MXPA04004688A

MXPA04004688A - Metodo y aparato para un pozo barrenado de monodiametro, una cubierta de monodiametro, un monoagujero y/o monopozo.

Info

Publication number: MXPA04004688A
Application number: MXPA04004688A
Authority: MX
Inventors: M Fitsgerald Russell
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2001-11-14
Filing date: 2002-11-14
Publication date: 2005-05-16
Also published as: NO335290B1; CA2466771C; CA2576138A1; AU2002361632B2; GB0603009D0; US7225879B2; US20040149431A1; GB0412535D0; CA2466771A1; US7571777B2; NO20042441L; AU2009201056B2; US8011446B2; WO2003042489A2; AU2009201056A1; US7341117B2; GB2420808B; US7066284B2; US20080087423A1; WO2003042489A3

Abstract

Un ensamble y metodos son expuestos para la construccion de un Monopozo teniendo una cubierta de monodiametro colocada en un agujero de de pozo teniendo eficiencia diametrica con un sistema de entrega de produccion de una mono-perforacion colocado dentro de la cubierta de mono-diametro. Un ensamble para construir un pozo de mono-diametro incluye un ensamble en el agujero inferior teniendo un miembro taladrado calibrador de diametro, un ensamble de manejo de direccion, una herramienta de medicion al taladrar, una herramienta de carga al taladrar,; una cuerda de trabajo unida al ensamble del agujero inferior y extendiendose hasta la superficie; fluidos de taladrado fluyendo a traves de la cuerda de trabajo y el ensamble de agujero inferior, una cubierta quimica cubriendo el agujero; una cubierta expansible y el pozo. Un metodo para taladrar un agujero de mono-diametro incluye el taladrar una porcion inicial del agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor en el interior del agujero y un aislador; aplicando un material catalizador base a la pared del agujero durante el taladrado; el aislado del agujero mientras que el ensamble de taladrado es levantado a traves de la porcion inicial del agujero; aplicando un material de preparacion a la pared del agujero mientras el agujero es aislado, formando una cubierta quimica mediante la reaccion del material de preparacion con el material catalizador; repitiendo los pasos anteriormente mencionados al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero taladrado; e instalando una cuerda para cubrir el agujero.

Description

METODO Y APARATO PARA UN POZO BARRENADO DE MONODIAME RO, UNA CUBIERTA DE MONODIAMETRO, UN MONOBARRENADO Y/O UN MONOPOZO.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con la construcción de un monopozo y más particularmente a aparatos y métodos para construir un pozo barrenado de monodiámetro para un recubrimiento de monodiámetro y un sistema de entrega de producción de mono barrenado y aún más particularmente para perforar y completar un pozo usando aparatos y métodos para alcanzar un pozo barrenado de monodiámetro, instalando un recubrimiento de monodiámetro y forro e instalando un sistema de entrega de producción de barrenado completo. Una construcción tradicional de pozo, tal y como la perforación de un pozo de petróleo o gas, incluye un pozo barrenado o perforación siendo taladro a través de una serie de formaciones. Cada formación, a través de la que el pozo pasa, debe ser sellada para evitar un paso indeseable para formación de fluidos, gases o materiales fuera de la formación y hacia la perforación o desde la perforación hacia la formación. Además, es comúnmente deseable el aislar tanto las formaciones de producción y no producción una de otra, para evitar que se contamine una formación con los fluidos de la otra formación. Conforme el pozo es perforado más profundo, una arquitectura de pozo convencional incluye recubrir la perforación para aislar o sellar cada formación. La formación puede también ser recubierta para la estabilidad de la perforación debido a la geomec nica de la formación tal como las fuerzas de densidad, fuerzas sísmicas y fuerzas tectónicas. Los recubrimientos previenen el colapso de la pared de la perforación y previene la indeseable salida de fluidos de perforación hacia la formación o la entrada de fluidos desde la formación hacia la perforación. La Perforación puede necesitar ser recubierto debido a la densidad de circulación equivalente e hidráulicos alcanzando o excediendo la presión de formación de poro o excedente la presión gradiente de fractura así permitiendo que fluidos o gases se transfieran entre las formaciones y la perforación. Si las formaciones son no productivas o no tienen el intervalo de producción deseado, (algunos intervalos son producidos pero a bajos niveles) las formaciones pueden ser recubiertas juntas. Si aguas superficiales fluyen (en donde el agua fluye varios cientos de pies bajo el nivel del mar) , o si existe una comunicación potencial entre las formaciones, entonces la formación es recubierta. Los recubrimientos se extienden hacia abajo y están secuencialmente colocados a lo largo de las formaciones a través de donde el pozo barrenado o perforación pasa. Los recubrimientos pueden ser forros que no se extiendan a la superficie del pozo barrenado. Tradicionalmente los recubrimientos de acero han sido usados para recubrir las formaciones. En la práctica estándar, cada recubrimiento exitoso colocado en el pozo barrenado tiene un diámetro exterior significantemente reducido en tamaño cuando es comparado al recubrimiento previamente instalado, particularmente para acomodar ganchos para los resortes internos, y puede ser descrito como una serie de cuerdas cubiertas alojadas. La perforación es barrenada en intervalos donde un recubrimiento, que será instalado en un intervalo de la perforación inferior, es bajado a través de un recubrimiento previamente instalado de un intervalo de la perforación superior. Como una consecuencia de éste procedimiento, la cubierta del intervalo inferior tiene un diámetro menor que la cubierta del intervalo superior. Asi, los recubrimientos están en un orden anidado con los diámetros de los recubrimientos disminuyendo en la dirección hacia abajo. El uso de una serie de recubrimientos que tienen diámetros reducidos secuencialmente es derivado de una larga experiencia. El número de recubrimientos requeridos para alcanzar una profundidad dirigida dada es determinado principalmente por las propiedades de las formaciones penetradas y por las presiones de los fluidos contenidos en las formaciones. Si el taladro se encuentra una serie extendida de intervalos de alta/baja presión, el número de forros requeridos bajo dichas circunstancias puede ser tal que el pozo no puede útilmente ser completado por la reducción continuada de los diámetros requeridos de los recubrimientos. Junto con las operaciones seriales de disminución de tamaño de los recubrimientos, la producción de tubulares puede ser disminuida de tamaño asi como además reduciendo la capacidad de entrega del pozo. Si la perforación se extiende a través de una formación que tiende a hundirse y asi causa que la perforación sea inestable, la inserción de recubrimientos puede ser instalada para mantener la perforación abierto. Una inserción de recubrimiento es un tipo de resorte de recubrimiento de emergencia que apuntala una formación inestable y es una sección adicional de recubrimiento que es colocada a través de ésta porción inestable de la perforación. Al requerir la inserción de un recubrimiento para ésta inestable formación, un requerimiento aún más pequeño que el que fue planeado es entonces requerido para completar el pozo. Esto reduce el diámetro del pozo y asi el último diámetro interno disponible para la producción de tubulares. La inserción de la cubierta puede no ser posible, requiriendo que el pozo este ladeado, resultando en un pozo barrenado de diámetro sustancialmente reducido . Las desventajas de las cubiertas alojadas y forros son aparentes en la perforación de agujeros delgados. Un pozo de agujero delgado es una en que el 90% o más de la longitud del pozo es perforado con brocas menores a 7 pulgadas de diámetro. Ver SPE 19525: Un Enfoque Innovador para la Perforación de Exploración y Explotación: El Sistema de Perforación de Agujero Delgado de Alta Velocidad por Walker y Millheim, Septiembre 1990, incorporado al presente por referencia. La perforación de agujeros delgados se enfoca en empezar con una pequeña perforación y terminando con una perforación aún más pequeña para producción. La cubierta es colocada en la perforación por una capa de cemento entre la pared exterior de la cubierta y la pared de la perforación. Durante la perforación del pozo barrenado, piezas anulares son provistas entre las superficies exteriores de los recubrimientos y la pared de la perforación y una composición, a veces referida como cemento de "campo de petróleo" es introducido en las piezas anulares para cementar la cubierta dentro del pozo barrenado. La cubierta es comúnmente cementada en el lugar después de la instalación de cada recubrimiento. Cuando la cubierta es localizada en su posición deseada en el pozo, una solución de cemento es bombeada a través del interior de la cubierta y alrededor del extremo inferior de la cubierta y hacia arriba hacia las piezas anulares, por lo tanto causando que la solución de cemento lleve el fluido de perforación hacia las piezas anulares. Tan pronto como las piezas anulares alrededor de la cubierta es suficientemente llenada con la solución de cemento, la inyección de cemento hacia el pozo es detenida y se le permite a la solución de cemento que endurezca. El cemento se coloca en las piezas anulares, soportando y posicionando la cubierta y formando una barrera sustancialmente impermeable la cual divide el pozo barrenado en zonas subterráneas . Últimamente la perforación alcanza el blanco y es perforada a través de una formación o depósito conteniendo hidrocarbón para producir hidrocarbonos . La perforación puede no estar recubierta a través de un depósito conteniendo hidrocarbón para permitir una afluencia sustancialmente sin restricciones de fluidos desde la formación hacia la perforación. Cuando la formación es tan débil que puede colapsar, la sección de la perforación no recubierta es completada con un forro. Es una práctica común el instalar un forro en el depósito suspendiendo el forro en la perforación a través del depósito y entonces bombear una solución de cemento hacia las piezas anulares. Después de que el cemento se ha vuelto una masa endurecida, las perforaciones se extienden a través del forro y del cuerpo del cemento en una formación conteniendo hidrocarbón alrededor del pozo para permitir la afluencia de fluidos del depósito de hidrocarbón, tal como aceite o gas, hacia el pozo . El forro puede ser provisto con ranuras para permitir la afluencia de fluido hacia la perforación. El forro es usualmente asegurado en su extremo superior al extremo inferior de la cubierta de barrera no productiva previamente instalado en la perforación. Ya que el forro ranurado debe pasar a través de la cubierta previamente colocado, debe tener un diámetro exterior que es menor que el diámetro interior de la sección recubierta. Con el tiempo, la formación puede colapsar y colocarse contra la pared exterior del forro para que el área alrededor del forro quede llena con partículas. Las patentes de US 5,366,012 y 5,667,011 enseñan un forro expansible que es expandido por un eje de torno al mover el eje de torno a través del forro para radialmente expandir el forro a un diámetro mayor en la perforación .

El propósito del cuerpo de cemento alrededor de la cubierta es el fijar la cubierta en el pozo y para sellar la perforación alrededor de la cubierta para prevenir el flujo vertical de fluido a lo largo de la cubierta hacia otras capas de formación o aún a la superficie de la tierra. La cubierta es tradicionalmente cementada en el lugar por dos razones principales, (i) para sellar y prevenir caminos de fugas entre las zonas permeables y/o la superficie, y (ii) el dar apoyo y estabilidad al recubrimiento. El cemento previene intercambio de fluido entre las capas de formación a través de las que el pozo barrenado pasa, y previene la migración no deseable de fluidos entre zonas o gas elevándose del pozo barrenado. Es importante que no haya fugas de gas o fluidos después de que el cemento ha sido colocado y el pozo ha sido completado. Un problema generalmente encontrado durante la cementación de la cubierta es que debido a varios factores, como la existencia de gradientes variantes de presión y temperatura a lo largo de la longitud de la cubierta y el encogimiento del cuerpo de cemento durante el endurecimiento del mismo, desplazamientos relativos ocurren entre la cubierta y la masa de cemento endurecido que puede resultar en una pobre vinculación o agrietamiento entre el cuerpo de cemento y la cubierta. Una pobre vinculación puede resultar en la presencia de un llamada micro pieza anular entre la cubierta y el cuerpo de cemento, la micro pieza anular puede extenderse a lo largo de una parte sustancial de la longitud de la cubierta. La ocurrencia de una micro pieza anular es particularmente peligrosa en pozos de gas ya que cantidades substanciales de gas pueden escapar a la superficie. En algunos casos sulfuro de hidrógeno o gas natural escapan hacia la atmósfera. Ésta condición también puede llevar a la contaminación del agua superficial o de tierra. La pobre vinculación del cemento puede ser atribuida a la contaminación del fluido de perforación o a vincular el cemento a la cubierta después de que el cemento se ha colocado y/o a la contaminación de aceite o de terminado de fábrica en la superficie de la cubierta o puede ser atribuido a una perforación agresiva o una sujeción agresiva de presión y una presión larga difiere antes de su endurecimiento y durante la operación. Como es bien conocido en el arte, el endurecimiento del cemento causa generalmente una ligera reducción del volumen del cemento. Una causa más fundamental es la pérdida de la cabeza hidrostática durante la curación del cemento de forma que la presión de la formación excede la presión de las piezas anulares y la migración de gas ocurre causando el encauzamiento del cemento y una fuga subsecuente. Varias técnicas de aditivos y de aplicación relativas al cemento han sido usadas para reducir la ocurrencia de éste problema. Durante las operaciones de cementación, es común tanto el intercambio como la rotación de la cubierta durante la operación de bombeo del cemento para romper o cerrar cualquier canal de cemento alrededor de la cubierta. También soluciones de cemento comprimibles tienen aditivos que arrastren gas, el cual durante la operación de bombeo del cemento son comprimidos y como la cabeza hidrostática es perdida durante la curación del cemento, el gas arrastrado subsecuentemente se expande y previene la pérdida de la presión de poro de forma que el gas de formación es prevenida de migrar hacia la pieza anular. Ésta técnica, sin embargo, resulta en un cemento de fuerza inferior. Soluciones de cemento tixotrópico dependen en que el cemento alcance altas fuerzas de gel en periodos muy cortos de tiempo. Si se obtiene un del estático rápido fuerte, la migración de gas y el encauzamiento son reducidos o prevenidos. Estos aditivos especializados de cemento son caros y requieren técnicas especificas operacionales . Asi, es esencial que una buena vinculación sea creada entre el cuerpo de cemento y ambos la cubierta y la pared de la perforación. Existen varios tipos de pozos tal como pozos basados en tierra o pozos en el mar. Los pozos aplican para cualquier cosa que produzca aceite, gas, agua o hidratos. Los pozos en el mar pueden ser pozos poco profundos o muy profundos. Un pozo en el mar poco profundo es típicamente perforado desde una plataforma que está en el agua a 3, 000 pies de profundidad. Un pozo de agua muy profundo es perforado desde una plataforma flotante o embarcación con un elevador extendiéndose desde el lecho marino a la plataforma o un aparejo sumergible. Cualquier agua más profunda de 5,000 pies requieren de una embarcación de perforación, típicamente un barco perforador. Varios tipos de cubiertas pueden ser instalados en el pozo incluyendo cubiertas de conducción, cubiertas de superficie, cubiertas intermedias o de producción o forros de producción. Típicamente un pozo basado en tierra empieza con una cubierta de 20' ' /18-5/8' ' de diámetro o mayor y desciende a través de dos o tres cubiertas intermedios, a un tamaño final de cubierta de típicamente 6-3/8'' con un forro de producción de 5'' instalado. Cada cubierta es asegurada en su lugar con cemento rellenando una pieza anular teniendo un tamaño típicamente variando de 1 a 10 pulgadas sobre la longitud de la cubierta y puede ser tanto como 14 a 21 pulgadas o más en un lavado de la pared de perforación. La figura 1 es un esquema de un pozo convencional completo de aguas profundas. El tamaño y número de cubiertas y resortes de entubación incrementarán o disminuirán dependiendo en el plan de pozo en el que se basen, por ejemplo, la profundidad del pozo, el tamaño de entrega de producción de entubación, el soporte estructural y el apoyo de formación del lecho marino. Si la formación del lecho marino no está consolidada y tiene poco soporte, entonces la cubierta estructural y conductora es mayor y es colocada más profunda. Si la cubierta conductora inicial está en piedras, entonces puede ser menor con una profundidad sustancialmente menor. Por ejemplo, inicialmente una cubierta estructural o conductora y un elevador son disminuidos desde una plataforma de perforación y son conducidos, perforados o expulsados hacia el lecho marino para proveer soporte para una cubierta de superficie. La cubierta estructural o conductora puede o no ser cementado . La figura 1 ilustra un programa de cubierta de 36 pulgadas por 16 pulgadas por 10-3/4 pulgadas por 7 pulgadas con la adición de uno o más resortes de tubería. Después de que la cubierta conductora de 36 pulgadas es colocado, uno o más cubiertas de superficie sor. instalados. Una perforación es perforada para una cubierta de superficie de 20 pulgadas que es bajada a su lugar con un elevador de cubierta de superficie de 21'' adjuntado al mismo. Una cabeza de pozo submarina con un equipo de prevención de explosión, tal como un previsor de explosión de 18-3/4 pulgadas, es instalado en la cubierta de superficie. La cabeza de pozo submarina puede ser soportada por una cubierta estructural. Además, una perforación puede ser perforada a través del elevador y de la cabeza de pozo y a través de una formación problemática para extenderse a una cubierta estructural a través de la formación problema. Por ejemplo, existen formaciones de sal en aguas profundas del Golfo de México. La cubierta estructural forma una barrera a lo largo de la formación mientras gue soporta la cabeza del pozo. La cubierta estructural tiene una pared más gruesa y provee un marco estable de soporte y puede llevar la carga en la cabeza del pozo marina. Una cubierta estructural de 16 pulgadas puede ser perforada, instalada y cementada a través de una formación de sal para sellar la formación de sal desde el agujero barrenado siendo perforado. Debe ser apreciado gue si no existe una formación problemática, tal como una zona de sal, una zona de bajo flujo de sal, una zona de circulación perdida u otra zona problema, entonces una cubierta estructural no es necesaria para sellar el área problemática pero soportará la cabeza de pozo marina o de plataforma, dependiendo del tipo de pozo. Otra perforación es entonces perforada para un resorte de cubierta intermedia de 13-3/8 pulgadas gue es bajada hacia la perforación, adjuntada a otro elevador y cementada en el lugar. Después una perforación puede ser perforada para otra cubierta intermedia, tal como una cubierta de 11-7/8 pulgadas y cementada en su lugar. La perforación del resorte de cubierta de producción, tal como una cubierta 9-5/8 pulgadas es perforada y el resorte de producción es aterrizado. Puede o no puede ser cementado en su lugar. La perforación es realizada a través de un equipo de prevención de explosión. Subsecuentemente, una tubería de producción es instalada y es soportada dentro de la cabeza de pozo en un gancho de tuberías, un sistema de gancho o un sistema de ancla. La tubería de producción es típicamente una tubería de 3-1/2 pulgadas pero puede ser tan pequeña como 1-1/2 pulgadas o tan grande como 12 pulgadas. Después de que los sellos del gancho de tubería han sido probados, el equipo de prevención de explosión es removido y un árbol de navidad o un árbol marino es instalado. Si el pozo es basado en tierra o está siendo perforado desde una plataforma, el equipo de prevención de explosión está en la superficie. Si el pozo es un pozo submarino, el equipo de prevención de explosión y el árbol son instalados submarinos. También, la tubería puede ser instalada a través del árbol submarino o un templete submarino. Así, las técnicas convencionales usan una pluralidad de resortes concéntricos de cubierta con diámetros variantes y no tiene una arquitectura de monodiámetro . Debe apreciarse que las arquitecturas convencionales de pozos pueden variar dependiendo en las condiciones geológicas o de perforación . Como una consecuencia del orden anidado de las cubiertas, una perforación de diámetro relativamente largo es requerida en la parte superior de la perforación. Ya que la cubierta (s) superior tiene que ser mayor que la cubierta (s) inferior para pasar a través de la cubierta (s) superior, la porción superior de la perforación típicamente tiene un diámetro mayor que el diámetro último deseado en el fondo de la perforación. Largas perforaciones son desventajosas en que generar grandes cantidades de cortes y requiere volúmenes incrementados de fluidos de perforación y cemento. En la configuración estándar de cubierta de pozo, grandes volúmenes de cortes son producidos inicialmente y una gran logística es necesitada durante las fases tempranas de perforación. Hablando generalmente, tamaños más grandes de perforaciones toman más tiempo para perforar que perforaciones de diámetros más pequeños en una profundidad equivalente. Por ejemplo, un tiempo incrementado de perforación de aparejo es envuelto debido al bombeo y endurecimiento de cemento requerido. Además, un diámetro mayor de perforación normalmente requiere aparejos con una capacidad mayor de fluido y de caballos de fuerza generando costos incrementados debido a un equipo de manejo de cubierta pesada y brocas grandes de taladro. Asi un equipo convencional resulta en perforaciones más grandes perforadas para cada formación, equipo de tamaño grande, volúmenes mayores de fluido, y resortes de cubierta más grandes que son absolutamente requeridos para proveer una perforación para un pozo, para una inyección o producción o monitoreo . Utilizar una perforación grande normalmente provoca el uso de una variedad amplia de equipo y fluidos que pueden no alcanzar una eficiencia máxima para la perforación perforada. SI surgen problemas, fluidos adicionales deben ser bombeados y cemento adicional debe ser usado para cementar la formación para sobreponerse a las variaciones encontradas durante la construcción de pozos convencionales, de otra manera se deberá desarrollar un camino alterno. Arquitectura, ingeniería y cuentas de planeación para la migración de problemas potenciales de pozos convencionales, variación del plan del pozo y contingencia. Por lo tanto, grandes tolerancias en equipo y procedimientos son provistas en anticipación a variaciones en la profundidad y/o composición de las formaciones, geomecánicas y diseño de crecimiento/carga. Se debe incluir en el plan de contingencia del pozo, la compensación en la arquitectura del pozo, ingeniería y planeación debido a dichas grandes tolerancias, incluyendo perforar por resortes de cubierta adicional para problemas geomecánicos y caminos alternos y re-perforaciones para la instalación de inserciones de cubiertas antes de alcanzar la formación de depósitos. Puede ser apreciado que los problemas con la arquitectura de pozos convencionales son exacerbados en un pozo de agua profunda. Además de las grandes perforaciones a ser perforadas, el equipo de terminación de mayor tamaño, los grandes volúmenes de fluidos y los grandes resortes de cubierta, un pozo de agua profunda requiere elevadores grandes para extenderse a la superficie del agua. Los elevadores requieren el uso de volúmenes adicionales de grandes fluidos, tal como fluidos de perforación y cemento, para perforar y cementar los resortes de cubierta. Además, los elevadores más grandes aumentan gastos sustanciales y y equipo de terminación de tamaño grande adicional. Ha sido un largo objetivo para alcanzar un pozo de monodiámetro donde el pozo barrenado es perforado desde el spud a la profundidad total usando un tamaño de perforación. Por ejemplo, el pozo de monodiámetro puede ser spudded con un conductor de corriente de 7-5/8'' a 9-5/8'' de diámetro. Después, una perforación es perforada para cada sección de perforación, probablemente un diámetro de 7' ' . La perforación es entonces cubierta o forrada con cubiertas o forros expansibles. Cemento o algún otra composición innovadora de sellado es entonces usada para el sello de presión de piezas anulares. La siguiente sección de la perforación es perforada usando el mismo agujero de tamaño sobrecalibrado de perforación y entonces es cubierto o forrado otra vez con la misma cubierta o forro expansible. El proceso es repetido para alcanzar la profundidad. Ver SPE 65184: "Hacia un Pozo de Monodiámetro - Avances en la Tecnología de Expansión de Tuberías" por Benzie, Burge y Dobson presentado en la Conferencia del Comité Europeo del Programa SPE llevada a cabo en Octubre 24-25, 2000. El pozo de monodiámetro es diseñado en base al tamaño requerido de perforación a lo largo del depósito. La capacidad del aparejo y todo el equipo de perforación y terminación para el pozo entero se le da el tamaño del depósito de la perforación. Con el advenimiento del pozo de monodiámetro, el diseño telescópico del pozo junto con todos los equipos de perforación y terminación asociados y de selección miríada se volverán obsoletos. El pozo de monodiámetro alcanzará reducciones dramáticas en costos de producción de pozos. El reto para la industria es el desarrollar el juego completo de tecnologías complementarias y habilitantes que serán requeridas para perforar y complementar un pozo de monodiámetro. Éste juego de equipo incluirá equipo de perforación, escariando mientras perfora (RWD) , brocas de doble centro, brocas de energía balanceada, escariadores cercanos a la broca, selladores de piezas anulares de agujeros abiertos, procedimientos de control de pozos, equipo de control de pozo y cabezas de pozo entre otros . Tuberías expansibles están siendo desarrolladas en donde cubiertas y forros son expandidos diamétricomente después de que son colocados en pozos barrenados. El uso último de las tuberías expansibles está en un pozo de monodiámetro, en donde el pozo entero es perforado y cubierto usando efectivamente un tamaño de agujero. Una tubería de acero sólida puede ser rápidamente expandida usando fuerzas, ya sean mecánicas o hidráulicas, disponibles en la mayoría de los aparejos de perforación o de sobretrabaj o . Tuberías expansibles pueden ser usadas en agujeros abiertos ya sea como un forro de perforación temporal o como un forro permanente atado atrás al resorte de cubierta anterior. Ver SPE 54508: " El Pozo de Monodiámetro Encarretado" por Pointing, Betts, Bijleveld y Al-Rawahi presentado en la Mesa Redonda de Tubería Enrrollada de 1999 SPE/CoTA, en Mayo 25-26, 1999, incorporado al presente como referencia, y SPE 65184: "Hacia un Pozo de Monodiámetro - Avances en la Tecnología de Expansión de Tuberías" por Benzie, Burge y Dobson, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo SPE, en Octubre 24-25, 2000, incorporada al presente como referencia . El concepto de expandir un tubo sólido es relativamente simple. Un eje de torno o "lingote" cuyo diámetro exterior es mayor que el diámetro interno del tubo, es forzado a través del tubo, plásticamente deformando ahí mismo el material de tubería a un tamaño de diámetro mayor. Una tubería sólida puede ser expandido usando un cono de cerámica, carburo de tungsteno o acero endurecido que es ya sea mecánicamente jalado a través de la tubería o hidráulicamente empujado. La tubería sólida puede ser expandida alrededor de 30¾ - 40%, aunque un rango desde 10¾ -20¾ será probablemente más típico. La combinación de radio de expansión de cono, características materiales, proporción de expansión, material para sellar piezas anulares y tolerancia de calibración de la perforación abierta o cubierta dentro del que la tubería sea expandida, todas determinan las fuerzas de expansión y las tolerancias o encaje de la tubería expandida final en el pozo barrenado. Durante el proceso de expansión, la fuerza tubular se incrementa ya que el proceso de expansión es un trabajo en frío del material. Sin embargo, la fuerza de colapso de un poste expandido de tubería es menor que aquel de la tubería pre-expandida pero es dentro de los limites de diseño esperado para la presión requerida por la perforación. Uno de los requerimientos de cubiertas/forros expansibles es el correr una broca de taladro a través de la cubierta y perforar un agujero de un diámetro mayor que la cubierta anterior. La siguiente sección de la cubierta entonces será corrida a través de la anterior y expandida contra ésta. Asi, un pozo barrenado agrandado teniendo un diámetro mayor que el diámetro externo de la cubierta anterior instalada debe ser perforado como tal por una "perforación de agujero sobre calibrado" que abarca el uso de brocas expansibles, centros dobles o brocas excéntricas o equivalentes, escariando mientras perfora (RWD) , bajo escariadores o herramientas similares y otros métodos de perforación nuevos conocidos a aquellos expertos en el arte, tal como estabilizadores expansibles/retractibles. Brocas típicas para la perforación de agujeros sobre calibrados incluyen brocas de doble centro y brocas excéntricas. Una broca excéntrica tiene una sección de broca piloto bien definida y un ala excéntrica montada más atrás en el cuerpo de broca. Una broca excéntrica se asemeja más a una broca convencional, pero un flanco en el lado del lóbulo superior tiene un perfil más largo que en el otro lado. Brocas excéntricas son generalmente usadas en formaciones más suaves en donde las brocas de doble centro son usadas más comúnmente en formaciones más duras. La mayor diferencia de ambas, la broca de doble centro y la broca excéntrica sobre bajo escariadores es que una sección de la perforación puede ser perforada al tamaño requerido en una corrida. Sin embargo, un bajo escariador provee una pared de perforación más suave y más diamétrico. A una profundidad deseada, o cuando es de otra manera decidido el cubrir o forrar y cementar el pozo barrenado, una cubierta o forro expansible, cuyo diámetro externo (exterior) mayor aproximado, pe., es sólo ligeramente menor que el diámetro interno de la cubierta o forro previamente instalado, es bajado a través de las cubiertas o forros previamente instalados y hacia la perforación agrandada recién perforada. La cubierta o forro baja es hecha de un material deformable tubular. La cubierta/forro deformable puede tener un grosor de pared disminuido. La cubierta/forro bajada es colocada en relación al pozo barrenado para que el extremo superior de la cubierta/ forro bajada traslapa el extremo inferior de la cubierta previamente instalada. Al expandir la cubierta/forro expansible, un miembro muerto, como un eje de torno o cono es llevado o bombeado a través de la longitud de la cubierta bajada para expandir la cubierta en el sitio. El miembro muerto tiene una forma y composición apropiada, tal como un acero endurecido y es adaptado o agrandado y arreglado para expandir el forro al diámetro de la cubierta previamente instalada. El miembro muerto es arreglado o diseñado para proveer al menos un segmento de forro sustancialmente uniforme expandido o deformado de una periferia circular o aproximadamente circular . El extremo superior del miembro muestro es conectado a un resorte de funcionamiento y es jalado a través de la cubierta. Además, el miembro muerto puede tener un sello cerrado de fluido, tal como un sello de copa, para sellar el miembro muerto dentro de la cubierta y permitiendo suficiente presión de fluido para producir movimiento del miembro muerto. Cualquier fluido apropiado de pozo barrenado o liquido disponible puede ser usado para desplazar al miembro muerto. Para facilitar el proceso de expansión, el diámetro interior de la cubierta puede ser lubricado para permitir al miembro muerto o cono de expansión el moverse suavemente a través de la cubierta. La taza de ajuste hacia arriba o movimiento del miembro muerto por movimiento hacia arriba del resorte en funcionamiento y la aplicación de la presión bajo el miembro muerto puede ser correlacionado para reducir el movimiento del miembro muerto a través de la cubierta con una deformación y expansión corriente gradual de la cubierta, proveyendo una expansión que alcanza un diámetro externo igual a o aproximándose, preferible y ligeramente mayor o más grande que aquella de la cubierta previamente instalada. Conexiones enroscadas de longitudes de cubiertas o forros expansibles permanecen la conexión primaria de elección. Sin embargo, la conexión ha sido precipitada para permitirle al miembro muerto pasar a través de la conexión y externamente precipitar para permitir que ocurra expansión con una fuerza constante de expansión. SPE 54508: "El Pozo de Monodiámetro Encarretado" per Pointing, Betts, Bijleveld y Al-Rawahi presentado en la Mesa Redonda de Tubería Enrollada de SPE/CoTA de 1999, en Mayo 25-26, 1999, incorporada al presente como referencia, revela el uso de cubiertas en espiral que mantiene un diámetro sencillo de pozo barrenado. La cubierta en espiral puede ser usada en la producción de un pozo barrenado de monodiámetro así como una cubierta expansible tubular unida. La cubierta en espiral puede ser expansible o ser instalada no expansible. Una cubierta o forro de monodiámetro encarretada tiene el mismo agujero de paso . La expansión causa un encaje virtual forzado en el traslape del extremo superior de la cubierta/ forro expansible inferior hacia el extremo inferior de la cubierta anteriormente instalada. Así, los colgadores no son requeridos ya que la cubierta/ forro es soportada por el resorte previamente instalado. Un agujero de paso constante es mantenido en el traslape. El pozo es entonces subsecuentemente completado al internamente revestir el último resorte de cubierta. El revestir las porciones sobrepuestas de las cubiertas adyacentes permite a la cubierta inferior ser soportada en el revestimiento por la cubierta superior y permite que las cubiertas superiores e inferiores sean selladas a presión en el traslape. El conducto sobre el área (traslape) a ser revestida puede incluir un recubrimiento resistente a la corrosión. Un tipo de tubería expansible es revelado en la Patente de U.S. 6,085,838, incorporado al presente como referencia. El nuevo concepto de pozo de uso de cubiertas y forros expansibles necesita una pieza anular angosta en el rango de 3 a 4 pulgadas en el diámetro o menos entre la cubierta/forro y la pared de la perforación. Así la calidad de la perforación y el tamaño óptimo de perforación son requeridos. El pozo barrenado o perforación debe tener eficiencia diamétrico. La eficiencia diair.étrico es el mantenimiento del tamaño óptimo del agujero sin importar de otros requerimientos o limitantes de construcción del pozo. Preferiblemente la eficiencia diamétrico mantiene el tamaño óptimo de perforación desde la superficie a través del depósito de producción. El uso de cubiertas/forros expansibles requiere el mantenimiento de eficiencia diamétrico para alcanzar un pozo de monodiámetro . Soluciones diamétricos que mantienen o mejoran la eficiencia diamétrico en un rango de aplicaciones desde laterales múltiples, alta presión/alta temperatura (HPHT) , alcance extendido, ambientes horizontales y de agua profunda y aplicaciones remedíales (pe., caminos alternos) deben ser desarrollados para usar expansibles . Refiriéndose ahora a la Figura 2, se muestra un diseño en forma de fondo de campana revelado en el articulo SPE 54508. La pieza anular es dividida en dos partes: (i) donde el forro es expandido contra la cubierta/ forro anterior, ya sea en longitud completa o sobrepuesto, y (ii) donde la cubierta es expandida sobre la sección de perforación abierta . Las distancias de las piezas anulares entre la cubierta/forro y la pared de la perforación deben permitir a la solución de cemento que desplace el fluido de perforación efectivamente. La interfase o traslape entre los resortes de cubierta/forro debe tener la habilidad mecánica de la interfase para detener las cargas axiales y debe tener la habilidad hidráulica para formar un sello ajustado de presión entre los dos resortes de cubierta/ forro .

Una expansión simple de metal contra metal no provee un sello confiable. Sellos elastoméricos son usados para proveer un sello de presión entre los extremos de cubiertas traslapados. Dentro de una cubierta previa o un agujero cilindrico a través de las formaciones duras, un polímero o un recubrimiento de goma elástica puede ser aplicado externamente a la cubierta/forro. Esto se puede deformar elásticamente con la expansión de la cubierta/forro y formar un sello entre la cubierta/forro y/o formación. Una capa más gruesa de goma de calor suavizante, que puede ser recubierta en el exterior de la tubería expansible, puede ser usada en perforaciones ligeramente sobrecalibradas . LA goma plástica termal es reformada en el sitio a su forma final al realizar el proceso de expansión de la cubierta/ forro a una temperatura más elevada, alcanzable al calentar el pozo ya sea antes o durante el proceso de expansión . Previamente, una variedad de composiciones de cemento han sido usadas para cementar en las aplicaciones del agujero abierto. Sin embargo, el cemento no es deseado para su uso con una cubierta expansible. Las composiciones de cemento de campo de petróleo o de cemento hidráulico son incompresibles y tienden a resistir la expansión de la cubierta o del forro haciendo la expansión más difícil. Así, la expansión de la cubierta/ forro puede conducir al rompimiento del cemento y la pérdida consecuente de efectividad en relación a las zonas. Éste problema fue exacerbado por la pequeña distancia de la pieza anular asociada con la cubierta/forro expansible. Con los nuevos conceptos de pozo como fueron descritos y las piezas anulares angostas creadas en el rango de 3 a 4 pulgadas de diámetro o menos, otros materiales aislantes deben ahora ser considerados. Los materiales aislantes deben ser dúctiles para poder formar un sello apropiado. El cemento convencional será particularmente quebradizo y débil en dichos revestimientos delgados o grosor y es asi un medio de sellado inapropiado. Por lo tanto, una composición con fuerza comparable al cemento, pero con mayor elasticidad y compresibilidad es requerida para cementar una cubierta expansible . Otros problemas pueden ser encontrados usando cemento de campo de petróleo o cemento hidráulico como la composición selladora para cubiertas/forros expansibles. Si la composición de cemento se gelifica o se fija antes de completar la expansión, la composición de cemento es prensada en el espacio de las piezas anulares entre las paredes del pozo y la cubierta o forro expansible donde no funciona para sellar la cubierta o forro expandido en el pozo barrenado.

Una composición sellante de cemento convencional bajo condiciones de expansión, con un recipiente de cemento apropiado para prevenir la fijación prematura del cemento, puede ser usada. Las composiciones sellantes son requeridas para sellar cubiertas expansibles o forros en los pozos barrenados. Dichas composiciones son compresibles y mantienen las propiedades requeridas para proveer un sello entre las paredes del pozo barrenado y las cubiertas o forros expandidos. Varios tipos de materiales sellantes han sido probados. Dos materiales son gel de silicón y una goma de silicón de dos componentes. Agentes húmedos apropiados pueden ser usados como micropelotas de baritina o hierro. El gel de silicón es un material altamente viscoso. La doma de silicón de dos componentes consiste de dos materiales mezclados en un volumen y peso igual. La mezcla automáticamente se fijará, pero un retrasador puede ser añadido para controlar los tiempos de fijado. Los geles o gomas de silicón son muy dúctiles. Antes de la expansión, el material sellante puede ser bombeado hacia las piezas anulares entre las paredes del pozo barrenado y la cubierta o forro no expandida en una manera similar a las técnicas de cementación convencionales. Por un lado, la cubierta es expandida y al material se le permite que se fije. En una perforación severamente lavado, tal como formaciones con lavados y bordes, el material sellante puede no ser adecuado. En el pozo tradicional, el pozo barrenado puede ser abierto 3 a 5 días antes de que la estabilidad de la pared de la perforación se vuelva un problema. Después de eso, las porciones de la pared de la perforación pueden empezar a caer hacia la perforación. Al usar cubiertas/forros expansibles, largos intervalos serán perforados dejando así la perforación abierta por más de 3 a 5 días. Así existe un periodo de tiempo mucho más largo que en la perforación convencional durante la que la pared de la perforación no está soportada por la cubierta durante la perforación. Es importante que la pared de la perforación permanezca estable por estos grandes periodos de tiempo. Por lo tanto, fluidos de perforación especiales deben ser usados para perforar las perforaciones alargadas de cubiertas/forros expansibles para asegurar la estabilidad de la perforación sobre largos periodos de tiempo . El fluido de perforación es circulado hacia abajo a través del resorte de taladro, a través de la broca de taladro y hacia arriba en las piezas anulares entre las paredes del pozo barrenado y el resorte de taladro. El fluido de perforación funciona para remover cortes del pozo barrenado y para formar un producto de filtración en la pared de la perforación. Conforme el fluido de perforación es circulado, un producto de filtración de sólidos del fluido de perforación se forma en las paredes del pozo barrenado. La acumulación del producto de filtración es un resultado de la pérdida inicial de fluido en las formaciones permeables conforme el pozo es perforado. Además de remover los cortes desde el pozo barrenado y la formación del producto de filtración en el pozo barrenado, el fluido de perforación se enfría y lubrica la broca de taladro y mantiene una presión hidrostática contra las paredes del pozo barrenado para prevenir explosiones, pe., para prevenir que los fluidos de formación presurizada fluyan hacia el pozo barrenado cuando las formaciones que contienen los fluidos presurizados son penetradas. La presión hidrostática creada por el fluido de perforación en el pozo barrenado puede fracturar formaciones de baja fuerza mecánica penetradas por el pozo barrenado que permiten al fluido de perforación perderse en las formaciones. Cuando esto ocurre, la perforación del pozo barrenado debe ser detenida y pasos remedíales deben ser tomados para sellar las fracturas. Dichas acciones remedíales consumen tiempo y son caras. Es preferible el perforar un intervalo tanto como se pueda sin tener que detener la perforación y cubrir el agujero de perforación. Sin embargo, para asegurar que la fractura de formaciones penetradas de baja fuerza mecánica por el pozo barrenado y otros problemas similares no ocurran, puede volverse necesario el cubrir y cementar la perforación. Como se discutió previamente, es preferible el evitar la instalación y cementación frecuente de cubiertas ya que la perforación se debe detener y el cubrimiento frecuente de la perforación puede causar una reducción en el diámetro de producción de la perforación. Otro problema que ocurre en la perforación y en la terminación de los pozos barrenados es cuando el pozo barrenado es perforado hacia y a través de zonas débiles no consolidadas o formaciones. Materiales inestables como arcillas, pizarras, piedras de arena y similares aumente un porcentaje alto de las formaciones que los pozos son perforados, y una mayoría de problemas de pozos barrenados con un resultado de la inestabilidad de dichos materiales, particularmente la inestabilidad de pizarra. Las pizarras son rocas sedimentarias que contienen una variedad de arcillas. Las pizarras contienen montmorillonite, a veces referido como arcillas de esmectita, se hinchan y se dispersan cuando entran en contacto con el agua. Las pizarras que se hinchan con el contacto con el agua son a veces referidas como pizarras de peso o de desprendimiento. Dichas pizarras al entrar en contacto con fluidos acuosos de perforación se hinchan y fracturan causando que la pared del pozo barrenado se vuelva inestable. En tales casos, la pared del pozo barrenado se desprende hacia el pozo barrenado. El desprendimiento de pizarra y otros materiales inestables, hacia el pozo barrenado puede causar que el resorte de perforación se trabe y puede alargar el pozo barrenado resultando en cavidades subterráneas largas. Adicionalmente, cuando el desprendimiento ocurre mientras la broca de taladro es cambiada en la superficie, el pozo barrenado se llena y debe ser limpiado antes de que la perforación pueda proceder.

