MX2015003430A

MX2015003430A - Control de flujo en el fondo de la perforacion, ensamble de junta y metodo.

Info

Publication number: MX2015003430A
Application number: MX2015003430A
Authority: MX
Inventors: Charles S Yeh; Tracy J Moffett; Michael D Barry; Michael T Hecker
Original assignee: Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date: 2012-10-26
Filing date: 2013-10-11
Publication date: 2015-06-22
Also published as: AU2013335098B2; WO2014066071A4; MY170367A; US10012032B2; AU2013335098A8; CA2885581A1; EP2912256B1; SG11201501685YA; CN104755695B; CA2885581C; CN104755695A; EA201590817A1; AU2013335098A1; EP2912256A1; BR112015006205A2; EP2912256A4; MX360054B; US20150218909A1; WO2014066071A1

Abstract

Un método para completar un sondeo en un yacimiento subterráneo incluye proporcionar una primera tubería base y una segunda tubería base. Cada tubería base comprende un cuerpo tubular que forma una trayectoria de flujo primaria y tiene conductos de transporte a lo largo de un diámetro exterior para transportar fluidos como una trayectoria de flujo secundaria. El método también incluye conectar las tuberías base utilizando un ensamble de acoplamiento. El ensamble de acoplamiento tiene un colector, y una lumbrera de flujo adyacente al colector que coloca la trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria. El método también incluye introducir las tuberías base en el sondeo, y después provocar que el fluido viaje entre las trayectorias de flujo primaria y secundaria. Un aparato de completación de sondeo también se proporciona que permite el control del fluido entre la trayectoria de flujo primaria y secundaria.

Description

CONTROL DE FLUJO EN EL FONDO DE LA PERFORACIÓN, ENSAMBLE DE JUNTA Y MÉTODO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta sección está destinada a introducir diversos aspectos de la téenica, los cuales pueden asociarse con modalidades ejemplares de la presente descripción. Esta discusión se cree que ayuda a proporcionar un marco para facilitar un mejor entendimiento de aspectos particulares de la presente descripción. Por consiguiente, debe entenderse que esta sección debe leerse en esta perspectiva, y no necesariamente como admisiones de la técnica anterior.

La presente descripción se refiere al campo de completaciones de pozos. Más específicamente, la presente invención se refiere a aislamiento de yacimientos junto con sondeos que se han completado a través de zonas múltiples. La aplicación también se relaciona con un aparato de completación de sondeo que incorpora tecnología de derivación pero que permite el control de fluidos a través de las trayectorias de flujo primaria y secundaria a lo largo del sondeo.

En la perforación de pozos de petróleo y gas, un sondeo se forma utilizando una barrena de perforación que se impulsa hacia abajo en un extremo inferior de una sarta de perforación. Después de perforar a una profundidad predeterminada, la sarta de perforación y la barrena se remueven y el sondeo se encuentra alineado con una sarta de tubería de revestimiento. Un área anular de esta manera se forma entre la sarta de la tubería de revestimiento y el yacimiento. Se conduce típicamente una operación de cementación para llenar o "cerrar" el área anular con cemento. La combinación de cemento y tubería de revestimiento refuerza el sondeo y facilita el aislamiento de yacimientos detrás de la tubería de revestimiento.

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

Como parte del proceso de completación, se instala un cabezal de pozo en la superficie. El cabezal de pozo controla el flujo de los fluidos de producción a la superficie, o la inyección de fluidos en el sondeo. También se proporciona equipo de recolección de líquidos y procesamiento tales como tuberías, válvulas y separadores. Entonces pueden comenzar sus operaciones de producción.

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

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

En segundo lugar, las téenicas de pozo no revestido a menudo son menos costosas que las completaciones de pozo revestido. Por ejemplo, el uso de filtros de grava elimina la necesidad de cementación, perforación, y operaciones de limpieza después de la perforación. Alternativamente, el uso de una tubería base perforada a lo largo del sondeo de pozo no revestido ayuda a mantener la integridad del sondeo mientras que permite sustancialmente 360 grados de exposición del yacimiento radial.

Es deseable en algunas completaciones de pozo no revestido aislar zonas seleccionadas a lo largo del sondeo. Por ejemplo, algunas veces es deseable aislar un intervalo de la producción de los fluidos del yacimiento en el sondeo. El aislamiento de zona anular también puede desearse para la asignación de producción, control de perfil de fluido de producción/inyección, simulación selectiva o control de gas. Esto puede hacerse a través del uso de filtros (o un aparato de aislamiento zonal) que tiene teenología de derivación. La tecnología de derivación puede emplear conductos de transporte de fluido que permiten a los fluidos fluir a través de los elementos de sellado de los filtros y a través de una zona aislada.

El uso de tecnología de derivación con un aparato de aislamiento zonal se ha desarrollado en el contexto de filtro de grava. Esta tecnología se practica bajo el nombre de Altérnate Path®. La tecnología de Altérnate Path® emplea tubos de derivación, o alterna canales de flujo, que permiten que una lechada de grava derive a áreas seleccionadas, por ejemplo, puentes o filtros de arena prematura, a lo largo del sondeo. Tal tecnología de derivación de fluido se describe, por ejemplo, en la Patente de los Estados Unidos No.5,588,487 y la Patente de los Estados Unidos No. 7,938, 184. Las referencias adicionales que discuten la teenología de canal de flujo alterno incluyen la Patente de los Estados Unidos No. 8,215,406/ la Patente de los Estados Unidos No.8,186,429; la Patente de los Estados Unidos No.8,127,831; la Patente de los Estados Unidos No. 8,011,437; la Patente de los Estados Unidos No. 7,971,642; la Patente de los Estados Unidos No.7,938,184; la Patente de los Estados Unidos No. 7,661,476; la Patente de los Estados Unidos No. 5,113,935; la Patente de los Estados Unidos No.4,945,991; la Publicación de Patente de los Estados Unidos No. 2012/0217010; la Publicación de Patente de los Estados Unidos No.2009/0294128; M.T. Hecker, et ai, "Extending Openhole Gravel-Packing Capability: Initial Field Installation of Internal Shunt Alternate Path Technology", Conferencia y Exhibición Técnica Anual de SPE, Documento SPE No. 135,102 (septiembre 2010); y M.D. Barry, et ai., "Open-hole Gravel Packing with Zonal Isolation", Documento SPE No. 110,460 (noviembre 2007). La tecnología Altérnate Path® permite un aislamiento zonal verdadero en completaciones de filtro de grava de pozo no revestido de zonas múltiples.

En algunas completaciones de pozo no revestido, no se emplea filtro de grava. Esto puede ser debido al yacimiento que se encuentra suficientemente consolidado que no se requiere una criba y filtro de arena. Alternativamente, esto puede ser b debido a las limitaciones económicas. En cualquier caso, es aún deseable ejecutar los cuerpos tubulares bajo el sondeo para soportar los filtros u otras herramientas, y proporcionar control de flujo entre la tubería base principal y la zona anular formada entre la tubería base y el sondeo circundante.

Por lo tanto, existe una necesidad de un ensamble de junta que proporcione control de flujo entre una tubería base y una región anular circundante que utiliza teenología de derivación de fluido. Esto puede ser para la producción de fluidos de yacimiento, la inyección de fluidos en un yacimiento, o para la colocación de fluidos de tratamiento de sondeo o a lo largo de un yacimiento. Existe una necesidad adicional para un sistema de control de flujo en el fondo de la perforación que se proporcione para comunicación de fluido entre una trayectoria de flujo primaria dentro de una tubería base y la trayectoria de flujo alterna de los conductos de transporte de fluido. Adicionalmente, existe una necesidad de un método para completar un sondeo en donde un ensamble de junta se coloca a lo largo de un yacimiento de pozo no revestido que utiliza comunicación de fluido seleccionada entre la tubería base y los canales de derivación.

Se proporciona primero en la presente un ensamble de junta. El ensamble de junta reside dentro de un sondeo. El ensamble de junta tiene utilidad particular en relación con el control de flujo de fluido entre un calibre interno de una tubería base y una región anular fuera de la tubería base, todo reside dentro de una porción de pozo no revestido circundante del sondeo. La porción de pozo no revestido se extiende a través de uno, dos, o más intervalos subterráneos.

El ensamble de junta incluye una primera tubería base y una segunda tubería base. Las dos tuberías base se conectan en serie. Cada tubería base comprende un cuerpo tubular. Los cuerpos tubulares cada uno tiene un primer extremo, un segundo extremo y un calibre definido entre los mismos. Las perforaciones forman una trayectoria de flujo primaria para los fluidos.

El ensamble de junta de preferencia también incluye un manguito de carga y un manguito de esfuerzo de torsión. El manguito de carga se conecta mecánicamente próximo al primer extremo de la segunda tubería base, mientras que el manguito de esfuerzo de torsión se conecta mecánicamente próximo al segundo extremo de la primera tubería base. El manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión, a su vez, se conectan por medio de una junta de acoplamiento. De preferencia, el manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión se conectan con pernos en las tuberías base respectivas para impedir el movimiento rotacional relativo.

Cada uno del manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión comprende un cuerpo cilindrico alargado. Los manguitos cada uno tiene un diámetro exterior, un primer y segundo extremo, y un calibre que se extiende desde el primer extremo hasta el segundo extremo. El calibre forma un diámetro interno en cada uno de los cuerpos alargados. Cada uno del manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión también incluye al menos un conducto de transporte, con cada uno de los conductos de transporte que se extienden a través del manguito respectivo del primer extremo al segundo extremo.

La junta de acoplamiento intermedia también comprende un cuerpo cilindrico que define un calibre en la misma. El calibre se encuentra en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo primaria. Un manguito co-axial se coloca concéntricamente alrededor de una pared del cuerpo tubular, formando una región anular entre el cuerpo tubular y el manguito. La región anular define una región de colector, con la región de colector que coloca los conductos de transporte del manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión en comunicación de fluido. De preferencia, el manguito coaxial se conecta con pernos en el cuerpo tubular, conservando el espaciamiento de la región de colector.

El manguito de carga, el manguito de esfuerzo de torsión y la junta de acoplamiento intermedia forman un ensamble de acoplamiento que conecta operativamente la primera y segunda tuberías base a lo largo de una porción de pozo no revestido del sondeo. En un aspecto, cada uno del manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión presentan soportes que reciben los extremos opuestos de la junta de acoplamiento. Los anillos tóricos pueden utilizarse a lo largo de los soportes para conservar un sello de fluido. Al mismo tiempo, la junta de acoplamiento tiene roscas hembra opuestas para conectar la primera y segunda tuberías base.

En la primera invención, el ensamble de junta incluye además una lumbrera de flujo. La lumbrera de flujo reside adyacente al colector y coloca la trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria. La región de colector también coloca conductos de transporte respectivos de las tuberías base en comunicación de fluido. De preferencia, la lumbrera de flujo se encuentra en el cuerpo tubular de la junta de acoplamiento, aunque puede residir próxima a un extremo de una o ambos de las tuberías base conectadas roscadamente.

En una modalidad preferida, el cuerpo tubular comprende tuberías sin perforaciones o, alternativamente, tuberías base perforadas. Las tuberías base pueden ser, por ejemplo, una serie de juntas conectadas roscadamente para formar la trayectoria de flujo primaria. Alternativamente, los cuerpos tubulares pueden ser tuberías ranuradas que tienen un medio de filtro radialmente alrededor de las tuberías y a lo largo de una porción sustancial de las tuberías de modo que forman una criba de arena.

El ensamble de junta se dispone para tener teenología Alternate Flow®. A este respecto, cada tubería base tiene al menos dos conductos de transporte. Los conductos de transporte residen a lo largo de un diámetro exterior de las tuberías base, y se configuran para transportar fluidos como una trayectoria de flujo secundaria.

