MX2013008036A - Sistema de terminacion de presion hidrostatica controlada. - Google Patents

Abstract

Un método de perforación y terminación de un pozo puede incluir perforar una sección de un pozo, posicionar un recubrimiento perforado en la sección del pozo, asegurar el recubrimiento perforado con la colocación de un colgador, y aislar la sección del pozo de un resto del pozo verticalmente por encima de la sección del pozo. Los pasos de perforar, posicionar, asegurar y aislar se pueden llevar a cabo mientras la sección del pozo no esté expuesta a una columna de líquido extendiéndose a una ubicación de la superficie. Los pasos de perforar, posicionar, asegurar y aislar se pueden llevar a cabo un solo viaje de una cadena de perforación al interior del pozo.

Description

SISTEMA DE TERMINACION DE PRESION HIDROSTATICA CONTROLADA CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente divulgación se refiere generalmente al equipo que se utiliza y las operaciones que se llevan a cabo en conjunción con un pozo subterráneo y, en una modalidad descrita en este documento, más particularmente proporciona un sistema de eliminación de presión hidrostática controlada.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Para prevenir el daño a un depósito penetrado por un pozo, para prevenir la pérdida inaceptable del fluido al depósito, y para prevenir la afluencia excesiva del fluido desde el depósito, se han desarrollado técnicas para controlar con precisión las presiones del pozo. Por ejemplo, en la perforación de presión administrada o perforación de presión optimizada, el pozo puede estar cerrado de la atmósfera para habilitar el control de circuito cerrado de las presiones del pozo por medio de la regulación de la presión de la bomba de la torre de perforación, retorno del flujo a través de un colector de obturación, una columna de fluido de densidad dual, etc.

Por lo tanto, se apreciará que seria benéfico proporcionar lo necesario para un sistema de terminación de presión hidrostática controlada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una vista parcialmente en sección transversal representativa de un sistema de pozo y método asociado a que puede incorporar los principios de la presente divulgación .

Las Figuras 2-9 son ilustraciones representativas de una secuencia de pasos en el método.

Las Figuras 10-12 son ilustraciones representativas de una secuencia alterna de pasos en el método.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 ilustra representativamente un sistema de pozo 10 y método asociado que puede incorporar los principios de la presente divulgación. En el método, se perfora un pozo 12 en una formación de tierra 14 que comprende un depósito, por ejemplo, de fluido de hidrocarburo. En otros ejemplos, el sistema de pozo 10 podría comprender un pozo geotérmico, un pozo de inyección, u otro tipo de pozo. Por lo tanto, se debe entender que no es necesario que el pozo se utilice para la producción de fluido de hidrocarburo.

El pozo 12 se perfora al hacer girar una broca de perforación 16 en un extremo en el interior del pozo de una cadena de perforación 18 generalmente tubular. El fluido de perforación 20 se hace circular a través de la cadena de perforación 18 y un anillo 22 que rodea la cadena de perforación durante la operación de perforación.

En el ejemplo de la Figura 1, la cadena de perforación 18 se extiende a través de un cabezal de pozo 24, una pila de preventores de estallido 26 y un dispositivo, de control giratorio 28 en una ubicación de la superficie 30. El dispositivo de control giratorio 28 (también conocido como un preventor de estallido giratorio, un cabezal de control giratorio, un desviador giratorio, etc.) sella el anillo 22 alrededor de la cadena de perforación 18 mientras la cadena de perforación gira. En otros ejemplos, la cadena de perforación 18 puede no girar durante la perforación (tal como, los ejemplos en los que se utiliza un motor de perforación para hacer girar la broca de perforación 16) .

La ubicación de la superficie de 30 podría ser en una torre de perforación basada en tierra, una torre de perforación mar adentro, una torre de perforación sobre gatos, una línea de lodo submarino, etc. Para los propósitos de esta divulgación, la superficie de la tierra, ya sea que esté cubierta por agua o no, se considera una ubicación de la superficie.

Durante la perforación, una sección de pozo abierto (sin revestir) del pozo 12 está expuesta a la presión hidrostática en el pozo debido a un peso del fluido de perforación 20, la fricción del fluido debido al flujo del fluido a través del anillo 22, la presión aplicada por una bomba de la torre de perforación 32, y la contrapresión debido a la restricción del flujo del fluido de perforación a través de un colector de obturación 34. Estas influencias en la presión en el pozo 12 se pueden controlar utilizando técnicas conocidas por aquellos experimentados en la materia como perforación administrada, optimizada, sub-balanceada , en balance, etc.

