MX2015003816A - Sistemas y metodos de terminacion de miltiples zonas de recorrido unico. - Google Patents

Abstract

Se divulgan sistemas y métodos de producción a partir de múltiples zonas de producción con un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único. El sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único incluye una cadena de terminación exterior que tiene al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada al menos a dicho filtro de arena, una tubería de producción acoplada comunicativamente con la cadena de terminación exterior en un acoplamiento cruzado, una línea de control que se extiende externa a la tubería de producción y que está acoplada comunicativamente con el acoplamiento cruzado, y una línea de vigilancia que se extiende desde el acoplamiento cruzado externa a la cadena de terminación exterior y que se interpone entre dicha al menos una zona de formación y dicho al menos un filtro de arena, en donde la línea de vigilancia está acoplada comunicativamente con la válvula de control de intervalos.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS DE TERMINACIÓN DE MULTIPLES ZONAS DE RECORRIDO UNICO CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al tratamiento de intervalos de producción subterráneos y, más particularmente, a empaque de grava, fracturación y la producción de múltiples intervalos de producción con un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En la producción de petróleo y gas, pozos profundos recientemente perforados alcanzan hasta 31,000 pies (9.4 km) o más por debajo de la superficie terrestre o submarina. Pozos litorales pueden ser perforados en agua exhibiendo profundidades de hasta 10,000 pies (3.05 km) o más. La profundidad total de un buque de perforación de litorales hasta el fondo de un pozo perforado puede ser de más de seis millas (9.65 km). Tales distancias extraordinarias en la construcción de pozos moderna causan importantes desafios en funcionamiento de los equipos de perforación y mantenimiento.

Por ejemplo, las cadenas tubulares se introducen en un pozo en una variedad de maneras diferentes. Se puede tomar muchos días para que una cadena de servicio de pozo pueda hacer un "recorrido" en un pozo, que puede ser debido en parte al tiempo, en la práctica, que toma hacer y romper las uniones de tubos para llegar a la profundidad deseada. Por otra parte, el tiempo necesario para ensamblar y desplegar cualquier ensamble de herramienta de servicio en el fondo del pozo para una distancia tan larga es muy lento y costoso. Dado que el costo por hora para operar una perforación o plataforma de producción es muy alto, ahorrar en tiempo y etapas puede ser asi enormemente beneficioso en términos de ahorro de costes en las operaciones de servicio. Cada recorrido en el pozo aumenta los costes y aumenta la posibilidad de que las herramientas se pueden perder en el pozo, lo que requiere aún más operaciones para su recuperación. Además, cada recorrido adicional en el pozo tiene a menudo el efecto de reducir el diámetro interior de la boca del pozo, lo que restringe el tamaño de herramientas que son capaces de ser introducidas en el pozo pasando dichos puntos .

Para habilitar la fractura y/o empaque de grava de varias zonas productoras de hidrocarburos en plazos reducidos, algunos proveedores de servicios petroleros han desarrollado sistemas de múltiples zonas "de recorrido único". La teenología de terminación de múltiples zonas de recorrido único permite a los operadores poder perforar un intervalo de pozo grande de una sola vez, a continuación, hacer un recorrido de limpieza y colocar todas las filtros y empacadores de una sola vez, lo que minimiza el número de recorridos en el pozo y dias de uso de plataformas petrolíferas necesarios para completar las operaciones de fractura y el empaque de grava convencionales en múltiples zonas. Se estima que esta teenología puede ahorrar en el rango de 20 millones de dólares por pozo en terminaciones en aguas profundas. Dado que los costos de perforación son tan altos en el entorno de aguas profundas, se hacen esfuerzos continuos para proporcionar medios más eficientes y económicos para llevar a cabo las operaciones de terminación de múltiples zonas de recorrido único.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al tratamiento de intervalos de producción subterráneas y, más particularmente, a empaque de grava, fracturación, y la producción de múltiples intervalos de producción con un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único.

En algunas modalidades, se divulga un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único. El sistema puede incluir una cadena de terminación exterior que tiene al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada a dicho al menos un filtro de arena, una tubería de producción comunicativamente acoplada a la cadena de terminación exterior en un acoplamiento cruzado, una línea de control que se extiende externa a la tubería de producción y que está acoplada comunicativamente al acoplamiento cruzado, y una línea de vigilancia que se extiende desde el acoplamiento cruzado externo a la cadena de terminación exterior y la que se interpone entre dicha al menos una zona de formación y dicho al menos un filtro de arena, en donde la línea de vigilancia está acoplado comunicativamente a la válvula de control de intervalos.

En otras modalidades, se divulga un método de producción de una o más zonas de formación. El método puede incluir acoplar una cadena de terminación exterior dentro de un pozo adyacente a dichas una o más zonas de formación, la cadena de terminación exterior comprende al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada a dicho al menos un filtro de arena, acoplar comunicativamente una tubería de producción a la cadena de terminación en un acoplamiento cruzado que tiene una o más líneas de control que se extienden a la misma, acoplar comunicativamente una línea de vigilancia a dichas una o más líneas de control en el acoplamiento cruzado, la línea de vigilancia se extiende desde el acoplamiento cruzado externo a la cadena de terminación exterior y se interpone entre dichas una o más zonas de formación y dicho al menos un filtro de arena, y accionar dicha al menos una válvula de control de intervalos para iniciar la producción en la cadena de terminación exterior, en donde dicha al menos una válvula de control de intervalos está acoplada comunicativamente con la línea de vigilancia.

En otras modalidades, se divulga un método de despliegue de un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único. El método puede incluir colocar una herramienta de servicio interior dentro de una cadena de terminación exterior dispuesta dentro de un pozo que penetra en una o más zonas de formación, la cadena de terminación exterior que tiene al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada a dicho al menos un filtro de arena, tratar dichas una o más zonas de formación con la herramienta de servicio interior, en donde se extiende una linea de vigilancia externa a la cadena de terminación exterior y se interpone entre dichas una o más zonas de formación y dicho al menos un filtro de arena, recuperar la herramienta de servicio interior desde adentro de la cadena de terminación exterior, acoplar comunicativamente una tubería de producción a la cadena de terminación en un acoplamiento cruzado que tiene una o más lineas de control que se extienden a la misma, acoplar comunicativamente la linea de vigilancia, a dichas una o más lineas de control en el acoplamiento cruzado, y accionar dicha al menos una válvula de control de intervalos para iniciar la producción en la cadena de terminación exterior, en donde dicha al menos una válvula de control de intervalos está acoplada comunicativamente a la linea de vigilancia.

Las características y ventajas de la presente invención serán fácilmente evidentes para los expertos en la téenica tras una lectura de la siguiente descripción de las modalidades preferidas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Las figuras siguientes se incluyen para ilustrar ciertos aspectos de la presente invención, y no deben considerarse como modalidades exclusivas. La materia descrita es susceptible de modificaciones, alteraciones considerables, combinaciones, y equivalentes en forma y función, como se les ocurrirán a los expertos en la materia y que tengan el beneficio de esta descripción.

La Figura 1 es un sistema ejemplar de terminación de múltiples zonas de recorrido único, de acuerdo con una o más modalidades .

