1

1. INTRODUCCIN

Llamados tambin obturadores o empacadores, son herramientas diseadas a fin de

ayudar en la eficiente produccin del petrleo y gas de un pozo con uno o ms niveles

productores, aislando los niveles de inters.

Los packers generalmente se los considera como la herramienta ms importante del pozo

en la tubera de produccin ya que entre sus varias funciones, la funcin principales la

proveer la forma de sellar el espacio tubular del espacio anular. Este sello debe proveer

una barrera duradera compatible con los fluidos y gases de yacimiento al igual que los

fluidos y gases de casing.

Los packers de produccin se emplean en los arreglos sub-superficiales para brindar el

mecanismo ms apropiado para direccionar los fluidos de produccin por la trayectoria

ms apropiada determinando una produccin eficiente.

Los tipos depackers de completacin varan grandemente y estn diseadas para cubrir

condiciones especficas del pozo o del reservorio (sencillas o en configuracin agrupada,

con sartas sencillas, duales o triples).

2. DESARROLLO DEL TEMA

2.1. QU SON LOS PACKERS?

Son herramientas de fondo que se usan para proporcionar un sello entre la tubera de

produccin y la tubera de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos

desde el packer por el espacio anular hacia

arriba.

En la actualidad existe una gran diversidad de

packers en el mercado, pero todas ellas

poseen bsicamente la misma

estructura

2.2. FUNCIONES DE LOS PACKERS

Entre sus funciones correspondientes

estn:

Funciones de los packers

2

a) Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presin de

formacin entre al anular tubera-revestidor.

b) Proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta

produccin o presiones de inyeccin.

c) Mantener los fluidos de la formacin alejados de la seccin del revestidor

que est por encima de la empacadura.

d) Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio anular.

e) Evitar la invasin de arena sobre aparejos de cedazos

f) Aislar perforaciones y zonas de produccin en completaciones mltiples.

g) Permitir el uso de ciertos mtodos de levantamiento artificial

h) Proteger las TRs y cabezales de

Altas Presiones

Fluidos corrosivos que producen los hidrocarburos

2.3. ELEMENTOS PRINCIPALES DEL PACKER

2.3.1. Elementos de sello.- Su funcin es generar un sello entre el empacador y la

tubera de revestimiento. Estos pueden ser fabricados de diferentes materiales los cuales

pueden ser operados bajo diferentes condiciones de presin y temperatura.Cuando se

asienta un packer, el elemento sellante se comprime para formar un sello contra la tubera

de revestimiento. Durante la compresin, el elemento de goma se expande entre el

cuerpo del packer y la pared de la tubera de revestimiento.

2.3.2. Cuas.- Son piezas metlicas de acero recubiertas con material de alta dureza

(tungsteno) ya que son las que anclan la empacadura al revestidor impidiendo el

movimiento de la misma.

Tipo Elementos Sellantes

Presin de Trabajo (psi)

Temperatura de fondo (0F)

I Un solo elemento Sellante

5000 250

II Dos o ms 6800-7500 275

III Dos o ms 10000 325

IV Especiales para H2S y CO2

15000 450

3

2.3.3. Conos.- Sirve como un expansor para forzar las cuas hacia la tubera de

revestimiento, tambin sirven como soporte a los elementos de sello.

2.3.4. Cuerpo del empacador.- Es una superficie pulida que est en la parte interior del

empacador, la cual forma un sello con las unidades de sellos multi-v impidiendo el flujo

entre el empacador y el aparejo de produccin. Adems esta parte del empacador

mantiene unidos todos los componentes de la herramienta.

2.4-.CLASIFICACION DE PACKERS

De acuerdo al sistema de anclaje las empacaduras se pueden clasificar de la siguiente

manera:

2.4.1.- PACKERS RECUPERABLES

Se les conoce a los empacadores que se introducen al pozo, se anclan dependiendo su

mecanismo y se recuperan con la tubera de produccin.

Los obturadores recuperables son preferidos en aplicaciones donde:

La vida de la terminacin es relativamente corta

Las condiciones dentro del pozo no son hostiles como temperatura,

presin, presencia de H2S

Profundidad de asentamiento somera a mediana

Presiones diferenciales de bajas a moderadas

Trayectoria del pozo recta o con desviacin moderada

Produccin desde multiples zonas

Los packers recuperables se clasifican en:

4

2.4.1.1- Packers Recuperables Mecnicos

Los packers mecnicos representan las empacaduras ms comunes utilizadas en la

industria petrolera. Estas empacaduras son bajadas con la tubera de produccin y su

asentamiento se logra girando la tubera en el sentido de las agujas del reloj. El nmero

de vueltas est determinado por profundidad y el diseo de cada fabricante.

