SISTEMA Y MÉTODO PARA PRODUCIR FLUIDOS DE UNA FORMACIÓN SUBTERRÁNEA
CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona al equipo y técnicas para producir fluidos de una formación subterránea. Más particularmente, esta invención se relaciona a técnicas mejoradas para utilizar múltiples pozos para recuperar petróleo u otros fluidos de formación en una manera más eficiente que si los fluidos fueran recuperados de cada pozo individual . ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El petróleo típicamente se recupera de pozos individuales, que incluyen pozos que son bombeados con una bomba en el fondo de la perforación accionada por una cadena de varilla. Los problemas con la tecnología convencional para recuperar hidrocarburos subterráneos incluyen zonas explotables lenticulares que son relativamente pequeñas y heterogéneas y situaciones donde la calidad de la reserva en los yacimientos de arena adyacentes dirigidos para una etapa de fractura sola varían considerablemente. El agotamiento de presión puede ser más alto en una zona, y las metodologías de estimulación de fractura pueden ser ineficientes y grandemente inefectivas debido a que las etapas de fracturación que dirigen los yacimientos múltiples pueden viajar en un intervalo solo con el agotamiento más a] o y el
gradiente de fractura mas bajo. Aun en situaciones donde la calidad de la reserva y presión en los yacimientos de arena adyacentes dirigidos para una etapa de fractura sola son similares, métodos actuales pueden producir semilongitudes de fractura limitadas en una zona sola y dejan muchas zonas bajo-estimuladas debido a las restricciones de la proporción de bombeo y viscosidad del fluido para evitar el exceso de crecimiento de altura de f acturación . La evaluación petrofísica de los análisis de registro varía considerablemente debido a las variaciones en la litología, salinidades de agua variables y extremadamente bajas, y perfiles de invasión de fluido desconocidos. Muchos pozos se encuentran producción delgada de aguijones de arena con un espesor promedio de 5 a 20 pies, caso en el que no es práctico para completar todo de las zonas debido a la necesidad por la estimulación de fractura. Muchas zonas delgadas se consideran muy marginales para perforar y estimular . Los pozos deben ser sustancialmente verticales si se utilizan sistemas ascensores de bomba de balancín, de modo que las áreas de campo con carreteras de acceso difLCiJes y problemas de ubicación no pueden ser económicamente explotadas. Por otra parte, no existe manera efectiva para probar la productividad del petróleo y agua por zona aun produciendo con un sistema ascensor de bomba de balancín. La
deposición de parafina es problemática durante la Case de producción, existe una necesidad para reducir el desarrollo y costos de elevación para la producción efectiva. El desarrollo mar adentro o de tierra donde las restricciones de superficie no permiten una densidad alta de desarrollo de pozo no son prácticas debido a la necesidad por un sistema ascensor artificial de bomba de balancín dedicado. Los tiempos de completación significantes son requeridos para la prueba de limpieza y simulación de fractura utilizando tubería unida. Los tratamientos de fracturación también pueden ser problemáticos sobre la completación inicia] debido a que las propiedades de la roca de la arena y esquistos son similares . Varias técnicas se han desarrollado para incrementar la recuperación de petróleo y otros fluidos subterráneos que utilizan un arreglo cooperativo entre los pozos. En algunas aplicaciones, el agua, gas natural, nitrógeno, dióxido de carbono, vapor u otro fluido pueden ser inyectados en un pozo de modo que el petróleo se dirige hacia un pozo de producción espaciado del primer pozo. En los casos donde la inyección de agua secundaria aumenta el mecanismo accionador de gas, los sistemas ascensores artificiales de volumen alto son comúnmente empleados en la fase de producción. El impulso del gas de solución es el mecanismo accionador primario típico en tales depósitos
compartimentalizados, relativamente pequeños. La recuperación secundaria con inyección de agua de un pozo y la recuperación de otro pozo para el mantenimiento de presión y barrido generalmente son ineficientes debido a las variabilidades de las propiedades de roca y continuidad desconocida de yacimientos de arena entre los pozos. La inyección de agua en los pozos de compensación que dirigen las zonas específicas para el mantenimiento de presión y barrido de petróleo generalmente no permiten al operador conocer si el agua inyectada tiene penetración prematura experimentada en la zona de producción, puesto que todas las zonas se mezclan y únicamente el agua total y las proporciones de agua se miden. En otras aplicaciones, un pozo solo se perfora desde la superficie, y los pozos horizontales y laterales múltiples se extienden desde el pozo vertical para maximizar la recuperación de petróleo del pozo. Varios problemas sin embargo existen con respecto a los procedimientos de la técnica previa para utilizar la tecnología existente para recuperar fluidos de formación. Los agujeros se perforan, se registran, y se prueban convencionalmente para identificar los aguijones de arena para completación . Las zonas explotables también se pueden seleccionar en parte basadas en la cartografía geológica, secciones transversales y análisis tanto petrofísico como de fluido. Generalmente, un revestimiento de producción se coloca con cemento para cubrir
la zona de arena o esquisto completa, y todas las zonas que son probadas se perforan o se facturan con un perforador de entubado. El uso de la tubería de producción con tapones de detención o montajes obturadores adecuados para aislar las zonas específicas para la prueba de limpieza involucra el tiempo de instalación costoso. Muchas veces, el cemento, agua, o zonas de gas se deben inyectar a presión, y ] a arena en el pozo debe ser limpiada y una prueba de limpieza nuevamente se realiza, lo cual es también el tiempo de instalación intensivo y costoso. El tiempo de instalación adicional se utiliza para fracturar o estimular una zona sola o grupos de aguijones que utilizan etapas de fracturación múltiples. Las zonas de cemento típicamente se inyectan a presión de agua de exceso si la zona reduce significantemente la producción de otros pozos. Las bombas de balancín grandes típicamente se utilizan para la elevación artificial para bombear el petróleo a la superficie, y los pozos típicamente se alteran con operaciones que involucran pruebas de limpieza, cementación inyectada a presión, u operaciones de recompletación . La inhabilidad para probar el influjo de producción de las zonas específicas durante el modo de producción también es un problema puesto que todas las zonas típicamente se mezclan y se producen con sistemas ascensores de bomba de balancín. La deposición de parafina sobre las barras y tubería en los pozos de producción es un problema
