MX2008009796A - Metodo y aparato de sondeo para completacion, produccion e inyeccion - Google Patents

Abstract

Se describen un método, sistema y aparato asociados con la producción de hidrocarburos. Un aparato incluye un elemento de filtro hinchable alrededor de una trayectoria de flujo primaria y una secundaria, en donde el filtro se configura para bloquear el flujo en una porción de una zona anular del sondeo. Un método incluye disponer dispositivos de control de arena que tienen tubos de derivación y un filtro dentro de un sondeo adyacente a un depósito subterráneo. El filtro se coloca entonces dentro de un intervalo, el cual puede ser una sección de pozo no revestido del sondeo. Con el filtro colocado, se puede realizar el filtrado con grava de los dispositivos de control de arena en diferentes intervalos. Después, se producen hidrocarburos a partir del sondeo al hacer pasar los hidrocarburos a través de los dispositivos de control de arena con los diferentes intervalos proporcionando un aislamiento zonal. En algunas modalidades, los intervalos pueden, de manera alterna, filtrarse y obturarse, en donde los intervalos obturados no se filtran. Además, el método también puede incluir disponer los dispositivos de control de arena y el filtro dentro del sondeo en fluido de perforación acondicionado. El fluido de perforación acondicionado puede desplazarse adyacente a los dispositivos de control de arena mediante un fluido de transporte. Nuevamente, una vez que el filtro se encuentra colocado, se puede realizar el filtrado con grava de los intervalos con el fluido de transporte que tiene grava.

Description

MÉTODO Y APARATO DE SONDEO PARA COMPLETACION, PRODUCCIÓN E INYECCIÓN DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención en general se refiere a un método y aparato para utilizarse en sondeos y asociados con la producción de hidrocarburos. En particular, pero no de manera exclusiva, esta invención se refiere a un aparato y método de sondeo para proporcionar un aislamiento zonal con un filtro de grava dentro de un pozo. Esta sección tiene por objetivo presentar diversos aspectos de la técnica, los cuales pueden asociarse con modalidades ejemplares de las presentes técnicas. Se considera que esta discusión ayuda a proporcionar un esquema para facilitar un mejor entendimiento de aspectos particulares de las presentes técnicas. Por consiguiente, debe entenderse que esta sección debe leerse desde este punto de vista y no necesariamente como admisiones de la técnica anterior . La producción de hidrocarburos, tal como petróleo y gas, se ha realizado durante muchos años. Para producir estos hidrocarburos, un sistema de producción puede utilizar diversos dispositivos, tales como tamices de arena y otras herramientas, para tareas especificas dentro de un pozo. Típicamente, estos dispositivos se colocan dentro de un sondeo completado en la completación ya sea de un pozo revestido o de un pozo no revestido. En completaciones de pozos revestidos se coloca una sarta de tubería de revestimiento en el sondeo y se realizan perforaciones a través de la sarta de tubería de revestimiento en yacimientos subterráneos para proporcionar una trayectoria de flujo para fluidos del yacimiento, tales como hidrocarburos, dentro del sondeo. De manera alterna, en completaciones de pozos no revestidos, se coloca una sarta de producción dentro del sondeo sin una sarta de tubería de revestimiento. Los fluidos del yacimiento fluyen a través de la zona anular entre el yacimiento del subsuelo y la sarta de producción para entrar a la sarta de producción. Sin embargo, cuando se producen hidrocarburos a partir de yacimientos subterráneos, las operaciones se vuelven más desafiantes debido a la ubicación de ciertos yacimientos subterráneos. Por ejemplo, algunos yacimientos subterráneos se ubican en intervalos con un alto contenido de arena en aguas ultraprofundas , en profundidades que van más allá del alcance de las operaciones de perforación, en depósitos con presiones/temperaturas elevadas, en intervalos largos, a un ritmo elevado de producción y en ubicaciones remotas. Así pues, la ubicación del depósito subterráneo puede presentar problemas, tal como pérdida de control de arena, que aumentan en forma drástica el costo individual del pozo. Es decir, el costo por acceder al depósito subterráneo puede dar como resultado la completacion de menos pozos para un desarrollo de campo económico. Por ejemplo, la pérdida de control de arena puede dar como resultado la producción de arena en la superficie, daño del equipo en el fondo de la perforación, productividad reducida del pozo y/o pérdida del pozo. Por consiguiente, la seguridad de funcionamiento y larga duración del pozo se vuelven consideraciones de diseño para evitar la pérdida no deseada de producción y la intervención costosa o servicios de mantenimiento de estos pozos. Los dispositivos de control de arena son un ejemplo de un dispositivo utilizado en pozos para aumentar la seguridad de funcionamiento y larga duración del pozo. Los dispositivos de control de arena usualmente se instalan en el fondo de la perforación a través de los yacimientos para retener el material sólido y permitir la producción de fluidos del yacimiento sin los materiales sólidos por arriba de un cierto tamaño. Típicamente, los dispositivos de control de arena se utilizan dentro de un pozo para manejar la producción de material sólido, tal como arena. El dispositivo de control de arena puede tener aberturas ranuradas o puede envolverse con un tamiz. Como un ejemplo, cuando se producen fluidos del yacimiento a partir de yacimientos subterráneos ubicados en aguas profundas, es posible producir material sólido junto con los fluidos del yacimiento debido a que los yacimientos se consolidan en forma deficiente o los yacimientos se debilitan por la tensión del fondo de la perforación debido a la excavación de sondeos y retiro de fluidos del yacimiento. Sin embargo, con los ambientes cada vez más ásperos, los dispositivos de control de arena son más propensos a daños debido a tensiones altas, erosión, obstrucción, compactación/hundimiento, etc. Como resultado, los dispositivos de control de arena por lo general se utilizan con otros métodos, tal como filtrado con grava o tratamientos de fluidos para manejar la producción de arena del depósito subterráneo. Uno de los métodos más utilizados frecuentemente para controlar la arena es un filtro de grava. Filtrar con grava un pozo implica colocar grava u otro material compuesto de partículas alrededor de un dispositivo de control de arena acoplado a la sarta de producción para mejorar la filtración de arena y la integridad el yacimiento. Por ejemplo, en una completación de pozo no revestido, se coloca un filtro de grava típicamente entre la pared del sondeo y un tamiz de área que rodea un tubo base perforado. De manera alterna, en una completación de pozo revestido, se coloca un filtro de grava entre una sarta de tubería de revestimiento que tiene perforaciones y un tamiz de área que rodea un tubo base perforado. Independientemente del tipo de completación, los fluidos del yacimiento fluyen del depósito subterráneo hacia la sarta de producción a través de por lo menos dos mecanismos de filtrado: el filtro de grava y el dispositivo de control de arena. Con filtros de grava, la pérdida accidental de un fluido de transporte puede formar puentes de arena dentro del intervalo que se filtra con grava. Por ejemplo, en intervalos de producción inclinados o densos, puede ocurrir una distribución deficiente de la grava (es decir, filtrado incompleto del intervalo, dando como resultado espacios vacíos en el filtro de grava) con una pérdida prematura de líquido de la lechada de grava dentro del yacimiento. Esta pérdida de fluido puede producir puentes de arena que se forman en la zona anular antes de que se haya completado el filtro de grava. Para atender este problema se pueden utilizar trayectorias de flujo alternas, tales como tubos de derivación, para desviar los puentes de arena y distribuir la arena en forma uniforme a través de los intervalos. Para detalles adicionales de tales trayectorias de flujo alternas véase las Patentes Norteamericanas Nos. 5,515,915; 5,868,200; 5,890,533; 6,059,032; 6,588,506; 4,945,991; 5,082,052; 5,113,935; 5,333,688 y la Publicación de Solicitud Internacional No. WO 2004/094784; las cuales se incorporan en la presente para referencia. El uso de trayectorias de flujo alternas es sumamente provechoso, pero crea retos de diseño al construir una sarta de producción, tal como acoplar un filtro a un dispositivo de control de arena u otras herramientas para pozos. Además, el filtro evita el flujo a través del sondeo alrededor de la trayectoria de flujo alterna, al mismo tiempo que permite el flujo dentro de la trayectoria de flujo alterna y, en muchos casos, a través de una trayectoria de flujo primaria. Aunque los tubos de derivación ayudan a formar el filtro de grava, el uso de tubos de derivación puede limitar los métodos para proporcionar un aislamiento zonal con un filtro de grava. Por ejemplo, en una completación de pozo no revestido, los filtros no se instalan cuando se utiliza un filtro de grava debido a que no es posible formar un filtro de grava completo por arriba y por debajo del filtro. Sin un filtro de grava, pueden experimentarse diversos problemas. Por ejemplo, si uno de los intervalos en un yacimiento produce agua, el yacimiento puede colapsarse o fallar debido a fuerzas de fricción incrementadas y/o disolución de material que mantiene unidos los granos de arena. Asimismo, la producción de agua típicamente disminuye la productividad debido a que el agua es más densa que los hidrocarburos y se necesita más presión para moverla hacia arriba y hacia fuera del pozo. Es decir, entre más agua se produce, menor es la presión disponible para mover los hidrocarburos, tal como el petróleo. Además, el agua es corrosiva y puede ocasionar un daño severo al equipo si no se trata en forma adecuada. Finalmente, debido a que el agua tiene que desecharse en forma adecuada, la producción de agua aumenta los costos de tratamiento, manejo y desecho. Esta producción de agua, además puede combinarse con pozos que tienen una cantidad de diferentes intervalos de completacion con la resistencia del yacimiento que varia de un intervalo a otro. Debido a que la evaluación de la resistencia del yacimiento es complicada, la capacidad de predecir el momento del nacimiento de agua es limitada. En muchas situaciones se mezclan depósitos para reducir al mínimo el riesgo de inversión y maximizar el beneficio económico. En particular, los pozos que tienen diferentes intervalos y reservas marginales pueden mezclarse para reducir el riesgo económico. Uno de los riesgos en estas configuraciones es que la ruptura por gas y/o por agua en cualquiera de los intervalos amenaza las reservas restantes en los otros intervalos de la completacion del pozo. De este modo, la seguridad de funcionamiento del sistema general para completaciones de pozos tiene una gran incertidumbre para pozos filtrados con grava. Por consiguiente, existe la necesidad de un método y aparato que proporcionen un aislamiento zonal dentro de