MX2013006301A - Filtro para filtracion con grava de canal de flujo alternativo y metodo para completar un sondeo. - Google Patents

Abstract

Aparato y método para completar un sondeo incluye proporcionar un filtro que tiene un mandril interior, canales de flujo alternativos a lo largo del mandril interior, y un elemento de sellado externo al mandril interior, que incluye conectar el filtro al cuerpo tubular, después meter el filtro y el cuerpo tubular conectado en el sondeo. En un aspecto, el filtro y el cuerpo tubular conectado pueden colocarse a lo largo de una porción de pozo no revestido del sondeo. El cuerpo tubular puede ser un tamiz de arena, con el tamiz de arena comprendiendo una tubería base, un medio de filtro circundante, y canales de flujo alternativos. El método incluye fraguar un filtro e inyectar una lechada de grava en una región anular formada entre el cuerpo tubular y el sondeo circundante, y después inyectar adicionalmente la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos para permitir que la lechada de grava desvíe por lo menos parcialmente el elemento de sellado del filtro.

Description

FILTRO PARA FILTRACIÓN CON GRAVA DE CANAL DE FLUJO ALTERNATIVO Y MÉTODO PARA COMPLETAR UN SONDEO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta sección se pretende para introducir varios aspectos de la técnica, que pueden asociarse con modalidades ejemplares de la presente descripción. Esta discusión se cree que ayuda a proporcionar una estructura para facilitar una mejor comprensión de aspectos particulares de la presente descripción. Por consiguiente, debe entenderse que esta sección debe leerse en este sentido, y no necesariamente como admisiones de la técnica anterior.

La presente descripción se refiere al campo de completaciones de pozos. Más específicamente, la presente invención se refiere al aislamiento de yacimientos junto con sondeos que se han completado utilizando filtración con grava. La solicitud también se refiere a un filtro del fondo de la perforación que puede fraguarse dentro de un agujero revestido o un sondeo de pozo no revestido y que incorpora tecnología Altérnate Path®.

En la perforación de pozos de petróleo y gas, se forma un sondeo utilizando una barrena de perforación que se impulsa descendentemente en un extremo inferior de una sarta de perforación. Después de perforar a una profundidad predeterminada, la sarta de perforación y la barrena se remueven y el sondeo se reviste con una sarta de tubería de revestimiento. De esta manera se forma un área anular entre la sarta de tubería de revestimiento y el yacimiento. Una operación de cementación se lleva a cabo típicamente para llenar o "comprimir" el área anular con cemento. La combinación de cemento y tubería de revestimiento refuerza el sondeo y facilita el aislamiento del yacimiento detrás de la tubería de revestimiento.

Es común poner varias sartas de tubería de revestimiento que tengan diámetros exteriores progresivamente más pequeños en el sondeo. El proceso de perforar y después cementar progresivamente sartas de tubería de revestimiento más pequeñas se repite varias veces hasta que el pozo ha alcanzado la profundidad total. La sarta de tubería de revestimiento final, denominada como tubería de revestimiento de producción, se cementa en el lugar y se perfora. En algunos casos, la sarta de tubería de revestimiento final es un tubo perforado, es decir, una sarta de tubería de revestimiento que no se recoge en la superficie.

Como parte del proceso de completación, se instala un cabezal de pozo en la superficie. El cabezal de pozo controla el flujo de fluido de producción en la superficie, o la inyección de fluidos en el sondeo. El equipo de acumulación y procesamiento de fluidos tales como tuberías, válvulas y separadores también se proporcionan. Entonces pueden comenzar las operaciones de producción.

Algunas veces es deseable dejar la porción inferior de un sondeo abierta. En completaciones de pozo no revestido, una tubería de revestimiento de producción no se extiende a través de las zonas de producción y se perfora; de hecho, las zonas de producción se dejan sin revestir, o "abiertas". Una sarta de producción o "tubería" entonces se coloca dentro del sondeo que se extiende hacia debajo de la última sarta de tubería de revestimiento y a través de un yacimiento subterráneo .

Existen ciertas ventajas para completaciones de pozo no revestido frente a completaciones de pozo revestido. En primer lugar, debido a que las completaciones de pozo no revestido no tienen túneles de perforación, los fluidos del yacimiento pueden concentrarse en el sondeo radialmente a 360 grados. Esto tiene el beneficio de eliminar la caída de presión adicional asociada con el flujo radial convergente y después el flujo lineal a través de los túneles de perforación llenos de partículas. La caída de presión reducida asociada con una completación de pozo no revestido virtualmente garantiza que será más productivo que un pozo revestido no estimulado en el mismo yacimiento.

En segundo lugar, técnicas de pozo no revestido con frecuencia son menos costosas que las completaciones de pozo revestido. Por ejemplo, el uso de filtros de grava elimina la necesidad de operaciones de cementación, perforación y de limpieza post-perforación.

Un problema común en las completaciones de pozo no revestido es la exposición inmediata del sondeo al yacimiento circundante. Si el yacimiento no se consolida o contiene mucha arena, el flujo de fluido de producción hacia el sondeo puede transportar con el mismo partículas de yacimiento, por ejemplo, arena y finos. Tales partículas pueden ser erosivas para el equipo de producción en el fondo de la perforación y para las tuberías, válvulas y equipo de separación en la superficie .

Para controlar la invasión de arena y otras partículas, dispositivos de control de arena pueden emplearse. Los dispositivos de control de arena normalmente se instalan en el fondo de la perforación a través de yacimientos para retener materiales sólidos más grandes que un cierto diámetro mientras permiten que los fluidos se produzcan. Un dispositivo de control de arena típicamente incluye un cuerpo tubular alargado, conocido como tubería base, que tiene numerosas aberturas con ranuras. La tubería base entonces se envuelve típicamente con un medio de filtración tal como un tamiz o malla de alambre.

Para aumentar los dispositivos de control de arena, particularmente en completaciones de pozo no revestido, es común instalar un filtro de grava. La filtración con grava de un pozo implica colocar grava u otra materia en partículas alrededor del dispositivo de control de arena después de que el dispositivo de control de arena se suspende o de otra manera se coloca en el sondeo. Para instalar un filtro de grava, se distribuye un material en partículas en el fondo de la perforación por medio de un fluido portador. El fluido portador con la grava forma en conjunto una lechada de grava. La lechada se seca en el lugar, dejando un filtro de grava circunferencial. La grava no sólo ayuda en la filtración de partículas sino también ayuda a mantener la integridad del yacimiento.

En una completación de filtro de grava de pozo no revestido, la grava se coloca entre un tamiz de arena que rodea una tubería base perforada y una pared circundante del sondeo. Durante la producción, los fluidos del yacimiento fluyen desde el yacimiento subterráneo, a través de la grava, a través del tamiz, y hacia la tubería base interior. La tubería base de este modo sirve como parte de la sarta de producción .

Un problema históricamente encontrado en la filtración con grava es que una pérdida inadvertida de fluido portador de la lechada durante el proceso de distribución puede dar como resultado en que se formen puentes prematuros de arena y grava en varios lugares a lo largo de los intervalos de pozo no revestido. Por ejemplo, en un intervalo de producción inclinado o un intervalo que tiene un pozo de sondeo alargado o irregular, una deficiente distribución de la grava puede presentarse debido a una pérdida prematura de fluido portador de la lechada de grava en el yacimiento. La formación prematura de puentes de arena puede bloquear el flujo de la lechada de grava, provocando que se formen vacíos a lo largo del intervalo de completación . De este modo, un filtro de grava completo desde la parte inferior a la parte superior no se obtiene, dejando el sondeo expuesto a infiltración de arena y finos.

Los problemas de la formación de puentes de arena se han abordado a través del uso de Tecnología Altérnate Path®, o "APT". La tecnología Altérnate Path® emplea tubos de derivación (o derivaciones) , que permiten que la lechada de grava desvíe áreas seleccionadas a lo largo de un sondeo. Tal tecnología de trayectoria alternativa se describe, por ejemplo, en la Patente de Estados Unidos No. 5,588,487 titulada "Herramienta para Bloquear Flujo Axial en Zona Anular de Pozo Filtrado con Grava", y la Patente de Estados Unidos No. 7,938,184 titulada "Método de Sondeo y Aparato para Completación, Producción e Inyección". Referencias adicionales que discuten la tecnología de derivación incluyen la Patente de Estados Unidos No. 4,945,991; Patente de Estados Unidos No. 5,113,935; Patente de Estados Unidos No. 7,661,476; y M.D. Barry, et al., "Filtración con Grava de Pozo no Revestido con Aislamiento Zonal", SPE documento No. 110,460 (Noviembre 2007).

La efectividad del filtro de grava para controlar el influjo de arena y finos en un sondeo se conoce bien. Sin embargo, algunas veces también es deseable con completaciones de pozo no revestido aislar intervalos seleccionados a lo largo de la porción de pozo no revestido de un sondeo para controlar la entrada de flujo de fluido. Por ejemplo, junto con la producción de hidrocarburos condensables, el agua algunas veces puede invadir un intervalo. Esto puede ser debido a la presencia de zonas de agua naturales, conificación (elevación del contacto de hidrocarburos-agua cerca del pozo) , vetas de alta permeabilidad, fracturas naturales, o digitación de pozos de inyección. Dependiendo del mecanismo o causa de la producción de agua, el agua puede producirse en diferentes lugares y momentos durante la vida útil de un pozo. Similarmente, un casquete de gas por encima de un depósito petrolífero puede expandirse y romperse, provocando la producción de gas con petróleo. La ruptura de gas reduce el impulso del casquete de gas y suprime la producción de petróleo.

En estos y otros casos, es deseable aislar un intervalo de la producción de fluidos del yacimiento en el sondeo. El aislamiento zonal de la zona anular también puede desearse para asignación de producción, control de perfil de fluido de producción/inyección, estimulación selectiva, o control de agua o gas. Sin embargo, el diseño e instalación de filtros de pozo no revestido es altamente problemático debido a las áreas ensanchadas, áreas de deslave, mayores diferenciales de presión, ciclado de presión frecuente, y tamaños irregulares de pozos de sondeo. Además, la duración del aislamiento zonal es una consideración cuando el potencial de conificación de agua/gas con frecuencia incrementa posteriormente en la vida de un campo debido a la reducción de presión y sobreexplotacion.

Por lo tanto, existe la necesidad de un sistema de control de arena mejorado que proporcione tecnología de derivación para la colocación de grava que desvía un filtro. Además existe la necesidad de un ensamble de filtro que proporcione aislamiento de intervalos subterráneos seleccionados a lo largo de un sondeo de pozo no revestido. Además, existe la necesidad de un filtro que utilice canales de trayectoria alternativos, y que proporcione un sello hidráulico para un sondeo de pozo no revestido antes de que se coloque cualquier grava alrededor del elemento de sellado.

Un filtro del fondo de la perforación especialmente diseñado primero se ofrece en la presente. El filtro del fondo de la perforación puede utilizarse para sellar una región anular entre un cuerpo tubular y un sondeo de pozo no revestido circundante. El filtro del fondo de la perforación puede colocarse a lo largo de una sarta de dispositivos de control de arena, y fraguar antes de que comience una operación de filtración con grava.

En una modalidad, el filtro del fondo de la perforación comprende un mandril interior, el mandril interior define un cuerpo tubular alargado. Además, el filtro del fondo de la perforación tiene por lo menos un canal de flujo alternativo a lo largo del mandril interior. Además, el filtro del fondo de la perforación tiene un elemento de sellado externo al mandril interior. El elemento de sellado reside circunferencialmente alrededor del mandril interior.

El filtro del fondo de la perforación además incluye un alojamiento de pistón móvil. El alojamiento de pistón se retiene inicialmente alrededor del mandril interior. El alojamiento de pistón tiene una superficie de soporte de presión en un primer extremo, y se conecta de manera operativa al elemento de sellado. El alojamiento de pistón puede liberarse y hacerse mover a lo largo del mandril interior. El movimiento del alojamiento de pistón activa el elemento de sellado en acoplamiento con el sondeo de pozo no revestido circundante.

De preferencia, el filtro del fondo de la perforación además incluye un mandril de pistón. El mandril de pistón se dispone entre el mandril interior y el alojamiento de pistón circundante. Una zona anular se conserva entre el mandril interior y el mandril de pistón. La zona anular de manera beneficiosa sirve como por lo menos un canal de flujo alternativo a través del filtro.

El filtro del fondo de la perforación también incluye una o más lumbreras de flujo. Las lumbreras de flujo proporcionan comunicación de fluido entre el canal de flujo alternativo y la superficie de soporte de presión del alojamiento de pistón. Las lumbreras de flujo son sensibles a la presión hidrostática dentro del sondeo.

En una modalidad, el filtro del fondo de la perforación también incluye un manguito de liberación. El manguito de liberación reside a lo largo de una superficie interior del mandril interior. Además, el filtro del fondo de la perforación incluye una llave de liberación. La llave de liberación se conecta al manguito de liberación. La llave de liberación se puede mover entre una posición de retención, en donde la llave de liberación acopla y retiene el alojamiento de pistón móvil en su lugar, hasta una posición de liberación en donde la llave de liberación desacopla el alojamiento de pistón. Cuando se desacopla, la presión actúa contra la superficie dé presión del alojamiento de pistón y mueve el alojamiento de pistón para activar el elemento de sellado.

En un aspecto, el filtro del fondo de la perforación también tiene por lo menos un perno rompible. Por lo menos un perno rompible puede ser uno o más tornillos de ajuste. El perno o pernos rompibles conectan de manera liberable el manguito de liberación a la llave de liberación. El perno o pernos rompibles se cortan cuando una herramienta de fraguado se jala hacia el mandril interior y desliza el manguito de liberación.

En una modalidad, el filtro del fondo de la perforación también tiene un centralizador . El centralizador puede ser operativo en respuesta a la manipulación del filtro o mecanismo de sellado o en otras modalidades es operativo de manera separada de la manipulación del filtro o mecanismo de sellado .

Se proporciona en la presente un método para completar un sondeo. El sondeo puede incluir una porción inferior completada como pozo no revestido. En un aspecto, el método incluye proporcionar un filtro. El filtro puede ser de acuerdo con el filtro antes descrito. Por ejemplo, el filtro tendrá un mandril interior, canales de flujo alternativos alrededor del mandril interior, y un elemento de sellado externo al mandril interior. El elemento de sellado de preferencia es un elemento elastomérico tipo ventosa.

