MX2012001439A - Metodos y aparato para la estimulacion multilateral multietapica de un pozo. - Google Patents

Abstract

Se describe un método que permite la estimulación de un pozo que tiene una pluralidad de agujeros laterales. El método consiste en desplegar equipo de fracturación en el fondo del agujero para la interacción aislada con cada agujero lateral de la pluralidad de agujeros laterales. El método y el equipo de fracturación están diseñados para permitir la fracturación de la pluralidad de agujeros laterales durante una sola movilización.

Description

MÉTODOS Y APARATO PARA LA ESTIMULACIÓN MULTILATERAL, MULTIETÁPICA DE UN POZO REFERENCIA CRUZADA CON SOLICITUDES RELACIONADAS La presente solicitud reclama prioridad de la solicitud de Patente U.S. 61/213,949, presentada en Julio 31, 2009, la cual se incorpora a la presente para referencia.

ANTECEDENTE DE LA INVENCIÓN La explotación de las reservas de petróleo y gas se puede mejorar utilizando pozos con más de un ramal o pozo lateral. Los pozos múltiples laterales proporcionan una propuesta viable para mejorar la productividad del pozo y eficiencia de recuperación al mismo tiempo que reduce el costo total del desarrollo. Adicionalmente, han surgido las tecnologías de fracturación multietápicas, pero ninguna de estas tecnologías se ha utilizado de forma adecuada para pozos multilaterales. Por ejemplo, las perforaciones multietápicas y tapones se han empleado en algunos pozos multilaterales, pero las técnicas existentes no proporcionan el aislamiento del pozo y no enfocan la colocación de fracturación. También, las completaciones multilaterales existentes no permiten el bombeo continuo del fluido de fracturación, debido al requisito de que la siguiente zona de pozos se puede abrir con una corrida de perforación sobre tubería continua u operada por cable.