significante puesto que el petróleo producido se mueve lentamente hacia la superficie, y se enfría conforme este viaja hacia arriba en el pozo. Costos de operación altos así resultan de las técnicas del arte previo y equipo para recuperar los fluidos de reformación subterráneos. Se encuentran comúnmente un número de retos cuando usan un procedimiento de explotación actual, que incluye: Los tiempos de completación significantes son requeridos para la prueba de limpieza y estimulación de fractura utilizando tubería unida . • Las zonas explotables lenticulares frecuentemente son relativamente pequeñas en tamaño con propiedades de roca heterogéneas y así las compañías requieren el desarrollo de tales reservas para perforar pozos sobre espacios de pozo muy pequeños. Las densidades de pozo altas frecuentemente son requeridas para explotar la multitud de yacimientos de arena relativamente pequeños o compartimientos de depósito que pueden ser muy costosos. Cuando se observa en el agregado, los depósitos apilados múltiples pueden contener petróleo significante en el lugar, pero cuando únicamente un compartimiento de depósito solo
se completa para la producción, el desarrollo puede ser antieconómico. El desarrollo mar adentro o de tierra donde las restricciones de superficie no permiten una densidad alta de 5 desarrollo del pozo no es práctico debido a la necesidad por un sistema ascensor de bomba de balancín dedicado. • Muchos pozos encuentran aguijones de arena de producción delgada con un espesor promedio de
10 5 a 20 pies, caso en el que no es práctico completar todas las zonas debido a la necesidad por la estimulación de fractura. Muchas zonas delgadas son consideradas muy marginales para perforar y estimular
15 utilizando prácticas de completación actuales. En situaciones donde la calidad de la reserva y los yacimientos de arena adyacentes dirigidos por una etapa de estimulación de fractura sola varían considerablemente o donde
20 el agotamiento de presión es más alto en una zona, las metodologías de estimulación de fractura actuales pueden ser ineficientes y grandemente inefectivas debido a que las etapas de fractura que dirigen los yacimientos
25 múltiples irán en el intervalo solo con el
agotamiento más alto/gradiente de fractura más baj o . • En situaciones donde la calidad de la reserva y la presión en los yacimientos de arena adyacentes dirigidos por una etapa de fractura sola son similares, los métodos de estimulación actuales pueden producir semilongitudes de fractura limitadas en una zona sola y dejan muchas zonas bajóestimuladas debido principalmente a las restricciones en la proporción de bombeo y viscosidad del fluido para evitar el crecimiento de altura de fractura excesivo. La recuperación secundaria con inyección de agua, gas y/o vapor de un pozo y recuperación de otro pozo para el mantenimiento de presión y barrido generalmente son ineficientes debido a: (1) variabilidad de propiedades de roca, y (2) continuidad desconocida de yacimientos de arena entre los pozos. • La evaluación petrofísica a través de los análisis de registro es complicada debido a:
(1) variaciones en la litología, (2) salinidades de agua variables y extremadamente bajas, y (3) perfiles de invasión de fluido
desconocidos . • Muchas zonas delgadas serán consideradas muy marginales para perforar y estimular debido al costo relativamente alto de completación . • Los pozos deben ser sustancialmente verticales si se utilizan sistemas ascensores de bomba de balancín, así las áreas de campo con carretera de acceso difícil y problemas de ubicación o en muchos medios ambientes mar adentro no pueden ser explotados económicamente. • Los métodos actualmente disponibLes no permiten a alguien probar la productividad de petróleo y agua por zona mientras que produce las secuencias de arena/esquisto mezcladas con los sistemas ascensores de bomba de balancín.
La inyección de agua, vapor, y/o gases en los pozos de compensación que dirigen las zonas específicas para el mantenimiento de presión y barrido de petróleo, generalmente no permiten al operador conocer si el agua inyectada ha experimentado penetración prematura en la zona completada en los pozos de producción, puesto que todas las zonas se mezclan y únicamente el agua total y las proporciones de agua son medidas. La completación actual y los
procesamientos de producción en estas situaciones de desarrollo de pozo petrolero requieren la intervención de instalación costosa y/o consumo de tiempo que utiliza un 5 procedimiento de prueba de limpieza en un intento para determinar que zonas son productoras de agua, vapor y/o gas excesivo. • En muchos pozos petroleros, la deposición de parafma dentro de la tubería de producción y
10 sobre el exterior de las cadenas de varilla en los pozos de producción es prob] emética durante la fase de producción. Conforme el petróleo crudo se mueve relativamente de manera lenta arriba de la cadena de tubería
15 hacia la superficie, el petróleo se enfría lo cual contribuye significantemente al problema. La remoción de tal parafina de la tubería en el fondo de la perforación y las cadenas de varilla es un problema costoso en muchos
20 desarrollos de tales campos de petróleo. B La deposición de parafina sobre las barras y tubería en los pozos de producción es un problema significante puesto que el petróleo producido se mueve lentamente hacia la
25 superficie y se enfría conforme este viaja
hacia arriba en el pozo. En otros procedimientos de explotación, un pozo solo se perfora desde la superficie sola, y dos pozos horizontales y laterales múltiples se extienden desde el pozo vertical para maximizar la recuperación de petróleo del pozo. Varios problemas sin embargo existen con respecto a los procedimientos de la técnica previa para utilizar la tecnología existente para recuperar fluidos de formación. Los costos de operación altos asi resultan de las técnicas del arte previo y equipo para recuperar fluidos de formación subterráneos . La patente norteamericana 5,074,360 divulga un pozo sustancialmente horizontal perforado para interceptar un pozo sustancialmente vertical preexistente. El pozo horizontal se puede perforar desde la superficie, y los pozos horizontales múltiples se pueden perforar para interceptar un pozo vertical común, o perforado de un sitio común a los pozos verticales múltiples. La patente norteamericana 4,458,945 divulga un sistema que utiliza árboles de acceso verticales que se extienden a través de la zona que lleva petróleo y gas. Un sistema de tubería se tiende a través de túneles horizontales que interconectan los pozos de producción que interceptan una pluralidad de sitios de mina de tipo de drenaje a una bomba en la base de un árbol de e e vertical, bombeando de esta manera el petróleo y gas recolectado a la
superficie. Los pozos de producción se extienden desde el túnel horizontal hacia arriba de la zona de producción. La patente norteamericana 6,848,508 divulga un pozo de entrada que se extiende desde la superficie hacia una zona subterránea. Los pozos inclinados se extienden desde el término de un pozo de entrada a la zona subterránea, o pueden extenderse alternativamente desde cualquier otra porción adecuada de entrada. Donde existen zonas subterráneas múltiples en profundidades vanantes, los pozos inclinados pueden extenderse a través de la zona subterránea más cercana a la superficie en y a través de la zona subterránea más profunda. Los pozos articulados se pueden extender desde cada pozo inclinado en cada zona subterránea. La patente norteamericana 6,119,776 divulga un método para producir petróleo utilizando porciones de pozo horizontales verticalmente espaciadas con fracturas que se extienden entre estas porciones. Las desventajas de la técnica previa son superadas por la presente invención, y se divulgan un sistema y métodos mejorados después en la presente para producir líquidos de una formación subterránea. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En una modalidad, un sistema para producir fluidos de una o más formaciones subterráneas incluye una línea de flujo subterránea que tiene por lo menos una porción dentro o