Pueden utilizarse diversas disposiciones para los conductos de transporte. De preferencia, al menos dos conductos de transporte representan seis conductos radialmente dispuestos alrededor de la tubería base. Los conductos de transporte pueden tener diferentes diámetros y diferentes longitudes.

En un aspecto, cada uno de los conductos de transporte a lo largo de la segunda tubería base se extienden sustancialmente a lo largo de la longitud de la segunda tubería base. En otro aspecto, cada uno de los conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base se extiende sustancialmente a lo largo de la longitud de la primera tubería base, aunque uno de los conductos de transporte tiene una tobera intermedia al primer y segundo extremos de la primera tubería base. En todavía otro aspecto, al menos uno de los conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base tiene un extremo de salida intermedio al primer y segundo extremos de la primera tubería base.

En una modalidad, el ensamble de junta comprende además un dispositivo de control de flujo de entrada. El dispositivo de control de flujo de entrada reside adyacente a una abertura en la lumbrera de flujo o incluso puede definir la lumbrera de flujo. El dispositivo de control de flujo de entrada se configura para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo.

El ensamble de junta también incluye de preferencia un ensamble de filtro. El ensamble de filtro comprende al menos un elemento de sellado. Los elementos de sellado se configuran para accionarse para acoplar una pared de sondeo circundante. El ensamble de filtro también tiene un mandril interior. Además el ensamble de filtro tiene al menos un conducto de transporte. Los conductos de transporte se extienden a lo largo del mandril interior y están en comunicación de fluido con los conductos de transporte de las tuberías base.

El elemento de sellado para el ensamble de filtro puede incluir un filtro mecánicamente establecido. De mayor preferencia, el ensamble de filtro tiene dos filtros mecánicamente establecidos o sellos anulares. Esto representa un filtro superior y un filtro inferior. Cada filtro mecánicamente establecido tiene un elemento de sellado que puede ser, por ejemplo, de aproximadamente (15.2 cm (6 pulgadas) a 61.0 cm (24 pulgadas) de longitud. Cada filtro mecánicamente establecido también tiene un mandril interior en comunicación de fluido con la tubería base de las cribas de arena y la tubería base del ensamble de junta.

Al menos dos filtros mecánicamente establecidos intermedios pueden ser opcionalmente al menos un elemento de filtro dilatable. El elemento de filtro dilatable es de preferencia alrededor de 0.91 metros (3 pies) a 12.2 metros (40 pies) de longitud. En un aspecto, el elemento de filtro dilatable se fabrica de un material elastomérico. El elemento de filtro dilatable se acciona con el tiempo en la presencia de un fluido tal como agua, gas, petróleo o un producto químico. La dilatación puede llevarse a cabo, por ejemplo, si uno de los elementos de filtro mecánicamente establecidos falla. Alternativamente, la dilatación puede llevarse a cabo con el tiempo cuando los fluidos en el yacimiento rodean el elemento de filtro dilatable en contacto con el elemento de filtro dilatable.

Un método para completar un sondeo en un yacimiento subterráneo también se proporciona en la presente. El sondeo de preferencia incluye una porción inferior completada como un pozo no revestido.

En un aspecto, el método incluye proporcionar una primera tubería base y una segunda tubería base. Las dos tuberías base se conectan en serie. Cada tubería base comprende un cuerpo tubular. Los cuerpos tubulares cada uno tiene un primer extremo, un segundo extremo y un calibre definido entre las mismas. Los calibres forman una trayectoria de flujo primaria para los fluidos. En una modalidad preferida, los cuerpos tubulares comprenden tuberías base perforadas.

Cada una de las tuberías base también tiene al menos dos conductos de transporte. Los conductos de transporte residen a lo largo de un diámetro exterior de las tuberías base para transportar fluidos como una trayectoria de flujo secundaria. Pueden utilizarse diversas disposiciones para los conductos de transporte. Como se discute en lo anterior, los conductos de transporte pueden tener diferentes diámetros y diferentes longitudes.

El método también incluye conectar operativamente el segundo extremo de la primera tubería base al primer extremo de la segunda tubería base. Esto se hace por medio de un ensamble de acoplamiento. En una modalidad, el ensamble de acoplamiento incluye un manguito de carga, un manguito de esfuerzo de torsión, y una junta de acoplamiento intermedia. El manguito de carga, el manguito de esfuerzo de torsión y la junta de acoplamiento forman un ensamble de acoplamiento como se describe en lo anterior. Es de notar que, la junta de acoplamiento incluye una lumbrera de flujo que reside adyacente a la región del colector. La lumbrera de flujo coloca la trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria. La región de colector también coloca conductos de transporte respectivos de las tuberías base en comunicación de fluido.

El método además incluye ejecutar las tuberías base en el sondeo. El método incluye entonces hacer que el fluido viaje entre las trayectorias de flujo primaria y secundaria. En un aspecto, el método además comprende producir fluidos de hidrocarburo a través de las tuberías base de la primera y segunda tuberías base de al menos un intervalo a lo largo del sondeo. Producir fluidos de hidrocarburo provoca que los fluidos de hidrocarburo viajen desde la trayectoria de flujo secundaria hasta la trayectoria de flujo primaria. En otro aspecto, el método además comprende inyectar un fluido a través de las tuberías base y hacia el sondeo a lo largo de al menos un intervalo. Inyectar el fluido provoca que el fluido viaje desde la trayectoria de flujo primaria hasta la trayectoria de flujo secundaria.

En una modalidad, el ensamble de junta además comprende un dispositivo de control de flujo de entrada. El dispositivo de control de flujo de entrada reside adyacente a una abertura en la lumbrera de flujo. El dispositivo de control de flujo de entrada se configura para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo. El dispositivo de control de flujo de entrada puede ser, por ejemplo, un manguito de deslizamiento o una válvula. El método puede entonces comprender adicionalmente ajustar el dispositivo de control de flujo de entrada para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo. Esto puede hacerse a través de una señal de radiofrecuencia, una herramienta de desplazamiento mecánico, o presión hidráulica.

Opcionalmente, el método además incluye proporcionar un ensamble de filtro. El ensamble de filtro también se encuentra de acuerdo con el ensamble de filtro descrito en lo anterior en sus diversas modalidades. El ensamble de filtro incluye al menos uno, y de preferencia dos, filtros mecánicamente establecidos. Por ejemplo, cada filtro tendrá un mandril interior, canales de flujo alternos alrededor del mandril interior, y un elemento de sellado externo al mandril interior.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS De modo que, la manera en la cual las presentes invenciones puedan entenderse mejor, ciertas ilustraciones, diagramas y/o diagramas de flujo se anexan a la misma. Se observará, sin embargo, que los dibujos ilustran sólo modalidades seleccionadas de las invenciones y por lo tanto no se consideran limitantes del alcance, para las invenciones pueden admitirse otras modalidades y aplicaciones igualmente efectivas.

La Figura 1 es una vista en sección transversal de un sondeo ilustrativo. El sondeo se ha perforado a través de tres intervalos subterráneos, cada intervalo estando bajo presión de yacimiento y conteniendo fluidos.

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

La Figura 3A es una vista lateral en sección transversal de un ensamble de filtro, en una modalidad. Aquí, se muestra una tubería base, con elementos de filtro circundantes. Se muestran dos filtros mecánicamente establecidos.

La Figura 3B es una vista en sección transversal del ensamble de filtro de la Figura 3A, tomada a través de las líneas 3B-3B de la Figura 3A. Los tubos de derivación se ven dentro del elemento de filtro dilatable.

La Figura 4A es una vista lateral en sección transversal del ensamble de filtro de la Figura 3A. Aquí, las tuberías base perforadas se han colocado en extremos opuestos del ensamble de filtro. Las tuberías base utilizan tubos de derivación externos.

La Figura 4B proporciona una vista en sección transversal del ensamble de criba en la Figura 4A, tomada a través de las líneas 4B-4B de la Figura 4A. Los tubos de derivación se ven fuera de las tuberías base para proporcionar una trayectoria de flujo alternativa para una lechada de partículas.

La Figura 5A es una vista en sección transversal de uno de los filtros mecánicamente establecidos de la Figura 3A. Aquí, los filtros mecánicamente establecidos se encuentran en su posición de inserción.

La Figura 5B es una vista en sección transversal de los filtros mecánicamente establecidos de la Figura 5A. Aquí, el filtro mecánicamente establecido se ha activado y se encuentra en su posición establecida.

La Figura 6A es una vista lateral de un aparato de completación de sondeo como puede utilizarse en el ensamble de junta de la presente invención, en una modalidad. El ensamble de junta incluye una serie de tuberías base perforadas conectadas utilizando anillos de tobera.

La Figura 6B es una vista en sección transversal del aparato de completación de sondeo de la Figura 6A, tomada a través de las líneas 6B-6B de la Figura 6A. Esto muestra uno de los ensambles de junta.

La Figura 7? es una vista isométrica de un manguito de carga cuando se utiliza como parte del ensamble de junta de la Figura 6A, en una modalidad.

La Figura 7B es una vista extrema del manguito de carga de la Figura 7A.

La Figura 8 es una vista en perspectiva de un manguito de esfuerzo de torsión cuando se utiliza como parte del ensamble de junta de la Figura 6A, en una modalidad.

La Figura 9A es una vista en corte lateral de un ensamble de junta de la presente invención en una modalidad.

La Figura 9B es una vista en perspectiva de una junta de acoplamiento como puede utilizarse en el ensamble de junta de la Figura 6A.

La Figura 9C es una vista en sección transversal de la junta de acoplamiento de la Figura 6A, tomada a través de las lineas 9C-9C de la Figura 6A.

La Figura 10 es una vista extrema de un anillo de tobera utilizado a lo largo del ensamble de junta de la Figura 6A.

Las Figuras 11A y 11B son vistas en perspectiva de una tubería base como puede utilizarse en el ensamble de junta de la presente invención, en modalidades alternativas.

Las Figuras 12A y 12B presentan vistas laterales de ensambles de junta de la presente invención en modalidades alternativas.

Las Figuras 13A y 13B presentan vistas laterales de ensambles de junta de la presente invención, en modalidades alternativas adicionales.

La Figura 14 es un diagrama de flujo para un método para completar un sondeo, en una modalidad. El método implica ejecutar un ensamble de junta en un sondeo, y hacer que el fluido fluya entre las trayectorias de flujo primaria y secundaria a lo largo del ensamble de junta.

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

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

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

Como se utiliza en la presente, el término "subsuelo" se refiere al estrato geológico que se presenta por debajo de la superficie terrestre.

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

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

Los términos "miembro tubular" o "cuerpo tubular" se refieren a cualquier tubería o dispositivo tubular, tal como una junta de tubería de revestimiento o tubería base, una porción de una tubería revestida, o una tubería corta.

Los términos "dispositivo de control de arena" o "segmento de control de arena" significan cualquier cuerpo tubular alargado que permita un flujo de entrada del fluido en un calibre interior o una tubería base mientras que filtra tamaños de arena predeterminados, finos y residuos granulares de un yacimiento circundante. Una criba de alambre envuelto alrededor de una tubería base ranurada es un ejemplo de un segmento de control de arena.

El término "conductos de transporte" significa también recolección de colectores y/o trayectorias de flujo alternativas gue proporcionan comunicación de fluido a través o alrededor de una herramienta de sondeo para permitir una lechada de grava u otro fluido para derivar la herramienta de sondeo o cualquier puente de arena prematuro en una región anular. Ejemplos de tales herramientas de sondeo incluyen (i) un filtro que tiene un elemento de sellado, (ii) una criba de arena o tubería ranurada, y (iii) una tubería sin perforaciones, con o sin una cubierta protectora exterior.