Además, el material inestable de peso suspendido en el fluido de perforación incrementa su contenido sólido, y como resultado, la viscosidad del fluido de perforación incrementa al punto donde el fluido debe ser químicamente tratado para reducir su viscosidad o debe ser diluido seguido por la adición de material de peso para mantener su peso de lodo. La inestabilidad de arcilla, pizarra, piedras de arena y similares es también causada por el diferencial de presión hidráulica guiando al transporte de fluido y por los cambios de presión cerca del pozo barrenado conforme el fluido de perforación comprime el fluido de poro y difunde un frente de presión hacia la formación. Consolidar zonas débiles no consolidadas o formaciones formada de arcillas, pizarra, piedras de arena y similares mientras se perfora un pozo barrenado previene el desprendimiento de arcillas, pizarras, piedras de arena y los similares hacia el pozo barrenado y previene la necesidad de implementar pasos remedíales que consumen tiempo y son costosos. Es preferible el incrementar la fuerza mecánica del pozo barrenado en donde la presión hidrostática ejercida en el pozo barrenado por el fluido de perforación no causa que fracturas o similares ocurran en el pozo barrenado. Dichas fracturas causan que el fluido de perforación se pierda y también requieren el detenimiento de la operación de perforación y que pasos remedíales costosos se lleven a cabo.

Otras ventajas significantes de incremento de fuerza mecánica del pozo barrenado es la reducción o eliminación de intervalos de cubierta en la cual son cementados en el pozo barrenado que reduce o elimina el tiempo general y el costo de cementación del pozo. Una ventaja adicional es que el pozo barrenado tiene un diámetro más largo en la zona de producción, debido a pocos intervalos de cubierta, que incrementan la productividad. Un monoagujero es un término usado en la industria para un sistema de entrega de producción de agujero completo. La OTC 8585: "Historia de la Cubierta, Terminación de Pozo y Estrategias de Servicio para el Campo Hibernia" por Wylie, Maier, Shamloo, Huffman, Downton presentado en la Conferencia de Tecnología en Alta Mar de 1998, Mayo 4-7, 1998, incorporada al presente como referencia, define un monoaguj ero . Para tratar criterios totales de terminación, un diseño de monoagu ero fue escogido por el Campo Hibernia para las terminaciones iniciales. Éste diseño permitió el acceso de flujo barrenado a lo largo de la zona de pago del pozo sin restricciones de diámetro (no necesariamente un diámetro constante) . En terminaciones convencionales, existen válvulas internas y calibradores que se proyectan hacia el agujero de la tubería de terminación. Estos hace más chico el diámetro interno de la tubería de terminación. Cada restricción en la tubería de terminación causa una caída de presión a lo largo de dicho punto causando que ocurran escamas y corrosiones en estos puntos. El angostamiento de la tubería de terminación también reduce el flujo y por lo tanto la producción. La presente invención supera las deficiencias del arte anterior .

La presente solicitud es dirigida a un sistema para conseguir un monopozo y provee un enfoque total de soluciones a la construcción de pozo de un pozo barrenado de monodiámetro y un monopozo. El montaje y métodos de la presente invención construyen un monopozo teniendo una cubierta de monodiámetro y una cantidad de materia prima procesada del monoaguj ero . La cubierta de monodiámetro es colocada en un pozo barrenado de monodiámetro teniendo una eficiencia diamétrico. El monoagujero es un sistema de entrega de producción de agujero total que ya sea que se extienda a través de la cubierta del monodiámetro desde la superficie a la barrera de formación o que se extienda a través de la cubierta de monodiámetro desde la superficie y a través de la formación de producción. Un sistema de entrega de producción de agujero total tendrá el mismo diámetro interno nominal a través del conducto de producción sin importar si el pozo en un pozo de inyección o un pozo de producción. La entrega de producción de agujero completo es típicamente provista por tuberías de producción. Mientras que un pozo puede tener una arquitectura de monodiámetro, puede o no tener un sistema de entrega de producción de agujero completo. Así el montaje y métodos pueden incluir o excluir un sistema de entrega de producción de agujero completo. Si el pozo tiene ambas características de una cubierta de monodiámetro y un sistema de entrega de producción de monoagujero ya sea extendiéndose a la barrera de formación o a través de la formación de producción, entonces el diseño de poso puede ser llamado "Monopozo". Un pozo de monopozo tiene tanto características de monodiámetro como características de entrega completas. Cualquier combinación de las diferentes modalidades entre el monodiámetro y el sistema de entrega de producción de agujero completo puede crear un Monopczo. "Monodiámetro" significa que la perforación formando el pozo barrenado tiene un diámetro sustancialmente común a lo largo de toda su longitud, pe., desde la superficie a ya sea la barrera del receptáculo o al fondo del pozo. El pozo barrenado de monodiámetro se extiende desde la superficie a al menos la barrera de receptáculo y puede extenderse al fondo del pozo barrenado . El montaje y métodos de la presente invención son igualmente aplicables a pozos terrestres o pozo en alta mar en donde el aparejo es basado en tierra o en una plataforma en alta mar o un buque, respectivamente. Aunque el pozo barrenado de monodiámetro puede tener cualquier profundidad, como 100 pies o más, el pozo barrenado de monodiámetro es particularmente ventajoso en un pozo de profundidad, como un pozo teniendo una profundidad mayor a 100 metros. El montaje y métodos pueden ser usados para arquitecturas de pozos de producción e inyección o una combinación de los mismos. Preferiblemente el pozo barrenado de monodiámetro tiene una arquitectura minimizada con al menos un resorte de cubierta nominal extendiéndose desde la punta del pozo a la punta del receptáculo y puede ser construido en secciones o como una unidad. La cubierta puede ser una cubierta química, una cubierta expansible, incluyendo metales, compuestos, fibra de vidrio o una combinación de los mismos. La cubierta química y/o la cubierta expansible permiten la perforación de un diámetro de perforación mayor que se extiende a lo largo de todas las formaciones no productivas y alcanza una cubierta interna común extendiéndose a todo lo largo de la perforación. Esto produce un pozo barrenado de monodiámetro o un diámetro de perforación con una cubierta sustancialmente de monodiámetro y reemplaza múltiples resortes convencionales de cubiertas concéntricas con diferentes diámetros de perforación . Un montaje para construir pozos barrenados de monodiámetro incluyen un montaje de agujero de fondo teniendo un miembro de perforación de agujero sobrecalibrado y/o un miembro de perforación de broca extendida balanceada calibrada de energía, un montaje direccional del manejo, una herramienta de medición mientras se perfora y una herramienta de detalle de operación mientras se perfora, un resorte de trabajo anexado al montaje del fondo del agujero y extendiéndose a la superficie; fluidos de perforación fluyendo a través del resorte de trabajo y un montaje del fondo del agujero; cubierta química colocada en la perforación; cubierta expansible colocada en el pozo barrenado; y una composición de sello colocada entre la cubierta expansible y la pared del pozo barrenado. Un método para perforar una perforación de monodiámetro incluye el perforar una porción inicial de la perforación con un montaje de perforación teniendo una broca, un motor y escariador hacia abajo del agujero; aplicando un material base catalizador a la pared de la perforación durante la perforación; escariamiento trasero de la perforación conforme el montaje de perforación es elevado a través de la porción inicial de la perforación; aplicando un material fijado a la pared de la perforación conforme la perforación es escariada de regreso; formar una cubierta química al reaccionar el material de fijación con el material catalizador; repitiendo los pasos de arriba al perforar porciones adicionales de la perforación hasta que la perforación es barrenada; e instalar un resorte de cubierta en la perforación. Un método preferido de formación del pozo barrenado de monodiámetro incluye el perforar una perforación de monodiámetro desde la superficie a la punta de la formación de producción y aplicando una cubierta química en la pared de la perforación. Preferiblemente el pozo barrenado de monodiámetro es entonces cubierto con una cubierta expansible hacia la terminación de la perforación del pozo barrenado.

Es ventajoso el perforar un pozo barrenado desde la superficie hacia abajo de la punta de la barrera del receptáculo con un resorte de cubierta instalada a través del pozo barrenado. En una segunda fase, la perforación es barrenada a lo largo del receptáculo usando un sello temporal, y fluidos de perforación sobre balanceados, bajo balanceados o especiales. Alternativamente, las secciones de la perforación formando el pozo barrenado pueden ser cubiertas con una cubierta expansible después de que cada sección de la perforación ha sido barrenada por lo tanto manteniendo una cubierta de monodiámetro . La presente invención consigue optimización y eficiencia en el diseño al reducir el tamaño de la perforación utilizando una cubierta expansible y/o una cubierta química. El uso de una cubierta expansible y/o una cubierta química reduce el número y tamaño de resortes de cubierta por lo tanto reduciendo los materiales requeridos para barrenar y completar un pozo de monodiámetro. También el número y tamaño de elevadores de alta presión pueden ser reducidos en pozo de agua profunda. La cubierta expansible también permite revestimientos o sellos, y una cubierta química permite resorte y operaciones. Al utilizar cubiertas expansibles, un tamaño adicional de perforación no es reducido que de otra manera pudiera requerir colgadores de cubierta, espaciamiento de piezas anulares entre resortes de cubierta y dispositivos de flotación. Además, el revestimiento de las secciones adyacentes de la cubierta expansible elimina colgadores de forro abultados más grandes, que de otra manera requerirían una utilización adicional del diámetro de perforación. Colgadores expansibles de forro pueden ser usados. La arquitectura del pozo de monodiámetro, sin embargo, no requiere que el forro tenga un diámetro de soporte grande. Por supuesto, que cubiertas de diámetro mayor requieren no solo una gran cantidad de fluido de perforación para barrenar la perforación pero también requiere una cantidad mayor de cemento para cementar la cubierta en la perforación. La arquitectura de Monopozo tiene varias características y ventajas únicas sobre la arquitectura tradicional de construcción de pozos. Los métodos y aparatos de la presente invención forman un pozo barrenado de monodiámetro en el pozo reduciendo las dimensiones globales de la perforación. Así el Monopozo minimiza los requerimientos y volúmenes de fluido, tamaño/volúmenes de equipo y materiales requeridos en el hidrocarbón, gas, negocios de agua y/o cualquier otro negocio de perforación y producción. Utiliza menos fluidos de perforación y cemento. Los fluidos de perforación y cemento requerido por el pozo son reducidos ya que las perforaciones de mayor diámetro y las cubiertas de mayor diámetro no son requeridas. Esto es particularmente ventajoso en pozos de agua profunda donde el tamaño del equipo y los volúmenes de fluido deben ser optimizados debido a un alto costo. Esto reduce la cantidad de corte de tierra y asi reduce los cortes generados. Tiene un impacto ambiental menor que un pozo barrenado convencional al reducir los materiales utilizados, la tierra contactada, los materiales dispuestos y la energía consumida durante el proceso de construcción del pozo. Reducir los materiales provee muchas ventajas. Menos fluido de perforación y cemento son requeridos, el tiempo de perforación es reducido, y aparejos de menor volumen de fluido y caballos de fuerza pueden ser usados. Además, se elimina el almacenamiento de bultos en la locación y requerimientos de caballos de fuerza son sustancialmente reducidos . Al reducir las dimensiones globales de la perforación, las cubiertas convencionales, forros y tubería, así como elevadores en pozos submarinos son reducidos en tamaño o eliminados. La cubierta de monodiámetro elimina las series de cubiertas anidadas de diferentes diámetros. En un pozo submarino, en vez de tener una cubierta conductora de 36 pulgadas, la cubierta conductora puede ser de 17 y 18 pulgadas. El previsor de explosión de perforación es reducido desde un BOP estándar de 18-3/4 pulgadas a un BOP de 13-5/8 pulgadas. El diámetro del elevador extendiéndose desde el fondo del océano a la superficie es también reducido. El número y tamaño de la superficie y las cubiertas intermedias y elevadores de alta presión pueden ser reducidos en un pozo de agua profunda. El tamaño de los colgadores es reducido. Utiliza cabezas de pozo, cubiertas y elevadores más pequeños, para la penetración final del receptáculo. La arquitectura de Monopozo también permite la reducción en tamaño de equipo permitiendo el uso de un aparejo pequeño de perforación, aparejo de trabajo o un dispositivo de intervención de pozo. Los métodos y aparatos de la presente invención permiten el uso de forma que un aparejo más pequeño, menos sofisticado en alta mar, como un aparejo de segunda o tercero generación puede ser usado para barrenar el pozo en vez de un aparejo de quinta o sexta generación que maneja perforaciones y cubiertas grandes en el caso de operaciones en aguas profundas. Aparejos de tierra más pequeños también pueden ser usados particularmente en pozos de alcance extendido horizontales o largos. Otros objetos y ventajes de la invención serán aparentes de la siguiente descripción: BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para una detallada descripción de modalidades preferidas de monodiámetro de la invención, se hará referencia a los dibujos que se acompañan en donde: La Figura 1 es una vista esquemática de un pozo de agua profunda convencional; La Figura 2 es una vista esquemática de elevación de un sistema de fondo de campana usando una cubierta expansible; La Figura 3 es una vista esquemática de elevación de ambos, la perforación de no producción y la perforación de producción habiendo barrenado y cubierto con tubería de producción instalada; La Figura 4 es un diagrama esquemático del diámetro de tendencia para una broca y un collar de taladro en una perforación derecha; La Figura 5 es un diagrama esquemático del diámetro de tendencia para una broca y un collar de taladro en una perforación en espiral; La Figura 6 es un diagrama esquemático de un montaje de fondo de agujero de un Monopozo; La Figura 7 es un diagrama esquemático de un Monopozo ilustrando soluciones químicas para el pozo barrenado; La Figura 8 es un diagrama esquemático de longitudes de cubierta siendo extendidas a través de las soluciones químicas mostradas en la Figura ; La Figura 9A es una vista elevada esquemática de una sección inicial de una perforación de no producción para un pozo barrenado de monodiámetro siendo barrenado con una broca de agujero pulido; La Figura 9B es una vista elevada esquemática de la sección de la perforación de la Figura 9A con un escariador cercano de broca alargando la sección de perforación; La Figura 9C es una vista elevada esquemática de la sección de perforación de la Figura 9B cubierta con una cubierta química; La Figura 9D es una vista elevada esquemática de otra sección de perforación se no producción para un pozo barrenado de monodiámetro siendo barrenado con una broca de agujero pulido; La Figura 9E es una vista elevada esquemática de otra sección de la perforación de la Figura 9D con un escariador cercano de broca alargando la otra sección de la perforación; La Figura 9F es una vista elevada esquemática de la perforación de no producción para el pozo barrenado de monodiámetro de las Figuras 9A-E después de haber sido barrenado, escariado y aplicadas las cubiertas químicas; La Figura 9G es una vista elevada esquemática de la perforación de no producción para el pozo barrenado de monodiámetro de la Figura 9F con cubiertas de metal instaladas ; La Figura 10 es una vista de elevación, parcialmente en sección cruzada de un sistema de agujero pulido; La Figura 11 es una vista de elevación parcialmente en sección cruzada de un sistema de agujero pulido con un montaje de perforación de rotación; La Figura 12 es una vista elevada esquemática de una perforación de no producción siendo barrenada con una broca estándar y la cubierta química siendo mezclada con el modo de perforación; La Figura 13A es una vista elevada esquemática de una sección inicial de perforación de no producción para una perforación de monodiámetro habiendo siendo barrenado y una sección inicial de cubierta expansible instalada en la perforación sin cubierta química; La Figura 13B es una vista elevada esquemática de otra sección de perforación de no producción para un pozo barrenado de monodiámetro habiendo sido barrenado y con una sección siguiente de cubierta expansible en la posición no expandida colocada dentro de otra sección de perforación; la Figura 13C es una vista elevada esquemática de otra sección de cubierta expansible expandida y revestida a la sección inicial de la cubierta expansible; La Figura 13D es una vista alargada de la porción traslapada de las secciones adyacentes de la cubierta expansible de la Figura 13C; La Figura 13E es una vista elevada esquemática de la perforación de no producción para el pozo barrenado de monodiámetro con una pluralidad de secciones de cubierta expansible instalada; La Figura 14 es una vista elevada esquemática de un pozo barrenado de monodiámetro teniendo tanto una cubierta química como una cubierta expansible; La Figura 15 es una vista elevada esquemática de un pozo barrenado de monodiámetro combinado con una cubierta estructural ; La Figura 16 es un diagrama esquemático de una terminación de Monopozo con tubería en la perforación superior teniendo el mismo diámetro interno como el forro extendiéndose a través del receptáculo; La Figura 17 es un diagrama esquemático de un Monopozo con expansibles anidados en el agujero superior teniendo soluciones mecánicas y un colgador expansible de forro y con un forro expansible rígido de gas y pantallas expansibles extendiéndose a través del receptáculo; La Figura 18 es un diagrama esguemático de un Monopozo teniendo una cubierta de irtonodiámet o de 7 pulgadas y un sistema de entrega de producción de un monoagu ero completo de 4.5 a 5.5 usando tecnologías mecánicas y fluidas; La Figura 19A es un diagrama esguemático de un pozo multilateral de monodiámetro; La Figura 19B es un diagrama esguemático de un pozo desviado; La Figura 20 es una vista elevada esquemática de un pozo barrenado de monodiámetro teniendo tanto cubiertas químicas como cubiertas expansibles extendiéndose a través del pozo barrenado completo por un pozo de agua; La Figura 21 es una vista elevada esquemática de un pozo barrenado de monodiámetro siendo barrenado con tubería enrollada compuesta por un montaje de fondo de agujero con un sistema de propulsión; La Figura 22 es un diagrama esquemático de una unidad de perforación de alambre compuesto para barrenar y terminar el receptáculo; La Figura 22A es una sección cruzada a través de la tubería enrollada de alambre compuesto mostrando conductores empotrados en la pared de la tubería compuesta. Mientras la invención es susceptible de varias modificaciones y formas alternativas, modalidades específicas del mismo son mostradas como por ejemplo en los dibujos y serán descritas en detalle en el presente. Debe ser entendido, sin embargo, que los dibujos y la descripción detallada de los mismos no se pretende que limiten la invención a la forma particular revelada, sino por el contrario, la intención es cubrir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caigan dentro del espíritu y alcance de la presente invención como se define en las cláusulas anexas.

DESCRIPCIÓN DE LAS MODALIDAD PREFERIDAS El montaje y métodos de la presente invención construye un Monopozo (un termino acuñado) teniendo un monodiámetro y monoagujero. El monodiámetro es una cubierta de monodiámetro colocado en un pozo barrenado de monodiámetro teniendo una eficiencia diamétrico. El monoagujero es un sistema de entrega de producción de agujero completo. Un Mono pozo se extiende desde la superficie hasta al menos la barrera del receptáculo y puede extenderse al fondo del pozo barrenado. Una cubierta monodiámetro es una cubierta que tiene un diámetro nominal exterior sustancialmente consistente, p. E . , cuyo diámetro exterior varía menos de tres pulgadas nominales y preferiblemente menos de una pulgada, de la superficie a la formación de barrera, la cubierta monodiámetro puede ser una cubierta expansible y/o cubierta química . Un monobarrenado es un sistema de entrega de producción nominal de barreando completo, como una producción tubular, que ya sea que se extienda a través de la cubierta monodiámetro desde el gancho de tubería a la formación de la barrera o se extienda a través de la cubierta monodiámetro desde la superficie y a través de la producción de la formación. Un sistema de entrega de producción de barrenado competo incluye una cuerda tubular o una tubería continua junto con todos los componentes de la producción en la cuerda o tubería, teniendo una producción de barrenado completa, p. Ej . , el mismo diámetro nominal interno a través del conducto sin importar si el pozo es un un pozo de inyección o un pozo de producción. No hay cuellos en el conducto de producción y todos los componentes de producción en el conducto de producción son de barrenado completo incluyendo válvulas de agujero de seguridad, boquillas, y calibradores de presión/temperatura, por ejemplo. Mientras que un pozo puede tener una arquitectura monodiámetro, puede o no tener un sistema de entrega de producción de barrenado completo. Así el ensamblaje y los métodos de la presente invención pueden incluir o excluir un sistema de entrega de producción de barrenado completo. Por ejemplo, los hidrocarbonos pueden ser producidos a través de la cubierta y el forro de producción en donde la cubierta y el forro de producción están protegidos contra la corrosión como puede ser una cubierta inhibidora de corrosión. Si el pozo tiene ambas, las características de una cubierta monodiámetro y el sistema de entrega de producción de un monobarrenado ya sea extendiéndose a la barrera de formación o a través de la formación de producción, entonces el diseño del pozo puede ser llamado "un Monopozo". Un monopozo tiene ambas características de monodiámetro y características de una entrega completa. Cualquier combinación de las diferentes modalidades entre el monodiámetro y el sistema de entrega de producción de barrenado completo puede hacer un Monopozo. Si el pozo tiene todas las características como se describe anteriormente para la arquitectura monodiámetro desde la barrera del depósito a la superficie, además a un mínimo, un diámetro de conducto interno nominal común uniforme desde la barrera del depósito a la superficie, normalmente llamadas tuberías y quipo de terminación asociado como las válvulas de seguridad, y etc. Entonces el pozo es un Monopozo.

"Monodiámetro" significa un diámetro sustancialmente común. Por ejemplo, una "cubierta monodiámetro" es una cubierta teniendo un diámetro exterior nominal sustancialmente común a lo largo de toda su longitud, aunque no es requerido. Un "pozo barrenado monodiámetro" es un agujero barrenado formando el pozo barrenado teniendo un diámetro sustancialmente común a lo largo de toda su longitud. El pozo barrenado monodiámetro se extiende desde la superficie a al menos la barrera del depósito y puede extenderse al fondo del pozo barrenado. Aunque el pozo monodiámetro puede tener cualquier profundidad, como un pozo teniendo una gran profundidad mayor de 1000 metros. La presente invención se relaciona con métodos y aparatos para taladrar un pozo barrenado monodiámetro para recibir una cubierta monodiámetro que en turno puede recibir un sistema de entrega de producción mono barrenado en construir un Monopozo. Un Monopozo puede o no tener un agujero barrenado monodiámetro que dependerá de la formación.

La presente invención será descrita para su uso en la exploración de petróleo y gas y desarrollar negocios. La invención, sin embargo, puede ser aplicado a cualquiera y a todas las penetraciones en la tierra incluyendo la industria minera, la industria del agua, y otras industrias que incluyen el taladrar un agujero barrenado.

La presente invención es también dirigida a estructuras de pozo simples o complejas incluyendo pozos multi-laterales , concéntricos o de multi-formación, complejas o de levantamiento artificial en donde los fluidos pueden ser inyectados y/o producidos al mismo tiempo todos dentro del mismo pozo barrenado. La inyección puede ocurrir abajo hacia le flujo de la barrena de la cuerda de trabajo y la producción entonces pasa por la pieza anular o en reversa. Se muestran modalidades especificas de la presente invención con el entendimiento de que el presente descubrimiento debe considerarse como una e emplificación de los principios de la invención, y so se pretende limitar la invención a los patrones numéricos y números ilustrados, descritos o de cualquier manera mencionados aquí. En particular, varias modalidades de la presente invención provee un número de diferentes construcciones, aparatos y métodos de perforación, cubiertas y terminación de un Monopozo, cada una de las cuales puede ser usada para taladrar, alojamiento, y terminación de un Monopozo para un pozo en tierra o en mar incluyendo un agujero barrenado nuevo, un agujero barrenado vertical, un agujero barrenado de alcance extendido, un agujero multi-lateral , y otros tipos de agujeros barrenados para taladrar y terminar una o más zonas de producción.

Posteriormente la presente invención se relaciona tanto a pozos de producción como a pozos de inyección. Más posteriormente, la presente invención se relaciona no solo a pozos nuevos pero a pozos existentes. Las modalidades de la presente invención también provee una pluralidad de métodos para taladrar, cubierta y terminación de un pozo barrenado monodiámetro . Todos los anteriores son aplicables a la arquitectura del Monopozo como pozo. En otros casos, en general, significa, medios de entrega de conductos completos desde el depósito (formación de producción) a una cabeza de pozo . El monodiámetro puede aplicarse a todos los multilaterales incluyendo el pozo barrenado principal o pozos barrenados individuales laterales. El monobarrenado puede aplicar anteriormente la unión de los laterales, p. Ej . , el sistema de entrega de agujero completo teniendo un conducto interno con un diámetro barrenado completo extendiéndose por arriba de la unión de los laterales. Los laterales pueden o no ser cubiertas expansibles o pantallas y puede tener un diámetro igual a o menor que la cubierta monodiámetro. Las diferentes enseñanzas de las modalidades discutidas abajo, pueden emplearse de forma separada o en cualquier combinación adecuada para producir los resultados deseados.

Las siguientes definiciones serán seguidas en la especificación. Como se usan aquí, el término "pozo barrenado alargado" se refiere a un pozo barrenado o un agujero barrenado teniendo un diámetro mayor que el diámetro externo de la cubierta o forro precedente, como un pozo barrenado siendo provisto o taladrado de una manera conocida a aquellos expertos en el arte, como se describe más a detalle posteriormente. Como se usa aquí, el término "cuerda de taladro o cuerda de trabajo" se entiende que incluye una cuerda de miembros tubulares, como cubiertas, tuberías, tubería de perforación unida, tubería de metal enrollado, tubería compuesta enrollada, collares de perforación, subs y otros miembros de perforación o herramientas, extendiéndose entre la superficie y en el extremo inferior de la cuerda de trabajo, una herramienta normalmente usada en operaciones de pozos barrenados. Una cuerda de trabajo o cuerda de perforación puede ser usada para taladrar y puede ser una cuerda de perforación o medios de instalación. Debe ser apreciado que la cuerda de trabajo o de perforación puede estar hecha de acero, una aleación de acero, un compuesto, fibra de vidrio, u otro material adecuado. Como será entendido por aquellos expertos en el arte, una "cubierta" es una cuerda de tuberías extendiéndose desde un extremo inferior de la cuerda de cubierta y abajo hacia el pozo barrenado. Los forros pueden ser dispuestos dentro del alojamiento. El alojamiento y los forros son típicamente compuestos de segmentos de tubería o secciones ensambladas y acopladas por medios adecuados, como los tejidos. El "alojamiento" puede ser usado genéricamente y también incluir forros. Se hará la referencia de arriba y abajo para propósitos de descripción con los términos "arriba", "hacia arriba", o "más arriba" significando alejarse del fondo del pozo barrenado y "debajo", "abajo", "hacia abajo" o "inferior" significando hacia el fondo del pozo barrenado. Un "agujero barrenado superior", agujero barrenado o pozo barrenado sin producción" o una "formación sin producción" es definida como cualquier formación arriba del "agujero barrenado inferior", "agujero barrenado o pozo barrenado productor", "zona de producción", "depósito" o "formación productora", p. Ej . , 1 blanco de la formación con la producción deseada o zona de inyección o depósito. Algunas formaciones sin producción pueden soportar hidrocarbono . La zona de producción deseada es a veces referida como la zona blanco para producir ya sea petróleo, gas o agua, o para inyectar agua, vapor, gas, dióxido de carbón u otros fluidos. Las "Fuerzas Geo-mecánicas" son fuerzas en las formaciones, como fuerzas de compactación, fuerzas sísmicas, fuerzas tectónicas, u otra fuerzas relacionadas con la estabilidad del agujero barrenado. Un viaje al pozo puede ser definido como la operación de descender o correr una herramienta en el pozo en una cuerda de trabajo. Un viaje incluye el descender o retraer la herramienta en la cuerda de trabajo/perforación. En una operación de perforación, la herramienta incluirá una broca, típicamente parte de un ensamblaje de fondo de agujero (BHA) .

Refiriéndose inicialmente a la Figura 3, se muestra esquemáticamente un Monopozo 12 con un pozo barrenado monodiámetro 10 extendiéndose desde la superficie 14 al fondo 15 del pozo 12 dentro del depósito productor 30. El pozo barrenado monodiámetro 10 incluye al menos un agujero barrenado monodiámetro 10A extendiéndose desde la superficie 14 a la parte superior del depósito, p. Ej . La barrera del depósito 16, de aquí en adelante referida como el "agujero barrenado superior", "agujero barrenado o pozo barrenado no productor" o "formación no productora", y un agujero barrenado 10B extendiéndose a lo largo o a través del depósito 30 desde la barrera del depósito 16 al fondo del pozo 15, de aquí en adelante referido como el "agujero barrenado inferior", "agujero barrenado o pozo barrenado productor" o "formación productora", o "depósito". El pozo barrenado productor 10B puede o no ser una parte del pozo barrenado monodiámetro 10. Debe ser apreciado que el pozo barrenado no productor puede extenderse a lo largo de una zona productora secundaria como se distingue desde el pozo barrenado productor convencional que se extiende a lo largo de la zona blanco de producción. Un pozo barrenado monodiámetro es un solo agujero barrenado extendiéndose desde una superficie a al menos la barrera del depósito y puede extenderse a la profundidad blanco del pozo. El agujero barrenado monodiámetro formando el pozo barrenado 10 tiene un diámetro nominal sustancialmente común a lo largo de toda su longitud, p. E . , desde la superficie 14 arriba de la barrera del depósito 16, como se distingue desde la pluralidad convencional de los agujeros barrenados teniendo diferentes diámetros como se muestra en el arte anterior Figura 1. El pozo barrenado monodiámetro 10 puede tener cualquier profundidad, como 100 pies o más, el pozo barrenado monodiámetro 10 es preferible para un pozo profundo como un pozo teniendo una profundidad mayor de 1000 metros de la superficie 14 al fondo 15. Debe ser apreciado que el pozo barrenado 10 tendrá un diámetro exterior predeterminado 18 como se colocó en el pozo y en el plan de ingeniería. Un monodiámetro es solo un agujero barrenado extendiéndose desde la punta hasta el fondo del pozo. Un nivel mayor de ingeniería y precisión tecnológica es necesaria para entregar la arquitectura comprada a los procesos de construcción de pozos tradicionales. Cuando ur. monodiámetro es perforado, la precisión incrementada y la atención son aplicadas. El poso barrenado no productor monodiámet o 10A es cubierta para formar una cubierta monodiámetro extendiéndose de la punta al fondo del pozo. Aunque la cubierta 70 puede ser una cubierta convencional extendiéndose desde la superficie 14 a la barrera del depósito 16, es más preferida para la cubierta el ser una cubierta expansible. Una vez que la cubierta está en su lugar, es entonces cementada a la parte superior del pozo barrenado 10A al fluir cemento 72 en la pieza anular 74 formada entre la cubierta 70 y la pared del pozo perforado 44. Aunque se prefiere una cubierta de metal para la cubierta 70, debe ser apreciado que la cubierta 70 puede estar hecha de un compuesto. O fibra de vidrio u otro material no metal. Posteriormente, debe ser apreciado que la cubierta puede ser una cubierta química, de aquí en adelante descrita, o una combinación de las anteriores. El diámetro externo de la cubierta 70 tiene una dimensión comúnmente sustancial de la superficie 14 a la formación de la barrera 16. La cubierta 70 tiene un diámetro exterior nominal sustancialmente consistente a lo largo de de toda su longitud, no varía más de tres pulgadas y preferiblemente no variando más de una pulgada. Aunque se prefiere que la cubierta 70 tenga un diámetro interno consistente desde al superficie 14 a la formación a la formación de la barrera 16 que es más pequeña que aquella de las series de cubiertas convencionales. Si la producción tubular pasando a través de la formación productora tiene el mismo diámetro interno que la tubería completo 80 extendiéndose desde la barrera de formación 16 a la superficie 14, después es un mono barrenado. Normalmente un forro es colocado cerca del fondo de la tubería terminado 80. La tubería terminado es preferiblemente picado en el forro y revestimiento de expansión puede ocurrir para ellos para formar un conducto o el forro puede ser colgado usando un gancho de forro, preferiblemente un gancho de forro expansible . Un objetivo es el reducir el diámetro total del pozo perforado y se prefiere el no barrenar un diámetro del agujero barrenado más grande que el necesario. Cuando más grande es el diámetro del agujero barrenado, se requiere un equipo de perforación mayor, más grande el aparejo, y se requiere más poder para perforar el agujero perforado. Un agujero perforado mayor también requiere una cubierta mayor. Posteriormente, existe más tierra que mover en un mayor diámetro del agujero perforado y más cemento es requerido para llenar el anular. Otra razón para completar el pozo.

Esto incluye los fluidos de perforación así como el cemento. Así, la operación completa para un agujero perforado mayor se vuelve más costoso. Refiriéndose ahora a las Figuras 4 y 5, se muestra en la Figura 4, un agujero perforado en línea recta por una broca teniendo un diámetro Dbit soportado por una cuerda de perforación teniendo un collar de perforación con un diámetro DD . El reducido paso a través del pozo barrenado o "corriente" tiene un diámetro Di)R7FT. La fórmula para calcular el diámetro de la corriente es el diámetro de la broca + el diámetro del collar de perforación dividido entre 2. Por ejemplo, en un agujero perforado con una broca de 12 ¼ de pulgada y un collar de perforación de 8 pulgadas, el diámetro tubular más grande que puede ser garantizado para correr a través de este pozo barrenado será de 10 1/8 de pulgada. La Figura 5 ilustra el diámetro de la corriente de un pozo barrenado en espiral. El área de paso o corriente es mostrada por las líneas punteadas entre las flechas. Aunque es aparente que el espiral no es deseado ya que reduce el diámetro de la corriente. La cubierta debe extenderse a través del diámetro de la corriente. La abertura o claro entre el diámetro externo de la cubierta expansible y el diámetro interno de la pared del agujero barrenado preferiblemente es de una pulgada y puede ser de hasta 3 o 4 pulgadas. Esta abertura es requerida para la operación de cementación, preferiblemente a una pulgada de distancia. Con estas pequeñas distancias, el agujero barrenado no puede ser un espiral. Al usar cubiertas convencionales, la distancia puede estar entre aproximadamente las 6 a las 10 pulgadas o más. El agujero barrenado preferido tiene un diámetro que es el mínimo requerido para instalar el tamaño de la cubierta deseada. Esto por supuesto es minimiza la distancia entre la cubierta y la pared del agujero barrenado, p. ej . Piezas anulares. Por lo tanto, para instalar una cubierta mono diámetro, el pozo perforado debe ser un agujero barrenado de calidad. Otro objetivo es el alcanzar un agujero barrenado abierto que puede permitir el uso de una cubierta mono diámetro como una cubierta expansible, p. e j . , el pozo perforado tiene una eficiencia de diámetro que recibirá y cementará una cubierta mono diámetro y permitirá el uso de una cubierta expansible. Aunque los nuevos conceptos del pozo, como se describe para la instalación de cubiertas expansibles, requerirán una pieza anular estrecha, dicha pieza anular hasta aproximadamente entre 3 y 4 pulgadas de diámetro . Un agujero barrenado de calidad es requerido para alcanzar el Monopozo. Un pozo perforado de alta calidad se considera generalmente que tiene (1) un agujero calibrado, (2) un agujero perforado limpiamente, y (3) un pozo perforado con tortuosidad mínima. Los espirales son los principales que contribuyen a una calidad pobre del agujero barrenado y al menos casi todos los pozos contienen algún grado de espiral a menos que sean tomadas acciones específicas para prevenirlo. Un agujero barrenado eficiente en diámetro incluye las cualidades de un agujero barrenado de alta calidad y preferiblemente incluye una pared del agujero barrenado cilindrico liso, un diámetro de agujero barrenado que es solamente un poco mayor que el diámetro exterior de la cubierta expansible, y un agujero barrenado derecho. Un agujero barrenado derecho significa no tortuosidad en el agujero barrenado, p. ej . , no espirales en el agujero barrenado. Convencionalmente, la torsión en el montaje de perforación provoca una espiral reversa en la dirección de la perforación en donde los montajes de perforación barrenan un agujero espiral. El agujero en espiral puede a veces reducir o incrementar el diámetro del agujero barrenado a través de los cuales pueden pasar las cubiertas. Así, los espirales pueden ser minimizados. La tortuosidad ocurre cuando un pozo se desvía de un agujero derecho. La "micro-tortuosidad" es cuando el eje del agujero es un espiral en vez de una línea recta, p. ej . , el agujero tiene un espiral con grado de inclinación. Los factores de fracción y el índice de tortuosidad pueden ser usados para cuantificar el efecto de tortuosidad en la torsión y el arrastre. Aunque la herramienta MWD rutinariamente recaba la inclinación y dirección del pozo perforado, típicamente la herramienta MWD tiene 30 pies de largo y por lo tanto no puede detectar un espiral apretado porque la herramienta MWD entra en barrena varios grados de inclinación de espirales y los cancela. La herramienta MWD no puede detectar un espiral completo porque mide la inclinación y dirección de la corriente, no del pozo barrenado por si mismo. La micro-tortuosidad es definida como un agujero barrenado en espiral en donde el eje del agujero se vuelve una hélice en vez de una línea recta. La única manera en que la micro-tortuosidad puede ser detectada es mediante técnicas de inspección de las líneas de comunicación avanzadas, herramientas MWD de calibre acústico, o por la interpretación de factores de fricción de respaldo calculados . Por ejemplo, en un pozo convencional, un agujero barrenado de 12 de pulgada alojará a una cubierta de 9 5/8 de pulgada. La cubierta 9 5/8 de pulgada recibirá una broca de 8 ½ pulgadas para instalar una cubierta de 7 pulgadas. La cubierta de 7 pulgadas recibirá una broca de 6 ½ pulgadas.