El método también incluye conectar el filtro a un cuerpo tubular, y después meter el filtro y el cuerpo tubular conectado en el sondeo. El filtro y el cuerpo tubular conectado se colocan a lo largo de la porción de pozo no revestido de sondeo. De preferencia, el cuerpo tubular es un tamiz de arena, con el tamiz de arena comprendiendo una tubería base, un medio de filtro circundante y canales de flujo alternativos. Alternativamente, el cuerpo tubular puede ser una tubería ciega que comprende canales de flujo alternativos. Los canales de flujo alternativos pueden ser internos o externos al medio de filtro o la tubería ciega, según pueda ser el caso.

La tubería base del tamiz de arena puede formarse de una pluralidad de juntas. Por ejemplo, el filtro puede conectarse entre dos de la pluralidad de juntas de la tubería base.

El método también incluye fraguar el filtro. Esto se hace al activar el elemento de sellado del filtro en acoplamiento con la porción de pozo no revestido circundante del sondeo. Como alternativa, el filtro puede fraguarse a lo largo de una junta de tubería de revestimiento no perforada. Después de esto, el método incluye inyectar una lechada de grava en una región anular formada entre el cuerpo tubular y el sondeo circundante y, después inyectar adicionalmente la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos para permitir que la lechada de grava desvíe el elemento de sellado. De esta manera, la porción de pozo no revestido del sondeo se filtra con grava por debajo del filtro. En un aspecto, el sondeo se filtra con grava por encima y por debajo del filtro después de que le filtro se ha fraguado por completo en el sondeo de pozo no revestido.

En una modalidad de la presente, el filtro es un primer filtro mecánicamente fraguado que es parte de un ensamble de filtro. En este caso, el ensamble de filtro puede comprender un segundo filtro mecánicamente fraguado construido de acuerdo con el primer filtro. La etapa de inyectar adicionalmente la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos permite que la lechada de grava desvie el elemento de sellado del ensamble de filtro de modo que la porción de pozo no revestido del sondeo se filtra con grava por encima y por debajo del ensamble de filtro después de que el primer y segundo filtros mecánicamente fraguados se han fraguado en el sondeo.

El método además puede incluir meter una herramienta de fraguado en el mandril interior del filtro, y liberar el alojamiento de pistón móvil desde su posición retenida. El método entonces incluye comunicar presión hidrostática al alojamiento de pistón a través de una o más lumbreras de flujo. Comunicar presión hidrostática mueve el alojamiento de pistón móvil y activa el elemento de sellado contra el sondeo circundante.

Se prefiere que la herramienta de fraguado sea parte de un tubo de lavado utilizado para filtración con grava. En este ejemplo, meter la herramienta de fraguado comprende meter un tubo de lavado en un calibre dentro del mandril interior del filtro, con el tubo de lavado teniendo una herramienta de fraguado en el mismo. La etapa de liberar el alojamiento de pistón móvil desde su posición retenida^ después comprende jalar el tubo de lavado con la herramienta de fraguado a lo largo del mandril interior. El manguito de liberación se mueve para cortar al menos un perno rompible y desplazar el manguito de liberación. Además esto sirve para liberar por lo menos una llave de liberación y liberar el alojamiento de pistón.

El método también puede incluir producir fluidos de hidrocarburos a partir de por lo menos un intervalo a lo largo de la porción de pozo no revestido del sondeo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para que la forma en la cual la presente invención pueda comprenderse mejer, ciertas ilustraciones, esquemas y/o diagramas de flujo se anexan a la misma. Se observará sin embargo, que los dibujos ilustran sólo modalidades seleccionadas de la invención, y por lo tanto no se considerarán limitantes del alcance, ya que la invención puede admitir otras modalidades igualmente efectivas y aplicaciones .

La Figura 1 es una vista en corte transversal de un sondeo ilustrativo. El sondeo se ha perforado a través de tres diferentes intervalos subterráneos, cada intervalo se encuentra bajo presión del yacimiento y contiene fluidos.

La Figura 2 es una vista en corte transversal alargada de una completación de pozo no revestido del sondeo de la Figura 1. La completación de pozo no revestido a la profundidad de tres intervalos ilustrativos se ve más claramente .

La Figura 3A es una vista lateral en corte transversal de un ensamble de filtro, en una modalidad. Aquí, se muestra una tubería base, con elementos de filtro circundantes. Dos filtros mecánicamente fraguados se muestran en una relación separada.

La Figura 3B es una vista en corte transversal del ensamble de filtro de la Figura 3A, tomada a través de las líneas 3B-3B de la Figura 3A. Tubos de derivación se ven dentro del ensamble de filtro.

La Figura 3C es una vista en corte transversal del ensamble de filtro de la Figura 3A, en una modalidad alternativa. En lugar de los tubos de derivación, tubos de transporte se ven unidos entre sí alrededor de la tubería base .

La Figura 4A es una vista lateral en corte transversal del ensamble de filtro de la Figura 3A. Aquí, dispositivos de control de arena, o tamices de arena, se han colocado en extremos opuestos del ensamble de filtro. Los dispositivos de control de arena utilizan tubos de derivación externos .

La Figura 4B proporciona una vista en corte transversal del ensamble de filtro de la Figura 4A, tomada a través de las lineas 4B-4B de la Figura 4A. Tubos de derivación se ven fuera del tamiz de arena para proporcionar una trayectoria de flujo alternativa para una lechada de partículas .

La Figura 5A es otra vista lateral en corte transversal del ensamble de filtro de la Figura 3?. Aquí, dispositivos de control de arena, o tamices de arena, nuevamente se han colocado en extremos opuestos del ensamble de filtro. Sin embargo, los dispositivos de control de arena utilizan tubos de derivación internos.

La Figura 5B proporciona una vista en corte transversal del ensamble de filtro de la Figura 5A, tomada a través de las líneas 5B-5B de la Figura 5A. Tubos de derivación se ven dentro del tamiz de arena para proporcionar una trayectoria de flujo alternativa para una lechada de partículas .

La Figura 6A es una vista lateral en corte transversal de uno de los filtros mecánicamente fraguados de la Figura 3A. El filtro mecánicamente fraguado se encuentra en su posición metida.

La Figura 6B es una vista lateral en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 3A. Aquí, el elemento de filtro mecánicamente fraguado se encuentra en su posición fraguada.

La Figura 6C es una vista en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6C-6C de la Figura 6A.

La Figura 6D es una vista en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6D-6D de la Figura 6B.

La Figura 6E es una vista en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6E-6E de la Figura 6A.

La Figura 6F es una vista en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6F-6F de la Figura 6B.

La Figura 7A es una vista alargada de la llave de liberación de la Figura 6A. La llave de liberación se encuentra en su posición metida a lo largo del mandril interior. El perno rompible aún no se ha roto.

La Figura 7B es una vista alargada de la llave de liberación de la Figura 6B. El perno rompible se ha roto, y la llave de liberación ha caído lejos del mandril interior.

La Figura 7C es una vista en perspectiva de la herramienta de fraguado que puede utilizarse para asegurar un manguito de liberación, y por consiguiente cortar un perno rompible dentro de la llave de liberación.

Las Figuras 8A a 8J presentan fases de un procedimiento de filtración con grava que utiliza uno de los ensambles de filtro de la presente invención, en una modalidad. Canales de trayectoria de flujo alternativos se proporcionan a través de los elementos de filtro del ensamble de filtro y a través de los dispositivos de control de arena.

La Figura 8K muestra el ensamble de filtro y el filtro de grava que se ha fraguado en un sondeo de pozo no revestido después de finalizar el procedimiento de filtración con grava de las Figuras 8A a 8N.

La Figura 9A es una vista en corte transversal de un intervalo medio de la completación de pozo no revestido de la Figura 2. Aquí, un filtro de intervalo se ha colocado dentro de un dispositivo de control de arena a través del intervalo medio para evitar la entrada de flujo de fluidos del yacimiento.

La Figura 9B es una vista en corte transversal de los intervalos medios e inferior de la completación de pozo no revestido de la Figura 2. Aquí, un tapón se ha colocado dentro de un ensamble de filtro entre los intervalos medio e inferior para evitar el flujo de fluidos del yacimiento en el sondeo desde el intervalo inferior.

La Figura 10 es un diagrama de flujo que muestra las etapas que pueden realizarse junto con un método para completar un sondeo de pozo no revestido en una modalidad.

La Figura 11 es un diagrama de flujo que proporciona etapas de un método para fraguar un filtro, en una modalidad. El filtro se fragua en un sondeo de pozo no revestido e incluye canales de flujo alternativos.

Definiciones Como se utiliza en la presente, el término "hidrocarburo" se refiere a un compuesto orgánico que incluye principalmente, aunque no exclusivamente, los elementos hidrógeno y carbono. Los hidrocarburos generalmente caen en dos clases: alifáticos, o hidrocarburos de cadena recta, y cíclicos, o hidrocarburos de anillo cerrado, que incluyen terpenos cíclicos. Ejemplos de materiales que contienen hidrocarburo incluyen cualquier forma de gas natural, petróleo, carbón, y betún que pueden utilizarse como combustible o refinarse en un combustible.

Como se utiliza en la presente, el término "fluidos de hidrocarburos" se refiere a un hidrocarburo o mezclas de hidrocarburos que son gases o líquidos. Por ejemplo, los fluidos de hidrocarburos pueden incluir un hidrocarburo o mezclas de hidrocarburos que son gases o líquidos en las condiciones del yacimientos, en condiciones de procesamiento o en condiciones ambientales (15°C y a presión de 1 atmósfera) . Los fluidos de hidrocarburos pueden incluir, por ejemplo, petróleo, gas natural, metano con lecho de carbón, petróleo de esquisto bituminoso, aceite por pirólisis, gas por pirólisis, un producto de carbón por pirólisis, y otros hidrocarburos que se encuentran en un estado gaseoso o líquido .

Como se utiliza en la presente, el término "fluido" se refiere a gases, líquidos, y combinaciones de gases y líquidos, así como a combinaciones de gases y sólidos, y combinaciones de líquidos y sólidos.

Como se utiliza en la presente, el término "subsuelo" se refiere a estratos geológicos que se presentan por debajo de la superficie de la tierra.

El término "intervalo subterráneo" se refiere a un yacimiento o una porción del yacimiento donde los fluidos del yacimiento pueden residir. Los fluidos, por ejemplo, pueden ser líquidos de hidrocarburos, gases de hidrocarburos, fluidos acuosos, o combinaciones de los mismos.

Como se utiliza en la presente, el término "sondeo" se refiere a un agujero en el subsuelo formado por perforación o inserción de un conducto en el subsuelo. Un sondeo puede tener una sección transversal sustancialmente circular, u otra forma en corte transversal. Como se utiliza en la presente, el término "pozo", cuando se refiere a una abertura en el yacimiento, puede utilizarse de manera intercambiable con el término "sondeo".

El término "miembro tubular" se refiere a cualquier tubería, tal como una junta de tubería de revestimiento, una porción de un tubo perforado o un tramo corto de tubería.

El término "dispositivo de control de arena" significa cualquier cuerpo tubular alargado que permita la entrada de flujo de fluido en un calibre interno o tubería base mientras filtra tamaños predeterminados de arena, finos y restos granulares de un yacimiento circundante.

El término "canales de flujo alternativos" significa cualquier colección de colectores y/o tubos de derivación que proporcionen comunicación de fluido a través de o alrededor de una herramienta de sondeo tal como un filtro para permitir que una lechada desvíe el filtro o cualquier puente de arena prematuro en una región anular y continúe la filtración con grava por debajo, o por encima y por debajo de la herramienta.

La invención se describe en la presente junto con ciertas modalidades específicas. Sin embargo, al grado en que la siguiente descripción detallada sea específica para una modalidad particular o un uso particular, tal cosa se pretende para ser ilustrativa solamente y no para interpretarse como limitante del alcance de la invención.

Ciertos aspectos de la invención también se describen junto con varias Figuras. En algunas de las Figuras, la parte superior de la página de dibujo se pretende para ser hacia la superficie, y la parte inferior de la página de dibujo hacia la parte inferior del pozo. Aunque los pozos comúnmente se completan en una orientación sustancialmente vertical, se entiende que los pozos también pueden inclinarse o incluso completarse de manera horizontal. Cuando los términos de descripción "hacia arriba y hacia abajo" o "superior" e "inferior" o términos similares se utilizan con referencia a un dibujo o en las reivindicaciones, se pretenden para indicar una ubicación relativa en la página de dibujo o con respecto a términos de reivindicaciones, y no necesariamente la orientación en la tierra, ya que la presente invención tiene utilidad sin importar cómo se oriente el sondeo.

La Figura 1 es una vista en corte transversal de un sondeo 100 ilustrativo. El sondeo 100 define un calibre 105 que se extiende desde una superficie 101, y dentro del subsuelo 110 de la tierra. El sondeo 100 se completa para tener una porción 120 de pozo no revestido en un extremo inferior del sondeo 100. El sondeo 100 se ha formado para el propósito de producir hidrocarburos para venta comercial. Una sarta de tubería 130 de producción se proporciona en el calibre 105 para transportar fluidos de producción desde la porción 120 de pozo no revestido hasta la superficie 101.

El sondeo 100 incluye un árbol de pozo, mostrado esquemáticamente en 124. El árbol 124 de pozo incluye una válvula 126 de cierre. La válvula 126 de cierre controla el flujo de fluidos de producción desde el sondeo 100. Además, una válvula 132 de seguridad subterránea se proporciona para bloquear el flujo de fluido desde la tubería 130 de producción en caso de una ruptura o evento catastrófico por encima de la válvula 132 de seguridad subterránea. El sondeo 100 opcionalmente puede tener una bomba (no mostrada) dentro de, o justo por encima de la porción 120 de pozo no revestido para levantar artificialmente los fluidos de producción desde la porción 120 de pozo no revestido hasta el árbol 124 de pozo .

El sondeo 100 se ha completado al establecer una serie de tuberías en el subsuelo 110. Estas tuberías incluyen una primera sarta de tubería de revestimiento 102, algunas veces conocida como tubería de revestimiento superficial o un conductor. Estas tuberías también incluyen por lo menos una segunda sarta 104 de tubería de revestimiento y una tercera 106. Estas sartas 104, 106 de tubería de revestimiento son sartas de tubería de revestimiento intermedias que proporcionan soporte para paredes del sondeo 100. La sartas 104, 106 de tubería de revestimiento intermedias pueden suspenderse de la superficie, o pueden suspenderse de una sarta de tubería de revestimiento superior siguiente que utiliza un tubo perforado expansible o soporte colgante de tubo perforado. Se entiende que una sarta de tubería que no se extiende hacia atrás a la superficie (tal como la sarta 106 de tubería de revestimiento) normalmente se denomina como "tubo perforado".