La Figura 2 ilustra una vista en sección transversal parcial del sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único de la Figura 1 con una tubería de producción ejemplar asociada con el mismo, de acuerdo con una o más modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al tratamiento de intervalos de producción subterráneas y, más particularmente, a empaque de grava, fracturación, y la producción de múltiples intervalos de producción con un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único.

Los sistemas y métodos de terminación de múltiples zonas de recorrido único ejemplares aquí descritos permiten un empaque de grava y fracturación de múltiples zonas de un pozo en el mismo recorrido dentro del pozo. Una tubería de producción ejemplar podrá ser extendida en una cadena de terminación exterior configurada para regular y controlar la producción de cada intervalo de producción. Una linea de control se extiende a lo largo del empaque de superficie de arena y permite a los operadores monitorear las operaciones de producción, incluida la medición de parámetros de los fluidos y del ambiente del pozo en cada punto del sistema. La linea de control también permite que el operador pueda manipular uno o más dispositivos de control de flujo, sirviendo asi para regular la tasa de flujo de producción a través de filtros de arena asociados. Como resultado, los hidrocarburos presentes en cada intervalo de producción se pueden producir de forma inteligente. Los dispositivos de control de flujo pueden estar dispuestos dentro de un filtro de arena correspondiente, y por lo tanto no restringen el diámetro interior de la cadena de terminación. Esto maximiza el potencial de velocidad de flujo dentro de la cadena de terminación como acoplada a la tubería de producción que se extiende desde la superficie.

Haciendo referencia a la Figura 1, se ilustra un sistema ejemplar de terminación de múltiples zonas de recorrido único 100, de acuerdo con una o más modalidades. Como se ilustra, el sistema 100 puede incluir una cadena de terminación exterior 102 que puede ser acoplada a una cadena de trabajo 104 que se extiende longitudinalmente dentro de un pozo 106. El pozo 106 puede penetrar múltiples zonas de formación 108a, 108b y 108c, y la cadena de terminación exterior 102 puede extenderse en el pozo 106 hasta que esté colocada o dispuesta de otra manera generalmente adyacente a las zonas de formación 108a-c. Las zonas de formación 108a-c pueden ser partes de una formación subterránea común o un depósito que contiene hidrocarburos. Alternativamente, uno o más de las zonas de formación 108a-c puede ser parte(s) de formaciones subterráneas separadas o yacimientos que llevan hidrocarburos. Aunque sólo tres zonas de formación 108a-c se representan en la Figura 1, se apreciará que cualquier número de zonas de formación 108a-c (incluyendo uno) se puede tratar o reparar de otro modo con el uso del sistema 100, sin apartarse del alcance de la presente invención. Además, el término "zona", como se usa en el presente documento, no se limita a un tipo de formación de roca o tipo, sino que puede incluir varios tipos, sin apartarse del alcance de la presente invención.

Como se representa en la Figura 1, el pozo 106 puede estar revestido con una cadena de revestimiento 110 y adecuadamente cementada en su interior, como se conoce en la téenica. En al menos una modalidad, un tapón de cemento 112 se puede formar en la parte inferior del alojamiento 110. En otras modalidades, sin embargo, el sistema 100 puede ser desplegado o de otra manera, operado en una sección de pozo abierta del pozo 106, sin apartarse del alcance de la presente invención. Como se discutirá en mayor detalle a continuación, la cadena de terminación 102 puede ser desplegada o de otro modo fijada dentro del pozo 106 en un recorrido único y se utiliza para la fractura hidráulica ("frack") y empaque de grava de los diversos intervalos de producción o zonas de formación 108a-c y, posteriormente, de forma inteligente regular la producción de hidrocarburos a partir de cada intervalo de producción.

Antes de implementar el sistema 100 en el pozo 106, sin embargo, una empaquetadora de sumidero 114 se puede bajar en el pozo 106 y fijar por linea de alambre en una posición predeterminada por debajo de las diferentes zonas de formación 108a-c. Una o más perforaciones 116 pueden entonces ser formadas en el revestimiento 110 en cada zona de formación 108a-c. Las perforaciones 116 pueden proporcionar una comunicación fluida entre cada respectiva zona de formación 108a-c y el anillo formado entre la cadena de terminación exterior 102 y el alojamiento 110. En particular, un primer anillo 118 puede estar generalmente definido entre la primera zona de formación 108c y la cadena de terminación exterior 102. Segundo y tercer anillos 118b y 118c, pueden estar definidos de manera similar entre la segunda y tercera zonas de formación 108b y 108c, respectivamente, y la cadena de terminación exterior 102.

La cadena de terminación exterior 102 puede tener un empacador superior 120 que incluye rampas (no mostrados) configuradas para apoyar la cadena de terminación exterior 102 dentro del alojamiento 110 cuando se implementan correctamente los intervalos de producción adyacentes. En algunas modalidades, el empacador superior 120 puede ser un empacador de hangar VERSA-TRIEVE® comercialmente disponible de Halliburton Energy Services de Houston, Texas, USA. Dispuesto por debajo del empacador superior 120 puede haber uno o más empacadores de aislamiento 122 (se muestran dos), uno o más mangas de circulación 124 (tres mostradas en trazos), y uno o más filtros de arena 126 (tres mostrados).

Específicamente, dispuesto debajo del empacador superior 120 puede haber una primera manga de circulación 124a (mostrada en trazos) y un primer filtro de arena 126a. Un primer empacador de aislamiento 122a puede estar dispuesto por debajo del primer filtro de arena 126a, y una segunda manga de circulación 124b (mostrada en trazos) y un segundo filtro de arena 126b puede estar dispuesto por debajo del primer empacador de aislamiento 122a. Un segundo empacador de aislamiento 122b puede estar dispuesto por debajo del segundo filtro de arena 126b, y una tercera manga de circulación 124c (mostrada en trazos) y un tercer filtro de arena 126c puede estar dispuesto por debajo del segundo empacador de aislamiento 122b. Los expertos en la téenica reconocerán fácilmente que más empacadores de aislamiento 122, mangas de circulación 124 y filtros de arena 126 se pueden emplear, sin apartarse de la divulgación, y dependiendo de la longitud y el número de intervalos de producción deseados.

Cada manga de circulación 124a-c puede ser dispuesta de forma móvil dentro de la cadena de terminación 102 y configurada para trasladarse axialmente entre posiciones abierta y cerrada. Aunque se han descrito en el presente documento como mangas móviles, los expertos en la téenica reconocerán fácilmente que cada manga de circulación 124a-c puede ser cualquier tipo de dispositivo de control de flujo, sin apartarse del alcance de la presente invención. Un primer, segundo, tercer puertos 128a, 128b, 128c y se pueden definir en la cadena de terminación exterior 102 en la primera, segunda, tercera y mangas de circulación 124a-c, respectivamente. Cuando las mangas de circulación 124a-c se mueven en sus respectivas posiciones abiertas, los puertos 128a-c se abren o de otra manera quedan incrementalmente expuestos y pueden proporcionar a partir de entonces una comunicación fluida entre el interior de la cadena de terminación 102 y los anillos correspondientes 118a-c.