Si el pozo perforado tenia eficiencia de diámetro, la cubierta de 12 H de pulgada alojará una cubierta de 10 ¾ de pulgada. La cubierta de 10 ¾ de pulgada recibirá una broca de 9 ½ pulgadas para instalar una cubierta de 8 ¾ de pulgada. La cubierta 8 ¾ de pulgada recibirá una broca de 7 ½ pulgadas. Asi, el eficiente de diámetro del pozo perforado aumenta el diámetro del pozo perforado por el menos una pulgada . Si es preferido que la cubierta OD esté muy cercana al agujero barrenado ID. La razón para la cercana tolerancia entre la pared del agujero barrenado y la cubierta es debido a la cubierta expansible. La cubierta expansible requiere un agujero barrenado de mejor precisión que la cubierta convencional. La cubierta expansible con una cubierta expansible de cemento apropiada, forma un sello único y el sistema de soporte. La pared del agujero barrenado también sirve como un soporte parcial para la cubierta expansible. Es más critico que la cubierta expansible sea sellada con la pared del agujero barrenado que en la instalación convencional. Por ejemplo, si la cubierta expansible es instalada, y una porción de la cubierta expansible no es sellada con la pared del agujero barrenado, entonces se convierte necesario el instalar una cubierta expansible adicional o usar materiales selladores extra para llenar los vacíos en la porción no sellada. La falla al no tener el sello y soporte apropiado del cemento es agravada cuando se usa una cubierta expansible. El problema es causado por el hecho de que la cubierta expansible es expandida hacia fuera en dirección de la pared del agujero barrenado no soportado. La operación de cementación ocurre antes de que la cubierta expansible se expanda. En la expansión de la cubierta expansible, el cemento es comprimido. El cemento para cubiertas expansibles no se coloca hasta después de que la cubierta expansible se expande. La cementación de la cubierta expansible no toma más tiempo para ponerse y puede incluir un retrasador para frenar el tiempo de colocación. La cubierta expansible debe ser expandida hacia el cemento para crear y establecer un sello con la pared del agujero barrenado. Si la cubierta expansible no está propiamente sellada, entonces puede haber canalización que permitirá diferentes formaciones para comunicarse, lo que está en contra de las regulaciones o la inestabilidad de la cubierta. Si se taladra un gran agujero barrenado, deslaves pueden ser causados en la pared del agujero barrenado. Esa porción de la cubierta expansible adyacente los deslaves no será sellado en la pared del agujero barrenado. Si el agujero barrenado tiene un deslave, y la cubierta expansible no esté propiamente sellada o soportada, entonces el Mono-agujero puede tener una vida más corta. Un cemento especial es requerido para evitar una micro fractura. El cemento para cubiertas expansibles es más como un sellador de lo que es un cemento convencional. El cemento de la cubierta tiene una vida mucho más corta. Un cemento especial es requerido para evitar una micro fractura. El cemento para cubiertas expansibles es más un sellador de lo que es un cemento convencional para cubiertas convencionales. El cemento de cubierta expansible tiene un silicato . La eficiencia diamétrica es el mantenimiento del tamaño de agujero óptimo a través del depósito sin importar cualquiera otros requerimientos o limitantes de la construcción de un pozo. Las soluciones expansibles que mantienen o mejoran la eficiencia diamétrica en un rango de aplicaciones desde multilaterales, horizontales, de alcance extendidos, alta presión alta temperatura (HPHT) , y ambientes de agua profunda alentarán el uso de expansibles. El mantenimiento de la eficiencia dinámica a través del uso de cubierta expansible es un paso significativo hacia el Monopozo. Para alcanzar una eficiencia diamétrica de agujero barrenado, los componentes para perforar el agujero barrenado debe ser optimizado incluyendo el tipo de pozo perforado que hace la broca, las herramientas direccionales, los fluidos de barrenado, las cubiertas, la composición selladora de la cubierta expansible, los métodos selladores de formaciones, entre otros . Un nivel mayor de precisión tecnológica y de ingeniería son necesarias para dar la arquitectura del pozo monodiámetro comparado a los procesos tradicionales de construcción de pozos. Cuando un agujero barrenado superior es perforado, la incrementada precisión y atención debe ser aplicada a las siguientes áreas: un entendimiento claro de la formación a ser perforada y siendo perforada; la estabilidad del agujero barrenado; hidráulicos de perforación; manejo efectivo de densidad circulante equivalente (ECD) ; calidad del agujero barrenado; método para endurecer el agujero barrenado (manejo del agujero barrenado); integridad de la vida del pozo; conflabilidad y vida corriente del ensamblaje del agujero de fondo con componentes del ensamblaje del agujero de fondo; cimentación mayor e intervalos en la ejecución de la cubierta; soporte estructural del agujero barrenado; y la vida, p. ej . , el elemento del tiempo, del agujero barrenado abierto. Ver SPE 77628: "Procesos de Eficiencia en Construcción de Pozos Produciendo un Paso de Cambio Significativo" por Wylie, Zamora, Ferry, y Murali a ser presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica SPE Anual del 29 de septiembre de 2002 al 2 de octubre de 2002, incorporadas aquí como referencia. El diámetro o ancho interno común, p.ej. un mono barrenado, se extenderá a lo largo del depósito en la mayoría de los Monopozos. Si este es el caso, la precisión de ingeniería incrementada comparada con la ingeniería de terminación de pozos tradicional será aplicada en las siguientes áreas. Terminación, comenzando con la perforación de la barrera del depósito, la calidad del agujero barrenado; la estabilidad del agujero barrenado a lo largo del deposítela evaluación del depósito; la productividad del depósito; y la minimización de daños en la formación. Para ser exitoso, el agujero perforado monodiámetro y el Monopozo requieren un nivel mayor de precisión en todas las áreas incluyendo la interpretación sísmica, modelación del depósito, trayectoria del pozo planeada y diseños de componentes de perforación individuales. La información histórica de perforar los pozos circundantes, junto con análisis sísmicos y geomecánicos, proveen una vista valiosa hacia la trayectoria del pozo y el manejo de la estabilidad del pozo barrenado. En las áreas de exploración, esta información es limitada, pero información de formaciones similares puede ser usada asi como información en tiempo real . La planeación de un pozo es conducida en la selección de los aparatos y métodos de la presente invención requeridos para construir un agujero barrenado monodiámetro en una ubicación en particular. Los componentes pueden ser incluidos como condiciones de garantía. Una mayor planeación de un pozo es preferida para un agujero perforado monodiámetro para evitar incidentes geológicos y/o errores de ingeniería. En un pozo convencional, si ocurre un incidente geológico, otra tira de la cubierta es instalada en el pozo. En un pozo barrenado monodiámetro, el pozo barrenado ya ha sido reducido para que haya un espacio mínimo en la pieza anular para corregir cualquier incidente geológico o mecánico. Los errores pueden causar una reducción en el diámetro planeado para el pozo. Otro expansible puede ser insertado y expandido adentro de una cubierta monodiámetro existente. Otro tipo de errores incluyen errores al perforar. Así, la planeación adelantada de un pozo y la ingeniería son importantes para evitar incidentes geológicos o errores de ingeniería. No es necesario que todos los análisis descritos anteriormente sean hechos para la planeación y la ingeniería de un pozo, pero deben ser investigados y considerados para cada pozo.

Información variada es necesaria en la planeación y construcción de un pozo barrenado monodiámetro . Los análisis sísmicos son útiles para determinar la formación potencial de profundidades y rupturas. El análisis geomecánico es útil para determinar potenciales problemas de formación de agujeros barrenados de todas las formaciones a través del pozo perforado. También son útiles las fórmulas de fluido para taladrar, los diseños de broca para taladrar, las trayectorias del camino del pozo, y el diseño de la terminación para extender la vida del pozo. Es posteriormente útil al determinar el potencial de estrés tectónico, el potencial de compactación y posibles flujos de agua poco profunda. Los modelos y análisis geomecánicos están disponibles, como el de Baroid, Geomecánica Internacional, Sperry Sun, y Landmark, que toman en cuenta problemas de estabilidad de agujero barrenado tanto químicos como mecánicos y puede analizar la estabilidad del agujero barrenado desde un punto de vista mecánico. Las herramientas están en etapas de desarrollo que pueden determinar la estabilidad del agujero barrenado y sísmico antes que la broca. El análisis geológico, la conexión y sísmico son utilizados para determinar que tipo de formación de estructura, presiones, y litología están presentes. Esto permite a uno formular los selladores, las cubiertas químicas, puntos fijos, cementos y composiciones de lodo taladrado, y volúmenes de fluido para detener las formaciones . La carga y el crecimiento de la cubierta durante la vida del pozo son considerados en el plan de ingeniería del pozo perforado monodiámetro . Esto incluye una carga y análisis de crecimiento detallado que toma en cuenta la tolerancia reducida, el espacio reducido, y la dependencia de una sección de cubierta sobre otra cuerda de cubierta en la arquitectura de un pozo monodiámetro. El diámetro reducido del pozo monodiámetro requiere que la atención incrementada sea colocada en las consideraciones de desgaste de la cubierta, particularmente en el escenario de la cubierta expansible en donde el tubo ha sido colocado en forma de trabajo frío sobre la instalación y expansión del pozo perforado. Los análisis hidráulicos se requieren para las brocas, los fluidos de perforación y cementación. Es crítico para determinar la taza de flujo correcta para determinar el enfriamiento de la broca, el transporte de corte, como por ejemplo, como resultados inexactos guiarán a la tubería a estancarse o a una situación de control de pozo con una reperforación o daño lateral como resultado. Varios programas de computadora, como el del Seguridad DBS, Sperry Sun, Baroid y Landmark, proveen un análisis de cementación desde los puntos de vista de colocación, hidráulicos, y composición. Un pozo de monodiámetro puede ser construido colocando expansibles alojados en los mismos intervalos de cubierta en donde las cubiertas convencionales hayan sido fijadas. Un mejoramiento es para reducir cuantos más intervalos de cubierta como sea posible y colocar el pozo exactamente a lo largo del depósito. Esta acción requiere información en tiempo real. Integrando los mejoramientos de la eficiencia en el proceso de construcción de un pozo puede resultar en un gran cambio de paso de la eficiencia. En muchos respectos, el diseño de pozos es mayormente dictado por la información de la presión del poro y la presión de fractura. Para extender los intervalos del agujero y optimizar la ubicación, las operaciones en tiempo real que incluyen el recolectar, analizar, e interpretar datos deben estar disponibles. Los modelos de visualización pueden ayudar a la interpretación. La información en tiempo real que actualiza los modelos sísmicos, de depósito, geomecánicos , y de perforación (incluyendo modelos de visualización en 3D y 4D) permite actualizaciones y directrices para ser dadas a los ensamblajes de fondo de agujero para que las acciones de perforación inmediatas puedan ser tomadas.

Los medios, como la Vista de Simulacro en Gráficos 3D de Landmark y la Vista de Simulacro en 3D KM (Manejo de Conocimiento) , permite al operador visualizar, analizar, e interpretar MWD/LWD y los datos operacionales en tiempo real. La visualización en 3D en tiempo real, junto con el modelo re la tierra pre-planeado, permite al operador tomar decisiones más rápidas. La Vista de Simulacro en 3D tiene la capacidad de mostrar y manipular (rotar, trasladar, agrandar) datos de geociencia del objeto del modelo de la tierra junto con la ingeniería de perforación y datos de operaciones para el manejo del conocimiento integrado y el tomar decisiones en tiempo real y ofrece integración y colaboración entre el anillo de perforación y el operador con la capacidad para cada sitio para visualizar el manejo de datos y mejorar decisiones para toda la operación. El proceso de construcción de pozos se vuelve más eficiente y la productividad a largo término del pozo es mejorada por la colocación adecuada del pozo y la terminación del diseño. Por ejemplo, los siguientes intervalos asistidos de agujero: (1) retroalimentación en tiempo real en actual vs . gradiente predecible de presión o fractura de poro, (2) métodos en tiempo real para influir o manejar gradiente de presión o fractura de poro, y (3) reología en tiempo real de fluidos de perforación hacia abajo, viscosidad y condición física incluyendo porcentaje de sólidos. La predicción en tiempo real de presión de poro y las propiedades mecánicas para el gradiente de fractura y la estabilidad de la perforación pueden ser usados para ajustar el sistema de loso, las formulaciones de cemento u otros fluidos especiales para mejorar la fuerza mecánica de la formación mientras se perfora. También, el gradiente de presión y fractura de poro puede ser usado en decisiones mecánicas de colocación de intervalo de cubierta. La información en tiempo real puede dictar intervalos más cortos o más largos que los planeados. Sin embargo, la ayuda primaria es para agrandar intervalos de corte actuales tanto como sea posible. La resistividad en tiempo real de lapso de tiempo puede mostrar zonas permeables en la perforación superior que pudiere causar temas de estabilidad de la perforación. A lo largo del receptáculo, la información puede ayudar en diseñar el diseño óptimo de terminación tanto para corto como para largo término. Perforar largas secciones de agujero abierto con el potencial para incrementar la exposición de agujeros abiertos requiere muchas consideraciones. El sistema de lodo debe ser escogido con consideración a la taza de penetración y limpieza de perforación en adición a la estabilidad de la perforación previamente discutida. Las soluciones químicas y técnicas ayudan a extender las longitudes de la fijación de cubiertas. El usar tuberías expandibles como el soporte mecánico en combinación con soluciones químicas puede resultar en menores secciones de anidamiento de diámetros múltiples. El uso de soluciones químicas con cubiertas no expandibles puede incrementar la longitud de longitudes tradicionales de cubierta que pueden correr igual. Es preferido que el equipo y principios, tal como los previamente descritos, sea usado de manera que el proceso de construcción de pozo sea rápido y no retrase ningún cambio operacional conforme el pozo es perforado. Así, existe la necesidad por colecciones y análisis de información en tiempo real. La información recopilada en la broca es procesada e integrada en el aparejo para análisis empleados por Insite Anywhere. Las operaciones en tiempo real son preferidas pero no esenciales. Un dispositivo de rayos gama es preferido y puede ser energetizado por una batería con la información recopilada después de que el dispositivo de rayos gama es retirado del pozo. Sin embargo, algunas eficiencias mayores se pierden cuando la información es retirada después del hecho y uno puede experimentar dificultades en la construcción del monodiámetro del pozo en la información retrasada. Ver la solicitud de Patente de E.U. No. de Serie 60/209,488 registrar en 6 de junio de 2000, titulada Método en Tiempo Real para Mantener la Estabilidad de Formación y para Monitorear la Interacción de Fluido-Formación, incorporada al presente como referencia. Los beneficios de operaciones en tiempo real son mencionados en ésta solicitud.

La trayectoria del camino del pozo es un toque detallado y un análisis de arrastre que es requerido para determinar la ruta de pozo necesitada para que la perforación de monodiámetro alcance la profundidad buscada. La ruta óptima del camino puede ser diseñada usando Strata-steer, Insite Anywhere, Resolution 3D, un paquete direccional de perforación, Medición MWD mientras se perfora y herramientas de conexión mientras se perfora, que preferiblemente incluye un montaje gama en un mínimo. Las mirillas de los dispositivos de la broca pueden y deben ser incluidos en las herramientas LWD dentro de BHA. Para alcanzar una perforación de calidad teniendo eficiencia diamétrica, el pozo barrenado de monodiámetro debe tener una tortuosidad mínima. Una pared continua de perforación es preferida con un pozo barrenado de diámetro constante y por lo tanto, una perforación de mayor tamaño o "torcida" es no deseable. Una perforación con alta tortuosidad incluye dobleces y curvas que causan aberturas e incrementan el diámetro de la perforación a lo largo de la perforación. Además, la tortuosidad hace muy difícil el alcanzar un buen trabajo de cementación ya que las grandes lavadas en la perforación causan que el cemento se una en las aperturas. También, es difícil el alcanzar un buen trabajo de cemento si no existe una pared lisa del pozo barrenado tal como un área de piezas anulares constantes alrededor de la cubierta. Un pobre trabajo de cemento también reduce la longevidad del pozo. Así, aunque el pozo barrenado de monodiámetro puede ser alcanzado, un trabajo de cemento de calidad es importante a lo largo del intervalo de producción para evitar una gran lavada, pobre producción, erosión y brote temprano de agua o gas. Una resultante alta calidad de la perforación puede proveer los siguientes beneficios del monodiámetro: menos vibración; una perforación más lisa; y una respuesta mejorada de la herramienta de conexión. Una menor vibración provee una mayor conflabilidad de la herramienta de perforación, una mejor vida de la broca, un mejor control de la cara de la herramienta, mejor transferencia de peso, y mejor unión de cortes de la formación. Una perforación lisa es más fácil de limpiar, ocurre menos torque y arrastre en el fondo del montaje, es más fácil instalar la cubierta y la probabilidad de extender mayores profundidades de intervalos de la cubierta de monodiámetro son mayores. Con una respuesta mejorada de la herramienta de conexión, las herramientas tienen menos probabilidad de quedar atoradas cuando una perforación de "cilindro" limpia es provista, y mejor información de conexión puede ser recopilada. Los atributos de un montaje de monodiámetro de fondo de agujero deben incluir un alto nivel de eficiencia al llegar a la ubicación deseada; una alta calidad de la perforación; apropiados hidráulicos de perforación; y alta confiabi 1 idad y vida extendida de la herramienta. Los hidráulicos de perforación previenen grandes lavadas en la perforación. Los componentes son requeridos para alcanzar una perforación derecha que permiten una cubierta de monodiámetro preferiblemente incluyendo una cubierta expansible, una cubierta química, una broca y herramientas direccionales que no producirán tortuosidad. La broca y herramienta direccional preferiblemente incluyen una broca de corriente completa y un sistema geo piloto ("apunta la broca") o sistema de agujero resbaloso. Ver la Patente de E.U. 6,269,892; Solicitud de Patente de E.U. No. de Serie 09/378,023 registrada el 21 de agosto de 1999 titulada Sistema y Método Mejorado de Perforación Manejable; y Solicitud de Patente de E.U. No. de Serie 10/230,709 registrada el 29 de agosto de 2002 titulada Sistema y Método Mejorado de Perforación Manejable, todas incorporadas al presente como referencia. Ver también "Nuevas Tecnologías y Capacidades Generales de Halliburton" (5 páginas), incorporada al presente como referencia. La broca preferiblemente tiene una calibración extendida y puede ser balanceado por energía lo que permite un volumen de corte igual a lo largo de toda la broca. Una broca de energía balanceada es una broca donde hay aproximadamente la misma carga en cada uno de los elementos de corte de la broca. Esto permite a la broca el acabarse al parejo y no tener que ser prematuramente reemplazada o jalada antes de cortar el intervalo completo. Ver las Patentes de E.U. Nos. 6,095,262; 6,213,225; 6,401,839; y 6,412,577; todas incorporadas al presente como referencia. La mejor combinación de broca para perforar el pozo barrenado de monodiámetro es una broca de agujero resbaloso de energía balanceada con un escariador cercano de broca. La broca es balanceada con energía con todos los cortadores siendo cargas iguales de corte - resultando en mayores intervalos de perforación. El escariados cercano de broca en el resorte de taladro permite el alargar/abrir el pozo barrenado, aún para perforar a través del equipo de flotación del cemento. El diseño de la broca de agujero resbaloso de calibre extendido permite a la broca y motor o dispositivo rotario manejable actuar en conjunto permitiendo un pozo barrenado mucho más suave. La tecnología rotatoria manejable es revelada en las Patentes de E.U: 5,685,379; 5,706,905; 5,803,185; y 5,875,859 y las referencias de Gran Bretaña 2,172,324; 2,172,325; y 2,307,533 todas incorporadas al presente como referencia. La solicitud de Patente de E.U. No. de Serie 09/253, 599 registrada el 14 de Julio de 1999, titulada Dispositivo Manejable Rotatorio de Perforación y Método Direccional de Perforación, incorporado al presente como referencia. Los factores de fricción han sido usados para tomar en cuenta varios diferentes componentes que incrementan el torque y arrastre en el pozo barrenado que a cambio causan espirales. Los más importantes factores son el tipo y composición de fluido de perforación, tortuosidad total y tipo de formación en la sección abierta del agujero y la condición de la cubierta en la sección cubierta del agujero. La diferencia entre los factores del plan de fricción y los factores actuales de fricción es llamada el índice de tortuosidad. Los pozos barrenados sin espirales tienen menor torque y arrastre. El porcentaje de los factores de fricción del agujero abierto son reducidos desde 0.27 a 0.21 en lodo con base de agua, y desde 0.12 a 0.1 en lodo con base de aceite. La reducción de factores de fricción se cree que es el resultado de un pozo barrenado más suave.

La presente invención reduce el índice de tortuosidad, una medición de que tanta tortuosidad hay en el pozo barrenado, desde 1.34 a 1.08. Esto sugiere que la ausencia de espirales de agujero tiene un mayor impacto que la acción de deslizamiento/rotación (tortuosidad de mayor escala) de los motores dirigibles. La información sugiere que las espirales son reducidas al usar brocas de calibre extendido. El índice de tortuosidad para pozos convencionalmente barrenados es 1.34 mientras que el índice de tortuosidad de un pozo de agujero resbaloso barrenado es 1.08. Así, la presente invención alcanza eficiencia diamétrica, en parte, al mantener el índice de tortuosidad bajo al menos 1.10. Para una discusión detallada, ver SPE 77617 titulada "Tortuosidades Cuanti ficadas por Factores de Fricción en Modelo de Torque y Arrastre" por Tom Gaynor, Doug Hamer y David C-K Chen, fechado 29 de Septiembre - 2 de Octubre de 2002, incorporado al presente como referencia. Las espirales pueden ser minimizadas al usar ya sea un sistema de motor dirigible de perforación o un sistema dirigible rotatorio de perforación. El sistema de motor dirigible de perforación despliega las brocas de calibre entendido y tiene motores de lodo especialmente diseñados con conexiones de sujeción. El sistema es diseñado para eliminar las espirales. La broca de calibre extendido previene que la broca se mueva del centro. Ver OTC 14277 "Calidad de Agujero: Paso para la Perforación Eficiente", por David C-K. Chen, Tom Gaynor y Blaine Comeaux, fechada 6 de mayo de 2002, incorporado al presente como referencia. Refiriéndonos ahora a la Figura 6, se muestra un montaje preferido de fondo de agujero 210 incluyendo una broca de calibre extendido 212 con sensores, un sistema Geo-Piloto dirigible rotatorio "apunta la broca" 214, una herramienta combo 216, una herramienta sónica de compresión mecánica de rocas y bajo escariamiento 218, una herramienta magnética de resonancia de imágenes 220, un escariador cercano de broca 222, y un dispositivo de remoción de cortes 224. La broca de calibre extendido 212 puede ser una broca de energía balanceada. La herramienta combo 216 puede ser una herramienta combo triple o cuádruple. El montaje de fondo de agujero 210 es conectado a un resorte de trabajo 226 que se extiende a un aparejo de segunda o tercera generación 228 o cualquier aparejo terrestre. Una herramienta sísmica o de evaluación que investiga delante de la broca puede o no estar incluida. Los sistemas de perforación para el pozo barrenado de monodiámetro son preferiblemente sistemas direccionales de perforación que incluyen dispositivos que ayudan en la perforación de agujeros barrenados de acuerdo con el plan del pozo. Dichos dispositivos pueden o no incluir, pero no están limitados al sistema rotario de tiempo real de apunte de broca 214 mostrado en la Figura 6, dichos dispositivos como Insite Anywhere de Halliburton, Landmark' s 3D Drillview y Halliburton' s Geo-Pilot Rotary Steerable System de Sperry Sun u otros sistemas que asistan en colocar un pozo barrenado adecuado que provee una precisa colocación en tiempo real del pozo barrenado con un pozo barrenado limpio condicionado. Un escariador cercano de broca 222 que alarga la perforación, colocado arriba de la medición mientras las herramientas de perforación/conexión mientras se perfora (MWD/LWD) puede detener el montaje de fondo de agujero 210 en el centro de la perforación, causando una carga de corte igual a lo largo de la perforación. Ésta centralización reduce la vibración total, fatiga y fallas MWD/LWD. Un escariador cercano de broca 222 provee un dobles menor en severidad en ángulo, resultando en tiempo de resbale reducidos. También, el diseño del escariador cercano de broca minimiza las vibraciones, las cuales resultan en una perforación de mejor calidad y mejores resultados de conexión . El escariador cercano de broca 222 es preferido sobre la broca de centro doble en la perforación de perforaciones superiores de no producción. El escariador cercano de broca permite la perforación a través del zapato flotante de cemento formado durante la operación de cementación de la cubierta instalada previamente. El escariador cercano de broca puede perforar a través del zapato de cemento y después continuar perforando la nueva perforación sin tener que ser detenido. El escariador cercano de broca ayuda a construir una perforación lisa permitiendo una mejor terminación. El escariador cercano de broca puede ser usado en aplicar un fluido compatible de formación y puede ser útil en la aplicación de la cubierta química, cementar o mejorar la calidad de la perforación como se describe en adelante. Aunque un escariador cercano de broca 222 es mostrado en la Figura 6, varios tipos de miembros de penetración pueden ser usados para crear el pozo barrenado de monodiámetro 10. Una broca preferida particularmente es una que es balanceada con energía. Sin embargo, cualquier tipo de broca puede ser usada con el presente sistema. Dependiendo en la formación, los siguientes tipo de miembros de penetración pueden ser utilizados en la perforación de una arquitectura de pozo de monodiámetro: brocas de corte dijo, brocas de cono en espiral, brocas de energía balanceada, broca de triple cono antiremolino, abridores de agujeros, escariadores cercanos de broca, y brocas de doble centro. La mayoría de estos componentes son hechos por Security DBS.

Aunque éstas brocas tienen ciertas características de diseño que contribuye a un mejor pozo barrenado de monodiámetro, la perforación de agujero sobrecalibrado es preferido. Las brocas utilizadas en la perforación de un pozo de monodiámetro, sin embargo, no es exclusiva a éstos artículos.

Es preferido que la broca sea "igualada" al montaje direccional dirigible. Dicho montaje es el Sistema de Perforación de Agujero Resbaloso, empleado por Sperry SUn, teniendo un motor de lodo igualado y sistema de broca que maximiza el control direccional y mejora la calidad del agujero. El sistema de perforación de Agujero Resbaloso incluye una broca de calibre extendido, un motor de fondo de agujero y herramientas MWD y L D combinadas con un escariador cercano de broca. Otro sistema es el Sistema Geo Piloto rotatorio dirigible "apunta la broca" 214 que incluye una broca, un sistema rotatorio, una turbina de fondo de agujero, y herramientas MWD y LWD combinadas con un escariador cercano de broca. Un paquete de eficiencia de perforación (ADT ™ Servicio de Optimización de Tecnología Aplicada de Perforación) empleado por Sperry Sun puede ser usado tanto con el sistema de agujero resbaloso como con el sistema Geo Piloto de Perforación. ADT es un conjunto de herramientas, software y servicios diseñados para reducir tiempo problema y optimizar prácticas de perforación al usar interpretación crítica de información de una variedad de sensores de fondo de agujero/superficie y aplicaciones especializadas. El ADT añade sensores al montaje de fondo de agujero para proveer mediciones en tiempo real de varios parámetros de fondo de agujero, tal como estabilidad hidráulica y de perforación, que son transmitidos al operador o procesadores en la superficie. Estas mediciones son analizadas y procesadas en la superficie y se hacen ajustes a los parámetros de operación de perforación para optimizar la perforación del agujero barrenado. Esta optimización permite al intervalo del agujero barrenado perforado ser extendido y para las largas secciones de agujero barrenado de varias formaciones para ser confiablemente perforadas sin cambiar la cuerda de perforación. Estas brocas son calibradas extendidas lo que reduce la flexión entre los componentes y permite que los componentes del ensamblaje de fondo de agujero el actuar como una unidad. Una broca de calibración extendida o una broca calibrada extendida manejable pueden ser usadas. La punta de broca sistema 214 manejable rotable Geo-Pilot provee los medios más eficientes para alcanzar la ubicación blanco si el pozo es de alcance extensible, horizontal, o sobre los 16,000 pies, por ejemplo. La ADT suministra la integridad el pozo barrenado, el manejo hidráulico, y la integridad de la cuerda de perforación para proveer eficiencias de perforación mejoradas. Ver "Nuevas Tecnologías y Capacidades en General de Halliburton" (5 páginas) , incorporadas aquí como referencia . Una mejor calidad de agujero barrenado puede ser alcanzada usando un motor igualación de lodo con una conexión de seguridad y calibradores de broca extendidos PDC, p. Ej . , agujero resbaloso. Este arreglo reduce que la broca se doble a distancia acortando la sección de soporte. Una mejor calidad de agujero barrenado puede también ser alcanzado al dirigir la broca con una desviación de una palanca. Ver la discusión de ensamblajes manejables re rotarios. La broca extendida de calibración PDC mantiene la broca de agitarse al final de la cuerda de perforación y limita el espiral del agujero. La dirección de la calibración de la broca extendida es controlada por deflexión en una palanca. Por lo tanto, la carga de la broca es axial, permitiendo el corte concéntrico eficiente de la formación y guiando a una tasa incrementada de penetración (ROP) , una incrementada vida de broca, y una geometría de agujero regular, que son factores críticos al construir un pozo monodiámetro . Alcanzando la ubicación deseada a través de los medios más eficientes es un atributo deseado del ensamblaje del fondo del agujero. Las longitudes de las cubiertas extensibles requieren que el ensamble del fondo del agujero perfore más tiempo y con más precisión. El corte concéntrico eficiente de la formación, incrementa la vida de la broca, y una geometría de agujero más suave son cualidades necesitadas en un agujero barrenado monodiámetro . El sistema es dirigido comparando datos actuales con los requerimientos de los planos del pozo a través del sistema en tiempo real que lee información de la litología y sensores de inclinación en la broca. Este método permite cambios inmediatos en dirección para ser hechos al sistema de manejo más que a las correcciones retardadas. La información en tiempo real, junto con la herramientas direccionales adecuadas, proveen la manera más eficiente para llegar a la ubicación blanco con el agujero barrenado más suave. Debido al agujero barrenado monodiámetro y las distintas formaciones perforadas, varias herramientas pueden ser usadas con el ensamblaje de fondo del agujero durante la perforación para detectar las diferentes formaciones a través de las cuales pasará el agujero barrenado. Por ejemplo, el equipo MWD (Medición Durante la Perforación) especial y la LWD (Conexión Durante la Perforación) pueden ser usados para ser corridos mientras se taladra el pozo. Esto ayuda a monitorear los gradientes de fractura, los problemas de estabilidad del agujero barrenado, y los problemas de tuberías atoradas. Las condiciones de formación pueden cambiar rápidamente y pueden no ser esperadas. Otras herramientas de evaluación de formación incluyen, pero no se limitan a, aparatos de presión durante la perforación (PWD) , como aquellos empleados por Sperry Sun, para identificar las condiciones de formación, aparatos de flujo de conexión para detectar respiraderos del pozo barrenado, y herramientas bi-modales acústicas (BAT) empleadas por Sperry Sun, delante de la broca y herramientas sísmicas. Ver Patentes EU Nos. 5,886,303; 5,889, 958; 6,026,913; 6,102,152; 6, 131, 694; 6,151,554; 6,196,335; 6,478,107; y 6,400,646, todas incorporadas aquí como referencia. También incluye herramientas LWD que ayudan a recabar datos para hacer análisis geomecánicos en la broca y antes de la broca. Las herramientas de evaluación de formación y los análisis geomecánicos en tiempo real pueden indicar que un sistema de lodo de peso mayor o menor puede ser usado para una formación en particular. El lodo de perforación, cemento, cubierta química o cubierta expansible son entonces modificados para las formaciones detectadas. Los hidráulicos de los agujeros barrenados son considerados en el diseño del ensamblaje de fondo de agujero. Potencialmente, el agujero barrenado superior de Monopozo puede ser taladrado con solo un viaje completo debido a que el intervalo de perforación puede ser extendido a la longitud del pozo. Se pueden formar lechos cortantes, causando posibles manchas problemas o un atasque del ensamblaje de fondo del agujero. Los turbuladores en linea (impulsadores de lechos cortantes) 224 que quitan los lechos cortantes pueden ser incluidos en la cuerda de perforación para ayudar a limpiar el pozo barrenado, particularmente en las secciones tangentes (si se taladra un agujero direccional) . El impulsor de lechos cortantes previene la formación y facilita la remoción de los lechos cortantes, reduciendo las situaciones de atasque de tubería y el torque de la cuerda de perforación. Las presentes modalidades no se limitan a cualquier herramienta para pozos en particular. Por ejemplo, las herramientas para pozos no se limitarán a las herramientas MWD y LWD. Cualquier herramienta MWD y LWD pueden ser usadas. En un pozo tradicional, el pozo barrenado puede abrirse de 3 a 5 días antes de que la estabilidad de la pared del agujero barrenado se convierta en un problema. Después de que las porciones pueden empezar a caer en el agujero barrenado. En la presente invención, los intervalos prolongados serán perforados dejando así el agujero barrenado abierto por más de 3 a 5 días. Así, la pared del agujero barrenado debe permanecer estable para un mayor periodo de tiempo que en la perforación convencional. Este elemento de más tiempo es debido a los mayores intervalos de perforación. Para alcanzar esto, el sistema de fluido de perforación debe estar trabajando adecuadamente. La broca y las herramientas direccionales deben ser igualadas y alineadas. Más agujero es abierto es dejado abierto y por mayores periodos que en las perforaciones convencionales permitiendo asi más tiempo para reacciones entre los fluidos de perforación, la formación ce fluidos y la formación litológica ocurran. Uno no puede tener reacciones químicas no estabilizadas agresivas o reacciones mecánicas porque estas reacciones son destructivas. Estas reacciones pueden ocurrir a lo largo de la capas de pizarra y arena. Los químicos, como cloruros y bromuros, pueden ser usados para retrasar estas reacciones para reducir su destrucción. La estabilidad del agujero barrenado es un requerimiento de un pozo barrenado monodiámetro . Si cualquier porción de la pared del agujero barrenado cae en el pozo barrenado, es difícil el alcanzar un pozo barrenado monodiámetro. Esto es prevenido a través del sistema de fluido de perforación. La estabilidad del agujero barrenado es alcanzada por el tipo de fluido de perforación usado, la geomecánica, la broca, la herramienta direccional, todas entran en juego. La cubierta química puede ser también usada para alcanzar la estabilidad del agujero barrenado en vez de tener que fijar una nueva cubierta de cuerda. Tradicionalmente, algunos tipos de cubiertas de metal debieron ser colocadas. Sin embargo, el colocar cubiertas de metal adicionales causa que el agujero barrenado se reduzca en diámetro reduciendo asi finalmente la producción del diámetro del flujo de barrenado. Esto entonces reduce la producción del depósito. Asi, la expansibles son preferidas para reducir la pérdida del diámetro del agujero barrenado. El sistema de fluido del monodiámetro debe encontrar más y más duros parámetros que los pozos en general, incluyendo: la estabilidad del agujero barrenado en una gran variación de formación de litologias y con un tiempo de exposición más prolongado y variaciones de temperatura debido a las longitudes incrementadas a ser taladradas a lo largo de múltiples formaciones; la habilidad para perforar con bandas más estrechas de densidades equivalentes circulantes y los parámetros de gradiente de fractura; incrementó la eficiencia de la limpieza del agujero barrenado y las hidráulicas debido a las longitudes mayores y a diámetros menores siendo taladrados, junto con la fricción reducida entre la cuerda de perforación y el agujero barrenado a través del uso de un fluido de perforación más lubricante; el enfriamiento del ensamblaje de fondo del agujero para mayores intervalos para ser perforado, y el desarrollo ambiental para las eficiencias globales de la construcción de pozos y la terminación regulatoria . La estabilidad del agujero barrenado en una gran variedad de formaciones litológicas con exposición de tiempo incrementada y variaciones de temperatura son dirigidas en el método monodiámetro . La estabilidad del agujero barrenado es requerida para ser capaz de perforar en bandas más estrechas de densidades circulantes equivalentes con respecto a los parámetros de gradiente de la fractura. Carbones, pizarras, cuerdas de arena, carbonatos, barro reactivo (gumbo) , y más pueden ser perforados desde la superficie a la barrera del depósito. Los problemas principales a ser dirigidos cuando se selecciona un fluido de perforación para el pozo de monodiámetro incluyen balines de broca, alargamiento del agujero, pizarras reactivas y arrastre de formaciones. Varios de estos problemas resultan de la penetración de presión de lodo. La invasión de filtratos de lodo y la interacción resultante con las arcillas de formación pueden resultar en la inestbai lidad de la perforación. Por lo tanto el sistema de lodo debe producir un filtro de lodo que pueda eficientemente controlar la presión hidráulica, diferencia químicas y eléctricas y una mayor exposición de tiempo ambiental que las operaciones tradicionales de perforación. Los sistemas de lodo, tal como sistemas basados en aceite y sintéticos pueden proveer éste filtro de lodo. Sin embargo, los sistemas tradicionales de lodo basados en agua no pueden controlar la presión hidráulica, las diferencias químicas y eléctricas en pizarras por largos periodos de tiempo. Un sistema de lodo espacialmente no tradicional basado en agua es requerido. Sistemas de lodo no tradicionales de membrana basados en agua pueden ayudar a prevenir intercambio de iones entre el agua en el fluido de filtración y la pizarra. Asegurando el radio del poro de pizarra y perforando radios de iones de lodo hidratados son equivalentes y los potenciales químicos del fluido de perforación y pizarra son los mismos, y pueden ayudar a alcanzar éstas metas. Las pruebas muestran que los diferenciales de presión de poro y los diferenciales químicos tienen mayores eficiencias de membrana y menores intercambios osmóticos. Entendiendo los cambios de presión de poro del desarrollo del sistema de membrana de lodo dirige los problemas de inestabilidad potencial del pozo barrenado relacionado a mayores exposiciones de tiempo. Estos artículos deben ser dirigidos cuando se perfora desde la cubierta de superficie a longitudes extendidas de cubiertas (posiblemente a la barrera del receptáculo) para el pozo de monodiámetro . La limpieza e hidráulicos de la perforación son esenciales para pozos de perforación desviada con largos intervalos de cubiertas extendidas. Cortes más pequeños en un régimen de flujo turbulento puede permitir al agujero ser limpiado más fácilmente en una perforación más pequeña (dependiendo en espaciamientos efectivos de piezas anulares) vs . intervalos de cubiertas de diámetro alargado que proveen menores velocidades de piezas anulares vistas en diseños tradicionales de construcción de pozos. Sistemas de lodo sintético y basado en agua, junto con una broca apropiadamente diseñada y dispositivos de fondo de agujero tal como turbulantes, proveen una limpieza eficiente de la perforación dependiendo en los requerimientos de formación. Las hidráulicas de perforación son consideradas durante la planeación del pozo y durante la perforación del pozo. Durante las instalaciones iniciales del monodiámetro, el pozo de monodiámetro no se espera que esté en un área de exploración hasta que más historia sea ganada en la tecnología. La información de brocas históricas y de hidráulicos de fluidos usados con la información actual de la superficie (cortes) de pozo de pozos anteriores pueden ser valiosos cuando se planean las velocidades requeridas para el programa de la construcción de un pozo de monodiámetro. Las hidráulicas históricas con comparadas a la información y formación de hidráulicas de pozo en tiempo real para que el intervalo de máxima longitud posible pueda ser perforado con pocas dificultades. Adicionalmente, la información en tiempo real es compartida con el ingeniero de cementación, quién puede entonces manejar zonas efectivamente son mayores pérdidas o las zonas pueden ser manejadas a través de la aplicación de una cubierta química, descrita en adelante. La fricción entre la perforación y el resorte de perforación es minimizada para la larga perforación de monodiámetro . Mientras que los sistemas sintéticos y basados en aceite tiene un alto grado de lubricidad, los sistemas basados en agua no lo son. En un sistema basado en agua, los aditivos lubricantes pueden ayudar a minimizar la fricción y asistir en guardar el montaje de fondo de agujero limpio, permitiendo mas peso eficiente a la broca al reducir el torque y arrastre. La capacidad del montaje de fondo de agujero para correr mayores longitudes de cubierta (pe., la longitud total desde la cubierta de superficie a la punta del receptáculo) requerirá el sistema de fluido de perforación (lodo) para asistir en el enfriamiento de la broca. Si el enfriamiento de la broca es la única característica considerada, un sistema de lodo basado en agua no retendrá tanto calor como un sistema de lodo sintético o un sistema de lodo basado en aceite. Los aditivos de los basados en agua que mejoran la pared de filtro y la pérdida de filtración pueden no ser tan estables como otros sistemas sintéticos o basados en aceite a altas temperaturas. La temperatura juega un rol en el diseño de aditivos basados en agua para perforar mayores intervalos de cubierta. Mientras el pozo de monodiámetro está siendo perforado, pérdida de circulación puede ocurrir y la presión de fractura puede ser excedida. El monitoreo de superficie y formación en tiempo real puede ayudar a determinar si estos problemas ocurren. Para mantener el diseño de pozo de monodiámetro, problemas menores de pérdida de circulación son resueltos al incorporar materiales de pérdida de circulación en el lodo o al usar químicos tal como resinas limpias o resinas incorporadas en lodos o en pildoras de pérdida de circulación. Si una pérdida de circulación más seria ocurre, un sistema de cubierta expansible permite intervalos menores o mayores que los planeados sin un impacto mayor en el diseño total del monodiámetro o en los ahorros. La aceptación ambiental puede no ser considerada una característica única específica al sistema de fluido de monodiámetro. Sin embargo, si el sistema de perforación de fluido mejor alcanza la construcción del pozo, pero el costo total del manejo de cortes, limpieza y transporte es muy alto, entonces el propósito primario del pozo de monodiámetro, de reducir los costos de construcción de pozos no es cumplido. El costo total y los beneficios del sistema de fluidos de perforación deben ser comparados desde un punto de vista holistico, antes, durante y después de la perforación. Un sistema de lodo basado en agua resulta en menores cortes aceitosos, menos transportación y menos impacto ambiental total. Los sistemas de fluidos de perforación que alcanzan los requerimientos de diseño del monodiámetro incluyen sistemas de diesel, sintéticos y basados en agua o una mezcla de estos. Los sistemas sintéticos incluyen ester vegetal, sistemas basados en olefinas internas, minerales o una mezcla de cualquiera de los anteriores. Ejemplos de los anteriores incluyen alfa-olefinas lineales, olefinas internas, parafinas, esteres vegetales y similares. · Los sistemas basados en agua incluyen lodos que contienen viscosificadores poliméricos, arcillas comerciales, silicatos, sistemas de eficiencia de membrana o basados en salmuera. Ejemplos incluyen cloruro de sodio, cloruro de potasio, bromuro o formatos. Sin embargo, formaciones individuales, regiones, objetivos de pozo y cuestiones ambientales son consideradas cuando se escoge el sistema óptimo de fluido de perforación para el pozo individual de monodiámetro.