En la disposición de sondeo ilustrativa de la Figura 1, la sarta 104 de tubería de revestimiento intermedia se suspende de la superficie 101, mientras la sarta 106 de tubería de revestimiento se suspende de un extremo inferior de la sarta 104 de tubería de revestimiento. Sartas de tubería de revestimiento intermedias adicionales (no mostradas) pueden emplearse. La presente invención no se limita al tipo de disposición de tubería de revestimiento utilizada .

Cada sarta de tubería de revestimiento 102, 104, 106 se fragua en su lugar a través de cemento 108. El cemento 108 aisla los diversos yacimientos del subsuelo 110 del sondeo 100 y entre sí. El cemento 108 se extiende desde la superficie 101 hasta una profundidad XL" en un extremo inferior de la sarta 106 de tubería de revestimiento. Se entiende que algunas sartas de tubería de revestimiento intermedias pueden no cementarse completamente.

Una región 204 anular se forma entre la tubería 130 de producción y la sarta 106 de tubería de revestimiento. Un filtro 206 de producción sella la región 204 anular cerca del extremo inferior X,L" de la sarta 106 de tubería de revestimiento .

En muchos sondeos, un sarta de tubería de revestimiento final conocida como tubería de revestimiento de producción se cementa en su lugar a una profundidad donde residen intervalos de producción subterráneos. Sin embargo, el sondeo 100 ilustrativo se completa como sondeo de pozo no revestido. Por consiguiente, el sondeo 100 no incluye una sarta de tubería de revestimiento final a lo largo de la porción 120 de pozo no revestido.

En el sondeo 100 ilustrativo, la porción 120 de pozo no revestido recorre tres diferentes intervalos subterráneos. Éstos se indican como intervalo 112 superior, intervalo 114 intermedio, e intervalo 116 inferior. El intervalo 112 superior y el intervalo 116 inferior, por ejemplo, pueden contener depósitos valiosos de petróleo que se buscan para producir, mientras el intervalo 114 intermedio puede contener agua principalmente u otro fluido acuoso dentro de su volumen de poro. Esto puede ser debido a la presencia de zonas de agua naturales, vetas de alta permeabilidad o fracturas naturales en el acuífero, o digitación de pozos de inyección. En este caso, existe una probabilidad de que el agua invadirá el sondeo 100.

Alternativamente, los intervalos superior 112 e intermedio 114 pueden contener fluidos de hidrocarburos que se buscan para producir, procesar y vender, mientras el intervalo 116 inferior puede contener cierto petróleo junto con cantidades cada vez más grandes de agua. Esto puede ser debido a la conificación, la cual es una elevación del contacto de hidrocarburo-agua cerca del pozo. En este caso, existe nuevamente la posibilidad de que el agua invadirá el sondeo 100.

Alternativamente, los intervalos superior 112 e inferior 116 pueden producir fluidos de hidrocarburos a partir de una matriz de arena u otra roca impermeable, mientras el intervalo 114 intermedio puede representar un esquisto no permeable o de otra manera ser sustancialmente impermeable a los fluidos.

En cualquiera de estos casos, es deseable que el operador aisle intervalos seleccionados. En el primer caso, el operador querrá aislar el intervalo 114 intermedio de la sarta 130 de producción y de los intervalos superior 112 e inferior 116 de manera que los fluidos de hidrocarburos principales puedan producirse a través del sondeo 100 y en la superficie 101. En el segundo caso, el operador eventualmente querrá aislar el intervalo 116 inferior de la sarta 130 de producción y los intervalos superior 112 e intermedio 114 de modo que los fluidos de hidrocarburos principales puedan producirse a través del sondeo 100 y en la superficie 101. En el tercer caso, el operador querrá aislar el intervalo superior 112 del intervalo inferior 116, pero no necesitará aislar el intervalo intermedio 114. Soluciones a estas necesidades en el contexto de una completación de pozo no revestido se proporcionan aquí, y se demuestran de manera más completa junto con los dibujos a continuación.

Junto con la producción de fluidos de hidrocarburos de un sondeo que tiene una completacion de pozo no revestido, no sólo es deseable aislar intervalos seleccionados, sino también limitar el influjo de partículas de arena y otros finos. Para evitar la migración de partículas del yacimiento en la sarta 130 de producción durante la operación, los dispositivos 200 de control de arena se han integrado en el sondeo 100. Éstos se describen de manera más completa a continuación junto con la Figura 2 y con las Figuras 8A a 8J.

Con referencia ahora a la Figura 2, los dispositivos 200 de control de arena contienen un cuerpo tubular alargado, denominado como tubería 205 base. La tubería 205 base típicamente se forma de una pluralidad de juntas de tubería. La tubería 205 base (o cada junta de tubería que forma la tubería 205 base) típicamente tiene perforaciones pequeñas o ranuras para permitir la entrada de flujo de los fluidos de producción.

Los dispositivos 200 de control de arena también contienen un medio 207 de filtración envuelto o colocado de otra manera radialmente alrededor de las tuberías 205 base. El medio 207 de filtro puede ser un tamiz de malla de alambre o envoltura de alambre ajustada alrededor de la tubería 205 base. El medio 207 de filtro evita la entrada de flujo de arena u otras partículas sobre un tamaño predeterminado en la tubería 205 base y la tubería 130 de producción.

Además de los dispositivos 200 de control de arena, el sondeo 100 incluye uno o más ensambles 210 de filtro. En la disposición ilustrada de las Figuras 1 y 2, el sondeo 100 tiene un ensamble 210' de filtro superior y un ensamble 210" de filtro inferior. Sin embargo, los ensambles 210 de filtro adicionales o sólo un ensamble 210 de filtro pueden utilizarse. Los ensambles 210' , 210" de filtro se configuran únicamente para sellar una región anular (véase 202 de la Figura 2) entre dispositivos 200 de control de arena diversos y una pared 201 circundante de la porción 120 de pozo no revestido del sondeo 100.

La Figura 2 es una vista en corte transversal alargada de la porción 120 de pozo no revestido del sondeo 100 de la Figura 1. La porción 120 de pozo no revestido y los tres intervalos 112, 114, 116 se ven más claramente. Los ensambles de filtro superior 210' e inferior 210" también son claramente más visibles cerca de los limites superior e inferior del intervalo intermedio 114, respectivamente. Finalmente, los dispositivos 200 de control de arena a lo largo de cada uno de los intervalos 112, 114, 116 se muestran .

Con respecto a los ensambles de filtro mismos, cada ensamble 210' , 210" de filtro puede tener por lo menos dos filtros separados. Los filtros se fraguan de preferencia a través de una combinación de fuerzas de manipulación mecánica e hidráulica. Los ensambles 210 de filtro ilustrativos representan un filtro 212 superior y un filtro 214 inferior. Cada filtro 212, 214 tiene una porción expansible o elemento fabricado a partir de un material elastomérico o termoplástico capaz de proporcionar por lo menos un sello de fluido temporal contra la pared 201 de sondeo circundante.

Los elementos para los filtros superior 212 e inferior 214 deben ser capaces de soportar las presiones y cargas asociadas con un proceso de filtración con grava. Típicamente, tales presiones son de aproximadamente 140.614 kg/cmz (2,000 psi) a 210.921 kg/cm2 (3,000 psi) . Los elementos para los filtros 212, 214 también deben soportar la carga de presión debido a las presiones diferenciales del sondeo y/o depósito provocadas por fallas naturales, sobreexplotación, producción, o inyección. Las operaciones de producción pueden implicar producción selectiva o asignación de producción para satisfacer requisitos reglamentarios. Operaciones de inyección pueden implicar inyección de fluido selectiva para mantenimiento estratégico de presión de depósito. Operaciones de inyección también pueden implicar estimulación selectiva en fracturación por ácido, acidificación de matriz, o remoción por daño del yacimiento.

La superficie de sellado o elementos para los filtros 212, 214 mecánicamente fraguados sólo necesita encontrarse en el orden de centímetros (pulgadas) para efectuar un sello hidráulico adecuado. En un aspecto, los elementos tienen cada uno aproximadamente 15.2 cm (6 pulgadas) a aproximadamente 70.0 cm (24 pulgadas) de longitud.

Los elementos para los filtros 212, 214 de preferencia son elementos tipo ventosa. Los elementos tipo ventosa se conocen bien para su uso en completaciones de pozo no revestido. Sin embargo, generalmente no se conocen para su uso en completaciones de pozo no revestido ya .que no se diseñan para expandirse en acoplamiento con un diámetro de pozo no revestido. La naturaleza de tipo ventosa preferida de la superficie de sellado de los elementos 212, 214 de filtro ayudará a mantener por lo menos un sello temporal contra la pared 201 del intervalo 114 intermedio (u otro intervalo) cuando la presión incremente durante la operación de filtración con grava.

Los filtros superior 212 e inferior 214 se fraguan antes de un proceso de instalación de filtro de grava. Como se describe más completamente a continuación, los filtros 212, 214 pueden fraguarse al deslizar un manguito de liberación. Éste a su vez, permite que la presión hidrostática actúe descendentemente contra un mandril de pistón. El mandril de pistón actúa sobre un centralizador y/o elementos de filtro, provocando que los mismos se expandan contra la pared 201 de sondeo. Las porciones expansibles de los filtros superior 212 e inferior 214 se expanden en contacto con la pared 201 circundante para montar a horcajadas la región 202 anular a una profundidad seleccionada a lo largo de la completación 120 de pozo no revestido.

La Figura 2 muestra un mandril en 215. Éste puede ser representativo del mandril de pistón, y otros mandriles utilizados en los filtros 212, 214 como se describe más completamente a continuación.

Los filtros superior 212 e inferior 214 generalmente pueden ser imágenes a espejo entre si, excepto por los manguitos de liberación u otros mecanismos de acoplamiento. El movimiento unilateral de una herramienta de desplazamiento (mostrada y discutida junto con las Figuras 7A y 7B) permitirá que los filtros 212, 214 se activen en una secuencia o simultáneamente. El filtro 214 inferior se activa primero, seguido por el filtro 212 superior cuando la herramienta de desplazamiento se jale hacia arriba a través de un mandril interior (mostrado y discutido junto con las Figuras 6A y 6B) . Un espacio corto se proporciona de preferencia entre los filtros superior 212 e inferior 214.

Los ensambles 210' , 210" de filtro ayudan a controlar y manejar los fluidos producidos a partir de zonas diferentes. En este respecto, los ensambles 210', 210" de filtro permiten que el operador selle un intervalo de otra producción o inyección, dependiendo de la función del pozo.

La instalación de los ensambles 210' , 210" de filtro en la completación inicial permite que un operador cierre la producción de una o más zonas durante la vida útil del pozo para limitar la producción de agua o en algunos casos, un fluido no condensable indeseable tal como sulfuro de hidrógeno .

Los filtros históricamente no se han instalado cuando un filtro de grava de pozo no revestido se utiliza debido a la dificultad de formar un sello a lo largo de una porción de pozo no revestido y debido a la dificultad de formar un filtro de grava completo por encima y por debajo del filtro. Las solicitudes de patente relacionadas, las Publicaciones de Estados Unidos Nos. 2009/0294128 y 2010/0032158 describen aparatos y métodos para filtrar con grava un sondeo de pozo no revestido después de que un filtro se ha fraguado en un intervalo de completación. El aislamiento zonal en completaciones filtradas con grava de pozo no revestido puede proporcionarse al utilizar un elemento de filtro y trayectorias de flujo secundarias y (o "alternativas") para permitir el aislamiento zonal y la filtración con grava de la trayectoria de flujo alternativa.

Ciertos desafios técnicos se han quedado con respecto a los métodos descritos en las Publicaciones de Estados Unidos Nos. 2009/0294128 y 2010/0032158, particularmente junto con el filtro. Las solicitudes establecen que el filtro puede ser un elemento inflable hidráulicamente activado. Tal elemento inflable puede fabricarse a partir de un material elastomérico o un material termoplástico . Sin embargo, diseñar un elemento de filtro a partir de tales materiales requiere que el elemento de filtro cumpla con un nivel de rendimiento particularmente elevado. En este respecto, el elemento de filtro necesita poder mantener el aislamiento zonal por un periodo de años en presencia de altas presiones y/o altas temperaturas y/o fluidos acidicos. Como alternativa, las solicitudes establecen que el filtro puede ser un elemento de caucho de expansión que se expande en presencia de hidrocarburos, agua, u otros estímulos. Sin embargo, elastómeros de expansión conocidos típicamente requieren alrededor de 30 días o . más para expandirse completamente en un acoplamiento de fluido sellado con la formación rocosa circundante. Por lo tanto, filtros mejorados y aparatos de aislamiento zonal se ofrecen en la presente.

La Figura 3A presenta un ensamble 300 de filtro ilustrativo que proporciona una trayectoria de flujo alternativa para una lechada de grava. El ensamble 300 de filtro se ve en una vista lateral en corte transversal. El ensamble 300 de filtro incluye varios componentes que pueden utilizarse para sellar una zona anular a lo largo de la porción 120 de pozo no revestido.

El ensamble 300 de filtro primero incluye una sección 302 de cuerpo principal. La sección 302 de cuerpo principal de preferencia se fabrica de acero o de aleaciones de acero. La sección 302 de cuerpo principal se configura para tener una longitud 316 especifica, tal como aproximadamente 12.2 metros (40 pies). La sección 302 de cuerpo principal comprende juntas de tubería individuales que tendrán una longitud que se encuentra entre aproximadamente 3.0 metros (10 pies) y 15.2 metros (50 pies). Las juntas de tubería típicamente se conectan de manera roscada de extremo a extremo para formar la sección 302 de cuerpo principal de acuerdo con la longitud 316.

El ensamble 300 de filtro también incluye filtros 304 mecánicamente fraguados opuestos. Los filtros 304 mecánicamente fraguados se muestran esquemáticamente, y de manera general de acuerdo con los elementos 212 y 214 de filtro mecánicamente fraguados de la Figura 2. Los filtros 304 de preferencia incluyen elementos elastoméricos tipo ventosa que tienen menos de 0.3 metros (1 pie) de longitud. Como se describe más adelante, los filtros 304 tienen canales de flujo alternativos que permiten únicamente que los filtros 304 se fragüen antes de que se haga circular una lechada de grava en el sondeo.

Un espacio 308 corto se proporciona entre los filtros 304 mecánicamente fraguados. El espacio se ve en 308.

Cuando los filtros 304 son imágenes a espejo entre si, los elementos tipo ventosa son capaces de resistir presión de fluido por encima o por debajo del ensamble de filtro.