Cada filtro de arena 126a-c puede incluir un dispositivo correspondiente de control de flujo 130a, 130b, y 130c (mostrados en trazos) móvil dispuesto en el mismo y también configurado para trasladarse axialmente entre las posiciones abierta y cerrada. En algunas modalidades, cada dispositivo de control de flujo 130a-c puede ser caracterizado como una manga, tal como una manga deslizante que es desplazable axialmente dentro de su filtro de arena 126a-c asociado. Como se discutirá en mayor detalle más adelante, cada dispositivo de control de flujo 130a-c se puede mover o manipular de otro modo con el fin de facilitar la comunicación fluida entre las zonas de formación 108a-c y la cadena de terminación exterior 102 a través de los filtros de arena correspondientes 126a-c. Como resultado, los dispositivos de control de flujo 130a-c pueden estar caracterizados como o de otra manera formar parte de una válvula de control de intervalos asociada.

Con el fin de implementar la cadena de terminación exterior 102 dentro del pozo 106, puede primero ser ensamblada en la superficie a partir de abajo hacia arriba hasta que esté completamente ensamblada y suspendida en el pozo 106 arriba de un empacador o rampa dispuestos en la superficie. La cadena de terminación 102 puede entonces ser bajada en el pozo 102 en la cadena de trabajo 104, que se hace generalmente hasta el empacador superior 120. En algunas modalidades, la cadena de terminación exterior 102 se baja en el pozo 106 hasta enganchar el empacador de sumidero 114. En otras modalidades, la cadena de terminación exterior 102 puede ser bajada en el pozo 106 en insertada en el empacador de sumidero 114. En todavía otras modalidades, el empacador de sumidero 114 se omite del sistema 100 y la cadena de terminación 102 puede en cambio ser empacada en su extremo inferior de modo que no hay producción inadvertida directamente en la cadena de terminación exterior 102 sin pasar primero a través de al menos el tercer filtro de arena 126c.

Tras la alineación de los filtros de arena 126a-c con las zonas de producción correspondientes 108a-c, el empacador superior 120 puede ajustarse y sirve para suspender la cadena de terminación exterior 102 dentro del pozo 106. Los empacadores de aislamiento 122a,b también pueden ser establecidos en este tiempo, definiendo asi axialmente cada anillo 118a-c y definiendo además los intervalos de producción individuales correspondientes a las diferentes zonas de formación 108a-c.

En este punto, una herramienta de servicio interior (no mostrada), también conocida como una herramienta de servicio de empaque de grava, puede montarse y bajarse a la cadena de terminación exterior 102 en una cadena de trabajo (no mostrada) formada por la tubería de perforación o tubería. La herramienta de servicio interior está situada en la primera zona a tratar, por ejemplo, el tercer intervalo de producción o zona de formación 108c. La herramienta de servicio interior puede incluir una o más herramientas de desplazamiento (no mostradas) que se utilizan para abrir y/o cerrar las mangas de circulación 124a-c y los dispositivos de control de flujo 130a-c. En algunas modalidades, por ejemplo, la herramienta de servicio interior tiene dos herramientas cambiantes dispuestas sobre la misma o de otro modo asociadas con la misma; una herramienta de desplazamiento configurada para abrir las mangas de circulación 124a-c y los dispositivos de control de flujo 130a-c, y una segunda herramienta de desplazamiento configurada para cerrar la mangas de circulación 124a-c y los dispositivos de control de flujo 130a-c. En otras modalidades, aproximadamente dos herramientas cambiantes pueden ser utilizadas, sin apartarse del alcance de la presente invención. En aún otras modalidades, las herramientas cambiantes pueden omitirse por completo de la herramienta de servicio interior y en lugar de las mangas de circulación 124a-c y los dispositivos de control de flujo 130a-c pueden ser accionados de forma remota, tal como mediante el uso de actuadores, solenoides, pistones, y similares.

Antes de la producción de hidrocarburos a partir de las diferentes zonas de formación 108a-c penetradas por la cadena de terminación exterior 102, cada zona de formación 108a-c puede fracturarse hidráulicamente con el fin de mejorar la producción de hidrocarburos, y cada anillo 118a-c también puede ser empacado de grava para asegurar la producción de arena limitada en la cadena de terminación 102 durante la producción. Los procesos de fractura y de empaque de grava para la cadena de terminación exterior 102 pueden llevarse a cabo secuencialmente o de otra manera en forma escalonada para cada zona de formación individual 108a-c, comenzando desde la parte inferior de la cadena de terminación 102 y procediendo en una dirección de orificio superior (es decir, hacia la superficie del pozo).

En una modalidad, por ejemplo, el tercer intervalo de producción o la zona de formación 108c puede fracturarse y el tercero anillo 118c puede ser de empacado de grava antes de proceder secuencialmente a la segunda y primera zonas de formación 108 y 108a. El tercer anillo 118 puede definirse generalmente en la dirección axial entre el empacador de sumidero 114 y el segundo empacador de aislamiento 122b. Dichas una o más herramientas cambiantes asociadas con la herramienta de servicio interior se pueden usar para abrir la tercera manga de circulación 124c y el tercer dispositivo de control de flujo 130c dispuesto dentro del tercer filtro de arena 126c. En otras modalidades, la tercera manga de circulación 124c y/o el dispositivo de control de flujo 130c puede ser accionado a distancia (es decir, hidráulicamente, electromecánicamente, etc.) utilizando actuadores, solenoides, pistones, o similares, sin apartarse del alcance de la presente invención.

Un fluido de fracturación puede entonces ser bombeado hacia debajo de la cadena de trabajo y dentro de la herramienta de servicio interior. En algunas modalidades, el fluido de fracturación puede incluir un fluido base, un agente aumentador de la viscosidad, partículas de apuntalante (incluyendo una lechada de grava), y uno o más aditivos, como es generalmente conocido en la téenica. El fluido de fracturación entrante puede ser dirigido fuera de la cadena de terminación exterior 102 y dentro del tercer anillo 118c, a través del tercer puerto 128c. El bombeo continuo del fluido de fracturación obliga al fluido de fracturación hacia dentro de la tercera zona de formación 108c a través de las perforaciones 116 en la cadena de revestimiento 110, creando de ese modo, mejorar y ampliar una red de fracturas en él, mientras que el agente apuntalante sirve para apoyar la red de fracturas en una configuración abierta. La lechada de grava entrante se construye en el anillo 118c entre el empacador de sumidero 114 y el segundo empacador de aislamiento 122b y comienza a formar lo que se conoce como un empaque de "superficie de arena". El empaque de superficie de arena, en conjunción con el tercer filtro de arena 126c, sirve para evitar un influjo de arena u otras partículas de la tercera zona de formación 108c en la cadena de terminación exterior 102 durante las operaciones de producción Una vez que una presión neta deseada se construye en la tercera zona de formación 108c, se detiene la velocidad de inyección de fluido de fracturación. La herramienta de servicio interior entonces se mueve axialmente a su posición en la posición inversa y un flujo de retorno del fluido de fracturación fluye a través de la cadena de trabajo 104 con el fin de revertir el exceso de apuntalante que pueda permanecer en la cadena de trabajo 104. Cuando el apuntalante se invierte con éxito, la tercera manga de circulación 124c y el tercer dispositivo de control de flujo 130c están cerrados utilizando, por ejemplo, dichas una o más herramientas cambiantes, y el tercer anillo 118c se prueba bajo presión para verificar que la manga de circulación 124c correspondiente y el dispositivo de control flujo 130c sean debidamente cerrados. En este punto, la tercera zona de formación 108c se ha fracturado con éxito y el tercer anillo 118c ha sido empacado de grava.