Ya que el pozo barrenado de monodiámetro tiene básicamente un diámetro desde la superficie hasta la barrera del receptáculo pero puede continuar en el fondo del pozo barrenado a lo largo de la zona de producción del receptáculo, los fluidos de perforación son preferiblemente "igualados" a las formaciones que están siendo perforadas. Si las formaciones son arcillas o pizarras sensibles al agua, la formación puede resbalarse dentro del pozo barrenado si ha sido usado un fluido basado en agua que no es un sistema inhibidor del lodo o si no se ha usado un sistema basado en aceite o sintético. Esta situación causa que se provoquen grandes secciones de erosión en algunas formaciones si los fluidos de perforación no alcanzan los requerimientos de estabilidad de formación de la perforación. Refiriéndonos ahora a la Figura 7, el sistema incluye fluidos de perforación, tal como agua o sintéticos, usando un sistema de membrana eficiente de lodo 230 que permite la perforación de un agujero barrenado apretado consistente, pe., una perforación generalmente cilindrica no dada a fallas de perforación. El sistema de lodo produce un filtro de lodo que puede efectivamente controlar la presión hidráulica, las diferencias químicas y eléctricas, en un ambiente de mayor tiempo de exposición que las operaciones tradicionales de perforación. Los sistemas de fluido de perforación, tal como los sistemas basados en aceite o sintéticos pueden proveer de éste filtro de lodo. Sin embargo, un sistema tradicional de de daño de lodo basado en agua no puede proveer estos requerimientos en pizarras por largos periodos de tiempo. Los nuevos sistemas de fluidos de perforación basados en membranas pueden ayudar a prevenir intercambio de iones entre el agua y el fluido de perforación y la pizarra dependiendo en el tiempo de perforación y en el fluido de perforación y la terminación utilizada. La habilidad para barrenar con una banda angosta de densidad de circulación equivalente y gradiente de fractura es requerida para poder entregar una perforación lisa para que la cubierta de monodiámetro sea instalada. Otras características deseables incluyen resistencia a la contaminación, habilidad para reducir pérdida de fluido a alta presión - alta temperatura (HPHT) y reología incrementada. Un sistema de fluido de perforación basado en ester vegetal y olefina interna, tal como Accolade, puede proveer estas características. Accolade es descrito en la Solicitud de Patente de E.U. No. de Serie 09/929,465 registrado el 14 de Agosto de 2001 y las Solicitudes Internacionales de Patentes Nos. PCT/US00/ 35609 y PCT/US/35610 ambas registradas el 29 de diciembre de 2000 tituladas Método de Formulación y Uso de un Lodo de Perforación con Geles Frágiles, incorporadas al presente como referencia. Dependiendo en la formación, los fluidos basados en aceite, sintéticos o agua pueden ser utilizados para barrenar el pozo barrenado de monodiámetro . Algunos de éstos tipos de fluidos incluyen Accolade - un sistema de fluido basado en ester vegetal y olefina interna; BarOmega - un sistema de fluido basado en agua de membrana eficiente; Hydro-Guard - un fluido inhibidor basado en agua; sistemas basados en cloruro de calcio que tienen rompedores internos N-FLow, Petrofree LV, un fluido de perforación basado en ester; Brinedril N, un sistema basado en cloruro de calcio; fluidos de perforación basados en aldehidos; fluidos de perforación conteniendo cloruro de calcio o cloruro de potasio; o sistemas de formatos de lodo. Todos los fluidos de perforación referidos son fluidos de perforación Halliburton. Accolade, BarOmega, Hydro-Guard. Brinedril N y N-Flow son productos de Baroid. Todos estos fluidos de perforación interactúan con las formaciones para hacer una perforación apretada consistente que no tengan grandes zonas erosionables a través de las secciones de formaciones. Los fluidos de taladrado mencionados minimizan esas zonas erosionables para proveer un barrenado ajustado y consistente alrededor de la cuerda de taladrado. Este tipo de pozos minimiza extensos lavados y permite un mejor cementado de la cubierta que permite una mejor estabilidad. BarOmega es descrita en la Solicitud de Patente Internacional No. PCT/US00/35686 solicitada el 30 de Diciembre de 2000 titulada Compuestos Nobles y Mecanismos Asociados Para Generar una Membrana de Elevada Eficiencia en Fluidos de Taladrado de Base de Agua, incorporada aquí por referencia. Hydro-Guard es descrita en "Halliburton Nuevas Tecnologías y Capacidades Generales" (5 páginas) incorporada aquí por referenciaa.

Petrofree, Petrofree LV y otros fluidos de drenado son descritos en la Patente U. S. 6,422,325 y 6,290, 001; Patente U. S. Solicitud Serial No. 09/887,138 solicitada el 22 de Junio de 2001 y titulada Métodos para Usar Un Fluido de Taladrado de Base de Aceite de Fase reversible; Patente U. S. Solicitud Serial No .09/929, 465 Solicitada el 14 de Agosto de 2001 y titulada Mezclas de Esteres con Olefinas Isoméricas y otros Hidrocarbonos as Base Para Invertir Lodos de Emulsión de Aceite; Patente U. S. Solicitud Serial No. 09/939,990 solicitada el 27 de Agosto de 2001 y titulada Base de Lodo de Aceite Eléctricamente Conductiva; Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/151,260 solicitada el 20 de Mayo de 2002 y titulada Métodos y Compuestos para Retardar los Vínculos Cruzados de la Pérdida de Circulación de Materiales de las Bases de Polisacáridos de Vinculación Cruzada; Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/175,272 solicitada el 19 de Junio de 2002 y titulada Método para Formular y Usar un Taladro de Lodo con Geles Frágiles; todas por éste medio incorporadas aquí por referencia.

Para información adicional en otros fluidos ver la Patente U. S. titulada Water-Based Drilling Fluid for Use In Shale Formulations ; Patente U. S. 5,839,434 titulada Free-Flowing Boprehole Servicing Preparations Containing Linear a-Olfelins, More Particularly Corresponding Drilling Fluids; Patente U. S. Re. 36,066 titulada Use of Selected Oils In Drilling Fluids and Muds; Patente U. S. 5,555,937 titulada Method and Combination of Materials for Releasing a Stuck Pipe; Patente U. S. 5,252,554 titulada Drilling Fluids and Muds Containing Selected Ester Oils; Patente U. S. 5,232,910 titulada Use of Selected Ester Oils in Drilling Fluids and Muds; Patente U. S. 4,758,357 titulada Dispersible Hydrophilic Polymer Compositions for Use In Viscosifying Heavy Brines, todas incorporadas aquí por referencia.

Cigoñales especializados pueden ser corridos en conjunción con los fluidos de taladrado para proveer ambos, un agujero de limpieza adicional y mitigación de la pérdida de circulación. Estos cigoñales pueden ser formados conteniendo una variedad de materiales, tales como Sweep-Wate fabricado por Halliburton. Ver la Patente U. S. 6,290,001 y "Halliburton New Technologies and General Capabilities" (5 páginas), ambos incorporados aquí por referencia. Un cigoñal es usado después o durante la fase de taladrado. Un cigoñal es usado para limpiar el pozo de sonda debido a una acumulación de filos que requieren que el pozo de sonda sea limpiado durante la operación de taladrado. El cigoñal es particularmente necesario durante pozos de alcance extendido que son pozos más horizontales lo que provoca que los filos tiendan a acumularse.

Varias técnicas son usadas para incorporar materiales químicos en el pozo de sonda para reducir el número de cuerdas de cubierta, que es una de las metas principales del Monopozo, y para proveer una pared de pozo de sonda diamétricamente eficiente. Durante el taladrado del monodiámetro del pozo de sonda, pueden ser usados químicos cuando se encuentran formulaciones de poca fuerza mecánica, débiles zonas no consolidadas, o perfiles de reopresión anormal que permitirán extender la longitud de la cubierta.

Refiriéndonos ahora a la Figura 7, pueden surgir problemas durante el taladrado de varias formaciones. Son mostradas las áreas de lavado 233,234 en el pozo de sonda que sustancialmente reduce la eficiencia del diámetro. Si ocurre un largo lavado durante el taladrado, puede ser necesario llenar las áreas de lavado del pozo de sonda antes de forrar el pozo de sonda. Filos , sales, arcillas, excesiva acumulación de lodo, y lavados pueden traer como resultado una mala calidad, un pozo de sonda no suave (de alta tortuosidad) . Estas problemáticas situaciones convencionalmente requieren una cuerda de cubierta para sellar la formación. En un proceso de taladrado convencional, el taladrado es detenido mientras la cuerda de cubierta o forro es colocado, un procedimiento caro que consume el tiempo de aparejo y materiales caros. Adicionalmente, el diámetro del pozo es reducido con la instalación de cada cuerda de cubierta mecánica tradicional. En el Monopozo, la longitud de intervalo a ser barrenada es extendida. Una cubierta expandida es aplicada sobre el área de problema y las serias reducciones de tamaño no ocurren.

Los lavados y los vacíos pueden ser remediados usando varias soluciones químicas que pueden ser aplicadas la pozo de sonda que permiten que se extienda la longitud del monodiámetro de la cubierta. Dichas soluciones incluyen materiales fijables o adhesivos cuando el pozo puede dar lugar a estreses. Los materiales y adhesivos actuarán para estabilizar el pozo y obtener un pozo suave de manera que la cubierta permanente o cubierta expandible puede ser corrida en la monodiámetro del pozo. Químicos pueden ser usados durante el taladrado para fortalecer las áreas de formación. Los químicos penetran dentro de la formación y producen una fuerza de compresión para fortalecer el área para que pueda soportar el establecimiento de cuerdas de cubierta (de compuestos) metálicas o no metálicas. Un material de fijación, tal como la cubierta química de material tixotrópico, Fio-Stop, Sello de Canal o una resina pueden ser fijados en las áreas de lavado u otros vacíos.

Una ruda cubierta química 236 es una solución que puede ser empleada en éstas situaciones. La cubierta química puede ser usada para dar dirección a débiles formaciones que no permitan que las cubiertas sean establecidas o tengan integridad. Las cubiertas químicas pueden incrementar la integridad de la presión mecánica y consolidar y aislar zonas para prevenir la migración de fluidos. Una forma de cubierta química es usada para fortalecer la formación. Las cubiertas químicas también pueden ser usadas para fortalecer una cubierta débil construyendo una cubierta química detrás de una cubierta mecánica existente.

Hay varios sistemas de entrega de cubiertas químicas. Un sistema de entrega es un sistema de fijación en donde el pozo es llenado con la cubierta química, permite que se solidifique, y entonces un pozo es taladrado a través de él.

Un sistema de entrega preferida incluye poner un catalizador en el taladrado de fluidos y después circulando los materiales establecidos para causar que la cubierta química se establezca. Los materiales establecidos y los reactivos catalizadores para causar que la cubierta química se solidifique. Otro sistema de entrega incluye mezclar la cubierta química por sí misma como el lodo de taladrado. Ver la Patente U. S. Serial No. 10/170,400 solicitada el 13 de Junio de 2002 y titulada Métodos para Consolidar Formaciones o Formar Cubiertas Químicas o Ambas Durante el Taladrado, de aquí en adelante incorporada por referencia. Los adhesivos también pueden ser incluidos en los fluidos de taladrado.

En la colocación de la cubierta química a través de los problemas de formaciones, el ensamble de fondo es ya sea removido del pozo de sonda o elevado a una profundidad arriba de la sección de la pared del pozo de sonda a ser cubierta químicamente. La cuerda de taladrado puede o no ser removida. En una modalidad, la cuerda de taladrado puede ser levantada en el pozo de sonda y ser expandida para servir como cubierta. Un material catalizador de base y material de fijación son mezclados y la mezcla es bombeada dentro del agujero de pozo superior 10A causando que se permee la formación alrededor de la pared del pozo de sonda. Entonces la mezcla es elevada en el pozo de sonda 10A por un periodo de tiempo específico. Para la cubierta química a ser colocada como sólida, es necesario esperar un sustancial periodo de tiempo para que la cubierta química se solidifique completamente. Los activadores del catalizador pueden ser agregados a la mezcla para acelerar la solidificación de la cubierta química. Después de esperar unas horas, la cubierta química residual es barrenada afuera, tal como un lodo de taladrado, dejando que los residuos de la mezcla queden en la pared del pozo y dejando una cara de cubierta química en la pared del agujero de pozo para formar la cubierta química. Así, el proceso incluye el taladrado a través de una de las múltiples formaciones, cubrir químicamente esa formación, y después continuar el taladrado del pozo de sonda.

Alternativamente la solución de la cubierta química se puede aplicar en un proceso de dos fases. Primero, el fluido de taladrado actúa como portador para el catalizador capaz de absorberse químicamente dentro de la formación débil o no consolidada y formar una pasta de filtro. Entonces, un material de agua soluble o resina de tipo disperso, con o sin pasta de filtro formando sólidos, es circulado a través de formaciones tratadas. El catalizador previamente absorbido cura la resina para fortalecer o consolidar las formaciones, y forma una cubierta química curada o sello.

Ya que el pozo de monodiámetro tiene básicamente un diámetro desde la superficie hasta la barrera de depósito, pero puede continuar hasta el fondo del pozo a través de la zona de producción de depósito, la cubierta química es preferiblemente "ajustada" a las formaciones que están siendo barrenadas .

Un primer método preferido usa una sola cubierta química para taladrar el pozo y simultáneamente consolidar zonas débiles o formaciones en locaciones en donde se sabe que se pueden encontrar zonas y formaciones débiles no consolidadas. Un segundo método preferido usa ambos, un fluido de taladrado y un fluido de tratamiento en las aplicaciones del taladrado en donde no se sabe si se pueden encontrar zonas o formaciones débiles no consolidadas. En otro método, si no son encontradas zonas o formaciones débiles no consolidadas, el paso del fluido de tratamiento no es requerido y el tiempo y costo requerido para realizar el paso de fluido de tratamiento se ahorrará.

El primer método preferido para consolidar zonas débiles no consolidadas comprende el taladrado del pozo con un fluido de taladrado teniendo un pH en un rango de alrededor de 6 a 10, preferentemente alrededor de 8. El fluido de taladrado está compuesto de agua, un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones que son absorbidos en las formaciones no consolidadas, una agua soluble o polímero disperso que es unido a una resina termoendurecida y causa que la resina se endurezca y sea resistente cuando sea curada, una agua soluble o una resina termoendurecida dispersa que une el polímero, es catalizado y curado por el catalizador y consolida las zonas o formaciones débiles .

El agua usada para formar el fluido de taladrado puede ser agua fresca, una solución salina no saturada o soluciones salinas saturadas, incluyendo salmuera o agua de mar. Generalmente, agua de cualquier fuente puede ser usada mientras no actúe adversamente con los componentes del fluido de taladrado.

Ejemplos de catalizadores de polímeros catiónicos capaces de aceptar y donar protones que son absorbidos en la formación incluye, mas no están limitados a, polietilemina, poli (dimetilaminoetilmetacrilato) y poli (dimetilaminopropyl-metacrilato) . De éstos, la polietilemina es preferida. El catalizador de polímeros catiónicos es generalmente incluido en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de desde alrededor del 1% alrededor del 15% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor de 2% alrededor del 10% por peso del agua y más preferiblemente en una cantidad de alrededor del 6%.

El agua soluble o polímero disperso que están unidos por las resinas termoendurecidas usadas de acuerdo con la invención son polímeros conteniendo uno o más grupos funcionales de hidroxido, amida carboxilo y epóxico. Ejemplos de dichos polímeros incluyen, mas no limitan, látex acrílico, polivinilalcohol, polivinilbutiral , poliéster, ácidos polialquilacrílico, poliuretanos, polímeros acrilamidas, proteínas, poliolos y pol isacáridos tales como quitosan, hidroxietiIcelulosa, carboximetilhidroxieti Icelulosa, almidosnes solubles en agua, goma guar, goma xantan, goma elan, goma carragenarn y goma arábiga. De éstos, los polisacáridos son preferidos el agua soluble o polímero disperso que está unido por resinas termoendurecidas dispersas es generalmente usado en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5% al 20% por peso del agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 10% por peso del agua, más preferible en una cantidad de alrededor del 3%.

El agua soluble o resina termoendurecida dispersas (incluyendo particularmente resinas termoendurecidas sólidas teniendo un tamaño de partícula en un rango desde alrededor de 50 hasta alrededor de 100C) usadas de acuerdo con esta invención son seleccionadas de un tipo de resinas melamina-formaldehídos, por ejemplo, resinas aminas hechas de resinas del tipo de melamina y formaldehídos , resinas del tipo de urea-formaldehídos, por ejemplo, resinas aminas hechas de resinas del tipo de urea y formaldehídos , resinas del tipo de fenol-formaldehídos por ejemplo, resinas termoendurecidas sintéticas hechas de resinas del tipo de fenol y formaldehídos . Más preferentemente, las resinas termoendurecidas usadas son seleccionadas de alquil éter de resinas melamina-formaldehídos y alquil éter de resinas de urea-formaldehídos . De éstos, las alquil éter de resinas de melamina-formaldehídos son preferidas. Un alquil éter de resina de melamina-formaldehídos que es particularmente adecuada está comercialmente disponible bajo el nombre de marca "ASTRO MEL CRITK" DE Borden Chemical de Springfield, Oregon, E. u. El agua soluble o resina termoendurecida dispersa usada en el método arriba descrito esté generalmente presente en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 80% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 20% al 70% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 50%.

Las resinas termoendurecidas descritas arriba, cuando son catalizadas por el calor, catalizadores u otros medios, de materiales sustancialmente infusibles o insolubles que no se ablandan ni recalientan. Cuando son de vinculo cruzado y curados, los polímeros termoendurecidos son fuertes, duros y rudos .

Como será entendido per aquellos habilidosos en el artificio, los fluidos de taladrado pueden incluir otros componentes convencionales tales como materiales cargados, viscosificadores, dispersantes y agentes de control de pérdida de fluidos.

El segundo método preferido para consolidar zonas o formaciones débiles no consolidadas está compuesto de los siguientes pasos. El pozo es taladrado con un fluido de taladrado con un pH en un rango de alrededor del 6 al 10, preferentemente del 8, y está compuesto de agua y un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones que son absorbidos en la formación. De ahí en adelante, el pozo es conectado con un fluido de tratado teniendo un pH 6 al 10, preferentemente del 8, y está compuesto de agua, agua soluble o polímero disperso que es de vínculo cruzado por una resina termoendurecida y causa que la resina se endurezca y sea ruda cuando es curada y agua soluble o una resina termoendurecida dispersa que se vincula cruzado con el polímero, es catalizado y curado por el catalizador y consolidada las zonas o formaciones sólidas de manera que la degradación es prevenida.

Los componentes del fluido de taladrado y fluido de tratado del método descrito arriba, por ejemplo el agua, los catalizadores catiónicos de polímeros, el agua soluble o polímero disperso que es vinculable cruzadamente por las resinas termoendurecidas y el agua soluble o resina termoendurecida dispersa son la misma que aquellas descritas previamente .

El catalizador catiónico de polímero está presente en el fluido de taladrado en una cantidad general en un rango desde alrededor del 1% hasta alrededor del 15% por peso del agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango desde alrededor del 2¾ hasta alrededor del 10% por peso del agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 6%.

El agua soluble o polímero disperso que tiene un vínculo cruzado por la resina termoendurecida está presente en una cantidad general en un rango desde alrededor del 0.5% hasta alrededor del 20% por peso del agua en el fluido de tratado, más preferible en una cantidad en un rango desde alrededor del 1% hasta alrededor del 10% por peso del agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 3%. El agua soluble o una resina termoendurecida dispersa está presente en el fluido de tratado en una cantidad general en un rango desde alrededor del 5% hasta alrededor del 80¾ por peso en el agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 50¾. El fluido de barrenado asi como el fluido de tratado también pueden incluir otros aditivos que son bien conocidas para aquellos habilidosos en el artificio tales como materiales pesados, viscosificadores, dispersantes y agentes de control de pérdida de fluidos.

El proceso de barrenado 238 es otro método que emplea técnicas químicas probadas en el campo para alcanzar el objetivo de producción y elimina la necesidad para colocar una cuerda de cubierta o forro. Este proceso es realizado cuando las estrechas ventanas de presión de barrenado entre la presión de colapsado de agujero, la presión de poro y los perfiles de la presión de fractura. El proceso incorpora una serie de etapas de bombeo y expulsión con tratamiento químico que entra por las, fracturas naturales o permeabilidad de las formaciones. Estas series de etapas de bombeo y expulsión son comúnmente referidas como pruebas leackoff (LOT) . Los tratamientos pueden ser diseñados para consolidar zonas débiles, instalar barreras ae protección en formaciones sensibles al agua, aislar altas presiones de poro, incrementar la presión del contenido del pozo, o cualquier combinación de éstos factores. Aislar la presión del poro provee buen control cuando se usan bajos pesos de lodo de taladrado. Alternativamente, incrementar la presión del contenido del pozo puede permitir al operador enlodar y alcanzar el objetivo produciendo zonas sin contener una cuerda de cubierta o forro. El proceso de taladrar también puede ser usado para corregir un zapato de cemento débil o un lugar débil en la cubierta y fortalecer la formación alrededor de las debilidades.

Si las formaciones tienen flujos de agua superficiales y no permiten que la formación sea abierta lo suficientemente larga por un intervalo para ser taladrado completamente antes de que el barrenado del pozo se colapse, entonces otros tipos de materiales de endurecimiento pueden ser usados tales como el Fio-Stop, la Espuma Slag, Fio-Stop 1 y Fio-Stop 5000 descrita en la Patente U.S. 5,588,489; 6,273,191, todas incorporadas aquí por referencia.

El sello de canal es un material de fijación es un cemento de tipo especializado. De cualquier manera, el sello de canal es usado para llenar los lavados para estabilizar el barrenado anterior para instalar la cubierta expansible regular. El sello de canal es un producto de Halliburton. El sello de canal puede ser usado con una cubierta expansible o cubierta regular o en otras situaciones en donde las necesidades de estabilización para ocurrir alrededor del barrenado para el contenido. Es preferible que el sello de canal no sea usado con una cubierta química. El sello de canal es descrito en la Patente U. S. 6,138,759 y 6,315,042, amabas aquí incorporadas por referencia.

Otros soportes mecánicos de barrenado también pueden ser usados en los expansibles así como en los casos en los que las soluciones químicas para reducir el número de cuerdas de cubierta. La cubierta tradicional que es usada como una segunda barrera para los tubulares químicos o expansible puede ser usado. Ver Figura 11. También, tubos enroscados o pipa compuesta continuamente puede ser usado como barrera principal o secundaria. Tubos enroscados o pipa compuesta continuamente tienen menor potencial de conexión de derrames y pueden ser empleados como medios rápidos. Si la presión de tiempo real de poro y el manejo de la fractura gradiente puede ser alcanzada, pueden resultar intervalos de cubierta más largos. La cubierta tradicional puede ser usada, pero las cargas de estrés adicional son consideradas en el diseño basado en las largas longitudes, variaciones de temperatura y variaciones de presión.

Debe de ser apreciado que varios tipos de cubiertas pueden ser usados con la presente invención para proveer soporte mecánico en el barrenado. Varias modalidades han sido descritas qu3e incluyen el uso de cubiertas convencionales, cubiertas químicas y cubiertas expansibles. Los arquitectos de pozos tradicionales convencionales usan cubiertas de una aleación de fierro no deformable endurecida de una fuerza específica y grado para las secciones de formaciones individuales. Preferentemente la presente invención usa cubiertas químicas y/o cubiertas expansibles. De cualquier modo, varios métodos de cubierta pueden ser usados en un pozo de monodiámetro . Materiales de cubierta pueden incluir aceros y/u otros metales, compuestos, plásticos, químicos, materiales de fiero o no ferrosos o cualquier otro material puede ser cubierto con elásticos, plásticos o teflón sobre los metales o cualquier otro material teniendo las características requeridas para formar la pared la cubierta para propósitos corrosivos. Los materiales de cubierta pueden ser productos del proceso de nanotecnología como el pozo. Los métodos también pueden ser combinados o separados y ser temporales o permanentes .

Las cubiertas expansibles pueden ser usadas para direccionar las cuestiones de estabilidad del barrenado. Las cubiertas expansibles son usadas en la construcción del pozo permanente original como cubierta permanente. También puede ser usada para cubrir un pozo colapsado, o ayudar a mantener la penetración final del diámetro del pozo cuando una cubierta adicional puede ser requerida. Por ejemplo, durante el proceso de construcción del pozo, la tierra se puede colapsar o la cubierta puede ocurrir dejando un agujero en la barrera permanente construida originalmente. Una barrera nueva puede ser requerida. La cubierta expansible permitirá que el diámetro final de la penetración de depósito sea mantenido. Si la cubierta convencional es usada, es indeseable que la penetración del diámetro final pueda ser mantenida a través de la depósito.

Los métodos de cubierta también incluyen la cubierta mecánica mientras es taladrado o después del taladrado. Posteriormente, tubulares compuestos pueden ser usados como cubiertas, que pueden o no ser expandidos durante el proceso de construcción del pozo. Los tubulares compuestos pueden estar hechos por la Fibra-Spar y Wellstream, pero pueden ser hechos por otros. Asi, los tubulares compuestos pueden ser expandidos a través de la formación. Aún posteriormente, la pared del barrenado puede ser cubierta por fusión, tales como lásers, durante o después del taladrado. Existe aún otro método que incluye el taladrado con cubierta que incluye el uso de cuerda de taladro como cubierta, que puede o no ser expandido durante el proceso de construcción. Un método posterior incluye el uso de materiales de expulsión en donde la perforación del pozo debe de ser alineada con los materiales de expulsión durante el proceso de construcción del pozo. Los materiales de expulsión pueden permanecer permanentemente en el pozo. Otro método incluye el uso de materiales de forro telescópico resultando en un pozo adelgazado. El pozo adelgazado, de cualquier modo, sigue manteniendo los límites nominales de un pozo de monodiámetro . Los forros telescópicos son una serie de forros con un diámetro interno ligeramente más pequeño. Los soportes de los forros expansibles pueden ser usados para ayudar con la telescópica.

Debe de ser apreciado que la cubierta puede ser instalada en una de muchas maneras. Por ejemplo, la cubierta puede ser corrida usando un anillo de taladrado. También puede ser instalada usando una pipa conductora desmontable en una configuración retráctil. La cubierta también puede ser instalada por los métodos de taladro y cubierta empleados por Sperry y Halliburton. También la cubierta puede ser conducida dentro de la formación o puede ser empujada adentro. La cubierta también puede ser empleada usando un sistema de propulsión. Ver Patente U. S. 6,003,606 y Patente U. S. Serial No. 10/265,786 solicitada el 7 de Octubre de 2002 titulada Sistema de Pozo, ambas incorporadas aquí por referencia. La cubierta puede ser instalada usando un aparato de modalidad de succión, que puede incluir una pipa conductora desmontable en una configuración de separación. Vedr Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/193, 609 solicitada el 11 de julio de 2002 y titulada Ensamble de Cámara de Modalidad de Succión de recuperación, incorporada aquí por referencia .

Otro equipo usado con la presente invención incluye una cabeza de pozo para sostener y soportar los tubulares de submar/superf icie, provee soporte estructural, soporte de la cubierta, y soporte de la tubería. Debido al pequeño diámetro del anular y el reducido número de anulares por la extensa longitud de por la extensa longitud de la sección de taladrado del pozo, los soportes de la cubierta y el soporte de la tubería puede ser expandida o especialmente maquinada. La cabeza de pozo también puede ser reducida en tamaño reduciendo la aparejo de la capacidad de carga requerida. El equipo de cabeza de pozo tradicional puede ser usado en el pozo. Un soporte de tub expansible puede ser usado no es necesariamente preferido La cubierta expansible puede ser instalada dentro del pozo mediante un revestimiento metálico y no necesariamente ser cementado en el lugar. Si la cubierta expansible tiene un diámetro constante del exterior del barrenado, se seguirá constituyendo un pozo de monodiámetro .

El angosto anular para cubiertas/ forros expansibles requiere que otro compuesto de sellado o materiales de aislación sea usado. Dichos compuestos y materiales deben de ser dúctiles para formar un sello apropiado. Si se prefiere que el cemento convencional no sea usado con cubiertas expansibles como puede desenvolverse el micro anular, permitiendo la migración de gas y la pobre aislación. Cemento de campo de aceite será particularmente quebradizo y débil en dichas delgadas cubiertas y es de aquí un medio de sellado inapropiado. La formulación para el cemento de la cubierta expansible es diferente del cemento regular.

El cementado de la cubierta puede ser alcanzdo por varios métodos incluyendo el uso de selladores de tecnología de fijación, cementado primario convencional, resinas, cemento de espuma, látex y lodo para formaciones de cemento. Estos materiales pueden ser esparcidos mediante el taladro de taladrado, un aplicador o un sistema de cepillo.

Varias consideraciones son hechas cuando es cementado el largo intervalo (s) superior (es) en el monopozo, incluyendo: ¿Cuanto tiempo (y barrera de cemento) tiene que durar el pozo durante su tiempo de vida? ¿qué efecto tienen la lngitud incrementada y las variaciones de temperatura en el estrés de carga en el cementado e integridad? ¿Qué características de formulaciones de cementado químico son requeridas? ¿Qué prácticas de ejecución pueden ser aplcadas para reducir el tiempo muerto? La meta específica del monopozo es reducir los costos del tiempo de vida por unidad equivalente de aceite o gas incrementando las eficiencias. Para alcanzar esta meta, la construcción del pozo entera y la producción/inyección a largo plazo es considerada.

Cubiertas largas e intervalos de cementado tienen que soportar variaciones de temperatura y presión, incluyendo el angostamiento y la expansión, así como la unión a varias formaciones y diferentes soportes de estructuras químicas y mecánicas. Los cementos con un alto Módulo Joven son más susceptibles de dañarse por los cambios de presión y temperatura. El Módulo Joven también puede ser importante en casos en donde el sellador puede ser aplicado. Los cementos de espuma tienen un buen comportamiento elástico. Las respuestas mecánicas han sido moldeadas, incluyendo la unión, deformaciones plásticas, angostamiento y la expansión. Un análisis finito elemental y procedimiento de diseño son realizados en el programa de cementado de monopozo para estimar el riesgo de la falla del cemento como una función de las propiedades de la formación, cubierta de cemento, y estrés de carga del pozo, pero varias formaciones, temperaturas, presiones, cargas, enlaces mecánicos/químicos y funciones del pozo pueden ser consideradas para el análisis final elemental. Este acercamiento ayuda a los operadores a determinar la óptima formulación de cemento del monopozo que es transversal a través de múltiples formaciones y longitudes más largas.

Debido al consistente pozo para la arquitectura del monodiámetro, varios factores son considerados en el análisis de cementado: el cementado será conducido en un pequeño espacio anular; El cementado será realizado en un ciclo térmico más rápido; y el compuesto de cementado tendrá que ser transmitido más para una "aproximación de vida del pozo" en una más severa condición de exposición. Todos estos factores tienen que ser tomados en cuenta durante ingeniería y proceso de diseño.

La suspensión de la densidad del cemento es aún mayor que la densidad de los fluidos de taladrado (lodo) usado para taladrar el intervalo. Cuerdas de cubiertas más largas pueden incrementar posteriormente los ECDs durante el cementado debido al incrementado peso de la columna hidrostática. En muchos casos, las propiedades de realización requeridas para una aplicación específica pueden ser alcanzadas con suspensiones de peso ligero. Alta fuerza de compresión, también alcanzada con suspensiones de peso ligero, no siempre pueden ser la primera consideración.

El tipo de soporte de estructura mecánica será relevante cuando las formaciones de cemento son seleccionadas. En el caso de tubería expansible, el cementado tiene que tolerar las fuerzas de compresión y no ser tan endurecidas que el quebrantamiento a largo plazo ocurra. Por lo tanto, las suspensiones de cemento deben de ser diseñadas para ajusfar la formación y mecánicamente soportar el alcanzar un deseado Módulo Joven y su enlace.

En cualquier caso, la unión de las varias formaciones a la interfase de cemento, y cemento para las interfases de soporte estructural mecánico (o químico) deben de ser consideradas. Ya sea una sola base de cemento con varios aditivos pueden ser formulados para manejar las varias formaciones son determinadas por especificaciones del pozo y su ubicación.

Posteriormente, es preferido que el fluido de taladrado sea fluido del tipo fácil de colocar para que la colocación ocurra a través del estrecho anular. Esto permitirá que la colocación del pozo desde los fluidos de barrenado para los fluidos de cementado ocurra. En formaciones no consolidadas, áreas del taladrado del barrenado pueda expandir su diámetro de 18 a 36 pulgadas, como ejemplo. Es preferido que el barrenado para la presente invención no tenga un diámetro mayor a alrededor de 12 a 13 pulgadas por 10-3/4 pulgadas de la cubierta. Así, el fluido de taladrado necesita ser fácil de mover a través del anular pero manteniendo las propiedades de ser capaz de mantener el control del pozo, mantener la estabilidad del barrenado, por ej emplo .

También es requerido un fluido de taladrado que genere una delgada masa de filtro. Si una delgada masa de filtro es desarrollada, resultará en grandes hoyos de erosión que son difíciles o imposibles de cementar uniformemente. Debido a que es difícil mover el fluido a través del anular es preferido el más movible o de más flujo, fluido de taladrado de manera que pase a través de todas las áreas y grapas alrededor de la cuerda de taladro.

La ejecución del cementado por el largo intervalo de cementado preferentemente comienza con un espaciador químico que ha sido diseñado específicamente para limpiar eficientemente el agujero del fluido de taladrado especializado y colocar el barrenado para un nuevo cementado. La colocación incorrecta o incompatibilidades del fluido de taladrado y el cemento resultan en un costoso y pobre trabajo de cementado.

Los espaciadores proveer una barrera entre los fluidos de taladrado y el cemento de manera que el cemento no contamine el fluido de taladrado, Mientras fluye el fluido de taladrado, los canales o cuerdas del fluido de taladrado y cemento se pueden mezclar debido a los turbulentos fluidos, Las cuerdas entre el fluido de ta..adrado y el cemento tendrán como resultado que el cemento tenga una pobre fuerza de compresión o pobre integridad. Para evitar que se mezclen, un espaciador es corrido ente el fluido de taladrado y el cemento sirviendo como barrera entre los dos fluidos. El espaciador es un fluido diferente, que, conforme es bombeado a través del anular, empuja los fluidos de taladrado, empuja el espaciador y se coloca con el cemento o compuesto o material sellador. Esto asegura que el cemento sea limpiado y pase arriba y abajo del anular. El fluido de taladrado es entonces circulado afuera del anular seguido por el cemento. Algunos cementos pueden ser una ligera espuma. Serán más ligeros que el fluido de taladrado. Asi, el fluido de taladrado tenderá a permanecer en el anular ya que es un fluido más pesado que el cemento de espuma. Un espaciador es usado de preferencia para separar el fluido de taladrado y la espuma de cemento.