Las invenciones se describen en la presente en relación con ciertas modalidades específicas. Sin embargo, en el grado en que la siguiente descripción detallada es específica para una modalidad particular o un uso particular, tal se pretende para ser solamente ilustrativa y no interpretarse como limitante del alcance de las invenciones.

Ciertos aspectos de las invenciones también se describen en relación con diversas figuras. En ciertas de las figuras, la parte superior de la página del dibujo se pretende que sea hacia la superficie, y la parte inferior de la página de dibujo hacia la parte inferior del pozo Aunque los pozos comúnmente se completan en orientación sustancialmente vertical, se entiende que los pozos también pueden ser inclinados y o incluso completados horizontalmente. Cuando los términos descriptivos "arriba y abajo" o "superior" e "inferior" o términos similares se utilizan con referencia a un dibujo o en las reivindicaciones, se pretende indicar la ubicación relativa de la página de dibujo o con respecto a los términos de la reivindicación, y no necesariamente la orientación en el suelo, cuando las presentes invenciones tienen utilidad sin importar como se oriente el sondeo.

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

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

El sondeo 100 se ha completado al ajustar una serie de tuberías en el subsuelo 110. Estas tuberías incluyen una primera sarta de tubería de revestimiento 102, algunas veces conocida como tubería de revestimiento superficial o un conductor. Estas tuberías incluyen al menos una segunda 104 y una tercera 106 sarta de tubería de revestimiento. Estas sartas 104, 106 de tubería de revestimiento son sartas de tubería de revestimiento intermedias que proporcionan soporte para las paredes del sondeo 100. Las sartas 104, 106 de tubería de revestimiento intermedias pueden colgarse desde la superficie, o pueden colgarse desde una sarta de tubería de revestimiento mayor próxima utilizando una tubería revestida expandidle o soporte de tubería revestida. Se entenderá que la sarta de tubería no se extiende de nuevo a la superficie (tal como la sarta 106 de tubería de revestimiento) se denomina normalmente como una "tubería revestida".

En la disposición de sondeo ilustrativa de la Figura 1, la sarta 104 de tubería de revestimiento intermedia se cuelga de la superficie 101, mientras que la sarta 106 de tubería de revestimiento se cuelga desde un extremo inferior de la sarta 104 de tubería de revestimiento. Las sartas de revestimiento intermedias adicionales (no mostradas) pueden emplearse. Las invenciones presentes no se limitan al tipo de disposición de tubería de revestimiento utilizada.

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

Una región 204 anular (véase en la Figura 2) se forma entre la tubería 130 de producción y la sarta 106 de tubería de revestimiento. Un filtro 206 de producción sella la región 204 anular cerca del extremo inferior "L" de la sarta 106 de tubería de revestimiento.

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

En el sondeo 100 ilustrativo, la porción 120 de pozo no revestido atraviesa tres diferentes intervalos de subsuelo.

Estos se indican como intervalo 112 superior, intervalo 114 intermedio, e intervalo 116 inferior. El intervalo 112 superior y el intervalo 116 inferior, por ejemplo, pueden contener valiosos depósitos de petróleo que se busca que se produzcan, mientras que el intervalo 114 intermedio puede contener principalmente agua u otros fluidos acuosos dentro del volumen de poro. Esto puede ser debido a la presencia de zonas de agua nativas, veta de alta permeabilidad o fracturas naturales en el acuifero, o digitación de los pozos de inyección. En este caso, existe una probabilidad de que el agua invadirá el sondeo 100.

Alternativamente, los intervalos superior 112 e intermedio 114 pueden contener fluidos de hidrocarburo que se busca que se produzcan, procesen y vendan, mientras que el intervalo 116 inferior puede contener algo de petróleo junto con cantidades de agua cada vez mayores. Esto puede ser debido a la conicidad, lo cual es un aumento del contacto de hidrocarburos-agua cerca del pozo. En este caso, existe nuevamente la posibilidad de que el agua invadirá el sondeo 100.

Aún alternativamente, los intervalos superior 112 e inferior 116 pueden producir fluidos de hidrocarburo de una arena u otra matriz de roca permeable, mientras que el intervalo 114 intermedio puede representar un esquisto no permeable o de otra forma ser sustancialmente impermeable a los fluidos.

En cualquiera de estos eventos, es deseable para el operador aislar los intervalos seleccionados. En el primer caso, el operador querrá aislar el intervalo 114 intermedio de la sarta 130 de producción y de los intervalos 112 superior y 116 inferior (por el uso de ensambles 210' y 210" de filtro) de modo que principalmente los fluidos de hidrocarburo pueden producirse a través del sondeo 100 y a la superficie 101. En el segundo caso, el operador querrá eventualmente aislar el intervalo 116 inferior de la sarta 130 de producción y los intervalos 112 superior y 114 intermedio de modo que principalmente los fluidos de hidrocarburo pueden producirse a través del sondeo 100 y a la superficie 101. En el tercer caso, el operador querrá aislar el intervalo 112 superior del intervalo 116 inferior, aunque no necesita aislar el intervalo 114 intermedio.

En el sondeo 100 ilustrativo de la Figura 1, una serie de tuberías 200 base se extienden a través de los intervalos 112, 114, 116. Las tuberías 200 base y los ensambles 210', 210" de filtro conectados se muestran más completamente en la Figura 2.

Con referencia ahora a la Figura 2, las tuberías 200 base definen un cuerpo 205 tubular alargado. Cada tubería 205 base típicamente se hace de una pluralidad de juntas de tubería. La tubería 200 base (o cada junta de tubería que constituye la tubería 200 base) tiene perforaciones o ranuras 203 para permitir el flujo de entrada de los fluidos de producción.

En otra modalidad, las tuberías 200 base son tuberías sin perforaciones que tienen un medio de filtro (no mostrado) envuelto alrededor de la misma. En este caso, las tuberías 200 base forman las cribas de arena. El medio de filtro puede ser una criba de malla de alambre o envoltura de alambre ajustada alrededor de los cuerpos 205 tubulares. Alternativamente, el medio de filtración de la criba de arena puede comprender una criba de membrana, una criba expandible, una criba de metal sinterizado, un medio poroso hecho de polímero de memoria configurada (tal como se describe en la Patente de los Estados Unidos No. 7,926,565), un medio poroso filtrado con material fibroso, o un lecho en partículas sólidas pre-filtrado. El medio de filtro impide el flujo de entrada de arena u otras partículas por arriba de un tamaño predeterminado en la tubería 200 base y la tubería 130 de producción.

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

La Figura 2 proporciona una vista en sección transversal alargada de la porción 120 de pozo no revestido del sondeo 100 de la Figura 1. La porción 120 de pozo no revestido y los tres intervalos 112, 114, 116 se ven más claramente. Los ensambles de filtro superior 210' e inferior 210" son también más claramente visibles de los limites superior e inferior próximos de los intervalos 114 intermedios respectivamente.

Con respecto a los ensambles de filtro por si mismos, cada ensamble 210', 210" de filtro puede tener dos filtros separados. Los filtros se establecen de preferencia a través de una combinación de manipulación mecánica y fuerzas hidráulicas. Para el propósito de esta descripción, los filtros se denominan como siendo filtros mecánicamente ajustados. Los ensambles 210 de filtro ilustrativos representan un filtro 212 superior y un filtro 214 inferior. Cada filtro 212, 214 tiene una porción expandióle o elemento fabricado a partir de un material elastomérico o uno termoplástico capaz de proporcionar al menos un sello de fluido temporal contra una pared 201 de sondeo circundante.

Los elementos de los filtros 212 superior y 214 inferior deben ser capaces de soportar las presiones y cargas asociadas con un proceso de producción. Los elementos para los filtros 212, 214 también deben soportar cargas de presión debido al sondeo diferencial y/o a las presiones del depósito provocadas por fallas naturales, agotamiento, producción o inyección. Las operaciones de producción pueden implicar la producción selectiva o asignación de producción para cumplir los requisitos regulatorios. Las operaciones de inyección pueden implicar la inyección de fluido selectiva para el mantenimiento de presión del depósito estratégico. Las operaciones de inyección también pueden implicar estimulación selectiva en la fracturación de ácido, acidificación de matriz, o remoción de daño del yacimiento.

La superficie de sellado o elementos para los filtros 212, 214 mecánicamente establecidos necesitan estar solamente en el orden de centímetros (pulgadas) para afectar un sello hidráulico adecuado. En un aspecto, los elementos son cada uno de aproximadamente 15.2 cm (6 pulgadas) a aproximadamente 61.0 cm (24 pulgadas) de longitud.

Se prefiere que los elementos de los filtros 212, 214 sean capaces de expandir en al menos una superficie de diámetro exterior de (aproximadamente 28 cm (11 pulgadas) sin más que una relación de ovalidad de 1.1. Los elementos de los filtros 212, 214 de preferencia deben ser capaces de manejar los lavados en una sección 120 de pozo no revestido de aproximadamente 21.6 cm (8-1/2 pulgadas) o (aproximadamente 25.1 cm(9-7/8 de pulgada). Las porciones expandibles de los filtros 212, 214 ayudarán a mantener al menos un sello temporal contra la pared 201 del intervalo 114 intermedio (u otro intervalo) a medida que la presión incrementa durante la operación de filtración con grava.

Los filtros 212 superior y 214 inferior se ajustan antes de la producción. Los filtros 212, 214 pueden ajustarse, por ejemplo, al deslizar un manguito de liberación. Esto, a su vez, permite que la presión hidrostática actúe hacia abajo contra un mandril de pistón. El mandril de pistón actúa hacia abajo sobre un centralizador y/o elementos de filtro, provocando que el mismo se expanda contra la pared 201 de sondeo. Los elementos de los filtros superior 212 e inferior 214 se expanden en contacto con la pared 201 circundante de modo que se monta a horcajadas la región 202 anular en una profundidad seleccionada a lo largo de la compleción 120 de pozo no revestido. La Solicitud de Patente PCT No. W02012/082303 describe un filtro que puede ajustarse mecánicamente con un sondeo de pozo no revestido.

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

Como un "respaldo" para los elementos de filtración expandibles de los filtros superior 212 e inferior 214, los ensambles 210', 210" de filtro también pueden incluir un elemento 216 de filtro intermedio. El elemento 216 de filtro intermedio define un material elastomérico de dilatación fabricado a partir de los compuestos de caucho sintético. Los ejemplos adecuados de materiales de dilatación pueden encontrarse en Constrictor™ o SwellPacker™ de Easy Well Solutions y E-ZIP™ de SwellFix. El filtro 216 dilatable puede incluir un polímero dilatable o material polimérico dilatable, el cual se conoce por aquellos con experiencia en la téenica y el cual puede ajustarse por un fluido de perforación acondicionado, un fluido de completación, un fluido de producción, un fluido de inyección, un fluido de simulación o cualquier combinación de los mismos.

Se observa que un filtro 216 dilatable puede utilizase en lugar de los filtros 212 superior y 214 inferior. Las invenciones presentes no se limitan por la presencia o diseño de cualquier ensamble de filtro a menos que se exprese de modo que se establezca en las reivindicaciones.

Los filtros superior 212 e inferior 214 pueden ser generalmente imágenes al espejo entre si, excepto para los manguitos de liberación que cortan los pasadores de seguridad respectivos u otros mecanismos de acoplamiento. El movimiento unilateral de una herramienta de ajuste (no mostrada) permitirá que los filtros 212, 214 se activen en secuencia o simultáneamente. El filtro 214 inferior se activa primero, seguido por el filtro 212 superior a medida que la herramienta de desplazamiento se jala hacia arriba a través de un mandril interior.