BREVE COMPENDIO DE LA INVENCIÓN En general, la presente invención proporciona una técnica para preparar y estimular un pozo. La técnica consiste en desplegar en el fondo del agujero equipo de fracturacion en un pozo que tiene una pluralidad de agujeros laterales. La técnica y el equipo de fracturacion están diseñados para permitir la fracturacion de la pluralidad de agujeros laterales durante una sola movilización, por ejemplo una sola movilización de unidades de fracturacion, tripulación y equipo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Ciertas modalidades de la invención se describirán más adelante con referencia a los dibujos acompañantes, en donde los números de referencia similares indican elementos similares, y: La Figura 1 es una vista de un sistema de pozo multilateral con una pluralidad de agujeros multilaterales desplegados a lo largo de un depósito de hidrocarburo, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 2 es una vista esquemática de un pozo en el cual se ha formado un agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La. Figura 3 es una muestra del agujero lateral de la Figura 2 con un revestimiento, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 4 es una muestra similar a la de la Figura 3 pero con una sarta de tubos de fracturación desplegada, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 5 es una muestra similar a la de la Figura 3 en la cual se ha aislado el agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad de la presente invención,- La Figura 6 es una muestra del pozo en el cual se ha formado un agujero lateral adicional, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 7 es una muestra similar a la de la Figura 6 en la cual se ha preparado un agujero lateral adicional para la fracturación, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 8 es una muestra similar a la de la Figura 7 pero mostrando la sarta de tubería de fracturación desplegada al agujero lateral adicional, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 9 es una muestra similar a la de la Figura 8 pero mostrando la sarta de tubería de fracturación separada, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 10 es una muestra similar a la de la Figura 9 mostrando la preparación del pozo para la producción, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 11 es una muestra similar a la de la Figura 10 mostrando la preparación del pozo para la producción, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 12 es una muestra similar a la de la Figura 11 mostrando la colocación de un empaquetador en la parte superior para preparar el pozo para la producción y/o formación de otro agujero lateral, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 13 es una muestra de un pozo en el cual se ha formado un agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 14 es una muestra similar a la de la Figura 13 mostrando la colocación de un puño de látigo para permitir la formación de un agujero lateral subsiguiente, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 15 es una muestra similar a la de la Figura 14 pero mostrando un revestimiento en el agujero lateral subsiguiente, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 16 es una muestra similar a la de la Figura 15 pero mostrando el despliegue del equipo de fracturación en el fondo del agujero, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 17 es una muestra similar a la de la Figura 16 en la cual se ha fracturado el agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 18 es una muestra similar a la de la Figura 17 pero mostrando el agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 19 es una muestra similar a la de la Figura 18 pero mostrando la preparación del agujero lateral subsiguiente para la f acturación, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 20 es una muestra similar a la de la Figura 18 mostrando la preparación adicional del agujero lateral subsiguiente para la fracturación, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 21 es una muestra similar a la de la Figura 20 mostrando la preparación adicional del agujero lateral subsiguiente para la fracturación, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 22 es una muestra similar a la de la Figura 21 mostrando la preparación adicional del agujero lateral subsiguiente para la fracturación en la cual el agujero lateral subsiguiente ha sido aislado para la entrega de un fluido de fracturación, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 23 es una muestra similar a la de la Figura 22 en la cual se ha fracturado el agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 24 es un ejemplo que muestra la entrega de una herramienta de recuperación en el fondo del agujero para recuperar el equipo utilizado en la operación de fracturación, de acuerdo con una modalidad alternativa de la presente invención; La Figura 25 es una muestra similar a la de la Figura 23 mostrando la preparación del pozo para la producción y/o formación de un agujero lateral adicional, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 26 es una muestra similar a la de la Figura 25 mostrando la preparación del pozo para la producción y/o formación de un agujero lateral adicional, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 27 es una muestra similar a la de la Figura 26 en la cual se ha desplegado el equipo de producción en el fondo del agujero hacia el pozo para permitir la producción de fluido hidrocarburo desde la pluralidad de agujeros laterales, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 28 es una muestra de otro pozo en el cual se ha formado un agujero lateral inicial, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 29 es una muestra similar a la de la Figura 28 mostrando la colocación de un revestimiento lateral que aisla las válvulas en un agujero lateral, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 30 es una muestra similar a la de la Figura 29 pero mostrando una corrida . de la herramienta para construcción de aterrizaje selectivo que corre hacia el agujero generalmente vertical, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 31 es una muestra similar a la de la Figura 30 pero mostrando el despliegue de una unidad de puño de látigo y la formación de un agujero lateral subsiguiente, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 32 es una muestra similar a la de la Figura 31 en la cual se ha recuperado el puño de látigo y se ha desplegado un acceso selectivo de la tubería pasante, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 33 es una muestra similar a la de la Figura 32 pero mostrando el aislamiento de las válvulas y otro equipo corre hacia el agujero lateral subsiguiente, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 34 es una muestra similar a la de la Figura 33 en la cual el agujero multilateral ha sido preparado para la fracturación del lateral superior, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 35 es una muestra similar a la de la Figura 34 en la cual una manga de recuperación ha sido bajada al agujero para recuperar el acceso selectivo de la tubería pasante, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 36 es una muestra similar a la de la Figura 35 en la cual el agujero multilateral ha sido preparado para la fracturación del lateral inferior, de acuerdo con una modalidad de la presente invención; y La Figura 37 es una muestra similar a la de la Figura 36 en la cual el pozo multilateral ha sido completado con una manga deslizante que se puede abrir para la producción mezclada; de acuerdo con una modalidad de la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En la siguiente descripción, se incorporan numerosos detalles para proporcionar un entendimiento de la presente invención. Sin embargo, las personas con experiencia en la técnica entenderán que la presente invención se puede practicar sin estos detalles y que son posibles numerosas variaciones o modificaciones a partir de las modalidades descritas.

La presente invención en general se refiere a una técnica que utiliza fracturación multietápica, multilateral para proporcionar una propuesta eficaz para la estimulación de pozos. La técnica de fracturación se puede correr con sistemas de agujero abierto o sistemas de agujero revestido y permite la fracturación continua de laterales múltiples en una sola movilización, por ejemplo una sola movilización de una unidad de fracturación (o unidades), tripulación y equipo, algunas veces mencionado como un solo equipo.

Con el fin de efectuar la fracturación continua de una pluralidad de agujeros laterales en una sola movilización, la técnica utiliza tapones u otros dispositivos de aislamiento adecuados para aislar los agujeros laterales y permitir la fracturación de agujeros laterales específicos. Una sarta de tubería de fracturación está conectada hidráulicamente a un agujero lateral a la vez y un flujo de fracturación está dirigido a ese agujero lateral específico en una forma para obtener la fracturación deseada. Tan pronto como el primer agujero lateral se fractura, la sarta de tubería de fracturación se aisla del lateral fracturado. Dependiendo de la aplicación, el aislamiento se puede obtener con la ayuda de una variedad de herramientas y técnicas, como puede ser una herramienta de intervención, una operación lineal de control hidráulico, una técnica por impulsos a presión, u otra técnica empleada para aislar hidráulicamente la sarta de tubería del agujero lateral justo antes de la fractura. Adicionalmente, la sarta de tubería de fracturación se mueve y conecta después al siguiente agujero lateral que se va a fracturar. Dos o más agujeros laterales se pueden completar de esta manera.

