MÉTODO Y SISTEMA DE PLANEACION PARA LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS DE UNA FORMACIÓN DE HIDROCARBUROS
ANTECEDENTES El diseño de sistemas para la producción de depósitos de hidrocarburo subterráneos implica una diversidad de empeños científicos de alto nivel. Por ejemplo, antes de la perforación, un ingeniero en yacimientos utiliza complicados modelos de depósitos para determinar algunos parámetros como por ejemplo, la capacidad y la permeabilidad de la formación, así como el flujo de los fluidos en el interior del depósito con la finalidad de determinar el número y las ubicaciones óptimas por las que un barreno penetrará en la formación ("puntos de toma") . Para cada punto de toma identificado, se realiza un modelado adicional que ayudará a identificar el tipo adecuado de interfaz física entre la formación y el barreno ("terminación") . Por ejemplo, puede utilizarse el modelado geomecánico para determinar la magnitud de la tensión y su orientación en la formación y muy cerca de la misma, así como también para determinar la manera en que el agotamiento de la presión de poro (provocada por la extracción del hidrocarburo) afecta la magnitud y la orientación de la tensión. Al
utilizar la información inicial de la tensión y los cambios esperados en la tensión con el paso del tiempo, puede realizarse entonces el modelado del material de la formación rocosa para determinar los modos de falla y las envolventes de falla de la formación. Usando los resultados del modelado, se seleccionan la orientación y el tipo de terminación de cada punto de toma particular para ajustar los fenómenos físicos localizados esperados, los criterios de producción y, posiblemente, las consideraciones financieras. Partiendo de las ubicaciones de los puntos de toma y de la determinación de la terminación de cada punto de toma, se diseña una estrategia de perforación para producir un barreno hacia cada punto de toma con el más bajo costo posible, lo que se traduce en la selección de un centro de perforación que produce el barreno más corto posible hacia cada punto de toma. Si bien los empeños científicos relacionados con la identificación de los puntos de toma y con la identificación de los tipos de terminación representan una gran mejora con respecto a los días de antaño cuando la estrategia de perforación y el presupuesto de perforación eran los factores de peso al determinar el número de barrenos perforados y su colocación,
pueden realizarse mejoras adicionales en la colocación del punto de toma y en la estrategia de extracción.
SUMARIO Los problemas arriba señalados se resuelven en gran medida con un método y un sistema de planeación de la extracción de los hidrocarburos de una formación de hidrocarburos. Al menos algunas de las modalidades ilustrativas son métodos que incluyen: modelar una formación de hidrocarburos según las condiciones de producción esperadas; determinar, a partir del modelo, la tensión variable con el tiempo esperada de la formación de hidrocarburos; seleccionar los parámetros de terminación de un punto de toma (selección que toma en cuenta la tensión variable con el tiempo esperada) y seleccionar luego la trayectoria de un barreno de la superficie al punto de toma para el punto de toma (la trayectoria del barreno de la superficie al punto de toma se selecciona con base en la dirección de la tensión preponderante de una formación que el barreno penetrará desde la superficie hasta el punto de toma) y perforar luego desde la superficie hasta el punto de toma con base en la trayectoria del barreno de la superficie al punto de toma.
