.
15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que atuar a ferramenta de deslocamento compre-ende fazer com que a ferramenta de deslocamento engate a ferramenta de fraturamento manipulável hidraulicamente, mecanicamente, pneumaticamente, eletronicamente, eletricamente, magneticamente ou por qualquer combinação dos mesmos.
16. Método de acordo com a reivindicação 1Z, caracterizado pelo fato de compreender adicionaímente remover o membro de obturação por circular em reverso o membro de obturação.
17. Aparelho de manutenção de furo de poço, caracterizado pelo fato de que compreende:

uma ferramenta de fraturamento manipulável compreendendo:

pelo menos um trajeto de fluxo axial;

pelo menos um primeiro e um segundo orifícios atuáveis;

em que a ferramenta é configurável para prover um fluxo de fluido através do primeiro orifício atuável para dentro do furo de poço circunvizinho para degradar um revestimento interno, uma cobertura, uma zona de formação, ou combinações dos mesmos, e em que a ferramenta é configurável para prover um fluxo de fluido através do segundo orifício atuável para dentro do furo de poço circunvizinho para iniciar ou estender fraturas na zona de formação.
18. Método de manutenção de um furo de poço, caracterizado pelo fato de compreender:

inserir uma cobertura tendo um furo de escoamento para dentro do furo de poço, em que uma pluralidade de ferramentas de fraturamento manipuláveis é acoplada à cobertura e em que as ferramentas de fraturamento manipuláveis compreendem um ou mais orifícios configurados para alterar um fluxo de fluido através da ferramenta de fraturamento manipulável;

posicionar as ferramentas de fraturamento manipuláveis para próximo de zonas na formação a ser fraturada;

inserir um primeiro elemento de tubulação dentro da cobertura, em que a ferramenta de deslocamento é afixada ao primeiro elemento de tubulação;

posicionar a ferramenta de deslocamento para próximo de pelo menos uma das ferramentas de fraturamento manipuláveis;

atuar a ferramenta de deslocamento de forma que a atuação da ferramenta de deslocamento engate e manipula a ferramenta de fraturamento manipulável para estabelecer comunicação fluida entre o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o furo de poço;

introduzir um primeiro componente de um fluido compósito para dentro do furo de poço via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação e o um ou mais orifícios introduzir um segunde» componente do fluido compósito para dentro do furo de poço via um espaço anular formado pelo primeiro elemento de tubulação e a cobertura;

misturar o primeiro componente do fluido compósito com o segundo componente do fluido compósito dentro do furo de poço; e fazer com que uma fra_tura se forme ou seja estendida dentro da formação.
19. Aparelho de manutenção de furo de poço de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o primeiro elemento de tubulação compreende um trajeto de fluxo axial dividido em dois ou mais trajetos de fluxo separados.
20. Ferramenta de fraturamento manipulável de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente:

uma placa defletora;

uma sede de um membro de obturação;

uma válvula de retenção de indexação;

ou combinações das meszmas, em que a placa defletora., a sede de membro de obturação, a válvula de retenção de indexação, ou combinação das mesmas é configurada para engatar um membro de obturação introduzido via o furo de escoamento do primeiro elemento de tubulação, e em que o engate do membro de obturação atua a ferramenta de deslocamento.
21. Método de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente isolar as zonas na formação.
22. Método de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que as zonas na formação são isoladas via engaxetadores

5 intumescíveis dispostos em tomo da cobertura entre cada uma da pluralidade de ferramentas de fraturamento manipuláveis.