subyacente de la una o más formaciones subterráneas, uno o más pozos de drenaje cada uno que se extiende desde la superficie, y un pozo de recuperación que se extiende desde la superficie. Cada pozo de drenaje intercepta la una o más formaciones subterráneas y tiene un extremo inferior en comunicación fluida con el pozo de línea de flujo subterránea. El pozo de recuperación incluye una cadena de producción, y está en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea. En otra modalidad, un sistema incluye una pluralidad de pozos de drenaje cada uno que se extiende desde la superficie e intercepta la una o más formaciones subterráneas. Cada uno de los pozos de drenaje tiene un extremo inferior en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea. Una bomba se puede proporcionar para bombear fluidos desde el pozo de recuperación a la superficie. De acuerdo a una modalidad del método para producir fluidos de una o más formaciones subterráneas, una linea de flujo subterránea se perfora con por lo menos una porción dentro o subyacente a la una o más formaciones subterráneas. El método incluye proporcionar uno o más pozos de drenaje cada uno que se extiende desde la superficie y que intercepta la una o más formaciones subterráneas y que tiene un extremo inferior en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea. Se proporciona un pozo de recuperación que se
extiende desde la superficie por estar en conexión de fluida con la superficie de la linea de flujo. Los fluidos se pueden recuperar del extremo inferior de pozo de recuperación. Modalidades y características y ventajas adicionales de la presente invención llegarán a ser evidentes a partir de la siguiente descripción detallada, en donde se hace la referencia a las figuras en los dibujos acompañantes. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una vista lateral de una modalidad de un sistema para recuperar petróleo de acuerdo a la presente invención. La Figura 2 es una vista superior de los diversos pozos mostrados en la Figura 1. La Figura 3 es una vista superior de otra modalidad de un sistema de acuerdo a la presente invención. La Figura 4 es una vista superior de todavía otra modalidad de un sistema de acuerdo a la presente invención. La Figura 5 es una vista lateral de otra modalidad de un sistema para recuperar fluidos de formación. La Figura 6 es una vista lateral de un sistema para recuperar fluidos de formación en una aplicación mar adentro. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE MODALIDADES PREFERIDAS La presente invención se puede utilizar en la recuperación de hidrocarburos en aplicaciones de desarrollo en campos petrolíferos mediante las cuales los hidrocarburos
están dispersados en secuencia apilada de depósitos altamente compartimentalizados dentro de un intervalo grueso relativamente espeso de arenas permeables y esquistos no productores, impermeables. En muchos casos, la producción de hidrocarburos deseada es petróleo crudo de yacimientos de arena relativamente pequeños o compartimientos de depósito que tienen continuidad de depósito pobre y propiedades de roca heterogéneas y las cuales requieren comúnmente estimulación de fractura. Debido al tamaño relativamente pequeño de cada yacimiento de arena o compartimiento de depósito, el mezclado de muchas zonas separadas en una completación sola logra la explotación eficiente y económica. En una modalidad, la presente invención permite un gran número de depósitos relativamente delgados que se completan eficientemente, opcionalmente con estimulación de fracturación, desde una línea de flujo subterránea y pozos de drenaje múltiples. La línea de flujo subterránea está en comunicación fluida con un pozo de recuperación. Usando esa técnica de drenaje, un área de campo relativamente grande se puede desarrollar con un pozo de recuperación solo y un sistema ascensor artificial solo tal como una bomba sumergible eléctrica, una bomba de barra de reciprocación accionada por un caballete de bombeo, una bomba de cavidad progresiva accionada por una cadena de varilla de rotación, una bomba de chorro hidráulicamente accionada, o de un
sistema ascensor de gas. En lugar de tener numerosos pozos verticales cada uno que bombea un campo para recuperar hidrocarburos de un área de campo dada, la producción del área de campo se puede combinar en un pozo de recuperación. La Figura 1 ilustra un sistema 10 para la recuperación de fluidos de una o más formaciones subterráneas 12. El sistema incluye una pluralidad de pozos cada uno que se extiende desde la superficie 14. Aquellos expertos en la técnica reconocerán que cada uno de los pozos divulgados en la presente se puede perforar como parte del programa para recuperar el fluido de las formaciones subterráneas, o uno o más de los pozos puede estar existiendo, como es explicado después enseguida, de modo que los otros pozos se perforan para recuperar con el (os) pozo(s) existente (s) para recuperar fluidos. En la Figura 1, un pozo de drenaje primario 16 se extiende desde la superficie y a través del revestimiento de superficie 18, a través de la pluralidad de formaciones subterránea 12, y luego se desvia para dar por resultado una línea de flujo s subterránea 20 que tiene por lo menos una porción que está ya sea dentro o debajo de la una o más subformaciones subterráneas en una modalidad preferida, la sección vertical 22 del pozo de drenaje primario incluye un revestimiento 24 que se extiende a través de la pluralidad de formaciones subterráneas 12 y subsecuentemente se perfora dentro de las zonas de producción de modo que los fluidos se
drenarán por gravedad en la línea de flujo subterránea 20. Para la modalidad representada, el revestimiento 24 en el pozo de drenaje primario 16 termina abajo de la formación subterránea más inferior 12, y se inclina en una manera generalmente horizontal abajo de las formaciones subterráneas para ser producido en un área de campo dada para formar la línea de flujo subterránea 20. El extremo de la línea de flujo 20 se puede cerrar mediante varios mecanismos convencionales, que incluyen simplemente terminar el proceso de perforación o proporcionar un tapón 47 cerca del extremo de la línea de flujo. Una pluralidad de pozos de drenaje secundarios 26, 28, 30, 32 y 34 se muestran cada uno que se extiende desde la superficie e interceptan una o más formaciones subterráneas 12, tal que una porción inferior de cada uno de estos pozos de drenaje secundarios está en comunicación fluida con la línea de flujos subterránea 20 del pozo de drenaje primario. Estos pozos de drenaje secundarios pueden ser sustancialmente verticales, tales como los pozos 26, 30, 32 y 34 o pueden tener una o más secciones desviadas 36, como se muestra para el pozo 28, permitiendo de esta manera más de un pozo que se extiende hacia abajo de la misma almohadilla de superficie 37, mientras que todavía espacia lateralmente los pozos secundarios que pasan a través de las formaciones. Nuevamente, cada uno de los pozos de drenaje secundarios se