Una instalación de acondicionamiento de fluido 40 puede separar gas y sólidos del fluido de perforación 20, y condicionar de otra forma el fluido mientras éste circula desde el colector de obturación 34 a la bomba de la torre de perforación 32. En este ejemplo, la instalación de acondicionamiento de fluido 40 comprende el sistema de lodo de la torre de perforación, p.ej., incluyendo un desgasificador, coladores vibratorios, tanques de lodo, tanques de mezclado, etc. La densidad del fluido de perforación 20 se puede variar como sea necesario en la instalación 40, para cambiar de esta manera la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación en el pozo 12.

Si se desea, se puede agregar presión al fluido de perforación 20 por medio de una bomba de contrapresión o de compensación 36, el fluido se puede desviar de la cadena de perforación 18 al colector de obturación 34 durante el cese del flujo de fluido de perforación a través de la cadena de perforación (tal como, mientras se hacen conexiones en la cadena de perforación, etc.), y la presión hidrostática del fluido de perforación se puede disminuir al agregar un fluido de densidad relativamente baja 38 (tal como gas de nitrógeno, esferas de vidrio llenas con gas, etc.) al fluido de perforación antes o después de que el fluido de perforación se bombee a través de la cadena de perforación 18; Al utilizar estas técnicas y otras, la presión en la sección del pozo 12 directamente expuesta a la formación 14 se puede mantener que, igual que, y/o menor que la presión de poro de la formación en esa sección del pozo. En diferentes circunstancias, puede ser deseable perforar en la formación 14 mientras la presión en la sección expuesta del pozo 12 se mantiene sobre balanceada, sub- balanceada o balanceada con respecto a la presión de poro en la formación.

Haciendo referencia adicionalmente a las Figuras 2-9, se ilustran representativamente una serie de pasos en un método 44 de perforación y terminación del pozo 12. El método 44 se puede practicar con el sistema de pozo 10 que sé representa en la Figura 1, pero su práctica no está limitada al sistema de pozo de la Figura 1.

La Figura 2 ilustra que, en este ejemplo, el pozo 12 ha sido perforado y revestido hasta una profundidad que se acerca a una ubicación deseada de terminación de pozo abierto. Como se representa en la Figura 2, se han instalado y cementado varias cadenas de revestimiento 46, con una más inferior de estas siendo un revestimiento de producción. La Figura 2 también ilustra que, en este ejemplo, el pozo 12 puede contener una columna de fluido 56.

En la Figura 3, la cadena de perforación 18 se utiliza para extender el pozo 12 dentro de la formación 14. Una cadena de camisa 42 tiene la broca de perforación 16 conectada por debajo de un recubrimiento perforado 48 y un colgador de camisa expansible 50. La cadena de perforación 18 está conectada de manera desprendible al colgador de camisa expansible 50 con una herramienta de servicio 54. El recubrimiento perforado 48 se conecta entre el colgador 50 y la broca de perforación 16. La columna de fluido 56 rodea la cadena de camisa 42 y la broca de perforación 16.

Un recubrimiento perforado adecuado para su uso como el recubrimiento 48 es el recubrimiento CAPS™ comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. de Houston, Texas E.U.A. El recubrimiento 48 podría ser otro tipo de camisa perforada en otros ejemplos. Como se utiliza en este documento, el término "recubrimiento perforado" incluye camisas perforadas, camisas ranuradas, recubrimientos de criba del pozo y equipo similar.

Conforme la cadena de perforación 18 gira, la broca de. perforación 16, el recubrimiento 48 y el colgador de camisa 50 también giran, y la broca de perforación penetra la formación 14. Alternativamente, o en adición, la broca de perforación 16 (pero no el recubrimiento 48 y el colgador de camisa 50) se pueden hacer girar mediante el uso de un motor de lodo convencional (no mostrado) interconectado en la cadena de perforación 18 por encima de la broca de perforación. Eventualmente, se alcanza una profundidad total deseada del pozo 12.