Los ensambles 210', 210" de filtro ayudan a controlar y manejan los fluidos producidos a partir de las diferentes zonas. A este respecto, los ensambles 210', 210" de filtro permiten al operador sellar un intervalo de ya sea la producción o inyección, dependiendo de la función del pozo. La instalación de los ensambles 210', 210" de filtro en la completación inicial permite a un operador cerrar la operación de una o más zonas durante el tiempo de vida del pozo para limitar la producción de agua o, en algunos casos, un fluido no condensable indeseable tal como sulfuro de hidrógeno.

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

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

El ensamble 300 de filtro también incluye filtros 304 mecánicamente ajustados opuestos. Los filtros 304 mecánicamente ajustados se muestran esquemáticamente, y se encuentran generalmente de acuerdo con los elementos 212 y 214 de filtro mecánicamente ajustados de la Figura 2. Los filtros 304 de preferencia incluyen elementos elastoméricos de tipo copa que son de menos de 0.3 metros (1 pie) de longitud. Como se describe adicionalmente en lo siguiente, los filtros 304 tienen canales de flujo alternativos que únicamente permiten que los filtros 304 se ajusten antes de que una lechada de grava se haga circular en el sondeo.

El ensamble 300 de filtro también incluye opcionalmente un filtro dilatable. Alternativamente, un espacio 308 corto puede proporcionarse entre los filtros 304 mecánicamente ajustados en lugar de los filtros dilatables. Cuando los filtros 304 son imágenes al espejo entre sí, los elementos de tipo copa son capaces de resistir la presión de fluido ya sea por arriba o por debajo del ensamble de filtro.

El ensamble 300 de filtro también incluye una pluralidad de tubos 318 de derivación. Los tubos 318 de derivación también pueden denominarse como tubos de transporte o canales de flujo alternativos o incluso tubos de puente. Los tubos 318 de transporte son secciones de tubería sin perforaciones que tienen una longitud que se extiende a lo largo de la longitud 316 de los filtros 304 mecánicamente establecidos y los filtros 308 dilatables. Esto permite a los tubos 318 de derivación transportar un fluido a diferentes intervalos 112, 114 y 116 de la porción 120 de pozo no revestido del sondeo 100.

El ensamble 300 de filtro también incluye miembros de conexión. Estos pueden representar acoplamientos roscados tradicionales. En primer lugar, una sección 306 de cuello se proporciona en un primer extremo del ensamble 300 de filtro. La sección 306 de cuello tiene roscas externas para conectar con una caja de acoplamiento roscada de una criba de arena u otra tubería. Entonces, una sección 310 con hendiduras o externamente roscada se proporciona en un segundo extremo opuesto. La sección 310 roscada sirve como una caja de acoplamiento para recibir un extremo roscado externo de una tubería base. La tubería base puede ser una tubería perforada; alternativamente, la tubería base puede ser un cuerpo tubular sin perforaciones para una criba de arena.

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

Una vista en sección transversal del ensamble 300 de filtro se muestra en la Figura 3B. La Figura 3B se toma a lo largo de la linea 3B-3B de la Figura 3A. En la Figura 3B, el filtro 308 dilatable se ve circunferencialmente dispuesto alrededor de la tubería 302 base. Diversos tubos 318 de derivación se colocan radial y equidistantemente alrededor de la tubería 302 base. Un calibre 305 central se muestra dentro de la tubería 302 base. El calibre 305 central recibe fluidos de producción durante las operaciones de producción y los transporta a la tubería 130 de producción.

La Figura 4A presenta una vista lateral en sección transversal de un aparato 400 de aislamiento zonal en una modalidad. El aparato 400 de aislamiento zonal incluye el ensamble 300 de filtro de la Figura 3A. Además, las tuberías 200 base perforadas se han colocado en extremos opuestos del ensamble 300 de filtro. Las tuberías 200 base utilizan tubos de derivación externos. Los tubos 318 de transporte del ensamble 300 de filtro se ven conectados a los conductos 218 de transporte en las tuberías 200 base.

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

La configuración de los conductos 218 de transporte es preferiblemente concéntrica. Esto se ve en la vista en sección transversal de las Figuras 3B y 4B. Sin embargo, los conductos 218 pueden diseñarse excéntricamente. Por ejemplo, la Figura 2B en la Patente de los Estados Unidos No.7,661,476 presenta una disposición de la "Téenica Anterior" para un dispositivo de control de arena en donde los tubos 208a de filtro y los tubos 208b de transporte se colocan externos a la tubería 202 base y el medio 204 de filtro circundante, formando una disposición excéntrica.

Los filtros 304 de la Figura 3A se muestran esquemáticamente. Sin embargo, las Figuras 5A y 5B proporcionan vistas más detalladas de los filtros 500 mecánicamente establecidos adecuados que pueden utilizarse en el ensamble de filtro de la Figura 3A, en una modalidad.

Las vistas de las Figuras 5A y 5B proporcionan vistas en sección transversal. En la Figura 5A, el filtro 500 se encuentra en la posición de inserción, mientras en la Figura 5B, el filtro 500 se encuentra en su posición establecida.

El filtro 500 primero incluye un mandril 510 interior. El mandril 510 inferior define un cuerpo tubular alargado que forma un calibre 505 central. El calibre 505 central proporciona una trayectoria de flujo primaria de fluidos de producción a través de filtros 500. Después de la instalación y el inicio de producción, el calibre 505 central transporta la producción de fluidos a el calibre 105 de las tuberías 200 base (véase en la Figura 2) y en la tubería de bombeo 130 de producción (véase en las Figuras 1 y 2).

El filtro 500 también incluye un primer extremo 502. Las roscas 504 se colocan a lo largo del mandril 510 interior en el primer extremo 502. Las roscas 504 ilustrativas son roscas externas. Un conector 514 de caja que tiene roscas internas en ambos extremos se conectan o se roscan en las roscas 504 en el primer extremo 502. El primer extremo 502 del mandril 510 interior con el conector 514 de caja se denomina el extremo de caja. El segundo extremo (no mostrado) del mandril 510 interior tiene roscas externas y se denomina el extremo de pasador. El extremo de pasador (no mostrado) del mandril 510 interior permite al filtro 500 conectarse al extremo de caja de una criba de arena u otro cuerpo tubular tal como la criba independiente, un módulo de detección, una tubería de bombeo de producción, o una tubería sin perforaciones.

El conector 514 de caja en el extremo 502 de caja permite al filtro 500 conectarse al extremo de pasador de una criba de arena u otro cuerpo tubular tal como una tubería 200 base perforada.

El mandril 510 interior se extiende a lo largo de la longitud del filtro 500. El mandril 510 interior puede estar compuesto de segmentos conectados múltiples o juntas. El mandril 510 interior tiene un diámetro interior ligeramente más pequeño cerca del primer extremo 502. Esto es debido a un soporte 506 de ajuste maquinado en el mandril interior. El soporte 506 de ajuste atrapa un manguito de liberación (no mostrado) en respuesta a la fuerza mecánica aplicada por una herramienta de ajuste.

El filtro 500 también incluye un mandril 520 de pistón. El mandril 520 de pistón se extiende generalmente desde el primer extremo 502 del filtro 500. El mandril 520 de pistón puede estar compuesto de segmentos múltiples conectados o juntas. El mandril 520 de pistón define un cuerpo tubular alargado que reside circunferencialmente alrededor y sustancialmente concéntrico al mandril 510. Una zona anular 525 se forma entre el mandril 510 interior y el mandril 520 de pistón circundante. La zona anular 525 proporciona benéficamente una trayectoria de flujo secundaria o canal de flujo alternativo para fluidos.

El filtro 500 también incluye un acoplamiento 530. El acoplamiento 530 se conecta y se sella (por ejemplo, mediante anillos "tórreos" elastoméricos) al mandril 520 de pistón en el primer extremo 502. El acoplamiento 530 se rosca entonces y se coloca con pasadores al conector 514 de caja, el cual se conecta roscadamente al mandril 510 interior para impedir el movimiento rotacional relativo entre el mandril 510 interior y el acoplamiento 530. Un primer perno de esfuerzo de torsión se muestra en 532 para colocar con pasadores el acoplamiento al conector 514 de caja.

En un aspecto, también se emplea una llave 534 de NACA (Comité Consejero Nacional para la Aeronáutica). La llave 534 de NACA se coloca interna al acoplamiento 530, y externa a un conector 514 de caja roscada. Se proporciona un primer perno de esfuerzo de torsión en 532, que conecta el acoplamiento 530 a la llave 534 de NACA y después al conector 514 de caja. Se proporciona un segundo perno de esfuerzo de torsión en 536, que conecta el acoplamiento 530 a la llave 534 de NACA. Las llaves conformadas de NACA pueden (a) sujetar el acoplamiento 530 al mandril 510 interior mediante el conector 514 de caja, (b) impedir que el acoplamiento 530 gire alrededor del mandril 510 interior, y (c) agilizar el flujo de la lechada a lo largo de la zona anular 512 para reducir la fricción.

Dentro del filtro 500, la zona anular 525 alrededor del mandril 510 interior se aísla del calibre 505 principal. Además, la zona anular 525 se aísla de una zona anular del sondeo circundante (no mostrada) La zona anular 525 permite la transferencia de la lechada de grava u otros fluidos de canales de flujo alternativos, (tales como los conductos 218 de transporte) a través del filtro 500. De esta manera, la zona anular 525 se vuelve los canales de flujo alternativos para el filtro 500.

En operación, un espacio 512 anular reside en el primer extremo 502 del filtro 500. El espacio 512 anular se dispone entre el conector 514 de caja y el acoplamiento 530. El espacio 512 anular recibe la lechada de los canales de flujo alternos de un cuerpo tubular conectado, y suministra la lechada a la zona anular 525. El cuerpo tubular puede ser, por ejemplo, una criba de arena adyacente, una tubería sin perforaciones, o un dispositivo de aislamiento zonal.

El filtro 500 también incluye un soporte 526 de carga. El soporte 526 de carga se coloca cerca del extremo del mandril 520 de pistón en donde el acoplamiento 530 se conecta y se sella. Una sección sólida en el extremo del mandril 520 de pistón tiene un diámetro interior y un diámetro exterior. El soporte 526 de carga se coloca a lo largo del diámetro exterior. El diámetro interior tiene roscas y se conecta roscadamente al mandril 510 interior. Al menos un canal de flujo alterno se forma entre los diámetros interior y exterior para conectar el flujo entre el espacio 512 anular y la zona anular 525.

El soporte 526 de carga proporciona un punto de soporte de carga. Durante las operaciones del equipo, un collar o arnés de carga (no mostrado) se coloca alrededor del soporte 526 de carga para permitir que el filtro 500 se recoja y se soporte con elevadores convencionales. El soporte 526 de carga se utiliza entonces temporalmente para soportar el peso del filtro 500 (y cualquier dispositivo de completación conectado tal como juntas de criba de arena ya se operan en el pozo) cuando se coloca en el piso giratorio de un equipo. La carga entonces puede transferirse desde el soporte 526 de carga hasta un conector de rosca de tubería tal como un conector 514 de caja, entonces el mandril 510 interior o la tubería 205 base, la cual es una tubería roscada en el conector 514 de caja.

El filtro 500 también incluye un alojamiento 540 de pistón. El alojamiento 540 de pistón reside alrededor y se encuentra sustancialmente concéntrico con el mandril 520 de pistón. El filtro 500 se configura para provocar que el alojamiento 540 de pistón se mueva axialmente a lo largo y en relación con el mandril 520 de pistón. Específicamente, el aloj amiento 540 de pistón se acciona por la presión hidrostática en el fondo de la perforación. El alojamiento 540 de pistón puede estar compuesto de segmentos múltiples conectados o juntas.