puede perforar para permitir la formación de fluido para drenar en el pozo de drenaje secundario respectivo, y luego en la línea de flujo subterránea 20 del pozo de drenaje primario. Cada uno del pozo de drenaje secundario puede incluir un revestimiento de superficie 38, con un revestimiento de pozo de drenaje secundario 40 que se extiende a través del revestimiento de superficie, a través de la pluralidad de formaciones, y en comunicación fluida, con la línea de flujo subterránea 20 del pozo de drenaje primario 16. Cada pozo secundario puede así subsecuentemente ser perforado como se muestra en las Figuras 1 y 2 para incluir los planos de fractura 39 que proporcionan la recuperación de fluidos mediante el drenaje de la formación subterránea. Las perforaciones previas en un pozo de drenaje pueden ser cerradas para bloquear el flujo al pozo, como se muestra en la Figura 1 mediante bloques de perforación 41. La Figura 1 ilustra una válvula 64 cerca del extremo nferior del pozo de drenaje 26, y los sensores 62 y 60 en los pozos de drenaje 30 y 32, respectivamente. Estos componentes en el pozo de drenaje se pueden utilizar para controlar el flujo o para detectar condiciones de fluido o gastos de flujo de fluido como se discute enseguida. Este sistema también incluye un pozo de recuperación 42 que tiene un revestimiento de superficie 44 y un revestimiento 46 que como se muestra también es perforado
en las zonas de las formaciones subterráneas. Una cadena de producción 45 se proporciona dentro del revestimiento 46, y se extiende hacia abajo a una bomba de capacidad alta 48. La cadena de producción puede ser una tubular de diámetro relativamente grande. El extremo inferior del pozo de recuperación 42 está asi en comunicación fluida con una porción inferior de la línea de flujo subterránea 20 del pozo de drenaje primario 16, tal que el fluido de la sección vertical del pozo primario y de cada uno de los pozos de drenaje secundarios fluye mediante gravedad o mediante una diferencial de presión en la línea de flujo subterránea 20, y luego en la porción inferior del pozo de recuperación 42. El flujo del pozo de drenaje primario y cada uno de los pozos de drenaje secundario así fluye al pozo de recuperación, donde una bomba sumergible eléctrica, una bomba accionada por barra, una bomba de chorro, o un sistema ascensor de gas se puede utilizar para bombear fluidos a través de la cadena de producción 45 a la superficie. En modalidades preferidas, la línea de flujo subterránea de pozo primario está angulado hacia un extremo inferior del pozo de recuperación en más o menos 45 grados de horizontal, y en muchas aplicaciones está angulado hacia abajo en menos de 20° del horizontal hacia el extremo inferior de pozo de recuperación. La línea de flujo subterránea 20 es algunas veces referida como "inclinada"
puesto que esta linea de flujo frecuentemente se inclina ya sea hacia arriba hasta aproximadamente 30° o se inclina hacia abajo hacia aproximadamente 45°. La línea de flujo 20 puede, sin embargo, ser sustancialmente horizontal con poco o nada de inclinación. Si la línea de flujo se inclina hacia arriba, la cabeza hidrostática del fluido en la línea de flujo y/o en los pozos de drenaje puede ser suficiente para dar por resultado el flujo de fluido al pozo de recuperación. En algunas modalidades, la línea de flujo subterránea puede estar angulada como se describe en este párrafo entre sus intercepciones con uno o más pozos de drenaje secundarios y el pozo de recuperación, todavía esta sección de la linea de flujo subterránea entre estas intercepciones puede incluir una subsección de línea de flujo subterránea que está angulada fuera de esta intervalo (por ejemplo, una sección "caída" más empinada que 45 grados) que puede haber sido perforada para razones geológicas u otras. En una opción, el pozo de recuperación 42 está sustancialmente vertical y así puede recibir una barra accionadora 50 accionada en la superficie para accionar la bomba en el fondo de perforación 48. En algunas modalidades, la sección del pozo de drenaje 16 arriba de la sección inclinada inferior pasa a través y esta en comunicación fluida con la una o más formaciones subterráneas 12. Esta sección puede ser una
sección substancialmente vertical del pozo de drenaje primario, que puede también incluir el 'revestimiento perforado para recuperar los fluidos de las formaciones subterráneas. Cada uno del uno o más pozos de drenaje secundarios también pueden incluir un revestimiento perforado para recuperar fluidos de las formaciones subterráneas. También, el pozo de recuperación 42 por sí mismo pasa a través y está en comunicación fluida con una o más formaciones subterráneas, de modo que los fluidos de la formación puede drenarse por gravedad a una porción inferior del pozo de recuperación y luego ser bombeado a la superficie a través de la cadena de producción 45. Cuando un pozo se perfora, puede haber una costra de lodo asociada con la operación de perforación que bloquea temporalmente la comunicación fluida entre la formación y el pozo perforado. Tal pozo perforado no obstante se considera que está en comunicación fluida con la formación puesto que la costra de lodo se penetra convencionalmente o se remueve como parte del proceso de completacion, o de otra manera se rompe para permitir el fluido del flujo entre la formación y el pozo de drenaje. En algunas modalidades, las cribas y/o empaquetamiento de graba también se pueden emplear en los pozos de drenaje primarios y/o secundarios. Con referencia ahora a la Figura 2, una vista superior del sistema como se muestra en la Figura 1 ilustra
9?
el pozo de drenaje primario 16 y cada una de la pluralidad de los pozos de drenaje secundarios 26, 28, 30, 32 y 34. Cada uno de estos pozos, así como el pozo de recuperación 42, se puede perforar. La sección de cada pozo de drenaje primario, cada pozo de drenaje secundario, y el pozo de recuperación también podrían ser orificio abierto, o podría tener un forro ranurado para la comunicación fluida entre la formación que lleva fluido y cada pozo. La Figura 2 también ilustra otra característica de la invención, en donde uno o más pozos de inyección se pueden utilizar para empujar o conducir el fluido a los pozos de drenaje, y luego a través de una línea de flujo subterránea y a un pozo de recuperación. La Figura 2 ilustra así pozos de inyección 70A, que se pueden inyectar con el fluido deseado, tal como agua, nitrógeno, dióxido de carbono, vapor, u otro fluido conducente para dirigir los hidrocarburos hacia el pozo de drenaje 26. Similarmente, el fluido se puede inyectar en el pozo 70B para conducir el fluido hacia los pozos de drenaje 28 y 30. El tercer pozo de inyección 70C se puede utilizar para empujar los fluidos hacia los pozos de drenaje 32 y 34. Otro pozo de inyección 70D puede empujar 'fluidos hacia el pozo de recuperación 42 que puede incluir perforaciones para drenar el fluido al extremo inferior del pozo de recuperación. Es una característica particular del sistema que la