En la Figura 4, el colgador de camisa 50 se ha establecido en la cadena de revestimiento de producción 46, asegurando de esta manera que el recubrimiento 48 en la sección del pozo 12 expuesto directamente a la formación 14. El colgador 50 se establece preferiblemente al expandir la hacia afuera para que entre en contacto de agarre y sellado con la cadena de revestimiento 46. Un colgador de camisa expansible VERSAFLEX™ comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. se expande a llevar una cuña cónica a través de un mandril tubular para reformar hacia afuera del mandril, pero se pueden utilizar otros tipos de colgadores de camisa u obturadores, y otras formas para expandir colgadores, en otros ejemplos.

Observar que se establece un tapón 52 en la cadena de camisa 42, utilizando preferiblemente la cadena de perforación 18 conforme ésta se extrae del pozo 12. El tapón 52 puede estar asegurado en un perfil adecuado en la cadena de camisa 42, se puede establecer un medio de la aplicación de presión, fuerza, etc., o acoplar herméticamente de otra forma en la cadena de camisa. Este tapón 52 aisla la sección del pozo 12 directamente expuesta a la formación 14 de la presión hidrostática debido a la columna de fluido 56 verticalmente por encima de esa sección del pozo.

Observar, también, que el pozo 12 en este ejemplo ha sido perforado en la formación 14, el recubrimiento 48 ha sido posesionado en la sección de pozo abierto del pozo, la cadena de camisa 42 ha sido asegurada al establecer el colgador 50, y el tapón 52 se ha establecido en la cadena de camisa, sin exponer la formación a la presión hidrostática de una columna de liquido completa, y en solamente un viaje de la cadena de perforación 18 al interior del pozo.

La formación 14 no está expuesta a la presión hidrostática de una columna de liquido completa, debido a que mientras el pozo 120 está siendo perforado con la cadena de camisa 42, se circula fluido de perforación de dos fases 20 a través de la cadena de perforación 18 (p.ej., con fluido · de baja densidad, tal como gas de nitrógeno, que se agrega al fluido de perforación) , de tal forma que el fluido de perforación comprima tanto de líquido como el gas. Después de que el tapón 52 se establece (p.ej., al asegurar .el tapón en un perfil adecuado en la cadena de camisa 42), la columna de fluido 56 podría comprender una columna de líquido completa que se extiende hasta la ubicación de la superficie 30, pero el tapón aislará esa columna de líquido de la formación 14.

No son necesarios viajes separados de la cadena de perforación 18 al interior del pozo 12 para de manera separada perforar el pozo en la formación 14, correr la cadena de camisa 42 y establecer el colgador de camisa 50, establecer el tapón 52, etc. El control de presión del pozo se simplifica, si se requiere menor tiempo y gasto, si se puede minimizar el número de viajes al interior del pozo' 12.

En la Figura 5, se instala una camisa de inyección 58 en la cadena de camisa de producción 46. Esto permite que un gas 60 (tal como el nitrógeno) se inyecte en el pozo 12 a través de un espacio anular 62 que se forma radialmente entre la camisa de inyección 58 y la cadena de camisa de producción 46. Si las dimensiones lo permiten, la camisa de inyección 58 se puede instalar antes del perforar la sección de pozo abierto del pozo 12.

El gas 60 reduce la densidad de la columna de fluido 56, proporcionando de esta manera un medio para controlar la presión hidrostática en el pozo 12. Más o menos gas 60 puede fluir a través del espacio anular 62 para disminuir o aumentar respectivamente la presión hidrostática que se ejerce por la columna de fluido 56.

En la Figura 6, se instala un ensamble de control de arena 64 en el pozo 12. En este ejemplo, el ensamble de control de arena 64 incluye una herramienta de liberación de tapón 66 que puede acoplar y liberar el tapón 52 para después permitir que la sección de pozo abierto del pozo 12 quede expuesta nuevamente a la columna de fluido 56 por encima de la cadena de camisa 42.

Como se representa en la Figura 7, el ensamble de control de arena 64 está completamente instalado. En este ejemplo, el ensamble de control de arena 64 incluye un filtro de pozos 68, una válvula de aislamiento 70, un traspaso 72 y un obturador de paquete de grava 74. Estos componentes son bien conocidos para aquellos experimentados en la materia, y por lo tanto no se describen adicionalmente en este documento .