La herramienta de servicio interior (es decir, la herramienta de servicio de empaque de grava) puede entonces ser movida axialmente dentro de la cadena de terminación exterior 102 para localizar la segundo zona de formación 108b y la primera zona de formación 108a, sucesivamente, en donde el proceso anterior se repite en para fracturar las primera y segunda zonas de formación 108a,b y empacar con grava al primer y segundo anillos 118a,b. El segundo anillo 118b puede ser definido generalmente en la dirección axial entre el primer y segundo empacadores de aislamiento 122a,b. Al localizar el segundo intervalo de producción o la zona de formación 108b, dichas una o más herramientas de desplazamiento (o actuadores accionados de forma remota, pistones, solenoides, etc.) se pueden utilizar para abrir la segunda manga de circulación 124b y el dispositivo de control de flujo 130b. El fluido de fracturación puede entonces ser bombeado hacia la herramienta de servicio interior y dirigido en el segundo anillo 118b a través del segundo puerto 128b. El fluido de fracturación inyectado genera y extiende una red de fracturas en la segunda zona de formación 108b a través de las perforaciones 116 en la cadena de revestimiento 110, y la lechada de grava se añade al empaque de superficie de arena en el segundo anillo 118b entre el primero y segundo empacadores de aislamiento 122a,b.

Una vez que el segundo anillo 118b se prueba bajo presión, la herramienta de servicio interior (es decir, la herramienta de servicio de empaque de grava), entonces puede ser movida axialmente para localizar la primera zona de formación 108a y de nuevo repetir el proceso anterior. El primer anillo 118a puede estar definido generalmente en la dirección axial entre el empacador superior 120 y el primer empacador de aislamiento 122a. Al localizar el primer intervalo de producción o zona de formación 108a, dichas una o más herramientas cambiantes (o actuadores, pistones, solenoides accionados de forma remota, etc.) se pueden usar para abrir la primera manga de circulación 124a y el dispositivo de control de flujo 130a, y el fluido de fracturación es posteriormente bombeado en la herramienta de servicio interior y dirigido hacia el primer anillo 118a a través del primer puerto 128a. El fluido de fracturación inyectado genera y extiende una red de fracturas en la primera zona de formación 108a a través de las perforaciones 116 en la cadena de revestimiento 110, y la lechada de grava añade un empaque de grava para el empaque de superficie de arena en el primero anillo 118a. Una vez que el primer anillo 118a se prueba bajo presión, la herramienta de servicio interior puede ser retirada de la cadena de terminación exterior 102 y del pozo por completo, con las mangas de circulación 124a-c y los dispositivos de control de flujo 130a-c estando cerrados y proporcionando aislamiento durante la instalación de la resto de la terminación, como se discute a continuación. En este momento, la cadena de trabajo 104 puede separarse de la cadena de terminación 102 en el empacador superior 120 y también recuperada en la superficie.

Aun haciendo referencia a la Figura 1, el sistema 100 puede incluir además una linea de vigilancia 132 que se extiende externamente a lo largo de la cadena de terminación exterior 102 y dentro del empaque de grava de cada anillo 118a-c en cada zona de formación 108a-c. Como se describirá en mayor detalle a continuación, la linea de vigilancia 132 puede incluir una o más lineas de control que se extienden desde un acoplamiento cruzado (no mostrado en la Figura 1) dispuestas dentro de la cadena de terminación 102. Los empacadores de aislamiento 122a,b puede incluir o de lo contrario estar configurados para una derivación de linea de control que permite que la linea de vigilancia 132 pase a través externa a la cadena de terminación exterior 102.

La linea de vigilancia 132 puede ser representativa de, o incluir una o más lineas de control eléctricas, hidráulicas y/o de fibra óptica comunicativamente acopladas a varios sensores, medidores y/o dispositivos dispuestos a lo largo del empaque de superficie de arena y dentro de cada anillo empacado de arena 118a-c. La linea de vigilancia 132 puede incluir, por ejemplo, una linea de fibra óptica y uno o más medidores de fibra óptica o sensores adjuntos (no mostrados). La linea de fibra óptica puede ser desplegada a lo largo del empaque de superficie de arena y los medidores/sensores asociados se pueden configurar para medir e informar diversas propiedades de los fluidos y los parámetros de entorno del pozo dentro de cada anillo empacado de grava 118a-c. Por ejemplo, la linea de fibra óptica puede estar configurada para medir la presión, la temperatura, la densidad del fluido, vibración, ondas sísmicas (por ejemplo, vibraciones inducidas por el flujo), cortes de agua, velocidad de flujo, combinaciones de los mismos, y similares dentro del empaque de superficie de arena. En algunas modalidades, la línea de fibra óptica puede estar configurada para medir la temperatura a lo largo de toda la longitud axial de cada filtro de arena 126a-c, tal como mediante el uso de varios sensores de temperatura distribuidos de fibra óptica o sensores de un solo punto dispuestos a lo largo del empaque de superficie de arena, y de otra manera de medir la presión del fluido en lugares discretos o predeterminadas dentro del empaque de superficie de arena.

La línea de vigilancia 132 puede incluir además una línea eléctrica acoplada a uno o más medidores/sensores de presión eléctricos y de temperatura situados a lo largo del exterior de la cadena de terminación 102. Tales medidores/sensores pueden estar dispuestos adyacentes a cada filtro arena 126a-c, por ejemplo, en lugares discretos en uno o más mandriles de medición (no mostrados). En funcionamiento, la linea eléctrica puede estar configurada para medir las propiedades del fluido y parámetros de entorno del pozo dentro de cada anillo empacado de grava 118a-c. Tales propiedades de los fluidos y los parámetros de entorno asi incluyen, pero no se limitan a, la presión, la temperatura, la densidad del fluido, vibración, ondas sísmicas (por ejemplo, vibraciones inducidas por flujo), radiactividad, corte de agua, velocidad de flujo, combinaciones de los mismos, y similares. En algunas modalidades, los medidores/sensores electrónicos se pueden trasladar con el diámetro interior de cada filtro de arena 126a-c.

Por consiguiente, la fibra óptica y las líneas eléctricas de la línea de vigilancia 132 pueden proporcionar a un operador con dos conjuntos de datos de seguimiento para la mismo o similar ubicación dentro de los intervalos de empaque o de producción de superficie arena. En funcionamiento, los medidores ópticos eléctricos y de fibra pueden ser redundantes hasta que una teenología falla o de otro modo tiene un mal funcionamiento. Como será apreciado por los expertos en la técnica, usando ambos tipos de métodos de instrumentación se proporciona un sistema de supervisión más robusto contra fallos. Por otra parte, esta redundancia puede ayudar en el diagnóstico con precisión de problemas de formación o problemas con el equipo del pozo, tales como los dispositivos de control de flujo 130a-c.