Invirtiendo la circulación de la suspensión de cemento (circulación invertida) es un método alternativo para colocar el cemento en un Monopozo. Esta técnica es empleada cuando (1) ECDs necesitan ser reducidos para prevenir que la formación se quiebre o (2) largos intervalos de cubierta requieren cemento con significativa diferencia de temperaturas desde el fondo hasta el tope del cemento. Los mecanismos de colocación de la circulación invertida de velocidad y reologia de la suspensión son maximizados debido a los hidráulicos desde la presión hidrostática de la suspensión de cemento. La circulación invertida no sujeta todo el sistema de suspensión, para todo el fondo de temperaturas circulantes. Por lo tanto, esta técnica maximiza la habilidad para colocar suspensiones de cemento diseñadas para las especificas características mecánicas de las formaciones y perfiles de temperatura.

El pozo de monodiámetro presenta retos específicos para cementar una perforación de pozo. Habrán largas secciones de cementado ya que pueden haber dos o tres secciones de formaciones en el pozo. El anular entre la cubierta y la pared del pozo será estrecha para bombear el cemento entre la cubierta y el pozo algunas veces resultando en una menor tasa de bombeado y presiones limitadas. Las altas tasas de bombeado pueden resultar en un alto equivalente de densidad de circulación (ECD) que sobrepresuriza la fractura gradiente cuando es bombeado el cemento dentro de la formación. Bajas tasas de bombeado pueden ser requeridas debido al estrecho anular. Una baja tasa de bombeado requiere retardadores especíales de manera que el cemento no se endurecerá o se pondrá duro mientras es bombeado. Los retardadores permitirán que el cemento sea bombeado y también deberán de permitir que se desarrolle la fuerza de compresión del cemento después de que el cemento ha llegado a su locación permanente en el anular. Posteriormente, el levantado desde la perforación del pozo y centralización puede o no ser posibles debido al espacio anular. El compuesto de sellado de la presente invención es un fluido que fluye en cualquier abertura entre la cubierta expansible y la pared del pozo. Un material de endurecimiento tal como el Sello de Canal es usado antes del cementado para cerrar cualquier fuga en la pared del pozo.

Los pozos extendidos y horizontales pueden requerir que la cubierta flote usando un sistema de flotado. Uno puede considerar el sistema BACE (Un sistema d flotación balanceada), Solicitud de Patente U. S. Serial No. 09/655,623 solicitada el 31 de Agosto de 2000 y titulada Métodos y Aparatos para Crear Una Cámara de Cubierta de Flotación de un Pozo, incorporada aquí por referencia. Un sistema de flotación puede ser usado y hecho de un material compuesto.

Usando la cubierta expansible, la compresión de la cubierta a través del cemento puede crear el problema de microfracturar el cemento y desacompletar la integridad del cemento en algunos casos si la formulación del cemento no permite que se demore el endurecimiento, y elasticidad. Los selladores pueden ser usados en algunos casos las formulaciones de cemento deben de ser específicos para operaciones de cubierta expansible incluyendo el estrecho anular que estará en un pozo de monodiámetro .

Refiriéndonos ahora a la Figura 8 un compuesto de sellado 240 preferido para cubiertas/ forros expansibles es descrito en la Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/006,109 solicitada el 4 de Diciembre de 2001 titulada Cemento Elástico; la Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/243,001 solicitada el 13 de Septiembre de 2002 titulada Métodos y Compuestos para Sellar Una Tubería Expansible En un Pozo de Sonda; ambas incorporadas aquí por referencia. Los compuestos de sellado comprenden una mezcla de látex, ditio carbamato, óxido de zinc, y azufre para sellar una zona subterránea penetrada por un pozo. El azufre contiene componentes que vulcanizan el látex para formar un sólido. El látex de preferencia contiene un estireno/butadieno copolímero látex emulsión preparada por polimerización de emulsión. El radio del estireno para butadieno en el látex pude tener un rango de 10:90 a 90:10. La emulsión es una dispersión coloidal de copolímero. La dispersión coloidal incluye agua alrededor de 40-70", por peso de la emulsión. Además para el copolímero disperso, el látex a menudo incluye pequeñas cantidades de un emulsi ficador, catalizador de polimerización, cadena de agentes que modifican y similares. También, látex de estireno/butadieno son a menudo producidos comercialmente como látex que incluyen alrededor del 3 % por peso de un tercer monómero para ayudar en la estabilización de la emulsión d látex. El látex puede ser de cualquier variedad de materiales de caucho bien conocidos comercialmente disponibles que contienen una no-saturación del polímero. Grupos no iónicos que exhiben efectos esteáricos y que contienen grandes colas de etoxilatos o hidrocarbonos también pueden estar presentes. El compuesto de sellado posteriormente puede comprender ácido estático. El agente de peso puede ser fluoruro de sílice o alternativamente óxido de manganeso aditivo de peso o aún posteriormente como alternativa sílice cristalina. El compuesto de sellado posteriormente puede comprender alcohol acetilénico para deformar .

En otra modalidad expuesta en la Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/006,109 el compuesto de sellado incluye una mezcla de látex, ditio carbamato, óxido de zinc, azufre y un agente espumoso, en donde la mezcla es de espuma. Posteriormente, el compuesto puede comprender un agente de peso. El compuesto de sellado es compresible en su estado cuando es colocado contra la formación geológica porosa, y la modalidad alternativa del compuesto de sellado es compresible en ambos estados y no estados cuando es colocado en un sistema de sellado.

Métodos para sellar una pipa expansible son expuestos en la Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/177,568 solicitada el 21 de Junio de 2002 titulada Métodos para sellar Una Pipa Expansible en Pozos y Compuestos de Sellado, incorporada aquí por referencia. Un método preferido para sellar una pipa expansible, tal como una cubierta o forro en un pozo, incluye primero colocar la pipa expansible en el pozo y después hacer fluir un compuesto de sellado de cemento hidráulico compresible, que permanece competente cuando es comprimido, a través del anular entre el pozo y la pipa. El compuesto de sellado permite que se endurezca dentro de una masa impermeable y de ahí en adelante, la pipa expansible es expandida mientras el compuesto de sellado endurecido es comprimido .

En otro método expuesto en la Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/177,568 Una cubierta expansible es colocada en la perforación del pozo. Un compuesto sellador de espuma, comprende un cemento hidráulico, un látex de caucho, un estabilizador látex de caucho, un gas y una mezcla de espuma y surfactantes estabilizador de espuma, es entonces colocado en el anular entre el pozo y la cubierta. La cubierta expansible y el compuesto sellador de espuma es comprimido sobre la expansión de la cubierta expansible.

Ejemplos del cemento hidráulico que pueden ser usados en los métodos de arriba incluyen, pero no limitan a, cemento de aluminato de calcio, cemento Portland, cemento de horno de inyección de aire Portland. De éstos el cemento de aluminato de calcio es el preferido. Una variedad de látex bien conocidos pueden ser usadas incluyendo emulsión de látex copolimero estileno/butadina, emulsión de policloropreno, emulsión poliisopreno y emulsión de acrilonitrilibutadina . De éstos la emulsión de látex copolimero estileno/butadinaes preferida. Para prevenir que el látex acuoso se coagule prematuramente incrementando la viscosidad del compuesto sellador de espuma, una efectiva cantidad de surfactante estabilizador es incluida en el compuesto. El surfactante estabilizador de látex usado es incluido en el compuesto sellador de espuma en un rango de alrededor del 3¾ y el 6 % por peso del látex de caucho en el compuesto sellador de espuma, preferentemente en una cantidad de alrededor del 4%. El gas en el compresible compuesto sellador de espuma puede ser aire o nitrógeno siendo el nitrógeno el preferido. Varias mezclas de espuma y surfactante de espuma estabilizadora pueden ser usadas en el compuesto sellador de espuma. Una mezcla de alcohol éter etoxilatado sulfato surfactante, un alquil o alquileno amidopropil betaina surfactante y un alquil o alquileno amidopropil dimetil óxido de amina surfactante es preferido. El compuesto de sellado de espuma compresible también puede incluir un agente que incremente la viscosidad para suspender las partículas sólidas en el. Una bentonita es preferida. El compuesto sellador de espuma compresible también puede incluir un material de ajuste de peso de la densidad de las partículas sólidas suspendidas en él. Óxido de hierro es preferido. Una variedad de otros aditivos convencionales también pueden ser usados en el compuesto de sellado de espuma compresible incluyendo, pero no limitando, aditivos de control de la pérdida de fluidos, aceleradores, dispersantes y materiales de pérdida de circulación.

En los métodos, la expansión de las pipas expansibles comprimen el gas en el compuesto sellador de espuma pero el compuesto mantiene su competencia, por ejemplo, su integridad y propiedades de sellado, con lo que se previene la migración indeseable de fluidos entre zonas o formaciones penetradas por la perforación del pozo y físicamente sostiene y posiciona la pipa en el pozo.

Sensores pueden ser colocados en el área anular desde e incluyendo la pared de la cubierta hasta la pared del barrenado para medir y recolectar datos e información útil en el taladrado, terminación, producción y trabajo del pozo. Por ejemplo, los sensores pueden ser colocados en la pared de la cubierta/forro, en la superficie externa de la cubierta/forro, en el cementado o compuesto de sellado en el anular, en la cubierta química, en el fluido de taladrado o en la pared química o de reacción del pozo. Los sensores pueden estar dentro de la metalurgia de la cubierta de metal empotrados en la pared del compuesto de la cubierta. Los sensores pueden ser colocados en soluciones químicas para el barrenado. Los sensores también pueden ser colocados en el cemento o compuesto de sellado así como en la cubierta química. Los sensores también pueden ser colocados ya sea en la sección superior del barrenado o en la sección inferior del barrenado extendiéndose a través de las formaciones producidas .

Los sensores pueden ser de varios tipos. Un tipo de sensor puede ser hecho usando la nanotecnología . Los sensores no son necesariamente sensores metálicos pero pueden ser un plasma, un fluido químico o partículas. Los sensores no necesitan ser eléctricos. Los datos o información de los sensores es adquirida por varios medios tales como el uso de acústicos, tecnología de vibraciones, tecnología de banda, tecnología de frecuencia de radio o algo similar. Los sensores no requieren cables u otros conductores para transmitir o almacenar los datos e información de los sensores .

Los sensores pueden ser usados para obtener cualquier tipo de datos del de los parámetros del agujero, depósito o la condición del equipo instalado o corrido en el pozo. Los sensores son colocados en el pozo durante el taladrado del pozo. Las señales siendo mandadas durante el taladrado serán propagadas hacia la superficie u otro receptor para proveer información durante el taladrado del pozo. Por ejemplo, un nuevo pozo debe de taladrarse junto a uno ya existente. Los sensores pueden ser para ambos, el pozo ya existente y el pozo siendo taladrado. El pozo siendo taladrado es taladrado por medio de un ensamble de fondo teniendo herramientas MWD y LWD que son capaces de recibir señales desde los sensores del pozo adyacente. Los sensores pueden medir la velocidad de transmisión de olas o vibraciones entre dos pozos. También pueden detectar un flujo que se propague entre los pozos. Por ejemplo, el agua puede ser inyectada en un pozo causando que el flujo de agua a un pozo en producción. Los sensores son capaces de detectar si las eficiencias de barrido están siendo alcanzadas tales como barridas de recuperación. Los sensores también pueden obtener información en relación con el taladrado. También los sensores son útiles cuando el pozo se encuentra en un área de alta corrosión. Los sensores pueden indicar si el barrenado está saliéndose o la corrosión ha ocurrido.

Los métodos y aparatos arriba descritos son usados para taladrar y completar un pozo de monodiámetro con calidad de barrenado que tiene eficiencia diamétrica. Lo siguiente describe varios aparatos y métodos de cubierta del barrenado de monodiámetro con una cubierta de monodiámetro. Sobre alcanzar la barrera de la formación, un sistema de entrega de monobarrenado puede ser usado en la cubierta de monodiámetro para crear un Monopozo, de aquí en adelante descrito en detalle .

Las Figuras 3 y 9A-G ilustran las diferentes etapas del barrenado y método de terminación de una modalidad preferida de la presente invención. Las Figuras 9A-G y 3 muestran las etapas secuenciales o pasos en el taladrado y terminación del pozo. Las Figuras 3 y 9A-Gson ejemplares de un método y aparato de una modalidad preferida de la presente invención. Aunque el método y aparato de la presente invención son son igualmente aplicables a pozos de tierra en donde la aparejo esta como base en la tierra o los pozos de alta mar en donde la aparejo está en una plataforma de alta mar o contenedor, para propósitos de descripción, las Figuras 3 y 9A-G ilustran un ejemplo de un pozo de basen la tierra.

Las tecnologías del Monopozo integradas pueden ser desplegadas a través de aparejos de alta mar tradicionales, aparejo de tierra tradicional, trabajo hidráulico, unidad de tubería enroscada o tubería enroscada de compuesto de cables . En las aparejos de alta mar y de tierra tradicionales, la reducción de los volúmenes de lodo efectivamente disminuye los requerimientos de aparejos. Los sistemas de taladrado y cubierta pueden proveer y agregar beneficios para construir un Monopozo, tal como reducir los viajes u la pipa de taladrado. Los principios generales para incrementar la eficiencia de la construcción del pozo son sostenidos y están consideradas cuando se diseña un Monopozo específico. Mientras que las aparejos tradicionales pueden ser usadas para taladrar las secciones de depósito del Monopozo, beneficios adicionales son derivaos del uso de la tubería enroscada de compuesto de cable y técnicas de balanceo descrito de aquí en adelante.

Aunque el pozo 12 puede ser formado usando varios equipos de taladrado y técnicas de taladrado, las Figuras 3 y 9A-G ilustran un ensamble del agujero 20 colocado en el extremo de una cuerda de trabajo 22. La cuerda de trabajo 22, por ejemplo, puede juntar la pipa 24 extendiéndose desde la superficie 14 desde la aparejo 34, o desde un barco de taladro en el caso de un pozo del mar. Refiriéndonos particularmente a la Figura 9A, el ensamble del agujero 20 puede incluir taladrado direccional (por ejemplo, motores de lodo) , un geo-piloto o herramientas de evolución de formación. Preferentemente el ensamble de agujero 20 incluye una broca 24, un motor de profundidad 26, un escariador de broca cercana 28, una medición mientras se ensambla el taladrado (MDW) 30, y un cortador mientras es ensamblado el taladrado 32 (LWD) . Debe de ser apreciado que la broca puede se una broca de hierro o no y puede o no incluir sensores. Las herramientas MWD determinan la ubicación de la broca en relación con la profundidad y las herramientas LWD incluyen herramientas de corte para la evaluación de la formación. El ensamble del profundidad 20 también puede incluir herramientas para direccionar arriba y abajo el ensamble LWD 32. También debe de ser entendido que el ensamble 20 puede incluir tecnología "a la cabeza de la broca" de Halliburton en donde el ensamble MWD 30 y el ensamble LWD 32 miden los parámetros profundidad en el avance de la broca así como mandan ondas de pulsos dentro de la formación a la cabeza de la broca y mide LWD y parámetros sísmicos. El ensamble profundidad puede incluir tecnología de punto de la broca aplicada desde un Geo-Piloto, aparato rotativo gobernable.

Aunque el escariador de broca cercana 28 puede ser ubicado entre la broca 24 y el motor 26, es preferible que se ubique arriba del motor 26. Aunque un escariador de broca cercana es preferido, no es requerido. Una ventaja del escariador de broca cercana 28 es que el escariador de broca cercana permite que el barrenado sea escariado mientras se aplica la cubierta química, como se describe de aquí en adelante, o puede ser usado durante el taladrado de la formación para limpiar cualquier exceso que dañe la formación o para suavizar un barrenado no suave para hacer el barrenado más suave para la cubierta expansible, pantalla expansible o terminación a ser aplicada.

Debe de ser apreciado que la cubierta química puede ser aplicada en cualquier momento durante el taladrado del barrenado como se explica de aquí en adelante.

Preferentemente la broca 24 y el motor profundidad 26 son una broca de pulido de perforación, con un ensamble de motor de lodo en donde el ensamble del motor de lodo 26 es anexado directamente a la broca 24. Esta combinación minimiza la tortuosidad en el barrenado 10 se manera que el diámetro de barrenado puede ser consistente y suave. Una broca de pulido de perforación es preferida para los barrenados no productivos 10A para los primeros 14,000 pies. Un Geo-Piloto , un aparato rotativo gobernable, con una larga broca de calibrado, son preferidos para grandes profundidades.

Aunque no es requerido para el barrenado no productivo 10A, la broca de pulido de perforación 24, o Geo-piloto/broca, es usado cuando es taladrado el barrenado productivo 10B a través de la productiva zona de depósito 30. El sistema de pulido de la perforación incluye una broca 24 y un motor de lodo 26, que son de preferencia unidades acoplables, para evitar que la broca tienda a taladrar en una dirección mientras el motor tiende a moverse en otra dirección introduciendo tortuosidad en el barrenado. El sistema de pulido de perforación y el Sistema de Geo-Piloto son parte de todo el sistema de taladrado y apilado que produce un barrenado de calidad. La tortuosidad crea bolsas en la pared del barrenado permitiendo los lavados del barrenado tales como la cubierta no sean propiamente sostenidos en el barrenado. El soporte de cementado perfecto es difícil de alcanzar en donde hay tortuosidad.

Refiriéndonos ahora a las Figuras 10 y 11 muestran un ensamble de fondo de agujero teniendo un motor de desplazamiento positivo (PDM) conducido mediante el bombeo del fluido profundidad a través del motor para rotar la broca, y la Figura 11 muestra un BHA con aparato rotable gobernable (RSD) de manera que la broca sea rotada rotando las cuerdas del taladro en la superficie. El BHA disminuye el alojamiento que rodea el mango de rotación es de preferencia "pulido" en donde tiene un diámetro sustancialmente uniforme en la superficie exterior sin estabilizadores extendiéndose radialmente de él. El alojamiento en un PDM tiene un encorvamiento. El encorvamiento en un PDM ocurre en la intersección del poder de la sección del eje central y las conexiones bajas de la sección de eje central. El ángulo de encorvamiento en un PDM es el ángulo entre estos dos ejes. El alojamiento en un RSD no tiene encorvamiento. El encorvamiento en un RSD ocurre en la intersección del alojamiento del eje central y el mango inferior del eje central. El ángulo de encorvamiento en un RSD es el ángulo entre estos dos ejes. El ensamble del fondo de agujero incluye una larga broca de calibración, con la broca teniendo una cara de broca teniendo filos en ésta y definiendo un diámetro de broca, y una gran sección cilindrica de calibración sobre la cara de la broca. La longitud total de calibración de la broca de al menos 75% del diámetro de la broca. La longitud total del calibrador de una broca de taladro es la longitud axial desde el punto en donde la estructura de corte alcanza todo el diámetro hasta el tope de la sección de calibrado. Al menos el 50% de la longitud total del calibrador está sustancialmente calibrada en su totalidad. Más importante, el espacio axial entre la encorvadura y la cara de la broca es controlado para menos de doce veces el diámetro de la broca.

Refiriéndonos ahora a la Figura 10, ahí se muestra un sistema de pulido de perforación incluyendo un ensamble de fondo de agujero (BHA) 310 teniendo un motor de deslizamiento positivo (PDM) 312 que es convencionalmente suspendido en el pozo desde la cuerda tubular tejida. Tal como una cuerda de taladro 344, aunque alternativamente el PDM 312 puede ser suspendido en el pozo desde la tubería enroscada. El PDM 312 incluye un alojamiento de motor 314 teniendo una superficie externa sustancialmente cilindrica a lo largo de al menos sustancialmente su longitud entera. El motor tiene una sección de poder superior 316 que incluye un rotor lobulado 317 para rotar el mango de entrada del motor 315en respuesta al fluido siendo bombeado a través de la sección de poder 316. Así que el fluido fluye a través del estator del motor para rotar el eje curveado o rotor lobulado 317. Un alojamiento de conexión bajo 318 aloja un ensamble de paquete de conexiones 319 que comprenden ambos, los cojinetes y las conexiones radiales. El alojamiento 318 es provisto debajo del alojamiento de encorvadura 330, de manera que la sección de poder del eje central 332 es equipada desde las conexiones bajas de la sección del eje central 334 por el ángulo de encorvadura seleccionado. Este ángulo de encorvadura está exagerado en la Figura 10 para claridad, y es menor de alrededor de 1.5 grados. La Figura 10 También ilustra de manera simple la ubicación de un sistema MWD 340 posicionado sobre el motor 312. El sistema MWD 340 transmite señales a la superficie del pozo en tiempo real. El BHS 310 también incluye un ensamble de collar de taladro 342 proveyendo el peso deseado de la broca (WOB) a la broca rotativa. La mayor parte de la cuerda de taladro 344 comprende longitudes de pipa de taladro metálicas, y varias herramientas de profundidad, tales como subs de cruzadas, estabilizadores, jarras, etc. pueden ser incluidas a lo largo de la longitud de la cuerda de taladro.

El término "alojamiento de motor" como es usado aquí significa el componente exterior de la PDM 312 desde al menos el extremo más alto de la sección de poder 316 al extremo más bajo del alojamiento de conexión 318. El alojamiento de motor no incluye estabilizador en éste, que son componentes extendidos radialmente hacia fuera desde la superficie externa cilindrica de un alojamiento de motor que se ajusta a las paredes del barrenado para estabilizar el motor. Estos estabilizadores funcionalmente son partes de un alojamiento de motor, u concordantemente con el término "alojamiento de motor" como es usado aquí incluirá cualquier componente extendido radialmente, tal como los estabilizadores, que se extienden hacia fuera desde la otra superficie externa de uniforme diámetro cilindrico del alojamiento del motor para ajustarse con la pared del barrenado para estabilizar el motor .

El alojamiento de encorvadura 330 contiene la encorvadura 331 que ocurre en la intersección del poder de la sección del eje central 332 y la baja sección de conexiones del eje central 334. El ángulo de encovadura seleccionado es el ángulo entre los dos ejes. En una modalidad preferida, el alojamiento de encorvadura 330 es un alojamiento de encorvado ajustable de manera que el ángulo de la encorvadura 331 puede ser ajustado selectivamente en el campo por el operador del taladrado. Alternativamente, el alojamiento de encorvadura 330 puede tener una encorvadura 331 con un ángulo de encorvadura acomodado en éste.

El BHA 310 también incluye una broca rotativa 320 teniendo un extremo de cara de broca 322. Una broca 320 incluye una sección de largo calibrado 324 con una superficie externa sustancialmente cilindrica 326 de está. Los filos de acomodados del PDC 328 son de preferencia posicionados alrededor de la cara de broca 322. La cara de broca 322 es integral con la larga sección de calibrado 324. La total longitud de calibrado de la broca es al menos del 75% del diámetro de la broca como es definido por la totalidad del diámetro de la cara de extremo filos 322, preferentemente la longitud total del calibrado es de al menos el 90% del diámetro de la broca. En muchas aplicaciones, la broca 320 tendrá una longitud total de calibrado desde una y una y media veces el diámetro de la broca. La longitud total de calibrado de una broca de taladro es la longitud axial desde el punto donde la estructura de filos alcanza su diámetro total hasta la punta de la sección de calibrado 324, cuya superficie externa sustancialmente cilindrica 326 es paralela a la del eje de la broca y actúa para estabilizarla estructura filosa lateralmente. La larga sección de calibrado 324 de la broca puede ser ligeramente más pequeña comparado con el diámetro de la broca. La superficie cilindrica sustancialmente uniforme 326 puede ser ligeramente adelgazada o escalonada, para evitar los efectos de deterioro de tolerar el apilado si la broca es ensamblada desde una o más piezas maquinadas separadamente, y aún provee estabilidad lateral a la estructura filosa. Para posteriormente proveer la estabilidad lateral a la estructura filosa, al menos el 50¾ de la longitud total de calibrado es considerada un calibrado completo .

La broca de taladro preferida puede ser configurada para contar para la fuerza, abrasividad, plasticidad y taladrado de la roca en particular siendo taladrada en la desviación del agujero. Los sistemas de análisis de taladrado como son expuestos en la Patente U. S. 5,704,436, 5,767,399 y 5,749,720, todas aquí incorporadas por referencia, pueden ser usadas de manera que la broca usada, sea idealmente adecuada para el tipo de roca y los parámetros de taladrado. La broca de largo calibrado actúa como una broca cercana estabilizadora que le permite a uno usar menores ángulos de encorvadura y bajar el WOB para alcanzar la misma tasa de construcción .

Los sensores de preferencia pueden ser usados cuando es colocado en una broca de rodillo de cono de sellado acústico. Los sensores que miden la temperatura, presión, y/o conductividad del aceite de lubricación en la cámara de conexión del rodillo de cono puede ser usado para hacer mediciones indicativas del sello o falla de conexión ya sea que haya ocurrido o sea inminente.

Refiriéndonos ahora a la Figura 11, la fuente conductora para rotar la broca no es un motor PDM, sino una aplicación rotativa gobernable, con el alojamiento rotativo gobernable 412 recibiendo el mango 414 que es rotado mediante la rotación de la cuerda de taladrado en la superficie. Varios miembros de conexión 420,474,472 son axialmente posicionados a lo largo del mango 414. Nuevamente, aquellos habilidosos en el artificio deben de entender que el mecanismo rotativo gobernable mostrado en la Figura 11 es altamente simplificado. La broca 460 puede incluir varios sensores 466, 468 que pueden ser montados en un empaque inserto 462 provisto con un puerto de dato 464.

El concepto de barrenado pulido también puede ser aplicado a aplicaciones de rotación manejable. Un aparato de rotación gobernable (RSD) es un aparato que parpadea o aplica una fuerza fuera del eje a la broca en la dirección deseada para gobernar un pozo direccional mientras la cuerda de taladro completa es rotada. Típicamente, un RSD reemplazará un PDM en la BH7A y la cuerda de taladro será rotada desde la superficie para rotar la broca. Pueden haber circunstancias en donde la PDM derecha puede ser colocada arriba de una RSD para varias razones: (1) para incrementar la velocidad de rotación de la broca a estar arriba de la velocidad rotativa de la cuerda de taladro para una mayor RQP; (ii) para proveer una fuente un rotativo espacio cercano y poder para la broca; (iii) y para proveer la rotación de la broca y rotatividad durante el taladrado con tubería enroscada.

La Figura 11 describe una aplicación usando un aparato de rotación gobernable (RSD) 410 en el lugar de PDM. La RSD tiene un encorvado corto para la longitud de la cara de la broca y una gran broca de calibrado. Mientras es gobernable, el control direccional con la RSD es similar al control dirección con el PDM. Los beneficios primarios de la presente invención pueden por lo tanto ser aplicados mientras es gobernado con el RSD.

Un RSD permite que la entera cuerda de taladro a ser rotada desde la superficie para rotar la broca de taladro, mientras sea gobernada un pozo dirección. Así un RSD permite al taladro mantener la cara de la herramienta deseada y el ángulo de encorvado, mientras maximiza la cuerda de taladro RPM e incrementa ROP. Ya que no está involucrado el deslizamiento con el RSD, los problemas tradicionales relacionados al deslizamiento, tales como la transferencia de peso discontinuo, pegado del diferencial, lavado del agujero, y problemas de arrastre, son en gran medida reducidos. Las patas de perro locales son minimizadas y el efecto de la tortuosidad y otros problemas son significativamente reducidos. Con éste sistema, uno optimiza la habilidad para terminar el pozo mientras se mejora el ROP y prolonga la vida de la broca.

La Figura 11 describe un BHA para el taladrado de un barrenado en el que el RSD 410 reemplaza la PDM 312. La RSD en la Figura 11 incluye un continuo, vacio, mango de rotación 414 dentro de un alojamiento sustancialmente no rotativo 412. La deflexión radial del mango de rotación dentro del alojamiento por una unidad de cámara de doble anillo concéntrico 474 causa que el extremo inferior del mango 422 pivotee alrededor de un sistema de conexiones esféricas 420. La intersección del eje central del alojamiento 430 y el eje central del mango pivotado debajo del sistema de conexiones esféricas 424 define el encorvado 432 para direccionar los propósitos del taladrado. Mientras es gobernado, el encorvado 432 es mantenido en una cara de la herramienta y ángulo de encorvado deseado por la cámara de doble anillo concéntrico 474. Para taladrar derecho, la cámara de doble anillo concéntrico es acomodadas de manera que la deflexión del mango es recibida y el eje central del mango debajo del sistema de conexiones esféricas 424se coloca en linea con el eje central del alojamiento 430. Las características de este RSD son descritas abajo con mayor detalle.

El RSD 410 en la Figura 11 incluye un alojamiento sustancialmente no rotativo 412 y un mango rotativo 414. La rotación del alojamiento es limitada por un aparato de anti rotación 416 montado en el alojamiento sustancialmente no rotativo 412. El mango rotativo 414 es anexado a la broca rotativa 360 en el fondo de la RSD 410 y al conductor sub 417 ubicado cerca del extremo superior de la RSD a través de los aparatos de montadura 418. Un ensamble de conexiones esféricas 420 contiene la rotación del mango 414 para el alojamiento no rotativo 412 en direcciones axiales y radiales mientras permite que el mango rotativo 414 pivote con respecto al alojamiento no rotativo 412.

Durante el gobernado, el control direccional es alcanzado mediante la deflexión radial del mango de rotación 414en la dirección deseada y en la magnitud deseada dentro del alojamiento no rotativo 412 a un punto sobre el ensamble de conexiones esféricas 420. La deflexión puede ser alcanzada usando una unidad de cámara de dobles anillos concéntricos 474.

El método para formar un pozo de monodiámetro 10 incluye taladrar un barrenado no productivo de monodiámetro 10A desde la superficie 14 a la barrera de depósito 16, de preferencia en un viaje dentro del pozo, usando un ensamble de profundidad 20. Una vez que el barrenado no productivo de monodiámetro 10A ha sido formado como se muestra en la Figura 3, la cuerda de trabajo 22 y el ensamble de profundidad 20 son eliminados del pozo no productivo de monodiámetro 10A con un diámetro sustancialmente común 18extendiéndose desde la superficie 14 hasta el tope del depósito 30 del pozo 12. Después de que el barrenado no productivo de monodiámetro 10A es taladrado, un barrenado productivo de monodiámetro 10B es taladrado desde la barrera de depósito 16 y atraviesa o a través del depósito 30 hasta el fondo del pozo 15. Debe de ser apreciado que aunque las Figuras 9A-G y 3 ilustran un pozo vertical, el pozo puede estar en la orilla o en alta mar y puede ser un nuevo barrenado, un barrenado vertical, un barrenado derecho, un barrenado de alcance extendido, un barrenado extendido y existente, un barrenado de perforado lateral, un barrenado horizontal, un barrenado desviado, un barrenado de múltiples lados, u otro tipo de barrenados para taladrar y terminar uno o más zonas de producción.

Las Figuras 3 y 9A-G ilustran ejemplos de varias etapas de taladrado de un pozo 10 de monodiámetro usando una modalidad preferida de la presente invención. Refiriéndonos particularmente a la Figura 9A, una cubierta conductora 38 para sostener la cabeza de pozo 40 es instalada dentro de la superficie de la tierra 14 tal como el taladrado, o en el caso de un pozo de sub mar mediante el muelleo dentro del piso del mar. El ensamble de profundidad 20 en las cuerdas de trabajo 22 taladran una sección inicial 46 de barrenado 10A con fluido de taladrado 68 pasando a través de la cuerda de trabajo para proveer poder al motor de lodo 26 y para remover los cortes del anular 42 formados por la cuerda de trabajo 22 y una pared de barrenado 44. El motor de lodo de taladrado 26 en turno proporciona la fuerza para toda la broca de amontonado 24 produciendo un barrenado de diámetro uniforme 48. la broca puede ser o no balanceada por la energía. La primera sección 46 del barrenado 12 es taladrado a profundidad y a través de una barrera de formación 50 usando el fluido d taladrado 68. Ciertas características de los fluidos de taladrado toleran el taladrado del pozo de monodiámetro como es descrito de aquí en adelante.

La barrera de formación 50 puede ser cualquier cambio en la formación. La arcilla es una barrera de formación típica dividiendo diferentes litologías, zonas de presión o densidad de zonas circulación equivalente (ECD) . Una vez que el taladrado alcanza uno de estos tipos de barreras, entonces el barrenado es cubierto ya sea por cubierta química, cubierta expansible o combinación de éstas.

En la mayoría de los pozos, particularmente en los pozos profundos que pasan a través de diferentes formaciones, es necesario proveer soporte para la formación alrededor del pozo no productivo de monodiámetro 10A y contener los fluidos de la formación, materiales de la tierra o sólidos que pueden de cualquier manera mezclar con el lodo de taladrado y/o producir fluidos. En formaciones más permeables, también es necesario sellar el barrenado para prevenir la pérdida de fluidos dentro de la formación. Cada una de estas funciones puede ser provista cubriendo el pozo no productivo 10A ya sea por una cubierta química o revistiendo metálicamente con una cubierta o revestimiento metálico expansible con una cubierta normal después de que varias soluciones químicas han sido usadas a través de la barrera de formación 50.

Refiriéndonos ahora a la Figura 9B, una ves que el ensamble de profundidad 20 taladra a través de la barrera 50, los brazos 52 con filos rotativos 54 en un escariador de broca cercana 28 son expandidos para escarear la sección de barrenado 46 por las cuerdas de trabajo 22. Mientras que el escariador de broca cercana 28 es sacado la sección 46 taladrada previamente, el barrenado es escariado y alargado a un mayor diámetro 58. El escariador 28 también sirve para otras funciones tales como el limpiado del barrenado previamente taladrado para una mejor y más suave geometría del barrenado.

Mientras que el barrenado es taladrado, una cubierta química 60 puede ser aplicada a la pared del barrenado 44. La cubierta química 60 incluye químicos que permean la formación alrededor del el pozo no productivo 10A y cambia las características mecánicas de las formaciones. Las cubiertas químicas se solidifican en la formación para formar la cubierta química 60. La cubierta química sólida 60 sella y adhiere las formaciones y así se fija para formar una barrera alrededor de la pared del pozo 44. Dependiendo del tipo de cubierta química usada, la solidificación puede ser una función de tiempo o de temperatura, o puede ser accionada por el contacto entre las cubiertas químicas y los líquidos o gases en las formaciones. Por ejemplo, algunas mezclas de cubiertas químicas se solidifican al contacto con formaciones de agua.

Refiriéndonos ahora a la Figura 9C, la cubierta química 60 puede sostener la sección 46 del barrenado 10A hasta que el barrenado 10A sea completamente taladrado, entonces el pozo 12 puede ser cubierto con otras cubiertas, tales como una cubierta metálica. Es preferible aplicar una cubierta química 60 durante el taladrado ya que esto provee soporte a la pared de la formación 44 sin restringir el diámetro del barrenado 10 con lo que se provee sustancialmente un mismo diámetro. Ver Patente U. S.

Solicitud Serial No. 10/170,400 solicitada el 13 de Junio de 2002 y titulada Métodos para Consolidar Formaciones o Formaciones de Cubiertas Químicas o Ambas Durante el Taladrado, de aquí en adelante incorporada por referencia.

Una modalidad de la cubierta química 60 incluye un sistema de dos componentes llamados Material de base catalítica y un conjunto de material. El material de base catalítica es inactivo hasta que es activado por el conjunto de material. El material de base catalítica es un material penetrante que penetra en la formación. Entonces el conjunto de material fluye después del material de base catalítica, con el material de base catalítica actuando como catalizador para el conjunto de material causando que se solidifique. El material de base catalítica es de preferencia mezclado con los fluidos de taladrado 68 y permea las formaciones durante el taladrado. El conjunto de materiales es entonces aplicado activando el material de base catalítica para formar un sólido y la cubierta química 60. El conjunto de materiales es salpicado en el proceso de manera que permea la formación. Bajo la perneada de la formación, el conjunto de material catalizado sella la formación alrededor de la pared del pozo 44. La cubierta química 60 puede permear la formación para cambiar las características mecánicas de la formación o meramente cubrir la pared del pozo 44 formando una cubierta química sólida anular dentro del barrenado 10.

El material de base catalítica puede ser un polímero que sirve como catalizador para el conjunto de material que puede ser una resina. Típicamente, la cubierta química 60 es la combinación de un polímero con tecnología de resina. Un polímero es un polietileno imina (PEI) polímero y una resina es una resina de tipo melamina. Por ejemplo, la tecnología de una resina de tipo melamina cuando es combinado con el polímero PEI se solidifica para formar una cubierta química. Primero es aplicado el polímero y después la resina es aplicada subsecuentemente con el polímero sirviendo como catalizador para la resina. Por ejemplo, El polímero PEI penetra la formación y actúa como un catalizador para la resina melamina.

La resina puede ser aplicada ya sea en estado líquido o sólido. Hay dos tipos de resina melamina, una resina soluble que es un líquido claro y es completamente soluble, o un sólido que es un material particulado. El líquido permea la formación en donde el polímero es colocado y es catalizado en la formación para cambiar las características mecánicas de la formación. Depende de las propiedades deseadas para la formación. Las partículas forman una pared para la cubierta química 60. si las propiedades mecánicas de la formación van a ser cambiadas, la resina será en estado liquido para permear la formación. Si sólo una capa va a ser formada alrededor del interior de la pared del barrenado 44, la resina es una partícula que meramente forma una pared. La flexibilidad permite que la formación sea tratada como es deseado dependiendo de las formaciones particulares.

Un método preferido para formar las cubiertas químicas en un pozo para mejorar la fuerza mecánica de éstos y proveer una zona aislada para prevenir el flujo del fluido entre zonas o formaciones durante el taladrado del pozo es de la siguiente manera. El pozo es taladrado con un fluido de taladrado teniendo un pH en un rango de alrededor del 6 hasta el 10, de preferencia 8. El fluido de taladrado está compuesto de agua, agua soluble o polímero soluble en agua que tiene un vínculo cruzado por una resina termoendurecida y causa que la resina se endurezca cuando es curada, una resina sólida termoendurecida de partícula curable, una resina termoendurecida soluble en agua, y ácidos catalizadores dispersos para curar la resina sólida termoendurecida y resina termoendurecida soluble en agua. Los componentes del fluido de taladrado de una pasta de filtro en las paredes del pozo que se curan en la cubierta química de vínculo cruzado dura de éste.

El agua soluble o polímero disperso, incluye pero no limita, son polímeros conteniendo uno o más grupos funcionales de hidroxido, amida carboxilo y epóxico. Ejemplos de dichos polímeros incluyen, mas no limitan, látex acrílico, polivinilalcohol, polivinilbutiral , poliéster, ácidos polialquilacrílico, poliuretanos, polímeros acrilamidas, proteínas, poliolos y polisacáridos tales como quitosan, hidroxieti1celulosa, carboximetilhidroxietilcelulosa, almidosnes solubles en agua, goma guar, goma xantan, goma welan, goma carragenarn y goma arábiga. El polímero es incluido en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5% al 20% por peso del agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 10% por peso del agua, más preferible en una cantidad de alrededor del 3 % .