La técnica permite la explotación de hidrocarburo, por ejemplo petróleo y/o gas, depósitos con más de un ramal de pozo o agujero lateral, mejorando la productividad y eficiencia de recuperación al mismo tiempo que reduce el costo total. La propuesta multietápica, multilateral se puede utilizar en una variedad de entornos, incluyendo depósitos fracturados naturalmente y de baja permeabilidad. La formación de agujeros laterales múltiples mejora la probabilidad de completar pozos económicos. Por ejemplo, los laterales horizontales, junto con la fracturación hidráulica, aumenta la productividad del pozo en las formaciones "herméticas". Los agujeros laterales perpendiculares a las fracturas naturales pueden mejorar la producción del pozo de forma importante .

Refiriéndonos en general a la Figura 1, se muestra una modalidad de un sistema de pozo 30 teniendo un pozo 32 con una pluralidad de laterales, es decir agujeros laterales 34. Los agujeros laterales 34 se forman a través de uno o más depósitos subterráneos 36 para permitir la producción de petróleo y/o gas. En el ejemplo que se muestra, un agujero generalmente vertical 38 es perforado hacia abajo, debajo del equipo en la superficie 40, por ejemplo un equipo y/o unidad de fracturación y los agujeros laterales 34 están formados en una dirección lateral que se extiende lejos del agujero generalmente vertical 38. Por ejemplo, los agujeros laterales 34 pueden ser agujeros prácticamente horizontales. Como se describe en mayor detalle más adelante, el pozo multilateral 32 puede ser completado y estimulado de acuerdo con diferentes técnicas. Por ejemplo, cada agujero lateral 34 puede ser perforado y completado de forma independiente. De otro modo, sin embargo, todos los agujeros laterales 34 pueden ser perforados inicialmente y después completados en lote.

De acuerdo con una modalidad de la presente invención, los agujeros laterales 34 son perforados y completados en secuencia durante una sola movilización, por ejemplo, equipo y una modalidad de esta propuesta se muestra y describe con referencia a las Figuras 2-12. Refiriéndonos primero a la Figura 2, se muestra una etapa inicial de esta propuesta, en la cual un primer agujero lateral 34 es perforado en una región deseada del depósito 36. Un revestimiento 42 también se puede desplegar a lo largo de la sección del agujero vertical 38 abajo al primer aguj.ero lateral 34. Se debe observar que la técnica multietápica, multilateral descrita en la presente se puede utilizar con ambos agujeros, agujeros abiertos y revestidos .

En el ejemplo que se muestra, el primer agujero lateral 34 es revestido de forma subsiguiente con un forro 44 que puede tener una pluralidad de válvulas de revestimiento 46 , como se muestra en la Figura 3 . El forro 44 es cementado en el lugar en el agujero lateral 34 y engranado con una unidad de suspensión para revestidores 48 . Adicionalmente, una herramienta de encendido/apagado 50 se coloca en una parte superior de la unidad de suspensión para revestidores 48 para recibir a elección una sarta de fracturación.

Como se muestra en la Figura 4 , por ejemplo, una sarta de tubería de fracturación 52 es bajada al pozo multilateral 32 y enclavada con la herramienta de encendído/apagado 50 . Esto permite la ejecución de un procedimiento de fracturación deseado en el agujero lateral inicial 34 . Bombeando fluido de fracturación hacia el agujero lateral 34 y a través de las válvulas 46 , son creadas fracturas múltiples 54 y/o expandidas en la roca circundante del depósito. En algunas aplicaciones, se pueden utilizar dardos fresadores para facilitar el proceso de fracturación multietápico .

Una vez que el agujero lateral inicial 34 ha sido fracturado, la sarta de tubería de fracturación 52 se desconecta para permitir el despliegue de un dispositivo de aislamiento 56, como puede ser un tapón, como se muestra en la Figura 5. El dispositivo de aislamiento 56 asila el agujero lateral inicial34 para permitir la formación y fracturación de un agujero lateral subsiguiente. Como se muestra en la Figura 6, un agujero lateral 34 subsiguiente se perfora y forra con otro forro 44 que después se cementa en su lugar. Como con el primer agujero lateral, el forro subsiguiente 44 puede consistir en una pluralidad de válvulas de revestimiento 46. Se debe observar que la descripción en la presente se refiere a dos agujeros laterales 34, pero la propuesta se puede repetir para agujeros laterales adicionales para crear el pozo multilateral 32 deseado. Como además se ilustra en la Figura 6, se puede utilizar una unidad de puño de látigo 58 que tiene un puño de látigo 59 para facilitar la formación de una abertura en el revestimiento 42 y la perforación del segundo agujero lateral 34.