un filtro de grava, tal como una completacion de pozo no revestido. Asimismo, existe la necesidad de un aparato y método para completación de pozo que proporcionen trayectorias de flujo alternativas para dispositivos de control de arena, tal como tamices de arena, y filtros para filtrar con grava diferentes intervalos dentro de un pozo. Otro material relacionado puede encontrarse en por lo menos la Patente Norteamericana No. 5,588,487; la Patente Norteamericana No. 5,934,376; la Patente Norteamericana No. 6,227,303; la Patente Norteamericana No. 6,298,916; la Patente Norteamericana No. 6,464,261; la Patente Norteamericana No. 6,516,882; la Patente Norteamericana No. 6,588,506; la Patente Norteamericana No. 6,749,023; la Patente Norteamericana No. 6,752,207; la Patente Norteamericana No. 6,789,624; la Patente Norteamericana No. 6,814,239; la Patente Norteamericana No. 6,817,410; la Publicación de Solicitud Internacional No. WO 2004/094769; la Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2004/0003922; la Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2005/0284643; la Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2005/0205269; y "Completaciones de Trayectorias Alternas: Una Reseña Critica y Lecciones aprendidas de Casos con Prácticas Recomendadas para Aplicaciones en Aguas Profundas", G. Hurst, et al. Documento de la SPE No. 86532-MS. En una modalidad, se describe un aparato asociado con la producción de hidrocarburos . El aparato incluye un miembro tubular que tiene una abertura central para el flujo de fluidos a través del miembro tubular y por lo menos un tubo de conexión externo al miembro tubular; un elemento de expansión dispuesto alrededor del miembro tubular y por lo menos un tubo de conexión, en donde el elemento de expansión se configura para aislar por lo menos una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared de un sondeo. En una segunda modalidad, se describe otro aparato asociado con la producción de hidrocarburos. El aparato incluye un miembro tubular que tiene una primera abertura para el flujo de fluido a través del interior del miembro tubular; un manguito dispuesto alrededor del miembro tubular; una pluralidad de miembros de soporte dispuestos entre el miembro tubular y el manguito, en donde se forma una segunda abertura entre el miembro tubular, el manguito y la pluralidad de miembros de soporte; y un elemento de expansión dispuesto alrededor del manguito, en donde el miembro de expansión se configura para evitar sustancialmente el flujo de fluido fuera del manguito. En una tercera modalidad, se describe un sistema asociado con la producción de hidrocarburos. El sistema incluye un sondeo utilizado para producir hidrocarburos a partir de un depósito subterráneo, una sarta de tubería de producción dispuesta dentro del sondeo; una pluralidad de dispositivos de control de arena acoplados a la sarta de tubería de producción y dispuestos dentro de la sección de pozo no revestido del sondeo; por lo menos un filtro acoplado entre dos de la pluralidad de dispositivos de control de arena, en donde por lo menos un filtro se configura para evitar sustancialmente el flujo de fluido en por lo menos una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared de un sondeo; un primer filtro de grava dispuesto por lo menos parcialmente alrededor de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena corriente arriba de por lo menos un filtro; y un segundo filtro de grava dispuesto por lo menos parcialmente alrededor de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena corriente abajo de por lo menos un filtro. En una cuarta modalidad, se describe otro sistema para la producción de hidrocarburos. El sistema incluye un sondeo utilizado para producir hidrocarburos a partir de un depósito subterráneo; una sarta de tubería de producción dispuesta dentro del sondeo; una pluralidad de dispositivos de control de arena acoplados a la sarta de tubería de producción y dispuestos dentro del sondeo, en donde cada uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena tiene una trayectoria de flujo primaria aislada del sondeo mediante un medio de filtrado y una trayectoria de flujo secundaria en comunicación de fluido con el sondeo; por lo menos un filtro acoplado con por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena, por lo menos un filtro tiene una trayectoria de flujo primaria en comunicación con la trayectoria de flujo primaria de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena y una trayectoria de flujo secundaria en comunicación con la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de área a través de la región del colector que mezcla y redistribuye flujo dentro de la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro, en donde por lo menos un filtro se configura para aislar el flujo entre las secciones del sondeo fuera de la trayectoria de flujo primaria y la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro. En una quinta modalidad, se describe un tercer sistema para la producción de hidrocarburos. Este sistema incluye una barrera tubular instalada dentro de un sondeo; un primer filtro acoplado a la barrera tubular, en donde el primer filtro aisla una primera zona anular entre una pared del sondeo y la barrera tubular; por lo menos dos dispositivos de control de arena dispuestos dentro de la barrera tubular, en donde cada uno de por lo menos dos dispositivos de control de arena tiene una trayectoria de flujo primaria y una trayectoria de flujo secundaria; un segundo filtro acoplado entre por lo menos dos dispositivos de control de arena y configurados para aislar una segunda zona anular entre por lo menos dos dispositivos de control de arena y la barrera tubular, el segundo filtro tiene una trayectoria de flujo primaria en comunicación con la trayectoria de flujo primaria de por lo menos dos dispositivos de control de arena y una trayectoria de flujo secundaria en comunicación con la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos dos dispositivos de control de arena; un primer filtro de grava formado entre la barrera tubular y uno de por lo menos dos dispositivos de control de arena; y un segundo filtro de grava formado entre la barrera tubular y otro de por lo menos dos dispositivos de control de arena . En una sexta modalidad, se describe un método para la producción de hidrocarburos a partir de un pozo. El método incluye disponer dispositivos de control de arena y por lo menos un filtro dentro de un sondeo adyacente a un depósito subterráneo, en donde cada uno de los dispositivos de control de arena incluye por lo menos un tubo de derivación y cada uno de por lo menos un filtro incluye una trayectoria de flujo primaria y secundaria, en donde la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro se encuentra en comunicación de fluido con por lo menos un tubo de derivación de los dispositivos de control de arena; colocar por lo menos un filtro dentro de la sección de pozo no revestido; filtrar con grava los dispositivos de control de arena en un primer intervalo del depósito subterráneo corriente arriba de por lo menos un filtro; filtrar con grava los dispositivos de control de arena en un segundo intervalo del depósito subterráneo corriente abajo de por lo menos un filtro al hacer pasar un fluido de transporte que tiene grava a través de la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro; y producir hidrocarburos a partir de un sondeo al hacer pasar los hidrocarburos a través de los dispositivos de control de arena. Además, el método también puede incluir acondicionar un fluido de perforación utilizado para acceder un yacimiento del subsuelo a través del sondeo, en donde la pluralidad de dispositivos de control de arena y por lo menos un filtro se disponen en el sondeo en el fluido de perforación acondicionado; desplazar el fluido de perforación acondicionado adyacente a los dispositivos de control de arena y por lo menos un filtro con un fluido de transporte antes de colocar el filtro; y filtrar con grava los intervalos del sondeo con el fluido de transporte que tiene grava. En una séptima modalidad, se describe un método para la producción de hidrocarburos a partir de un pozo que comprende disponer por lo menos tres dispositivos de control de arena y por lo menos dos filtros dentro de un sondeo adyacente a un depósito subterráneo, en donde cada uno de por lo menos tres dispositivos de control de arena incluye una trayectoria de flujo primaria y por lo menos un tubo de derivación, en donde por lo menos un tubo de derivación forma una trayectoria de flujo secundaria y cada uno de por lo menos dos filtros incluye una trayectoria de flujo primaria y secundaria, en donde la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos dos filtros se encuentra en comunicación de fluido con por lo menos un tubo de derivación de por lo menos tres dispositivos de control de arena. El método además incluye colocar por lo menos uno de por lo menos de por lo menos tres dispositivos de control de arena corriente arriba de por lo menos dos filtros y por lo menos uno de por lo menos tres dispositivos de control de arena corriente abajo de por lo menos dos filtros y colocar por lo menos dos filtros dentro de una sección de pozo no revestido del sondeo. Además, el método implica filtrar con grava por lo menos dos de por lo menos tres dispositivos de control de arena a través de los tubos de derivación de por lo menos tres dispositivos de control de arena y de la trayectoria de flujo de fluido secundaria de por lo menos uno de por lo menos dos filtros, en donde por lo menos uno de por lo menos tres dispositivos de control de área permanece sin filtrar, en donde el dispositivo de control de arena sin filtrar se encuentra corriente abajo de por lo menos un dispositivo de control de arena filtrado y corriente arriba de por lo menos un dispositivo de control de arena filtrado, y producir hidrocarburos a partir del sondeo al hacer pasar los hidrocarburos a través de los dispositivos de control de arena . En una séptima modalidad, se describe otro método para la producción de hidrocarburos a partir de un pozo. Este método incluye proporcionar una pluralidad de dispositivos de control de arena que tienen una trayectoria de flujo primaria y una trayectoria de flujo secundaria a través del interior de los dispositivos de control de arena, en donde la trayectoria de flujo secundaria se comprende de tubos de derivación; acoplar un filtro que tiene un miembro tubular y un elemento de expansión dispuesto alrededor del miembro tubular entre dos de la pluralidad de dispositivos de control de arena, en donde el elemento de expansión se configura para aislar una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared de un sondeo y proporcionar una trayectoria de flujo primaria para la pluralidad de dispositivos de control de arena a través del interior del miembro tubular y una trayectoria de flujo secundaria a través del filtro, en donde la trayectoria de flujo secundaria se encuentra en comunicación de fluido con los tubos de derivación de la pluralidad de dispositivos de control de arena; y disponer la pluralidad de dispositivos de control de arena y el filtro dentro de un sondeo.