Generalmente se utilizan para las siguientes aplicaciones y condiciones:

Para profundidades bajas o medianas

Para presiones moderadas o medianas

Pozos verticales o con desviaciones moderadas

De acuerdo a la caracterstica de la operacin superficial para anclarlas se clasifican

en:

2.4.1.1.1.-Packers Mecnicas de Compresin simple:

Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de anclaje al

revestidor, no tienen vlvula interna de circulacin, el elemento

sellante puede trabajar hasta 250F y utilizan un juego de cuas,

que cuando se activan, evitan que la empacadura se mueva hacia

abajo. Si se contina aplicando compresin al empaque, se

comprimen las gomas y se realiza el sello y permanecer asentada

mientras que peso suficiente sea mantenido sobre el empaque.

Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento

rotando la tubera en direccin de las agujas del reloj para que salga

la J del perfil interno del mandril, de esta manera salen las cuas y

se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al revestidor.

2.4.1.1.2.-Packers Mecnicas de Compresin Dobles:

Similar a las sencillas, son equipos recuperables,

son dobles debido a que tienen doble sistema de

anclaje, el agarre mecnico igual a la sencilla y

adicional un sistema de candados hidrulicos los

cuales son accionados mediante presin hidrulica y

los mismos son localizados por debajo de la vlvula

de circulacin.

5

Este tipo de empacadura se debe asentar en

compresin la cual se debe mantener. Las cuas

hidrulicas evitan que la empacadura se mueva

hacia arriba utilizando la presin aplicada en la

tubera.

Este sistema permite que la empacadura pueda

operar segura en pozos demayores presiones que

otras empacaduras que tienen ambos juegos de

cuas por debajo de las gomas.

2.4.1.1.3.-Packers Mecnicas de Tensin Sencillas:

Son equipos recuperables y muy similares a las

empacaduras de compresin sencillas, la diferencia

es que presenta las cuas y cono invertidos, por

esta razn el sistema de anclaje es tensionando la

tubera.

Su mayor aplicacin se encuentra en los pozos

inyectores de agua y en pozos productores someros

y con tubera de completacin de dimetros

pequeos donde el peso de esta es insuficiente para

asentar los obturadores de compresin o peso.

2.4.1.1.4.-Packers Mecnicos de Tensin. Compresin y rotacin:

Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que se

pueden asentar aplicndole esfuerzos de compresin, tensin y rotacin.

Usado para produccin, inyeccin, fracturas, zonas

aisladas y aplicaciones de cementacin remedial.

Posee capacidad de resistir altas presiones

diferenciales en caso de estimulaciones despus de

haber completado el pozo.

2.4.1.1.5. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Mecnicos

Las ventajas de los packers mecnica recuperable estn los siguientes:

6

Las desventajas de empacadura mecnica recuperable estn los siguientes:

2.4.1.2.-Packers recuperables hidrulicos

Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras mecnicas, la

diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de stas que es mediante presin

hidrulica. El procedimiento de asentamiento es el siguiente:

Ventajas

Costo Por lo general menor que los otros tipos de empacadores

Asentamiento

repetible

El empacador puede asentarse, liberarse y posicionarse en otro

punto sin tener que sacarlo para reparacin

Versatilidad Un mismo empacador se puede usar en revestimientos del mismo

tamao (OD) y diferente peso (diferente ID drift)

Se fabrican en opciones de asentamiento con peso, tensin,

bidireccional o de rotacin

Longitud Pueden utilizarse por lo general en secciones del pozo con altas

desviaciones o curvaturas extremas

Desventajas

Capacidad

limitada

Altas cargas operacionales impuestas sobre la sarta pueden desanclar

y liberar el obturador

Asentamiento

Los mecanismos de asentamiento (y de liberacin) pueden no

permitir su corrida en series de dos o ms empacadores

Requieren por lo general de rotacin y movimiento de la sarta de

tubera de produccin para su asentamiento y liberacin

No tienen provisin de almacenaje de energa para ayudar en el

sello y anclaje del obturador .

7

Se baja con la tubera hasta la profundidad establecida.

Se coloca presin a travs de la tubera la cual energiza unos pistones en la

parte interna del obturador.

Finalmente, el movimiento de estos pistones efectan el anclaje de las cuas

as como la expansin de los elementos sellantes contra el revestidor.