De forma subsiguiente, una unidad de estanqueidad 60 se puede correr pozo abajo y engranar con el forro 44 del segundo agujero lateral 34, como se muestra en la Figura 7. Como ejemplo, la unidad de estanqueidad 60 puede consistir en un empaquetador 62 y un revestimiento o tubería 64 que se extiende entre el empaquetador 62 y el forro 44. La sarta de tubería de fracturación 52 se corre después pozo abajo para engranar con el empaquetador 62, como se muestra en la Figura 8. Una vez engranando, el procedimiento de fracturación se puede realizar en el agujero lateral subsiguiente 34 para crear las fracturas 54, como se muestra. Nuevamente, se pueden utilizar los dardos cortadores u otros dispositivos similares para facilitar el procedimiento de fracturación multietápica en el agujero lateral subsiguiente.

Tras la completación del procedimiento de fracturación, la sarta de tubería de fracturación 52 se separa junto con el empaquetador 62 y la tubería 64. Un empaquetador permanente 66 adecuado se puede montar después en la parte superior o cerca del extremo del forro 44 en el agujero lateral 34 subsiguiente, como se muestra en la Figura 9. Adicionalmente, el puño de látigo 59 puede no estar enclavado y separado del pozo.

En esta etapa, una unidad patrón de conexión rápida y extensión 68 se puede correr pozo abajo para engranarse con la parte restante de la unidad puño de látigo 58, como se muestra en la Figura 10. Esto permite que una tubería de conexión 70 sea conectada entre el empaquetador 66 y la unidad patrón de conexión rápida 68 , como se muestra en la Figura 11 . La tubería de conexión 70 puede consistir, por ejemplo, clavijas separadoras y un conector de conexión rápida. De forma subsiguiente, una unidad empaquetadora 72 se despliega pozo abajo para engranar con una parte superior de la unidad patrón de conexión rápida y la extensión 68 , como se muestra en la Figura 12 . En esta modalidad, la unidad empaquetadora 72 consiste en un empaquetador 74 que puede ser accionado para sellar contra el revestimiento 42 en la sección del agujero vertical 38 . La unidad empaquetadora 72 también puede consistir en una tubería 76 que se extiende entre el empaquetador 74 y la unidad patrón de conexión rápida 68 . Dependiendo de la aplicación, la unidad empaquetadora 72 también puede consistir en una variedad de otros componentes o componentes adicionales, como pueden ser componentes característicos, ladrillos, sellos y otros componentes para facilitar la producción de fluidos de hidrocarburo .

El dispositivo de aislamiento 56 , por ejemplo el tapón, también se separa del engranamiento con la herramienta de encendido/apagado 50 . Si se ha formado un número suficiente de agujeros laterales 34 , el dispositivo de aislamiento se puede separar completamente para permitir la producción del pozo multilateral 32. Si, por otro lado, se van a formar agujeros laterales adicionales, el dispositivo de aislamiento 56 se puede utilizar otra vez para aislar los agujeros laterales que ya se han fracturado mientras un agujero lateral 34 subsiguiente es perforado y después fracturado. Debido a los componentes utilizados y la secuencia del procedimiento, la fracturación y completación de los agujeros laterales múltiples se obtiene durante una sola movilización del equipo en la superficie 40.

Refiriéndonos en general a las Figuras 13-27, se muestra otra modalidad de la técnica para la estimulación multietápica, multilateral. En esta modalidad, todos los agujeros laterales 34 se forman de manera inicial, por ejemplo perforados y después los agujeros laterales se completan por lote durante una sola movilización. Como se muestra en la Figura 13, el pozo multilateral 32 inicialmente se forma con el primer agujero lateral 34. El pozo multilateral 32 puede después ser registrado y forrado con un revestimiento 78 que se extiende en general a través de la sección vertical del agujero 38 y el agujero lateral 34. Una junta de tubería 80 se puede colocar en la sección vertical del agujero 38 un poco arriba del agujero lateral 34. Adicionalmente, una zapata de tubería de revestimiento 82 se puede colocar en un extremo distante del revestimiento que se extiende a lo largo del agujero lateral 34.

Se forma subsiguiente, una unidad puño de látigo 84 se corre pozo abajo para ser engranada con la junta de tubería 80, como se muestra en la Figura 14. La unidad puño de látigo 84 consiste en un puño de látigo 86 que facilita la formación de una abertura del revestimiento 88 a través del revestimiento 78. Como ejemplo, la abertura del revestimiento 88 se puede cortar a través de la pared del revestimiento para permitir la formación, por ejemplo la perforación, del segundo agujero lateral 34, como se muestra en la Figura 15.

Después de perforar el segundo agujero lateral 34, un forro lateral 90 se despliega en el segundo agujero lateral 34. Un receptáculo pulido de diámetro interno 92 se puede montar en un extremo superior/cerca del forro lateral 90. Además, el forro lateral 90 se puede cementar en el lugar dentro del agujero lateral 34.