El ensamble 300 de filtro también incluye una pluralidad de tubos de derivación. Los tubos de derivación se ven en imaginaria en 318. Los tubos 318 de derivación también pueden denominarse como tubos de transporte o tubos de puente. Los tubos 318 de derivación son secciones ciegas de tubería que tienen una longitud que se extiende a lo largo de la longitud 316 de los filtros 304 mecánicamente fraguados y la separación 308. Los tubos 318 de derivación en el ensamble 300 de filtro se configuran para acoplarse a y formar un sello con tubos de derivación en tamices de arena conectados, como se discute más adelante.

Los tubos 318 de derivación proporcionan una trayectoria de flujo alternativa a través de los filtros 304 mecánicamente fraguados y la separación 308 intermedia. Esto permite que los tubos 318 de derivación transporten un fluido portador junto con la grava a diferentes intervalos 112, 114 y 116 de la porción 120 de pozo no revestido del sondeo 100.

El ensamble 300 de filtro también incluye miembros de conexión. Éstos pueden representar acoplamientos roscados tradicionales. En primer lugar, una sección 306 de cuello se proporciona en un primer extremo del ensamble 300 de filtro. La sección 306 de cuello tiene roscas externas para conectarse con una caja de acoplamiento roscada de un tamiz de arena u otra tubería. Después, una sección 310 con muescas o externamente roscada se proporciona en un segundo extremo opuesto. La sección 310 roscada sirve como caja de acoplamiento para recibir un extremo roscado externo de un tamiz de arena u otro miembro tubular.

La sección 306 de cuello y la sección 310 roscada pueden formarse de acero o aleaciones de acero. La sección 306 de cuello y la sección 310 roscada cada una se configura para tener una longitud 314 específica, tal como 10.2 cm (4 pulgadas) a 1.2 metros (4 pies) (u otra distancia adecuada). La sección 306 de cuello y la sección 310 roscada también tienen diámetros interno y externo específicos. La sección 306 de cuello tiene roscas 307 externas, mientras la sección 310 roscada tiene roscas 311 internas. Estas roscas 307 y 311 pueden utilizarse para formar un sello entre el ensamble 300 de filtro y los dispositivos de control de arena u otros segmentos de tubería.

Una vista en corte transversal del ensamble 300 de filtro se muestra en la Figura 3B. La Figura 3B se toma a lo largo de la línea 3B-3B de la Figura 3A. Varios tubos 318 de derivación se colocan radial y equidistantemente alrededor de la tubería 302 base. Un calibre 305 central se muestra dentro de la tubería 302 base. El calibre 305 central recibe fluidos de producción durante las operaciones de producción y los transporta a la tubería 130 de producción.

La Figura 4A presenta una vista lateral en corte transversal de un aparato 400 de aislamiento zonal, en una modalidad. El aparato 400 de aislamiento zonal incluye el ensamble 300 de filtro de la Figura 3A. Además, los dispositivos 200 de control de arena se han conectado en extremos opuestos a la sección 306 de cuello y la sección 310 roscada, respectivamente. Los tubos 318 de derivación del ensamble 300 de filtro se ven conectados en los tubos 218 de derivación en los dispositivos 200 de control de arena. Los tubos 218 de derivación representan tubos de filtración que permiten el flujo de lechada de grava entre una zona anular del sondeo y los tubos 218. Los tubos 218 de derivación en los dispositivos 200 de control de arena incluyen opcionalmente válvulas 209 para controlar el flujo de lechada de grava tal como los tubos de filtración (no mostrados).

La Figura 4B proporciona una vista lateral en corte transversal del aparato 400 de aislamiento zonal. La Figura 4B se toma a lo largo de la línea 4B-4B de la Figura 4A. Ésta se corta a través de uno de los tamices 200 de arena. En la Figura 4B, la tubería 205 base ranurada o perforada se ve. Esto es de acuerdo con la tubería 205 base de las Figuras 1 y 2. Un calibre 105 central se muestra dentro de la tubería 205 base para recibir fluidos de producción durante las operaciones de producción.

Una malla 220 exterior se dispone inmediatamente alrededor de la tubería 205 base. La malla 220 exterior de preferencia comprende una malla de alambre o alambre helicoidalmente envuelto alrededor de la tubería 205 base, y sirve como tamiz. Además, los tubos 218 de derivación se colocan radial y equidistantemente alrededor de la malla 205 exterior. Esto significa que los dispositivos 200 de control de arena proporcionan una modalidad externa para los tubos 218 de derivación (o canales de flujo alternativos) .

La configuración de los tubos 218 de derivación de preferencia es concéntrica. Esto se ve en las vistas en corte transversal de la Figura 3B. Sin embargo, los tubos 218 de derivación pueden diseñarse excéntricamente. Por ejemplo, la Figura 2B en la Patente de Estados Unidos No. 7,661,476 representa una disposición de "Técnica Anterior" para un dispositivo de control de arena donde los tubos 208A de filtración y los tubos 208b de transporte se colocan externos a la tubería 202 base y el medio 204 de filtración circundante .

En la disposición de las Figuras 4A y 4B, los tubos 218 de derivación son externos al medio de filtro, o malla 220 exterior. La configuración del dispositivo 200 de control de arena puede modificarse. En este respecto, los tubos 218 de derivación pueden moverse al interior del medio 220 de La Figura 5A presenta una vista lateral en corte transversal de un aparato 500 de aislamiento zonal, en una modalidad alternativa. En esta modalidad, dispositivos 200 de control de arena nuevamente se conectan en extremos opuestos a la sección 306 de cuello y la . sección 310 con muescas, respectivamente, del ensamble 300 de filtro. Además, tubos 318 de derivación en el ensamble 300 de filtro se ven conectados a los tubos 218 de derivación en el ensamble 200 de control de arena. Sin embargo, en la Figura 5A, el ensamble 200 de control de arena utiliza los tubos 218 de derivación internos, lo que significa que los tubos 218 de derivación se disponen entre la tubería 205 base y el tamiz 220 circundante.

La Figura 5B proporciona una vista lateral en corte transversal del aparato 500 de aislamiento zonal. La Figura 5B se toma a lo largo de la línea B-B de la Figura 5A. Ésta se corta a través de uno de los tamices 200 de arena. En la Figura 5B, la tubería 205 base con ranuras o perforada nuevamente se ve. Esto es de acuerdo con la tubería 205 base de las Figuras 1 y 2. El calibre 105 central se muestra dentro de la tubería 205 base para recibir fluidos de producción durante las operaciones de producción.

Los tubos 218 de derivación se colocan radial y equidistantemente alrededor de la tubería 205 base. Los tubos 218 de derivación residen inmediatamente alrededor de la tubería 205 base, y dentro de un medio 220 de filtro circundante. Esto significa que los dispositivos 200 de control de arena de las Figuras 5A y 5B proporcionan una modalidad interna para los tubos 218 de derivación.

Una región anular 225 se crea entre la tubería 205 base y la malla exterior circundante o medio 220 de filtro. La región 225 anular acomoda la entrada de flujo de los fluidos de producción en un sondeo. La envoltura 220 de alambre exterior se soporte por una pluralidad de rebordes 222 de soporte que se extienden radialmente. Los rebordes 222 se extienden a través de la región 225 anular.

Las Figuras 4A y 5A presentan disposiciones para conectar las juntas de control de arena a un ensamble de filtro. Los tubos 318 de derivación (o canales de flujo alternativos) dentro de los filtros conectan de manera fluida los tubos 218 de derivación a lo largo de los tamices 200 de arena. Sin embargo, las disposiciones 400, 500 del aparato de aislamiento zonal de las Figuras 4A-4B y 5A-5B generalmente son ilustrativas. En una disposición alternativa, un sistema de conducción puede utilizarse para proporcionar comunicación de fluido entre los tubos 218 de derivación y los tubos 318 de derivación.

La Figura 3C es una vista en corte transversal del ensamble 300 de filtro de la Figura 3A, en una modalidad alternativa. En esta disposición, los tubos 218 de derivación se conducen alrededor de la tubería 302 base. Un anillo 315 de soporte se proporciona alrededor de los tubos 318 de derivación. Nuevamente se entiende que los presentes aparatos y métodos no se confinan por el diseño particular y disposición de los tubos 318 de derivación siempre y cuando se proporcione una derivación de lechada para el ensamble 210 de filtro. Sin embargo, se prefiere que se emplee una disposición concéntrica.

También debe observarse que el mecanismo de acoplamiento para los dispositivos 200 de control de arena con el ensamble 300 de filtro pueden incluir un mecanismo de sellado (no mostrado) . El mecanismo de sellado evita fugas de la lechada que se encuentra en la trayectoria de flujo alternativa formada por los tubos de derivación. Ejemplos de tales mecanismos de sellado se describen en la Patente de Estados Unidos No. 6,464,261; Solicitud de Patente Internacional No. WO 2004/094769; Solicitud de Patente Internacional No. WO 2005/031105; Publicación de Patente de Estados Unidos No. 2004/0140089; Publicación de Patente de Estados Unidos No. 2005/0028977; Publicación de Patente de Estados Unidos No. 2005/0061501; y Publicación de Patente de Estados Unidos No. 2005/0082060.

Como se observa, el ensamble 300 de filtro incluye un par de filtros 304 mecánicamente fraguados. Cuando se utiliza el ensamble 300 de filtro, los filtros 304 se fraguan de manera benéfica antes de que se inyecte la lechada y se forme el filtro de grava. Esto requiere una disposición de filtro única donde los tubos de derivación se proporcionan para un canal de flujo alternativo.

Los filtros 304 de la Figura 3A se muestran esquemáticamente. Sin embargo, las Figuras 6A y 6B proporcionan vistas más detalladas de un filtro 600 de grava mecánicamente fraguado que puede utilizarse en el ensamble de filtro de La Figura 3A, en una modalidad. Las vistas de las Figuras 6A y 6B proporcionan vistas lateras en corte transversal. En la Figura 6A, el filtro 600 se encuentra en su posición metida, mientras en la Figura 6B el filtro 600 se encuentra en su posición fraguada.

El filtro 600 primero incluye un mandril 610 interior. El mandril 610 interior define un cuerpo tubular alargado que forma un calibre 605 central. El calibre 605 central proporciona una trayectoria de flujo primaria de fluidos de producción a través del filtro 600. Después de la instalación y comienzo de la producción, el calibre 605 central transporta los fluidos de producción al calibre 105 de los tamices 200 de arena (véase Figuras 4A y 4B) y la tubería 130 de producción (véase Figuras 1 y 2) .

El filtro 600 también incluye un primer extremo 602. Roscas 604 se colocan a lo largo del mandril 610 interior en el primer extremo 602. Las roscas 604 ilustrativas son roscas externas. Un conector 614 de caja que tiene roscas internas en ambos extremos se conecta o se enrosca en las roscas 604 en el primer extremo 602. El primer extremo 602 del mandril 610 interior con el conector 614 de caja se denomina extremo de caja. El segundo extremo (no mostrado) del mandril 610 interior tiene roscas externas y se denomina extremo de perno. El extremo de perno (no mostrado) del mandril 610 interior permite que el filtro 600 se conecte al extremo de caja de un tamiz de arena u otro cuerpo tubular tal como un tamiz autónomo, un módulo de detección, una tubería de producción, o una tubería ciega.

El conector 614 de caja en el extremo 602 de caja permite que el filtro 600 se conecte al extremo de perno de un tamiz de arena u otro cuerpo tubular tal como un tamiz autónomo, un módulo de detección, una tubería de producción o una tubería ciega.

El mandril 610 interior se extiende a lo largo de la longitud del filtro 600. El mandril 610 interior puede componerse de múltiples segmentos conectados, o juntas. El mandril 610 interior tiene un diámetro interior ligeramente más pequeño cerca del primer extremo 602. Esto es debido a un soporte 606 de fraguado maquinado en el mandril interior. Como se explicará de manera más completa a continuación, el soporte 606 de fraguado captura un manguito 710 de liberación en respuesta a la fuerza mecánica aplicada por una herramienta de fraguado.

El filtro 600 también incluye un mandril 620 de pistón. El mandril 620 de pistón se extiende generalmente desde el primer extremo 602 del filtro 600. El mandril 620 de pistón puede componerse de múltiples segmentos conectados o juntas. El mandril 620 de pistón define un cuerpo tubular alargado que reside circunferencialmente alrededor y sustancialmente concéntrico al mandril 610 interior. Una zona anular 625 se forma entre el mandril 610 interior y el mandril 620 de pistón circundante. La zona anular 625 proporciona de manera benéfica una trayectoria de flujo secundaria o canales de flujo alternativos para fluidos.

En la disposición de las Figuras 6A y 6B, los canales de flujo alternativos definidos por la zona anular 625 son externos al mandril 610 interior. Sin embargo, el filtro podría reconfigurarse de manera que los canales de flujo alternativos se encuentren dentro del calibre 605 del mandril 610 interior. En cualquier caso, los canales de flujo alternativos se encuentran "a lo largo" del mandril 610 interior .

La zona anular 625 se encuentra en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria de la otra herramienta del fondo de la perforación (no mostrada en las Figuras 6A y 6B) . Tal herramienta separada por ejemplo, pueden ser los tamices 200 de arena de las Figuras 4A y 5A, o una tubería ciega, u otro cuerpo tubular. El cuerpo tubular puede o no tener canales de flujo alternativos.

El filtro 600 también incluye un acoplamiento 630. El acoplamiento 630 se conecta y se sella (por ejemplo, mediante anillos "tóricos" elastoméricos) al mandril 620 de pistón en el primer extremo 602. El acoplamiento 630 entonces se enrosca y se perfora en el conector 614 de caja, el cual se conecta de manera roscada al mandril 610 interior para evitar movimiento rotacional relativo entre el mandril 610 interior y el acoplamiento 630. Un primer perno de torsión se muestra en 632 para perforar el acoplamiento en el conector 614 de caja.

En un aspecto, una llave 634 de NACA (Comité Nacional Asesor para Aeronáutica) también se emplea. La llave 634 de NACA se coloca de manera interna al acoplamiento 630, y de manera externa a un conector 614 de caja roscado. Un primer perno de torsión se proporciona en 632, que conecta el acoplamiento 630 a la llave 634 de NACA y después al conector 614 de caja. Un segundo perno de torsión se proporciona en 636 que conecta el acoplamiento 630 a la llave 634 de NACA. Las llaves en forma de NACA pueden asegurar (a) el acoplamiento 630 al mandril 610 interior mediante el conector 614 de caja, (b) evitar que el acoplamiento 630 gire alrededor del mandril 610 interior, y (c) transferir el flujo de la lechada a lo largo de la zona anular 612 para reducir la fricción.