Una válvula adecuada para su uso como la válvula de aislamiento 70 es la FS-2 Fluid Loss Device comercializada por Halliburton Energy Services, Inc. Un obturador adecuado para su uso como el obturador de paquete de grava es el VERSA-TRIEVE™, también comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. Sin embargo, se pueden utilizar otros tipos de válvulas de aislamiento, dispositivos de control de pérdida de fluido y obturadores de acuerdo con los principios de esta divulgación .

El ensamble de control de arena 64 se transporta al interior del pozo 12 por medio de una cadena de trabajo 76. El obturador 74 se establece en la cadena de camisa 42, asegurando y sellando de esta manera el ensamble de control de arena 64 en la cadena de camisa.

La sección de pozo abierto del pozo 12 puede estar obturada opcionalmente con grava al hacer fluir una lechada de grava a través de la cadena de trabajo 76, y hacia afuera a través del traspaso 72 dentro del anillo 22. Sin embargo, no es necesario obturar con grava la sección de pozo abierto del pozo 12 de acuerdo con los principios de esta divulgación .

Si el pozo 12 está obturado con grava, la grava 78 (no mostrada en la Figura 7, ver las Figuras 8 y 9) se acumulará en el filtro de pozos 68, y tanto dentro como fuera del recubrimiento 48. La porción de fluido de la lechada de grava fluye al interior del filtro 68, hacia arriba a través del traspaso 72 y al interior del anillo 22 por encima del obturador 74. La porción de fluido se aligera mediante el gas de nitrógeno 60 (u otro fluido menos denso en comparación con la porción de fluido) que fluye al interior de la columna de fluido 56 a través de un anillo que se forma radialmente entre la camisa de inyección 58 y una cadena de revestimiento 46. Esto previene en la formación 14 quede expuesta a una presión hidrostática completa de columna de liquido en todo el procedimiento de obturación de grava. Desde luego, el pozo 12 podría obturarse con grava utilizando las técnicas, si se desea.

La cadena de trabajo 76 se recupera entonces del pozo. Mientras la cadena de trabajo 76 se retira del ensamble de control de arena 64, la válvula de aislamiento 70 se cierra, aislando de esta manera nuevamente la sección obturada con grava del pozo 12 mientras la camisa de inyección 58 se recupera del pozo y se instala una cadena de terminación superior 80. Durante este proceso, se puede aplicar un tratamiento de torta de filtro, si se desea.

En la Figura 8, la cadena de terminación 80 se instala mientras la válvula de aislamiento 70 permanece cerrada. En la Figura 9, la cadena de terminación 80 está completamente instalada, la válvula de aislamiento 70 está abierta (p.ej., en respuesta al acoplamiento entre la cadena de terminación y el ensamble de control de arena 60, la aplicación de una serie predeterminada de manipulaciones de presión, etc.), y el sistema está listo para la producción de fluido desde la formación 14.

Las Figuras 10-12 representan series alternas de pasos en el método 44. Los pasos de las Figuras 10-12 pueden ser sustituidos por los pasos de las Figuras 3-5. En lugar de perforar en la formación 14 con la cadena de camisa 42 conectada en un extremo de la cadena de perforación 18, los pasos de las Figuras 10-12 comienzan con el pozo 12 siendo perforado en la formación 14 sin la cadena de camisa.

En la Figura. 10, el pozo ha sido perforado con la broca de perforación 16 en el extremo de la cadena de perforación 18 (como se representa en la Figura 1) , pero sin la cadena de camisa 42. Por lo tanto, no hay cadena de camisa 42 en la sección de pozo abierto del pozo 12 cuando éste se perfora.

En la Figura 11, se establece un tapón 82 en la cadena de camisa de producción 46 después de que la sección de pozo abierto del pozo 12 ha sido perforada. El tapón 82 aisla la sección de pozo abierto del pozo 12 de la columna de fluido 56 verticalmente por encima del tapón.

En la Figura 12, se ha perforado a través del tapón 82 o se ha removido de otra forma, y la cadena de camisa 42 se instala en la sección de pozo abierto del pozo 12. Se puede perforar a través del tapón 82, liberar, desprender, etc., por la cadena de camisa 42 cuando está instalada.

Esta versión alterna del método 44 ahora procede al paso que se representa en la Figura 6, en donde el ensamble de control de arena se instala en la cadena de camisa 42.