Otras modalidades ilustrativas son medios legibles en computadora que almacenan programas que cuando son ejecutados por un procesador provocan que el procesador seleccione los parámetros de terminación de un punto de toma de una formación de hidrocarburos (la selección de los parámetros de terminación toma en cuenta la tensión variable con el tiempo esperada de la formación de hidrocarburos) y seleccione luego la trayectoria del barreno desde la superficie hasta el punto de toma (la trayectoria del barreno desde la superficie hasta el punto de toma se selecciona con base en la dirección de la tensión preponderante de la formación que será penetrada por el barreno del punto de toma a la superficie) . Otras modalidades ilustrativas son los sistemas de computación que incluyen un procesador y una memoria acoplada al procesador. El procesador está configurado para seleccionar los parámetros de terminación de un punto de toma de una formación de hidrocarburos (la selección de los parámetros de terminación toma en cuenta la tensión variable con el tiempo esperada de la formación de hidrocarburos) y para seleccionar luego la trayectoria del barreno desde la superficie hasta el punto de toma de ese punto de toma (la trayectoria del barreno desde la superficie hasta el punto de toma se selecciona con base en
la dirección de la tensión preponderante de la formación que será penetrada por el barreno desde la superficie hasta el punto de toma y la trayectoria del punto de toma) . Los dispositivos y métodos descritos incluyen una combinación de características y ventajas que les permiten superar las deficiencias de los dispositivos de la técnica anterior. Las diversas características descritas en lo anterior, así como otras particularidades, que serán muy evidentes para aquellos que tienen experiencia en la técnica después de que lean la siguiente descripción detallada y de que consulten los dibujos que la acompañan.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para la descripción detallada de las modalidades preferidas de la invención, a continuación se hará referencia a los dibujos anexos, en los cuales : La figura 1 muestra la colocación relativa de un pozo de inyección y de un pozo de producción para ilustrar las deficiencias de no tomar en cuenta la dirección de la tensión preponderante cuando se planea la colocación relativa de los pozos de inyección y de los pozos de producción; La figura 2 muestra la colocación de un pozo de inyección y de un pozo de producción de conformidad
con las modalidades de la invención; La figura 3 muestra una gráfica del riesgo de perforación en función del ángulo de la dirección de perforación con respecto a la dirección de la tensión preponderante; La figura 4 muestra una formación productora de hidrocarburos que está debajo de la superficie y como se perforan los barrenos cuando no se toma en cuenta la tensión; La figura 5 muestra los puntos de toma y/o los puntos de inyección de la formación al igual que en la figura 4, pero donde las trayectorias de los barrenos de los puntos de toma y/o de los puntos de inyección se seleccionan de conformidad con algunas modalidades; La figura 6 muestra un método de conformidad con algunas modalidades; y La figura 7 muestra un sistema de computación de conformidad con algunas modalidades.
NOTACIÓN Y NOMENCLATURA En toda la descripción y las reivindicaciones que siguen se utilizan ciertos términos para referirse a componentes particulares del sistema. Este documento no pretende hacer distinción alguna entre componentes cuyo
nombre es diferente pero no su función. En la descripción y en las reivindicaciones siguientes, los términos "que incluyen" y "que contienen" se utilizan en un sentido abierto y, de este modo, debe considerarse que quiere decir "que incluyen pero que no se limitan a,...". Del mismo modo, la intención de los términos "se acoplan" y "se acopla" es que se refieran ya sea a una conexión directa o indirecta. Así, si un primer dispositivo se acopla a un segundo dispositivo, esa conexión puede ser por medio de una conexión directa o por medio de una conexión indirecta a través de otros dispositivos y conexiones.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Las diversas modalidades de la invención están orientadas hacia métodos y sistemas para determinar la colocación del punto de toma ("pozos de producción") y la colocación del pozo de inyección (por ejemplo, para la recuperación secundaria que utiliza la inyección de agua) , donde la determinación toma en cuenta la tensión en todo el depósito y otras características del depósito no sólo durante la colocación inicial, sino también durante el horizonte de vida productiva de la formación. Dicho de otra