En una octava modalidad, se describe un método para operar un pozo. Este método incluye proporcionar dos dispositivos de control de arena dispuestos dentro de un sondeo adyacente a un depósito subterráneo, los dos dispositivos de control de arena tienen un interior, una trayectoria de flujo primaria y una trayectoria de flujo secundaria, en donde la trayectoria de flujo primaria pasa a través del interior del dispositivo de control de arena; acoplar un filtro que tiene un interior, una trayectoria de flujo primaria y una trayectoria de flujo secundaria entre los dos dispositivos de control de arena, en donde la trayectoria de flujo primaria se encuentra en el interior del filtro y se adapta y configura para estar en comunicación de fluido con las trayectorias de flujo primarias de los dos dispositivos de control de arena y la trayectoria de flujo secundaria se configura para estar en comunicación de fluido con las trayectorias de flujo secundarias de los dos dispositivos de control de arena; colocar el filtro dentro del sondeo, de tal manera que uno de los dos dispositivos de control de arena se encuentra por arriba del filtro y forma un primer intervalo entre el dispositivo de control de arena y la pared del sondeo y el otro de los dos dispositivos de control de arena se encuentra por debajo del filtro y formar un segundo intervalo entre la pluralidad de los dispositivos de control de arena y la pared del sondeo; filtrar con grava el primer intervalo, filtrar con grava el segundo intervalo e inyectar un fluido en por lo menos uno del grupo que consiste del primer intervalo y del segundo intervalo al hacer pasar el fluido a través de las trayectorias de flujo secundarias de los dispositivos de control de arena y la trayectoria de flujo secundaria del filtro. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las anteriores y otras ventajas de la presente técnica pueden volverse aparentes a partir de la lectura de la siguiente descripción detallada y a partir de la referencia a los dibujos, en los cuales: la FIGURA 1 es un sistema de producción ejemplar, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 2A-2B son modalidades ejemplares de dispositivos de control de arena convencionales utilizados dentro de los sondeos; las FIGURAS 3A-3D son modalidades ejemplares de un filtro utilizado con tubos de derivación individuales utilizados en el sistema de producción de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 4A-4D son modalidades ejemplares de filtros y configuraciones utilizadas en el sistema de producción de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 5A-5C son modalidades ejemplares de dos o más filtros utilizados en el sistema de producción de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas ; la FIGURA 6 es un diagrama de flujo ejemplar del uso de un filtro junto con los dispositivos de control de arena de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; la FIGURA 7 es un diagrama de flujo ejemplar de la instalación del filtro, dispositivos de control' de arena y filtro de grava de la FIGURA 6, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 8A-8N son modalidades ejemplares del proceso de instalación para el filtro, dispositivos de control de arena y filtro de grava de la FIGURA 7, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 9A-9D son modalidades ejemplares del aislamiento zonal proporcionado mediante los filtros descritos en lo anterior, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; las FIGURAS 10A-10B son modalidades ejemplares de los diferentes tipos de filtros de grava utilizados con el aislamiento zonal proporcionado mediante los filtros descritos en lo anterior, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; y las FIGURAS 11A-11C son modalidades ejemplares de los diferentes tipos de flujo a través del aislamiento zonal • proporcionado mediante los filtros descritos en lo anterior, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas; En la siguiente descripción detallada, las modalidades especificas de la presente invención se describen en relación con sus modalidades preferidas. Sin embargo, en la medida en que la siguiente descripción sea especifica para una modalidad particular o un uso particular de las presentes técnicas, se pretende que sea ilustrativa solamente y proporciona únicamente una descripción concisa de las modalidades ejemplares. Por consiguiente, la invención no se limita a las modalidades especificas descritas en lo siguiente, sino que, en cambio, la invención incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que estén dentro del alcance real de las reivindicaciones anexas. Las presentes técnicas incluyen uno o más filtros que pueden utilizarse en un sistema de completación, producción o inyección para mejorar las operaciones de pozos (por ejemplo, filtro de grava y/o mejorar la producción de hidrocarburos a partir de un pozo y/o mejorar la inyección de fluidos o gases en el pozo) . De acuerdo con las presentes técnicas, se pueden utilizar filtros con mecanismos de trayectoria alternativos para proporcionar un aislamiento zonal entre los filtros de grava en un pozo. Además, se describe que los aparatos para pozos proporcionan trayectorias de flujo de fluido para tecnologías de trayectoria alternativas dentro de un filtro que puede utilizarse en una completación de pozo revestido o no revestido. Estos filtros pueden incluir tubos de conexión individuales o un colector común o región de colector que proporciona comunicación de fluido a través del filtro hacia los tubos de derivación de los dispositivos de control de arena. Así pues, las presentes técnicas pueden utilizarse en completaciones de pozos para el control de flujo, producción de hidrocarburos y/o inyección de fluido. Volviendo ahora a los dibujos, y con referencia inicialmente a la FIGURA 1, se ilustra un sistema 100 de producción ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas. En el sistema 100 de producción ejemplar, una instalación 102 flotante de producción se acopla a un árbol de navidad 104 submarino ubicado sobre el lecho 106 marino. A través de este árbol de navidad 104 submarino, la instalación 102 flotante de producción tiene acceso a uno o más yacimientos del subsuelo, tal como el yacimiento 107 del subsuelo, el cual puede incluir múltiples intervalos o zonas 108a-108n de producción, en donde el número "n" en un número entero, que tienen hidrocarburos, tales como petróleo y gas. En forma provechosa, se pueden utilizar dispositivos, tales como los dispositivos 138a-138n de control de arena, para mejorar la producción de hidrocarburos de los intervalos 108a-108n de producción. Sin embargo, debe observarse que el sistema 100 de producción se ilustra para propósitos ejemplares y las presentes técnicas pueden ser útiles en la producción o inyección de fluidos de cualquier ubicación submarina, de plataforma o terrestre. La instalación 102 flotante de producción puede configurarse para monitorear y producir hidrocarburos a partir de los intervalos 108a-108n de producción del yacimiento 107 del subsuelo. La instalación 102 flotante de producción puede ser una embarcación flotante capaz de manejar la producción de fluidos, tales como hidrocarburos, de los pozos submarinos. Estos fluidos pueden almacenarse en la instalación 102 flotante de producción y/o proporcionarse a buquetanques (no mostrados) . Para tener acceso a los intervalos 108a-108n de producción, la instalación 102 flotante de producción se acopla a un árbol de navidad 104 submarino y a una válvula 110 de control mediante un elemento umbilical 112 de control. El elemento umbilical 112 de control puede incluir una tubería de producción para proporcionar hidrocarburos desde el árbol de navidad 104 submarino hasta la instalación 102 flotante de producción, una tubería de control para dispositivos hidráulicos o eléctricos, y un cable de control para la comunicación con otros dispositivos dentro del sondeo 114. Para tener acceso a los intervalos 108a-108n de producción, el sondeo 114 penetra el lecho 106 marino hasta una profundidad que se interconecta con los intervalos 108a-108n de producción en diferentes profundidades dentro del sondeo 114. Como puede apreciarse, los intervalos 108a-108n de producción, los cuales pueden ser referidos como intervalos 108 de producción, pueden incluir varias capas o intervalos de roca que pueden o no incluir hidrocarburos y pueden ser referidos como zonas. El árbol de navidad 104 submarino, el cual se coloca sobre el sondeo 114 en el lecho 106 marino, proporciona una interfaz entre los dispositivos dentro del sondeo 114 y la instalación 102 flotante de producción. Por consiguiente, el árbol de navidad 104 submarino puede acoplarse a una sarta 128 de tubería de producción para proporcionar trayectorias de flujo de fluido y un cable de control (no mostrado) para proporcionar trayectorias de comunicación, las cuales pueden interconectarse con el elemento 112 umbilical en el árbol de navidad 104 submarino. Dentro del sondeo 114, el sistema 100 de producción también puede incluir equipo diferente para proporcionar el acceso a los intervalos 108a-108n de producción. Por ejemplo, una sarta 124 de tubería de revestimiento de superficie puede instalarse desde el lecho 106 marino hasta una ubicación a una profundidad específica debajo del lecho 106 marino. Dentro de la sarta 124 de tubería de revestimiento de superficie, se puede utilizar una sarta 126 de tubería de revestimiento de producción o intermedia, la cual puede extenderse hacia abajo hasta una profundidad cercana al intervalo 108 de producción, para proporcionar soporte a las paredes del sondeo 114. Las sartas 124 y 126 de tubería de revestimiento de producción y de superficie pueden fraguarse con cemento en una posición fija dentro del sondeo 114 para estabilizar además el sondeo 114. Dentro de las sartas 124 y 126 de tubería de revestimiento de producción y de superficie, se puede utilizar una sarta 128 de tubería de producción para proporcionar una trayectoria de flujo a través del sondeo 114 para hidrocarburos y otros fluidos. A lo largo de esta trayectoria de flujo, se puede utilizar una válvula 132 de seguridad del subsuelo para bloquear el flujo de fluidos de la sarta 128 de tubería de producción en caso de ruptura o fractura encima de la válvula 132 de seguridad del subsuelo. Además, los dispositivos 138a-138n de control de arena pueden utilizarse para manejar el flujo de partículas hacia la sarta 128 de tubería de producción con filtros 140a-140n de grava. Los dispositivos 138a-138n de control de arena, pueden incluir tuberías ranuradas, tamices independientes (SAS) ; tamices prefiltrados ; tamices envueltos con cable de acero, tamices de membrana, tamices extensibles y/o tamices de malla de cable de acero mientras que los filtros 140a-140n de grava pueden incluir grava u otro material sólido adecuado. Además del equipo anterior, se pueden utilizar filtros 134a-134n para aislar entre si zonas especificas dentro de la zona anular del sondeo. Los filtros 134a-134n, los cuales pueden ser referidos en la presente como el o los filtros 134, pueden configurarse para proporcionar trayectorias de comunicación de fluido entre los dispositivos 138a-138n de control de arena en diferentes intervalos 108a-108n al mismo tiempo que evitan el flujo de fluido en una o más áreas adicionales, tal como la zona anular de un sondeo. Las trayectorias de comunicación de fluido pueden incluir una región de colector común o conexiones individuales entre los tubos de derivación a través del filtro. No obstante, los filtros 134 pueden utilizarse para proporcionar aislamiento zonal y un mecanismo para proporcionar un filtro de grava sustancialmente completo dentro de cada intervalo 108a-108n. Para propósitos ejemplares, los filtros 134 se describen además en la presente en diversas modalidades descritas en lo siguiente en las FIGURAS 3A-3D, 4A-4D y 5A-5C. Las FIGURAS 2A-2B son vistas parciales de modalidades de dispositivos de control convencionales que se juntan dentro de un sondeo. Cada uno de los dispositivos 200a y 200b de control de arena puede incluir un miembro tubular o tubo 202 base rodeado por un medio de filtrado o tamiz 204 de arena. Se pueden utilizar salientes 206 para mantener los tamices 204 de arena, los cuales pueden incluir múltiples segmentos de cable de acero, una distancia especifica de los tubos 202 base. Los tubos 208a y 208b de derivación, los cuales pueden ser referidos en conjunto como tubos 208 de derivación, pueden incluir tubos 208a de filtro o tubos 208b de transporte y también pueden utilizarse con los tamices 204 de arena para el filtro con grava dentro del sondeo. Los tubos 208a de filtro pueden tener una o más válvulas o toberas 212 que proporcionan una trayectoria de flujo para la lechada de filtro de grava, la cual incluye un fluido de transporte y grava, a la zona anular formada entre los tamices 204 de arena y las paredes del sondeo. Las válvulas pueden evitar que los fluidos de un intervalo aislado fluyan, a través de por lo menos un tubo de conexión, a otro intervalo. Para una perspectiva alternativa de la vista parcial del dispositivo 200a de control de arena, se muestra una vista en corte transversal de los diversos componentes a lo largo de la linea AA en la FIGURA 2B. Debe observarse que además de los tubos de derivación externos mostrados en las FIGURAS 2A y 2B, los cuales se describen en las Patentes Norteamericanas Nos. 4,945,991 y 5,113,935, también pueden utilizarse tubos de derivación internos, los cuales se describen en las Patentes Norteamericanas Nos. 5,515,915 y 6,227,303. Aunque este tipo de dispositivo de control de arena es útil para ciertos pozos, no se pueden aislar diferentes intervalos dentro del sondeo. Como se observa en lo anterior, los problemas con la producción de agua/gas pueden incluir pérdida de productividad, daño del equipo