Aunque anteriormente se describieron los ejemplos específicos de equipo, componentes, elementos, etc. del sistema de pozo 10 y los pasos y técnicas específicas se describieron anteriormente para ciertos ejemplos del método 44, se debe entender claramente que esta divulgación no está limitada a solamente estos ejemplos específicos. Se pueden practicar muchas variaciones de sistemas de pozos y métodos utilizando los principios de esta divulgación.

En un ejemplo, esta divulgación describe un método 44 para perforar y terminar un pozo. El método 44 puede incluir llevar a cabo los siguientes pasos a) - d) en un solo viaje de una cadena de perforación 18 al interior de un pozo 12: a) perforar una sección del pozo 12; b) posicionar un recubrimiento perforado 48 en la sección del pozo 12; c) asegurar el recubrimiento perforado 48 al establecer un colgador 50; y d) aislar la sección del pozo 12 de un resto del pozo 12 verticalmente por encima de la sección del pozo 12.

Los pasos a) - d) se llevan a cabo preferiblemente mientras la sección del pozo 12 no está expuesta a una columna de liquido que se extiende hasta una ubicación en la superficie 30.

Los pasos a) - d) se pueden llevar a cabo mientras la sección del pozo 12 está expuesta a una columna de fluido 56 de dos fases.

Establecer el colgador 50 puede incluir expandir el colgador 50.

Aislar la sección del pozo 12 puede involucrar establecer un tapón 52 en una cadena de camisa 42 que incluye el colgador 50 y el recubrimiento perforado 48.

El método 44 puede incluir obturar con grava la sección del pozo 12. El paso de obturar con grava puede incluir quitar el tapón 52, posicionar un ensamble de control de arena 64 en la cadena de camisa 42, y hacer fluir una lechada de grava 78 dentro de un anillo 22 entre el ensamble de control de arena 64 y la sección del pozo 12. La obturación con grava se puede llevar a cabo en un solo viaje de una cadena de trabajo 76 al interior del pozo 12.

El método 44 puede incluir instalar una camisa de inyección 58 en una cadena de revestimiento 46, y hacer fluir un gas 60 al interior de la cadena de revestimiento 46 a través de un espacio anular 62 entre la camisa de inyección 58 y la cadena de revestimiento 46. Instalar la camisa de inyección 58 se puede llevar a cabo después de aislar la sección de pozo abierto del pozo 12 y antes de obturar con grava la sección de pozo abierto del pozo 12. Instalar la camisa de inyección 58 se puede llevar a cabo antes de perforar la sección de pozo abierto del pozo 12.

Perforar la sección de pozo abierto del pozo 12 puede incluir hace girar una broca de perforación 16 conectada al recubrimiento perforado 48.

Un método 44 para perforar y terminar un pozo puede incluir: perforar una sección de un pozo 12; posicionar un recubrimiento perforado 48 en la sección del pozo 12; asegurar el recubrimiento perforado 48 al establecer un colgador 50; y aisla la sección del pozo 12 de un resto del pozo 12 verticalmente por encima de la sección del pozo 12. Los pasos de perforar, posicionar, asegurar y aislar se llevan a cabo mientras la sección del pozo 12 no¦ está expuesta a una columna de liquido que se extiende hasta' una ubicación en la superficie 30.

Se debe entender que las diferentes modalidades de la presente divulgación descrita en este documento se pueden utilizar en diferentes orientaciones, tales como inclinada, invertida, horizontal, vertical, etc., y en diferentes configuraciones sin apartarse de los principios de la presente divulgación. Las modalidades se describen solamente como ejemplos de aplicaciones útiles de los principios de la divulgación, la cual no está limitada a ningún detalle especifico de estas modalidades.

En la descripción anterior de las modalidades representativas de la divulgación, los términos direccionales , tales como "por encima", "por debajo", "superior", "inferior", etc., se utilizan por conveniencia para referirse a los dibujos de acompañamiento. En general, "por encima", "superior", "hacia arriba" y términos similares se refieren a una dirección hacia la superficie de la tierra a lo largo de un pozo, y "por debajo", "inferior", "hacia abajo" y términos similares se refieren a una dirección contraria a la superficie de la tierra a lo largo del pozo.