manera, los diversos métodos y sistemas aplican un enfoque integral a la colocación y terminación del pozo de producción, así como un enfoque integral a la colocación y terminación del pozo de inyección, para reducir costos, aumentar la producción (con respecto a los métodos de colocación anteriores) y/o para asegurar la producción financieramente viable durante la vida útil esperada del campo. Con la finalidad de transmitir las diversas ideas planteadas en las modalidades de la invención, la descripción aborda las consideraciones individuales en el entendido de que en este enfoque integral se han tomado en cuenta algunas o todas las consideraciones individuales. Las consideraciones individuales empiezan con la tensión de la formación debido a que se relaciona con la colocación del pozo de inyección. Si bien todas las formaciones subterráneas de hidrocarburos están sometidas a alguna forma de tensión, en algunos casos la tensión no tiene un componente o dirección preponderante. Es decir, por ejemplo, la tensión de compresión horizontal en la dirección Norte-Sur que se detecta en un volumen unitario de la formación de hidrocarburos puede ser aproximadamente la misma que la tensión de compresión horizontal en la dirección Este-Oeste y la tensión de
compresión vertical puede ser aproximadamente la misma que en la dirección horizontal. Incluso en otras formaciones de hidrocarburos, la tensión puede tener un componente o dirección preponderante y, de este modo, puede presentar lo que se ha denominado "anisotropía de tensiones". Por ejemplo, un volumen unitario particular de la formación de hidrocarburos puede estar sometido a una tensión de una "dislocación lateral" que tiende a cortar el volumen unitario de la formación de hidrocarburos en un plano horizontal. Las formaciones tienden a fracturarse más fácilmente en la dirección de la tensión preponderante y, de conformidad con algunas de las modalidades, la tensión se toma en cuenta cuando se decide la colocación del pozo de inyección. La figura 1 muestra la colocación relativa de un pozo de inyección y de un pozo de producción para ilustrar las deficiencias de no tomar en cuenta la dirección de la tensión preponderante cuando se planea la colocación relativa de los pozos de inyección y de los pozos de producción. La figura 1 ilustra, en particular, tres barrenos en una formación de hidrocarburos: dos barrenos (12) y (14) ; de pozos de inyección y un barreno (16) de un pozo de producción. En la ilustración de la figura 1, los tres barrenos
están ubicados en el mismo plano horizontal. En esta ilustración, la dirección de la tensión preponderante es paralela al plano horizontal, como lo muestran las coordenadas (18) (Smax que es la dirección de la tensión preponderante y Smín que es la dirección de la tensión no preponderante) . En la situación de la figura 1, conforme se inyecta agua a alta presión en cada barreno (12) y (14) del pozo de inyección, la formación tiende a fracturarse a lo largo del plano horizontal. En otras palabras y en la parte relevante, la formación tiende a fracturarse en la dirección del barreno (16) del pozo de producción. La fractura de una formación aumenta la permeabilidad en la dirección de la fractura y, de este modo, las distancias físicas del barrido con agua hacia el barreno (16) del pozo de producción desde cada uno de los barrenos (12) y (14) de los pozos de inyección serán mayores que la distancia física del barrido con agua perpendicular al plano horizontal, como se ilustra por medio de las flechas (17) y (19) . De este modo, es probable que el agua penetre anticipadamente en el pozo de producción. La figura 2 ilustra la colocación de un pozo de inyección y de un pozo de producción de conformidad con las modalidades de la invención cuando la colocación relativa toma en cuenta la dirección de la
tensión preponderante. En particular, la figura 2 ilustra tres barrenos en una formación de hidrocarburos, dos barrenos (20) y (22) de los pozos de inyección y un barreno (24) de un pozo de producción. En la ilustración de la figura 2, los tres barrenos están ubicados en el mismo plano horizontal, sin embargo, la dirección de la tensión preponderante es, en esta ilustración, perpendicular al plano horizontal, como se muestra por medio de las coordenadas (26) . Conforme el agua a alta presión es inyectada en cada uno de los barrenos (20) y (22) de los pozos de inyección, la formación tiende a fracturarse en forma perpendicular al plano horizontal. En otras palabras, la formación tiende a fracturarse en forma perpendicular a la dirección del barreno (24) del pozo de producción. La fractura aumenta la permeabilidad en la dirección de la fractura y, de este modo, la distancia física del barrido con agua hacia fuera de cada uno de los barrenos (20) y (22) de los pozos de inyección será mayor que la distancia física del barrido con agua hacia el pozo de producción, como se ilustra por medio de las flechas (27) y (29) . Es así que la penetración de agua en el pozo de producción es menos probable (para la misma separación entre centros de la figura