Los empacadores hidrulicos son preferidos en:

Terminaciones simples de mediana a alta presin

Terminaciones mltiples (dos o ms sartas)

Terminaciones simples selectivos

Yacimientos donde se anticipan fuertes actividades de reparacin y

estimulacin

Aplicaciones donde no es posible la rotacin de la tubera para el

asentamiento o liberacin

Se dividen en:

2.4.1.2.1.Packers Hidrulicos De Asentamiento diferencial

Este tipo de empacaduras se asienta por medio de las fuerzas que las presiones dentro

de la tubera, aplican sobre un pistn contra la presin del casing. una cantidad especfica

de presin diferencial (en favor de la tubera) se tiene que aplicar para completar el

asentamiento. La empacadura Hydro-6 (Fig 5-9) es un ejemplo de empacaduras.

Con el incremento en la demanda de equipos de superficie y

componentes operados electrnicamente o por hidrulica, se ha

desarrollado un nuevo tipo de empacaduras de asentamiento

hidrulico para satisfacer la demanda de pasar mltiples

conductores atreves de la empacadura sin comprometer la

integridad de la misma. el modelo MPPde asentamiento

hidrulico es un ejemplo de estas empacaduras.

8

2.4.1.2.2. Packers Hidrulicos de asentamiento Hidrosttico

Esta empacaduras utilizan un pistn de asentamiento similar al de una empacadura

de asentamiento diferencial, pero toda o parte del are del pistn acta sobre una cmara

que contiene presin atmosfrica y no la de anular. Esto permite que la presin

hidrosttica del Tubing asista el asentamiento de la empacadura. Se necesita menos

presin para generar la fuerza necesaria que en la requerida en una empacadura

hidrulica esto permite que las empacaduras hidrostticas tengan un mandril ms grande

que las otras.

Las empacaduras de asentamiento hidrosttico son ms costosas de fabricar que las

de diferencial y generalmente se utilizan cuando se requiere una tubera ms grande.

Por ejemplo envs de en un casing de 7" con tubera 2 7/8, se puede utilizar tubera de

3 para reducir el are de pistn como resultante de un mandril del empaque mayor

La empacadura Hydro-8 de un solo conducto (Fig 5-11) y la Hydro- 10 dual son

ejemplos de empacaduras de asentamiento hidrosttico. La Hydro-8 tambin est

disponible en la versin selectiva. La posicin selectiva permite que se bajen varias

empacaduras en una misma tubera y cada una se pueda asentar independiente de la

otra.

El mecanismo de asentamiento en cada empaque se activa por mtodos de slickline.

2.4.1.2.3.-Aplicaciones

Las empacaduras hidrulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes

aplicaciones en condiciones generales:

Pozos pocos profundos a medianas profundidades

Presiones bajas hasta moderadas

Completaciones con mltiples empacaduras

Completaciones con dos tuberas

Completaciones selectivas con mltiples empacaduras Aplicaciones

Las empacaduras hidrulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes

aplicaciones en condiciones generales:

Pozos pocos profundos a medianas profundidades

Presiones bajas hasta moderadas

Completaciones con mltiples empacaduras

Completaciones con dos tuberas

9

Completaciones selectivas con mltiples empacaduras

2.4.1.2.4.Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Hidraulicos

Las ventajas de su uso son las siguientes:

Ventajas

En el asentamiento:

Almacenan energa en el mecanismo

de activacin de las cuas

No dependen del peso disponible en la

sarta para el asentamiento o el sello

subsiguiente

La operacin de espaciado es ms fcil

de realizar sin movimiento de la sarta

El posicionamiento del empacador y el

espaciado de la sarta son ms precisos

Entre las desventajas de empacadurahidraulica estn los siguientes:

2.4.3. PACKERS PERMANENTES

Los empacadores permanentes como su nombre lo indica, quedan fijos a la tubera de

revestimiento mediante cuas de accin opuesta, su recuperacin requiere la molienda de

los mismos. Este tipo de empacadores fue muy comn en las dcadas anteriores, sin

Desventajas

En el asentamiento:

Si el empacador se asienta en forma

prematura o incorrecta, se debe sacar la

sarta y reacondicionar su sistema de

asentamiento con costos de operacin

adicionales y tiene una flexibilidad

limitad

10

embargo debido a la necesidad de molerlo para su recuperacin, ha disminuido su

utilizacin

Las empacaduras permanentes no estn para ser conectadasdirectamente a la tubera

como las recuperables, pero en cambio unrea interna pulida dentro de la cual se alojan

unidades de sello, quese corren como parte de la tubera. esta parte pulida puede

estarincorporada a travs de toda la empacadura, o solo en la partesuperior del empaque

para poder acomodar sellos de mayordimetro. lasempacaduras permanentes con

reaspulidas se corren y asientan por cualquiera de los dos mtodossiguientes:

Aplicacin de presin hidrulica a un mecanismo paraasentamiento mecnico

Aplicacin de presin hidrulica a una herramienta deasentamiento

conectada a ella, la cual es recuperable y reusable. (settingtool)

WIRELINE setting que utiliza una carga explosiva paragenerar la fuerza de

asentamiento.