Dentro del filtro 600, la zona anular 625 alrededor del mandril 610 interior se aisla del calibre 605 principal. Además, la zona anular 625 se aisla de una zona anular de sondeo circundante (no mostrada) . La zona anular 625 permite la transferencia de lechada de grava desde los canales de flujo alternativos (tal como los tubos 218 de derivación) a través del filtro 600. De esta manera, la zona anular 625 se vuelve los canales de flujo alternativos para el filtro 600.

En operación, un espacio 612 anular reside en el primer extremo 602 del filtro 600. El espacio .612 anular se dispone entre el conector 614 de caja y el acoplamiento 630. El espacio 612 anular recibe la lechada de canales de flujo alternativos de un cuerpo tubular conectado, y distribuye la lechada a la zona anular 625. El cuerpo tubular por ejemplo, puede ser un tamiz de arena adyacente, una tubería ciega, o un dispositivo de aislamiento zonal.

El filtro 600 también incluye un soporte 626 de carga. El soporte 626 de carga se coloca cerca del extremo del mandril 620 de pistón donde el acoplamiento 630 se conecta y se sitúa. Una sección sólida en el extremo del mandril 620 de pistón tiene un diámetro interior y un diámetro exterior. El soporte 626 de carga se coloca a lo largo del diámetro exterior. El diámetro interior tiene roscas y se conecta de manera roscada al mandril 610 interior. Por lo menos un canal de flujo alternativo se forma entre los diámetros interior y exterior para conectar el flujo entre el espacio 612 anular y la zona anular 625.

El soporte 626 de carga proporciona un punto de soporte de carga. Durante las operaciones del equipo de perforación, un collar de carga o arnés (no mostrado) se coloca alrededor del soporte 626 de carga para permitir que el filtro 600 se retenga y soporte con elevadores convencionales. El soporte 626 de carga entonces se utiliza temporalmente para soportar el peso del filtro 600 (y cualquier dispositivo de completación conectado tal como las juntas de tamiz de arena ya insertadas en el pozo) cuando se colocan en el piso giratorio de un equipo de perforación. La carga entonces puede transferirse desde el soporte 626 de carga hasta un conector de rosca de tubería tal como el conector 614 de caja, después al mandril 610 interior o la tubería 205 base, la cual es una tubería roscada en el conector 614 de caja.

El filtro 600 también incluye un alojamiento 640 de pistón. El alojamiento 640 de pistón reside alrededor y es sustancialmente concéntrico al mandril 620 . de pistón. El filtro 600 se configura para provocar que el alojamiento 640 de pistón se mueva axialmente a lo largo de y con respecto al mandril 620 de pistón. Específicamente, el alojamiento 640 de pistón se impulsa por la presión hidrostática del fondo de la perforación. El alojamiento 640 de pistón puede componerse de múltiples segmentados conectados, o juntas.

El alojamiento 640 de pistón se mantiene en su lugar a lo largo del mandril 620 de pistón durante su entrada. El alojamiento 640 de pistón se asegura utilizando un manguito 710 de liberación y una llave 715 de liberación. El manguito 710 de liberación y la llave 715 de liberación evitan el movimiento de traslación relativo entre el alojamiento 640 de pistón y el mandril 620 de pistón. La llave 715 de liberación penetra a través del mandril 620 de pistón y el mandril 610 interior.

Las Figuras 7A y 7B proporcionan vistas alargadas del manguito 710 de liberación y la llave 715 de liberación para el filtro 600. El manguito 710 de liberación y la llave 715 de liberación se mantienen en su lugar por un perno 720 rompible. En la Figura 7A, el perno 720 rompible no se ha roto, y el manguito 710 de liberación y la llave 715 de liberación se mantienen en su lugar a lo largo del mandril 610 interior. Sin embargo, en la Figura 7B, el perno 720 rompible se ha roto, y el manguito 710 de liberación se ha trasladado a lo largo de una superficie 608 interior del mandril 610 interior.

En cada una de las Figuras 7A y 7B, el mandril 610 interior y el mandril 620 de pistón circundante se ven. Además, el alojamiento 640 de pistón se ve fuera del mandril 620 de pistón. Los tres cuerpos tubulares que representan el mandril 610 interior, el mandril 620 de pistón, y el alojamiento 640 de pistón se aseguran juntos contra el movimiento de traslación o de rotación relativa por las cuatro llaves 715 de liberación. Sólo una de las llaves 715 de liberación se ve en la Figura 7A; sin embargo, cuatro llaves 715 separadas son radialmente visibles en la vista en corte transversal de la Figura 6E, descrita a continuación.

La llave 715 de liberación reside dentro de una bocallave 615. La bocallave 615 se extiende a través del mandril 610 interior y el mandril 620 de pistón. La llave 715 de liberación incluye un soporte 734. El soporte 734 reside dentro de un rebajo 624 de soporte en el mandril 620 de pistón. El rebajo 624 de soporte es lo suficientemente grande para permitir que el soporte 734 se mueva radialmente hacia dentro. Sin embargo, se restringe el huelgo en la Figura 7A por la presencia del manguito 710 de liberación.

Se observa que la zona anular 625 entre el mandril 610 interior y el mandril 620 de pistón no se ve en la Figura 7A o 7B. Esto es debido a que la zona anular 625 no se extiende a través de la sección transversal o es muy pequeña. De hecho, la zona anular 625 emplea canales radiales separados que conservan el soporte para las llaves 715 de liberación, como mejor se ve en la Figura 6E. Establecido de otra forma, los canales grandes que forman la zona anular se ubican alejados del material del mandril 610 interior que rodea las bocallaves 615.

En cada ubicación de llave de liberación, una bocallave 615 se maquina a través del mandril 610 interior. Las bocallaves 615 se perforan para acomodar las llaves 715 de liberación respectivas. Si existen cuatro llaves 715 de liberación, existirán cuatro resaltos discretos separados de manera circunferencial para reducir significativamente la zona anular 625. El área restante de la zona anular 625 entre los resaltos adyacentes permite que el flujo en el canal 625 de flujo alternativo desvíe la llave 715 de liberación.

Los resaltos pueden maquinarse como parte del cuerpo del mandril 610 interior. Más específicamente, el material que forma el mandril 610 interior puede maquinarse para formar los resaltos. Alternativamente, los resaltos pueden maquinarse como un mandril de liberación corto separado (no mostrado) , el cual entonces se enrosca en el mandril 610 interior. Alternativamente, los resaltos pueden ser un separador separado, asegurado entre el mandril 610 interior y el mandril 620 de pistón por soldadura u otros medios.

También se observa aquí que en la Figura 6A, el mandril 620 de pistón se muestra como cuerpo integral. Sin embargo, la porción del mandril 620 de pistón donde las bocallaves 615 se ubican puede ser un alojamiento de liberación corto separado. Este alojamiento separado entonces se conecta al mandril 620 de pistón principal.

Cada llave 715 de liberación tiene una abertura 732. De manera similar, el manguito 710 de liberación tiene una abertura 722. La abertura 732 en la llave 715 de liberación y la abertura 722 en el manguito 710 de liberación se dimensionan y configuran para recibir un perno rompible. El perno rompible se ve en 720. En la Figura 7A, el perno 720 rompible se mantiene dentro de las aberturas 732, 722 por el manguito 710 de liberación. Sin embargo, en la Figura 7B, el perno 720 rompible se ha cortado, y sólo una pequeña porción del perno 720 permanece visible.

Un borde exterior de la llave 715 de liberación tiene una superficie rugosa, o dientes. Los dientes para la llave 715 de liberación se muestran en 736. Los dientes 736 de la llave 715 de liberación se encuentran en ángulo y se configuran para coincidir con una superficie rugosa reciproca dentro del alojamiento 640 de pistón. La superficie rugosa de acoplamiento (o dientes) para el alojamiento 640 de pistón se muestra en 646. Los dientes 646 residen en una cara interior del alojamiento 640 de pistón. Cuando se engranan, los dientes 736, 646 evitan el movimiento del alojamiento 640 de pistón con respecto al mandril 620 de pistón o el mandril 610 interior. De preferencia, la superficie rugosa de acoplamiento o los dientes 646 residen en la cara interior de un manguito de liberación corto separado, el cual entonces se enrosca en el alojamiento 640 de pistón.

Regresando ahora a las Figuras 6A y 6B, el filtro 600 incluye un miembro 650 de centralización. El miembro 650 de centralización se activa por el movimiento del alojamiento 640 de pistón. El miembro 650 de centralización, por ejemplo, puede ser como se describe en la Publicación de Patente de Estados Unidos No. 2011/0042106.

El filtro 600 además incluye un elemento 655 de sellado. Cuando el miembro 650 de centralización se activa y centraliza el filtro 600 dentro del sondeo circundante, el alojamiento 640 de pistón continúa activando el elemento 655 de sellado como se describe en la Publicación de Patente de Estados Unidos No. 2009/0308592.

En la Figura 6A, el miembro 650 de centralización y el elemento 655 de sellado se encuentran en su posición metida. En la Figura 6B, el miembro 650 de centralización y el elemento 655 de sellado conectado se han activado. Esto significa que el alojamiento 640 del pistón se ha movido a lo largo del mandril 620 de pistón, provocando que el miembro 650 de centralización y el elemento 655 de sellado acoplen la pared de sondeo circundante.

Un sistema de anclaje como se describe en WO 2010/084353 puede utilizarse para evitar que el alojamiento 640 de pistón retroceda. Esto evita la contracción del elemento 655 tipo ventosa.

Como se observa, el movimiento del alojamiento 640 de pistón se lleva a cabo en respuesta a la presión hidrostática de los fluidos de sondeo, que incluye una lechada de grava. En la posición metida del filtro 600 (mostrado en la Figura 6A) , el alojamiento 640 de pistón se mantiene en su lugar por el manguito 710 de liberación y la llave 715 de pistón asociada. Esta posición se muestra en la Figura 7A. Para fraguar el filtro 600 (de acuerdo con la Figura 6B) , el manguito 710 de liberación debe montarse fuera de la trayectoria de la llave 715 de liberación de manera que los dientes 736 de la llave 715 de liberación ya no se engranen con los dientes 646 del alojamiento 640 de pistón. Esta posición se muestra en la Figura 7B.

Para mover el manguito 710 de liberación, se utiliza una herramienta de fraguado. Una herramienta de fraguado ilustrativa se muestra en 750 en la Figura 7C. La herramienta 750 de fraguado define un cuerpo 755 cilindrico corto. De preferencia, la herramienta 750 de fraguado se mete en el sondeo con una sarta de tubo de lavado (no mostrada) . El movimiento de la sarta de tubo de lavado a lo largo del sondeo puede controlarse en la superficie.

Un extremo 752 superior de la herramienta 750 de fraguado se forma de varios dedos 760 de virola radiales. Los dedos 760 de virola se colapsan cuando se someten a suficiente fuerza interna. En operación, los dedos 760 de virola aseguran un perfil 724 formado a lo largo del manguito 710 de liberación. Los dedos 760 de virola incluyen superficies 762 realzadas que coinciden con o se aseguran en el perfil 724 de la llave 710 de derivación. Tras el aseguramiento, la herramienta 750 de fraguado se jala o se eleva dentro del sondeo. La herramienta 750 de fraguado entonces jala el manguito 710 de liberación con suficiente fuerza para provocar que los pernos 720 rompibles se rompan. Una vez que los pernos 720 rompibles se rompen, el manguito 710 de liberación es libre de trasladarse hacia arriba a lo largo de la superficie 608 interior del mandril 610 interior.

Como se observa, la herramienta 750 de fraguado puede meterse en el sondeo con un tubo de lavado. La herramienta 750 de fraguado simplemente puede ser una porción perfilada del cuerpo de tubo de lavado. De preferencia, sin embargo, la herramienta 750 de fraguado es un cuerpo 755 tubular separado que se conecta de manera roscada al tubo de lavado. En la Figura 7C, una herramienta de conexión se proporciona en 770. La herramienta 770 de conexión incluye roscas 775 externas para conectarse a una sarta de perforación u otro elemento tubular de entrada. La herramienta 770 de conexión se extiende hacia el cuerpo 755 de la herramienta 750 de fraguado. La herramienta 770 de conexión puede extenderse completamente a través del cuerpo 755 para conectarse al tubo de lavado u otro dispositivo, o puede conectarse a rosca internas (no mostradas) dentro del cuerpo 755 de la herramienta 750 de fraguado.

Regresando a las Figuras 7A y 7B, el viaje del manguito 710 de liberación se limita. En este respecto, un primer extremo 726 o superior del manguito 710 de liberación se detiene contra el soporte 606 a lo largo de la superficie 608 interior del mandril 610 interior. La longitud del manguito 710 de liberación es lo suficientemente corta para permitir que el manguito 710 de liberación abra la abertura 732 en la llave 715 de liberación. Cuando se desplaza completamente, la llave 715 de liberación se mueve radialmente hacia adentro, empujada por el perfil rugoso en el alojamiento 640 de pistón cuando se presenta presión hidrostática.

El corte del perno 720 y el movimiento del manguito 710 de liberación también permiten que la llave 715 de liberación se desengrane del alojamiento 640 de pistón. El rebajo 624 de soporte se dimensiona para permitir que el soporte 734 de la llave 715 de liberación caiga o se desacople de los dientes 646 del alojamiento 640 de pistón una vez que el, manguito 710 de liberación se suprime. La presión hidrostática entonces actúa sobre el alojamiento 640 de pistón para trasladarlo hacia dentro con respecto al mandril 620 de pistón.

Después de que se han cortado los pernos 720 rompibles, el alojamiento 640 de pistón es libre de deslizarse a lo largo de una superficie exterior del mandril 620 de pistón. Para lograr esto, una presión hidrostática de la zona anular 625 actúa sobre un soporte 642 en el alojamiento 640 de pistón. Esto se observa mejor en la Figura 6B. El soporte 642 sirve como superficie de soporte de presión. Una lumbrera 628 de fluido se proporciona a través del mandril 620 de pistón para permitir que el fluido acceda al soporte 642. De manera benéfica, la lumbrera 628 de fluido permite que una mayor presión a la presión hidrostática se aplique durante operaciones de filtración con grava. La presión se aplica al alojamiento 640 de pistón para asegurar que los elementos 655 de filtro se acoplen contra el sondeo circundante.

El filtro 600 también incluye un dispositivo de medición. Cuando el alojamiento 640 de pistón se traslada a lo largo del mandril 620 de pistón, un orificio 664 de medición regula la proporción en la que el alojamiento de pistón se traslada a lo largo del mandril de pistón que por lo tanto reduce el movimiento del alojamiento de pistón y regula la velocidad de fraguado para el filtro 600. Para comprender adicionalmente las características del filtro 600 mecánicamente fraguado ilustrativo, se proporcionan varias vistas en corte transversal adicionales. Éstas se ven en las Figuras 6C, 6D, 6E y 6F.