El alojamiento 540 de pistón se mantiene en su lugar a lo largo del mandril 520 de pistón durante la inserción. El alojamiento 540 de pistón se asegura utilizando un manguito de liberación y llave de liberación. La operación del manguito de liberación y la llave de liberación se establece en detalle en la Publicación de Patente de los Estados Unidos No. 2012/0217010 y se incorpora en la presente para referencia en su totalidad.

La llave de liberación se muestra en 715. Como se muestra en las Figuras 7A y 7B de la aplicación co-pendiente, un borde exterior de la llave 715 de liberación tiene una superficie accidentada, o dientes. Los dientes para la llave de liberación se muestran en 736. Los dientes de la llave de liberación se encuentran en ángulo y se configuran para acoplarse con una superficie accidentada reciproca dentro del alojamiento 540 de pistón. La superficie accidentada de acoplamiento (o dientes) para el alojamiento 540 de pistón se muestra en 546. Los dientes residen en una cara interior del alojamiento 540 de pistón. Cuando se acoplan, los dientes 736, 546 impiden el movimiento del alojamiento 540 de pistón en relación con el mandril 520 de pistón o el mandril 510 interior.

El filtro 500 también incluye de preferencia un miembro 550 de centralización. El miembro 550 de centralización se acciona por el movimiento del alojamiento 540 de pistón. El miembro 550 de centralización puede ser, por ejemplo, como se describe en la Publicación de la Patente de los Estados Unidos No. 2011/0042106.

El filtro 500 incluye además un elemento 555 de sellado. A medida que el miembro 550 de centralización se acciona y se centraliza el filtro 500 dentro del pozo de sondeo circundante, el alojamiento 540 de pistón continúa para accionar el elemento 555 de sellado como se describe en la Publicación de Patente de los Estados Unidos No.2009/0308592.

En la Figura 5A, el miembro 550 de centralización y el elemento 555 de sellado se encuentran en su posición de inserción. En la Figura 5B, el miembro 550 de centralización y el elemento 555 de sellado conectado se ha accionado. Esto significa que el alojamiento 540 de pistón se ha movido a lo largo del mandril 520 de pistón, provocando que ambos del miembro 550 de centralización y el elemento 555 de sellado se acoplen a la pared de sondeo circundante.

Como se observa, el movimiento del alojamiento 540 de pistón se lleva a cabo en respuesta a la presión hidrostática de los fluidos de sondeo, que incluyen la lechada de grava. En la posición de inserción del filtro 500 (mostrada en la Figura 5A), el alojamiento 540 de pistón se mantiene en su lugar por el manguito 710 de liberación y la llave 715 de pistón asociada. La operación del manguito de liberación y la llave de liberación se establece de nuevo en detalle en la Publicación de Patente de los Estados Unidos 2012/0217010 en relación con las Figuras 7D y 7B en la misma.

Para mover la liberación del manguito de liberación, se utiliza la herramienta de ajuste. Una herramienta de ajuste ilustrativa se muestra en 750 en la Figura 7C en la solicitud de patente provisional co-pendiente. De preferencia, la herramienta de ajuste se opera en el sondeo con una sarta de tubería de lavado (no mostrada) El movimiento de la sarta de tubería de lavado a lo largo del sondeo puede controlarse en la superficie. El movimiento de la sarta de tubería de lavado provoca que un pasador se corte, produciendo el movimiento del manguito de liberación, y permitiendo por consiguiente que la llave de liberación se desacople del alojamiento 540 de pistón.

Después de que los pernos de corte se han cortado, el alojamiento 540 de pistón se encuentra libre para deslizarse a lo largo de una superficie exterior del mandril 520 de pistón. La presión hidrostática actúa entonces con el alojamiento 540 de pistón para trasladarlo hacia abajo en relación con el mandril 520 de pistón. Más específicamente, la presión hidrostática de la zona anular 525 actúa con un soporte 542 en el alojamiento 540 de pistón. Esto se ve mejor en la Figura 5B.

El soporte 542 sirve como una superficie de soporte de presión. Una lumbrera 528 de fluido se proporciona a través del mandril 520 de pistón para permitir al fluido acceder al soporte 542. La presión se aplica al alojamiento 540 de pistón para asegurar que el elemento 655 de filtro se acople contra el sondeo circundante.

Para características de entendimiento adicionales del filtro 500 mecánicamente ajustado ilustrativo, se hace referencia de nuevo a la Publicación de Patente de los Estados Unidos No. 2012/0217010. Esta solicitud co-pendiente presenta vistas en sección transversal adicionales, mostradas en las Figuras 6C, 6D, 6E, y 6F de esta solicitud. Las descripciones de las vistas en sección transversal no necesitan repetirse en la presente.

Es necesario conectar el filtro 500 a las tuberías 200 base. Es necesario adicionalmente para las secciones de tubería base unirse para formar una tubería 200 base. Estas operaciones pueden hacerse utilizando un ensamble de acoplamiento único que emplea un manguito de carga, un manguito de esfuerzo de torsión, y una junta de acoplamiento intermedia.

La Figura 6A ofrece una vista lateral de un ensamble 600 de junta como puede utilizarse en el aparato de completación de sondeo de la presente invención, en una modalidad. El ensamble 600 de junta incluye una pluralidad de tuberías 610a, 610b, .. . 610f base. Las tuberías 610a, 610b, . . . 610f base se conectan en serie utilizando anillos 910a, 910b, . . . 910n de tobera. De preferencia, las tuberías base son tuberías ranuradas o perforadas.

La Figura 6B es una vista en sección transversal del ensamble 600 de junta de la Figura 6A, tomada a través de la línea 6B-6B de la Figura 6A. Específicamente, la vista se toma a través de una tubería 610a base.

Con referencia de nuevo a la Figura 6A, el ensamble 600 de junta tiene un primer extremo 602 o corriente arriba y un segundo extremo 604 o corriente abajo. Un manguito 700 de carga se conecta operablemente a o cerca del primer extremo 602, mientras que un manguito 800 de esfuerzo de torsión se conecta operablemente en o cerca del segundo extremo 604. Los manguitos 700, 800 se fabrican de preferencia de un material que tiene suficiente resistencia para soportar las fuerzas de contacto alcanzadas durante las operaciones de ejecución. Un material preferido es un material de aleación de alto rendimiento tal como S165M.

La Figura 7A es una vista isométrica de un manguito 700 de carga cuando se utiliza como parte del ensamble de junta de la Figura 6A, en una modalidad. La Figura 7B es una vista extrema del manguito 700 de carga de la Figura 7A. Como puede verse, el manguito 700 de carga comprende un cuerpo 720 alargado de forma sustancialmente cilindrica. El manguito 700 de carga tiene un diámetro exterior y un calibre que se extiende desde un primer extremo 702 hasta un segundo extremo 704.

El manguito 700 de carga incluye al menos dos conductos 708a, 708b, .. . 708f de transporte. En la vista de la Figura 6B, se muestran seis conductos de transporte separados. Los conductos de transporte se disponen exteriores al diámetro interior e interiores al diámetro exterior.

En algunas modalidades de las presentes téenicas, el manguito 700 de carga incluye bordes 716 biselados en el extremo 704 corriente abajo para facilitar la soldadura de los conductos 708a, 708b, . . .708i de transporte al mismo. La modalidad preferida también incorpora una pluralidad de ranuras o muescas 718 radiales en la cara del segundo extremo 704 o corriente abajo .

De preferencia, el manguito 700 de carga incluye orificios 714 radiales entre sus extremos 704 corriente abajo y un soporte 712 de carga. Los orificios 714 radiales se dimensionan para recibir conectores roscados, o pernos, (no mostrados). Los conectores proporcionan una orientación fija entre el manguito 700 de carga y la tubería 610 base. Por ejemplo, puede haber nuevos orificios 714 en tres grupos de tres sustancialmente separados igualmente alrededor de la circunferencia exterior del manguito 700 de carga para proporcionar la mayor distribución uniforme de transferencia de peso desde el manguito 700 de carga hasta la tubería 610 base.

Con referencia a continuación a la Figura 8, la Figura 8 es una vista en perspectiva de un manguito 800 de esfuerzo de torsión utilizado como parte del ensamble 600 de junta de la Figura 6A, en una modalidad. El manguito 800 de esfuerzo de torsión se coloca en el segundo extremo 604 o corriente abajo del ensamble 600 ilustrativo.

El manguito 800 de esfuerzo de torsión incluye un primer extremo 802 o corriente arriba y un segundo extremo 804 o corriente abajo. El manguito 800 de esfuerzo de torsión también tiene un diámetro 806 interior. El manguito 800 de esfuerzo de torsión tiene además diversos canales de trayectoria alternos, o conductos 808a-808i de transporte. Los conductos 808a-808f de transporte se extienden desde el primer extremo 802 hasta el segundo extremo 804. En caso de que el manguito 800 de esfuerzo de torsión se encuentre en comunicación de fluido con una criba de arena, los canales también pueden representar conductos 808g-808i de filtro. Los conductos 808g-808i de filtro terminarán antes de alcanzar el segundo extremo 804 y liberarán la lechada a través de las toberas 818.

De preferencia, el manguito 800 de esfuerzo de torsión incluye orificios 814 radiales entre el extremo 802 corriente arriba y una porción 810 de reborde para aceptar los conectores roscados, o pernos, en el mismo. Los conectores proporcionan una orientación fija entre el manguito 800 de esfuerzo de torsión y la tubería 610 base. Por ejemplo, puede haber nueve orificios 814 en tres grupos de tres, igualmente separados alrededor de la circunferencia exterior del manguito 800 de esfuerzo de torsión. En la modalidad de la Figura 8, el manguito 800 de esfuerzo de torsión tiene bordes 816 biselados en el extremo 802 corriente arriba para facilitar la conexión de los conductos 808 de transporte al mismo.

El manguito 700 de carga y el manguito 800 de esfuerzo de torsión permiten las conexiones inmediatas con los ensambles de filtro u otras herramientas en el fondo de la perforación alargadas mientras se alinean los conductos de transporte. Es deseable conectar mecánicamente el manguito 700 de carga al manguito 800 de esfuerzo de torsión. Esto se hace a través de una junta 900 de acoplamiento roscado intermedia.

La Figura 9A presenta una vista lateral de un ensamble 901 de junta de la presente invención en una modalidad. En la Figura 9A, la junta 901 incluye un manguito 700 de carga y un manguito 800 de esfuerzo de torsión. El manguito 700 de carga y el manguito 800 de esfuerzo de torsión, se conectan por medio de una junta 900 de acoplamiento.

La Figura 9B es una vista en perspectiva de la junta 900 de acoplamiento como puede utilizarse en el ensamble 901 de junta de la Figura 9A. La junta 900 de acoplamiento es un cuerpo generalmente cilindrico que tiene una pared 910 exterior. La junta 900 de acoplamiento tiene un primer extremo 902 y un segundo extremo 904. El primer extremo 902 contiene roscas hembra (no mostradas) que se conectan roscadamente a las roscas macho del manguito 800 de esfuerzo de torsión. En forma similar, el segundo extremo 904 contiene roscas 907 hembra que se conectan roscadamente a las roscas macho del manguito 700 de carga.

En una disposición más preferida, la pared 910 exterior define un manguito coaxial. Los extremos opuestos del manguito coaxial tienen soportes respectivos que se posan sobre el manguito 700 de carga y el manguito 800 de esfuerzo de torsión.

El Interior a la junta 900 de acoplamiento se encuentra un cuerpo 905 principal. El cuerpo 905 principal define un calibre que tiene extremos opuestos. Los extremos opuestos se conectan roscadamente a las tuberías 610 base respectivas. Una región anular se forma entre un diámetro exterior del cuerpo 905 principal y un diámetro interior de la pared 910 exterior (el manguito co-axial). Este se denomina como un colector 915.