combinación de pozos incluya una pluralidad de pozos de drenaje, y para muchas modalidades, tres o más pozos de drenaje, cada uno que se extiende desde la superficie y que intercepta por lo menos una de la una o más formaciones subterráneas en una ubicación de intercepción respectiva. Un gran número de pozos de drenaje incrementa el volumen de flujo a la línea de flujo 20 y luego al pozo de recuperación, donde un sistema a sensor solo es mucho más económico que proporcionar un sistema ascensor para cada pozo. La porción inferior de cada pozo de drenaje está así en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea 20, tal que la línea de flujo subterránea luego transmite el fluido de los pozos de drenaje al pozo de recuperación. La Figura 3 ilustra una vista superior de otra modalidad de un sistema de acuerdo a la presente invención, en donde una pluralidad de pozos de drenaje primarios 16A, 16B y 16C esta espaciados dentro de un campo, y fluyen hacia un pozo de recuperación solo 42. Una pluralidad de pozos de drenaje secundarios 52A, 54A y 56A están cada uno en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea 20A del pozo de drenaje primario 16A, similarmente los pozos de drenaje secundarios 52B, 54B, 56B y 58B están cada uno en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea 20B del pozo de drenaje primario 16B mientras que los pozos de drenaje secundarios 52C, 54C y 56C están cada uno en
comunicación fluida con la línea de flujo subterránea 20C del pozo de drenaje primario 16C. Cada uno de los pozos de drenaje primarios y los pozos de drenaje secundarios así fluyen hacia el mismo pozo de recuperación 42. La Figura 3 también representa una porción de otras línea de flujo subterránea 20D y un pozo secundario 52D, tal que el fluido de una o más formaciones fluye mediante gravedad a través de uno o más pozos 52D y a través de la línea de flujo 20D al pozo de recuperación 42. La Figura 4 ilustra todavía otra modalidad de un sistema de acuerdo a la presente invención, con pozo de drenaje primarios 16A-16G y 16I-16N cada uno que fluye hacia uno de los pozos de recuperación 42A, 42B, o 42C, o que fluye hacia otra línea de flujo subterránea 20 de un pozo de drenaje primario, que a su vez fluye a un pozo de recuperación. A manera de ejemplo, el pozo de drenaje primario 16A, incluye una línea de flujo subterránea 20A que está en comunicación por fluido con la línea de flujo subterránea 20 G del pozo de drenaje primario 16G de modo que el petróleo que fluye desde uno o mas de los pozos de drenaje secundarios 42A, 52B o 52C fluye en la línea de flujo subterránea 20A del pozo de drenaje primario 16A, y luego fluye a una porción de la línea de flujo subterránea 20G del pozo primario 16G y al pozo de recuperación 42A. La línea de flujo subterránea 20D y 20J de los pozos de drenaje primarios
16D y 16J, respectivamente, no están rectos, pero en lugar están curveados para estar en comunicación fluida con cada uno de los pozos de drenaje secundarios 54A, 54B, y 54C, y 56A, 56B, 56C y 56D, respectivamente. Las líneas de flujo 20B, 20C, 20E, 20F, 201, 20K, 20L y 20M proporcionan lineas de flujo a por lo menos uno de los pozos de recuperación, como es mostrado. Un beneficio significante al sistema de la acuerdo a la presente invención es que la tubería o bombas no de producción se proporcionan en los pozos de drenaje primarios o los pozos de drenaje secundarios. También, las líneas de flujo subterráneas 20 de cada pozo de drenaje primario en un área de campo espaciada una distancia seleccionada entre sí, aunque una pluralidad de pozos de drenaje primarios se puede perforar de ] a misma almohadilla o plataforma que utiliza las técnicas de perforación direccionales . La Figura 4 también ilustra pozos de inyección 78A, 78B, y 78C que se pueden utilizar para conducir el fluido a uno o más de los pozos de drenaje, de esta manera incrementando significantemente la producción. Si el fluido conductos rompe a través de un pozo de drenaje, una penetración se puede detectar con sensores discutidos enseguida con respectos a la Figura 5 para detectar un cambio en las propiedades de fluido, de modo que el proceso de inyección para que el pozo de inyección se pueda
descontinuar, o la formación de la penetración de los fluidos conductores se puede apagar en el área que circunda el pozo de drenaje. La modalidad de la Figura 4 también ilustra el beneficio para proporcionar pozos de recuperación duplicados, de modo que un pozo de recuperación se puede apagar en, por ejemplo, para reparar una bomba o la línea de flujo de producción, mientras que el fluido continúa ser recuperado desde el otro pozo de recuperación. El pozo de recuperación 42A podría ser cerrado, mientras que la línea de flujo H pasa a los fluidos al pozo de recuperación 42B. Similarmente el pozo de recuperación 42B podría ser cerrado, y los fluidos pasados a uno o ambos pozos de recuperación 42A o 42C. La recuperación continuada de fluido es particularmente importante puesto que el flujo contiene uno o fluido a un pozo de recuperación aumenta la recuperación, y debido a que el flujo del fluido una vez terminado puede ser difícil recomenzarlo. Por consiguiente, una red de pozos que incluyen dos o más pozos de recuperación puede ser preferibLe para muchas aplicaciones para incrementar la probabilidad del flujo de fluido continuo a por lo menos un pozo de recuperación . Una característica adicional de la invención es que los pozos de recuperación pueden ser pozos sustanc i almente verticales, permitiendo de esta manera el uso de una barra
conductora de reciprocación o una de rotación para accionar la bomba en el fondo de la perforación. También, un pozo de recuperación sustancialmente vertical acorta la distancia entre la bomba y la superficie. Como es divulgado en la presente, también es ventajoso si por lo menos algunos de los pozos de drenaje también pueden ser pozos sustancialmente verticales. Esto no únicamente acorta la longitud del pozo, sino evita el gasto alto de herramientas de perforación especiales y técnicas de perforación direccionales que típicamente son requeridas para los pozos que se desalinean o están angulados deliberadamente. Como es divulgado en la presente, un pozo "sustancialmente vertical" es uno en donde el pozo no se perfora deliberadamente con técnicas de perforación direccionales, y típicamente es un pozo en donde la intercepción del pozo con la línea de flujo subterránea se desalinea menos que aproximadamente 45 grados de la superficie del pozo. La Figura 5 divulga otra modalidad de la invención, en donde la línea de flujo subterránea 20 es una desviación del pozo de recuperación 46. Asi ninguna línea de flujo primaria se proporciona para esta modalidad. Los pozos de drenaje 26, 28, 30, y 32 pueden así incluir perforaciones para la recuperación de hidrocarburos, con hidrocarburos que fluyen mediante gravedad a través del pozo de drenaje respectivo a la línea de flujo subterránea 20, y luego en la
porción inferior 72 del pozo de recuperación 46, que contiene una bomba de fluido u otro sistema para recuperar petróleo a la superficie. El radio relativamente corto luego puede así ser proporcionado por la transición 70 entre el pozo de recuperación y la linea de flujo subterránea 20, y si se desea el intervalo entre un extremo inferior de la línea de flujo subterránea y la porción inferior 72 del pozo de recuperación puede incluir una o mas fracturas de perforación de 57 de modo que una cabeza grande de fluido no es requerida para tener petróleo que fluye mediante gravedad desde la línea de flujo subterránea 20 en la porción inferior 72 del pozo de recuperación. La Figura 5 también ilustra una válvula de control de superficie 64 para controlar el flujo o fluido del pozo de drenaje 28 a la línea de flujo subterránea 20, y una propiedad de fluido o sensor de propiedad de formación 60 para detectar una propiedad respectiva del fluido que se transmite a través del pozo de drenaje 28, o la propiedad de la formación que circunda el pozo 28. El sensor 62 también puede ser proporcionado en el pozo de drenaje 28 para detectar el gasto de flujo del fluido del pozo 28 a la línea de flujo subterránea 20. De esta manera, la cantidad del fluido que fluye desde cada pozo de drenaje a la línea de flujo subterránea puede ser monitoreada, junto con las propiedades del fluido que fluye a la línea del flujo