Como es mencionado arriba, las partículas de resinas termoendurecidas sólidas curables tienen un tamaño en un rango desde alrededor de 50 hasta alrededor de 1000 microns y son seleccionadas de un tipo de resinas melamina-formaldehídos , resinas del tipo de urea-formaldehídos o resinas del tipo de fenol-formaldehídos y más preferible de partículas sólidas de alquil éter de resinas de urea-formaldehídos . De éstos, las partículas sólidas de alquil éter de resinas de melamina-formaldehídos son preferidas. Las partículas curables de resinas sólidas termoendurecidas son incluidas en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 50% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 10% al 30% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 15%.

Las resinas termoendurecidas solubles en agua son seleccionadas de un tipo de resinas melamina-formaldehídos, resinas del tipo de urea-formaldehídos o resinas del tipo de fenol-formaldehídos y más preferible de alquil éter de resinas de melamina-formaldehídos soluble en agua, alquil éter de resinas de urea-formaldehídos solubles en agua. De éstos, las alquil éter de resinas de melamina-formaldehídos solubles en agua, son preferidas. La resina termoendurecida soluble en agua está incluida en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 80% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 20% al 70% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 50%.

El ácido en el retraso del ácido catalizador disperso es un ácido seleccionado desde un grupo consistente de ácido sulfónico P-tolueno, ácido sulfónico dinonilaftalina, ácido sulfónico dodecil benceno, ácido oxálico, ácido maléico, ácido hexámico, copolimero de Italia, ácido acrílico, ácido sulfónico trifluorometano, ácido fosfórico, ácido de hidroclorato, ácido sulfámico y sales de amonio que producen ácidos cuando son disueltos en agua. De éstos, el cloruro de amonio es preferido. El ácido en el retraso del ácido usado está incluido en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5?5 al 8% por peso de la resina termoendurecida en el agua de fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 6% por peso de la resina y más preferible en una cantidad de alrededor del 4%.

El ácido en el retraso del ácido catalizador disperso puede ser entregado usando varias técnicas conocidas por aquellos habilidosos en el artificio. Una técnica preferida para controlar la liberación del ácido catalizador usado es causar que el ácido sea absorbido en un particular material sólido poroso en donde el ácido es encapsulado. Cuando el ácido es encapsulado se combina con el fluido de taladrado, es lentamente liberado dentro del fluido de taladrado. Mientras una variedad de materiales sólidos porosos pueden ser usados, son particularmente adecuados materiales tales como materiales sólidos porosos inorgánicos que permanecen secos y libres de absorber el aditivo de liquido químico dentro de él. Ejemplos de dichos materiales sólidos porosos incluyen, pero no limitan, óxidos metálicos, por ejemplo, silícea y alúmina; sales metales de alúmina-silicatos, por ejemplo, zeolitos y arcillas e hidrotalcitsa; y otros. De los diferentes materiales sólidos de poros que pueden ser usados las partículas de sílice porosa es preferido con precipitado de silícea siendo el más preferido.

La liberación retrasada del líquido químico aditivo absorbido las partículas del precipitado de silícea, es por osmosis con lo que el líquido químico encapsulado se difusa a través del material sólido poroso como resultado de estar a una más alta concentración dentro del material poroso que su concentración en el fluido líquido afuera del material poroso. Para entregar la liberación de un líquido químico aditivo, el precipitado de silícea poroso puede ser cubierto con una lenta cubierta soluble. Ejemplos de materiales lentos adecuados que pueden ser usados incluyen, pero no limitan, caucho EDPM, polivinildicloruro (PVDC) , nylon, ceras, poliuretanos, acrílicos parcialmente hidrolizados de vínculo cruzado y parecidos. Una descripción más detallada de técnicas de encapsulado descritas arriba están mencionadas en la Patente U. S. No. 6,209,646 solicitada el 3 de abril de 2001 para Reddy et al., La exposición de las que está aquí incorporada por referencia.

Para fortalecer la cubierta química formada en el pozo, uno o más materiales de refuerzo pueden ser incluidos en el fluido de taladrado. Los materiales de refuerzo se vuelven parte de la masa de filtro depositada en las paredes del pozo que curan dentro de la cubierta endurecida de éste. La presencia de materiales de refuerzo en la cubierta química fuerte, dura y ruda provee resistencia adicional a la cubierta química. Los materiales de refuerzo insolubles que pueden ser usados incluyen, pero no limitan, fibras de carbón, fibra de vidrio, fibra mineral, fibra celulosa, sílice, zeolita, alúmina semihidrato de sulfato de calcio, látex acrílico, poliol-poléster y polivinil butiral. De éstos, los materiales de fibra o semihidratos de sulfato de calcio son los preferidos. Cuando son usados, el material de refuerzo es incluido en el fluido de taladrado en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 2% al 25¾ por peso de la resina termoendurecida en el agua de fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 5¾ al 20¾ por peso de la resina y más preferible en una cantidad de alrededor del 10%.

Como se mencionó arriba, el fluido de taladrado puede incluir otro aditivo de fluido de taladrado convencional que son bien conocidos por aquellos habilidosos en el artificio.

Un método combinado para ambas zonas o formaciones consolidadas y no consolidadas y para formar una cubierta química en el pozo penetrando las zonas o formaciones débiles para mejorar la fuerza mecánica de éste y/o proveer una zona aislada mientras es taladrado el pozo es de la siguiente manera. Un pozo es taladrado con un fluido de taladrado teniendo un pH en un rango de alrededor de 6 a 10, preferentemente alrededor de 8. El fluido de taladrado está compuesto de agua, un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones que son absorbidos en las formaciones no consolidadas, arcillas, piedras de arena y similares, una agua soluble o polímero disperso que es unido a una resina termoendurecida y causa que la resina se endurezca y sea resistente cuando sea curada, una resina termoendurecida, una resina termoendurecida soluble en agua y un ácido catalizador disperso para curar la resina termoendurecida, el fluido de taladrado formando una masa de filtro en las paredes del pozo que curan y consolidad las zonas y formaciones débiles no consolidadas penetradas por el pozo de manera que la degradación es prevenida y forma una cubierta química dura y ruda de vínculo cruzado en las paredes del pozo.

El catalizador catiónico polimérico en el fluido de taladrado es seleccionado de un grupo consistente de polietilamina, poli (dimetilaminoetilmetacrilato) y poli (dimetilaminopropyl-metacrilato) . De éstos, la polietilemina es preferida. El catalizador de polímeros catiónicos es generalmente incluido en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de desde alrededor del 1¾ alrededor del 15% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor de 2% alrededor del 10% por peso del agua y más preferiblemente en una cantidad de alrededor del 6¾.

El agua soluble o polímero disperso que están unidos por las resinas termoendurecidas usadas en el fluido de taladrado son seleccionados desde polímeros conteniendo uno o más grupos funcionales de hidroxido, amida carboxilo y epóxico. Ejemplos de dichos polímeros incluyen, mas no limitan, látex acrílico, polivinilalcohol, polivinilbutiral , poliéster, ácidos polialquilacrí lico, poliuretanos , polímeros acrilamidas, proteínas, poliolos y polisacáridos tales como quitosan, hidroxietilcelulosa, carboximetilhidroxietilcelulosa, almidosnes solubles en agua, goma guar, goma xantan, goma welan, goma carragenarn y goma arábiga. De éstos, los polisacáridos son preferidos el agua soluble o polímero disperso que está unido por resinas termoendurecidas dispersas es generalmente usado en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5% al 20% por peso del agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 10% por peso del agua, más preferible en una cantidad de alrededor del 3¾.

La resina sólida termoendurecida de partículas curables, que de preferencia tienen un tamaño en un rango desde alrededor de 50 hasta alrededor de 1000 microns y son seleccionadas de un tipo de resinas melamina-formaldehídos, resinas del tipo de urea- formaldehídos o resinas del tipo de fenol-formaldehídos y más preferible de partículas sólidas de alquil éter de resmas de urea-formaldehídos . De éstos, las partículas sólidas de alquil éter de resinas de melamina-formaldehídos son preferidas. Las partículas curables de resinas sólidas termoendurecidas son incluidas en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 50% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 10¾ al 30% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 15%.

Las resinas termoendurecidas solubles en agua son seleccionadas de un grupo consistente de alquil éter de resinas de melamina-formaldehidos soluble en agua, alquil éter de resinas de urea-formaldehídos solubles en agua y resinas del tipo feno -formaldehídos soluble en agua. De éstos, las alquil éter de resinas de melamina-formaldehidos solubles en agua, son preferidas. La resina termoendurecida soluble en agua está incluida en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 80% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 20% al 70% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 50%.

El ácido en dicho retraso del ácido catalizador en dicho fluido de taladrado es un ácido orgánico o inorgánico seleccionado desde un grupo consistente de ácido sulfónico P-tolueno, ácido sulfónico dinonilaftalina, ácido sulfónico dodecil benceno, ácido oxálico, ácido maléico, ácido hexámico, copolimero de ftalia, ácido acrilico, ácido sulfónico trifluorometano, ácido fosfórico, ácido de hidroclorato, ácido sulfámico y sales de amonio que producen ácidos cuando son disueltos en agua. De éstos, el cloruro de amonio es preferido. El ácido en el retraso del ácido catalizador usado está incluido en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5% al 8% por peso de la resina termoendurecida en el agua de fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 6% por peso de la resina y más preferible en una cantidad de alrededor del 4%.

Otro método para consolidar las zonas o formaciones no consolidadas y formar una cubierta química en una penetración de pozo para zonas o formaciones débiles para mejorar la fuerza mecánica del pozo y/o proveer una zona aislada durante el taladrado del pozo comprende los pasos de: (a) taladrar el pozo con un fluido de taladrado teniendo un pH en un rango de alrededor de 6 a 10, preferentemente alrededor de 8, y compuesto de agua, un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones que son absorbidos en las formaciones no consolidadas, arcillas, piedras de arena y similares, una resina termoendurecida de partículas curables y un ácido catalizador disperso para curar la resina sólida, el fluido de taladrado formando una masa de filtro en las paredes del pozo que curan y consolidad las zonas y formaciones débiles no consolidadas penetradas por el pozo de manera que la degradación es prevenida; y (b) contactar el pozo con un fluido de tratado compuesto de agua, agua soluble o polímero disperso que es de vínculo cruzado por una resina termoendurecida y causa que la resina se endurezca y sea ruda cuando es curada y agua soluble o una resina termoendurecida dispersa, los componentes del fluido de tratado depositen en la masa de filtro formada en el paso (a) y las resinas termoendurecidas se curan dentro de la dura y ruda cubierta química de vinculación cruzada en las paredes del pozo.

Los componentes en el fluido de taladrado y el fluido de tratado son los mismos componentes descritos arriba en conexión con el método precedente. El polímero de catalizador catiónico está generalmente presente en el fluido de taladrado en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 2% al 25% por peso de la resina termoendurecida en el agua de fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 5¾ al 20% por peso de la resina y más preferible en una cantidad de alrededor del 10%.

La partícula curable de la resina sólida termoendurecida está generalmente presente en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 50% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 10% al 30% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 15%.

El ácido en el ácido catalizador de retraso está generalmente presente en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5% al 8% por peso de la resina termoendurecida en el agua de fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 6% por peso de la resina y más preferible en una cantidad de alrededor del 4%.

El agua soluble o polímero disperso que es de vinculación cruzada por una resina termoendurecida está generalmente presente en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 0.5% al 20% por peso del agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 1% al 10% por peso del agua, más preferible en una cantidad de alrededor del 3%.

El agua soluble o resina termoendurecida dispersa está generalmente presente en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 80% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 20% al 70% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 50%.

El fluido de taladrado puede opcionalmente incluir un material reforzado para fortalecer la cubierta química como es descrito arriba en conexión con el método precedente. Cuando es usado, el material de refuerzo está generalmente incluido en el fluido de taladrado en una cantidad en un rango de alrededor del 5% al 50% por peso de agua en el fluido de taladrado, más preferible en una cantidad en un rango de alrededor del 10% al 30% por peso de agua y más preferible en una cantidad de alrededor del 15%.

Como se mencionó, el fluido de taladrado también puede incluir aditivos convencionales conocidos por aquellos habilidosos en el artificio.

Otras composiciones preferidas y métodos son descritos en la Patente U. S. Solicitud Serial No. 10/170,400 solicitada el 13 de Junio de 2002 y titulada Métodos para Consolidar Formaciones o Formar Cubiertas Químicas o Ambas Durante el Taladrado, de aquí en adelante incorporada por referencia .

Si las formaciones pueden sostenerse a sí mismas entonces el pulido y aplicación de la cubierta química puede no necesitarse.

El barreneado es taladrado desde la punta del pozo hasta lo más lejos posible que se pueda monitorear el ECD y la banda de la ventana de fractura gradiente. Si es posible, el pozo es taladrado en secciones cruzadas del área de producción que tiene diferentes formaciones, zonas de presión y mediciones ECDs y angostas ventanas de fracturas gradientes u otros parámetros que indiquen que hay potencial para que el barrenado se vuelva inestable, entonces la cubierta química o cubierta expansible puede ser usada para sostener el pozo. Si es posible el pozo es taladrado desde la superficie de la barrera de depósito. üebe de ser apreciado que las formulaciones de la cubierta química pueden variar con el tipo de formación a través de la cual cada pozo es extendido. Así, cada sección del pozo, conforme va siendo cubierto químicamente, puede tener una diferente formulación de la cubierta química formulada para la sección de formación.

La tecnología de resinas y polímeros son expuestas en las patentes U. S. 4,664713; 4,773,481; 4,799,550; 5,181,568; 5, 146, 986; 5, 304,620; 5,335,726; 6,176,315y 6,271,181, todas incorporadas aquí por referencia. Otros químicos incluyendo agentes de estabilización de formación tales como materiales fibrosos. La cubierta química también puede incluir la cubierta metálica líquida.

La cubierta química 60 puede ser aplicada usando varios métodos. Con respecto a las Figuras 3 y 9A-G, el material de base catalizadora es mezclada con los fluidos de taladrado 68. Conforme el pulido del pozo extiende la broca de calibrado 24 o la broca de calibrado extendida de rotación gobernable en el ensamble de profundidad 20 taladra la sección inicial 46 del pozo 10A, el fluido d taladrado modificado 68 con materiales de base catalítica pasa a través de la cuerda de trabajo 22 y a través de la nariz de la broca. El material de base catalítica penetra la formación que rodea la pared del pozo 44. un material de polímero de base catalítica permea la mejor formación en un sistema de poco agua de pérdida de lodo mientras el pozo está siendo taladrado.

Posteriormente después de que la sección 46 del pozo ha sido taladrada la sección 46 del pozo es escariada, y conjunto de materiales es aplicado durante el barrido de la sección del pozo. Mientras el pozo es escariado, el conjunto de material es aplicado a la pared del pozo 44 mientras el escariador 28 pasa a través del barrenado 10A. En una Modalidad la resina cubre la pared del pozo 44 con el polímero catalizador causando que la resina se solidifique con lo que se forma la cubierta química 60.

El conjunto de material puede ser ya sea un líquido soluble y dependiendo de las aplicaciones, puede ser sólido. Por ejemplo, las aplicaciones dependerán de la permeabilidad de las formaciones tales como arcilla o piedra de arena. Si una capa de cubierta química va a ser construida, las partículas sólidas de conjunto de material es usado que cubrirá la formación. De cualquier modo, si las características mecánicas de la roca y la formación van a ser cambiadas, un conjunto de material soluble es usado. El material soluble permea y se solidifica en la formación con lo que se cambian las características mecánicas de la formación .

La cubierta química 60 también sirve como sellador para sellar el barrenado 10A. Una cubierta química 60 preferida sella la pared del pozo 44 de manera que aún los gases no penetren el la pared del pozo 44.

Aunque la cubierta química 60 es de preferencia aplicada a la nariz de la broca de escariado cercana 28, la cubierta química 60 puede ser aplicada a través de la nariz a la broca. Para máxima penetración, es ventajoso aplicar la cubierta química 60 a través de la nariz en un escariador de broca cercano 28 modificado o un modificador de escariador con nariz dirigida hacia la pared del pozo para permitir la máxima penetración de la pared del pozo. Aunque es preferible dirigir la aplicación de la cubierta química hacia la pared del pozo más que al fondo del pozo, debe de ser apreciado que la cubierta química puede ser aplicada a través de la nariz en una broca balanceada con energía convencional. La cubierta química también puede ser aplicad con un aparato de cepillo, aparato turbulador, o cualquier aparato de aplicación. Debe de ser apreciado que el material de base catalítica puede mezclarse con los fluidos de taladrado 68 y entonces el conjunto de materiales selectivamente aplicado o no a una cierta porción de la sección del barrenado siendo taladrada.

Las cubiertas químicas proveen muchas ventajas. No reducen el diámetro del pozo 10. Con una cubierta química, la cuerda de taladrado puede no necesitar ser eliminado del pozo durante el taladrado del pozo no productivo 10A. Las cubiertas químicas pueden proveer una fuerte superficie en la pared del pozo 44 que el barrenado puede ser capaz de taladrarse desde la superficie 14 para la barrera 16 usando una cuerda de cubierta. La cubierta química 60 también puede formar una barrera a través de múltiples formaciones. Las cubiertas químicas permiten al pozo de monodiámetro no productivo 10A extenderse desde la superficie 14 hasta la barrera 16. Una formación compatible de cubierta química puede permitir que el pozo productivo 10B se extienda a través de la formación productiva 30.

Refiriéndonos ahora a las Figuras 9D y 9E, ya que la cubierta química ha sido aplicada a la sección 46 y la escariada del pozo, el ensamble de profundidad 20 necesita no se sacado completamente del pozo 10A y puede ser bajado a la sección de la cubierta química 46 para continuar el taladrado del diámetro 48 del pozo para la siguiente sección 58 del pozo 10A. Mejor mostrado en la Figura 9E . Conforme la siguiente sección es taladrada, puede encontrarse otra barrera 62. El paso de la escariada o cubierta química es entonces repetido.

Refiriéndonos ahora a la Figura 9F, las secciones adicionales del pozo, tales como la sección 66, pueden ser escariadas y cubiertas químicamente como es requerido para extender el pozo no productivo 10A desde la superficie 14 hasta la barrera de depósito 16. Así, el paso de taladrado con la broca de pulido 24, escareará con la broca de escareado cercana 28 o aparato de aplicación de cubierta química, y aplicando la cubierta química son repetidas hasta que el pozo alcance la barrera de depósito 16.

Refiriéndonos ahora a la Figura 9G, después de taladrar y escarear el pozo 10A es cubierto con una cubierta convencional 70 extendiéndose desde la superficie 14 hasta la barrera de depósito 16 y entonces es cementada dentro del pozo 10A fluyendo el centro 72 dentro del anular 74 formado entre la cubierta 70 y la pared de pozo 44 aunque una cubierta metálica, tal como una cubierta expansible, es preferible para la cubierta 70, debe de ser apreciado que la cubierta 70 pueda estar hecha de fibra de vidrio. La tubería enroscada de cubierta expansible, tubular de cubierta metálica expansible, tubería enroscada de metal expansible.

Posteriormente la cubierta puede ser una cuerda de cubierta expansible que se extiende desde la superficie 14 para la barrera de depósito 16. Las Patentes relacionadas a la cubierta expansible incluyen las Patentes U. S. 3,191,677; , 3, 191, 680; 4 , 069, 573 ; 4 , 976, 322 , 5,348, 095; 5,984,568; y 6,029,748, y la publicación internacional WO 98/22690, todas aquí incorporadas por referencia. Solicitudes publicadas relacionadas a la cubierta expansible incluye la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 200020060068 publicada el 23 de Mayo de 2002; Solicitud de Patente U. S. No. 200020060069 publicada el 23 de Mayo de 2002; Solicitud de Patente U. S. No. 200020060078 publicada el 23 de Mayo de 2002; todas incorporadas aquí por referencia. La Patente U. S. 6,470,966 incorporada aquí por referencia , está relacionada con los métodos y aparatos para expandir cubiertas expansibles incluye la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 200010045289 publicada el 29 de Noviembre de 2001; la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 20010047866 publicada el 6 de Diciembre de 2001; la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 20020074130 publicada el 20 de Junio de 2002; la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 20020084078 publicada el 4 de Julio de 2002; la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 20020092657 publicada el 18 de Julio de 2002; la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 20020100593 publicada el 1 de Agosto de 2002; la Publicación de La Solicitud de Patente U. S. No. 20020100595 publicada el 1 de Agosto de 2002; todas incorporadas aquí por referencia. También ver SPE 77612 titulada Alcanzar Objetivos de Profundos Depósitos Usando Tubulares Expandióles Sólidos por Ruñe Gusevik y Randy Merrit fechada desde el 29 de Septiembre hasta el 2 de Octubr de 2002incorporada aquí por referencia. Las modalidades en las que la cubierta metálica es usada, es preferible usar una cubierta de metal expansible, para evitar cualquier reducción del diámetro del pozo que seria necesario con una cubierta convencional .

Es preferido que la cubierta química 60 sea usada sin la cubierta metálica durante la operación de taladrado hasta que todos los intervalos de formaciones estén taladrados desde la superficie dependiendo de la formación. En la baja producción del pozo, la cubierta química puede ser usada con o sin la cubierta metálica o forro, la cubierta química es usada sólo como una cubierta temporal durante el taladrado del pozo no productivo 10A y una cubierta metálica permanente es instalada en el pozo 10A para servir como la cubierta de producción. El uso de la cubierta química 60 permite al pozo 10A de monodiámetro a ser taladrado sin la instalación de una cubierta de metal de manera que un diámetro de cubierta de metal 70 pueda permanentemente estar instalado en el pozo para después producir el pozo 10A completamente taladrado. Así, la cubierta química 60alcanza el objetivo de evitar las cuerdas de cubierta intermediarias durante el taladrado. Las cuerdas de cubierta intermediarias causan una reducción en el diámetro del pozo.

Los métodos y aparatos descritos arriba son dirigidos para taladrar el pozo en un viaje e instalar la cubierta en el pozo todo el mismo tiempo. Esto es particularmente aplicable para pozos superficiales, por ejemplo, pozos menores a 1000 metros de profundidad. Un pozo un pozo de 2000 o 3000 pies de profundidad puede usar una pipa de taladro convencional para taladrar el pozo en donde el pozo sólo incluye una o dos formaciones. También la pipa de taladro puede ser expandida y usada para cubierta.

El pozo no productivo 10A es preferentemente tratado separadamente desde el pozo de producción 10B extendiéndose desde el borde de depósito 16 a través de la zona de producción de depósito 30. El pozo superior 10A es cubierto antes del taladrado a través de la zona de producción de depósito 30. lo mismo es cierto con respecto a las barreras 50, 62 en que las dos son cubiertas químicamente antes de taladrado .

Los pasos subsecuentes para construir un pozo no productivo de monodiámetro 10A variarán de acuerdo con el número de formaciones geológicas que deben de ser penetradas para alcanzar el plan de producción del pozo para taladrar y terminar un pozo. El proceso subsecuente de la construcción del pozo descrito con referencia a las Figuras 9A-G y 3 puede variar dependiendo de las circunstancias del pozo.

Por ejemplo, las agencias reguladoras pueden requerir que el pozo no productivo de monodiámetro 10A sostenido por la cubierta de metal como el pozo está siendo formado para el pozo 10A, de manera que si el pozo es profundo o si el pozo pasa a través de varias formaciones diferentes o si el pozo pasa a través de zonas teniendo diferente presión o cuando el pozo pasa a través de formaciones inestables, zonas de actividad tectónica, o una combinación de éstos. Dichas ocurrencias son más deseables que ocurran en formaciones más profundas en donde el pozo se extiende a través de varias formaciones diferentes. En dichas ocurrencias, el barrenado siendo formado para el pozo de monodiámetro puede necesitar de una cubierta conforme el barrenado progresa, como es descrito de aquí en adelante.

Debe de ser apreciado que el pozo puede ser taladrado usando una pipa de taladro expansible. La pipa de taladro pueden ser pipas unidas o tubería enroscada. El cementado puede ser hecho circulando profundo el anular entre la formación del barrenado y la pipa de taladro y sacado el flujo del pozo de la pipa de taladro. La pipa de taladro puede ser expandida. El ensamble de fondo también puede ser colocado de manera permanente colocado en el fondo del pozo y ser cementado en el pozo. La pipa de taladro entonces sirve como una cubierta. Ver la Patente U.S. de solicitud Serial No. 10/262,136 solicitada el 1 de Octubre de 2002 y titulada Aparato y Métodos para instalar Una Cubierta en un Pozo, incorporada aquí por referencia.

Refiriéndonos ahora a la Figura 12, una modalidad alternativa a aquella descrita con respecto a las Figuras 3 y 9A-G, incluye mezclar el fluido de taladrado y cubierta química junto dentro de un sistema de manera que la mezcla de cubierta química/ fluido de taladrado es usado para el taladrado del pozo mientras simultáneamente se cubre químicamente el pozo. El ensamble del taladrado consiste en un pulido del pozo y una broca de calibrado extensible es usado con la cubierta de fluido/químico de taladrado del compuesto de taladrado para alcanzar la calidad del pozo para un pozo de monodiámetro . La broca de escariado cercano puede estar presente o no en el fondo del ensamble así como puede ser usado para alcanzar un pozo suave y obtener el compuesto de fluido mixto de profundidad dentro del pozo. Debe de ser apreciado que un una broca de pulido de pozo y una broca de escareado cercano pueden ser usadas para simultáneamente taladrar y escarear el pozo mientras el ensamble del taladrado forma el pozo 10A.

Los componentes de la cubierta química 60 son mezclados con los fluidos del taladrado 68 pasando por el flujo del pozo de la cuerda de trabajo 22. el fluido de taladrado conteniendo cubiertas químicas 60 pasa a través de la broca 86 y arriba del anular 42 formado entre la cuerda de trabajo 22 y la pared del pozo 44.

Los químicos en la cubierta química 60 se solidifica durante el taladrado evitando así que se detenga el taladrado o se eleve el ensamble de fondo 20 y la cuerda de trabajo 22 en el pozo 10A desde la superficie 14 hasta el tope de la barrera de depósito 16 en un viaje dentro del pozo 12. Alternativamente, la cubierta durante el taladrado puede ser colocada para una pluralidad de formaciones geológicas o puede ser colocado desde el tope del pozo para la profundidad. Varios sistemas de compuestos de fluido de cubierta /taladrado químicos pueden ser aplicados durante el proceso de taladrado de uno de los pozos con los sistemas de compuestos de fluido de cubierta /taladrado químicos siendo adaptados a las diferentes formaciones a través de las cuales el pozo es taladrado.

La cubierta química 60 mezclada con el fluido de taladrado 68 permea la formación de la pared 44 que rodea al pozo 10A para químicamente cubrir el pozo 10A durante el taladrado. La combinación de la cubierta de fluido/química del taladrado incluye un compuesto de pegamento que se adhiere o sella el material de la pared del pozo 44 para proveer soporte estructural para la pared del pozo 44. Es diferenciado desde otros fluidos de taladrado no penetran la formación y sólo forman una masa de filtro en la pared 44 que se pela y descama en un corto periodo de tiempo.

Hay varias técnicas para aplicar la cubierta química 60. Una técnica incluye bombear el material de base catalítica en el anular 42 formado por la cuerda de taladro.

La cubierta química 60 soporta la sección 46 del pozo 10A hasta una sección de cubierta expansible 90 es instalada en la sección 46 del pozo de manera que el pozo 10A es cubierto con ambas cubiertas química 60 y expansible 90. Después de la sección 92 es instalada y cementada, la siguiente sección 56 del pozo 10A es taladrada, escariada y aplicada la cubierta química. Una siguiente sección 94 de una cubierta expansible es instalada, como es descrito con respecto a la modalidad mostrada en las Figuras 13A-E. Alternativamente cada sección del pozo para un pozo no productivo 10A, tal como lo muestran las secciones 46, 56, 66 mostrada en la Figura 13E, es taladrado, escareado y químicamente cubierto y entonces la sección de la cubierta expansible 90, como las secciones 92, 94, 110, instalado en la unidad del pozo 10A ha sido completamente taladrada y cubierto con la cubierta química 60 y la cubierta expansible 90.

Otra modalidad preferida incluye la aplicación de la cubierta química para el pozo 10A y entonces instalar la cubierta expansible en una operación a lo largo de las secciones .

Debido a esto, un método para construir un pozo mono-diámetro en la tierra de acuerdo con la presente invención incluye el colocar un conductor de tubería, la colocación de una cubierta estructural y colocar cemento en su lugar, taladrar las formaciones utilizando fluidos de taladrado (lodo) y una cubierta química, una cubierta corrediza expansible y colocar cemento en la cubierta expansible, y la expansión de la cubierta.

A pesar de que la modalidad preferida de la FIGURA 14 incluye la aplicación de la cubierta química 60 durante la ensanchación trasera del pequeño agujero taladrado por la broca alisadora de perforación 24, debe ser apreciado que la cubierta expansible 60 puede ser utilizada con la modalidad descrita en relación a la FIGURA 3. La perforación 10 es taladrada utilizando una mezcla del lodo de taladrado y cubierta química combinado en un sistema en el cual el agujero es taladrado al ser químicamente cubierto. Debido a esto, el fluido de taladrado 68 con la cubierta química 60 causa que ésta cubra la pared de formación 44 rodeando el agujero 10A para cubrir el agujero 10A al ser taladrado. Debido a el lodo de taladrado 68 es mezclado con la cubierta química 60, el paso de alisamiento de la modalidad de las FIGURAS 9A-H y 3 ya no es necesario pero aún pudiera ser utilizado para asegurar que la cubierta química haya penetrado profundamente en la formación.

Como es descrito en relación a la FIGURA 14, una sección de la cubierta expansible 90, así como las secciones 92, 94, 110, como por ejemplo, son instaladas después de una sección de un agujero sin producir 10A, así como las secciones 46, 56, 66, es taladrado de tal forma que la cubierta expansible 90 es instalada en etapas. Longitudes adicionales del agujero son entonces taladradas con secciones adicionales o longitudes de cubierta expansible 90 instalada, colocada y expandida a la sección de la cubierta arriba de ésta. Esto Es repetido hasta que el agujero sin producir 10A es completamente cubierto con la cubierta expansible 90. Es preferido, si el fluido de taladrado/cubierta química puede apoyar al agujero, en que la cubierta sea instalada como una porción de cubierta en lugar de instalar la cubierta en etapas.

Una modalidad alternativa para el uso de una cubierta expansible después del taladrado de una sección del agujero utilizando una mezcla de fluidos de taladrado y la cubierta química incluye utilizar la cubierta química como el fluido de taladrado de tal forma que la cubierta química, en su forma fluida, sea utilizada para perforar el agujero mientras el agujero es cubierto químicamente. La cubierta química desempeña las funciones como las del lodo de taladrado convencional, así como enfriar la broca y remover los cortes. Debe ser apreciado que esta modalidad también incluye un taladrado con broca con un sistema de fluidos de taladrado el cual estabiliza la formación, ej . la pared del agujero 44. Como es descrito en relación a la FIGURA 13E, una sección de la cubierta expansible 90, como las secciones 92, 94, 110, por ejemplo, son instaladas después de la sección del agujero sin producir 10A, como las secciones 46, 56, 66, es taladrado de manera que la cubierta expansible 90 es instalada en etapas. Longitudes adicionales del agujero son entonces taladradas con secciones adicionales o longitudes de cubierta expansible 90 instalada. Expandida y colocada a la sección de la cubierta arriba de esta. Esto es repetido hasta que el agujero sin producir 1CA está completamente cubierto con cubierta expansible. Es preferido si el fluido de taladrado/cubierta química puede apoyar el agujero, en que la cubierta expansible sea instalada en una sola porción de cubierta en lugar de cubrirlo en etapas.

En las modalidades previamente descritas, debe ser apreciado que la cubierta química 60 puede ser aplicada a lo largo de todo el agujero sin producir 10A, a lo largo de solo una o más de las secciones individuales del agujero, o solo a lo largo de una porción de una sección individual del agujero. Posteriormente debe ser apreciado que la formulación de la cubierta química 60 puede ser variada de acuerdo con la geología de una formación encontrada en una sección del agujero. Debido a esto la aplicación y formulación de la cubierta química 60 es selectiva para las varias porciones de la formación a través de la cual el agujero 10 se extiende.

Posteriormente, el aislamiento selectivo y electivo de la pared del agujero puede ser desempeñado por varias técnicas utilizando la cubierta química y la cubierta expansible. Por ejemplo, una formación de esquisto puede ser aislada óptimamente con la cubierta expansible mientras que una formación de piedra arenosa puede ser aislada óptimamente con la cubierta química la cual permea más fácilmente una formación de piedra arenosa. Debido a esto, con ambas cubiertas, la expansible y la química disponibles, una porción particular del agujero 10 puede ser selectiva y electivamente cubierta.

Una de las ventajas de utilizar las mediciones en tiempo real MWD y LWD es el identificar las formaciones particulares a través de las cuales la broca del pulidora del agujero en el agujero 10. Debido a esto, una vez que una sección es taladrada y el agujero está siendo alisado, distintas cubiertas químicas pueden ser colocadas a lo largo de las diferentes formaciones a través de las cuales el agu3ero 10 se extiende. Aún si la cubierta química 60 está siendo aplicada durante el taladrado del agujero 10, las formaciones a través de las cuales el agujero 10 se extiende pueden ser conocidas de este modo permitiendo a la formulación de la cubierta química el variar mientras que la broca taladra a través de una formación en particular. La formulación de la cubierta química 60 puede ser variada para cada estrato de formación a través del cual se extiende el agujero 10. Por ejemplo, una formación de estrato puede ser arena suave, otra formación de esto puede ser esquisto duro, y aún otra formación puede ser granito, cada una siendo cubierta químicamente con una cubierta de formulación química diferente o cubierta con la cubierta expansible o ambas pueden ser cubiertas químicamente y expansiblemente.

La cubierta química permite a la sección del agujero el ser taladrada más profundo o con mayor longitud que en el arte prior antes de una longitud de cubierta expansible necesite ser instalada para sostener la formación. Si un número excesivamente grande de cables de cubierta expansible debe ser instalado debido al gran número de intervalos de cubierta, el gran número de cables de cubierta expansible comenzará a reducir el diámetro del agujero. La cubierta química puede ser aplicada sin precipitar el cable del taladro. Al instalar la cubierta expansible, el agujero deberá ser tratado y después podrá ponerse la cubierta expansible, cementada, y expandida.

La cubierta expansible no puede ser instalada mientras se está taladrando. El taladrado deberá ser detenido y después continuado. Debido a esto, hay ahorros sustanciales en los costos al utilizar la cubierta química para extender el intervalo del agujero. La cubierta química proporciona un soporte temporal de la formación de manera que la longitud de la cubierta expansible sea instalada y pueda ser maximizada. Debido a esto, la cubierta química permite al agujero el ser taladrado con mayor profundidad antes que una longitud de la cubierta expansible sea colocada en el agujero.

También debe ser apreciado que la cubierta química 60 puede que no se extienda en la longitud total del agujero 10. Una de las limitaciones de la cubierta química es la temperatura. Una vez que una temperatura predeterminada es alcanzada, algunas cubiertas químicas ya no pueden ser utilizadas y la cubierta expansible deberá ser utilizada. Una vez que el agujero alcanza cierta profundidad en donde las temperaturas de agujero exceden las limitaciones de la cubierta química, se utiliza la cubierta expansible. Debido a esto, la cubierta química tradicional solamente puede ser aplicada en aquellas secciones en donde las cubiertas convencionales intermediarias pudieran ser utilizadas. Los materiales de las cubiertas químicas que permiten temperaturas mayores pueden ser utilizados y aplicadas en perforaciones de mayor temperatura. Por lo tanto, típicamente, la cubierta química se extiende a la formación de barrer 16.

Por ejemplo, si la temperatura del agujero excede los límites de la cubierta química antes de alcanzar la barrera de la formación 16, la cubierta química se detendrá en la profanidad en donde la temperatura del agujero excede los límites de la cubierta química y el resto del agujero, abajo a la barrera de la formación 16, será cubierta utilizando una cubierta química mejor calificada o una cubierta expansible si es requerido. Un forro de producción, como lo es el cable de producción, puede ser colocado en la barrera de la formación 16 y extenderse hacia abajo a través de la formación deseada. En donde la cubierta química no está disponible, solo deberá utilizarse la cubierta expansible.

El número de secciones de la cubierta expansible el cual deberá ser instalado dentro del pozo es dependiente a tener una formación consolidada o a consolidar la formación para prevenir que se forme fango dentro del pozo y para prevenir que los fluidos de una formación se mezcle con fluidos provenientes para otra formación. También es preferido el taladrar tanto como lo permita un intervalo para reducir costos. Debido a esto, es preferido el utilizar la cubierta química y soluciones químicas para permitir el taladrado de intervalos mayores. En particular, la cubierta química no solamente pudiera consolidar una formación sin consolidar sino también puede proporcionar una pared interna del pozo más dura la cual previene los fluidos provenientes de otras formaciones de formaciones adyacentes y por lo tanto permite el taladrado de un intervalo mayor y de la reducción del número de secciones de cubierta expansible. Una o más cubiertas químicas puede reducir el número de secciones de cubierta expansible. Debido a esto, en donde la cubierta química prevendrá la introducción de fluidos entrantes entre dos formaciones y son evitadas más secciones de cubierta expansible. La cubierta química consolida y endurece la pared del agujero lo suficiente como para permitir el taladrado de un intervalo mayor antes de la instalación de la cubierta expansible. El objeto es el utilizar una o más secciones de cubierta química para aumentar el intervalo requerido para una cubierta expansible.

Refiriéndose ahora a la FIGURA 15, es mostrada aún otra modalidad de la presente invención. En la FIGURA 15, el pozo monodiámetro 10 pasa a través de una formación de sal 180. Agencias de regulación puede que no permitan que pase una sola cubierta a través de múltiples formaciones y esto requiere una cubierta adicional 182. Las agencias de regulación están preocupadas por los fluidos entrantes al pozo de una formación en producción con los fluidos del pozo en otra formación en producción o en no producción. También les preocupa la mezcla de sal con una formación en producción o hidrocarburos entrantes de dos formaciones en producción distintas. Debido a esto, las agencias de regulación pueden requerir una barrera doble para las formaciones para así asegurar que la mezcla de las formaciones no ocurra.

El sistema la cubierta de las FIGURAS 13A-E es mostrado para el pozo en la FIGURA 15. A pesar de que la cubierta expansible 90 y la cubierta química 60 formen barreras a lo largo de múltiples formaciones, una cubierta estructural 182 puede ser utilizada para formar una barrera adicional a lo largo de la formación. La cubierta estructural es una cubierta utilizada para sostener el marco para la cabeza del pozo y transporta la carga de ésta. Tiene una pared más gruesa y proporciona un sostén de marco estable para la cabeza del pozo ya sea en operaciones bajo el mar o en tierra.