y/o costos incrementados de tratamiento, manejo y desecho. Estos problemas se combinan además para pozos que tienen una cantidad de diferentes intervalos de completación y en los que la resistencia del yacimiento puede variar de un intervalo a otro. Asi pues, la ruptura por agua o gas en cualquiera de los intervalos puede amenazar las reservas restantes dentro del pozo. Por consiguiente, para proporcionar el aislamiento zonal dentro del sondeo 114, diversas modalidades de filtros que proporcionan trayectorias de flujo alternativas se discuten en lo siguiente en las FIGURAS 3A-3D, 4A-4D y 5A-5C. Las FIGURAS 3A-3D son modalidades ejemplares de un filtro que tiene tubos de conexión individuales, los cuales pueden utilizarse en el sistema 100 de producción de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas. Por consiguiente, las FIGURAS 3A-3D pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1 y 2A-2B. En las modalidades, un filtro 300, el cual puede ser uno de los filtros 134a-134n, se utiliza con tubos 318 de derivación o de conexión individuales para proporcionar fluido de transporte junto con grava a diferentes intervalos 108a-108n aislados dentro del sondeo 114. En la FIGURA 3A, un filtro 300 incluye diversos componentes que se utilizan para aislar un intervalo, el cual puede ser un intervalo 108a-108n, dentro de un pozo 114. Por ejemplo, el filtro 300 incluye una sección 302 de cuerpo principal, un elemento 304 de expansión, una sección 306 de cuello, una sección 310 con muescas y tubos 318 de conexión o de transporte. La sección 302 de cuerpo principal puede fabricarse de acero o aleaciones de acero con la sección 302 de cuerpo principal configurada para ser de una longitud 316 especifica, tal como de aproximadamente 4.267, 11.582 ó 12.192 m (14, 38 ó 40 pies (ft)) (se encuentran uniones comunes entre aproximadamente 3.048 m. y 15.24 m. (10 pies y 50 pies)) que tienen diámetros interno y externo específicos. El elemento 304 de expansión puede ser de esta longitud 316 o menor. Los tubos 318 de conexión pueden ser secciones sin perforaciones del tubo, que tienen una longitud 316 (en algunas modalidades puede tener una longitud sustancialmente igual a la longitud del elemento 304 de expansión) y configuradas para acoplarse a y formar un sello con los tubos 208 de derivación en los dispositivos 200a y 200b de control de arena. Los tubos 318 de conexión también pueden incluir una válvula 320 dentro del tubo 318 de conexión para evitar que los fluidos de un intervalo aislado fluyan, a través del tubo 318 de conexión, a otro intervalo. El elemento de filtro o elemento 304 de expansión puede rodear la sección 302 de cuerpo principal y los tubos 318 de conexión y puede ser un elemento inflable accionado en forma hidráulica (un elastómero o material termoplástico) o un elemento de caucho hinchable en contacto con el tubo 318 de conexión. El elemento de caucho hinchable puede expandirse con la presencia de hidrocarburos, agua u otros estímulos. Como un ejemplo, un elemento de caucho hinchable puede hacerse funcionar en el pozo y permitir que se expanda para que haga contacto con las paredes del sondeo antes o durante la producción de hidrocarburos. También es posible utilizar un filtro hinchable que expanda después de que el agua comienza a entrar al sondeo y hace contacto con el filtro. Ejemplos de materiales hinchables que pueden utilizarse pueden encontrarse en Easy Well Solutions' CONSTRICTOR™ o S ELLPACKER™ y SwellFix's E-ZIP™. El filtro hinchable puede incluir un polímero hinchable o material de polímero hinchable, el cual se conoce por aquellos con experiencia en la técnica y que puede activarse mediante uno de un fluido de perforación acondicionado, un fluido de completación, un fluido de producción, un fluido de inyección, un fluido de estimulación o cualquier combinación de los mismos. Además, el filtro 300 puede incluir una sección 306 de cuello y una sección 310 con muecas. La sección 306 de cuello y sección 310 con muescas pueden fabricarse de acero o aleaciones de acero, con cada sección configurada para ser de una longitud 314 especifica, tal como de 10.16 cm. (4 pulgadas) a 0.305 m. (4 pies) (u otra distancia adecuada), que tienen diámetros interno y externo específicos. La sección 306 de cuello puede tener roscas 308 externas y la sección 310 con muescas puede tener roscas 312 internas. Estas roscas 308 y 312 pueden utilizarse para formar un sello entre el filtro 300 y un segundo dispositivo de control de arena u otro segmento de tubo, el cual se muestra en lo siguiente en las FIGURAS 3B-3D. La configuración del filtro 300 puede modificarse para tubos de derivación externos, como se muestra en la FIGURA 3B, y para tubos de derivación internos, como se muestra en la FIGURA 3C. En la FIGURA 3C, los dispositivos 350a y 350b de control de arena pueden incluir tubos 352 de derivación internos dispuestos entre los tubos 354a y 354b base y los medios de filtrado o tamices 356a y 356b de arena, los cuales son similares a los dispositivos 200a y 200b de control de arena. En las FIGURAS 3B y 3C, la sección 306 de cuello y la sección 310 con muescas del filtro 300 se acopla con secciones respectivas de los dispositivos 200a, 200b, 350a y 350b de control de arena. Estas secciones pueden acoplarse al engranar las roscas 308 y 312 para formar una conexión roscada. Además, los tubos 318 de conexión pueden acoplarse en forma individual a los tubos 208 de derivación. Debido a que los tubos 318 de conexión se configuran para hacerse pasar a través del elemento 304 de expansión, los tubos 318 de conexión forman una trayectoria de flujo continua a través del filtro 300 para los tubos 208 de derivación. Una perspectiva alternativa de la vista parcial del filtro 300, una vista en corte transversal del filtro 300 a lo largo de la linea BB, se muestra en la FIGURA 3D. Las FIGURAS 4A-4D son modalidades ejemplares de un filtro utilizado con un colector, las cuales también pueden utilizarse en el sistema 100 de producción de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas. Por consiguiente, las FIGURAS 4A-4D pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1 y 2. En las modalidades, se utiliza un filtro 400, el cual puede ser uno de los filtros 134a-134n, con un colector o abertura 420 para proporcionar un flujo de fluido o trayectoria de comunicación entre los múltiples tubos de derivación en los dispositivos de control de arena. El colector 420, el cual también puede ser referido como una región de colector o conexión de colector, puede utilizarse para acoplarse a tubos de derivación externos o internos de diferentes geometrías sin las preocupaciones de alineación que pueden presentarse en otras configuraciones. En la FIGURA 4A, un filtro 400, el cual puede ser uno de los filtros 134a-134n, incluye diversos componentes que se utilizan para aislar un intervalo dentro de un pozo. Por ejemplo, el filtro 400 incluye una sección 402 de cuerpo principal, un elemento de filtro o un elemento 404 de expansión, una sección 406 de cuello, sección 410 con muescas, miembros de soporte o segmentos 422 y una sección 418 de manguito que crea la abertura o colector 420. La sección 402 de cuerpo principal y la sección 418 de manguito pueden fabricarse de acero o aleaciones de acero y configurarse para ser de una longitud 416 especifica, tal como entre 15.24 cm. (6 pulgadas) a 15.24 m. (50 pies) y de mayor preferencia de 4.267, 11.582 ó 12.192 m. (14, 38 ó 40 pies), como se discute en lo anterior, que tienen diámetros interno y externo específicos. La sección 418 de manguito también puede configurarse para acoplarse y formar un sello con los tubos de derivación, tal como los tubos 208 de derivación en los dispositivos 200a y 200b de control de arena. Los segmentos 422 de soporte se utilizan para formar la abertura 420 y se colocan entre la sección 402 de cuerpo principal y la sección 418 de manguito para soportar el elemento 404 de expansión y la sección 418 de manguito. El elemento 404 de expansión puede ser similar al elemento 304 de expansión. Por ejemplo, el elemento de expansión puede inflarse, hincharse o, posiblemente, apretarse contra las paredes del sondeo o la sarta de tubería de revestimiento. Es decir, el elemento 404 de expansión puede incluir, por ejemplo, un elemento inflable, filtro tipo copa, un elemento accionado en forma hidráulica, hidrostática o mecánica, un elemento activado mediante identificación por radiofrecuencia y un material hinchable. El material hinchable o un material de polímero hinchable se expande con la presencia de por lo menos uno de petróleo, agua y cualquier combinación de los mismos. Asimismo, el elemento 404 de expansión puede activarse mediante fluido de perforación, fluido de producción, fluido de completación, fluido de inyección, fluido de estimulación y cualquier combinación de los mismos. Además, el filtro 400 puede incluir una sección 406 de cuello y una sección 410 con muecas. La sección 406 de cuello y sección 410 con muescas pueden fabricarse de acero o aleaciones de acero, con cada sección configurada para ser de una longitud 414 específica, la cual puede ser similar a la longitud 314 discutida en lo anterior, que tienen diámetros interno y externo específicos. La sección 406 de cuello puede tener roscas 408 externas y la sección 410 con muescas puede tener roscas 412 internas. Estas roscas 408 y 412 pueden utilizarse para formar un sello entre el filtro 400 y un segundo dispositivo de control de arena u otro segmento de tubo, el cual se muestra en lo siguiente en las FIGURAS 4B-4D. Debe observarse que el mecanismo de acoplamiento para estos filtros y los dispositivos de control de arena pueden incluir mecanismos de sellado, como se describe en la Patente Norteamericana No. 6,464,261; Solicitud de Patente Internacional No. WO2004/094769; Solicitud de Patente Internacional No. WO2005/031105 ; Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2004/0140089; Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2005/0028977; Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2005/0061501; y Publicación de Solicitud de Patente Norteamericana No. 2005/0082060. La configuración del filtro 400 se muestra en la FIGURA 4B para los tubos de derivación internos y en la FIGURA 4C para los tubos de derivación externos. En las FIGURAS 4B y 3C, la sección 406 de cuello y la sección 410 con muescas del filtro 400 se acoplan con secciones respectivas de los dispositivos 200a, 200b, 350a y 350b de control de arena. Estas secciones pueden acoplarse al engranar las roscas 408 y 412 para formar una conexión roscada o a través del mecanismo de sellado descrito en las referencias anteriores. No obstante, la abertura 420 proporciona trayectorias de flujo de fluido sin restricciones entre los tubos 208 y 352 de derivación en los dispositivos 200a, 200b, 350a y 350b de control de arena acoplados al filtro 400. La abertura 420 se configura para pasar a través del elemento 404 de expansión y es un espacio sustancialmente sin restricciones. La alineación en esta configuración no es necesaria puesto que los fluidos se mezclan, los cuales pueden incluir diversas formas. El dispositivo de control de arena se conecta al filtro con una conexión de colector. El flujo de los tubos de derivación en los dispositivos de control de arena entra en un área sellada por arriba de la conexión en la que se desvia el flujo hacia las trayectorias de flujo del filtro o la abertura 420. Una perspectiva alternativa de la vista parcial del filtro 400, una vista en corte transversal de los diversos componentes a lo largo de la linea CC, se muestra en la FIGURA 4D. Las FIGURAS 5A-5C son modalidades ejemplares de dos o más filtros utilizados en el sistema 100 de producción de la FIGURA 1, de acuerdo con ciertos aspectos de las presentes técnicas. Por consiguiente, las FIGURAS 5A-5C pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 2, 3A-3D y 4A-4D. En las modalidades se utilizan dos filtros 502 y 504, los cuales pueden ser un filtro de pozo revestido y un filtro de pozo no revestido que se representan como uno de los filtros 134a-134n, junto con una tubería revestida 508 dentro del sondeo para aislar diferentes intervalos 108a-108n. En la FIGURA 5A, pueden utilizarse un primer filtro 502 y un segundo filtro 504 con una barrera tubular, tal como una tubería revestida 508 para aislar un intervalo dentro de un pozo. El primer filtro 502 puede disponerse alrededor de la tubería revestida 508 y puede incluir, por ejemplo, uno del filtro 300, el filtro 400, un E-ZIP™, CONSTRICTOR™ o cualquier filtro adecuado de pozo no revestido conocido por personas con experiencia en la técnica. Dependiendo de la modalidad particular, el segundo filtro 504 puede disponerse entre un tubo 506 base y la tubería revestida 508 y puede incluir, por ejemplo, uno del filtro 300, el filtro 400, un MZ PACKER™, o cualquier filtro adecuado de pozo revestido conocido por personas con experiencia en la técnica. El tipo de filtro utilizado puede depender de la ubicación del filtro (por ejemplo, entre los intervalos 108a y 108b de producción o corriente arriba del intervalo 108a) y del suministro de trayectorias de flujo alternativas. Es decir, uno de los filtros 300 ó 400 puede utilizarse con un filtro convencional para otras modalidades específicas. La tubería revestida 508 puede ser una tubería revestida preperforada, la cual puede incluir aberturas, perforaciones y ranuras diseñadas que se utiliza para proporcionar estabilidad a la pared 510 del sondeo. El primer filtro 502 aisla la zona anular formada entre la pared 510 del sondeo y la tubería revestida 508 mientras que el segundo filtro 504 aisla la zona anular formada entre la tubería revestida 508 y los tamices 200a y 200b de arena. Por consiguiente, el uso de los filtros 502 y 504 con una tubería revestida 508 puede proporcionar un aislamiento zonal dentro del pozo.