1) y el barrido con agua hacia el barreno (24) del pozo de producción tiene una mayor dispersión vertical. De este modo, la acción de "barrido" de la recuperación secundaria que utiliza la inyección de agua es más eficiente y la probabilidad de que el agua penetre es menor debido a que la dirección de la fractura es perpendicular al plano en el que están ubicados los barrenos de inyección y de producción. En las ilustraciones de las figuras 1 y 2, la dirección de la tensión preponderante es horizontal y vertical, sin embargo, las direcciones horizontal y vertical de la tensión preponderante son meramente ilustrativas. La dirección de la tensión preponderante puede tener cualquier orientación y, de este modo, no se debe suponer que la orientación más adecuada es la de ubicar siempre a los pozos de producción y de inyección en un plano horizontal. La ubicación a los pozos de producción y de inyección en el mismo plano horizontal sería la orientación adecuada si la dirección de la tensión preponderante fuese vertical. En forma aún más general y de conformidad con las modalidades de la invención, en lo que respecta a pozos de inyección y pozos de producción que se ubican en el mismo plano, la dirección de la tensión preponderante de la formación debe ser esencialmente
perpendicular al plano. La descripción tratará ahora las consideraciones que se relacionan con las fallas. Las fallas subterráneas pueden ser tectónicas (por ejemplo, la Falla de San Andrés que prácticamente atraviesa toda California) o bien, las fallas subterráneas pueden estar más localizadas. Sin importar la escala, una falla representa una inestabilidad geológica real o potencial. Las fallas localizadas en el interior de un depósito de hidrocarburos o cercanas al mismo están, en la mayoría de los casos inactivas siempre y cuando no haya cambios físicos importantes en las formaciones circundantes. Sin embargo, en presencia de cambios físicos (como por ejemplo, una reducción de la presión en cualquier lado de la falla, provocada por la extracción de los hidrocarburos; el intento de realizar la recuperación secundaria bajo la forma de inyectar agua, donde el agua es obligada a pasar a través de la falla) , la falla localizada puede activarse. De este modo, las diversas modalidades de la invención toman en cuenta las fallas próximas a la formación de hidrocarburos o aquellas que están en el interior de la misma al momento de determinar las ubicaciones de los pozos de producción y los pozos de inyección. Por ejemplo, ninguna porción de un barreno
(ya sea éste de un pozo de producción o de un pozo de inyección) debe atravesar una falla localizada, en especial si los diferentes modelados (por ejemplo, el modelado del depósito, el modelado geomecánico y/o el modelado del material) indican que es probable que la falla se mueva durante la vida productiva del depósito. Por otra parte, la colocación del pozo de inyección con respecto a la colocación del pozo de producción, de conformidad con algunas modalidades, toma en cuenta las fallas localizadas. En particular, con la finalidad de evitar la inestabilidad asociada con las fallas localizadas, de conformidad con algunas modalidades, los pozos de inyección están ubicados de tal forma que no existen fallas entre los pozos de inyección y el o los pozos de producción hacia los cuales el pozo de inyección realiza el barrido. De manera adicional, las fallas localizadas en una formación de hidrocarburos pueden producir regímenes de tensión que varían sin control y, de conformidad con las modalidades de la invención, puede haber variaciones en la colocación relativa de los pozos de producción y los pozos de inyección en la formación. Por ejemplo, en una porción de la formación, los pozos de inyección pueden estar físicamente encima y debajo de los pozos de producción hacia los cuales realizan
el barrido, en otra porción de la formación, los pozos de inyección pueden estar ubicados en el mismo plano horizontal, todo en función de la tensión en la formación provocada por los desplazamientos geológicos en las fallas localizadas. Si hacemos un resumen antes de proseguir, la colocación del pozo de producción y del pozo de inyección, de conformidad con las modalidades de la invención toma en cuenta no solo las características del depósito, mismas que indican el mejor punto de toma, sino que también toma en cuenta el régimen de tensión inicial y el que varía con el tiempo de la formación, así como las consideraciones de las fallas locales . La descripción abordará ahora las consideraciones relacionadas con las terminaciones. Una terminación es la interfaz física entre el barreno y la formación. Las terminaciones adoptan muchas formas. Por ejemplo, cuando las propiedades de la formación lo permiten, la terminación puede ser simplemente el mismo barreno (sin tubería de revestimiento ni forro) . En otras situaciones, la terminación puede ser una tubería de revestimiento ranurada de modo que permita el flujo hacia la tubería de revestimiento, pero que esta tubería todavía brinde