subterránea. En el evento, por ejemplo, en que el flujo principalmente llega a ser agua antes que el petróLeo, la válvula 64 se puede cerrar para reducir el derrame del pozo de drenaje. Las operaciones de intervención también se pueden utilizar para sellar el flujo de una formación particular a un pozo de drenaje particular. Cada uno de los pozos de drenaje también se puede proporcionar con una válvula controlada de superficie, tal como un manguito deslizante 65, para controlar el flujo de una formación particular a aquella del pozo de drenaje, o de todas las formaciones interceptadas por ese pozo. La Figura 5 ilustra un manguito deslizante 65 para cerrar las perforaciones proporcionadas para cada una de las perforaciones en el pozo de drenaje 30. Las válvulas de control similares se pueden proporcionar para otro de los pozos de drenaje, o para ubicaciones interceptadas de un pozo de drenaje particular con formaciones seleccionadas. Si es determinado, por ejemplo, que una formación particular están produciendo agua antes que cantidades económicas del petróleo, entonces la válvula de control de la ubicación de esa intercepción con el pozo de drenaje se puede cerrar, de modo que el petróleo continuara fluyendo desde otras formaciones a ese pozo de drenaje. Mientras que estos son ejemplo, aquellos expertos en la técnica apreciarán que varios tipos de válvulas, manguitos deslizantes, y otros
medios de control de flujo o aislamiento zonal se pueden emplear con técnicas de intervención desde la superficie, o por la vía del control remoto eléctrico o de alambre de fibra óptica, hidráulico, y/o inalámbrico. La Figura 6 divulga todavía otra modalidad de la invención utilizada en una aplicación en alta mar. La Figura 6 ilustra un par de plataformas en alta mar 37A y 37B. Un pozo de drenaje primario 16 se extiende a través de la línea de lodo 14 y a la línea de flujo subterránea 20 en una manera sustancialmente similar al pozo de drenaje primario y a la línea de flujo mostrados en la Figura 1. Tres pozos de drenaje 28, 30 y 32 se muestran perforados de la misma plataforma, cada una que intercepta una pluralidad de formaciones para drenar petróleo en la línea de flujo 20. El pozo de drenaje 28 incluye una válvula de control 64 y sensores 60 y 62 como es previamente discutido. El pozo de recuperación 46 esta en comunicación fluida con la l nea de flujo 20, y se extiende desde otra plataforma 37B a través de una pluralidad de formaciones 12. La cadena de producción 45 se proporciona dentro del pozo de recuperación 46 como es previamente discutido para la recuperación de fluidos a la plataforma 37B. Uno o más pozos de drenaje 34 también se extienden desde la plataforma 37B a partir de la cual el pozo de recuperación 46 se perfora, y se pasa a través de las formaciones 12 para estar en comunicación fluida con la línea
de flujo 20. Aunque las Figuras 1, 5 y 6 ilustran cada uno de los pozos de drenaje ya que están en el mismo plano como la línea de flujo 20 y el pozo de recuperación 46, aquellos expertos en la técnica deben entender que algunos de los pozos de drenaje pueden estar dentro o sustancialmente adyacentes de un plano definido por el pozo de recuperación y la línea de flujo, pero en otras aplicaciones otros de los pozos de drenaje se puede espaciar desde este plano, tal que el extremo inferior de un pozo de drenaje puede estar angulado de modo que una línea de flujo relativamente recta 20 también interceptara el extremo inferior de este pozo de drenaje angulado, o la línea de flujo 20 puede estar angulada para interceptar uno o más pozos que no están dentro del mismo plano, como se muestra para las líneas de flujo 20B y 20J como es mostrado en la Figura 4. El sistema de pozos puede así tener pozos de drenaje que están angulados para ser interceptados para una línea de flujo, o la línea de flujo 20 puede estar angulada en varias ubicaciones para interceptar un pozo de drenaje que no esta en el mismo plano como otros pozos de drenaje. La pluralidad de pozos de acuerdo a esta invención así frecuentemente no puede caer dentro de un plano como se muestra en las Figuras 1, 5 y 6 pero pueden tener tres características dimensionales para lograr los propósitos expuestos en la presente.
De acuerdo al método para producir fluidos de acuerdo a la invención, el pozo primario se perfora desde la superficie e incluye una linea de flujo de superficie dentro o subyacente de la una o mas subformaciones subterráneas. El método incluye perforar o recompletar uno o mas pozos de drenaje secundarios cada uno que se extienden de la superficie e interceptan la una o mas formaciones subterráneas que tienen un extremo inferior en comunicación fluida con la linea de flujo subterránea del pozo de drenaje primario. El pozo de recuperación se puede perforar o recompletar extendiéndose desde la superficie a una linea de flujo subterránea para recuperar fluidos desde el extremo inferior de los pozos de drenaje. El pozo de recuperación se puede perforar para pasar a través o interceptar la una o mas formaciones subterráneas, y se puede perforar o incluir un revestimiento ranurado que están en comunicación fluida con esas formaciones. El pozo de recuperación puede ser sustancialmente vertical, de modo que una barra conductora se puede extender desde la superficie para accionar la bomba en el fondo de la perforación. En algunas aplicaciones, los pozos de drenaje pueden ser un hoyo abierto, con revestimiento no perforado o forro ranurado para bloquear el flujo entre la formación y el pozo de drenaje. En aplicaciones seleccionadas, uno o mas de los pozos de drenaje o uno o mas de los pozos de recuperación
pueden ser pozos previamente perforados, y pueden haber sido utilizados previamente como ya sea un pozo de recuperación o un pozo de inyección. Los pozos así pueden ser recompletados para servir como ya sea un pozo de drenaje o un pozo de recuperación. Las zonas que estuvieran abiertas para inyectar el fluido en una formación pueden así ser cerradas, y las zonas nuevas se pueden perforar o fracturar. De acuerdo al método de formación el sistema de pozo subterráneos como se divulga en la presente, el uno o mas pozos de drenaje y pozos de recuperación pueden primero ser perforados o recompletados, o como es explicado en lo anterior, y un pozo existente puede ser utilizado para uno o más de estos pozos. La línea de flujo subterránea es preferiblemente el último segmento de un pozo que se perfora, y se puede perforar ya se al perforar un pozo de drenaje primario que conduce en la línea de flujo subterráneo al perforar un pozo de recuperación que conduce a la linea de flujo subterránea. La línea de flujo subterránea puede utilizar técnicas convencionales para dirigir la linea de flujo al interceptar la porción inferior de cada pozo de drenaje y el pozo de recuperación. La alta conflabilidad para interceptar la linea de flujo subterránea con estos pozos de drenaje y pozos de recuperación se puede lograr utilizando el Sistema de Alcance de Magneto Rotatorio (RMRS) proporcionado por Hall Lburton Energy Services. El sistema puede utilizar un magneto cerca