Como una perspectiva alternativa de los filtros 502 y 504, una vista en corte transversal de los filtros 502 y 504 a lo largo de la linea DD se muestra en las FIGURAS 5B y 5C. En la FIGURA 5B, el primer filtro 502 puede ser un filtro de pozo no revestido convencional tal como, por ejemplo, el CONSTRICTOR™ que forma un sello entre la pared del sondeo y la tubería revestida y el segundo filtro 504 puede ser el filtro 300. Por consiguiente, en esta modalidad, los tubos 512 de conexión pueden utilizarse para acoplar los tubos 208 de derivación de los dispositivos 200a-200b de control de arena. De manera alterna, en la FIGURA 5C, el primer filtro 502 nuevamente puede ser un filtro externo mientras que el segundo filtro 504 puede ser el filtro 400. Por consiguiente, en esta modalidad, la sección 516 de manguito y los segmentos 514 de soporte pueden utilizarse para formar una abertura 518 que proporciona una trayectoria de flujo de fluido para los tubos 208 de derivación de los dispositivos 200a-200b de control de arena. La instalación y el uso de estos filtros se discute adicionalmente en lo siguiente. La FIGURA 6 es un diagrama de flujo ejemplar del uso del filtro o filtros junto con los dispositivos de control de arena de la FIGURA 1, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. Este diagrama de flujo, el cual es referido mediante el número de referencia 600, puede entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 3A-3D, 4A-4D y 5A-5C. En este diagrama 600 de flujo se describe un proceso para mejorar la producción de hidrocarburos a partir de un sondeo 114 al proporcionar un aislamiento zonal en un filtro de grava. Es decir, las presentes técnicas proporcionan un aislamiento zonal en un sondeo que incluye filtros de grava. Por consiguiente, los filtros utilizados con el filtro de grava proporcionan un aislamiento zonal, el cual puede mejorar la producción de hidrocarburos de los intervalos 108 de producción del yacimiento 107 del subsuelo. El diagrama de flujo comienza en el bloque 602. En el bloque 604 se puede perforar un pozo. El pozo puede perforarse hasta una ubicación de profundidad especifica a través de varios intervalos 108 de producción del yacimiento 107 del subsuelo. La perforación del pozo puede implicar técnicas típicas utilizadas para diferentes campos. Después, se pueden instalar uno o más filtros y dispositivos de control de arena dentro del pozo, como se muestra en el bloque 606. Los filtros y los dispositivos de control de arena, los cuales pueden incluir el filtro de las modalidades de las FIGURAS 3A-3D, 4A-4D y 5A-5C, pueden instalarse mediante el uso de diversas técnicas. Para las modalidades de las FIGURAS 5A-5C, esta instalación también puede incluir la instalación de una tubería revestida preperforada . En el bloque 608 se puede instalar un filtro de grava dentro del sondeo. La instalación de los filtros, dispositivos de control de arena y filtro de grava se discute adicionalmente en lo siguiente en las FIGURAS 7 y 8A-8N. Con los filtros, dispositivos de control de arena y filtro de grava instalados, el pozo puede operarse como se discute en los bloques 610-614. En el bloque 610 se pueden producir hidrocarburos a partir del pozo, tal como petróleo y gas. Durante la producción se puede monitorear la operación del pozo, como se muestra en el bloque 612. El monitoreo del pozo puede incluir la supervisión general, tal como el monitoreo del corte de agua del pozo o de otras técnicas similares. Asimismo, el monitoreo puede incluir sensores que determinan los niveles de gas presente dentro del sondeo. En el bloque 614, se realiza una determinación acerca del aumento en la producción de agua. Esta determinación puede incluir la comparación del corte de agua con un umbral predeterminado o la indicación de un monitor dentro del sondeo de que la cantidad de agua que se produce va en aumento o ha excedido un umbral especifico. Si la producción de agua no ha aumentado, se puede continuar con el monitoreo del pozo en el bloque 612. Sin embargo, si la producción de agua ha aumentado, se puede verificar el intervalo que produce agua, como se muestra en el bloque 616. La verificación del intervalo que produce agua puede incluir la obtención de información de uno o más sensores asociados con el intervalo o la activación de una herramienta de.perfilaje de producción (PLT) a través de un cable de acero hacia una ubicación especifica dentro del pozo para confirmar el intervalo que produce agua, por ejemplo. Después, se realiza una determinación sobre si la producción del pozo está completa, como se muestra en el bloque 618. Si la producción del pozo no está completa, entonces se aisla el intervalo que produce agua, como se muestra en el bloque 620. El aislamiento del intervalo de producción de agua puede incluir diferentes técnicas basadas en la ubicación del intervalo de producción de agua. Por ejemplo, si el intervalo de producción de agua se ubica en la parte inferior del sondeo (es decir, el extremo de una porción desviada del sondeo) , tal como el intervalo 108n, se puede colocar un conector dentro del sondeo 114 y activarlo a través de una linea eléctrica en una ubicación delante del dispositivo 138n de control de arena. Este conector y filtro 134n-l aisla el intervalo 138n de producción del agua de producción dentro de la tubería 128 de producción. De manera alterna, si el intervalo de producción de agua se ubica en la parte superior del sondeo (es decir, al inicio de una porción desviada del sondeo) , tal como el intervalo 108a, se puede colocar un ensamble de caballete dentro del sondeo 114 e instalarse a través del intervalo de producción de agua. Este ensamble de caballete y los filtros 134a y 138b aislan el intervalo 138a de producción del agua de producción dentro de la tubería 128 de producción. No obstante, si la producción del pozo está completa, entonces el proceso puede finalizar en el bloque 622. En forma provechosa, el uso de los filtros junto con los dispositivos de control de arena en un filtro de grava proporciona flexibilidad al aislar diversos intervalos de la producción de agua o gas no deseada al mismo tiempo que pueden protegerlos contra la producción de arena. El aislamiento también permite el uso de dispositivos de control de afluencia (por ejemplo, Reslink's RESFLO ™ y Baker 's EQUALIZER™) para proporcionar control de presión para intervalos individuales. También proporciona flexibilidad para instalar dispositivos de control de flujo (por ejemplo, reguladores) que pueden regular el flujo entre los yacimientos de diferente productividad o permeabilidad. Además, un intervalo individual puede filtrarse con grava o es posible que no necesite filtrarse con grava. Es decir, las operaciones de filtrado con grava pueden utilizarse para filtrar con grava intervalos selectivos, mientras que otros intervalos no se filtran con grava como parte del mismo proceso. Finalmente, se pueden filtrar con grava intervalos individuales con diferente tamaño de grava de las otras zonas para mejorar la productividad del pozo. De este modo, se puede seleccionar el tamaño de la grava para intervalos específicos . La FIGURA 7 es un diagrama de flujo ejemplar de la instalación del filtro, dispositivos de control de arena y filtro de grava de la FIGURA 6, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. Este diagrama de flujo, el cual es referido mediante el número de referencia 700, puede entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 3A-3D, 4A-4D, 5A-5C y 6. En este diagrama 700 de flujo se describe un proceso para instalar los dispositivos de control de arena, filtro y filtro de grava dentro de un sondeo, tal como el sondeo 114. El diagrama de flujo comienza en el bloque 702. En el bloque 704 se pueden obtener datos del pozo. Los datos del pozo pueden obtenerse al capturar las diagrafías de pozo no revestido y al proporcionar estas diagrafías de pozo no revestido a un ingeniero. En el bloque 706 se puede identificar una ubicación para el filtro. Para identificar una ubicación, el ingeniero puede revisar e identificar secciones del sondeo para seleccionar una ubicación de filtro. Después, el sondeo puede limpiarse en la ubicación identificada, como se muestra en el bloque 708. La limpieza puede realizarse mediante un ensamble de limpieza, el cual puede incluir un abridor de pozo, cepillos y rascadores, por e emplo . Los filtros y dispositivos de control de arena pueden hacerse funcionar en la ubicación, como se muestra en el bloque 710. Nuevamente, los filtros pueden incluir las diversas modalidades discutidas en lo anterior. Asimismo, para las modalidades de las FIGURAS 5A-5C, se puede instalar una tubería revestida preperforada y un filtro de pozo no revestido antes de la instalación de los filtros con los dispositivos de control de arena. Una vez en la ubicación objetivo, se colocan los filtros, como se muestra en el bloque 712. La colocación de los filtros puede incluir la introducción de estímulos en los filtros, tales como hidrocarburos, para hacer que los filtros se expandan y aislen las porciones específicas del sondeo. Después, se puede dar inicio a las operaciones de filtrado con grava, como se muestra en el bloque 714-720. En el bloque 714, se pueden colocar las herramientas para las operaciones de filtrado con grava. Las herramientas pueden incluir una herramienta combinada y otro equipo que se utiliza para proporcionar un fluido de transporte que tiene grava a los intervalos dentro del sondeo. El fluido de transporte puede ser un fluido que se hace viscoso con un polímero de HEC, un fluido que se hace viscoso con un polímero de xantano o un fluido que se hace viscoso con un tensioactivo viscoelástico . Asimismo, el fluido de transporte puede seleccionarse para tener una reología favorable y capacidad de transporte de arena para filtrar con grava los intervalos del sondeo mediante el uso de dispositivos de control de arena con tecnología de trayectoria alterna. Después, en el bloque 716, los intervalos se filtran con grava. Los intervalos más bajos (por ejemplo, los intervalos inferiores o intervalos identificados para un filtrado con grava selectivo) pueden filtrarse con grava mediante el uso de tubos de derivación. Asimismo, el orden del filtrado con grava puede realizarse desde la parte superior hasta la parte inferior del sondeo o en cualquier secuencia específica con base en los tubos de derivación u otro equipo que se utilice. Una vez que se forman los filtros de grava 140a-140n, los fluidos del sondeo pueden limpiarse y sustituirse con un fluido de completación, como se