En primer lugar, la Figura 6C es una vista en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6C-6C de la Figura 6A. La linea 6C-6C se toma a través de uno de los pernos 636 de torsión. El perno 636 de torsión conecta el acoplamiento 630 a la llave 634 de NACA.

La Figura 6D es una vista en corte transversal del filtro mecánicamente fraguado de la Figura 6A. Esta vista se toma a través de la linea 6D-6D de la Figura 6B. La linea 6D-6D se toma a través de otro de los pernos 632 de torsión. El perno 632 de torsión conecta el acoplamiento 630 al conector 614 de caja, el cual se enrosca en el mandril 610 interior.

La Figura 6E es una vista en corte transversal del filtro 600 mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6E-6E de la Figura 6A. La linea 6E-E se toma a través de la llave 715 de liberación. Puede observarse que la llave 715 de liberación pasa a través del mandril 620 de pistón y hacia el mandril 610 inferior. También se observa que el canal 625 de flujo alternativo reside entre las llaves 715 de liberación.

La Figura 6F es una vista en corte transversal del filtro 600 mecánicamente fraguado de la Figura 6A. La vista se toma a través de la linea 6F-6F de la Figura 6B. La linea 6F-6F se toma a través de las lumbreras 628 de fluido dentro del mandril 620 de pistón. Conforme el fluido se mueve a través de las lumbreras 628 de fluido y empuja el soporte 642 del alojamiento 640 de pistón lejos de las lumbreras 628, se crea un espacio 672 anular y se alarga entre el mandril 620 de pistón y el alojamiento 640 de pistón.

Una vez que el filtro 600 de derivación se fragua, las operaciones de filtración con grava pueden comenzar. Las Figuras 8A a 8J presentan fases de un procedimiento de filtración con grava, en una modalidad. El procedimiento de filtración con grava utiliza un ensamble de filtro que tiene canales de flujo alternativos. El ensamble de filtro puede ser de acuerdo con el ensamble 300 de filtro de la Figura 3A. El ensamble 300 de filtro tendrá filtros 304 mecánicamente fraguados. Estos filtros 304 mecánicamente fraguados pueden ser de acuerdo con el filtro 600 de las Figuras 6A y 6B.

En las Figuras 8A a 8J, los dispositivos de control de arena se utilizan con un procedimiento de filtración con grava ilustrativo. En la Figura 8A, un sondeo 800 se muestra. El sondeo 800 ilustrativo es un sondeo de pozo no revestido horizontal. El sondeo 800 incluye una pared 805. Dos diferentes intervalos de producción se indican a lo largo del sondeo 800 horizontal. Estos se muestran en 810 y 820. Dos dispositivos 850 de control de arena se han metido en el sondeo 800. Dispositivos 850 de control de arena separados se proporcionan en cada intervalo 810, 820 de producción. Los fluidos en el sondeo 800 se han desplazado utilizando un fluido 814 limpio.

Cada uno de los dispositivos 850 de control de arena se comprende de una tubería 854 base y un tamiz 856 de arena circundante. La tubería 854 base tiene ranuras o perforaciones para permitir que el fluido fluya hacia la tubería 854 base. Los dispositivos 850 de control de arena cada uno también incluye trayectorias de flujo alternativas. Estas pueden ser de acuerdo con los tubos 218 de derivación de cualquiera de la Figura 4B o la Figura 5B. De preferencia, los tubos de derivación son tubos de derivación internos dispuestos entre la tubería 854 base y los tamices 856 de arena en la región anular mostrada en 852.

Los dispositivos 850 de control de arena se conectan mediante un ensamble 300 de filtro intermedio. En la disposición de la Figura 8A, el ensamble 300 de filtro se instala en la interconexión entre los intervalos 810 y 820 de producción. Más de un ensamble 300 de filtro puede incorporarse.

Además de los dispositivos 850 de control de arena, un tubo 840 de lavado se ha bajado en el sondeo 800. El tubo 840 de lavado se mete en el sondeo 800 bajo una herramienta de cruce o una herramienta de servicio de filtro de grava (no mostrada) la cual se conecta al extremo de una tubería 835 de perforación u otra sarta de trabajo. El tubo 840 de lavado es un miembro tubular alargado que se extiende hacia los tamices 850 de arena. El tubo 840 de lavado ayuda en la circulación de la lechada de grava durante una operación de filtración con grava, y se remueve de manera subsiguiente. Conectada al tubo 840 de lavado se encuentra una herramienta de desplazamiento, tal como la herramienta 750 de desplazamiento presentada en la Figura 7C. La herramienta 750 de desplazamiento se coloca bajo el filtro 300.

En la Figura 8A, se coloca una herramienta 845 de cruce en el extremo de la tubería 835 de perforación. La herramienta 845 de cruce se utiliza para dirigir la inyección y circulación de la lechada de grava, como se discute en detalle adicional a continuación.

Un filtro 815 separado se conecta a la herramienta 845 de cruce. El filtro 815 y la herramienta 845 de cruce conectada se colocan temporalmente dentro de una sarta de f tubería de revestimiento 830 de producción. En conjunto, el filtro 815, la herramienta 845 de cruce, el tubo 840 de lavado alargado, la herramienta 750 de desplazamiento, y los tamices 850 de filtro de grava se meten en el extremo inferior del sondeo 800. El filtro 815 entonces se fragua en la tubería 830 de revestimiento de producción. La herramienta 845 de cruce entonces se libera del filtro 815 y es libre de moverse como se muestra en la Figura 8B.

Después de que se fragua el filtro 815, como se muestra en la Figura 8B, la herramienta 845 de cruce se desplaza hacia arriba hacia una posición inversa. Las presiones de circulación pueden tomarse en esta posición. Un fluido 812 portador se bombea hacia la tubería 835 de perforación y se coloca en una zona anular entre la tubería 835 de perforación y la tubería de revestimiento 830 de producción circundante sobre el filtro 815. El fluido portador es un fluido portador de grava, el cual es el componente líquido de la lechada de filtración con grava. El fluido 812 portador desplaza el fluido 814 de desplazamiento limpio por encima del filtro 815, el cual puede ser un fluido de aceite tal como el NAF acondicionado. El fluido 812 portador desplaza el fluido 814 de desplazamiento en la dirección indicada por las flechas "C".

Después que los filtros 304 se fraguan, como se muestra en la Figura 8C. Esto se hace al jalar la herramienta de desplazamiento ubicada bajo el ensamble 300 de filtro en el tubo 840 de lavado y hasta pasar el ensamble 300 de filtro. Más específicamente, los filtros 304 mecánicamente fraguados del ensamble 300 de filtro se fraguan. Los filtros 304 pueden ser, por ejemplo, el filtro 600 de las Figuras 6A y 6B. El filtro 600 se utiliza para aislar la zona anular formada entre los tamices 856 de arena y la pared 805 circundante del sondeo 800. El tubo 840 de lavado se baja en una posición inversa. Aunque se muestra en la posición inversa, como se muestra en la Figura 8D, el fluido 812 portador con grava puede colocarse dentro de la tubería 835 de perforación y se utiliza para forzar al fluido 814 portador de desplazamiento de limpieza a través del tubo 840 de lavado y hasta la zona anular formada entre la tubería 835 de perforación y la tubería de revestimiento 830 de producción por encima del filtro 815, como se muestra por las flechas "C".

En las Figuras 8D a 8F, la herramienta 845 de cruce puede desplazarse hacia la posición de circulación para filtrar con grava el primer intervalo 810 subterráneo. En la Figura 8D, el fluido portador con la grava 816 comienza a crear un filtro de grava dentro del intervalo 810 de producción por encima del filtro 300 en la zona anular entre el tamiz 856 de arena y la pared 805 del sondeo 800 de pozo no revestido. El fluido fluye hacia fuera del tamiz 856 de arena y regresa a través del tubo 840 de lavado como se indica por las flechas "D" .

En la Figura 8E, un primer filtro 860 de grava comienza a formarse encima del filtro 300. El filtro 860 de grava se forma alrededor del tamiz 856 de arena y hacia el filtro 815. El filtro 812 portador se hace circular bajo el filtro 300 y hasta la parte inferior del sondeo 800. El fluido 812 portador sin grava fluye hacia el tubo 840 de lavado como se indica por las flechas "C".

En la Figura 8F, el proceso de filtración con grava continúa formando el filtro 860 de grava hacia el filtro 815. El tamiz 856 de arena ahora se cubre completamente por el filtro 860 de grava sobre el filtro 300. El fluido 812 portador continúa haciéndose circular bajo el filtro 300 y hasta la parte inferior del sondeo 800. El fluido 812 portador y la grava fluye hacia el tubo 840 de lavado como se indica nuevamente por las flechas "C".

Una vez que se forma el filtro 860 de grava en el primer intervalo 810 y los tamices de arena por encima del filtro 300 se cubren con grava, el fluido portador con grava 816 se hace pasar a través de los tubos de derivación (mostrados en 318 en la Figura 3B) . El fluido portador con grava 816 forma el filtro 860 de grava en las Figuras 8J a 8J.

En la Figura 8G, el fluido portador de grava 816 ahora fluye dentro del intervalo 820 de producción bajo el filtro 300. El fluido 816 portador fluye a través de los tubos de derivación y el filtro 300, y después fuera del tamiz 856 de arena. El fluido 816 portador entonces fluye en la zona anular entre el tamiz 856 de arena y la pared 805 de sondeo 800, y regresa a través del tubo 840 de lavado. El flujo de fluido portador con grava 816 se indica por las flechas "D", mientras el flujo de fluido portador en el tubo 840 de lavado sin la grava se indica en 812, mostrado por las flechas "C".

Se observa aquí que la lechada sólo fluye a través de los canales de derivación a lo largo de las secciones de filtro. Después de que la lechada pasa a los canales de flujo alternativos en la siguiente junta de tamiz adyacente. Los canales de flujo alternativos tienen tubos de transporte y filtración conducidos juntos en cada extremo de una junta de tamiz. Los tubos de filtración se proporcionan a lo largo de las juntas de tamiza de arena. Los tubos de filtración representan las toberas laterales que permiten que la lechada llene cualquier vacio en la zona anular. Los tubos de transporte llevan a la lechada adicionalmente corriente abajo.

En la Figura 8H, el filtro 860 de grava comienza a formarse bajo el filtro 300 y alrededor del tamiz 856 de arena. En la Figura 81, el filtro con grava continúa haciendo crecer el filtro 860 de grava desde la parte inferior del sondeo 800 hacia el filtro 300. En la Figura 8J, el filtro 860 de grava se ha formado a partir de la parte inferior del sondeo 800 hasta el filtro 300. El tamiz 856 de arena bajo el filtro 300 se ha cubierto por el filtro 860 de grava. La presión de tratamiento de superficie incrementa para indicar que el espacio anular entre los tamices 856 de arena y la pared 805 del sondeo 800 se filtra completamente con grava.

La Figura 8K muestra la sarta 835 de perforación y el tubo 840 de lavado de las Figuras 8A a 8J que se han removido del sondeo 800. La tubería de revestimiento 830, las tuberías 854 base, y los tamices 856 de arena permanecen en el sondeo 800 a lo largo de los intervalos de producción superior 810 e inferior 820. El filtro 300 y los filtros 860 de grava permanecen fraguados en el sondeo 800 de pozo no revestido después de finalizar el procedimiento de filtración con grava de las Figuras 8A a 8J. El sondeo 800 ahora se encuentra listo para operaciones de producción.

Como se menciona en lo anterior, una vez que un sondeo ha experimentado filtración con grava, el operador puede elegir aislar un intervalo seleccionado en el sondeo, y descontinuar la producción de ese intervalo. Para demostrar cómo un intervalo de sondeo puede aislarse, se proporcionan las Figuras 9A y 9B.

En primer lugar, la Figura 9A es una vista en corte transversal de un sondeo 900A. El sondeo 900A generalmente se construye de acuerdo con el sondeo 100 de la Figura 2. En la Figura 9A, el sondeo 900A se muestra entrecruzando un intervalo 114 subterráneo. El intervalo 114 representa un intervalo intermedio. Esto significa que también existe un intervalo 112 superior y un intervalo 116 inferior (véase Figura 2, pero no se muestra en la Figura 9A) .

El intervalo 114 subterráneo puede ser una porción de un yacimiento subterráneo que una vez produjo hidrocarburos en cantidades comercialmente viables pero ahora sufren de intrusión significativa de agua o gas de hidrocarburo. Alternativamente, el intervalo 114 subterráneo puede ser un yacimiento que originalmente fue una zona de agua o acuitardo o se satura de otra forma sustancialmente con fluido acuoso. En otro caso, el operador ha decidido sellar el flujo de fluidos de yacimiento del intervalo 114 al sondeo 900A.

Un tamiz 200 de arena se ha colocado en el sondeo 900A. El tamiz 200 de arena es de acuerdo con el dispositivo 200 de control de arena de la Figura 2. Además, una tubería 205 base se ve extendiéndose a través del intervalo 114 intermedio. La tubería 205 base es parte del tamiz 200 de arena. El tamiz 200 de arena también incluye un tamiz de malla, un tamiz de envoltura de alambre, u otro medio 207 de filtro radial. La tubería 205 base y el medio 207 de filtro circundante de preferencia comprenden una serie de juntas conectadas extremo con extremo. Las juntas idealmente tienen aproximadamente 1.52 a 13.71 metros (5 a 45 pies) de longitud.

El sondeo 900A tiene un ensamble 210' de filtro superior y ensamble 210" de filtro inferior. El ensamble 210' de filtro superior se dispone cerca de la interconexión del intervalo 112 superior y el intervalo 114 intermedio, mientras el ensamble 210" de filtro inferior se dispone cerca de la interconexión del intervalo 114 intermedio y el intervalo 116 inferior. Cada ensamble 210', 210" de filtro de preferencia es de acuerdo con el ensamble 300 de filtro de las Figuras 3A y 3B. En este respecto, los ensambles 210' , 210" de filtro cada uno tendrá filtros 304 mecánicamente fraguados opuestos. Los filtros mecánicamente fraguados se muestran en la Figura 9A en 212 y 214. Los filtros 212, 214 mecánicamente fraguados pueden ser de acuerdo con el filtro 600 de las Figuras 6A y 6B. Los filtros 212, 214 mecánicamente fraguados se separan como se muestra por la separación 216.

Los filtros 212, 214 dobles son imágenes espejo entre si, excepto por los manguitos de liberación (por ejemplo, el manguito 710 de liberación y el perno 720 rompible asociado) . Como se observa en lo anterior, el movimiento unilateral de una herramienta de desplazamiento (tal como la herramienta 750 de desplazamiento) rompe los pernos 720 rompibles y mueven los manguitos 710 de liberación. Esto permite que los elementos 655 de filtro se activen en secuencia, primero el más bajo, después el más alto .