La linea de vigilancia 132 puede incluir además una o más lineas hidráulicas. En algunas modalidades, una linea hidráulica puede ser configurada para proporcionar un conducto para el despliegue de las fibras de fibra óptica adicionales o lineas eléctricas adicionales en el empaque de superficie de arena. En otras modalidades, una linea hidráulica puede ser configurada para transmitir la presión hidráulica a uno o más uno o más actuadores mecánicos (no mostrados) dispuestos adyacentes o de otra manera dentro de cada filtro de arena 126a-c y comunicativamente acoplados a los dispositivos de control de flujo 130a-c. Tales actuadores mecánicos pueden incluir cualquier tipo de actuadores accionados hidráulicamente, pistones, solenoides, etc. conocidos por los expertos en la téenica. En una operación ejemplar, la linea hidráulica puede ser configurada para alimentar el accionador mecánico con el fin de facilitar el movimiento incremental de los dispositivos de control de flujo 130a-c entre las posiciones abierta y cerrada, de ese modo se asfixia o regula el flujo de fluido a través de los filtros de arena asociados 126a-c.

En una o más modalidades, una linea eléctrica puede reemplazar la linea hidráulica utilizada para alimentar los dispositivos de control de flujo 130a-c. Específicamente, una línea eléctrica puede proporcionar energía eléctrica a uno o más dispositivos electromecánicos o motores comunicativamente acoplados a los dispositivos de control de flujo 130a-c. El accionamiento de tales dispositivos electromecánicos puede facilitar igualmente el movimiento incremental de los dispositivos de control de flujo 130a-c entre las posiciones abierta y cerrada, de ese modo se asfixia o regula el flujo de fluido a través de los filtros de arena asociados 126a-c.

Haciendo referencia ahora a la Figura 2, con referencia continuada a la Figura 1, se ilustra una vista en sección transversal parcial del sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único 100 con una tubería de producción ejemplar 202 extendida o dispuesta de otra manera al menos parcialmente dentro de la cadena de terminación exterior 102, de acuerdo con una o más modalidades. Como se ilustra, la cadena de terminación exterior 102 puede incluir una válvula de pérdida de fluido 204 dispuesta en su interior por encima de la primera zona de formación 108a y generalmente por debajo del empacador superior 120. En funcionamiento, la válvula de pérdida de fluido 204 puede estar configurada para abrir y cerrar a fin de aislar las zonas de formación 108a-c de la superficie y de ese modo evitar la pérdida de líquido de los intervalos de producción antes de las operaciones de producción que se iniciaron. En al menos una modalidad, la válvula 204 de pérdida de fluido puede ser cerrada a medida que la herramienta de servicio interior (como discutido anteriormente con referencia a la Figura 1) se recupera a la superficie. En algunas modalidades, la válvula de pérdida de fluido 204 puede ser una válvula de barrera de aislamiento de pérdida de fluido FS2 disponible comercialmente a través de Halliburton Energy Services de Houston, Texas, USA. En otras modalidades, la válvula de pérdida de fluido 204 puede ser cualquier otra válvula de aislamiento o estrangulación adecuada conocido por los expertos en la téenica, y puede ser accionada a distancia a través de comunicación cableada o inalámbrica.

La tubería de producción 202 puede incluir una válvula de seguridad 206 dispuesta en o que forma parte de la tubería de producción 202. En algunas modalidades, la válvula de seguridad 206 puede ser una válvula de seguridad de subsuelo de superficie controlada, o similar. En otras modalidades, la válvula de seguridad 206 puede ser una válvula de seguridad de tubería recuperable, tales como la válvula de seguridad DEPTHSTAR® comercialmente disponible de Halliburton Energy Services de Houston, TX, USA. La válvula de seguridad 206 puede ser controlada utilizando una primera línea de control 208 que se extiende a la válvula de seguridad 206 desde una ubicación remota, tal como la superficie de la Tierra o en otro lugar dentro del pozo 106. En al menos una modalidad, la linea de control 208 puede ser una linea de control de válvula de seguridad de subsuelo de superficie controlada configurada para controlar el accionamiento o funcionamiento de la válvula de seguridad 206.

La tubería de producción 202 puede incluir también una junta de recorrido 210 dispuesta en o que forma parte de la tubería de producción 202. En funcionamiento, la junta de recorrido 210 puede estar configurada para expandirse y/o contraerse axialmente, con lo que se alarga y/o contrae eficazmente la longitud axial de la tubería de producción 202 de tal manera que un tubo de suspensión de cabeza de pozo puede estar unido con precisión en la parte superior de la cadena de tubería de producción y aterrizado en el interior de la boca del pozo. La junta de recorrido 210 puede ser accionada o encendida eléctricamente, hidráulicamente, o con compresión de tubería, como se conoce en la téenica.

La tubería de producción 202 puede ejecutarse en el pozo 106 y extenderse al menos parcialmente en la cadena de terminación 102. Como se ilustra, la tubería de producción 202 puede picarse o acoplarse comunicativamente de otra manera a la cadena de terminación 102 en un acoplamiento cruzado 212. En algunas modalidades, el acoplamiento cruzado 212 puede ser conexión húmeda electro-hidráulica que proporciona una conexión eléctrica húmeda de acoplamiento entre conectores macho y hembra opuestos. En otras modalidades, el acoplamiento cruzado 212 puede ser un acoplador inductivo que proporciona un acoplamiento electromagnético o lun conexión sin contacto entre el acoplamiento cruzado 212 y el tubo interno. Acoplamientos cruzados ejemplares 212 que pueden ser utilizados en el sistema descrito 100 se describen las Patentes de US con números 8,082,998, 8,079,419, 4,806,928 y en la Solicitud de Patente US con no.13/405.269.

Una segunda linea de control 214 se puede extender al acoplamiento cruzado 212 externa a la tubería de producción 202 desde una ubicación remota (por ejemplo, la superficie del pozo o en otro lugar dentro del pozo 106). Aunque sólo una línea de control 214 se muestra en la Figura 2, se apreciará que cualquier número de líneas de control 214 puede ser utilizado en el sistema 100, sin apartarse del alcance de la presente invención. En algunas modalidades, por ejemplo, la segunda línea de control 214 puede ser un umbilical de control de empaque plano, o similares, y puede ser representativo de o de lo contrario incluir una o más líneas hidráulicas, una o más líneas eléctricas, y/o uno o más fibras de líneas ópticas. Las líneas hidráulicas y eléctricas pueden estar configuradas para proporcionar potencia hidráulica y eléctrica para diversos equipos de fondo de pozo. En algunas modalidades, las lineas eléctricas también pueden ser configuradas para recibir y transmitir señales de comandos y de otra manera transmitir datos hacia y desde la superficie del pozo. Las lineas de fibra óptica y/o eléctricas pueden estar acopladas comunicativamente a varios sensores y/o medidores dispuestos a lo largo de la tubería de producción 202 y cadena de terminación 102 y de otro modo configuradas para transmitir uno o más fluidos y/o parámetros del entorno del pozo y datos a la superficie del pozo.

En el acoplamiento cruzado 212 la segunda línea de control 214 puede estar acoplada comunicativamente a la línea de vigilancia 132, que puede penetrar y salir de la cadena de terminación 102 debajo de la misma y posteriormente extenderse externa a la cadena de terminación 102 dentro de cada uno de los anillos empacados de grava 118a-c, como se describe generalmente y se discutió anteriormente. En consecuencia, tras acoplar correctamente la tubería de producción 202 a la cadena de terminación 102 en el acoplamiento cruzado 212, el acoplamiento cruzado 212 puede ser configurado para proporcionar ya sea una conexión húmeda de acoplamiento electrohidráulico y/o una conexión electromagnética entre la línea de vigilancia 132 y la segunda línea de control 214. Como resultado, la segunda línea de control 214 puede estar acoplada comunicativamente a la línea de vigilancia 132 de tal manera que la segunda línea de control 214 se, en efecto, extiende en el empaque de la superficie de arena de cada anillo empacado de grava 118a-c en la forma de la línea de vigilancia 132.