La Figura 9C es una vista en sección transversal de la junta 900 de acoplamiento de la Figura 6A y la Figura 9B, tomada a través de la línea 9C-9C de la Figura 6A. En la Figura 9C, el colector 915 se ve más claramente. En la disposición de la Figura 9C, el colector 915 no está abierto, aunque se forma de conductos 908 de transporte separado. Se proporcionan seis conductos 908 de transporte. Los conductos 908 de transporte permiten a los tubos 708a, 708b, .. . 708f de transporte en el manguito 700 de carga y los tubos 808a, 808b, . . .808f de transporte en el manguito 800 de esfuerzo de torsión colocarse en comunicación de fluido. Los conductos 908 de transporte son parte de una trayectoria de flujo secundaria.

En la Figura 9C, también se proporcionan conductos 918 de filtro opcionales. Los conductos 918 de filtro se aíslan de los conductos 908 de transporte. Los conductos 918 de filtro colocan cualesquier conductos de filtro en el manguito 700 de carga con cualesquier conductos 808g-808i de filtro en el manguito 800 de esfuerzo de torsión. Los conductos 918 de filtro solamente se necesitan si el ensamble 901 de herramienta se utiliza para filtración de grava.

La junta 900 de acoplamiento ofrece una pluralidad de espaciadores 909a, 909b, .. . 909e de esfuerzo de torsión. Los espaciadores 909a, 909b, . . . 909e de esfuerzo de torsión soportan la región 915 anular entre el cuerpo 905 principal y el manguito 910 coaxial circundante. Establecido de otra manera, los espaciadores 909a, 909b, .. . 909e de esfuerzo de torsión proporciona integridad estructural al manguito 910 coaxial para proporcionar una alineación sustancialmente concéntrica con el cuerpo 905 principal. Adicionalmente, los espaciadores 909a, 909b, . . . 909e de esfuerzo de torsión pueden configurarse para impedir el flujo de fluido tortuoso.

En la presente invención, la junta 900 de acoplamiento incluye además una o más lumbreras 920 de flujo. Esto se ve en ambas de las Figuras 9B y 9C. Las lumbreras 920 de flujo proporcionan comunicación de fluido entre el calibre interior definido por el cuerpo 905 principal y al menos dos de los conductos 908 de transporte. En la vista de la Figura 9C, se proporcionan tres lumbreras 920 de flujo separadas.

Regresando a la Figura 9A, la Figura 9A muestra una trayectoria de flujo primaria en 618 y una trayectoria de flujo secundaria en 620. La trayectoria 618 de flujo primario representa una trayectoria de flujo a través del calibre de las tuberías 610a, 610b, .. . 610f base, el calibre del manguito 700 de carga, el calibre del cuerpo 905 principal, y el calibre del manguito 800 de esfuerzo de torsión. La trayectoria 620 de flujo secundario, a su vez, representa una trayectoria de flujo a través de los conductos 708a, 708b, .. . 708f de transporte del manguito 700 de carga, el colector 915 de la junta de acoplamiento y los conductos 808a, 808b, . . . 808f de transporte en el manguito 800 de esfuerzo de torsión. Adicionalmente, la trayectoria de flujo secundaria incluye los conductos 930 de transporte externos a las tuberías 610 de base.

Regresando a la Figura 6A, puede verse que el ensamble 600 de junta ilustrativo incluye una pluralidad de tuberías 610a, 610b, .. . 610f base. Las tuberías 610a, 610b, . . . 610f base representan las juntas separadas. Con el fin de conectar las juntas en conjunto mientras se mantiene la alineación con los conductos 930 de transporte, se utilizan los anillos 1000 de tobera.

La Figura 10 es una vista extrema de un anillo 1000 de tobera utilizado como parte del ensamble 600 de junta de la Figura 6A. El anillo 1000 de tobera se adapta y se configura para ajustar alrededor de la tubería 610a, 610b, . . . 610e base, los conductos 930 de transporte y, si se utilizan, los conductos de filtro. El anillo 1000 de tobera se muestra en la vista lateral de la Figura 9A como anillos 1010a, 1010b, .. . 1010h de tobera. Cada anillo 1000 de tobera se mantiene en su lugar por soldaduras de alambre envuelto en las muescas similares al elemento 812 en la Figura 8. Los anillos de división (no mostrados) pueden instalarse en la interconexión entre cada anillo 1000 de tobera y el alambre envuelto.

El anillo 1000 de tobera incluye una pluralidad de canales 1004a, 1004b, .. . 1004i para aceptar los tubos 930 de transporte y, opcionalmente, los tubos 608g, 608h, 608i de filtro. Cada canal 1004a, 1004b, . . .1004i se extiende a través del anillo 1000 de tobera desde un primer extremo o corriente arriba hasta un segundo extremo o corriente abajo.

Detalles adicionales respecto al manguito 700 de carga, el manguito 800 de esfuerzo de torsión, la junta 900 de acoplamiento y el anillo 1000 de tobera se proporcionan en la Patente de los Estados Unidos No.7,938,184. Las Figuras 3A, 3B, 3C, 4A, 4B, 5A, 5B, 6 y 7 presentan detalles con respecto a los componentes de un ensamble de junta en el contexto de utilizar una criba de arena. Estas figuras y el texto adjunto se incorporan en la presente para referencia.

Cada tubería 610a, 610b, . . .610f base tiene al menos dos conductos de transporte (visibles en 930 en la Figure 9A). Los conductos 930 de transporte suministran fluido en una región anular definida por un diámetro exterior de las tuberías 610a, 610b, . . . 610e base y el yacimiento de pozo no revestido circundante en un sondeo.

Las Figuras 11A y 11B ofrecen vistas en corte en perspectiva de una tubería 610 base, como puede utilizarse en el ensamble de junta de la presente invención, en modalidades alternas. La tubería 610 base proporciona una vista expandida de las tuberías 610 base mostradas en la Figura 6. La tubería 610 base se designa para introducirse en un sondeo y a lo largo de un yacimiento de pozo no revestido (no mostrado).

En cada una de las Figuras 11A y 11B, la tubería 610 base incluye un cuerpo 615 tubular. El cuerpo 615 tubular define un calibre 935 dentro de un diámetro interior. El calibre 935 es parte de la trayectoria de flujo primaria ofrecida para el flujo de fluido en la presente. En un aspecto, la tubería 615 base se encuentra entre aproximadamente 2.4 metros a 12.2 metros (8 pies y 40 pies) de longitud.

En la disposición de las Figuras 11A y 11B, la tubería 610 base es una tubería perforada. Una pluralidad de ranuras 626 se muestra a lo largo de la longitud de la tubería 610 base. Las ranuras 626 son comparables con las ranuras 203 de la Figura 2.

A lo largo de un diámetro exterior del cuerpo 615 tubular se encuentra una pluralidad de conductos 932, 934. Los conductos 932, 934 son conductos de transporte, y son parte de la trayectoria de flujo secundaria ofrecida por el flujo de fluido en el mismo. Los conductos 932, 934 se construyen de preferencia de acero, tal como acero soldable de menor rendimiento.

Los conductos 932, 934 de transporte se diseñan para transportar un fluido. Si el sondeo se forma por un productor, el fluido será fluidos de hidrocarburo. Alternativamente, el fluido puede ser un fluido de tratamiento para acondicionar el yacimiento, tal como una solución de ácido. Si el sondeo se forma por inyección, el fluido será un fluido acuoso.

En la Figura 11A, se muestran cuatro conductos 932, 934 de transporte. Sin embargo, se entenderá que pueden emplearse más de o menos de cuatro conductos 932, 934 siempre y cuando existan al menos dos. En la disposición de la Figura 11A, cada uno de los conductos 932, 934 de transporte se extienden a lo largo de toda la longitud del cuerpo 615 tubular. Sin embargo, el conducto 934 de transporte incluye toberas 936 a lo largo del cuerpo 615 tubular para suministrar fluidos en la zona anular. De preferencia, las toberas 936 se separan en intervalos de aproximadamente uno punto ochenta y tres metros (seis pies).

En la Figura 11B, se muestran de nuevo cuatro conductos 932, 934 de transporte. Sin embargo, en la disposición de la Figura 11B al menos uno de los conductos 932, 934 de transporte termina a lo largo de la longitud del cuerpo 615 tubular. En este caso, no se requieren toberas para suministrar fluidos en la zona anular.

Como se observa, la tubería 610 base se diseña para introducirse en una porción de pozo no revestido de un sondeo. La tubería 610 base se introduce idealmente en juntas preconectadas utilizando anillos de tobera, tal como el anillo 1000 de tobera de la Figura 10. Las secciones de juntas preconectadas se conectan entonces en el equipo utilizando un ensamble de acoplamiento, tal como el ensamble 901 de la Figura 9A. El ensamble de acoplamiento incluirá de preferencia un manguito de carga, tal como el manguito 700 de carga de las Figuras 7A y 7B, un manguito de esfuerzo de torsión, tal como el manguito 800 de esfuerzo de torsión de la Figura 8, y una junta de acoplamiento, tal como la junta 900 de acoplamiento de las Figuras 9A y 9B.

Las Figuras 12A y 12B presentan vistas en corte laterales de un ensamble 1200 de junta de la presente invención, en modalidades alternas. En cada una de las Figuras 12A y 12B, se ve una tubería 610 base. La tubería 610 base incluye conductos 932, 934 de transporte de acuerdo con la tubería 610 base de las Figuras 11A y 11B descritas en lo anterior. La tubería 610 base puede ser en realidad varias juntas de tubería base conectadas roscadamente en serie utilizando anillos de tobera.

En los extremos opuestos de la tubería 610 se encuentran ensambles 1250 de acoplamiento. Cada uno de los ensambles 1250 de acoplamiento se configuran para tener una junta 900 de acoplamiento. La junta 900 de acoplamiento incluye un cuerpo 905 principal y un manguito 910 coaxial circundante de acuerdo con la Figura 9B. Adicionalmente, la junta 900 de acoplamiento incluye una región 915 de colector y al menos una lumbrera 920 de flujo de acuerdo con la Figura 9C.

Características adicionales de la junta 900 de acoplamiento incluyen un espaciador 909 de esfuerzo de torsión y pernos 914 opcionales. El espaciador 909 de esfuerzo de torsión y los pernos 914 mantienen el cuerpo 905 principal en relación concéntrica fija en relación con el manguito 910 coaxial. También, se muestra un dispositivo 924 de control de flujo de entrada. El dispositivo 924 de control de flujo de entrada permite al operador abrir selectivamente, abrir parcialmente, cerrar o cerrar parcialmente una válvula asociada con la lumbrera 920 de flujo. Esto puede hacerse, por ejemplo, al enviar una herramienta al fondo de la perforación en un cable de acero o una linea eléctrica o en una tubería enrollada que ha generado una señal inalámbrica. La señal, por ejemplo, puede ser una señal de Bluetooth o una señal Infrarroja (IR). El dispositivo 924 de control de flujo de entrada puede ser, por ejemplo, un manguito de deslizamiento o una válvula. En un aspecto, la lumbrera de flujo es un dispositivo de control de flujo de entrada.

Los ensambles 1250 de acoplamiento también tienen cada uno un manguito 800 de esfuerzo de torsión y un manguito 700 de carga. El manguito 800 de esfuerzo de torsión y el manguito 700 de carga permiten las conexiones con la tubería 610 base, mientras que alinean los tubos de derivación. La Patente de los Estados Unidos No.7,661,476 describe una sarta de producción (denominada como un ensamble de junta) que emplea una serie de juntas de criba de arena. Las juntas de criba de arena se colocan entre un "manguito de carga" y un "manguito de esfuerzo de torsión". La patente '476 se incorpora en la presente para referencia en su totalidad.