El sondeo 900A se completa como completación de pozo no revestido. Un filtro de grava se ha colocado en el sondeo 900A para ayudar a proteger contra la entrada de flujo de partículas granulares. La filtración con grava se indica como enduidos en la zona 202 anular entre el medio 207 de filtro del tamiz 200 de arena y la pared 201 circundante del sondeo 900A.

En la disposición de la Figura 9A, el operador desea continuar produciendo fluidos de yacimiento de los intervalos superior 112 e inferior 116 mientras que sella el intervalo 114 intermedio. Los intervalos superior 112 e inferior 116 se forman de arena u otra matriz de roca que es permeable al flujo de fluido. Para lograr esto, un filtro 905 de intervalo se ha colocado dentro del tamiz 200 de arena. El filtro 905 de intervalo se coloca sustancialmente a través del intervalo 114 intermedio para evitar la entrada de flujo de fluidos de yacimiento del intervalo 114 intermedio.

El filtro 905 de intervalo comprende un mandril 910. El mandril 910 es un cuerpo tubular alargado que tiene un extremo superior adyacente al ensamble 210' de filtro superior, y un extremo inferior adyacente al ensamble 210" de filtro inferior. El filtro 905 de intervalo también comprende un par de filtros anulares. Éstos representan un filtro 912 superior adyacente al ensamble 210' de filtro superior, y un filtro 914 inferior adyacente al ensamble 210" de filtro inferior. La combinación novedosa del ensamble 210' de filtro superior con el filtro 912 superior, y el ensamble 210" de filtro inferior con el filtro 914 inferior permite que el operador aisle exitosamente un intervalo subterráneo tal como un intervalo 114 intermedio en una completación de pozo no revestido .

Otra técnica para aislar un intervalo a lo largo del yacimiento de pozo no revestido se muestra en la Figura 9B. La Figura 9B es una vista lateral de un sondeo 900B. El sondeo 900B nuevamente puede ser de acuerdo con el sondeo 100 de la Figura 2. Aquí, se muestra el intervalo 116 inferior de la completación de pozo no revestido. El intervalo 116 inferior se extiende esencialmente a la parte inferior 136 del sondeo 900B y es la zona de interés más baja.

En este caso, el intervalo 116 subterráneo puede ser una porción de un yacimiento subterráneo que una vez produjo hidrocarburos en cantidades comercialmente viables pero que ahora sufre de intrusión significativa de agua o gas de hidrocarburo. Alternativamente, el intervalo 116 subterráneo puede ser un yacimiento que originalmente fue una zona de agua o acuitardo o de otra manera se satura sustancialmente con fluido acuoso. En cualquier caso, el operador ha decidido sellar la entrada de flujo de fluidos de yacimiento del intervalo 116 inferior en el sondeo 100.

Para lograr esto, se ha colocado un tapón 920 dentro del sondeo 100. Específicamente, el tapón 920 se ha fraguado en el mandril 215 soportando el ensamble 210" de filtro inferior. De los dos ensambles 210', 210" de filtro, solamente se ve el ensamble 210" de filtro inferior. Al colocar el tapón 920 al ensamble 210" de filtro inferior, el tapón 920 es capaz de evitar el flujo de fluidos de yacimiento en la parte superior del sondeo 200 desde el intervalo 116 inferior.

Se observa que junto con la disposición de la Figura 9B, el intervalo 114 intermedio puede comprender una • matriz de esquistos u otra roca que sustancialmente es impermeable al flujo de fluido. En esta situación, el tapón 920 no necesita colocarse adyacente al ensamble 210" de filtro inferior; de hecho, el tapón 920 puede colocarse en cualquier lugar por encima del intervalo 116 inferior y a lo largo del intervalo 114 intermedio. Además, en este caso, el ensamble 210' de filtro superior no necesita colocarse en la parte superior del intervalo 114 intermedio; de hecho, el ensamble 210' de filtro superior también puede colocarse en cualquier lugar a lo largo del intervalo 114 intermedio. Si el intervalo 114 intermedio se comprende de esquisto improductivo, el operador puede elegir colocar la tubería ciega a través de esta región, con canales de flujo alternativos, es decir, tubos de transporte, a lo largo del intervalo 114 intermedio.

Un método 1000 para completar un sondeo también se proporciona en la presente. El método 1000 se presenta en la Figura 10. La Figura 10 proporciona un diagrama de flujo que presenta las etapas para un método 1000 para completar un sondeo, en varias modalidades. De preferencia, el sondeo es un sondeo de pozo no revestido.

El método 1000 incluye proporcionar un aparato de aislamiento zonal. Éste se muestra en el Recuadro 1010 de la Figura 10. El aparato de aislamiento zonal de preferencia es de acuerdo con los componentes descritos en lo anterior junto con la Figura 2. En este respecto, el aparato de aislamiento zonal primero puede incluir un tamiz de arena. El tamiz de arena representará una tubería base y una malla circundante o alambre enrollado. El aparato de aislamiento zonal también tendrá por lo menos un ensamble de filtro. El ensamble de filtro tendrá por lo menos un filtro mecánicamente fraguado, con el filtro mecánicamente fraguado teniendo canales de flujo alternativos.

De preferencia, el ensamble de filtro tendrá por lo menos dos filtros mecánicamente fraguados. Canales de flujo alternativos viajarán a través de cada uno de los filtros mecánicamente fraguados. De preferencia, el aparato de aislamiento zonal comprenderá por lo menos dos ensambles de filtro separados por juntas de tamices de arena o tubos cortos o a cierta combinación de los mismos.

El método 1000 también incluye meter el aparato de aislamiento zonal en el sondeo. La etapa de meter el aparato de aislamiento zonal en el sondeo se muestra en el Recuadro 1020. El aparato de aislamiento zonal se mete en una porción inferior de sondeo, la cual de preferencia se completa como pozo no revestido.

La porción de pozo no revestido del sondeo puede completarse sustancial y verticalmente . Alternativamente, la porción de pozo no revestido puede desviarse o incluso quedar de forma horizontal.

El método 1000 también incluye colocar el aparato de aislamiento zonal en el sondeo. Esto se muestra en la Figura 10 en el Recuadro 1030. La etapa para colocar el aparato de aislamiento zonal de preferencia se realiza al suspender el aparato de aislamiento zonal desde una porción inferior de una sarta de tubería de revestimiento de producción. El aparato se coloca de tal manera que el tamiz de arena se encuentra adyacente a uno o más intervalos de producción seleccionados a lo largo de la porción de pozo no revestido del sondeo. Además, el primero de al menos un ensamble de filtro se coloca por encima o próximo a la parte superior de un intervalo subterráneo seleccionado.

En una modalidad, el sondeo recorre tres intervalos separados. Éstos incluyen un intervalo superior del cual se producen hidrocarburos y un intervalo inferior del cual ya no se producen hidrocarburos en volúmenes económicamente viables. Tales intervalos pueden formarse de arena u otra matriz roca permeable. Los intervalos también pueden incluir un intervalo intermedio del cual no se producen hidrocarburos. El yacimiento a lo largo del intervalo intermedio puede formarse de esquisto u otro material sustancialmente impermeable. El operador puede elegir colocar el primero de al menos un ensamble de filtro cerca de la parte superior del intervalo inferior o en cualquier lugar a lo largo del intervalo intermedio impermeable.

En un aspecto, por lo menos un ensamble de filtro se coloca cerca de una parte superior de un intervalo intermedio. Opcionalmente, un segundo ensamble de filtro se coloca cerca de la parte inferior de un intervalo seleccionado, tal como el intervalo intermedio. Éste se muestra en el Recuadro 1035.

El método 1000 a continuación incluye fraguar los elementos de filtro mecánicamente fraguados en cada uno de al menos un ensamble de filtro. Éste se proporciona en el Recuadro 1040. Fraguar mecánicamente los elementos de filtro superior e inferior significa que un miembro de sellado elastomérico (u otro) acopla la pared de sondeo circundante. Los elementos de filtro aislan una región anular formada entre los tamices de arena y el yacimiento subterráneo circundante por encima y por debajo de los ensambles de filtro .

Ventajosamente, la etapa de fraguar el filtro del Recuadro 1040 se proporciona antes de que la lechada se inyecte en la región anular. Fraguar el filtro proporciona un sello hidráulico y mecánico al sondeo antes de que se coloque cualquier grava alrededor del elemento elastomérico. Esto proporciona un mejor sello durante la operación de filtración con grava.

La etapa del Recuadro 1040 puede lograrse al utilizar el filtro 600 de las Figuras 6A y 6B. El filtro 600 mecánicamente fraguado de pozo no revestido permite que las completaciones de filtro de grava ganen la flexibilidad actual de las aplicaciones de tamiz autónomo (SAS), al proporcionar aislamiento zonal futuro de fluidos no deseados, mientras disfruta de los beneficios de conflabilidad de una completacion de filtro de grava de trayectoria alternativa.

La Figura 11 es un diagrama de flujo que proporciona etapas que pueden utilizarse, en una modalidad para un método 1100 para fraguar un filtro. El método 110 primero incluye proporcionar el filtro. Éste se muestra en el Recuadro 1110. El filtro puede ser de acuerdo con el filtro 600 de las Figuras 6A y 6B. De esta manera, el filtro es un filtro mecánicamente fraguado que se fragua contra un sondeo de pozo no revestido para sellar una zona anular.

Fundamentalmente, el filtro tendrá un mandril interior, y canales de flujo alternativos alrededor del mandril interior. El filtro además puede tener un alojamiento de pistón móvil y un elemento de sellado elastomérico. El elemento de sellado se conecta de manera operativa al alojamiento de pistón. Esto significa que deslizar el alojamiento de pistón móvil a lo largo del filtro (con respecto al mandril interior) activará el elemento de sellado en acoplamiento con el sondeo circundante.

El filtro también puede tener una lumbrera. La lumbrera se encuentra en comunicación de fluido con el alojamiento de pistón. La presión hidrostática dentro del sondeo se comunica con la lumbrera. Ésta, a su vez, aplica presión de fluido al alojamiento de pistón. El movimiento del alojamiento de pistón a lo largo del filtro en respuesta a la presión hidrostática provoca que el elemento de sellado elastomérico se expanda en acoplamiento con el sondeo circundante .

Se prefiere que el filtro también tenga un sistema de centralización. Un ejemplo es el centralizador 660 de las Figuras 6A y 6B. También se prefiere que la fuerza mecánica utilizada para activar el elemento de sellado se aplique por el alojamiento de"1 pistón a través del sistema de centralización. De esta manera, ambos centralizadores y el elemento de sellado se fraguan a través de la misma fuerza hidrostática .

El método 1100 también incluye conectar el filtro a un cuerpo tubular. Esto se proporciona en el Recuadro 1120. El cuerpo tubular puede ser una tubería ciega o herramienta de detección del fondo de la perforación equipada con canales de flujo alternativos. Sin embargo, se prefiere que el cuerpo tubular sea un tamiz de arena equipado con canales de flujo alternativos .

De preferencia, el filtro es uno de dos filtros mecánicamente fraguados que tienen elementos de fraguado tipo ventosa. El ensamble de filtro se coloca dentro de una sarta de tamices de arena o tubos cortos equipados con canales de flujo alternativos.

Sin importar la disposición, el método 1100 también incluye meter el filtro y el cuerpo tubular conectado en un sondeo. Esto se muestra en el Recuadro 1130. Además, el método 1100 incluye meter una herramienta de fraguado en el sondeo. Esto se proporciona en el Recuadro 1140. De preferencia, el filtro y tamiz de arena conectado se mete primero, seguido de la herramienta de fraguado. La herramienta de fraguado puede ser de acuerdo con la herramienta 750 de fraguado ejemplar de la Figura 7C. De preferencia, la herramienta de fraguado es parte de o se mete con un tubo de lavado.

El método 1100 a continuación incluye mover la herramienta de fraguado a través del mandril interior del filtro. Éste se muestra en el Recuadro 1150. La herramienta de fraguado se traslada dentro del sondeo a través de fuerza mecánica. De preferencia, la herramienta de fraguado se encuentra en el extremo de una sarta de trabajo tal como tubería enrollada.

El movimiento de la herramienta de fraguado a través del mandril interior provoca que la herramienta de fraguado desplace un manguito a lo largo del mandril interior. En un aspecto, el desplazamiento del manguito cortará uno o más pernos rompibles. En cualquier aspecto, el desplazar el manguito se libera el alojamiento de pistón, permitiendo que el alojamiento de pistón se desplace o se deslice a lo largo del filtro con respecto al mandril interior. Como se observa en lo anterior, el movimiento del alojamiento de pistón permite que el elemento de sellado se active contra la pared de sondeo de pozo no revestido circundante .

Junto con la etapa de movimiento del Recuadro 1150, el método 1100 también incluye comunicar presión hidrostática a la lumbrera. Esto se ve en el Recuadro 1160. Comunicar la presión hidrostática significa que el sondeo tiene suficiente energía almacenada en una columna de fluido para crear un cabezal hidrostático, en donde el cabezal hidrostático actúa contra una superficie o soporte en el alojamiento de pistón. La presión hidrostática incluye presión de fluido en el sondeo, si tales fluidos son fluidos de completación o fluidos de depósito, y también pueden incluir presión contribuida del fondo de la perforación por un depósito.

Debido a que los pernos rompibles (incluyendo tornillos de ajuste) se han cortado, el alojamiento de pistón es libre de moverse .

Regresando nuevamente a la Figura 10, el método 1000 para completar un sondeo de pozo no revestido también incluye inyectar una lechada de partículas en la región anular. Esto se muestra en el Recuadro 1050. La lechada de partículas se forma de un fluido portador y partículas de arena (y/u otras) . Uno o más canales de flujo alternativos también permiten que la lechada de partículas desvíe los elementos de sellado de los filtros mecánicamente fraguados. De esta manera, la porción de pozo no revestido del sondeo se filtra con grava encima o por debajo y por encima (pero no entre) , los elementos de filtro mecánicamente fraguado.

Se observa que la secuencia para filtración de la zona anular puede variar. Por ejemplo, si se forma un puente prematuro de arena durante la filtración con grava, la zona anular por encima del puente continuará filtrando con grava mediante la filtración de fluido a través del tamiz de arena debido a los canales de flujo alternativos. En este respecto, parte del lodo fluirá hacia y a través de los canales de flujo alternativos para desviar el puente prematuro de arena y depositar un filtro de grava. Cuando la zona anular por encima del puente prematuro de arena se filtra casi completamente, la lechada se desvía cada vez más hacia y a través de los canales de flujo alternativos. Aquí, el puente prematuro de arena y el filtro se desviarán para que la zona anular se filtre con grava por debajo del filtro.