Como se muestra en la Figura 16, la unidad puño de látigo 84 se puede jalar después para permitir el despliegue de una unidad empaquetadora 94 que se ajusta contra el revestimiento circundante 78 en la sección del agujero generalmente vertical 38 directamente arriba del agujero lateral inicial 34. La unidad empaquetadora 94 puede consistir en un empaquetador 98 y un elevador 100 que se extiende hacia arriba desde el empaquetador 98 dentro de la sección vertical del agujero 38 entre los agujeros laterales 34. Después de ajustar los empaquetadores 98, una segunda unidad empaquetadora 102 se entrega pozo abajo y se conecta, por ejemplo aterrizada, en el elevador 100. La segunda unidad empaquetadora 102 consiste en un empaquetador 104 y una tubería 106 que se extiende hacia abajo desde el empaquetador 104 y engrana con el elevador 100 a través de, por ejemplo, una unidad de estanqueidad.

El proceso para formar los agujeros laterales 34 se puede repetir hasta que se forme el número de agujeros laterales 34 deseados y se completen con las unidades de forro adecuadas. En esta etapa, el fluido de fracturación es bombeado pozo abajo, a través de las unidades empaquetadoras 1.02 y 94 y hacia el agujero lateral inicial 34, por ejemplo el más bajo, para realizar un procedimiento de fracturación en el cual se forma una pluralidad de fracturas 108, como se muestra en la Figura 17. La prueba de flujo y otras pruebas se pueden realizar- entonces en el agujero lateral fracturado .

Una vez que este agujero lateral 34 es fracturado y analizado, un dispositivo de aislamiento 110, por ejemplo un tapón se corre pozo abajo en la proximidad con el empaquetador inferior 98, como se muestra en la Figura 18. El dispositivo de aislamiento 110 sirve para aislar el siguiente agujero lateral 34 de manera sucesiva desde el agujero o agujeros laterales que ya se han fracturado.

Una herramienta de recuperación 112 se corre entonces pozo abajo, como se muestra en la Figura 19. La herramienta de recuperación 112 se utiliza para recuperar el empaquetador superior 104 y la tubería 106, como se muestra en la Figura 20. También se pueden recuperar otros componentes como se desee para facilitar la fracturación de la siguiente secuencia de agujeros laterales 34. Adicionalmente, el elevador 100 o partes del elevador 100 se pueden separar de su lugar en la sección vertical del agujero 38 entre los agujeros laterales 34. Por ejemplo, el elevador 100 puede consistir en una unidad de estanqueidad de pescante de cuñas que se separa a través de la herramienta de recuperación 112. La unidad de estanqueidad de pescante de cuñas se puede utilizar en esta modalidad para facilitar el engranamiento con la segunda unidad de estanqueidad 102 y en otras modalidades para facilitar el engranamiento entre los componentes entregados en el fondo del agujero.

De forma subsiguiente, la unidad de puño de látigo 84 se mueve otra vez pozo abajo para engranar con la junta de tubería 80, como se muestra en la Figura 21. La unidad puño de látigo 84 y su puño de látigo 86 facilitan el despliegue de una unidad empaquetadora 114 diseñada para facilitar la fracturación, como se muestra en la Figura 22. En este ejemplo, la unidad empaquetadora 114 consiste en un empaquetador 116 y una estructura de la tubería de producción 118 que se extiende desde el empaquetador 116 hacia el receptáculo pulido de diámetro interno 92. Como ejemplo, la estructura de la tubería de producción 118 puede consistir en una unidad de estanqueidad 120 diseñada para encajar en el receptáculo pulido de diámetro interno 92.

Una vez que el tubular 118 está engranado con el receptáculo pulido de diámetro interno 92 y el empaquetador 116 está ajustado, se puede realizar un procedimiento de fracturación . Durante el procedimiento de fracturación, el fluido de fracturación es bombeado pozo abajo a través del empaquetador 116 , a través de la estructura de la tubería de producción 118 y hacia el subsiguiente agujero lateral 34 , por ejemplo el superior para crear fracturas múltiples 108 , como se muestra en la Figura 23 . El agujero lateral 34 subsiguiente se puede someter entonces a prueba de flujo y otras pruebas para la producción.