de la broca del montaje del agujero de fondo del pozo de línea de flujo subterránea que se perfora, lo cual puede ser ya sea una de las lineas de drenaje o el pozo de recuperación, el incluye un instrumento de reconocimiento de cable que corre a un ubicación dentro de pocos pies del punto de recepción objetivo en ya sea un pozo de drenaje o un pozo de recuperación. El instrumento de reconocimiento detecta la anomalía magnética cuando la broca con el magneto se aproxima al objetivo. El montaje del agujero de fondo luego se dirige en respuesta a esta información detectada de modo que la broca intercepta el punto de intercepción objetivo. Otros sistemas se pueden utilizar, y pueden ya sea incluir un sensor en un pozo sensible a señales del otro pozo, o sensible al objetivo u otro componente, opcionalmente en el montaje del agujero de fondo, o en el otro pozo. Las técnicas de reconocimiento direccionales convencionales se pueden utilizar herramientas de reconocimiento de giroscopio de alta precisión que pueden incluir navegación inercial y/o de giroscopio mientras que perforan, como es conocido en la técnica, las herramientas de tecnología variantes magnéticas, u otras herramientas de intercepción de pozos. En otras aplicaciones, el uno o más pozos de drenaje y/o el pozo de recuperación se pueden perforar después de que la linea de flujo subterránea se perfora, caso en el cual el pozo de drenaje o el pozo de recuperación se pueden dirigir para
interceptar la línea de flujo subterránea. Puestos que ni el pozo de drenaje primario tampoco los pozos de drenaje secundarios requieren tubería de producción, barras o una bomba en el agujero, el acceso completo es disponible para cada pozo para las intervenciones sin instalación, tal como el registro de producción y otras operaciones de cable o para operaciones de tubería enrolladas. La zona se puede completar sin la intervención del pozo mayor. Adicionalmente, determinar que zonas deben ser completadas, realizar el trabajo reparador tal como tratamientos de fracturación, tratamientos de conformación para cortar agua o gas, o técnicas de recompletación que utilizan tubería enrollada se pueden emplear eficientemente sobre los pozos de drenaje primarios y los pozos de drenaje secundarios sin la intervención de instalación. TambLén, las técnicas de esta invención permiten manejo de depósito mejorado al determinar rápidamente que el agua, vapor o gas de un inyector ha entrado a través de un pozo de recuperación en una zona particular sin interferir con la producción de otras zonas utilizando técnicas de registro de producción que no requieren una instalación para el despliegue. Varias herramientas también se pueden utilizar para medir el gasto de flujo total y el corte de petróleo por zona durante la fase de producción en un pozo de drenaje sin la necesidad para una instalación de reacondicionamiento para remover la
tubería, una bomba, o barras. Adicionalmente, los métodos de la presente invención eliminan la necesidad para probar la productividad de zonas que utilizan técnicas de limpieza. Si una penetración de agua excesiva es identificada utiLizando sensores permanentes de registro de producción o en el fondo de la perforación, un tratamiento de conformidad de tubería enrollada se puede utilizar para cerrar las zonas problemáticas y permitir el agua o gas inyectados ser redipgidos a otro pozo de drenaje. La fuente de agua para un pozo inyector se puede marcar con un material trazador que se puede detectar fácilmente mediante técnicas de registro de producción. La continuidad de los yacimientos de arena entre los pozos puede así ser confirmada y el agua inyectada que fluye puede ser rastreada a través del tiempo. Al producir una zona para un período corto de tiempo antes del tratamiento de fractura, un diferencial más grande de gradiente de fractura entre las arenas y los esquistos se puede crear. Haciendo esto, las semilongitudes de fractura se pueden extender más allá de las longitudes convencionales debido a la altura de fractura incontrolable asociada con tratamientos más grandes. Los pozos necesitan no ser perforados sobre espacio reducido puesto que los planos de fractura por sí mismos podrían extenderse más allá de los yacimientos de reserva que son penetrados por el pozo.
Como es explicado en lo anterior, los pozos de drenaje no tienen que ser verticales puesto que los pozos no necesitan ser bombeados por barra. La perforación de almohadilla y plataforma de pozos de recuperación secundarios múltiples es así práctico para los campos en alta mar y operaciones en tierra que requieren impacto ambiental reducido. Las técnicas de perforación direccionales se pueden utilizar para penetrar "manchas dulces" desalineadas múltiples identificadas por análisis sísmicos u otros medios para maximizar la recuperación de hidrocarburo. Como es divulgado en la presente, un gran número de pozos puede asi ser conectado fluidamente a un pozo de recuperación subterránea solo. El fluido únicamente se produce en el uno o más pozos de recuperación, y el flujo del fluido generalmente es hacia abajo mediante gravedad hacia la temperatura más alta, el extremo inferior del pozo de recuperación que ha sido equipado con un sistema ascensor artificial grande y la cadena de producción que ha sido diseñada para minimizar la acumulación de parafina durante las operaciones de producción, reduciendo de esta manera los depósitos de parafina. Al proporcionar un sistema ascensor artificial grande, el costo de un sistema es más bajo comparado a proporcionar sistemas a sensores artificiales numerosos para cada pozo. Al mantener el acceso completo a los pozos de
drenaje primarios y secundarios, nuevos pozos se pueden completar o recompletar, y los pozos se pueden fracturar estimulados o refracturados en zonas de hidrocarburo existente o nuevas zonas sin el cerramiento en el sistema de recuperación de tubería subterránea. El registro de producción de los pozos puede identificar oportunidades para optimizar eficiencias, y zonas que producen agua, vapor o gas excesivo se pueden aislar utilizando químicos de conformidad transportados por tuberías enrolladas y/o cemento. Adicionalmente, los químicos para aumentar la estabilidad del pozo de agujero abierto puede ser menor costoso que correr en un forro en la línea de flujo subterránea o pozos de drenaje. El concepto de la presente invención tendrá aplicaciones en numerosas aplicaciones de desarrollo de campo petrolífero, incluyendo aquellos con secuencias gruesas de intervalos de arena/esquisto estratificados, zonas de aceite que requieren tratamientos de estimulación de fractura, y zonas con continuidad de depósito pobre y propiedades de roca heterogéneas. El sistema divulgado en la presente también se puede utilizar para técnicas en donde la expansión de gas es el mecanismo conducente de depósito primario, y también se puede utilizar con técnicas que involucran la inyección de agua, vapor y/o gas para la recuperación de petróleo secundario. El equipo ascensor artificial de volumen alto permite la técnica que se utilice cuando exista la producción