cierto soporte estructural. En otras situaciones adicionales, puede estar presente una tubería de revestimiento que tenga perforaciones en direcciones particulares en un intento de aumentar la producción de hidrocarburos desde direcciones particulares. En otras situaciones, la terminación puede ser un empaque de grava en el extremo terminal del barreno. En aquellas situaciones en las que hay preocupación referente a la permeabilidad inicial o futura de la formación, la terminación puede incluir la fracturación hidráulica de la formación que rodea al barreno y, en algunos casos, la inserción hidráulica de un agente de consolidación (conocido en el campo como "propant" ) en la formación para ayudar a asegurar la continuidad de la permeabilidad a pesar de la compactación de la formación. Todas estas variantes de las terminaciones pueden aplicarse en barrenos dispuestos en forma vertical, en barrenos con un gran ángulo o en barrenos horizontales, según lo determine la situación particular. La publicación de la solicitud de patente núm . 2004/012640, copendiente, cedida en forma mancomunada y que tiene el título "System and process for optimal selection of hydrocarbon completion type and design" , que es ahora la patente de EE . UU. Núm. , que se incorpora aquí como
referencia como si se reprodujese a continuación en su totalidad, describe la selección de la terminación en el caso de pozos de producción, que incluye consideraciones tales como el mecanismo probable de falla (por ejemplo, compactación del depósito, falla por corte, reactivación de fallas y flujo multifásico de hidrocarburos) , así como los requisitos para la terminación (por ejemplo, exclusión de arena, evitación de arena y manejo diferido de arena) . Dicho otra manera, la patente arriba mencionada describe las consideraciones para elegir la orientación y la desviación óptimas (a las que juntas se les puede denominar como la trayectoria y/o la dirección), así como la elección del tipo de terminación óptimo para un pozo de producción. De conformidad con al menos algunas modalidades, además de tomar decisiones relacionadas con los tipos de terminación para los pozos de producción, se toman decisiones semejantes para los pozos de inyección. En la técnica relacionada, los mecanismos de falla no son tomados en cuenta cuando se eligen los tipos de terminación de los pozos de inyección y, de este modo, en la mayoría de los casos se selecciona la terminación menos costosa. Así, de conformidad con algunas modalidades, el mecanismo de
falla potencial de los pozos de producción que se puede intentar plantear con base en el tipo de terminación afecta también a los pozos de inyección. Por otra parte, de conformidad con algunas modalidades, también se toman en cuenta las consideraciones secundarias referentes al manejo de la arena. Sin embargo, en el caso de un pozo de inyección, la cuestión del manejo de la arena no es la producción de arena, sino más bien el taponamiento de la formación y la reducción en su permeabilidad provocada por la arena y por otros "finos" (materiales cuyo tamaño de grano es muy pequeño) . Si la terminación del pozo de inyección no reduce o elimina la arena ni la producción de finos, la inyección de agua a través del pozo de inyección transporta la arena y los finos hacia la formación, que los aloja y reduce la permeabilidad. La reducción de la permeabilidad reduce así la capacidad del agua inyectada para migrar dentro de la formación y afecta negativamente la capacidad de barrido del pozo de inyección. De este modo, de conformidad con las modalidades de la invención, se utiliza uno o más de los diversos modelos (por ejemplo, el modelo del depósito, el modelo geomecánico y el modelo del material) así como los criterios mencionados en lo
anterior para seleccionar la ubicación, orientación, desviación y tipo de terminación de los pozos de inyección que ofrecen el riesgo más bajo y la tasa de retorno de la inversión más elevada de todo el depósito durante su vida productiva. Una vez descrito el enfoque integral de la colocación del pozo de producción y del pozo de inyección que toma en consideración la tensión de la formación y las consideraciones de la terminación, la atención pasa ahora a las consideraciones de la perforación. En la técnica relacionada, se determinan los puntos de toma y el perforador determina entonces el plan más redituable para perforar los barrenos desde la superficie hacia cada uno de los puntos de toma. En la mayoría de los casos, el plan más redituable es seleccionar el centro de perforación (centrado con respecto a la formación) y perforar los barrenos hacia cada punto de toma. De este modo, en la técnica relacionada, los barrenos se diseñan de la superficie hacia el punto de toma. Sin embargo, la tensión de las formaciones de hidrocarburos, así como de las formaciones que están arriba de la formación de hidrocarburos ("el estrato superyacente" ) , tienen un efecto sobre el riesgo de perforación en función de la dirección de la perforación que está relacionada con