Después de la prueba de completación del agujero lateral 34 subsiguiente, la herramienta de recuperación 112 se corre pozo abajo y engrana con el empaquetador 116 , como se muestra en la Figura 24 . El empaquetador 116 es liberado entonces y la unidad empaquetadora 114 completa se puede separar del receptáculo pulido de diámetro interno 92 y recuperar a través de la sección vertical del agujero 38 , como se muestra en la Figura 25 . De igual forma, la unidad puño de látigo 84 también se puede recuperar, como además se muestra en la Figura 26 . Una vez que se forman todos los agujeros laterales 34 deseados, el dispositivo de aislamiento 110 también se puede separar para permitir por último que fluya el fluido de producción de todos los agujeros laterales. Otra vez, debido a los componentes utilizados y la secuencia del procedimiento, la fracturación y completacion de los agujeros laterales múltiples se obtiene durante una sola movilización del equipo en la superficie 40.

La separación del equipo de fracturación permite el despliegue del equipo de completacion de producción 122.. como se muestra en la Figura 27. El equipo de completacion 122 puede variar de una aplicación a otra dependiendo del entorno, el número de agujeros laterales y otros factores que afectan la producción de fluidos de hidrocarburo. Como ejemplo, el equipo de completacion 122 puede consistir en un empaquetador superior 124 colocado en la sección generalmente vertical del agujero 38 arriba de los agujeros laterales 34 para sellar el pozo multilateral 32 contra el flujo de fluidos no deseados. El equipo de completacion 122 también puede consistir en una pluralidad de sartas de tubería 126, 128 que están en comunicación fluida con los agujeros laterales 34 correspondientes. Por ejemplo, la sarta de tubería 126 se extiende hacia abajo a través del empaquetador superior 124 y se engrana con el elevador 100 para conducir el flujo de fluidos del pozo desde el agujero lateral inferior. De igual forma, la sarta de tubería 128 se extiende hacia abajo a través del empaquetador 124 y en proximidad con el agujero lateral superior 34 para conducir el flujo de fluidos del pozo desde el agujero lateral superior. Sin embargo, el equipo de completación 122 puede consistir en una variedad de otros componentes 130, que incluyen líneas de control, sistemas detectores, válvulas de control de flujo, colectores de control de flujo y otros componentes para facilitar la producción de fluidos desde los agujeros laterales 34.

Las modalidades antes descritas proporcionan ejemplos de sistemas y metodologías para incorporar las técnicas de fracturación multietápicas con agujeros multilaterales. Como se describe, la fracturación de todos los agujeros laterales se puede completar en una sola corrida de completación con una sola movilización del equipo. Además, los agujeros laterales se pueden perforar y completar con tecnologías de fracturación multietápicas que incorporan forros de cemento, sistemas de agujero abierto u otros sistemas adecuados. Una sarta de completación se corre después para enlazar cada agujero lateral con la tubería de completación a la superficie, como se muestra en la Figura 27.

Refiriéndonos en general a las Figuras 28-37, se muestra otra modalidad de la técnica para estimulación multietápica, multilateral. En esta modalidad, el pozo multilateral 32 se forma inicialmente perforando el agujero generalmente vertical, principal 38 . El revestimiento 42 se corre después hacia el agujero vertical 38 con un collar de revestimiento graduado 132 ; y se perfora el primer agujero lateral, abierto 34 , como se muestra en la Figura 28 . En esta etapa, un forro lateral inferior 134 con una pluralidad de válvulas de aislamiento 136 y al menos un empaquetador de aislamiento 138 se puede correr hacia el agujero lateral inferior 34 , como se muestra en la Figura 29 . En algunas aplicaciones, el forro lateral 134 se puede cementar en el lugar en el agujero lateral.

De forma subsiguiente, se corre pozo abajo una herramienta para construcción de aterrizaje selectivo 140 al collar de revestimiento graduado 132 y se determina la orientación de la ranura del collar de revestimiento, como se muestra en la Figura 30 . Como se muestra, un collar de revestimiento graduado superior 132 también se puede colocar a lo largo de la sección generalmente vertical del agujero 38 . Un puño de látigo 142 se ajusta después en la superficie con respecto a la herramienta para construcción de aterrizaje selectivo 140 y corre pozo abajo al collar de revestimiento graduado inferior 132 , como se muestra en la Figura 31 . El puño de látigo permite el corte de una ventana 144 a través del revestimiento 42. Después del corte, se puede realizar un viaje de limpieza antes de correr un montaje en el fondo del agujero utilizado para perforar un segundo agujero lateral superior 34, como además se muestra en la Figura 31.

El puño de látigo 142 se recupera después para permitir la corrida de un deflector de acceso selectivo de la tubería pasante 146, como se muestra en la Figura 32. El deflector de acceso selectivo de la tubería pasante 146 se corre hacia abajo a través de la sección vertical del agujero 38 al collar de revestimiento graduado inferior 132. De forma subsiguiente, otro forro lateral 134 con válvulas de aislamiento 136 se corre pozo abajo hacia el agujero lateral superior 34, como se muestra en la Figura 33. El forro lateral 134 se puede correr con una manga de recuperación externa del acceso selectivo de la tubería pasante 147 y un receptáculo pulido de diámetro interno 148. Una vez que el equipo se despliega en el agujero lateral superior, el forro que corre la herramienta se puede jalar. Esto permite que el equipo de perforación se mueva fuera del pozo multilateral 32 y que el equipo de reacondicionamento de pozos y las unidades de bombeo se muevan sobre el pozo.