En la Figura 12?, el conducto 934 de transporte tiene una longitud acortada. En el extremo del conducto de transporte acortado existe una válvula 942. La válvula 942 permite a un operador abrir y cerrar selectivamente el extremo del conducto 934 de transporte para el flujo de fluido. Esto puede hacerse nuevamente al enviar una herramienta de sondeo en un cable de acero o una linea eléctrica o en una tubería enrollada que ha generado una señal inalámbrica.

En la Figura 12B, el conducto 934 de transporte tiene una longitud completa, aunque incluye las toberas 936. Asociadas con las toberas respectivas se encuentran las válvulas 942. Las válvulas 942 permiten la abertura y cierre selectivo del conducto 934 de transporte al flujo de fluido.

Las Figuras 13A y 13B presentan vistas laterales de un ensamble 1300A, 1300B de junta de la presente invención, en modalidades alternas. En cada una de las Figuras 13A y 13B, las tuberías 610 base se muestran en serie. Las tuberías 610 base pueden ser tuberías base individuales, o pueden ser juntas o tubería base conectada en serie a través de anillos de tobera, tal como el anillo 1000 de la Figura 10. En cada caso, las tuberías 610 base se conectan en un sondeo utilizando ensambles 1250 de acoplamiento.

Los ensambles 1250 de acoplamiento pueden estar de acuerdo con las vistas mostradas en las Figuras 9A, 12A y 12B. A este respecto, los ensambles de acoplamiento incluirán un manguito 800 de esfuerzo de torsión, un manguito 700 de carga, y una junta 900 de acoplamiento intermedia. De interés, la junta 900 de acoplamiento incluirá una o más lumbreras 920 de flujo que colocan una trayectoria de flujo secundaria proporcionada a través de las tuberías 610 base en comunicación de fluido con una trayectoria de flujo secundaria proporcionada a través de los conductos 932, 934 de transporte.

En el ensamble 1300A de junta de la Figura 13A, se muestran las porciones "A" y "B" de ensamble separadas. En la porción "A", solamente se proporcionan los conductos 932 de transporte. De esta manera, no existe comunicación de fluido entre la trayectoria de flujo primaria y la zona anular del sondeo en la cual residen los conductos 932 de transporte. En la porción "B", se muestran los conductos 932 y 934 de transporte. Los conductos 934 de transporte proporcionan comunicación de fluido entre la trayectoria de flujo primaria y la zona anular del sondeo. De esta manera se proporciona un grado fijo de control de flujo.

En el ensamble 1300B de junta de la Figura 13B, se muestran nuevamente las porciones "A" y "B" de ensamble separadas. De hecho, se proporcionan dos pares separados de porciones "A" y "B". De interés, un ensamble 1360 de filtro se ve a lo largo del ensamble 1300B de junta. En la modalidad ilustrativa de la Figura 13A, el ensamble de filtro emplea un elemento 1365 de filtro dilatable. Sin embargo, un filtro mecánicamente establecido, tal como el filtro 500 mostrado en la Figura 5, puede utilizarse alternativamente. El ensamble 1360 de filtro se utiliza para aislar las zonas por arriba y por debajo del elemento 1365 de sellado.

También de interés, un tapón 1325 opcional se ve en el ensamble 1300B de junta. El tapón 1325 se coloca en el calibre de la tubería 610 base. Éste aísla las porciones "A" y "B" de cualesquier yacimientos por debajo del ensamble 1300B. Por ejemplo, el tapón puede aislar la sección 116 de la porción 120 de pozo no revestido de la Figura 2.

Basado en las descripciones anteriores, un método para completar un sondeo de pozo no revestido se proporciona en la presente. El método se presenta en la Figura 14. La Figura 14 proporciona un diagrama de flujo que presenta las etapas para un método 1400 para completar un sondeo en un yacimiento subterráneo, en ciertas modalidades. El sondeo incluye una porción inferior completada como un pozo no revestido.

El método 1400 primero incluye proporcionar una primera tubería base y una segunda tubería base. Esto se muestra en el Recuadro 1410. Las dos tuberías base se conectan en serie. Cada tubería base comprende un cuerpo tubular. Los cuerpos tubulares cada uno tiene un primer extremo, un segundo extremo y un calibre definido entre las mismas. El calibre forma una trayectoria de flujo primaria para fluidos.

En una modalidad preferida, los cuerpos tubulares comprenden tuberías base perforadas. Las tuberías base pueden ser, por ejemplo, una serie de juntas conectadas roscadamente para formar la trayectoria de flujo primaria. Alternativamente, los cuerpos tubulares pueden ser tuberías sin perforaciones que tienen un medio de filtro radialmente alrededor de las tuberías y a lo largo de una porción sustancial de las tuberías de modo que forman una criba de arena.

Cada una de las tuberías base también tiene al menos dos conductos de transporte. Los conductos de transporte residen a lo largo de un diámetro exterior de las tuberías base para transportar fluidos como una trayectoria de flujo secundaria.

El método también incluye conectar operativamente el segundo extremo de la primera tubería base al primer extremo de la segunda tubería base. Esta etapa se muestra en el Recuadro 1420. La etapa de conexión se hace por medio de un ensamble de acoplamiento. En un aspecto, el ensamble de acoplamiento incluye un manguito de carga, un manguito de esfuerzo de torsión, y una junta de acoplamiento intermedia, con el manguito de carga, el manguito de esfuerzo de torsión y la junta de acoplamiento se dispone y se conecta como se describe en lo anterior tal como en las Figuras 12A y 12B Es de notar que, una lumbrera de flujo reside adyacente al colector en la junta de acoplamiento. La lumbrera de flujo coloca la trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria. La región de colector también coloca los conductos de transporte respectivos de las tuberías base en comunicación de fluido.

En un aspecto, cada uno de los conductos de transporte a lo largo de la segunda tubería base se extienden sustancialmente a lo largo de la longitud de la segunda tubería base. En otro aspecto, cada uno de los conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base se extiende sustancialmente a lo largo de la longitud de la primera tubería base, aungue uno de los conductos de transporte tiene una tobera intermedia al primer y segundo extremos de la primera tubería base. El método comprende entonces adicionalmente ajustar la válvula para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la válvula. En aún otro aspecto, al menos uno de los conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base tiene un extremo de salida intermedio al primer y segundo extremos de la primera tubería base.

En una modalidad, el ensamble de junta comprende además un dispositivo de control de flujo de entrada. El dispositivo de control de flujo de entrada reside adyacente a una abertura en la lumbrera de flujo. El dispositivo de control de flujo de entrada se configura para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo. El dispositivo de control de flujo de entrada puede ser, por ejemplo, un manguito de deslizamiento o una válvula. El método puede entonces comprender ajustar el dispositivo de control de flujo de entrada para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo. Esto puede hacerse a través de una señal de radiofrecuencia, una herramienta de cambio mecánico, o presión hidráulica.

El método 1400 también incluye introducir las tuberías base en el sondeo. Esto se ve en el Recuadro 1430.

Opcionalmente, el método 1400 incluye además introducir un ensamble de filtro en el sondeo con la primera y segunda tuberías base. Esto se muestra en el Recuadro 1440. El ensamble de filtro tiene al menos un elemento de sellado. El ensamble de filtro puede estar de acuerdo con el ensamble 300 de filtro descrito en lo anterior en relación con la Figura 3A. El ensamble de filtro puede incluir al menos uno, y de preferencia dos, filtros mecánicamente establecidos. Esto representa un filtro superior y un filtro inferior. Cada filtro tendrá un mandril interior, canales de flujo alternos alrededor de un mandril interior, y un elemento de sellado externo al mandril interior. Cada filtro mecánicamente establecido tiene un elemento de sellado que puede ser, por ejemplo, de aproximadamente 15.2 cm (6 pulgadas) a 61.0 cm (24 pulgadas) de longitud. Los filtros pueden tener adicionalmente un alojamiento de pistón móvil y un elemento de sellado elastomérico. El elemento de sellado se conecta operativamente a un alojamiento de pistón. Esto significa que el deslizamiento del alojamiento de pistón móvil a lo largo de cada filtro (en relación con el mandril interior) accionará los elementos de sellado respectivos en acoplamiento con el sondeo circundante.

El método 1400 puede incluir adicionalmente introducir una herramienta de ajuste en el mandril interior del filtro, y liberar el alojamiento de pistón móvil en cada filtro de su posición fija. Una linea de trabajo con herramienta de ajuste se jala a lo largo del mandril interior de cada filtro. Esto sirve para cortar al menos un pasador de seguridad y cambia los manguitos de liberación en los filtros respectivos. Cortar los pernos de seguridad permite al alojamiento de pistón deslizar a lo largo del mandril de pistón y ejercer una fuerza que establece los elementos de filtro elastoméricos.

Un elemento de filtro dilatable también puede emplearse intermedio a un par de filtros mecánicamente establecidos. El elemento de filtro dilatable es de preferencia alrededor de 0.91 metros (3 pies) a 12.2 metros (40 pies) de longitud. En un aspecto, el elemento de filtro dilatable se fabrica de un material elastomérico. El elemento de filtro dilatable se acciona con el tiempo en la presencia de un fluido tal como agua, gas, petróleo o un producto químico. La dilatación puede llevarse a cabo, por ejemplo, si uno de los elementos de filtro mecánicamente establecidos falla. Alternativamente, la dilatación puede llevarse a cabo con el tiempo a medida que los fluidos en el yacimiento circundante el elemento de filtro dilatable hace contacto con el elemento de filtro dilatable.

En cualquier caso, el método 1400 también incluirá entonces establecer al menos un elemento de sellado. Esto se proporciona en el Recuadro 1440.

El método 1400 incluye adicionalmente hacer que el fluido viaje entre la trayectoria de flujo primaria y la trayectoria de flujo secundaria. Esto se indica en el Recuadro 1460. Provocar que el fluido viaje puede significar producir fluidos de hidrocarburo. En este caso, los fluidos viajan desde al menos uno de los conductos de transporte en la zona anular hacia las tuberías base. Alternativamente, provocar que el fluido viaje puede significar inyectar una solución acuosa en el yacimiento que rodea las tuberías base. En este caso, el fluido viaja desde las tuberías base y hacia al menos uno de los conductos de transporte. Aun alternativamente, hacer que el fluido viaje puede significar inyectar un fluido de tratamiento en el yacimiento. En este caso, los fluidos tal como ácido viaja desde las tuberías base y hacia al menos uno de los conductos de transporte, y después hacia el yacimiento. El fluido de tratamiento puede ser, por ejemplo, un gas, una solución acuosa, vapor, diluyente, solvente, material de control con pérdida de fluido, gel viscosificado, fluido viscoelástico, agente quelante, ácido, o un agente de consolidación química. En todos los casos, los fluidos viajan a través de al menos una de las lumbreras de flujo a lo largo de la junta de acoplamiento.

El método 1400 anterior puede utilizarse para producir selectivamente desde o inyectar hacia zonas múltiples. Esto proporciona producción subterránea mejorada o control de inyección en el sondeo de completación de multizona. Además, el método 1400 puede utilizarse para inyectar un fluido de tratamiento a lo largo de un yacimiento de pozo no revestido en un sondeo de completación de multizona.