la dirección de la tensión preponderante. En particular, el riesgo de colapso del barreno y el sustancial desprendimiento de sus paredes aumenta conforme la dirección de la perforación se aproxima a la dirección de la tensión preponderante. La figura 3 muestra una gráfica del riesgo de perforación (30) en función del ángulo de la dirección de perforación con respecto a la dirección de la tensión preponderante (donde el peso del fluido de perforación y, por lo tanto, la presión en el fondo del pozo, se mantiene constante) . En el origen (cero grados o una dirección de perforación perfectamente alineada con la dirección de la tensión preponderante) , el riesgo de perforación de las fallas del barreno inducidas por la tensión es el máximo. Puesto que la dirección cambia con respecto a la tensión preponderante, se reduce también el riesgo de perforación de fallas de barreno inducidas por la tensión, donde el riesgo mínimo de la falla del barreno inducida por la tensión se presenta cuando la dirección de perforación es perpendicular a la dirección de la tensión preponderante. La ilustración de la figura 3 adopta un régimen de tensión bidimensional con el propósito de simplificar la explicación. Sin embargo, la idea de la figura 3 se
lleva a la escala del espacio tridimensional, donde el riesgo de perforación de la falla del barreno inducida por la tensión es el máximo en la dirección de la tensión preponderante tridimensional. La descripción relacionada con la figura 3 también supone un peso constante del fluido de perforación, sin embargo, el riesgo de fallas del barreno inducidas por la tensión también puede ser atenuado por un aumento en el peso del fluido de perforación (y, por lo tanto, una mayor presión en el fondo del pozo que ejerce un empuje contra las paredes) . La figura 3 muestra, mediante una línea a trazos (32), la relación entre el riesgo y el peso del fluido de perforación. En particular, la línea a trazos (32) ilustra el riesgo relacionado con la tensión con un aumento en el peso del fluido de perforación . A continuación, tomando en consideración el riesgo de perforación como una función de la dirección de la tensión preponderante, observe la figura 4, que ilustra una formación de hidrocarburos (34) debajo de una superficie (36), que también ilustra la manera en que los barrenos se perforaron de conformidad con la técnica relacionada. Una pluralidad de barrenos laterales (38) se extiende dentro de la formación (34) en los puntos de toma y/o puntos de inyección
preseleccionados , ramificándose todos a partir de un solo barreno vertical (40) centrado encima de la formación (34) . Consideremos además que en la situación ilustrativa de la figura 4, la tensión preponderante en las formaciones de los estratos superyacentes (no mostrados en forma específica) es la que ilustran las coordenadas (42) . De este modo, el riesgo asociado con la pluralidad de barrenos laterales (38) es mayor, en algunos casos significativamente mayor, debido al momento histórico de colocar el barreno vertical único (40) centrado encima de la formación y de perforar hacia cada punto de toma y/o punto de inyección. Por otra parte, al seleccionar de esta manera a la trayectoria del barreno no se toman en cuenta las orientaciones de terminación óptimas, como se mencionó en lo anterior. De conformidad con al menos algunas de las modalidades de la invención, los barrenos que llegan a los puntos de toma y a los puntos de inyección se diseñan iniciando en los respectivos puntos de toma y puntos de inyección, con el diseño/ selección de la ruta que toma en cuenta la orientación preferida de las terminaciones, así como la tensión preponderante en la formación del estrato superyacente . El diseño de los barrenos y/o la selección de las rutas de los