de agua significante de las operaciones de recuperación secundarias. Los hidrocarburos que incluyen un contenido de parafina alto se pueden recuperar eficientemente y el petróleo puede ser más eficientemente recuperado comparado a las técnicas de explotación tradicionales que involucran costos de operación altos, densidades de pozo altas para explotar los yacimientos de reserva pequeños múltiples, barreras de esquisto débiles, e intervención de reacondicionamiento para la prueba de nivel de zona. Con las aplicaciones discutidas en lo anterior, el fluido de formación fluido por gravedad al pozo de recuperación, frecuentemente con la asistencia de un diferencial de presión entre el fluido en el pozo de drenaje y/o la línea de flujo subterránea, y la presión reducida en la porción inferior del pozo de recuperación que contiene la bomba u otro sistema ascensor del pozo de recuperación. En otras aplicaciones, la presión de depósito en cada una de las ubicaciones de intercepción es suficiente que la columna de fluido en el pozo de drenaje pueda ser más alta que la ubicación de intercepción de ubicación de intercepción de formación respectiva. En aquellas aplicaciones, una línea de flujo subterránea podría interceptar los pozos de recolección arriba de las ubicaciones de intercepción de formación, puesto que la presión de fluido proporciona la fuerza para conducir el petróleo a la línea de flujo subterránea y luego
al pozo de recuperación. La porción inferior del pozo de recolección, aunque arriba de la formación, no obstante estaría en comunicación fluida con la línea de flujos subterránea y asi el pozo de recuperación. Este arreglo no puede ser preferible puesto que no proporciona drenaje completo de la formación, sino puede tener aplicaciones en algunos campos. Notar que los pozos conectados a la linea de flujo subterránea no son llamados "pozos de drenaje" en esta aplicación, puesto que la gravedad no asiste en el movimiento del fluido al pozo de recuperación subterráneo. Los términos "que intercepta" y "intercepción" como se utiliza en la presente involucra el cruce o intercepción de un pozo o una línea de flujo, tal como un pozo de drenaje, con una formación de producción. Una "ubicación de intercepción" es la zona que la que el pozo intercepta una formación de producción. Algo o todo de cada ubicación de intercepción es más alta que un extremo inferior del pozo de recuperación para facilitar el flujo al pozo de recuperación. Una linea de flujo subterránea esta "dentro" de una formación si cualquier porción de la línea de flujo se extiende o de otra manera está en cualquier porción de la formación. Una línea de flujo subterránea es "subyacente" una formación si está verticalmente abajo de por lo menos una porción de la formación. La línea de flujo subyacente puede o no puede ser lateralmente espaciada de la formación, y en algunas
aplicaciones la línea de flujo se puede espaciar una distancia considerable de la intercepción de uno o más pozos de drenaje con la una o más formaciones. Un "pozo de recuperación" como se utiliza en la presente es un pozo del cual los fluidos se recuperan a la superficie. Un "pozo de drenaje" es un pozo que recibe fluidos de una formación, y transmite los fluidos, comúnmente con gravedad y frecuentemente con un diferencial de presión para asistir, a una línea de flujo subterránea y luego a un pozo de recuperación. Un "pozo de drenaje primario" puede o no puede interceptar una formación de producción, y asi puede o no puede ser completado para la producción. El término "que se extiende desde la superficie" cuando se utiliza con respecto a un pozo incluye pozos perforados desde la superficie, y pozos perforados desde otro pozo, por ejemplo en un sistema multilateral o de unión, con el pozo de origen de tal sistema que se perforó de la superficie. La "superficie" de un pozo es la superficie de tierra más superior del pozo de tierra, y es la línea de lodo de un pozo mar adentro. La frase "flujo de control a la línea de flujo" incluye abrir, cerrar o medir una zona particular para entrar al pozo de drenaje. El término "comunicación fluida" significa que el fluido puede fluir sin un diferencial de presión significante entre las dos ubicaciones. La comunicación fluida puede
resultar de la intercepción de una formación y un pozo, de la intercepción de dos pozos, o de pozos que están tan cerca que los fluidos pasan sin la restricción significante entre los dos pozos, opcionalmente debido a la perforación o fracturación del espacio entre los pozos. El término "fluido" como se utiliza en la presente significa un líquido o una combinación de un liquido y un gas. El agua así se puede recuperar con una bomba desde el pozo de recuperación para aumentar el flujo de gases de hidrocarburo de la formación a la superficie. En otras aplicaciones, el petróleo y los gases de hidrocarburo o petróleo y agua se pueden recuperar del pozo de recuperación. La frase "operación de intervención" significa una operación realizada a partir de la superficie de uno o más de los pozos de drenaje, e incluye la estimulación del pozo, una limpieza del pozo, y/u operación de prueba de formación, y una operación de cierre de fluido. Como se utiliza en la presente, la frase "operación de estimulación" significa una operación para estimular la producción, e incluye perforar o fracturar la formación, acidificar y limpiar el pozo. Como se divulga en la presente, uno o más pozos de drenaje, y el muchas aplicaciones una pluralidad de pozos de drenaje, se pueden extender desde la superficie que intercepta por lo menos uno de la una o más formaciones subterráneas, con una porción inferior del pozo de drenaje
que está en comunicación fluida con la linea de flujo subterránea. En una aplicación ejemplar, cuatro pozos de drenaje cada uno pueden interceptar la formación y tienen una porción inferior en comunicación fluida con la línea de flujo subterránea. Pozos adicionales en el campo de estos cuatro pozos de drenaje, los cuales los pozos adicionales pueden o no pueden drenar el fluido de formación en el pozo, no se consideran pozos de drenaje como es divulgado en la presente puesto que no tienen una porción inferior en comunicación fluida con la linea de flujo subterránea. Uno o más de estos pozos adicionales también pueden ser un pozo de recuperación puesto que el fluido se puede recuperar del pozo. Este no es sin embargo, un pozo de recuperación en comunicación fluida con una línea de flujo subterránea como es divulgado en la presente, tal que los fluidos que entran al uno o más pozos de drenaje fluyen en la línea de flujo subterránea y luego al pozo de recuperación. Aunque las modalidades específicas de la invención han sido descritas en la presente en algún detalle, esto ha sido hecho solamente para los propósitos de explicar los diversos aspectos de la invención, y no se propone para limitar el alcance de la invención como es definida en las reivindicaciones que siguen. Aquellos expertos en la técnica entenderán que la modalidad mostrada y descrita es ejemplar, y varias de otras sustituciones, alteraciones y
modificaciones, que incluyen pero no se limitan a aquellas alternativas de diseño específicamente discutidas en la presente, se pueden hacer en la práctica de la invención sin apartarse de su alcance.