En los pozos que se extienden a través de una formación de sal, como en el Golfo de México, la cubierta estructural 182 puede ser extendida desde la cabeza del pozo 40 típicamente unos cientos de pies, para servir como soporte para la cabeza del pozo. La cubierta estructural 182 puede ser una cubierta convencional o una cubierta expansible. Posteriormente, es importante que la cubierta 90 mantenga su integridad. Una cubierta exterior puede ser colocada a través de la formación de sal para proteger la cubierta primaria del pozo de la corrosión de sal y posible daño.

Un templete de taladrado es colocado en el piso del mar 14. La cubierta es colocada para penetrar a través de la línea de lodo, tal como un conductor de la cubierta 38 y es cementada ahí mismo. Esto puede ser una tubería de 36 pulgadas de diámetro. La cubierta estructural 13-3/8 182 es entonces colocada y cementada ahí mismo. Los cables son entonces colocadas a lo largo de la formación o de una zona de taladrado de peligro, tal como lo es una formación de sal 180. El agujero es entonces taladrado utilizando fluidos de taladrado y/o cubierta química. La cubierta expansible es entonces colocada y cementada ahí mismo, y es expandida. Este proceso es repetido. Finalmente, el cable de la cubierta es colocado hasta arriba 16 de la reserva 30.

El pozo 10 y el agujero para la cubierta estructural 182 pueden ser taladrados con cubierta química y después completada con cubierta expansible. Es preferible que la cubierta estructural no sea expansible. Sin embargo, la cubierta estructurall82 no necesita ser cubierta expansible o químicamente. La cubierta interna 90 puede ser una cubierta química y una cubierta expansible, o puede ser convencional o una cubierta compuesta. La cubierta externa 60 puede ser expansible o convencional.

Otra cubierta puede proporcionar una segunda barrera a lo largo de la formación de sal 180 debido al requerimiento que el pozo tiene al menos dos barreras de presión. A pesar de esto, es un objeto de la presente invención el limitar al el número de cables de la cubierta extendiéndose dentro del pozo, ciertas formaciones deberán ser cerradas, como la formación de sal 180, y por lo tanto una berrera adicional deberá ser instalada.

Si, por ejemplo, hubiera una segunda formación entre la formación de sal 180 y la reserva 30, la cubierta de la barrera 182 se extenderá de preferencia a través de arabas formaciones de sal para cerrarlas del pozo 10. Un forro en la cubierta de la barrera 182 puede ser utilizado para cerrar una formación de sal más baja al colgar el forro adyacente al extremo de la cubierta de la barrera 182. Es preferible sin embargo, el extender la cubierta de la barrera 182 a través de ambas formaciones.

La cubierta estructural puede ser conducida mediante una reactor o conducida mediante succión hacia abajo preferentemente que el taladrado tradicional. En este caso, las operaciones de cubrir y taladrar pueden ser aplicadas creando esta estructura de cubierta externa.

En el monopozo, la evaluación de la formación ocurre principalmente durante el taladrado más que después de éste. El conocimiento de la formación es maximizado en lo ya establecido de manera que el operador pueda controlar de una mejor manera los problemas de estabilidad o de terminado . En el agujero superior, la broca debería trasladarse por el camino óptimo del pozo. También, la evaluación para diseñar el terminado óptimo es realizada. El ensamble del agujero inferior incluye de preferencia la toma de presión al taladrar, vibraciones, tortuosidad, características litológicas, características de fractura, y mediciones de taladrado que permiten al camino del pozo el ser re-evaluadas en tiempo real mientras se taladra. Esta información es integrada con la reserva y los modelos geométricos para que las decisiones ha tomarse, puedan resultar en la construcción de un Monopozo óptimo. Estas decisiones están enfocadas en las siguientes áreas: control del lodo incluyendo ECD's; la conflabilidad del ensamble del agujero inferior, control del agujero (conocimiento de en donde y cuando aplicar los materiales reforzadores del agujero y la optimización del terminado de la reserva) , daño de la formación, productividad de la formación, y otras áreas relacionadas.

A lo largo de la sección de terminado , el ensamble del agujero inferior toma en cuanta los requerimientos adicionales para definir la reserva de manera que sea ejecutada un terminado óptima. Por lo tanto, la reserva es evaluada desde ambos puntos de vista, el petrofísico y el productivo. Para el monoagujero /monodiámetro, la mejor evaluación de la formación incluye mediciones utilizando herramientas de resonancia sónica o resonancia magnética nuclear ( MR) debido a que estas proporcionan información acerca de: la porosidad, permeabilidad, identificación de fluidos, productividad, distribución del fluido, calidad del petróleo, presión del poro, correlación sísmica tiempo-profundidad, detección de gas, propiedades mecánicas de roca, detección de fractura.

Una herramienta sónica también es recomendada en el agujero superior 10A ya que la estabilidad del agujero, el lodo, y el diseño de la cubierta de cemento pueden ser mejorados mediante información en lo siguiente: presión del poro, tiempo y profundidad sísmica, detección de gas, detección de fractura, y propiedades mecánicas de la roca. La herramienta sónica proporciona la información acerca de cuando aplicar la cubierta expansible, material para el taladrado, material de la cubierta química, y un sistema de fluidos de taladrado especialmente formulado para la formación taladrada en particular. A lo largo de la reserva, la combinación de las mediciones sónicas y magnéticas nucleares permite que ocurra lo siguiente: una pantalla óptima o la colocación del forro a lo largo de la formación; estabilidad del agujero en relación a las perforaciones y longevidad del terminado ; orientación del perforado; selección de simulación (si es requerido) ; diseño completo en relación a una conformidad futura potencialmente requerida; y calidad del agujero requerida la cual contribuye a una mejor ejecución del terminado y mejor producción a largo plazo.

El terminado del onopozo comienza con el taladrado de la sección de la reserva. El desempeño óptimo del pozo y conflabilidad son puntos principales. Por último, la calidad del agujero conlleva a una mejor producción. Taladrar el agujero con un motor y una broca compatibles, y el alisamiento inferior del agujero en el mismo viaje, permite el obtener un pozo suave con un mínimo de daño en la formación. La penetración inicial de la broca tiene el contacto de corte más concéntrico, mientras que el alisado a continuación, proporciona un pozo suave. El fluido de taladrado impacta la calidad del agujero y sobre pasa una buena productividad. Un fluido de terminado de taladrado que básicamente "sella" la formación, minimiza la pérdida de fluido, proporciona un conducto para la instalación de un soporte estructural del agujero, y proporciona una entrega efectiva de la producción del pozo. Estos métodos conllevan a una mejor evaluación de la formación del pozo y a la instalación de la estructura de soporte del agujero, ya sea utilizado con un forro convencional o uno expansible.

Los fluidos utilizados al taladrar a través de la zona de baja producción protegen la reserva y minimiza la pérdida de fluidos para una máxima productividad del pozo. Los lavados son minimizados debido a la largo productividad del pozo, junto con la evaluación de la formación, es generalmente afectado. Los fluidos de taladrado de la reserva como los son los fluidos de agua salada, fluidos de carbonato con disolventes de ácidos, y fluidos estabilizadores de arcilla que estabilizan el pozo monodiámetro/monoaguj ero con la el menor daño en la formación.

La zona de menor producción es taladrada con la evaluación de la formación en tiempo real de manera que la colocación exacta del equipo de terminado pueda ser modificado mientras el taladrado continúa, minimizando la pérdida de tiempo asociada con la re-planeación del terminado después del transporte. Por ejemplo, las secciones con espacio y los empacadores de la cubierta externa (ECP'S) pueden ser agregados debido a la estratigrafía o las desviaciones del contacto de fluido de lo que estaba originalmente planeado. Adicionalmente, problemas potenciales de conformidad son considerados.

La unión de la cobertura de los parámetros de diseño del monodiámetro y del monopozo en la zona de baja producción. El diseño del monodiámetro se esfuerza para reducir el tamaño del pozo pero el diseño del monoagujero se esfuerza en maximizar la exposición de la reserva y la productividad del pozo. Utilizando el colgador expansible del forro permite que ocurra esta unión. Del gancho del forro a la profundidad total del pozo (TD) , forros expansibles, pantallas expansibles, forros tradicionales, otros forros no metálicos o soluciones de fluido (resinas) pueden ser utilizadas dependiendo en los requerimientos actuales y futuros de la reserva. El, objeto principal es el optimizar simultáneamente ambas, el desempeño del flujo interno y el desempeño de la tubería de flujo externo.

En formación de piedra arenosa sin consolidar, las paredes expansibles pueden proporcionar la mayor exposición uniforme de la reserva y han reportado algunos de los mejores beneficios. El desarrollo de las paredes de arena expansibles han traído beneficios que incluyen: la reducción de las erosión de los puntos de ubicación, un aumento en el acceso al agujero para intervenciones, un aumento en el agujero para la entrega en el pozo, tasas de producción incrementadas (debido a un empaque de la perforación más eficiente) , y un empaque de grava más confiable. reserva en producción y aún permitiendo fluidos de pozo a ser producidos a través de éste. Químicos como esos pueden ser colocados en el agujero inferior extendiéndose a través de la formación en producción sin requerir una perforación.

Un tipo de químico es un mejorador de la conductividad el cual permite que se produzcan hidrocarburos a través de la pared del agujero inferior. El mejorador de conductividad permanece en la pared del agujero y después una pared expansible es colocada a lo largo de la formación en producción. El mejorador de conductividad es un tipo diferente de cubierta química ya que consolida y solidifica la formación pero no requiere una perforación y permitirá la producción de fluidos a través de éste. El mejorador de conductividad es un sustituto de la cubierta química o cemento. Un mejorador de la conductividad incluye un fluido de carbonato de calcio que tiene estimulantes internos disolventes y el cual es utilizado con paredes expansibles. El mejorador de conductividad puede ser utilizado al taladrar con un forro o una pantalla y después ser expandido dejando el forro o pantalla en el agujero. El taladrado puede ser conducido a través del forro el cual puede o no incluir la pantalla en el extremo inferior. Típicamente el forro es un tubular sólido y es perforado para producir el pozo.

El Monopozo puede ser considerado por cualquier pozo ya que los beneficios de la estructura menor superior de soporte y un conducto de máxima entrega de pozo. El terminado inicial es logrado con tubería en espiral (o tubería de cable enrollado compuesto) para una posible colocación de los tubulares y de la pantalla. Mientras que este método no es utilizado actualmente, utilizarlo podría generar algún ahorro porque puede ser liberado el mayor aparejo cuando comienza el taladrado de la reserva y el terminado. También, el mayor aparejo puede ser liberado cuando la cubierta química inicial o el agujero expansible anidado son instalados en el agujero superior. La unidad de la tubería en espiral o tubería de compuesto puede ser utilizada para instalar el amarre (barrera secundaria) .

Refiriéndose ahora a la FIGURA 16, es mostrado un pozo terminado. Una cubierta expandida 242 es mostrada cementada en 244 dentro del monodiámetro del agujero del pozo 246. Un empacador 248 es colocado en el extremo inferior de un cable de terminado 250. Un gancho de forro expansible 251 soporta a un forro 253 teniendo una pluralidad de pantallas 255 en su extremo inferior. El fluido de taladrado tiene un triturador in-situ. El equipo de terminado 250 para completar el pozo incluye un cable de terminado 252 el cual es del tamaño de todo el agujero para completar la entrega final de una arquitectura del pozo óptima. Dependiendo en la ubicación, la seguridad y preocupaciones del medio ambiente, así como regulaciones gubernamentales y de reserva, el equipo de terminado puede incluir válvulas de seguridad de todo el agujero 254, el monitoreo de la presión de la reserva 246, apagones 258, tubo tubería de rosca en todo al agujero260, mediciones, evaluaciones, y otros aparatos.

Los pozos inteligentes son considerados para la reducción de costos a largo palazo al ser capaces de controlar la reserva en el arenal. Los pozos inteligentes incluyen sensores y conductores para transmitir datos de información a la superficie medida y reunida por los sensores. Los conductores pueden ser cables eléctricos, de fibra óptica, hidráulicos, y otro tipo de conductores de datos. La óptica de fibra es capaz de proporcionar datos e información de la superficie. Por ejemplo, la fibra óptica puede ser utilizada para medir la temperatura y la presión en la parte inferior del agujero y transmitir esas mediciones a la superficie en tiempo real para el control del pozo. Los pozos inteligentes pueden proporcionar es así como también son capaces de controlar varias reservas de fluido y zonas. Adicionalmente, la instalación del pozo inteligente puede estar integrada con la tubería de compuesto en espiral para un proceso de control y un monitoreo dinámico a largo plazo en tiempo real. Ver la Patente 6,257,332 publicada el 10 de julio de 2001 tituladas Sistema de Control de un Pozo, aquí incorporada en referencia. Más detalles acerca de las unidades de tubería compuesta en espiral para el taladrado y terminado son establecidos posteriormente. Los conductores preferidos son empotrados en la pared de la tubería compuesta en espiral para transmitir datos de información en tiempo real a la superficie para su análisis y procesamiento. La fibra óptica puede ser preferida ya que la fibra óptica puede transmitir más datos que los conductores eléctricos y tiene más datos a lo largo del intervalo total de la reserva más que mera información en una posición localizada. La producción fluye a una mini unidad satelital de producción 262 teniendo un sistema de comunicación 264 para enviar los datos y otra información de la producción a una ubicación central. Debe ser apreciado que los conductores incluyen medios eléctricos y de fibra óptica, y muchos otros mediante los cuales la información o instrumentos de comando pueden ser entregados. Los comandos y los datos transmitidos desde los aparatos de terminado o de taladrado puede ser transmitida mediante acústica, vibraciones, hidráulicamente, frecuencia de radio, banda ancha o corta, o cualquier otro mecanismo de energía. Por ejemplo, basado en los datos de la información de los sensores, los aparatos de terminado pueden ser abiertos, cerrados, ajustados o manipulados por medio de comandos o señales transmitidas a los aparatos a través de los conductores .

Refiriéndose ahora a la FIGURA 17, es mostrado un onopozo 270 teniendo un monodiámetro 272 con cubiertas expansible anidadas 274. El agujero superior tiene una pluralidad de secciones expansible. Una barrera secundaria, en la forma de una cubierta de sujeción 284, puede ser instalada dentro del monodiámetro 272. Una tubería estructural 278 ha sido instalada. Un sistema de entrega en todo el agujero 280 con una válvula de seguridad para todo el agujero 282 es colocado dentro del gancho de la tubería 284. Soluciones mecánicas y un gancho de forro expansible 286 debajo de un empacador 288 son utilizados. Para la reserva, el gancho del forro 286 soporta un forro expansible de gas 290 con pantallas expansibles 292.

El monodiámetro, monoagujero, y Monopozo de la FIGURA 17 son logrados al taladrar y cubrir una sección de la formación en un tiempo secuencialmente . Las cubiertas expansibles anidadas 274 y los forros de producción de gas 290 son utilizados para obtener un monodiámetro. El anidar los expansibles permite el uso de una segunda o una tercera generación semi- sumergible en donde el pozo es construido en un ambiente de agua profunda.

Refiriéndose ahora a la FIGURA 18, otras tecnologías pueden ser utilizadas para alcanzar el monodiámetro y el Monopozo en combinación o por separado de las tecnologías arriba mencionadas. En el sistema ilustrado en la FIGURA 18, las formaciones son taladradas y aisladas mientras que la integridad de su presión mecánica es incrementada a través de procesos químicos, como los es el material de taladrado 238 y la cubierta química 236. Esto permite que porciones más grandes del agujero superior 10A sean taladradas. La cubierta regular o expansible 274 son entonces utilizadas para la estructura del agujero superior 10A. Si métodos de aplicación química en tiempo real son utilizados, el sistema de la FIGURA 18 resultará en algunos pasos (ej . Menos tiempo) en el proceso de construcción del agujero superior. A lo largo de el intervalo productivo 300, los fluidos de taladrado con capacidades de sellado, con o sin trituradores internos, son utilizados para la sección de taladrado. Si ciertas zonas no son zonas de pago, pero requieren de atención para permitir la próxima zona de pago a ser taladrada, utilizando un próximo material de taladrado 238 para mejorar la integridad en la presión de la formación ayudará alcanzar un taladrado productivo. La sección de la reserva 300 puede ser completada a agujero abierto, con pantallas expansibles 292 o forros tubulares 290 o forros tradicionales para mantener el monodiámetro a lo largo de la zona de baja producción 300. El instalar un gancho de forro expansible 286 y una sección corta del tubular expansible 302 en la intersección del agujero superior 10A y en la zona de producción 300 puede mantener el monodiámetro y el monoagujero si es deseado.

Si se quiere mantener el monodiámetro solo en la parte superior del pozo 10A, las opciones de terminado están abiertas a lo largo de la zona de baja producción 300: paquetes de grava, forros cubiertos, ganchos de forro, etc. La intersección entre la sección superior del agujero 10A y la zona de baja producción 10B, puede incluir equipo tradicional o expansibles si es deseado.

La zona de baja producción 10B es taladrada de preferencia con agujeros alisados y/o una broca pulidora o manejable rotativa con una broca desechable, o algún oteo sistema de broca. El fluido de taladrado es compatible con la formación y es definida a tener un mínimo de 65% de regreso de permeabilidad al ser probado en contra de la formación de litología y un fluido de taladrado actual.

Debe ser apreciado que el agujero de baja producción puede ser taladrado con un fluido de taladrado compatible y que deje el agujero abierto; el agujero puede ser taladrado con fluido de taladrado y perforado; el agujero puede ser taladrado con el fluido de taladrado; ser alisado ya sea de arriba hacia abajo o viceversa, y la formación sellada; el agujero puede ser taladrado con fluido de taladrado, sellado y cubierto utilizando una cubierta convencional o expansible (tubería en espiral, compuesta o tubular) y perforado; el intervalo producido puede ser taladrado con fluidos de taladrado compatibles, alisada con una broca pulidora, perforada, simulada (fracturada) y un soporte permanente colocado en su lugar como las pantallas de compuesto. El forro puede ser o no de material compuestos, tubulares, expansibles, aleaciones férreas, aleaciones no férreas, y de nanotecnologías .

Refiriéndose otra vez a la FIGURA 3, es mostrado un ejemplo en particular de un Monopozo. Un agujero con un monodiámetro 10B es taladrado desde la barrera de la reserval6 y a lo largo de la reserva 30 hasta el fondo del pozol5, con un sellado temporal, sobre-balanceado, o con fluidos de taladrado especiales. En el agujero en producción 10 B, la broca pulidora es preferida debido a que proporciona un agujero suave permitiendo un mejor terminado, ya sea solamente una pantalla expansible, una pantalla líquida, algún tipo de estimulación y pantalla, o perforar un agujero cubierto. La broca pulidora puede ser utilizada al aplicar el fluido compatible d la formación para producirlo a través de ésta como lo es un fluido especializado tiene los disolventes internos o el tradicional cemento o cubierta expansible de cemento. Las soluciones químicas que no resultan en un daño profundo de la reserva pueden ser aplicadas al taladrar la reserva también.

En el taladrado a través de la formación en producción 30, particularmente en piedra arenosa, es utilizado el carbonato de calcio para construir una pared de masa para resistir las presiones de la formación en proceso. El fluido el cual forma la pared de masa puede incluir un disolvente encapsulado o retardador. Los disolventes son completamente desembolsados en el fluido de la pared de masa. El disolvente es típicamente un ácido. Con el tiempo se libera un ácido encapsulado en la pared de masa. La encapsulación se disuelve permitiendo al ácido el aceptar producción de la formación a través de la pared de masa. Esto evita o minimiza la necesidad de acidizar la formación. Tratamientos como la acidización, por lo regular no es efectiva sobre todo el intervalo expuesto en la formación en producción. Los disolventes internos son distribuidos más uniformemente en la pared de masa a través del intervalo, para que al ser liberados, el intervalo de producción entero sea acidizado para incrementar la producción.

El cemento puede ser una cubierta química líquida. Si es dispersado a lo largo de una formación sin consolidar, entonces puede no ser cemento sino fluidos contenidos llamados pantallas líquidas. Las pantallas líquidas o una pantalla líquida con pantallas expansibles teniendo el mismo diámetro que el agujero superior, ej . de monodiámetro, pueden ser colocadas sobre la reserva. Ver la descripción de la Cuña de arena en las Patentes de EU 5,775,425, 5,787,986, 5, 833, 510, 5, 853, 048, 5, 871049, 6, 047, 772, y 6, 209, 643, todas aquí incorporadas en referencia.

La producción del agujero 10B no es cubierta químicamente normalmente, sin embargo, es posible. La cubierta expansible con cemento expansible o cemento tradicional y un forro puede ser utilizad. Forros más tradicionales pueden ser suspendidos en el extremo bajo de la cubierta monodiámetro y a través de la zona de baja producción. Sin embargo, una cubierta química puede ser parte de la zona de producción, un sistema de fluido inicial o fluido separado o un sistema de un fluido en suspensión que puedan ser aplicados cuando la zona de baja producción no está pulida. Un forro de producción y/o pantalla 78 puede ser suspendido adyacente al extremo de la cubierta 70 y extenderse dentro o a través del agujero de baja producción 10B. La pantalla puede ser expansible o no expansible. La tubería de producción 80 es instalada sin una cubierta70, 78 para producir una reserva de producción 30. La cubierta 70, 78 y la tubería de producción 80 pueden ser una cubierta convencional o una cubierta expansible o una pantalla expansible y una tubería de producción. El pozo 12 puede ser terminado al perforar la cubierta 78 adyacente ala reserva de producción 30 y fluir a la superficie 14 como es bien conocido en el arte. El pozo no requiere ser perforado, puede dejarse abierto y con la pantalla (expansible o convencional) . Solo en el caso de un forro sólido (o sólidos expansibles) la perforación será absolutamente requerida.

El agujero de baja producción 10B puede ser taladrado con un forro de taladrado y cubierto ahí mismo. Un forro de taladrado puede ser parte del cable de taladrado o estar montado en el cable del taladro arriba de la broca. El forro del taladro puede ser el cable de trabajo. El forro puede ser montado justo arriba de la broca permitiendo a ésta el retirarse a través del forro al completarse el taladrado del agujero. En donde el forro es montado sobre la broca, la broca puede ser desconectada del forro de taladrado y removida mediante la parte adjunta de un inserto montado en un cable de taladro el cual esta conectado a la broca. El inserto con la broca son entonces sacados del forro y son removidos y recuperados. El forro puede ser sólido, o una pantalla expansible. Una pantalla puede ser utilizada en el lugar del forro en donde la pantalla tiene la fuerza mecánica necesaria para soportar las cargas en esta debido a la operación de taladrad. El forro de taladrado puede o no puede consistir de MWD/LWD broca removibles, lo cual puede o no puede ser capaz de ser recuperado del ensamble de agujero inferior. El ensamble de agujero inferior puede ser dejado en el agujero como un ensamble desechable. Un émbolo es entonces levantado en el forro o pantalla para expandirlo hacia fuera. Debe ser apreciado que otros medios pueden ser utilizados para expandir el forro o la pantalla. En esencia el cable de trabajo n el ensamble del agujero inferior es utilizado como un forro.

La FIGURA 3 ilustra un monoagujero, ej . un sistema de entrega a todo el agujero. Un sistema de producción de entrega a todo el agujero tiene un terminado tubular con un agujero monodiámetro de producción ej . el mismo diámetro interno nominal a través del conducto interno extendiéndose desde la superficie hasta el fondo del pozo. El monoagujero no necesariamente se extiende a través de la cubierta de producción o puede extenderse hacia abajo a través de la cubierta, forro o pantalla. Mientras un pozo puede tener un una arquitectura de un monodiámetro , éste puede o no puede tener un sistema completo de producción de entrega. Si el pozo tiene ambas características, entonces el diseño es llamado un Monopozo.

En el diseño del terminado del Monopozo, el forro es visto como una extensión de la tubería. El primer requerimiento para el terminado de un Monopozo es que éste proporcione un diámetro constante a través de éste. En la modalidad presente, para alcanzar el monoagujero, es preferido más no necesario que la cabeza del pozo y el árbol de navidad estén llenos para proporcionar un acceso completo a la reserva. No es mandatario. La mayoría de los pozos de monoagujero no tendrán una cabeza de pozo llena en el agujero y un árbol de navidad. El monoagujero es definido como solo extendiéndose desde el gancho de la tubería hacia abajo a la barrera de formación. No tiene que extenderse a través del árbol de navidad y de la cabeza del pozo. La producción es de agujero lleno si la tubería de la producción esta llena desde el gancho de la tubería hasta la barrera de formación.

El número componentes de terminado y el tipo variaran de acuerdo campo y necesidades del pozo . La normas para 1a medici de la presión y la temperatura y la válvula de seguridad son para todo el agujero. La toma del agujero 22 cerca de la tubería también es para todo el agujero. Posteriormente, Halliburton tiene una toma a través del agujero el cual es para tcdo el agujero. Debido a esto, la presente modalidad no proporciona restricciones en el agujero de producción desde la barrera de la formación hasta la superficie. Todos estos son parte del terminado del cable tubular y tienen un diámetro interno común con el cable entero. El diámetro interno de los tubulares terminados normalmente tienen el mismo diámetro interno relativo nominal Los componentes del terminado no tienen normalmente el mismo diámetro relativo nominal pero son preferidos en el monoaguj ero .

En un tipo de monodiámetro, el agujero superior 10A es cubierto y después el agujero inferior 10B a través de la formación en producción es cubierto con la cubierta inferior/forro envolviendo el extremo inferior de la cubierta superior y siendo revestido ahí mismo. En la sobrepuesta, el revestimiento incrementa el grosor de la cubierta del monodiámetro debido a la sobrepuesta de los dos cables de la cubierta. La tubería de la producción se extiende a través de la cubierta expansible en el agujero superior 10A y a través del agujero inferior 10B a través de la formación de la producción. La cubierta que se extiende a través de la formación en producción es perforada. En este método, no ha variación entre el forro y la tubería de producción. Entonces hay un verdadero monoagujero.

En otro método, en lugar de revestir un cable de la cubierta, un gancho expansible del forro, suspendiendo un forro expansible, es colocado desde el extremo inferior de la cubierta extendiéndose a través del agujero superior 10A. Para lograr la cobertura del monodiámetro, el forro y el gancho del forro son expandidos. El gancho expansible incluye un sello del agujero para recibir el extremo inferior de la tubería de la producción. En un segundo método, la tubería es incrustada en la parte superior del forro. Un empacador es colocado entre la tubería y la cubierta. La expansión del forro se aproxima al diámetro externo de la cubierta previamente colocada en la parte superior del agujero 10A no es el mismo. Hay una variación. Debido a esto, en este método, a pesar de haber variaciones, estas son relativamente pequeñas y el pozo puede seguir siendo llamado un Monopozo ya que el pozo aún logra objetivos del Monopozo. El forro expansible es cementado en su lugar y después expandido. La producción puede llevarse a cabo a través del forro y de la cubierta .

Las modalidades previamente descritas incluyen primeramente el taladrar y cubrir el agujero del pozo sin producción 10A y después el taladrado y terminado del agujero del pozo productivo 10B. Típicamente la formación de la reserva 30 es tratada de diferente manera que las formaciones sin producir, particularmente en relación con los fluidos, como es el caso de los fluidos de taladrado. Sin embargo, debe ser apreciado que las formaciones sin producción y las formaciones con producción pueden ser tratadas esencialmente igual en donde el pozo de monodiámetro 10 se extiende sobre la longitud total del agujero, ej . desde la superficie 14 hasta el fondo 15 (la profundidad objetivo del terminado) del pozo 12. Estos es particularmente aplicable en donde las formaciones son sustancialmente de pierda de arena en su totalidad, como es el caso de Arabia Saudita. La única diferencia entre los pozos productivos y los no productivos serán que los fluidos del pozo deberán ser compatibles y no resultar en un daño profundo de la formación de la reserva prohibiendo una producción máxima.

Refiriéndose ahora a las FIGURAS 19A y 19B, las modalidades de arriba pueden estar dirigidas a pozos multilaterales. Un pozo multi-lateral puede ser un Monopozo modificado extendiéndose desde la unión de la superficie. La FIGURA 19A es un esquema de un pozo multi-lateral 190 teniendo un agujero superior 192 extendiéndose a la superficie 14 y a una pluralidad de agujeros de rama 194a, 194b extendiéndose a las mismas o distintas zonas 30. El agujero superior 190 está conectado a agujeros de rama 194a, 194b y a una unión 196. El agujero superior 192 del pozo multi-lateral puede ser un Monopozo de monodiámetro . Los agujeros laterales pueden o no pueden ser secciones de monodiámetro bajo la unión 196.

La FIGURA 19B es un esquema de un pozo lateral 200 teniendo un agujero primario 202 y un agujero lateral 204. El agujero primario 200 puede ser un nuevo pozo o un pozo ya existente. El agujero primario 202 puede ser un pozo de monodiámetro y el agujero lateral 204 bajo la unión 206 también puede ser pozo de monodiámetro.

Todos los escenarios previos que han sido discutidos arriba en relación con el agujero sin producción son aplicables a otro tipo de pozos. La sección que es llamada productiva puede ser un pozo productor de agua, un pozo de inyección de agua, un pozo de gas miscible, un pozo de gas alternado con agua, o cualquier otro tipo de pozo que penetre la tierra.

Refiriéndose ahora a la FIGURA 20, es mostrada una modalidad preferida de un pozo de monodiámetro de la presente invención. La FIGURA 20 ilustra el pozo de monodiámetro 10 en su etapa completa. Una cubierta conductora 38 para soportar una cabeza d pozo es instalada dentro de la superficie de la tierra 14. Ambas cubiertas, la química 60 y la expansible 90 han sido instaladas. La combinación de la cubierta química los tubulares expansibles proporcionan una barrera a las formaciones través de las cuales el pozo 10 se extiende, como lo son por ejemplo, las formaciones problemáticas. Un cable de tubería de producción 80 que se extiende desde la superficie 14 hasta la parte superior de la reserva 16 del pozo. Un fluido de taladrado especializado o cubierta química estabiliza la reserva al solidificarse cerca de la pared del pozo 44 mientras no está penetrando muy profundo como para dañar la formación. La estabilización temporal puede ser alcanzada con cubierta química 60 hasta que una cubierta mecánica o compuesta, como lo es la cubierta expansible 90 o posiblemente una cubierta convencional.

Aún posteriormente, las modalidades pueden estar dirigidas a un pozo monodiámetro para un pozo levantado artificialmente, como un pozo contenedor de gas, una bomba jet o una bomba sumergible.

Algunos componentes de la construcción del pozo de monodiámetro han sido utilizados para minimizar problemas potenciales y son particularmente útiles durante la construcción del pozo de monodiámetro debido a la estabilidad de los problemas del agujero o problemas de integridad que tienen que ser resueltos con medios no convencionales.

El pozo de monodiámetro puede ser taladrado por varios medios incluyendo un sistema de propulsión (Ver Patente EU 6,296,066). Eventualmente, lásers que están siendo desarrollados por la Universidad de Colorado serán utilizados para el taladrado. Un método de taladrar el pozo incluye aparatos del tipo de conducción de tubería. En ese tipo de aparatos, la tubería es llevada a la formación. Por ejemplo, un martillo hidráulico pude ser utilizado para taladrar el agujero .

Refiriéndose ahora a la FIGURA 21, es mostrado otro método preferido para la construcción de pozos, para construir el agujero de monodiámetro utilizando un sistema de taladrado de tubería en espiral 120 para taladrar un pozo de monodiámetro 10 teniendo un agujero sin producir 10A extendiéndose desde la superficie 14 hasta la barrera de la reserva 16 y un agujero productor o inyector 10B extendiéndose desde la barrera de la reserva 16 hasta el fondo 15 de la zona de producción o inyección. 30. Ver la FIGURA 14. La FIGURA 21 muestra una sección 66 de un pozo no productivo 10A siendo taladrado. El sistema de tubería en espiral 120 incluye un proveedor de energía 122, un procesador 124, y una bobina de tubería en espiral 126 en la superficie 14. Una unidad inyectora de cabeza 128 alimenta y dirige la tubería en espiral 130 de la bobina 126 dentro del agujero que está siendo taladrado para el Monopozo de monodiámetro 10. La tubería en espiral 130 puede ser de acero o compuesta. El sistema de taladrado 120 incluye un cable de tubería en espiral 130 con un ensamble de agujero inferior 132 conectado a su extremo inferior extendiéndose dentro del pozo 10.

La operación de la tubería en espiral 120 utiliza la bobina 126 para alimentar la tubería en espiral 130 sobre una guía y a través del inyector 128 y de la deslingotera 134.

La tubería en espiral 130 es forzada a través del previsor de explosiones 136 y dentro del pozo 10 mediante el inyector 128. Debe ser apreciado que los previsores de explosión y otro equipo de control de seguridad solicitado puede ser desplegado en la superficie 14 para taladrar y terminar el pozo 12. Posteriormente, debe ser apreciado que ésta modalidad es descrita para propósitos explicativos y que la presente invención puede ser utilizada para varios planes de pozo. Los parámetros operacionales durante la construcción del pozo monodiámetro pueden incluir el taladrado y el terminado con condiciones sobre-balanceadas, condiciones balanceadas, o condiciones sin balancear. Todas las condiciones son logradas por el aparato y por los métodos de la presente invención.

El ensamble del agujero inferior 132 es utilizado para taladrar el agujero e incluye varios componentes tales como, por ejemplo, un sistema de propulsión, una sección de energía, unas sección electrónica, una herramienta de resistencia, un ensamble de dirección, un paquete de rayos gamma e instrumentos del inclinómetro, y una broca alisadora con una broca pulidora cerca justa arriba de ésta. La herramienta de resistencia determina la resistencia de la formación alrededor del ensamble de agujero inferior 132. El ensamble de dirección cambia la trayectoria del agujero y de los rayos gamma, y el paquete de instrumentos del inclinómetro evalúa las características de la formación en la broca 140 dentro del agujero. La sección de energía es típicamente un motor de profundidad manejado por los fluidos del taladrado que pasan a través de la tubería en espiral 130. El ensamble de agujero inferior puede incluir una herramienta sísmica o una broca de prueba al taladrar. Ver la solicitud de Patente de EU. 60/381,243 archivada el 17 de mayo de 2002 titulada Probador de Formación MWD, aquí incorporada en referencia. Un sistema de tubería en espiral preferido utilizando tubería enrollada es descrito en la Patente de EU. 6,296,066, aquí incorporada en referencia. También ver SPE 60750 "Anaconda: Proyecto de Desarrollo de Unión que resulta en un Sistema de Taladrado con Tubería en Espiral Controlada Digitalmente", por Marker Haukvik, Terry, Paulk, Cvoats, Wilson, Estep, Farbee, Bernoing y Song. Fechada el 5 y 6 de abril de 2000, aquí incorporada en referencia .

El ensamble de agujero inferior 132 y la broca 140 son mostrados en la sección de taladrado del agujero 66 después de tener taladradas y taladradas las secciones de la sección superior del agujero 10A, como lo son las secciones 46, 56 mostradas en la FIGURA 14. Los fluidos del taladrado 144 fluyen a través del agujero de flujo de la tubería en espiral 130 y respaldan el anillo 146. A pesar de que la FIGURA 21 ilustra el agujero 10A siendo cubierto con la cubierta química 60, y con la cubierta expansible 90, el sistema de tubería en espiral 120 pude ser utilizado con cubierta química, cubierta expansible, tubería en espiral y tubería en espiral expansible metálica o compuesta, o una combinación de cubierta química y cubierta expansible. Debe ser apreciado que el sistema de tubería en espiral puede ser utilizada con cualquiera de los métodos y aparatos previamente descritos.

Refiriéndose ahora a la FIGURA 2, la unidad de tubería enrollada de compuesta con un MWD/LWD integrado, puede proporcionar mayores beneficios durante el procesos de construcción del Monopozo. El sistema permite la transmisión continua de datos durante los procedimientos operacionales . Incluyendo procedimientos al mismo tiempo aún cuando la transmisión de datos sea interrumpida. Posteriormente, la tasa de transmisión es incrementada en gran parte, resultando en datos de alta resolución en tiempo real de los sensores para la evaluación de la formación, lecturas direccionables , medición de la presión, la tensión/peso en la broca (WOB) , por ejemplo. La transmisión de alta resolución y continua de datos ayuda a resolver los retos potenciales introducidos al taladrar el monodiámetro del pozo. Estos retos incluyen mayores ECD's, intervalos abiertos más grandes, rebajas reducidas , y más. Los datos de alta calidad también tienen el potencial de permitir un uso más efectivo de otras nuevas tecnologías que cumplen con el ambiente geomecánico del pozo. El sistema de tubería enrollada compuesta puede identificar zonas permeables, fracturas inducidas por el taladrado, y la inflación del agujero.

El acceso continuo de datos, incluyendo mientras viaja, puede ayudar a proporcionar indicaciones tempranas de problemas potenciales tales como la iniciación de la fractura o la inestabilidad del agujero. El conocimiento de la ubicación de las zonas de pérdida puede mejorar la efectividad de los tratamientos químicos para aumentar la resistencia de la fractura del agujero abierto. El conocimiento es particularmente útil cuando los material a taladrar o loa materiales de la cubierta química tiene que ser utilizados para llenar un área de lavado antes de que los expansibles sean colocados en un proceso secuencial de la construcción del pozo. También, puede ser bastante útil cuando se pueda utilizar una cubierta química para taladrar por largos intervalos antes de que la cubierta sea colocada.

En algunas situaciones, el control de los ECD's puede ser importante para el éxito del proyecto de construcción del pozo de monodiámetro . La tubería enrollada de compuesto con un sistema de ensamble de agujero inferior MWD/L D puede mejorar la habilidad de manejar los ECD's. El uso de la tunería enrollada como cable de taladrado permite la continua circulación al viajar en el agujero y permite una optimización continua de las propiedades del fluido de taladrado a través del agujero y del sistema activo de fluidos del taladrado. El acceso continuo a las mediciones de la presión anular transmitida a través de la tubería de cable enrollado proporciona información útil acerca de los ECD's. Con ésta información, los parámetros del taladrado y las propiedades del fluido son ajustadas continuamente para permanecer dentro de los limites de la presión del poro y de la presión de la fractura (anti-fuga) . La reducción en la presión resultante del lampazo son eliminadas en una forma suave y continua al bombearla a través del cable del taladrado de tubería en espiral fuera del agujero.

En adición a la habilidad mejorada del control de la presión en el pozo, el sistema mejora la capacidad de medir la presión del poro y la presión de la fractura. Si se observa la entrada de gas cuando las bombas son detenidas o frenadas, la presión del pozo durante el evento puede ser medida con precisión. Del mismo modo, una prueba de integridad de la formación (FIT) o una LOT puede ser realizada con mediciones del agujero en tiempo real del comportamiento de la presión en tránsito durante la prueba. Durante una LOT, la cual envuelve la fractura de la formación, estos datos de alta resolución mejoran y hacen más rápida la interpretación de la prueba. Durante una FIT, en donde no es deseada la fractura, la alta calidad de los datos en tiempo real puede prevenir una fractura inadvertida de la formación. Las constantes mediciones PWD obtenidas a través del sistema de tubería enrollada también proporciona un alto grado de control.