También es posible que un puente prematuro de arena pueda formarse bajo el filtro. Cualesquier vacíos por encima o por debajo del filtro eventualmente se filtrarán por los canales de flujo alternativos hasta que se filtre con grava por completo toda la zona anular.

Durante las operaciones de bombeo, una vez que la grava cubre los tamices por encima del filtro, la lechada se desvía hacia los tubos de derivación, después pasa a través del filtro, y continúa filtrando bajo el filtro mediante los tubos de derivación (o canales de flujo alternativos) con lumbreras laterales permitiendo que la lechada salga hacia la zona anular del sondeo. Las herramientas proporcionan la capacidad de sellar el agua de fondo, completar selectivamente o filtrar con grava intervalos destinados, realizar una completación de pozo no revestido apilado, o aislar arena que lleva gas/agua después de la producción. Las herramientas además permiten, la estimulación selectiva, inyección selectiva de agua o gas, o tratamiento químico selectivo para la remoción por daños o consolidación de arena .

El método 1000 además incluye producir fluidos de producción a partir de intervalos a lo largo de la porción de pozo no revestido del sondeo. Esto se proporciona en el Recuadro 1060. La producción se lleva a cabo durante un periodo de tiempo.

En una modalidad del método 1000, el flujo de un intervalo seleccionado puede sellarse para que no fluya hacia el sondeo. Por ejemplo, un tapón puede instalarse en la tubería base del tamiz de arena por encima o cerca de la parte superior de un intervalo subterráneo seleccionado. Esto se muestra en el Recuadro 1070. Tal tapón puede utilizarse en o bajo el ensamble de filtro más bajo, tal como el segundo ensamble de filtro de la etapa 1035.

En otro ejemplo, se coloca un filtro de intervalo lo largo de la tubería base a lo largo de un intervalo subterráneo seleccionado que va a sellarse. Esto se muestra en el Recuadro 1075. Tal intervalo puede incluir la colocación de elementos de sellado adyacente a los ensambles de filtro superior e inferior tales como los ensambles 210' , 210'' de la Figura 2 o la Figura 9A) a lo largo ,.de un mandril .

Otras modalidades de los dispositivos 200 de control de arena pueden utilizarse con los aparatos y métodos en la presente. Por ejemplo, los dispositivos de control de arena pueden incluir tamices autónomos (SAS) , tamices pre-empacados, o tamices de membrana. Las juntas pueden ser cualquier combinación de tamiz, tubería ciega, o aparato de aislamiento zonal.

El filtro del fondo de la perforación puede utilizarse para aislamiento de yacimiento en contextos distintos a la producción. Por ejemplo, el método además puede comprender inyectar una solución desde una superficie de la tierra, a través del mandril interior bajo el filtro, y hacia un yacimiento subterráneo. La solución por ejemplo puede ser, una solución acuosa, una solución acídica, o un tratamiento químico. El método entonces puede comprender adicionalmente hacer circular la solución acuosa, la solución acídica, o el tratamiento químico para limpiar una región cercana al sondeo a lo largo de la porción de pozo no revestido de sondeo. Esto puede hacerse antes o después de que comiencen las operaciones de producción. Alternativamente, la solución puede ser una solución acuosa, y el método además puede comprender continuar inyectando la solución acuosa dentro del yacimiento subterráneo como parte de una operación de recuperación de petróleo mejorada. Esto puede ser de preferencia en lugar de la producción de sondeo.

Aunque será aparente que la invención descrita en la presente se calcula bien para lograr los beneficios y ventajas establecidas en lo anterior, se apreciará que la invención es susceptible a modificación, variación y cambios sin apartarse del espíritu de la misma. Métodos mejorados para completar un sondeo de pozo no revestido se proporcionan para sellar uno o más intervalos subterráneos seleccionados. Un aparato de aislamiento zonal mejorado también se proporciona. La invención permite que un operador produzca fluidos a partir de o inyecta fluidos en un intervalo subterráneo seleccionado.

Claims (31)

REIVINDICACIONES

1. Un método para completar un sondeo en un yacimiento subterráneo, el método caracterizado porque comprende : proporcionar un filtro, el filtro comprende: un mandril interior, canales de flujo alternativos a lo largo del mandril interior, y un elemento de sellado externo al mandril interior; conectar el filtro a un cuerpo tubular; meter el filtro y el cuerpo tubular conectado en el sondeo; fraguar el filtro al activar el elemento de sellado en acoplamiento con el yacimiento subterráneo circundante; inyectar una lechada de grava en una región anular formada entre el cuerpo tubular y el yacimiento circundante; y inyectar la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos para permitir que la lechada de grava desvie por lo menos parcialmente el elemento de sellado de modo que el sondeo se filtre con grava dentro de la región anular bajo el filtro.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sondeo tiene un extremo inferior que define una porción de pozo no revestido; el filtro y el cuerpo tubular se meten en el sondeo a lo largo de la porción de pozo no revestido; el filtro se fragua dentro de la porción de pozo no revestido del sondeo; el cuerpo tubular es (i) un tamiz de arena que comprende una tubería base, canales de flujo alternativos, y un medio de filtro circundante, o (ii) una tubería ciega que tiene canales de flujo alternativos; y la tubería base o la tubería ciega se forman de una pluralidad de juntas.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de inyectar la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos comprende desviar el elemento de sellado de modo que la porción de pozo no revestido del sondeo se filtra con grava por encima y por debajo del filtro después de que se ha fraguado el filtro en el sondeo.

4. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el filtro además comprende: un alojamiento de pistón móvil retenido alrededor del mandril interior; y una o más lumbreras de flujo que proporcionan comunicación de fluido entre los canales de flujo alternativos y una superficie de soporte de presión del alojamiento de pistón.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque comprende: meter una herramienta de fraguado en el mandril interior del filtro; manipular la herramienta de fraguado para liberar mecánicamente el alojamiento de pistón móvil desde su posición retenida; y comunicar presión hidrostática al alojamiento de pistón a través de una o más lumbreras de flujo, por lo que mueve el alojamiento de pistón liberado y activa el elemento de sellado contra el sondeo circundante.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque: el filtro además comprende un manguito de liberación conectado a una superficie interior del mandril interior; y manipular la herramienta de fraguado comprende jalar la herramienta de fraguado a través del mandril interior para desplazar el manguito de liberación.

7. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque desplazar el manguito de liberación corta por lo menos un perno rompible.

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque: meter la herramienta de fraguado comprende meter un tubo de lavado en un calibre dentro del mandril interior del filtro, el tubo de lavado tiene la herramienta de fraguado en el mismo; y liberar el alojamiento de pistón móvil de su posición retenida comprende jalar el tubo de lavado con la herramienta de fraguado a lo largo del mandril interior, por lo que desplaza el manguito de liberación y corta por lo menos un perno rompible.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque: el filtro además comprende un centralizador ; y liberar el alojamiento de pistón además activa el centralizador en acoplamiento con la porción de pozo no revestido circundante del sondeo.

10. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque comunicar la presión hidrostática al alojamiento de pistón mueve el alojamiento de pistón para activar el centralizador, lo cual a su vez activa el elemento de sellado contra el sondeo circundante.

11. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el ensamble de filtro comprende: el primer filtro mecánicamente fraguado; y un segundo filtro mecánicamente fraguado separado del primer filtro mecánicamente fraguado, el segundo filtro mecánicamente fraguado es sustancialmente una imagen a espejo o es sustancialmente idéntico al primer filtro mecánicamente fraguado .

12. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque cada uno del primer y segundo filtros además comprende: un alojamiento de pistón móvil retenido alrededor del mandril interior; y una o más lumbreras de flujo que proporcionan comunicación de fluido entre los canales de flujo alternativos y una superficie de soporte de presión del alojamiento de pistón.

13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque comprende: meter una herramienta de fraguado en el mandril interior de cada uno de los filtros; manipular la herramienta de fraguado para liberar mecánicamente el alojamiento de pistón móvil de su posición retenida a lo largo de cada uno del primer y segundo filtros respectivos; y comunicar presión hidrostática a los alojamientos de pistón a través de una o más lumbreras de flujo, por lo que mueven los alojamientos de pistón liberados y activan el elemento de sellado de cada uno del primer y segundo filtros contra el sondeo circundante.

14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque comprende: meter la herramienta de fraguado comprende meter un tubo de lavado en un calibre dentro de los mandriles interiores del primer y segundo filtros respectivos, el tubo de lavado tiene la herramienta de fraguado en el mismo; y liberar el alojamiento de pistón móvil de su posición retenida comprende jalar el tubo de lavado con la herramienta de fraguado a lo largo de los mandriles interiores del primer y segundo filtros respectivos, por lo que desplazan los manguitos de liberación en cada uno del primer y segundo filtros, y cortar los pernos rompibles respectivos .

15. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado además porque comprende: producir fluidos de hidrocarburos a partir de por lo menos un intervalo a lo largo de la porción de pozo no revestido del sondeo.

16. Un filtro de sondeo para sellar una región anular entre un cuerpo tubular y un sondeo circundante, caracterizado porque comprende: un mandril interior; un canal de flujo alternativo a lo largo del mandril interior; un elemento de sellado externo al mandril interior y que reside de manera circunferencial alrededor del mandril interior; y un alojamiento de pistón móvil retenido alrededor del mandril interior, el alojamiento de pistón móvil tiene una superficie de soporte de presión en un primer extremo, y se conecta de manera operativa al elemento de sellado, en donde el alojamiento de pistón actúa contra el elemento de sellado en respuesta a la presión hidrostática .

17. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque comprende: una o más lumbreras de flujo que proporcionan comunicación de fluido entre los canales de flujo alternativos y la superficie de soporte de presión del alojamiento de pistón; un manguito de liberación conectado a una superficie interior del mandril interior; y una llave de liberación conectada al manguito de liberación, la llave de liberación se puede mover entre una posición de retención en donde la llave de liberación acopla y retiene el alojamiento de pistón móvil en su lugar, hasta una posición de liberación en donde la llave de liberación desacopla el alojamiento de pistón, por lo que permite que la presión hidrostática actúe contra la superficie de soporte de presión del alojamiento de pistón y mueve el alojamiento de pistón a lo largo del mandril interior para activar el elemento de sellado.

18. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque comprende: por lo menos un perno rompible que conecta de manera liberable el manguito de liberación a la llave de liberación .

19. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 16, en donde el elemento de sellado es un elemento elastomérico tipo ventosa.

20. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende : un centralizador que tiene dedos extensibles, los dedos se extienden en respuesta al movimiento del alojamiento de pistón.

21. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque: el centralizador se dispone alrededor del mandril interior entre el alojamiento de pistón y el elemento de sellado; y el filtro del fondo de la perforación se configura de manera que la fuerza aplicada por el alojamiento de pistón contra el centralizador activa el elemento de sellado contra el sondeo circundante.

22. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado además porque comprende: un mandril de pistón dispuesto circunferencialmente alrededor del mandril interior; una zona anular proporcionada entre el mandril interior y el mandril de pistón circundante, en donde el zona anular define el canal de flujo alternativo; y en donde una o más lumbreras, de flujo se disponen dentro del mandril de pistón.

23. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el alojamiento de pistón y el elemento de sellado residen circunferencialmente alrededor del mandril de pistón.

24. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende: un orificio de medición configurado para regular un proporción en la cual el alojamiento de pistón se traslada a lo largo del mandril de pistón, por lo que permite el movimiento del alojamiento de pistón y regula la velocidad de fraguado del filtro.

25. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende: un soporte de carga dispuesto alrededor del mandril de pistón en un extremo superior, y configurado para soportar el filtro durante la formación con una sarta de trabajo.

26. El filtro del fondo de la perforación de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende: un acoplamiento conectado al mandril de pistón en el extremo superior, el acoplamiento define un cuerpo tubular configurado para recibir el mandril interior, y para formar una parte del canal de flujo alternativo entre el mandril interior y el acoplamiento circundante.

27. Un método para fraguar un filtro dentro de un sondeo, caracterizado porque comprende: proporcionar un filtro, el filtro comprende: un mandril interior, canales de flujo alternativos a lo largo del mandril interior, y un elemento de sellado externo al mandril interior; conectar el filtro a un cuerpo tubular; meter el filtro y cuerpo tubular conectado en el sondeo; meter una herramienta de fraguado en el mandril interior del filtro; jalar la herramienta de fraguado para desplazar mecánicamente un manguito de liberación de una posición retenida a lo largo del mandril interior del filtro, por lo que libera el alojamiento de pistón para movimiento axial; y comunicar la presión hidrostática al alojamiento de pistón a través de una o más lumbreras de flujo, por lo que mueve axialmente el alojamiento de pistón liberado y activa el elemento de sellado contra el sondeo circundante.

28. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque: el sondeo tiene un extremo inferior que define una porción de pozo no revestido; meter el filtro en el sondeo comprende meter el filtro en la porción de pozo no revestido del sondeo; el cuerpo tubular es (i) un tamiz de arena que comprende una tubería base, canales de flujo alternativos, y un medio de filtro circundante, o (ii) una tubería ciega que comprende canales de flujo alternativos; y el método además comprende : inyectar una lechada de grava en una región anular formada entre el cuerpo tubular y la porción de pozo no revestido circundante del sondeo, e inyectar adicionalmente la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos para permitir que la lechada de grava desvíe el elemento de sellado de modo que la porción de pozo no revestido del sondeo se filtra con grava por debajo del filtro después de que el filtro se ha fraguado en el sondeo.

29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la etapa de inyectar la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos comprende desviar el elemento de sellado de manera que la porción de pozo no revestido del sondeo se filtra con grava por encima y por debajo del filtro después de que se ha fraguado el filtro en el sondeo.

30. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque: desplazar el manguito de liberación rompe por lo menos un perno rompible; meter la herramienta de fraguado comprende meter un tubo de lavado en un calibre dentro del mandril interior del filtro, el tubo de lavado tiene la herramienta de fraguado en el mismo; y liberar el alojamiento de pistón móvil desde su posición retenida comprende jalar el tubo de lavado con la herramienta de fraguado a lo largo del mandril interior, por lo que desplaza del manguito de liberación y rompe por lo menos une perno rompible.

31. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la etapa de inyectar adicionalmente la lechada de grava a través de los canales de flujo alternativos comprende desviar el elemento de sellado de manera que la porción de pozo no revestido del sondeo filtra con grava por encima y por debajo del filtro despu de que el filtro se ha fraguado en el sondeo.