La línea de vigilancia 132 puede, entonces, estar provista de las líneas de control hidráulicas, eléctricas y de fibra óptica, como generalmente se describe anteriormente. En consecuencia, la línea de vigilancia 132 puede facilitar el seguimiento en tiempo real y la comunicación de los parámetros del entorno del pozo y/o los fluidos, como la presión, la temperatura, las ondas sísmicas (por ejemplo, vibraciones inducidas por el flujo), la radioactividad, la compactación, corte de agua, caudal, etc., y también puede proporcionar la potencia hidráulica y/o eléctrica necesaria para accionar los diversos dispositivos de control de flujo 130a-c. Como se ilustra, la segunda línea de control 214 también puede extenderse a la junta de recorrido 210 y proporcionar potencia eléctrica y/o hidráulica a la misma. Como resultado, la junta de recorrido 210 puede ser capaz de expandirse y contraerse axialmente y su posición o grado de expansión/contracción se pueden medir y reportar a la superficie en tiempo real.

Una vez que la tubería de producción 202 se encuentra adecuadamente dentro de la cadena de terminación 102, y de otra manera acoplada comunicativamente a la misma en el acoplamiento cruzado 212, un empacador superior 216 puede fijarse dentro de la cadena de revestimiento 110, anclando de esta manera la tubería de producción 202 dentro del pozo 106. En algunas modalidades, el empacador superior 116 puede ser un empacador recuperable, tal como un empacador HF-1 comercialmente disponible de Halliburton Energy Services de Houston, Texas, USA. Similar a los empacadores de aislamiento 122a,b, el empacador superior 216 también puede incluir o de otro modo estar configurado para la derivación de línea de control que permite que la segunda línea de control 214 pase a través externa a la tubería de producción 202.

En una operación ejemplar, la producción de fluidos de cada intervalo de producción o zona de formación 108a-c puede ser iniciada al abrir primeramente la válvula de pérdida de fluido 204. En algunas modalidades, esto se puede hacer mediante la aplicación de presión hidráulica a través de la tubería de producción 202. En otras modalidades, la válvula de pérdida de fluido 204 se puede abrir mediante el accionamiento de uno o más actuadores de fondo de pozo, pistones, solenoides, motores, etc. (no mostrados), sin apartarse del alcance de la presente invención. Una vez que la válvula de pérdida de fluido 204 está abierta, los dispositivos de control de flujo 130a-c en cada filtro de arena individual 126a-c se pueden controlar de manera inteligente utilizando la potencia hidráulica y/o eléctrica proporcionada por la linea de vigilancia 132 a las válvulas de control de intervalo 218a-c.

En algunas modalidades, por ejemplo, los dispositivos de control de flujo 130a-c pueden incorporarse en o de otra manera formar parte integral de un de válvula de control de intervalos asociada 218a, 218b y 218c, cada válvula de control de intervalos 218a-c está integrada en su correspondiente filtro de arena 126a-c y comunicativamente acoplada a la linea de vigilancia 132. Cada válvula de control de intervalos 218a-c puede ser configurada para manipular incrementalmente la posición axial de cada dispositivo de control de flujo 130a-c. Por ejemplo, en al menos una modalidad, las válvulas de control de intervalo 218a-c pueden incluir un actuador, un solenoide, un pistón o dispositivo de accionamiento similar (no mostrados) acoplado a su dispositivo de control de flujo asociado 130a-c y configurado para mover el dispositivo de control de flujo 130a-c. Uno o más sensores de posición (no mostrados) también pueden ser incluidos en o de otra manera asociados con cada válvula de control de intervalos 218a-c y configurados para medir y reportar la posición axial de cada dispositivo de control de flujo 130a-c a medida que se mueven dentro de los filtros de arena asociados 126a-c.

Por consiguiente, la posición de cada dispositivo de control de flujo 130a-c puede ser conocida y ajustarse en tiempo real con el fin de estrangular o de otra manera regular la tasa de flujo de producción a través de cada filtro de arena correspondiente 126a-c. En algunas modalidades, por ejemplo, puede ser deseable el abrir uno o más de los dispositivos de control de flujo 130a-c sólo parcialmente {por ejemplo, un 20%, 40%, 60%, etc.) con el fin de estrangular el flujo de producción de una o más zonas de formación asociadas 108a-c. En otras modalidades, puede ser deseable el disminuir o apagar completamente la producción de un intervalo de producción particular o zona de formación 108a-c y en lugar producir mayores cantidades de los intervalos restantes de producción o zonas de formación 108a-c .

Cada válvula de control de intervalos 218a-c puede incluir además uno o más sensores o medidores (no mostrados) configurados para medir y reportar la presión en tiempo real, la temperatura, y datos de tasa de flujo para cada zona de formación 108a-c asociada. La retroalimentación de datos y la capacidad de control de flujo preciso de cada dispositivo de control de flujo 130a-c a medida que es controlado por las válvulas de control de intervalo asociadas 218a-c permiten a un operador que pueda optimizar el rendimiento del depósito y mejorar la gestión de depósito.

En una o más modalidades, una o más de las válvulas de control de intervalo 218a-c puede ser un dispositivo SCRAMS® (Sistema de Análisis y Administración de Depósitos de Superficie Controlada) disponible en el mercado a través de Halliburton Energy Services de Houston, Texas, USA. Al menos una ventaja de utilizar la teenología SCRAMS® es la incorporación de líneas de control eléctricas e hidráulicas redundantes que aseguran el control ininterrumpido del dispositivo de control de flujo 130a-C, incluso en el caso de las principales líneas de control eléctricas y/o hidráulicas que alimentan la válvula de control de intervalos particular 218a-c se cortan o se hace de otra manera inoperables. Los expertos en la técnica reconocerán fácilmente, sin embargo, que las válvulas de control de intervalo 218a-c pueden ser cualquier otra herramienta de fondo de pozo conocida configurada para regular el flujo de fluido a través de un dispositivo de control de flujo 130a-c o dispositivo de fondo de pozo similar. En consecuencia, los dispositivos de control de flujo 130a-c puede ser accionados mecánica, hidráulica, electromecánica, electro-hidráulicamente, combinaciones de los mismos, y similares.

Como cada dispositivo de control de flujo 130a-c se mueve desde su posición cerrada a una posición abierta (ya sea total o parcialmente abiertos), un puerto de flujo correspondiente 220a, 220b y 220c se define en la cadena de terminación exterior 102 es descubierto o de otra manera expuesto, permitiendo asi el influjo de fluidos en la cadena de terminación exterior 102 de la respectiva zona de formación 108a-c. En algunas modalidades, uno o más de los puertos de flujo 220a-c puede tener una forma alargada o ampliada progresivamente en la dirección axial requerida para mover el dispositivo de control de flujo 130a-c de las posiciones cerrada a abierta. A medida que el dispositivo de control de flujo 130a-c se traslada en su posición abierta, la tasa de flujo volumétrico a través del correspondiente puerto de flujo 220a-c puede aumentar progresivamente proporcional a su forma progresivamente ampliada. En algunas modalidades, por ejemplo, uno o más de los puertos de flujo 220a-c pueden presentar una forma triangular alargada que aumenta progresivamente el potencial de flujo volumétrico en la dirección axial, permitiendo de este modo una mayor cantidad de flujo de fluido a medida que el dispositivo de control de flujo correspondiente 130a-c se mueve a su posición abierta. En otras modalidades, sin embargo, uno o más de los puertos de flujo 220a-c pueden presentar una forma de lágrima o similar, y conseguir sustancialmente el mismo aumento de flujo de fluido a medida que el dispositivo de control de flujo 130a-c se mueve axialmente. Por consiguiente, cada dispositivo de control de flujo 130a-c puede ser caracterizado como un dispositivo estrangulador de control de flujo integrado.