Estas características del sistema crean el potencial más seguro de operar dentro de una ventana más estrecha de la presión del poro y del gradiente de la fractura de los que es posible con la tecnología previa. Mientras que la reserva del agujero es taladrada, el control de presión mejorado en el pozo, a lo largo del potencial para un mejor entendimiento de la resistencia de la fractura, reduce la posibilidad de perder fluidos de taladrado en la reserva. La reducción permite prevenir problemas de producción asociados con dichas pérdidas . La tubería de cable enrollada permite al ensamble del agujero inferior el diferente en ingeniería a los sistemas MWD/LWD convencionales. Los sistemas convencionales tienen energía propia ya sea con baterías o turbinas. Las baterías son caras, peligrosas y la mayoría deben ser cambiadas periódicamente. Las turbinas son aparatos mecánicos complejos que son susceptibles a la erosión. El pulsor de lodo también sufre de estas fallas mecánicas. El pulsor es un método lento de telemetría. Solo puede enviar una fracción de las mediciones del sensor a la superficie en tiempo real. Solo puede operar durante la circulación, y por lo tanto, impide la telemetría durante el viaje de la tubería unida del taladrado. Este atributo requiere que estos sistemas del arte prior almacenen la mayoría de sus datos adquiridos en la memoria de la herramienta del agujero. Estos datos pueden ser obtenidos solo al enviar el ensamble del agujero inferior fuera del agujero y descargándolo a través de un cable en la superficie. Estas herramientas del arte prior en las herramientas del agujero están pre-configuradas para tratar de optimizar el almacenaje de los datos de telemetría. Grandes procesadores son utilizados en las herramientas de agujero inferior para procesar las señales del sensor y los datos crudos para minimizar el tamaño de los datos almacenados. Seguido, los datos necesitados para tomar decisiones no es transmitida en tiempo real y es dejada en la memoria de la herramienta hasta el siguiente viaje fuera del aguj ero .

La tubería compuesta enrollada el ensamble del agujero inferior son capaces de evitar este paradigma debido a lo cables empotrados en la tubería. La energía es proporcionada desde la superficie, eliminando la necesidad de baterías o turbinas. Todos los datos crudos del sensor son transmitidos inmediatamente ala superficie en tiempo real, negando la necesidad de un pulsor. Estos tres componentes típicamente tienen la tasa más alta de fallas en los sistemas MWD/LWD convencionales. Debido a que el procesador de datos crudos es procesado en la superficie, grandes procesadores de memoria del agujero son innecesarios. Este beneficio reduce la complejidad y elimina grandes componentes en los tableros de los circuitos impresos en las herramientas del agujero que son susceptibles a la vibración. La seguridad de la calidad es monitoreada fácilmente para la tubería compuesta enrollada en el ensamble del agujero inferior. Más importante, la disponibilidad de todos los datos, todo el tiempo, permite precisión, decisiones en tiempo real a ser realizadas mientras se taladra.

Las perforaciones, pantallas expansibles, apagones en el terminado mecánico, y soluciones/técnicas químicas son colocadas más eficientemente utilizando la tubería de cable enrollado compuesta y el ensamble del agujero inferior. Para un pozo monodiámetro, monopozo, la meta más importante es el tener el proceso de construcción de pozo más eficiente posible con el máximo de producción posible. El sistema de la tubería de cable enrollado compuesto de taladrado sostiene toda esta filosofía.

La arquitectura Monopozo/monodiámetro puede ser utilizada con cualquier tipo de formación de reserva y en cualquier ambiente (agua profunda, marea alta, o tierra) . La construcción del Monopozo puede ser considerada de roca dura, áreas de exploración marginal, y campos de producción marginal, y taladrado en campo. Todas estas áreas demandan que la producción sea maximizada que el costo sea minimizado lo más posible. Antes de que el agüero sea perforado, los atributos del taladrado sin balance también deben ser considerados, junto con el como estos atributos apoyan al Monopozo .

El sistema de propulsión Anaconda y la tubería de cable enrollada compuesta le permiten ser establecidos como una cubierta o forro de terminado directamente a lo largo del intervalo. El sistema de propulsión, puede o no puede ser removido del pozo. La escritura dentro de la pared de la tubería compuesta puede ser utilizada para accionar una desconexión en la parte superior de la espiral para un funcionamiento establecido permanente del pozo.

Mientras un taladrado sin balance puede ocurrir utilizando el avío tradicional, la solución óptima para el Monopozo es el integrar la tubería de cable enrollado compuesta con un taladrado sin balancear. Utilizar aparatos sin balancear, como una válvula de viaje que permite al ensamble del agujero inferior el ser recuperado sin tener que matar el pozo, puede permitir pruebas de pozo en tiempo real, al fluir el pozo a un contenedor de separación.

Dependiendo en los diámetros internos del Monopozo, los requerimientos hidráulicos y de producción del taladrado, tolerancias de diferenciación de pegado pueden ser muy limitadas. El taladrado sin balance puede ayudar a reducir, si no, a eliminar, el pegado diferencial, permitiendo que diámetros menores sean considerados.

En aún otro método y aparato preferido de la presente invención, la tubería en espiral, puede ser utilizada como la cubierta o puede ser extendida como es utilizada la cubierta. Detalles adicionales son establecidos en la Solicitud de Patente de EU; No. De Serie 10/16, 786, archivada el 10 de diciembre de 2001, titulada "Cubriendo al Taladrar", aquí mencionada en referencia.

Más modalidad es específicas de la presente invención son mostradas con el entendimiento que la exposición de la presente invención es para ser considerada una ejemplificación de los principios de la invención, y no está intencionada a limitar la invención a aquello ilustrado y descrito aquí. Varias dimensiones, tamaños, cantidades, volúmenes, tasa, y otros parámetros numéricos y números han sido utilizadas para propósitos de ilustración y ej empli ficación de los principios de la invención, y no está intencionada a limitar la invención a los parámetros numéricos y números ilustrados, descritos o de algún modo mencionados aquí .

Mientras que una modalidad preferida de la invención ha sido mostrada y descrita, las modificaciones de ésta pueden ser realizadas por aquellos con habilidad en el arte son salir del espíritu de la invención.

Claims

Cláusulas : 1. Un pozo monodiámetro extendiéndose desde la superficie hasta la barrera de la reserva y la reserva incluyendo una cubierta teniendo un diámetro exterior de la cubierta, comprendiendo: un pozo extendiéndose desde la superficie hasta al menos la barrera de la reserva; dicho pozo temiendo un diámetro nominal consistente desde la superficie hasta ala menos la barrera de la reserva; y dicho diámetro nominal consistente siendo solo lo suficientemente largo para permitir la instalación de la cubierta . 2. El pozo monodiámetro de la cláusula 1 en donde dicho diámetro nominal consistente no varia más de tres pulgadas más que el diámetro de la cubierta exterior. 10. Un método para lograr un pozo monodiámetro extendiéndose a través de varias formaciones, el método comprende : la extender un cable de trabajo dentro del pozo, el cable de trabajo teniendo un ensamble de agujero inferior ; fluir los fluidos del taladrado a través del cable de trabajo en el ensamble de agujero inferior; taladrar el pozo utilizando un miembro calibrador extendido para minimizar que el pozo se vuelva espiral; enviar a la superficie información del agujero inferior en tiempo real desde una medición mientras que la herramienta de taladrado, transporta mientras ésta, y uno o más sensores en la herramienta del miembro calibrador de taladrado; y alterando la dirección del taladrado basado en la información en tiempo real del agujero utilizando un ensamble direccional de maniobra. 11. El método de la cláusula 10 en donde el miembro calibrador de taladrado extendido incluye una broca de energía balanceada. 12. El método de la cláusula 10 en donde el ensamble de direccional de maniobra está asociado con el miembro calibrador de taladrado extendido. 13. El método de la cláusula 10 posteriormente incluyendo un motor de agujero adaptable con el miembro calibrador de taladrado extendido. 14. El método de la cláusula 10 posteriormente incluyendo fluidos de taladrado circulado los cuales coinciden con las formaciones. 15 El método de la cláusula 14 en donde los fluidos de taladrado utilizan un sistema de una membrana de lodo eficiente el cual permite el taladrado de un pozo consistente . 16. El método de la cláusula 15 en donde el sistema de la membrana de lodo eficiente es un sistema de agua o sintético . 17. El método de la cláusula 16 en donde los fluidos producen una masa de lodo que controla efectivamente la presión hidráulica, las diferencias químicas, y las diferencias eléctricas en la formación. 18. El método de la cláusula 10 posteriormente incluyendo el flujo de material ubicable a través del pozo . 19. El método de la cláusula 10 posteriormente incluyendo una cubierta química en el agujero. 20. El método de la cláusula 10 posteriormente incluyendo la instalación de una cubierta expansible en el pozo. 21. El método de la cláusula 10 posteriormente incluyendo el fluir una composición selladora entre la cubierta expansible y la pared del pozo. 22. Un monopozo comprendiendo: una cubierta de monodiámetro ; y un sistema de entrega de producción del monoagujero dentro de dicha cubierta monodiámetro. 23. El monopozo de la cláusula 22 posteriormente incluyendo un agujero monodiámetro el cual es colocado en dicha cubierta monodiámetro. 24. El monopozo de la cláusula 23 donde dicho monoagu ero tiene eficiencia diamétrica. 25. Un ensamble para taladrar un agujero diamétricamente eficiente a través de una formación desde la superficie para instalar una cubierta expansible, el ensamble comprendiendo : un ensamble de agujero inferior incluyendo un miembro de taladrado calibrador del agujero, un ensamble direccional de maniobra , una herramienta de medición al taladrar, y una herramienta de transporte al taladrar; un cable de trabajo unido a dicho ensamble de agujero inferior extendiéndose a la superficie; y fluidos de taladrado fluyendo a través del cable de trabajo y del ensamble de agujero inferior. 26. El ensamble de la cláusula 25 en donde el miembro calibrador de taladrado es una broca calibradora extendida . 27. El ensamble de la cláusula 26 en donde el ensamble de agujero inferior incluye posteriormente: un eje rotativo teniendo un eje central bajo colocado en un ángulo de inclinación seleccionado de un eje central superior ; un alojamiento teniendo una superficie de alojamiento de diámetro sustancialmente uniforme, el alojamiento conteniendo al menos una porción del eje superior en el eje rotativo; la broca energizada por medio del eje rotativo, la broca teniendo una cara de la broca definiendo el diámetro de la broca; una sección de calibración teniendo una superficie cilindrica de diámetro sustancialmente uniforme espaciado arriba de la cara de la broca; y La sección de la broca de calibración juntas teniendo una longitud total de 75% del diámetro de la broca y una porción de la longitud total de la calibración la cual es sustancialmente calibrada en un 50¾ de la longitud total de calibración. 28. El ensamble de la cláusula 27 en donde el espacio axial entre la inclinación y la cara de la broca es menor en 12 veces al diámetro de la broca. 29. El ensamble de la cláusula 27 en donde la broca es una broca grande de calibración soportando la sección de calibración . 30. El ensamble de la cláusula 27 en donde el alojamiento comprende un alojamiento de maniobra rotativo . 31. El ensamble de la cláusula 27 posteriormente incluyendo uno o más sensores posicionados sustancialmente a lo largo de la sección de calibrado de la broca para sentir uno o más parámetros deseados del agu ero . 32. El ensamble de la cláusula 27 en donde el ensamble del agujero inferior incluye posteriormente un sistema de telemetría para comunicar datos de uno o más sensores a la superficie en tiempo real. 33. El ensamble de la cláusula 25 incluyendo posteriormente uno o más sensores contenidos dentro del ensamble de agujero inferior para sentir uno o más parámetros deseados. 34. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho ensamble de agujero inferior incluye posteriormente un ensamble direccional de maniobra. 35. El ensamble de la cláusula 34 en donde dicho miembro de taladrado de calibración es una broca de calibración de taladrado extendida. 36. El ensamble de la cláusula 34 en donde dicha maniobra rotativa es un punto en la broca rotativa maniobrable . 37. El ensamble de la cláusula 25 en donde el ensamble de agujero inferior incluye posteriormente un motor del aguj ero . 38. El ensamble de la cláusula 37 en donde dicho miembro calibrador de taladrado del agujero es una broca y dicha broca coincide con el motor del agujero. 39. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho miembro calibrador de taladrado incluye una broca y una broca pulidora . 40. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho miembro calibrador de taladrado incluye posteriormente un motor del agujero. 41. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho ensamble de agujero inferior incluye posteriormente un ensamble pulidor de taladrado. 42. El ensamble de la cláusula 41 en donde el ensamble pulidor de taladrado incluye una broca de motor de lodo rotable y maniobrable adecuada y una broca, y una broca alisadora . 43. El ensamble de la cláusula 25 en donde el ensamble direccional maniobrable es una herramienta direccional geo-piloto . 44. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho miembro calibrador de taladrado es una broca bi-centro. 45. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho ensamble de agujero inferior incluye una herramienta de presión al taladrar. 46. El ensamble de la cláusula 25 en donde dicho ensamble de agujero inferior incluye un miembro para las mediciones en tiempo real delante de la broca. 47. El ensamble de la cláusula 46 en donde el miembro incluye una herramienta acústica bi-modal. 48. El ensamble de la cláusula 25 posteriormente incluyendo turbuladores en linea en el mismo cable de trabajo para remover los cortes. 49. El ensamble de la cláusula 25 en donde los fluidos de taladrado son fluidos de un sistema en base de agua eficiente . 50. El ensamble de la cláusula 49 en donde dicho sistema de fluidos basado en agua es BarOmega. 51. El ensamble de la cláusula 25 en donde dichos fluidos de taladrado incluyen un sistema de lodo eficiente . 52. El ensamble de la cláusula 51 en donde dicho sistema de lodo eficiente incluye un sistema eficiente basado en agua . 53. El ensamble de la cláusula 52 en donde dicho sistema de lodo basado en agua incluye un aditivo lubricante. 54. El ensamble de la cláusula 51 en donde dicho éster vegetal y el sistema ir.terno de lodo sintético basado en olefina . ensamble de la cláusula 54 en donde dicho éster vegetal y dicho sistema de lodo sintético interno basado en olefina es Accolado. 56. El ensamble de la ¿láusula 25 en donde los fluidos de taladrado son un fluijdo de taladrado basado en éster, 57. El ensamble de la cláusula 56 en donde dicho fluido de taladrado basado en éster es PetroFree LV. 58. El ensamble de la cláusula 25 en donde los fluido de taladrado son un fluido de taladrado basado e cloruro de calcio. 59. El ensamble de la clausula 58 en donde dicho fluido de taladrado basado en clbruro de calcio es N-Flow. 60. El ensamble de la cláusula 25 en donde los fluidos de taladrado son fluidos de taladrado basados en aldeida . 61. El ensamble de la cláusula 25 en donde dichos fluidos de taladrado contienen cloruro de calcio u cloruro de potasio. 62. El ensamble de la cláusula 25 en donde 25 en donde los fluidos de taladrado son sistemas de lodo formados. 63. El ensamble de la cláusula 25 en donde posteriormente incluyendo el barrer el agujero. 64. El ensamble de la; cláusula 25 en donde dichos fluidos de taladrado coinciden con la formación siendo taladrada . 65. El ensamble de la cláusula 25 posteriormente incluyendo una cubierta química en el agujero. 66. El ensamble de la cláusula 65 en donde dicha cubierta incluye la colocación de material y un catalizador . 67. El ensamble de la cláusula 25 posteriormente incluyendo un sistema de ubicación. 74. El ensamble de la cláusula 71 posteriormente incluyendo un espaciador químico pasado a través del agujero delante de dicha composición selladora. 75. El ensamble de la cláusula 71 posteriormente incluyendo un espaciador entre los fluidos de taladrado y la composición selladora. 76. El ensamble de la cláusula 25 posteriormente incluyendo un sistema de flotación colocado en la cubierta . 77. El ensamble de la cláusula 71 en donde la composición selladora incluye una mezcla de látex, ditio carbamato, óxido de zinc, y súlfur. 78. El ensamble de la cláusula 77 en donde dicha composición incluye posteriormente un agente de espuma. 79. El ensamble de la cláusula 77 en donde dicha composición selladora posteriormente incluye un agente de peso. 80. El ensamble de la cláusula 71 en donde la composición selladora es una composición selladora en espuma comprimida incluyendo cemento hidráulico, látex, estabilizador de látex, un gas y una mezcla de surfactantes de espuma. 81. Un ensamble para taladrar un agujero diamétricamente eficiente para una cubierta expansible, comprendiendo: un ensamble de agujero inferior incluyendo una broca calibradora de taladrado expansible con sensores, una broca rotable en el ensamble de maniobra, una herramienta múltiple, compresión de la mecánica de roca y una herramienta sónica de arcilla, una herramienta de resonancia magnética, una broca alisadora y un dispositivo de corte removible. 82. El ensamble de la cláusula 81 en donde dicha herramienta múltiple puede ser una herramienta múltiple triple o cuádruple. 83. El ensamble de la cláusula 81 en donde dicho ensamble de agujero inferior está conectado al extremo del cable de trabajo extendiéndose a un segundo o tercer contenedor generador de taladrado. 84. Un ensamble para construir un pozo monodiámetro, comprendiendo : un ensamble de agujero inferior incluyendo un miembro calibrador de taladrado de agujero, un ensamble direccional de maniobra, una herramienta de medición al taladrar, y una herramienta de transporte al taladrar; un cable de trabajo unido a dicho ensamble de agujero inferior y extendiéndose a la superficie; fluidos de taladrado fluyendo a través del cable de trabajo y del ensamble de agujero inferior.; cubierta química en el agujero; cubierta expansible colocada en el pozo; y una composición selladora colocada entre dicha cubierta expansible y el pozo. 85. El ensamble de la cláusula 84 incluyendo posteriormente material ubicable llenando los lavados en el agujero. 86. El ensamble de la cláusula 84 posteriormente incluyendo un sistema de entrega del agujero colocado dentro de dicha cubierta expansible 87. El ensamble de la cláusula 86 en donde dicho sistema de entrega en el agujero incluye la tubería de la producción . 88. Un método para taladrar un agujero monodiámetro, comprendiendo : taladrar una porción inicial del agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor en el agujero y un alisador; aplicando un material catalizador a la pared del agujero mientras este es pulido; pulir el agujero mientras el ensamble es levantado a través de la porción inicial del agujero.; aplicar un material de preparación a la pared del agujero mientras es pulida; formar una cubierta química al reaccionar el material de preparación con el material catalizador; repetir los pasos de arriba al taladrar las porciones adicionales del agujero hasta que el agujero sea taladrado; y instalar un cable de la cubierta en el agujero. 89. El método de la cláusula 88 en donde un cable de la cubierta es instalado en la porción inicial del agujero y un cable de cubierta expansible es instalado en cada porción adicional del agujero. 90. El método de la cláusula 89 en donde un agujero en particular puede ser cubierto guimicamente o expansiblemente según su elección. 91. El método de la cláusula 88 en donde el material de preparación solo es aplicado a las porciones seleccionadas del agujero. 92. El método de la cláusula 88 en donde el material de preparación es variado de acuerdo con la geología de la formación alrededor de la porción del agujero. 93. El método de la cláusula 89 en donde la cubierta química ya no es utilizada después de alcanzar una temperatura predeterminada en el agujero. 94. El método de la cláusula 88 en donde es colocado un forro en la cubierta y se extiende a través de la formación deseada. 95. Un método para taladrar un agujero monodiámetro , método comprendiendo: la mezcla de la cubierta química con el fluido del taladrado del agujero; el taladrado de la porción inicial del agujero utilizando el fluido del taladrado con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor del agujere-la formación de una cubierta química en la pared del agujero; la repetición de los pasos anteriores al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero sea taladrado; y la instalación del cable de trabajo en el agujero. 96. El método de la cláusula 95 en donde el cable de la cubierta es instalado en la porción inicial del agujero y una cubierta del cable expansible es instalada en cada una de las porciones adicionales del agujero. 97. El método de la cláusula 95 en donde las porciones adicionales del agujero están químicamente cubiertas. 98. El método de la cláusula 95 en donde la formulación de la cubierta química es variada con la geología alrededor de las porciones del agujero. 99. El método de taladrar un agujero monodiámetro, comprendiendo : la utilización de la cubierta química como fluido de taladrado en el agujero; la mezcla de la cubierta química con el fluido del taladrado del agujero; el taladrado de la porción inicial del agujero utilizando el fluido del taladrado con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor del agujero; la formación de una cubierta química en la pared del aguj ero; la repetición de los pasos anteriores al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero sea taladrado; y la instalación del cable de trabajo en el agujero. 100. El método d3e la cláusula 99 en donde un cable de la cubierta es instalado en la porción inicial del agujero y el cable de la cubierta expansible es instalado en cada una de las porciones adicionales del aguj ero . 101. El método para taladrar un agujero monodiámetro, comprendiendo : la utilización de la cubierta química como fluido de taladrado en el agujero; la mezcla de la cubierta química con el fluido del taladrado del agujero; el taladrado de la porción inicial del agujero utilizando el fluido del taladrado con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor del agujero; la formación de una cubierta química en la pared del aguj ero ; la repetición de los pasos anteriores al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero sea taladrado; y la instalación del cable de trabajo en el agujero. 102. El método de la cláusula 101 en donde un cable de la cubierta es instalado en la porción inicial del agujero y un cable de cubierta expansible es instalado en cada una de las porciones adicionales del agujero. 103. El método para taladrar un agujero monodiámetro, el método comprendiendo: la utilización de la cubierta química como fluido de taladrado en el agujero; la mezcla de la cubierta química con el fluido del taladrado del agujero; el taladrado de la porción inicial del agujero utilizando el fluido del taladrado con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor del agujérela formación de una cubierta química en la pared del agujérela repetición de los pasos anteriores al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero sea taladrado; y la instalación del cable de trabajo en el agujero. 104. El método de la cláusula 103 en donde un cable de la cubierta es instalado en la porción inicial del agujero y un cable de la cubierta expansible es instalado en cada una de las porciones adicionales del aguj ero . 105. Un método para taladrar un agujero de monodíámetro, el método comprendiendo. (a) el taladrado de la porción inicial del agujero con el ensamble del agujero teniendo una broca y un motor de agu ero; (b) Instalar una cuerda de la cubierta de la porción inicial del agujero; (c) Taladrar una porción adicional del agujero con el ensamble de taladrado; (d) Instalar un cable de cubierta expansible en la porción adicional del agujero; y Repetir los pasos ® y (D) al taladrar próximas porciones del agujero hasta que el agujero es taladrado. 106. El método de la cláusula 105 en donde la cubierta expansible es instalada al bajar un cable no expansible de cubierta dentro de la porción del agujero con el extremo superior sobre pasando el cable de cubierta previamente instalado de cable no expansible de cubierta de tener un diámetro interno sustancialmente igual que aquel del cable de cubierta previamente instalado. 107. El método de la cláusula 105 incluyendo posteriormente el revestimiento metálico de los extremos sobre pasados de los cables de cubierta adyacentes. 108. El método de la cláusula 105 en donde el cable expansible de la cubierta está cementado dentro de la porción del agujero utilizando cemento con sellador. 109. Un método para taladrar un agujero monodiámetro , el método comprendiendo: el taladrar el agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor de agujero inferior; instalar un cable de la cubierta en una porción inicial del agujero; y instalar cables sucesivos de cubierta expansible además de porciones del agujero hasta que el agujero sea cubierto totalmente. 110. Un método para taladrar un agujero monodiámetro, comprendiendo : el taladrar una primer porción del agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor y un alisador del agujero inferior; aplicar un material catalizador de base a la pared del agujero durante el taladrado de la primer porción del aguj ero ; alisar el agujero mientras el ensamble de taladrado es levantado a través de una primer porción; aplicar un material de preparación a la pared del agujero mientras éste es alisado; formar una cubierta química al reaccionar el material de preparación con un material catalizador; instalar un cable de cubierta en la primer porción del aguj ero ; taladrar una segunda porción del ensamble del agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca- un motor un alisador; aplicar el material catalizador de base a la pared del agujero durante el taladrado del segundo agujero; alisar el agujero mientras el ensamble es levantado a través de la segunda porción del agujero; aplicar un material de preparación a la pared del agujero mientras el agujero es alisado; formar una cubierta química al reaccionar el material de preparación con un material catalizador; instalar un cable de cubierta expansible en la segunda porción del agujero; y repetir los pasos de arriba utilizando cubierta expansible al taladrar cualquier porción posterior del agujero hasta que el agujero sea taladrado. 111. Un método para taladrar un agujero monodiámetro, el método comprendiendo: mezclar la cubierta química en la pared del aguj ere-instalar el cable de la cubierta en la primer porción del agujero; taladrar una segunda porción del agujero utilizando el fluido de taladrado; formar una cubierta química en la pared del agujero; instalar un cable de cubierta expansible en la segunda porción del agujero; y repetir los pasos de arriba al taladrar porciones adicionales del agujero e instalar una cubierta expansible hasta que el agujero es taladrado. 112. Un método para taladrar un agujero monodiámetro, el método comprendiendo: utilizar una cubierta química como fluido de taladrado del agujero; instalar el cable de la cubierta en la primer porción del agujero; taladrar una segunda porción del agujero utilizando el fluido de taladrado; formar una cubierta química en la pared del agujero; instalar un cable de cubierta expansible en la segunda porción del agujero; y repetir los pasos de arriba al taladrar porciones adicionales del agujero e instalar una cubierta expansible hasta que el agujero es taladrado. 113. Un método para taladrar un agujero monodiámetro, el método comprendiendo; utilizar una cubierta química como fluido de taladrado del agujero; taladrar una primer porción del agujero utilizando el fluido de taladrado con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor de agujero inferior; formar una cubierta química en la pared del aguj ere-repetir los pasos de arriba al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero sea taladrado; y instalar una pluralidad de cables de la cubierta expansible en el agujero. 114. El método para taladrar un agujero monodiámetro, el método comprendiendo: taladrar una primer porción del agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca y un motor de agujero inferior; permitir a la cubierta química el preparar y formar una cubierta química en la pared del agujero; taladrar a través de la cubierta química en agujero inicial ; instalar un cable de cubierta en el primer agujero; } introducir una cubierta química dentro del segundo aguj ero ; permitir a la cubierta química el preparar y formar una cubierta química en la pared del agujero; 117. El método de la cláusula 116 en donde el cable de tubería en espiral no está hecho de metal. 118. El método de la cláusula 116 en donde las porciones del agujero son cubiertas al ser taladradas. 119. El método de la cláusula 116 en donde un cable de cubierta estructural puede ser instalado en una porción del agujero para formar una segunda barrera. 120. El método de la cláusula 112 en donde la primer porción del agujero es un agujero sin producción y la segunda porción del agujero es un agujero de producción. 121. Un método para taladrar un agujero de pozo monodiámetro, el método comprendiendo: taladrar una porción inicial del agujero del pozo con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor y un alisador de agujero inferior; pulir el agujero del pozo mientras que el ensamble es levantado a través de la porción inicial del agujero del pozo; colocar tubería expansible en dicha porción del agujero del pozo; colocar una composición selladora en dicha porción del agujero en donde dicha composición selladora permanece competente al ser comprimida en el anillo entre dicho agujero del pozo y dicha tubería expansible; permitiendo que dicha composición selladora se endurezca ; expandiendo dicha tubería expansible por donde dicha composición selladora endurecida es comprimida; y repitiendo los pasos de arriba al taladrar porciones adicionales del agujero del pozo hasta que el agujero sea taladrado y cubierto. 122. El método de la cláusula 121 en donde dicha composición selladora es rociada con gas. 123. El método de la cláusula 122 en donde el volumen de gas es suficiente para acomodar el decremento de volumen en un anillo entre las paredes del agujero del pozo y dicha tubería expansible o cable de tubería cuando dicha tubería o cuerda de tubería es expandida. 124. El método de la cláusula 123 en donde dicho gas está presente en dicha composición selladora en espuma en una cantidad en el rango de entre un 5% y un 25% en volumen de la composición selladora en espuma. 125. El método de la cláusula 121 en donde dicha composición selladora está comprimida en una cantidad la cual es sustancialmente igual a la reducción de volumen del espacio anular de dicha tubería expansible o cable de tubería siendo expandido. 126. El método de la cláusula 121 en donde dicha composición selladora comprende látex. 127. El método de la cláusula 121 en donde dicha composición selladora se compone de cemento hidráulico, látex, estabilizador de látex, un gas y una mezcla de de surfactantes en espuma. 128. El método de la cláusula 127 en donde dicho cemento hidráulico es seleccionado del grupo que consiste de cemento aluminato de calcio, cemento Portland y cemento Portland de alto horno. 129. El método de la cláusula 127 en donde dicho látex es seleccionado del grupo consistiendo de una emulsión de látex copolímero estireno/butadino, emulsión policloroprena, emulsión polisoprena, y emulsión acrilonitrilibutadina. 130. El método de la cláusula 127 en donde dicho látex es una emulsión de látex copolimero estireno/butadino contendiendo agua en una cantidad en el rango de entre 40% y 70% por el peso del látex. 131. Un método para taladrar un agujero de pozo monodiámetro a través de una formación sin consolidar, el método comprendiendo: taladrar una porción inicial del agujero del pozo con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor y un alisador de agujero inferior; taladrar dicho agujero de pozo con un fluido de taladrado teniendo un pH en el rango de entre 6 y 10 y compuesta de agua, un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones los cuales son adsorbidos en dicha formación sin consolidar, agua soluble o polímero dispersible el cual es capaz de unido mediante una resina de termopuesta y causando que dicha resina se endurezca al ser curada y agua soluble o la resina termopuesta la cual une dicho polímero, sea catalizada y curada por dicho catalizador y consolide dicha formación sin consolidar; repetir los pasos de arriba al taladrar porciones adicionales del pozo hasta que el pozo es taladrado; y instalar un cable de cubierta en el agujero. 132. El método de la cláusula 131 en donde dicho catalizador catiónico polimérico es seleccionado de un grupo consistiendo de polietileno, poli (dimetilaminoetilmetacrilato) y poli (dimetilaminopropi lmetaonlato ) . 133. El método de la cláusula 131 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de polímeros conteniendo o más grupos funcionales del hidroxil, amida, carboxil, y epoxy . 134. El método de la cláusula 131 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de alcohol de poiivinil, butril de poiivinil, poliesters, ácidos polialkilacrilicos , poliuretanos, polímeros archilamida, proteínas, polioles y polisacáridos como lo son el chitosan, la celulosa hidroxietíl, la celulosa carboximetilhidroxietil , féculas solubles en agua, goma, goma de xantán, goma de welan, goma de Carragena y goma árabe. 135. El método de la cláusula 131 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo del tipo de resinas de melamina-formaldeídicas, resinas del tipo de urea formaldeídicas y del tipo de resinas fenol-formaldeídicas . 136. El método de la cláusula 131 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de una resina melamina-formaldeídicas alkil éter y unalkil éter de urea formaldeídicas . 137. El método de la cláusula 131 en donde dicho catalizador catiónico polimérico está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre un 1% y un 15¾ de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 138. El método de la cláusula 131 en donde dicho polímero el cual es unido cruzado por dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre 0.5¾ y un 20¾ de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 139. El método de la cláusula 131 en donde dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad en el rango de entre 5¾ y un 80¾ de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 140. El método de la cláusula 131 en donde el pH de dicho fluido de taladrado es de 8. 141. Un método para taladrar un agujero de pozo monodiámetro a través de una formación sin consolidar, el método comprendiendo: taladrar una porción inicial del agujero del pozo con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor y un alisador del agujero inferior; taladrar dicho agujero del pozo con un fluido de taladrado teniendo un pH en el rango de entre 6 y 10 y comprende agua y un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones los cuales son adsorbidos en dicha formación sin consolidar; contactar dicho agujero de pozo con un fluido teniendo un pH en el. rango de entre 6 y 10 compuesto de agua, un polímero dispersible o soluble en agua el cual es capaz de ser unido cruzado por la resina termopuesta y causando que dicha resina se endurezca al ser curada: instalar un cable de cubierta en el agüero. 142. El método de la cláusula 141 en donde dicho catalizador catiónico polimérico es seleccionado de un grupo consistiendo de polietileno, poly (dimetilaminoetilmetacrilato) y poli (dimetilaminopropilmetacrilato) . 143. El método de la cláusula 141 en donde dicho polímero soluble en agua el cual está unido cruzado por dicha resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de polímeros conteniendo uno o más grupos funcionales de hidroxil, amida, carboxil, y epoxy. 144. El método de la cláusula 141 en donde dicho polímero soluble en agua el cual está unido cruzado por dicha resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de de alcohol de polivinil, butril de polivinil, poliesters, ácidos polialkilacrilicos, poliuretanos, polímeros archilamida, proteínas, polioles y polisacáridos como lo son el chitosan, la celulosa hidroxietíl, la celulosa carboximetilhidroxietil, féculas solubles en agua, goma, goma de xantán, goma de welan, goma de Carragena y goma árabe. 145. El método de la cláusula 141 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo del tipo de resinas de melamina-formaldeidicas, resinas del tipo de urea formaldeidicas y del tipo de resinas fenol-formaldeidicas . 146. El método de la cláusula 141 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de una resina melamina-formaldeidicas alkil éter y unalkil éter de urea formaldeidicas . 147. El método de la cláusula 141 en donde dicho catalizador catiónico polimérico está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre un 1¾ y un 15% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 148. El método de la cláusula 141 en donde dicho polímero el cual es unido cruzado por dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre 0.5% y un 20% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 149. El método de la cláusula 141 en donde dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad en el rango de entre 5¾ y un 80% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 150. El método de la cláusula 141 en donde el pH de dicho fluido de taladrado es de 8. 151. Un método para taladrar un agujero de pozo monodiámetro a través de una formación sin consolidar, el método comprendiendo: taladrar una porción inicial del agujero del pozo con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor y un alisador del agujero inferior; taladrar dicho agujero del pozo con un fluido de taladrado teniendo un pH en el rango de entre 6 y 10 y comprende agua y un catalizador catiónico polimérico capaz de aceptar y donar protones los cuales son adsorbidos en dicha formación sin consolidar; contactar dicho agujero de pozo con un fluido teniendo un pH en el rango de entre 6 y 10 compuesto de agua, un polímero dispersible o soluble en agua el cual es capaz de ser unido cruzado por la resina termopuesta y causando que dicha resina se endurezca al ser curada: instalar un cable de cubierta en el agüero. Repetir los pasos de arriba al taladrar porciones adicionales de hasta que el agujero sea taladrado. 152. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero soluble en agua el cual está unido cruzado por dicha resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de polímeros conteniendo uno o más grupos funcionales de hidroxil, amida, carboxil, y epoxy . 153. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero soluble en agua el cual está unido cruzado por dicha resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de de alcohol de polivinil, butril de polivinil, poliesters, ácidos polialkilacrilicos , pol iuretanos , polímeros archilamida, proteínas, polioles y pol isacáridos como lo son el chitosan, la celulosa hidroxietíl, la celulosa carboximetilhidroxietil , féculas solubles en agua, goma, goma de xantán, goma de welan, goma de Carragena y goma árabe. 154. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo del tipo de resinas de melamina-formaldeídicas, resinas del tipo de urea formaldeídicas y del tipo de resinas fenol-formaldeídicas . 155. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo del tipo de resinas de melamina-formaldeídicas , resinas del tipo de urea formaldeídicas y del tipo de resinas fenol-formaldeídicas . 156. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo de una resina melamina-formaldeídicas alkil éter y unalkil éter de urea formaldeídicas . 157. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero soluble en agua o dispersible el cual es unido cruzado mediante la resina termopuesta es seleccionado del grupo consistiendo del tipo de resinas de melamina-formaldeídicas , resinas del tipo de urea formaldeídicas y del tipo de resinas fencl-formaldeídicas . 158. El método de la cláusula 151 en donde el ácido en dicho catalizado retardador dispersible es un ácido orgánico o inorgánico seleccionado del grupo consistiendo de ácido sulfónico p-tolueno, ácido sulfónico dinonilnaftaleno, ácido sulfónico dodecil benceno, ácido oxálico, ácido maléico, ácido sulfúrico hexámico, un copolimero de phtálico y ácido acrilico, ácido fosfónico, ácido sulfúrico, ácido hidroclórico , ácido sulfámico y sales de amonio que producen ácidos al ser disueltos en agua. 159. El método de la cláusula 151 en donde dicho fluido de taladrado comprende uno o más material es reforzadores insolubles de la cubierta química seleccionados del grupo consistiendo de fibras de carbono, fibras de vidrio, fibras minerales, fibras de celulosa, sílica, zeolita, aluminia, calió sulfato de hemihidrato, látex acrilico, poliol-poliesters y poli vinil butiral. 160. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero el cual ' es unido cruzado por dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre 0.5% y un 20% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 161. El método de la cláusula 151 en donde dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad en el rango de entre 5¾ y un 50% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 162. El método de la cláusula 151 en donde dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad en el rango de entre 5% y un 80% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 163. El método de la cláusula 141 en donde dicho polímero el cual es unido cruzado por dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre 0.5% y un 8% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 164. El método de la cláusula 151 en donde dicho polímero el cual es unido cruzado por dicha resina termopuesta está presente en dicho fluido de taladrado en una cantidad de entre 2% y un 25% de peso de agua en dicho fluido de taladrado. 165. El método de la cláusula 151 en donde el pH de dicho fluido de taladrado es de 8. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un ensamble y métodos son expuestos para la construcción de un Monopozo teniendo una cubierta de monodiámetro colocada en un agujero de de pozo teniendo eficiencia diamétrica con un sistema de entrega de producción de una mono-perforación colocado dentro de la cubierta de mono-diámetro. Un ensamble para construir un pozo de mono-diámetro incluye un ensamble en el agujero inferior teniendo un miembro de taladrado calibrador de diámetro, un ensamble de manejo de dirección, una herramienta de medición al taladrar, una herramienta de carga al taladrar, ; una cuerda de trabajo unida al ensamble del agujero inferior y extendiéndose hasta la superficie; fluidos de taladrado fluyendo a través de la cuerda de trabajo y el ensamble de agujero inferior; una cubierta química cubriendo el agujero; una cubierta expansible colocada en el pozo; una composición selladora colocada entre la cubierta expansible y el pozo. Un método para taladrar un agüero de mono-diámetro incluye el taladrar una porción inicial del agujero con un ensamble de taladrado teniendo una broca, un motor en el interior del agujero y un alisador; aplicando un material catalizador base a la pared del agujero durante el taladrado; el alisado del agujero mientras que el ensamble de taladrado es levantado a través de la porción inicial del agujero; aplicando un material de preparación a la pared del agujero mientras el agujero es alisado; formando una cubierta química mediante la reacción del material de preparación con el material catalizador; repitiendo los pasos anteriormente mencionados al taladrar porciones adicionales del agujero hasta que el agujero es taladrado; e instalando una cuerda para cubrir el aguj ero .