barrenos determinan, de esta manera, que en las situaciones en las que la formación del estrato superyacente tiene una dirección de la tensión preponderante, el centro de perforación puede no estar en correspondencia con el centro físico de la formación. En su lugar, el centro de perforación puede estar desplazado en la dirección de la tensión no preponderante Si bien un desplazamiento acorta algunos barrenos, alarga otros, sin embargo, el riesgo de perforación asociado sustancialmente con cada barreno puede reducirse debido a la dirección de perforación con respecto a la dirección de la tensión preponderante en las formaciones. La figura 5 ilustra, al igual que en la figura 4, los puntos de toma y/o los puntos de inyección de la formación, pero en este caso (y aplicando las diversas modalidades de la invención) , el barreno vertical (42) está desplazado en 'la dirección de la tensión no preponderante, de tal forma que, en conjunto, los barrenos laterales se perforan de tal manera que reduzcan el riesgo de falla del barreno inducida por la tensión. La figura 5 también ilustra que la dirección de perforación preferida (perpendicular a la tensión preponderante) , puede no ser la orientación de terminación preferida y, de este
modo, se tolerarán algunas perforaciones en una dirección no preferida con la finalidad de admitir orientaciones de terminación particulares determinadas antes de la perforación. Sin embargo, al utilizar esta metodología, la longitud de los barrenos perforados en la dirección de mayor riesgo se reduce en el enfoque de "telaraña" de la técnica relacionada y el riesgo de perforación en las direcciones de mayor riesgo puede atenuarse mediante el cuidadoso control del peso del fluido de perforación, como se mencionó en lo anterior . La figura 6 ilustra un método de conformidad con las modalidades de la invención. En particular, la figura 6 ilustra un método que vincula las consideraciones individuales descritas en lo anterior. El método inicia (bloque 600) y se desplaza hacia la recolección de datos relacionada con una formación de hidrocarburos y con las formaciones de los estratos superyacentes (bloque 604) . En aquellas situaciones en las que la formación de hidrocarburos que se está estudiando sea una formación de la cual nunca se han extraído hidrocarburos, los datos recolectados pueden ser datos sísmicos o que estén relacionados con formaciones cercanas que se crea tienen características semejantes. En otras modalidades, en
la formación de hidrocarburos puede perforarse un pozo de prueba o de exploración y la recolección de datos puede efectuarse mediante registro (logging) al tiempo que se realiza la perforación, midiendo mientras se perfora, utilizando herramientas de cable, muestras de núcleos y lo similar. Los datos recolectados pueden ser datos tales como los regímenes de la tensión en la formación y en el estrato superyacente , la presencia y proximidad de fallas, la porosidad de la formación, y la resistencia y permeabilidad de las rocas. En otras modalidades adicionales, el método puede aplicarse a una formación de hidrocarburos madura, cuya producción se ha reducido y, de este modo, es posible obtener con facilidad los datos del tipo descrito en lo anterior. Sin importar cómo se recolecten los datos relacionados con la formación de hidrocarburos y con los estratos superyacentes , se genera el régimen de tensiones en la formación de hidrocarburos y en los estratos superyacentes (bloque 608) y con base en el análisis, realizado al menos en forma parcial, de los modelos de depósito y/o de los modelos geológicos, donde los modelos toman en cuenta el régimen de la tensión inicial y las fallas locales y no locales (bloque 612) . De este o estos modelos, se determina la tensión que varía con el tiempo que puede esperarse se
presente en la formación de hidrocarburos (bloque 616), posiblemente junto con otras características del depósito (por ejemplo, la cantidad de hidrocarburos, el caudal de producción esperada) . Con base en los modelos y en las predicciones de la tensión que varía con el tiempo, se seleccionan los puntos de toma y los puntos de inyección (en caso de que los haya) (bloque 620) . Los puntos de toma se seleccionan con base en los modelos con la finalidad de extraer de la formación la máxima producción posible y/o una extracción de hidrocarburos más eficiente. De manera relacionada, los puntos de inyección de la recuperación secundaria (incluso si los pozos reales no son perforados posteriormente durante la vida del campo (por ejemplo, en los años tres a cinco) ) se seleccionan de modo que alcancen uno o más de la producción más importante y/o la extracción de hidrocarburos más eficiente. Todavía con referencia a la figura 6, una vez que los puntos de toma y los puntos de inyección han sido determinados, se determinan entonces la orientación, la desviación y el tipo de terminación de cada punto de toma y de cada punto de inyección (bloque 624) . La patente, copendiente y cedida en forma mancomunada, titulada "System and process for optimal selection of hydrocarbon completion