Como se muestra en la Figura 34, una unidad de estanqueidad 150 y una herramienta de engranamiento de la manga de acceso selectivo de la tubería pasante 152 se puede correr pozo abajo y engranar con el receptáculo pulido de diámetro interno 148. Un tratamiento de fracturación se realiza después en el agujero lateral superior 34 al mismo tiempo que se aisla del agujero lateral inferior. Si el forro lateral superior 134 necesita cementarse, la operación de cementación se puede realizar cuando se corra el forro lateral o en un viaje pozo abajo diferente. Después de la Operación de fracturación, la unidad de estanqueidad 150 es jalada con la manga de recuperación del acceso selectivo de la tubería pasante 147 y la manga de recuperación 147 se baja nuevamente para engranar con el deflector de acceso selectivo de la tubería pasante 146, como se muestra en la Figura 35. Se aplica una tracción hacia arriba a la manga de recuperación 147 para liberar el deflector de acceso selectivo de la tubería pasante 146 y el montaje completo se jala desde el pozo.

De forma subsiguiente, una unidad de estanqueidad, por ejemplo la unidad de estanqueidad 150, se corre pozo abajo al agujero lateral inferior 34 en una sarta de trabajo 154 con una manga deslizante 156, como se muestra en la Figura 36. Se emplea un espacio adecuado para aterrizar la tubería de producción suspendida y sellos en un receptáculo pulido de diámetro interno correspondiente 158. Esto permite que se realice una operación de fracturación en el agujero lateral inferior 34, como además se muestra en la Figura 36, al mismo tiempo que se aisla el agujero lateral inferior a través del empaquetador de aislamiento 138. Las unidades de bombeo pueden moverse entonces de arriba del pozo y los agujeros laterales 34 se pueden probar y fluir de forma separada a través de la operación de la manga deslizante 156. En algunas aplicaciones también se corre un empaquetador superior. En esta etapa, el pozo multilateral 32 se completa y la manga deslizante 156 se puede abrir para la producción combinada, como se muestra en la Figura 37.

Se debe observar que las metodologías de fracturación y completación descritas en la presente se pueden ajustar para adecuarse a una variedad de pozos, entornos y tipos e equipo. Por ejemplo, se puede utilizar una variedad de componentes para controlar la distribución del fluido de fracturación al agujero lateral específico que se está tratando en un tiempo determinado. Como se describe antes, los sistemas de derivación, como pueden ser las unidades empaquetadoras y dispositivos del tipo recolector, se pueden utilizar para controlar el flujo del fluido de fracturación a los agujeros laterales específicos. Durante la fracturación, todos los otros agujeros laterales se aislan hidráulicamente de la sarta de tubería de fracturación. Adicionalmente, se puede utilizar una variedad de componentes y tecnologías para distribuir el fluido de fracturación. Por ejemplo, diversos sistemas de válvulas disponibles comercialmente se pueden emplear para controlar el flujo del fluido de fracturación. En algunas aplicaciones, las válvulas o mangas se conmutan mecánicamente mediante la tubería continua o cable de recuperación. En otras aplicaciones los sistemas de válvulas pueden utilizar válvulas que se abren y cierran mediante ciclos de presión, entrada eléctrica, entrada hidráulica u otras técnicas. En al menos algunas modalidades, la habilidad para realizar la estimulación multietápica, multilateral durante una sola movilización de equipo permite el bombeo continuo del fluido de fracturación durante la fracturación de agujeros laterales múltiples.

Adicionalmente, el sistema de pozo se puede formar con muchos tipos de componentes para utilizarse con muchos tipos de sistemas de pozos. Los tipos de empaquetadores, puños de látigo, tubería, unidades selladoras, dispositivos de aislamiento, herramientas de recuperación y otros componentes puede variar de una operación a otra. Los diversos componentes e pueden seleccionar y optimizar de acuerdo con. la aplicación específica y el entorno en el cual se utilizan los componentes. Adicionalmente, el número, longitud y orientación de los agujeros laterales se puede ajustar de acuerdo con el depósito y los fluidos con base en hidrocarburos disponibles en un proyecto de campo petrolero determinado.

Por consiguiente, aunque anteriormente solo se han descrito en detalle unas pocas de modalidades de la presente invención, las personas con experiencia en la técnica fácilmente apreciarán que son posibles muchas modificaciones sin salir materialmente de las enseñanzas de la invención. Se intenta que esas modificaciones se incluyan dentro del alcance de esta invención como se define en las reivindicaciones .