muestra en el bloque 718. En el bloque 720 se puede instalar la tubería 128 de producción y poner en operación el pozo. El proceso finaliza en el bloque 722. Como un ejemplo específico, las FIGURAS 8A-8N ilustran modalidades ejemplares del proceso de instalación para un filtro, dispositivos de control de arena y filtros de grava. Estas modalidades, las cuales pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 2A-2B, 3A-3D, 4A-4D y 7, implican un proceso de instalación que hace funcionar dispositivos de control de arena y un filtro, el cual puede ser el filtro 330 ó 400, en un lodo de perforación acondicionado, al como un fluido no acuoso (NAF) , el cual puede ser un fluido de petróleo, cargado de sólidos o un fluido a base de agua, cargado de sólidos. Este proceso, el cual es un proceso de dos fluidos, puede incluir técnicas similares a las del proceso discutido en la Solicitud de Patente Internacional No. WO 2004/079145, la cual se incorpora en la presente para referencia. Sin embargo, debe observarse que este ejemplo es únicamente para propósitos de ejemplo, ya que también se pueden utilizar otros procesos y equipos adecuados. En la FIGURA 8A, los dispositivos 350a y 350b de control de arena y el filtro 134b, el cual puede ser uno de los filtros discutidos en lo anterior, se colocan dentro del sondeo. Los dispositivos 350a y 350b de control de arena pueden incluir tubos 352 de derivación internos dispuestos entre los tubos 354a y 354b base y los tamices 356a y 356b de arena. Estos dispositivos 350a y 350b de control de arena y filtro 134b pueden instalarse en un NAF 804 acondicionado dentro de las paredes 810 del sondeo. En particular, el filtro 134b puede instalarse entre los intervalos 108a y 108b de producción. Además, una herramienta 802 combinada con un tubo de lavado 803 y un filtro 134a se bajan y colocan en el sondeo 114 sobre un tubo 806 de perforación. La herramienta 802 combinada y el filtro 134a pueden hacerse funcionar dentro de la sarta 126 de tubería de revestimiento de producción. El NAF 804 acondicionado en el sondeo puede acondicionarse sobre un sacudidor de malla (no mostrado) antes de hacerse funcionar dentro del sondeo para reducir cualquier obstrucción potencial de los dispositivos 350a y 350b de control de arena. En la FIGURA 8B, el filtro 134a se coloca en la sarta 126 de tubería de revestimiento de producción por arriba de los intervalos 108a y 108b que se van a filtrar con grava. El filtro 134a sella los intervalos 108a y 108b de las porciones del sondeo 114 por arriba del filtro 134a. Después de que se coloca el filtro 134a, como se muestra en la FIGURA 8C, la herramienta 802 combinada se cambia a una posición invertida y se bombea un fluido 812 de transporte hacia el tubo 806 de perforación y se coloca dentro de la zona anular entre la sarta 126 de tubería de revestimiento de producción y el tubo 806 de perforación por arriba del filtro 134a. El fluido 812 de transporte desplaza el fluido de perforación acondicionado, el cual puede ser un fluido de petróleo, tal como el NAF 804 acondicionado, en la dirección indicada mediante la flechas 814. Después, en la FIGURA 8D, la herramienta 802 combinada se cambia a una posición de circulación, la cual también puede referida como la posición de filtro de grava circulante o posición de filtro de grava. El fluido 812 de transporte se bombea entonces hacia la zona anular entre la sarta 126 de tubería de revestimiento de producción y el tubo 806 de perforación, empujando el NAF 804 Acondicionado a través del tubo de lavado 803, fuera de los tamices 356a y 356b de arena, barriendo la zona anular de pozo no revestido entre los tamices 356a y 356b de arena y la pared 810 del sondeo y a través de la herramienta 802 combinada hacia el tubo 806 de perforación. La trayectoria de flujo del fluido 812 de transporte se indica mediante las flechas 816. En las FIGURAS 8E-8G, el intervalo se prepara para filtrarse con grava. En la FIGURA 8E, una vez que la zona anular de pozo no revestido entre los tamices 356a y 356b de arena y la pared 810 del sondeo se ha barrido con el fluido 812 de transporte, la herramienta 802 combinada se cambia a la posición invertida. El NAF 804 acondicionado se bombea hacia la zona anular entre la sarta 126 de tubería de revestimiento de producción y el tubo 806 de perforación para hacer que el NAF 804 acondicionado y el fluido 812 de transporte salgan del tubo 806 de perforación, como se muestra mediante las flechas 818. Estos fluidos pueden removerse del tubo 806 de perforación. Después se coloca el filtro 134b, como se muestra en la FIGURA 8F. El filtro 134b, el cual puede ser uno de los filtros 300 ó 400, por ejemplo, puede utilizarse para aislar la zona anular formada entre las paredes 810 del sondeo y los tamices 356a y 356b de arena. Mientras se encuentra aún en la posición invertida, como se muestra en la FIGURA 8G, el fluido 812 de transporte con grava 820 puede hacerse funcionar dentro del tubo 806 de perforación y utilizarse para hacer que el NAF 804 acondicionado salga de la zona anular formada entre el tubo 806 de perforación y la sarta 126 de tubería de revestimiento de producción por arriba del filtro 134a, como se muestra mediante las flechas 822. En las FIGURAS 8H-8J, la herramienta 802 combinada puede cambiarse a la posición de circulación para filtrar con grava el primer intervalo 108a. En la FIGURA 8H, el fluido 812 de transporte con grava 820 comienza a crear un filtro de grava dentro del intervalo 108a de producción por arriba del filtro 134b en la zona anular entre las paredes 810 del sondeo y el tamiz 356a de arena. El fluido fluye fuera del tamiz 356a de arena y regresa a través del tubo de lavado 803 como se indica mediante las flechas 824. En la FIGURA 81, el filtro 140a de grava comienza a formarse por arriba del filtro 134b, alrededor del tamiz 356a de arena y hacia el filtro 134a. En la FIGURA 8J, el proceso de filtrado con grava continúa con la formación del filtro 140a de grava hacia el filtro 134a hasta que el tamiz 356a de arena se encuentra cubierto con el filtro 140a de grava. Una vez que se forma el filtro 140a de grava en el primer intervalo 108a y los tamices de arena por arriba del filtro 134b se encuentran cubiertos con grava, el fluido 812 de transporte con grava 820 se hace pasar a través de los tubos de derivación y del filtro 134b. El fluido 812 de transporte con grava 820 comienza a crear el segundo filtro 140b de grava en las FIGURAS 8K-8N. En la FIGURA 8K, el fluido 812 de transporte con grava 820 comienza a crear un segundo filtro 140b de grava dentro del intervalo 108b de producción por debajo del filtro 134b en la zona anular entre las paredes 810 del sondeo y el tamiz 356b de arena. El fluido fluye a través de los tubos de derivación y filtro 134b fuera del tamiz 356b de arena y regresa a través del tubo de lavado 803 como se indica mediante las flechas 826. En la FIGURA 8L, el filtro 140b de grava comienza a formarse por debajo del filtro 134b y alrededor del tamiz 356b de arena. En la FIGURA 8M, el filtrado con grava continúa formando el filtro 140b de grava hacia el filtro 134b hasta que el tamiz 356b de arena se encuentra cubierto con el filtro 140b de grava. En la FIGURA 8N, los filtros 140a y 140b de grava se forman y la presión de tratamiento de superficie aumenta hasta indicar que el espacio de zona anular entre los tamices 356a y 356b de arena y las paredes del sondeo 810 se encuentran filtradas con grava. Un ejemplo especifico de una instalación de los filtros 502 y 504 se describe en lo siguiente. Para comenzar, se perfora el intervalo de producción hasta una profundidad objetivo y el pozo se rectifica nuevamente para limpiar el sondeo. Las diagrafias de pozo no revestido pueden enviarse a un ingeniero para que revise e identifique una ubicación en esquisto para colocar el primer filtro 502 . La ubicación del primer filtro 502 puede hacerse funcionar a través de una barrera de esquisto que separa la arena de producción de agua/gas prevista y el intervalo de producción de hidrocarburos a largo plazo. Después, se puede colocar una tubería revestida 508 preperforada con el primer filtro 502 hasta una profundidad objetivo. Por consiguiente, el primer filtro 502 puede aislar la zona anular entre la sección de esquisto y la tubería revestida 508 preperforada. Después, los dispositivos de control de arena y el segundo filtro 504 pueden ponerse a funcionar en la profundidad objetivo. El segundo filtro 504 aisla la zona anular entre la tubería revestida 508 preperforada y los tamices de control de arena del dispositivo de control de arena. Después, el proceso de filtrado con grava puede proceder del mismo modo que en la discusión de las FIGURAS 8B-8N. Las FIGURAS 9A-9D son modalidades ejemplares del aislamiento zonal que puede proporcionarse mediante los filtros descritos en lo anterior, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. Por consiguiente, estas modalidades pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 3A-3D y 4A-4D y 5A-5C. En estas modalidades, las FIGURAS 9A y 9B se refieren al proceso o sistema que utiliza los filtros 300 ó 400 mientras que las FIGURAS 9C y 9D se refieren al proceso o sistema que utiliza los filtros 502 y 504. En las FIGURAS 9A-9B, los dispositivos 138a-138c de control de arena y los filtros 140a-140c de grava se colocan dentro del sondeo 114 con los filtros 134a-134c, los cuales pueden ser uno de los filtros discutidos en lo anterior. Los dispositivos 138a y 138b de control de arena, los cuales pueden incluir tubos de derivación internos (no mostrados) dispuestos entre los tubos base y los tamices de arena, pueden utilizarse para producir hidrocarburos a partir de los intervalos 108a y 108b respectivos, los cuales pueden fluir a lo largo de las trayectorias 902 y 904 de flujo. En la FIGURA 9A, el intervalo 108c se encuentra produciendo agua a lo largo de la trayectoria 904 de flujo. Por consiguiente, para aislar este intervalo 108c se puede instalar un conector 906 dentro del tubo base en la ubicación del filtro 134c. Este conector 906 junto con el filtro 134c aisla el intervalo de producción de agua de los otros intervalos 108a y 108b, los cuales pueden continuar produciendo hidrocarburos. De manera similar, en la FIGURA 9B, el intervalo 108b se encuentra produciendo agua. Para aislar el intervalo 108b se puede instalar un ensamble 916 de caballete entre los filtros 134b y 134c para aislar el intervalo 108b de producción de agua de los otros intervalos 108a y 108c que se encuentran produciendo hidrocarburos a lo largo.de la trayectoria 912.