En otras modalidades, sin embargo, uno o más de los dispositivos de control de flujo 130a-c puede ser un restrictor de flujo variable autónomo. Por ejemplo, al menos uno de los dispositivos de control de flujo 130a-c puede incluir una manga móvil accionada por resorte que abre y cierra de forma autónoma, y dependiendo al menos en parte de la presión que se experimenta dentro de cada intervalo de producción. Tal dispositivo de control de flujo de entrada autónomo puede resultar ventajoso en la igualación de flujo de fluidos a través de múltiples intervalos de producción.

Los expertos en la téenica apreciarán fácilmente las ventajas que el sistema descrito 100 puede proporcionar. Por ejemplo, los dispositivos de control de intervalo 218a-c y los dispositivos de control de flujo asociados 130a-c están integrados directamente en los filtros de arena 126a-c, permitiendo de ese modo un área de flujo mayor en el interior de la cadena de terminación 102 como acoplada a la tubería de producción 202. En algunas modalidades, versiones delgadas de los dispositivos de control de flujo 130a-c se pueden emplear, sin apartarse del alcance de la presente invención, proporcionando de ese modo un área de flujo aún mayor en el interior de la cadena de terminación 102. Como resultado, el diámetro interior de la cadena de terminación 102 no está restringido y la tasa de flujo se maximiza. Además, esto permite que herramientas más grandes puedan derivar a la cadena de terminación 102, si es necesario, a fin de ampliar la profundidad del pozo 106.

Otra ventaja significativa obtenida por el sistema 100 es la instrumentación del empaque de la superficie de arena a través de la línea de vigilancia 132. Las mediciones derivadas de la línea de vigilancia y sus correspondientes sensores/medidores pueden resultar muy ventajosas en la producción inteligente de los hidrocarburos a partir de cada zona de formación 108a-c. Por ejemplo, conociendo las tasas de producción en tiempo real y otros parámetros ambientales asociados con cada zona de formación 108a-c, un operador puede ser capaz de ajustar las tasas de flujo de fluido a través de cada filtro de arena 126a-c al ajustar incrementalmente los dispositivos de control de flujo 130a-c. Como resultado, las zonas de formación 108a-c se pueden producir de manera más eficiente, con el fin de maximizar la producción y ahorrar tiempo y costes. Además, mediante el seguimiento continuo de los parámetros ambientales de cada zona de formación 108a-c, el operador puede ser capaz de determinar cuándo ha resultado algún problema, tal como un colapso en la formación, figas de agua o el agotamiento zonal, pudiendo asi gestionar de forma proactiva la producción.

Varias configuraciones alternativas al sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único 100 se contemplan en el presente documento, sin apartarse del alcance de la presente invención. Por ejemplo, en algunas modalidades, los dispositivos de control de flujo 130a-ca-c pueden ser sustituidos con dispositivos de control de flujo de entrada, dispositivos de control de flujo de entrada que pueden ser apagados, o dispositivos de control de flujo de entrada ajustables. Esto puede resultar ventajoso en aplicaciones donde se desea un pozo de inyección. Tales dispositivos de control de flujo de entrada son conocidos por los expertos en la téenica, y por lo tanto no se describen en este documento.

Por lo tanto, la presente invención se adapta bien a la consecución de los fines y ventajas mencionadas, asi como aquellos que son inherentes a la misma. Las modalidades particulares descritas anteriormente son sólo ilustrativas, ya que la presente invención se puede modificar y practicar en diferentes, pero equivalentes, formas evidentes para los expertos en la téenica que tengan el beneficio de las enseñanzas del presente documento. Además, no hay limitaciones están destinadas a los detalles de construcción o diseño mostrados en el presente documento, excepto como se describe en las reivindicaciones siguientes. Por tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente pueden ser alteradas, combinadas o modificados y todas estas variaciones se consideran dentro del alcance y espíritu de la presente invención. La invención ilustrativamente descrita aquí puede ser adecuadamente practicada en ausencia de cualquier elemento que no se describa específicamente en el presente documento y/o cualquier elemento opcional se describa aquí. Aunque las composiciones y métodos se describen en términos de "que comprende", "que contiene", o "incluye" diversos componentes o pasos, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente en" o "compuesto de" los diversos componentes y pasos. Todos los números e intervalos descritos anteriormente pueden variar en cierta cantidad. Cada vez que se describe un rango numérico con un límite inferior y un límite superior, cualquier número y cualquier rango incluido cae dentro del intervalo específicamente descrito. En particular, cada rango de valores (de la forma, "de aproximadamente a hasta aproximadamente b", o, equivalentemente, "de aproximadamente A hasta B", o, equivalentemente, "de aproximadamente a-b") descrito en este documento debe entenderse a se establece cada número y rango abarcado dentro de la gama más amplia de valores. Además, los términos de las reivindicaciones tienen su significado plano y ordinario a menos que se define de forma explícita y claramente por el titular de la patente. Por otra parte, los artículos indefinidos "un" o "una", como se usan en las reivindicaciones, se definen en el presente documento para significar uno o más de uno de los elementos que se introducen. Si hay algún conflicto en los usos de una palabra o término en esta descripción y una o más patentes u otros documentos que pueden ser incorporados en este documento por referencia, las definiciones que son consistentes con esta especificación deben adoptarse.

Claims (35)

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 sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único, caracterizado porque comprende: una cadena de terminación exterior que tiene al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada a dicho al menos un filtro de arena; una tubería de producción comunicativamente acoplada a la cadena de terminación exterior en un acoplamiento cruzado; una línea de control que se extiende externa a la tubería de producción y que está acoplada comunicativamente al acoplamiento cruzado; y una línea de vigilancia que se extiende desde el acoplamiento cruzado externa a la cadena de terminación exterior y que se interpone entre dicha al menos una zona de formación y dicho al menos un filtro de arena, en donde la línea de vigilancia está acoplada comunicativamente a la válvula de control de intervalos.

2. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende una válvula de pérdida de fluido dispuesta dentro de la cadena de terminación exterior.

3. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el acoplamiento cruzado es una conexión húmeda electro-hidráulica que proporciona una conexión húmeda de acoplamiento eléctrico.

4. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el acoplamiento cruzado es un acoplador inductivo que proporciona una conexión electromagnética.

5. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la linea de control comprende una o más lineas hidráulicas, una o más lineas eléctricas y/o una o más lineas de fibra óptica.

6. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la linea de vigilancia comprende una o más lineas hidráulicas, una o más lineas eléctricas y/o una o más lineas de fibra óptica.

7. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la linea de vigilancia incluye uno o más medidores y/o sensores asociados que están configurados para medir y reportar parámetros de fluido y del ambiente del pozo externos a la cadena de terminación exterior.

8. El sistema de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque los parámetros de fluido y del ambiente del pozo comprenden al menos uno de presión, temperatura, densidad del fluido, actividad sísmica, vibración, compactación y cualquier combinación de los mismos.

9. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque dicha al menos una válvula de control de intervalos está configurada para estrangular un flujo de fluido en la cadena de terminación exterior.

10. El sistema de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un dispositivo de control de flujo dispuesto dentro de dicha al menos una válvula de control de intervalos y que se puede mover entre una posición abierta y una posición cerrada.

11. El sistema de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque el dispositivo de control de flujo es una manga, y cuando está en la posición abierta uno o más puertos de flujo definidos en la cadena de terminación exterior están expuestos y permiten el flujo de fluido en el interior de la tubería de producción.

12. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque, cuando están en la posición cerrada, dichos uno o más puertos de flujo se ocluyen por la manga.

13. El sistema de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque la válvula de control de intervalos estrangula un flujo de fluido en la cadena de terminación exterior por medio de un movimiento incremental del dispositivo de control de flujo parcialmente entre las posiciones cerrada y abierta.

14. Un método de producción de una o más zonas de formación, caracterizado porque comprende: colocar una cadena de terminación exterior dentro de un pozo adyacente a dichas una o más zonas de formación, en donde la cadena de terminación exterior tiene al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada a dicho al menos un filtro de arena; acoplar comunicativamente un tubo de producción a la cadena de terminación en un acoplamiento cruzado que tiene una o más lineas de control que se extienden al mismo; acoplar comunicativamente una linea de vigilancia a dichas una o más lineas de control en el acoplamiento cruzado, en donde la linea de vigilancia se extiende desde el acoplamiento cruzado externa a la cadena de terminación exterior y se interpone entre dichas una o más zonas de formación y dicho al menos un filtro de arena; y accionar dicha al menos una válvula de control de intervalos para iniciar la producción en la cadena de terminación exterior, en donde dicha al menos una válvula de control de intervalos está acoplada comunicativamente a la linea de vigilancia.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque además comprende abrir una válvula de pérdida de fluido dispuesta dentro de la cadena de terminación exterior.

16. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque además comprende medir uno o más parámetros de fluido y del ambiente del pozo externos a la cadena de terminación exterior con uno o más medidores y/o sensores asociados con la linea de vigilancia.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque los parámetros de fluido y del ambiente del pozo comprenden al menos uno de presión, temperatura, densidad del fluido, actividad sísmica, vibración, compactación y cualquier combinación de los mismos.

18. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque el accionamiento de dicha al menos una válvula de control de intervalos además comprende regular un flujo de fluido a través del filtro de la arena y en la cadena de terminación exterior por medio de dicha al menos una válvula de control de intervalos.

19. El método de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende estrangular el flujo de fluido en la cadena de terminación exterior con dicha al menos una válvula de control de intervalos.

20. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque el accionamiento de la válvula de control de intervalos además comprende mover un dispositivo de control de flujo dispuesto dentro de dicho al menos un filtro de arena entre una posición cerrada y una posición abierta.

21. El método de acuerdo con la reivindicación 20, caracterizado porque además comprende estrangular un flujo de fluido en la cadena de terminación exterior por medio de un movimiento incremental del dispositivo de control de flujo parcialmente entre las posiciones cerrada y abierta por medio de dicha al menos una válvula de control de intervalos.

22. Un método para desplegar un sistema de terminación de múltiples zonas de recorrido único, que comprende: localizar una herramienta de servicio interior dentro de una cadena de terminación exterior dispuesta dentro de un pozo que penetra en una o más zonas de formación, en donde la cadena de terminación exterior tiene al menos un filtro de arena dispuesto alrededor de la misma y una válvula de control de intervalos acoplada a dicho al menos un filtro de arena; tratar dichas una o más zonas de formación con la herramienta de servicio interior, en donde una linea de vigilancia se extiende externa a la cadena de terminación exterior y se interpone entre dichas una o más zonas de formación y dicho al menos un filtro de arena; recuperar la herramienta de servicio interior dentro de la cadena de terminación exterior; acoplar comunicativamente un tubo de producción a la cadena de terminación en un acoplamiento cruzado que tiene una o más lineas de control que se extienden a la misma; acoplar comunicativamente la linea de vigilancia a dichas una o más lineas de control en el acoplamiento cruzado; y accionar dicha al menos una válvula de control de intervalos para iniciar la producción en la cadena de terminación exterior, en donde dicha al menos una válvula de control de intervalos está acoplada comunicativamente a la linea de vigilancia.

23. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque la recuperación de la herramienta de servicio interior además comprende cerrar una válvula de pérdida de fluido dispuesta dentro de la cadena de terminación exterior.

24. El método de acuerdo con la reivindicación 23, caracterizado porque además comprende abrir la válvula de pérdida de fluido una vez que la tubería de producción está acoplada comunicativamente a la cadena de terminación.

25. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende anclar la cadena de terminación exterior dentro del pozo con un empacador superior.

26. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende separar dichas una o más zonas de formación entre sí con uno o más empacadores de aislamiento.

27. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque además comprende medir uno o más parámetros de fluido y del ambiente del pozo externos a la cadena de terminación exterior con uno o más medidores y/o sensores asociados con la línea de vigilancia.

28. El método de acuerdo con la reivindicación 27, caracterizado porque además comprende medir la compactación de un empaque de grava en dichas una o más zonas de formación con uno o más medidores y/o sensores.

29. El método de acuerdo con la reivindicación 27, caracterizado porque además comprende monitorear dichas una o más zonas de formación para fugas de agua o agotamiento zonal con el uno o más medidores y/o sensores.

30. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque el accionamiento de dicha al menos una válvula de control de intervalos además comprende regular un flujo de fluido a través del filtro de la arena y en la cadena de terminación exterior con dicha al menos una válvula de control de intervalos.

31. El método de acuerdo con la reivindicación 30, caracterizado porque además comprende asfixiar el flujo de fluido en la cadena de terminación exterior por medio de dicha al menos una válvula de control de intervalos.

32. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque el accionamiento de la válvula de control de intervalos además comprende mover un dispositivo de control de flujo dispuesto dentro del filtro de arena al menos una entre una posición cerrada y una posición abierta.

33. El método de acuerdo con la reivindicación 32, caracterizado porque además comprende asfixiar un flujo de fluido en la cadena de terminación exterior por medio de un movimiento incremental del dispositivo de control de flujo parcialmente entre las posiciones cerrada y abierta por medio de dicha al menos una válvula de control de intervalos.

34. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque el tratamiento de dichas una o más zonas de formación comprende realizar una fracturación hidráulica y empaque de grava de dichas una o más zonas de formación.

35. El método de acuerdo con la reivindicación 22, además comprende: separar la tubería de producción de la cadena de terminación exterior; recuperar la tubería de producción a una superficie del pozo mientras que la cadena de terminación exterior permanece dentro del pozo adyacente a dichas una o más zonas de formación; reubicar la tubería de producción dentro de la cadena de terminación exterior; y acoplar comunicativamente la tubería de producción a la cadena de terminación exterior en el acoplamiento cruzado una vez más.