Claims (22)

REIVINDICACIONES

1. Un método para preparar un pozo, consiste en: formar un pozo con una pluralidad de agujeros laterales; y fracturar la pluralidad de agujeros laterales de forma continua durante una sola movilización.

2. El método como se menciona en la reivindicación 1, en donde la fracturación de la pluralidad de agujeros laterales consiste en conectar en forma consecutiva una sarta de tubería de fracturación a cada agujero lateral de la pluralidad de agujeros laterales durante la sola movilización.

3. El método como se menciona en la reivindicación 2, además consiste en aislar cada agujero lateral después de que se fractura.

4. El método como se menciona en la reivindicación 1, en donde formar el pozo consiste en completar cada agujero lateral después de perforar cada agujero lateral.

5. El método como se menciona en la reivindicación 1, en donde formar el pozo consiste en perforar todos los agujeros laterales de la pluralidad de agujeros laterales y después completar por lote la pluralidad de agujeros.

6. El método como se menciona en la reivindicación 4, en donde formar el pozo y fracturar la pluralidad de agujeros laterales consiste en perforar y fracturar un primer agujero lateral; tapar el primer agujero lateral y después perforar y fracturar un segundo agujero lateral.

7. El método como se menciona en la reivindicación 6, además consiste en no tapar el primer agujero lateral y por último producir a partir de la pluralidad de agujeros laterales.

8. El método como se menciona en la reivindicación 5, en donde formar el pozo consiste en perforar todos los agujeros laterales de la pluralidad de agujeros laterales y en donde fracturar la pluralidad de agujeros laterales consiste en fracturar consecutivamente la pluralidad de agujeros laterales después de que se perforan todos los agujeros laterales.

9. El método como se menciona en la reivindicación 8, además consiste en utilizar un tapón recuperable para aislar al menos un agujero lateral durante la fracturación.

10. Un método que consiste en: perforar una pluralidad de agujeros laterales; fracturar la pluralidad de agujeros laterales en una sola movilización aislando consecutivamente los agujeros laterales de la pluralidad de agujeros laterales y entregar el fluido de fracturacion a cada agujero lateral consecutivo al mismo tiempo que se aisla; y completar cada agujero lateral.

11. El método como se menciona en la reivindicación 10, en donde perforar una pluralidad de agujeros laterales consiste en perforar una pluralidad de agujeros laterales generalmente horizontales.

12. El método como se menciona en la reivindicación 10, en donde fracturar la pluralidad de agujeros laterales consiste en fracturar cada agujero lateral antes de perforar un siguiente agujero lateral consecutivo.

13. El método como se menciona en la reivindicación 10, en donde fracturar la pluralidad de agujeros laterales consiste en fracturar cada agujero lateral después de que todos los agujeros laterales de la pluralidad de agujeros laterales ha sido perforado.

14. El método como se menciona en la reivindicación 10, en donde aislar los agujeros laterales consecutivos consiste en desplegar un tapón que se puede separar.

15. El método como se menciona en la reivindicación 10, además consiste en emplear un forro con válvulas en cada agujero lateral para controlar la fracturacion de cada agujero lateral.

16. Un método para preparar un pozo que consiste en: entregar el equipo de fracturacion pozo abajo en un agujero a través de un equipo; aislar cada agujero lateral de una pluralidad de agujeros laterales; y bombear fluido de fracturacion hacia cada agujero lateral aislado hasta que la pluralidad de agujeros laterales se fracture durante una sola movilización del equipo .

17. El método como se menciona en la reivindicación 16, en donde bombear consiste en bombear continuamente el fluido de fracturacion durante la fracturacion de la pluralidad de agujeros laterales.

18. El método como se menciona en la reivindicación 16, además consiste en fracturar cada agujero lateral antes de perforar un siguiente agujero lateral consecutivo.

19. El método como se menciona en la reivindicación 16, además consiste en perforar todos los agujeros laterales antes de la fracturacion.

20. El método como se menciona en la reivindicación 16, en donde entregar el equipo de fracturacion en el fondo del agujero consiste en entregar una sarta de tubería de fracturacion pozo abajo.

21. El método como se menciona en la reivindicación 20, en donde entregar el equipo de fracturacion en el fondo del agujero consiste en conectar hidráulicamente la sarta de tubería de fracturacion a la pluralidad de agujeros laterales, un agujero lateral a la vez.

22. El método como se menciona en la reivindicación 21, además consiste en tapar cada agujero lateral después de la fracturacion y mover la sarta de tubería de fracturacion a un siguiente agujero lateral consecutivo .