En las FIGURAS 9C-9D, los dispositivos 138a-138c de control de arena y los filtros 140a-140c de grava se colocan dentro de una tubería revestida 508 dentro del sondeo 114 con los filtros 502a, b y 504a, b. Los dispositivos 138a y 138b de control de arena, los cuales incluyen tubos de derivación internos, pueden utilizarse para producir hidrocarburos a partir de los intervalos 108a y 108b respectivos, los cuales pueden fluir a lo largo de las trayectorias 922 flujo. En la FIGURA 9C, el intervalo 108c se encuentra produciendo agua a lo largo de la trayectoria 924 de flujo. Por consiguiente, para aislar este intervalo 108c se puede instalar un conector 926 dentro del tubo base en la ubicación de los filtros 502b y 504b. Este conector 926 junto con el filtro 502b y 504b aisla la porción de producción de agua de los otros intervalos 108a y 108b, los cuales pueden continuar produciendo hidrocarburos. De manera similar, en la FIGURA 9D, el intervalo 108b se encuentra produciendo agua. Se puede instalar un ensamble 928 de caballete entre los filtros 502a, b y 504a, b para aislar el intervalo 108b de producción de agua de los otros intervalos 108a y 108c que se encuentran produciendo hidrocarburos a lo largo de la trayectoria 930. Como un ejemplo específico de técnicas de aislamiento, se puede determinar la producción de agua que estará presente en la parte inferior de un sondeo desviado. Esta ubicación puede determinarse al realizar una inspección del PLT para confirmar la fuente de la producción de agua. Después, se puede instalar un cable de acero o conector de tubería de serpentín, el cual puede incluir un seguro o mandril tipo cuña y una unión substituta de igualación para aislar el intervalo de producción de agua. El conector puede hacerse funcionar en un modo no selectivo, ya que el perfil de niple (si se incluye como parte del ensamble de filtro) en el filtro (por ejemplo, un filtro tipo copa, tal como por ejemplo, MZ PACKER™ (Schlumberger) , un filtro hinchable, tal como por ejemplo, E-ZIP™) típicamente es el más pequeño en la sarta de completación . Asimismo, debe observarse que se puede utilizar un tractor para desviaciones de aproximadamente 65 grados si el cable de acero es el tipo de sarta de trabajo seleccionado. Una vez colocado, el cable de acero o unidad de tubería de serpentín puede desmontarse y la producción reanudarse . Como otro ejemplo, se puede determinar el agua que se produce desde la parte superior del sondeo desviado. Nuevamente, en el ejemplo, se puede confirmar la fuente de la producción de agua al realizar una inspección del PLT. Después, se puede montar la tubería de serpentín y se puede instalar un ensamble de caballete para aislar en forma adecuada el intervalo de producción de agua. El ensamble de caballete puede incluir una guía de sellado, localizador no-go, tubería de junta lisa y una cuña o barra de suspensión tipo mandril de bloqueo. El ensamble de caballete puede construirse para la sarta de trabajo de tubería de serpentín y activarse en el pozo para asentar los sellos de guía dentro del filtro de aislamiento. La tubería de junta lisa aisla el intervalo de producción de agua y la barra de suspensión asegura el ensamble completo en su lugar. Una vez en su lugar, se desmonta la unidad de tubería de serpentín y se reanuda la producción. Además, al utilizar un filtro para aislar diversos intervalos, se proporciona diferente flexibilidad con la colocación de filtros de grava en algunos intervalos e incluso con el tipo de grava. Por ejemplo, las FIGURAS 10A-10B son modalidades ejemplares de los diferentes tipos de filtros de grava utilizados con el aislamiento zonal proporcionado mediante los filtros descritos en lo anterior, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. Por consiguiente, estas modalidades pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 3A-3D y 4A-4D, 5A-5C y 9A-9D. En las FIGURAS 10A-10B, los dispositivos 138a-138c de control de arena se colocan dentro del sondeo 114 con filtros 134b y 134c. Los dispositivos 138a-138c de control de arena, los cuales pueden incluir tubos de derivación internos, pueden utilizarse para producir hidrocarburos a partir de los intervalos 108a-108c respectivos. En la FIGURA 10A, los intervalos 108a y 108c se filtran para formar filtros 140a y 140c de grava a través de los tubos de derivación internos. Los tubos de derivación internos en el dispositivo 138b de control de arena pueden obturarse y no se encuentran en comunicación de fluido con el sondeo 114. Como resultado, no se forma ningún filtro 140b de grava dentro del intervalo 108b debido a que la grava no entra al intervalo 108b debido al aislamiento proporcionado mediante los filtros 134b y 134c. Incluso con el aislamiento, los intervalos 108a-108c producen hidrocarburos a través de los dispositivos 138a-138c de control de arena. En este ejemplo, no se crea ningún filtro 140b de grava en el intervalo 108b debido a la alta calidad de la arena en este intervalo, lo cual puede disminuir la productividad del pozo. O, no es necesario un filtro de grava debido a la alta resistencia de la arena en el intervalo 108b. De manera similar, en la FIGURA 10B, se colocan filtros 140b y 140c de grava con desviaciones internas a través de bombeo de derivación directa. No existe comunicación de fluido con los tubos de derivación internos en el dispositivo 138a de control de arena, los cuales pueden obturarse. El filtro 140a de grava se instala mediante el uso de técnicas de filtro de grava convencionales por arriba del filtro 134b. El tamaño de la grava en el filtro 140a de grava puede ser diferente a los tamaños de la grava en los filtros 140b y 140c de grava para mejorar el rendimiento del pozo.

Asi pues, este aislamiento zonal proporciona flexibilidad en la colocación de filtros de grava al igual que el tipo de grava colocada dentro del pozo. Además, debe observarse que las presentes técnicas también pueden utilizarse para la inyección y tratamiento de un pozo. Por ejemplo, durante la inyección de un pozo, los tubos de derivación y el flujo a través de los filtros pueden funcionar del mismo modo que en la producción del pozo, pero proporcionan un flujo en diferentes direcciones. Por consiguiente, los filtros pueden configurarse para proporcionar funcionalidades especificas para un pozo de inyección o pueden diseñarse para operar en un pozo tanto de inyección como de producción. Por consiguiente, las FIGURAS 11A-11C son modalidades ejemplares de los diferentes tipos de flujo a través del aislamiento zonal proporcionado mediante los filtros descritos en lo anterior, de acuerdo con aspectos de las presentes técnicas. Por consiguiente, estas modalidades pueden entenderse mejor al visualizar al mismo tiempo las FIGURAS 1, 3A-3D y 4A-4D, 5A-5C y 9A-9D. En la FIGURA HA, un tubo 1101 de derivación interno se encuentra en comunicación de fluido con el intervalo 108b para proporcionar un fluido de inyección dentro del intervalo 108b. El fluido de inyección, el cual puede ser agua, gas o hidrocarburo, se inyecta en el intervalo 108b en la dirección indicada mediante las flechas 1103. La inyección de estos fluidos puede realizarse a través de bombeo de desviación directa. Los fluidos inyectados no entran a los intervalos 108a y 108c debido a que los filtros 134b y 134c proporcionan aislamiento en el sondeo 114. Al mismo tiempo que se inyectan en el intervalo 108b, se producen hidrocarburos a través de perforaciones 1102 del tubo base en los dispositivos 138a y 138c de control de arena en la dirección de las flechas 1104. Debido a que el dispositivo 138b de control de arena puede fijarse con un ensamble de caballete, como se observa en lo anterior, el fluido inyectado resultante puede quedarse en el intervalo 108b. En la FIGURA 11B, un tubo 1110 de derivación interno se encuentra en comunicación de fluido con el intervalo 108b para proporcionar un fluido de tratamiento dentro del intervalo 108b. El fluido de tratamiento, el cual puede utilizarse para estimular un pozo, se inyecta en el intervalo 108b en la dirección indicada mediante las flechas 1112. Nuevamente, se puede proporcionar el fluido de tratamiento al intervalo 108b a través de técnicas de bombeo de desviación directa. El fluido inyectado, indicado mediante las flechas 1112, no entra a los intervalos 108a y 108c debido al aislamiento en el sondeo 114 mediante los filtros 134b y 134c. En este ejemplo, se producen hidrocarburos después de operaciones de tratamiento a través de perforaciones 1102 del tubo base en los dispositivos 138a-138c de control de arena. Por consiguiente, el flujo de las trayectorias de flujo secundarias de los dispositivos de control de arena se mezcla con el flujo de las trayectorias de flujo primarias de los dispositivos de control de arena. Un ejemplo de tal técnica de tratamiento es la remoción de una costra de lodo. En este ejemplo, el intervalo 108b incluye una costra de lodo y los dispositivos 138a-138c de control de arena se colocan en el sondeo 114. El tratamiento para la remoción de la costra de lodo puede ser químico y/o mecánico y puede llevarse a cabo antes o después de las operaciones de filtrado con grava. Más específicamente, el fluido de tratamiento de costra de lodo se bombea directamente hacia la trayectoria de flujo secundario, la cual sirve para distribuir el fluido de tratamiento de costra de lodo hacia la superficie de la arena del intervalo 108b indicado mediante las flechas 1112. El tratamiento puede bombearse con o sin retornos. Una modalidad preferida de esta técnica de tratamiento utiliza tecnología de trayectorias alternas que incorpora tubos 1110 de derivación con toberas (no mostradas) que se fijan y extienden la longitud del tamiz 138b de control de arena. La remoción mecánica puede llevarse a cabo al dirigir el tratamiento desde las toberas hacia la superficie del yacimiento para agitar la costra de lodo; esto puede implicar un bombeo de velocidad elevada o los aparatos pueden implicar toberas especialmente diseñadas o agitadores mecánicos. La remoción química puede implicar el uso de ácidos, solventes u otros compuestos. En la FIGURA 11C, el tubo 1120 de derivación interno se encuentra en comunicación de fluido con el intervalo 108b para proporcionar un método de doble completación para el pozo. El fluido de producción indicado mediante las flechas 1122 se produce dentro del tubo de derivación a través de las aberturas, tal como perforaciones o ranuras. En este ejemplo, los fluidos de producción se producen a partir de los intervalos 108a y 108c a través de las perforaciones 1102 en el tubo base de los dispositivos 138a y 138c de control de arena a lo largo de la trayectoria indicada en las flechas 1104. El dispositivo 138b de control de arena puede fijarse mediante un ensamble de caballete o fijarse a las perforaciones del tubo base para evitar el mezclado de los fluidos de los intervalos 108a-108c. Como resultado, los fluidos producidos a partir del intervalo 108b a través del tubo 1120 de derivación interno pueden producirse en forma separada de los fluidos en los intervalos 108a y 108c debido a que los filtros 134b y 134c aislan los diferentes intervalos 108a-108c. Asimismo, las trayectorias de flujo secundarias pueden controlarse en forma separada en la superficie.