Aunque será aparente que las invenciones descritas en la presente se encuentran bien calculadas para lograr los beneficios y ventajas establecidos en lo anterior, se apreciará que las invenciones son susceptibles a modificación, variación y cambio sin apartarse del espíritu de la misma. Los métodos mejorados para completar un sondeo de pozo no revestido se proporcionan para sellar uno o más intervalos de subsuelo seleccionados. También se proporciona un aparato de aislamiento zonal mejorado. Las invenciones permiten a un operador producir fluidos desde o inyectar fluidos hacia un intervalo de subsuelo seleccionado.

Claims

REIVINDICACIONES

1.Un método para completar un sondeo en un yacimiento subterráneo, el método caracterizado porque comprende: proporcionar una primera tubería base y una segunda tubería base, con cada tubería base que comprende: un cuerpo tubular que tiene un primer extremo, un segundo extremo y un calibre entre la misma que forma una trayectoria de flujo primaria; y al menos dos conductos de transporte a lo largo de un diámetro exterior para transportar fluidos como una trayectoria de flujo secundaria; conectar operativamente el segundo extremo de la primera tubería base hasta el primer extremo de la segunda tubería base por medio de un ensamble de acoplamiento, el ensamble de acoplamiento comprende un colector que recibe conductos de transporte respectivos de las tuberías base, y una lumbrera de flujo adyacente al colector que coloca la trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la segunda trayectoria de flujo; introducir las tuberías base en el sondeo; y provocar que el fluido viaje entre las trayectorias de flujo primaria y secundaria.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los cuerpos tubulares comprenden tuberías base perforadas .

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque cada una de las tuberías base comprende una serie de juntas perforadas conectadas roscadamente para formar la trayectoria de flujo primaria.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ensamble de acoplamiento además comprende: un manguito de carga conectado mecánicamente próximo al primer extremo de la segunda tubería base; un manguito de esfuerzo de torsión conectado mecánicamente próximo al segundo extremo de la primera tubería base; y una junta de acoplamiento intermedia que comprende un cuerpo tubular principal que define un calibre en comunicación con la trayectoria de flujo primario, el cuerpo tubular principal que tiene un primer extremo y un segundo extremo, en donde el primer extremo se conecta roscadamente al segundo extremo de la primera tubería base, y el segundo extremo se conecta roscadamente al primer extremo de la segunda tubería base.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque: el manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión cada uno comprende: un cuerpo tubular que define un calibre interior en el mismo en comunicación de fluido con una trayectoria de flujo primaria, y conductos de transporte dispuestos longitudinalmente a lo largo del cuerpo tubular en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria; y la junta de acoplamiento además comprende: un manguito coaxial colocado alrededor del cuerpo tubular, el manguito que forma una región anular entre el cuerpo tubular y el manguito, con la región anular que define el colector, y el colector que coloca los conductos de transporte del manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión en comunicación de fluido.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la lumbrera de flujo comprende (i) una abertura pasante en el cuerpo tubular de la junta de acoplamiento, (ii) una abertura pasante en el segundo extremo del primer cuerpo tubular, (iii) una abertura pasante en el primer extremo del segundo cuerpo tubular, o (iv) combinaciones de los mismos.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los cuerpos tubulares comprenden tuberías sin perforaciones, perforadas, o ranuradas que tienen un medio de filtro radialmente alrededor de las tuberías y a lo largo de una porción sustancial de las tuberías para formar una criba de arena.

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el medio de filtración de cada criba de arena comprende una criba de alambre envuelto, una tubería revestida ranurada, una criba de cerámica, una criba de membrana, una criba expandible, una criba de metal sinterizado, una criba de malla de alambre, un polímero de memoria de configuración, o un lecho de partículas sólidas prefiltradas.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de al menos dos conductos de transporte a lo largo de la segunda tubería base se extienden sustancialmente a lo largo de la longitud de la segunda tubería base.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de al menos dos conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base se extiende sustancialmente a lo largo de la longitud de la primera tubería base, aunque uno de al menos dos conductos de transporte tiene una tobera intermedia al primer y segundo extremos de la primera tubería base.

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque: la tobera comprende una válvula; y el método además comprende ajustar la válvula para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la válvula.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque al menos uno de al menos dos conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base tiene un extremo de salida intermedio al primer y segundo extremos de la primera tubería base.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque al menos dos conductos de transporte tienen diferentes diámetros interiores.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende: producir fluidos de hidrocarburo a través de las tuberías base de la primera y segunda tuberías base de al menos un intervalo a lo largo del sondeo, en donde producir fluidos de hidrocarburo provoca que los fluidos de hidrocarburo viajen desde la trayectoria de flujo secundaria hasta la trayectoria de flujo primaria.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende: inyectar un fluido a través de las tuberías base y hacia el sondeo a lo largo de al menos un intervalo, en donde inyectar el fluido provoca que los fluidos viajen desde la trayectoria de flujo primaria hasta la trayectoria de flujo secundaria.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el fluido comprende un qas, una solución acuosa, vapor, diluyente, solvente, material de control con pérdida de fluido, gel viscosificado, fluido viscoelástico, agente quelante, ácido, o un agente de consolidación química.

17. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende: colocar un tapón en el sondeo corriente abajo de la primera y segunda tuberías base.

18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende: proporcionar un ensamble de filtro que comprende: al menos un elemento de sellado, un mandril interior, y transportar conductos que se extienden sustancialmente a lo largo del mandril interior; y conectar operativamente el ensamble de filtro al primer extremo de la primera tubería base de tal manera que (i) el mandril interior del ensamble de filtro se encuentra en comunicación de fluido con los calibres de las tuberías base, y (ii) el conducto de transporte del ensamble de filtro se encuentra en comunicación de fluido con los conductos de transporte de las tuberías base; y en donde la etapa de introducir las tuberías base y el ensamble de junta conectada en el sondeo comprende además introducir el ensamble de filtro en el sondeo; y el método comprende además establecer al menos un elemento de sellado en acoplamiento con el sondeo circundante.

19.El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque: el ensamble de filtro comprende un filtro mecánicamente establecido; y establecer el elemento de sellado comprende establecer el filtro mecánicamente establecido en acoplamiento con el yacimiento de pozo no revestido circundante.

20. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los conductos de transporte del manguito de carga y los conductos de transporte del manguito de esfuerzo de torsión cada uno define alrededor de seis conductos de transporte colocados dentro y radialmente alrededor de su cuerpo tubular correspondiente.

21. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque: el ensamble de acoplamiento además comprende un dispositivo de control de flujo de entrada adyacente a una abertura de la lumbrera de flujo; y el método comprende además ajustar el dispositivo de control de flujo de entrada para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo.

22. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el dispositivo de control de flujo de entrada se controla por una señal de radiofrecuencia, una herramienta de cambio mecánico, o presión hidráulica.

23. Un ensamble de junta que reside dentro de un sondeo, caracterizado porque comprende: una primera tubería base y una segunda tubería base, conectadas en serie, cada tubería base comprende: un cuerpo tubular que tiene un primer extremo, un segundo extremo y un calibre entre los mismos que forma una trayectoria de flujo primaria para fluidos; y al menos dos conductos de transporte a lo largo de un diámetro exterior configurado para transportar fluidos como una trayectoria de flujo secundaria; y un ensamble de acoplamiento que conecta operativamente el segundo extremo de la primera tubería base al primer extremo de la segunda tubería base, en donde el ensamble de acoplamiento comprende un colector que coloca conductos de transporte respectivos de las tuberías base en comunicación de fluido, y una lumbrera de flujo adyacente al colector que coloca la trayectoria de flujo primaria en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria a lo largo de una porción del sondeo.

24. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el ensamble de acoplamiento comprende: un manguito de carga conectado mecánicamente próximo al primer extremo de la segunda tubería base; un manguito de esfuerzo de torsión conectado mecánicamente próximo al segundo extremo de la primera tubería base; y una junta de acoplamiento intermedia que comprende un cuerpo tubular principal que define un calibre en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo primaria, el cuerpo tubular principal que tiene un primer extremo y un segundo extremo, en donde el primer extremo se conecta roscadamente al segundo extremo de la primera tubería base, y el segundo extremo se conecta roscadamente al primer extremo de la segunda tubería base.

25. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque: el manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión cada uno comprende: un cuerpo tubular que define un calibre interior en el mismo en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo primaria, y los conductos de transporte dispuestos longitudinalmente a lo largo del cuerpo tubular en comunicación de fluido con la trayectoria de flujo secundaria; y la junta de acoplamiento además comprende: un manguito coaxial colocado alrededor del cuerpo tubular, el manguito que forma una región anular entre el cuerpo tubular y el manguito, con la región anular que define el colector, y el colector que coloca los conductos de transporte del manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión en comunicación de fluido.

26. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque la lumbrera de flujo comprende (i) una abertura pasante en el cuerpo tubular de la junta de acoplamiento, (ii) una abertura pasante en el segundo extremo del primer cuerpo tubular, (iii) una abertura pasante en el primer extremo del segundo cuerpo tubular, o (iv) combinaciones de los mismos.

27. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque los cuerpos tubulares comprenden tuberías base perforadas.

28. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque las tuberías base comprenden una serie de juntas conectadas roscadamente para formar la trayectoria de flujo primaria.

29. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque los cuerpos tubulares comprenden tuberías sin perforaciones, perforadas, o ranuradas que tienen un medio de filtro radialmente alrededor de las tuberías y a lo largo de una porción sustancial de las tuberías para formar una criba de arena.

30. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el medio de filtración de cada criba de arena comprende una criba de alambre envuelto, una tubería revestida ranurada, una criba de cerámica, una criba de membrana, una criba expandióle, una criba de metal sinterizado, una criba de malla de alambre, un polímero de memoria de configuración, o un lecho de partículas sólidas prefiltradas.

31. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque cada uno de al menos dos conductos de transporte a lo largo de la segunda tubería base se extienden sustancialmente a lo largo de la longitud de la segunda tubería base.

32. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque cada uno de al menos dos conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base se extiende sustancialmente a lo largo de la longitud de la primera tubería base, aunque uno de al menos dos conductos de transporte tiene una tobera intermedia al primer y segundo extremos de la primera tubería base.

33. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque al menos uno de al menos dos conductos de transporte a lo largo de la primera tubería base tiene un extremo de salida intermedio al primer y segundo extremos de la primera tubería base.

34. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado además porque comprende: un ensamble de filtro que comprende: al menos un elemento de sellado, un mandril interior, y conductos de transporte que se extienden sustancialmente a lo largo del mandril interior; y en donde el ensamble de filtro se conecta operativamente al primer extremo de la primera tubería base de tal manera que (i) el mandril interior del ensamble de filtro se encuentra en comunicación de fluido con los calibres de las tuberías base, y (ii) el conducto de transporte del ensamble de filtro se encuentra en comunicación de fluido con los conductos de transporte de las tuberías base.

35. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque el ensamble de filtro comprende un filtro mecánicamente establecido, un filtro dilatable, o una combinación de los mismos.

36. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque: la junta de acoplamiento además comprende un dispositivo de control de flujo de entrada adyacente a una abertura en la lumbrera de flujo configurada para incrementar o disminuir el flujo de fluido a través de la lumbrera de flujo.

37. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque la lumbrera de flujo define un dispositivo de control de flujo de entrada.

38. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque: los extremos opuestos del manguito coaxial tienen soportes respectivos que se posan sobre el manguito de carga y el manguito de esfuerzo de torsión; y el ensamble de junta además comprende anillos de sellado para proporcionar un sello de fluido de la región anular alrededor de los soportes respectivos.

39. El ensamble de junta de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque: el manguito de carga se conecta mecánicamente a la segunda tubería base por medio de pernos; el manguito de esfuerzo de torsión se conecta mecánicamente a la primera tubería base por medio de pernos; y el manguito coaxial se conecta mecánicamente al cuerpo tubular principal por medio de pernos, de tal manera que el colector se encuentra en posición fija.