type and design" describe de manera detallada la determinación relacionada con la orientación, la desviación y el tipo de terminación de los puntos de toma. Por otra parte y de conformidad con las modalidades de la invención, se realiza la misma determinación de la orientación, la desviación y tipo de terminación en lo que se refiere a los puntos de inyección para la recuperación secundaria. También se tienen en cuenta otras consideraciones que afectan la colocación del punto de inyección, tales como la dirección de la tensión preponderante y la ubicación de las fallas locales. Finalmente, una vez que los puntos de toma y los puntos de inyección fueron determinados y que también se han determinado la orientación y la desviación, se diseñan las diversas trayectorias de los barrenos para llegar a los puntos de toma y a los puntos de inyección (bloque 628), tomando en cuenta la tensión en la formación y en los estratos superyacentes , lo que incluye ubicar el barreno central (en caso de que se use) en una posición excéntrica del centro de la formación. Después de lo cual, termina el proceso (bloque 632) . Se muestra que la ilustración de la figura 6 es una sola iteración, sin embargo, en aquellas situaciones en las que para tomar las diversas decisiones del método (por ejemplo,
cuando no se perforó un pozo exploratorio) se utilicen sólo datos parciales, conforme se disponga de datos nuevos y/o mejores (por ejemplo, durante el proceso de perforado) , el método puede volver a aplicarse y las decisiones previas pueden ser reevaluadas y modificadas con base en estos datos nuevos y/o mej ores . Un proceso para seleccionar el diseño y la terminación del pozo como se describe en la presente puede ser total o parcialmente puesto en práctica en una variedad de sistemas de computación diferentes. La figura 7 ilustra un sistema de computación adecuado para poner en práctica las diversas modalidades de la presente invención. El sistema de computación (700) incluye un procesador (702) (al que también se denomina unidad de procesamiento central o CPU, por sus siglas en inglés) que está acoplado a dispositivos de memoria, tales como los dispositivos de almacenamiento primario (704) (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio o RAM, por sus siglas en inglés) y los dispositivos de almacenamiento primario (706) (por ejemplo, una memoria sólo de lectura o ROM, por sus siglas en inglés) . La ROM sirve para transferir unidireccionalmente datos e instrucciones hacia el
procesador (702), en tanto que la RAM sirve para transferir datos e instrucciones en forma bidireccional . Se considera que tanto la RAM (704) como la ROM (706) son medios legibles en computadora. Un medio de almacenamiento secundario (708) (por ejemplo, un dispositivo de memoria masiva) también puede acoplarse unidireccionalmente con el procesador (702) y ofrecer capacidad adicional para el almacenamiento de datos. También se considera que el dispositivo de memoria masiva (708) es un medio legible en computadora que puede ser utilizado para almacenar programas y datos. El dispositivo de memoria masiva (708) puede ser un medio de almacenamiento tal como una memoria no volátil (por ejemplo, un disco duro o una cinta) cuya velocidad de acceso es, en la mayoría de los casos, menor que la de la RAM (704) y la ROM (706) . Un dispositivo específico de almacenamiento primario (708), como por ejemplo, un CD-ROM también puede transferir datos unidireccionalmente al procesador (702) . El procesador (702) también está acoplado con uno o más dispositivos de entrada/salida (710) (por ejemplo, monitores de video, esferas de rastreo ( trackballs ) , ratones, teclados, micrófonos, pantallas sensibles al tacto, transductores, lectores de
tarjetas, lectores de cinta magnética o de papel, tablillas, lápices de escritura en pantalla, dispositivos de reconocimiento de voz o de escritura manual u otras computadoras) . Finalmente, el procesador también puede estar acoplado, por medio de una conexión de red (712) , a una red de computadoras o de telecomunicaciones. Se tiene considerado que con la conexión de red (712), el procesador pueda recibir información de la red o pueda enviar información a la red mientras el proceso está siendo ejecutado de conformidad con las diversas modalidades. Esta información, que con frecuencia se representa como una secuencia de instrucciones que serán ejecutadas por el procesador (702), puede ser enviada desde y hacia la red en forma de, por ejemplo, una señal de datos de computadora incorporada en una onda portadora. La intención de la descripción aro anular es que sea ilustrativa de los principios y diversas modalidades de la presente invención. A quienes tienen experiencia en la técnica les será evidente un gran número de variantes y modificaciones en cuanto la descripción arriba mencionada se aprecie en su totalidad. Lo que se persigue es que se entienda que las siguientes reivindicaciones incluyen todas esas variantes y modificaciones.