Como una modalidad alternativa del filtro 400, se pueden utilizar diferentes patrones geométricos para que los miembros 418 de soporte formen subdivisiones, compartimientos y deflectores que administran el flujo de fluidos dentro del filtro 400. Como se observa en lo anterior, con las presentes técnicas se utilizan miembros 418 de soporte para formar una abertura 420 entre el manguito y el tubo base. Estos miembros 418 de soporte pueden configurarse para proporcionar trayectorias de flujo de redundancia o de desviación (escalonamiento) dentro del filtro 400. Por ejemplo, los miembros 418 de soporte pueden configurarse para formar dos aberturas, tres aberturas, cualquier número de aberturas hasta el número de tubos de derivación en el dispositivo 138 de control de arena o más aberturas que los tubos de derivación en el dispositivo 138 de control de arena. De esta manera, el dispositivo 138 de control de arena y el filtro 400 pueden utilizar los tubos de derivación para producir hidrocarburos o pueden utilizar estos tubos de derivación diferentes para proporcionar diversos fluidos o trayectorias a través del sondeo 114. De este modo, los miembros 418 de soporte pueden utilizarse para formar canales que tienen diversas geometrías. Además, debe observarse que los tubos de derivación utilizados en las modalidades anteriores pueden ser tubos de derivación externos o internos que tienen diversas geometrías. La selección de la forma del tubo de derivación depende de las limitaciones de espacio, pérdida de presión y capacidad de combustión/colapso. Por ejemplo, los tubos de derivación puede ser circulares, rectangulares, trapezoidales, poligonales o de otras formas para diferentes aplicaciones. Ejemplos de tubos de derivación incluyen ExxonMobil's ALLPAC© y AI IFRAC®. Además, debe apreciarse que las presentes técnicas también pueden utilizarse para fallas de gas. Por ejemplo, la falla de gas puede monitorearse en el bloque 614 de la FIGURA 6. Si se detecta la falla de gas, se puede aislar el intervalo de producción de gas en el bloque 620. El gas puede aislarse mediante el uso de las técnicas descritas en lo anterior en por lo menos las Figuras 9A-9D. Aunque las presentes técnicas de la invención pueden ser susceptibles a diversas modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares discutidas en lo anterior se han mostrado a modo de ejemplo. Sin embargo, debe entenderse nuevamente que la invención no pretende limitarse a las modalidades particulares descritas en la presente. De hecho, las presentes técnicas de la invención abarcarán todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caigan dentro del espíritu y alcance de la invención como se define mediante las siguientes reivindicaciones anexas.

Claims (21)

1. REIVINDICACIONES 1. Un sistema asociado con la producción de hidrocarburos, caracterizado porque comprende: un sondeo utilizado para producir hidrocarburos a partir de un depósito subterráneo; una sarta de tubería de producción dispuesta dentro del sondeo; una pluralidad de dispositivos de control de arena acoplados a la sarta de tubería de producción y dispuestos dentro de una sección de pozo no revestido del sondeo, en donde cada uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena comprende por lo menos un tubo de derivación; por lo menos un filtro acoplado entre dos de la pluralidad de dispositivos de control de arena, en donde por lo menos un filtro se configura para proporcionar por lo menos una trayectoria de flujo a través de por lo menos un filtro y entre los tubos de derivación de dos de la pluralidad de dispositivos de control de arena y en donde por lo menos un filtro se configura para evitar sustancialmente el flujo de fluido en por lo menos una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared de un sondeo; un primer filtro de grava dispuesto por lo menos parcialmente alrededor de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena corriente arriba de por lo menos un filtro; y un segundo filtro de grava dispuesto por lo menos parcialmente alrededor de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena corriente abajo de por lo menos un filtro, en donde por lo menos un tubo de derivación de cada uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena y por lo menos una trayectoria de flujo a través de por lo menos un filtro se configuran para disponer el segundo filtro de grava.
2. 2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque por lo menos un filtro comprende: un miembro tubular que tiene una abertura central para el flujo de fluido a través del miembro tubular; un elemento de filtro dispuesto alrededor del miembro tubular, en donde el elemento de filtro se configura para aislar una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared del sondeo; y por lo menos un tubo de conexión externo al miembro tubular y en contacto con el elemento de filtro.
3. 3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque por lo menos un filtro comprende: un miembro tubular que tiene una primera abertura central para el flujo de fluido a través del interior del miembro tubular; un manguito dispuesto alrededor del miembro tubular, en donde se forma una segunda abertura entre el miembro tubular y el manguito; una pluralidad de miembros de soporte dispuestos entre el miembro tubular y el manguito; y un elemento de filtro dispuesto alrededor del manguito, en donde el elemento de filtro se configura para evitar sustancialmente el flujo de fluido fuera del manguito.
4. 4. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque se forma una pluralidad de canales en la segunda abertura mediante el manguito, el miembro tubular y la pluralidad de miembros de soporte.
5. 5. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el elemento de expansión comprende por lo menos uno de un elemento hinchable, un elemento inflable y un elemento de filtro tipo copa.
6. 6. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el elemento de expansión se acciona mediante uno más de activación hidráulica, activación mecánica y activación por presión hidrostática .
7. 7. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el elemento de expansión se expande con la presencia de por lo menos uno de fluido de perforación, fluido de producción, fluido de completación y cualquier combinación de los mismos.
8. 8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena tiene una trayectoria de flujo primaria aislada del sondeo mediante un medio de filtrado y en donde por lo menos un tubo de derivación proporciona una trayectoria de flujo secundaria; y en donde por lo menos un filtro proporciona una trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo primaria de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena y una trayectoria de flujo secundaria en comunicación de fluido con por lo menos un tubo de derivación de por lo menos uno de la pluralidad de dispositivos de control de arena a través de una región de colector que mezcla y redistribuye el flujo dentro de la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro.
9. 9. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque los tubos de derivación se disponen externos al medio de filtrado.
10. 10. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque los tubos de derivación se disponen internos al medio de filtrado.
11. 11. Un método para producir hidrocarburos a partir de un pozo, caracterizado porque comprende: Disponer dispositivos de control de arena y por lo menos un filtro dentro de un sondeo adyacente a un depósito subterráneo, en donde cada uno de los dispositivos de control de arena incluye por lo menos un tubo de derivación y cada uno de por lo menos un filtro incluye una trayectoria de flujo primaria y secundaria, en donde la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro se encuentra en comunicación de fluido con por lo menos un tubo de derivación de los dispositivos de control de arena; colocar por lo menos un filtro dentro de la sección de pozo no revestido; filtrar con grava los dispositivos de control de arena en un intervalo del depósito subterráneo corriente abajo de por lo menos un filtro al hacer pasar un fluido de transporte que tiene grava a través de la trayectoria de flujo secundaria de por lo menos un filtro; y producir hidrocarburos a partir del sondeo al hacer pasar hidrocarburos a través de los dispositivos de control de arena.
12. 12. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende filtrar con grava los dispositivos de control de arena en un intervalo del depósito subterráneo corriente arriba de por lo menos un filtro.
13. 13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque comprende: acondicionar un fluido de perforación utilizado para acceder a un yacimiento del subsuelo a través del sondeo, en donde los dispositivos de control de arena y por lo menos un filtro se disponen en el sondeo en el fluido de perforación acondicionado; desplazar el fluido de perforación acondicionado adyacente a los dispositivos de control de arena y a por lo menos un filtro con un fluido de transporte antes de colocar el filtro; y filtrar con grava los intervalos del sondeo con el fluido de transporte que tiene grava.
14. 14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido de perforación acondicionado es un fluido de petróleo cargado de sólidos.
15. 15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido de perforación acondicionado es un fluido de petróleo cargado de sólidos.
16. 16. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido de transporte comprende un fluido que se hace viscoso con uno o más de polímero de HEC, polímero de xantano y tensioactivo viscoelástico .
17. 17. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido de transporte tiene reología y capacidad de transporte de arena adaptadas para filtrar con grava los intervalos del sondeo mediante el uso de tubos de derivación de los dispositivos de control de arena .
18. 18. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque por lo menos un filtro comprende: un miembro tubular que tiene una abertura central para proporcionar la trayectoria de flujo primaria a través del filtro; un elemento de filtro dispuesto alrededor del miembro tubular, en donde el elemento de filtro se configura para separar una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared de un sondeo; y por lo menos un tubo de conexión externo al miembro tubular y en contacto con el elemento de filtro para proporcionar la trayectoria de flujo secundaria a través del filtro.
19. 19. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque por lo menos un filtro comprende: un miembro tubular que tiene una abertura central para proporcionar la trayectoria de flujo primaria para el flujo de fluido a través del filtro; un manguito dispuesto alrededor del miembro tubula-r, en donde se forma una segunda abertura entre el miembro tubular y el manguito; una pluralidad de miembros de soporte dispuestos entre el miembro tubular y el manguito; y un elemento de filtro dispuesto alrededor del manguito, en donde el elemento de filtro se configura para evitar sustancialmente el flujo de fluido fuera del manguito.
20. 20. Un método asociado con la producción de hidrocarburos, caracterizado porque comprende: proporcionar una pluralidad de dispositivos de control de arena que tienen una trayectoria de flujo primaria a través de los dispositivos de control de arena y que tienen tubos de derivación, en donde cada uno de los tubos de derivación forma una trayectoria de flujo secundaria; acoplar un filtro entre dos de la pluralidad de dispositivos de control de arena, en donde el filtro comprende un miembro tubular, una trayectoria de flujo secundaria y un elemento de expansión dispuesto alrededor del miembro tubular, en donde el elemento de expansión se configura para separar una porción de una zona anular entre el miembro tubular y una pared de un sondeo, en donde el miembro tubular se configura para proporcionar una trayectoria de flujo primaria en comunicación con la trayectoria de flujo primaria de los dispositivos de control de arena y en donde la trayectoria de flujo secundaria se extiende a través del filtro y se encuentra en comunicación de fluido con los tubos de derivación de la pluralidad de dispositivos de control de arena; disponer la pluralidad de dispositivos de control de arena y el filtro dentro de un sondeo; y producir hidrocarburos a partir del sondeo al hacer pasar hidrocarburos a través de los dispositivos de control de arena.
21. 21. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque producir hidrocarburos comprende producir hidrocarburos a partir de un primer intervalo del sondeo a través de una trayectoria de flujo primaria de los dispositivos de control de arena y a través de la trayectoria de flujo primaria del filtro y producir hidrocarburos a partir de un segundo intervalo del sondeo aislado del primer intervalo mediante el filtro a través de las trayectorias de flujo secundarias del filtro y los tubos de derivación de los dispositivos de control de arena.