Desde luego, una persona experimentada en la materia, con la consideración cuidadosa de la descripción anterior de las modalidades representativas de la divulgación, apreciará fácilmente que se pueden hacer muchas modificaciones, adiciones, sustituciones, supresiones, y otros cambios a las modalidades especificas, y tales cambios se contemplan por los principios de la presente divulgación. En consecuencia, la descripción detallada anterior se debe entender claramente como dada a manera de ilustración y ejemplo solamente, el espíritu y alcance de la presente invención siendo limitados únicamente por las reivindicaciones adjuntas equivalentes .

Claims (22)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para perforar y terminar un pozo, el método comprende: llevar a cabo los siguientes pasos a) - d) en un solo viaje de una cadena de perforación al interior del pozo; a) perforar una sección del pozo; b) posicionar un recubrimiento perforado en la sección del pozo; c) asegurar el recubrimiento perforado al establecer un colgador; y d) aislar la sección del pozo de un resto del pozo verticalmente por encima de la sección del pozo.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los pasos a) - d) se llevan a cabo mientras la sección del pozo no está expuesta a una columna de liquido que se extiende hasta una ubicación en la superficie .

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los pasos a) - d) se llevan a cabo mientras la sección del pozo está expuesta a una columna de fluido de dos fases.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque establecer el colgador además comprende expandir el colgador.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque aislar la sección del pozo además comprende establecer un tapón en una cadena de camisa que incluye el colgador y el recubrimiento perforado.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, además comprende obturar con grava la sección del pozo, el paso de obturar con grava comprende: remover el tapón, posicionar un ensamble de control de arena en la cadena de camisa, y hacer fluir una lechada de grava al interior de un anillo entre el ensamble de control de arena y la sección del pozo .

7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, caracterizado porque obturar con grava la sección del pozo se lleva a cabo en un solo viaje de una cadena de trabajo al interior del pozo.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 6, además comprende instalar una camisa de inyección en una cadena de revestimiento, y hacer fluir un gas al interior de la cadena de revestimiento a través de un espacio anular entre la camisa de inyección y la cadena de revestimiento.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque instalar la camisa de inyección se lleva a cabo después de aislar la sección del pozo y antes de obturar con grava la sección del pozo.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque instalar la camisa de inyección se lleva a cabo antes de perforar la sección del pozo.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque perforar la sección del pozo además comprende hace girar una broca de perforación conectada al recubrimiento perforado.

12. Un método para perforar y terminar un pozo, el método comprende: perforar una sección de un pozo; posicionar un recubrimiento perforado en la sección del pozo; asegurar el recubrimiento perforado al establecer un colgador; y aislar la sección del pozo de un resto del pozo verticalmente por encima de la sección del pozo, y en donde los pasos de perforar, posicionar, asegurar y aislar se llevan a cabo mientras la sección del pozo no está expuesta a una columna de líquido que se extiende hasta una ubicación en la superficie.

13. El método de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque los pasos de perforar, posicionar, asegurar y aislar se llevan a cabo mientras la sección del pozo está expuesta a una columna de fluido de dos fases.

14. El método de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque los pasos de perforar, posicionar, asegurar y aislar se llevan a cabo en un solo viaje al interior del pozo.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque establecer el colgador además comprende expandir el colgador.

16. El método de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque aislar la sección del pozo además comprende establecer un tapón en una cadena de camisa que incluye el colgador y el recubrimiento perforado.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 16, además comprende obturar con grava la sección del pozo, el paso de obturar con grava comprende: remover el tapón, posicionar un ensamble de control de arena en la cadena de camisa, y hacer fluir una lechada de grava al interior de un anillo entre el ensamble de control de arena y la sección del pozo .

18. El método de acuerdo con la reivindicación 17, caracterizado porque obturar con grava la sección del pozo se lleva a cabo en un solo viaje de una cadena de trabajo al interior del pozo.

19. El método de acuerdo con la reivindicación 17, además comprende instalar una camisa de inyección en una cadena de revestimiento, y hacer fluir un gas al interior de la cadena de revestimiento a través de un espacio anular entre la camisa de inyección y la cadena de revestimiento.

20. El método de acuerdo con la reivindicación 19, caracterizado porque instalar la camisa de inyección se lleva a cabo después de aislar la sección del pozo y antes de obturar con grava la sección del pozo.

21. El método de acuerdo con la reivindicación 19, caracterizado porque instalar la camisa de inyección se lleva a cabo antes de perforar la sección del pozo.

22. El método de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque perforar la sección del pozo además comprende hace girar una broca de perforación conectada al recubrimiento perforado.