2.4.3.1. Aplicaciones

Las empacaduras hidrulicas recuperables, son recomendadas paralas siguientes

aplicaciones en condiciones generales:

Elementos empacadores

Perfil de afianzado

Extensin de pasajepulido, PBR

Acople Adaptador de fondo

FIGURA2.9. Estructura

del packer permanente

11

Pozos pocos profundos a medianas profundidades

Presiones bajas hasta moderadas

Completaciones con mltiples empacaduras

Completaciones con dos tuberas

Completaciones selectivas con mltiples empacaduras

2.4.3.2. Ventajas De los Packers Permanentes

Ventajas

Despus que la empacadura se ha asentado, la energa se almacenaen el

mecanismo del candado que asegura una fuerza continua sobrelas cuas y las

gomas manteniendo la empacadura asentada. Porconsiguiente, el asentamiento

no depende de las fuerzas que aplicala tubera.

Ya que la fuerza de asentamiento se bloqueamecnicamente, la empacadura

puede soportardiferenciales de presin en ambas direcciones (por debajo opor

encima de la empacadura).

Este Tipo de empacadura se puede asentar despus que elcabezal este

instalado.

Completaciones con dos tuberas y mltiples empacaduras, generalmente se

utilizan empacaduras de asentamientohidrulico, lo cual permite que no se

dependa de losmovimientos de la tubera para el asentamiento.

2.5.- EVALUACIN DE UN EMPACADOR

El ingeniero de terminacin debe tener un entendimiento completo de las caractersticas y

del desempeo de un empacador bajo varias condiciones de carga, con la finalidad de

operar el mismo dentro de los limites de diseo.

Los empacadores de produccin son diseados para ciertas condiciones de trabajo, las

cuales deben ser bien conocidas para evitar falla de los mismos. La matriz de carga de un

empacador provee las bases para evaluar los efectos simultneos de:

1. Presin diferencial

2. Cargas axiales

1.- La presin diferencial es generada por las presiones que existen arriba y abajo del

empacador, esta es soportada por el sello generado entre el elemento sellante y la tubera

de revestimiento, as como por los sellos multi-v con el cuerpo del empacador.

12

Las diferenciales de presin se presentan durante la realizacin de operaciones en la

etapa de terminacin o mantenimiento, as como durante la vida productiva del pozo.

2.- Las cargas axiales son debido a esfuerzos generados por el movimiento del aparejo de

produccin y son transmitidos al empacador, estos pueden causar tensin compresin

dependiendo de las condiciones en cada operacin. Es importante mencionar que cuando

se introducen juntas de expansin, estas pueden absorber parcial totalmente los

movimientos del aparejo. Tambin esto sucede cuando se corren libres los sellos multi-v.

Debido a lo anterior, la matriz de carga presentada en la Figura 4, muestra las bases para

evaluar los efectos simultneos de presin diferencial y carga axial. El cuadrante uno y

tres representan el caso donde existe mayor presin arriba del empacador y

simultneamente est sometido a tensin y compresin respectivamente. Por otra parte,

los cuadrantes dos y cuatro muestran el caso donde existe mayor presin por debajo del

empacador y simultneamente est sometido a tensin y compresin respectivamente.

Esto se muestra en la Figura 5

Figura 2.10. Matriz de carga de un empacador.

13

Existen varios modos de falla que pueden afectar el desempeo de un empacador de

produccin, pero los ms comunes son los siguientes (ver Figura 6):

1) Sistema de anclaje

2) Falla conexin cuerpo ~ gua

3) Cuello del empacador

4) Elemento de sello

5) Colapso conexin ~ gua

6) Tope del hombro

7) Candado del cuerpo

Las diferentes fallas presentadas en la Figura 6 tienen una posicin en la matriz de los

cuadrantes que se presentaron con anterioridad.

Figura 2.12. Elementos crticos de falla de un

empacador.

La Figura 7 muestra la envolvente de desempeo de un empacador de produccin, as

como el modo de falla resultante de las cargas combinadas de presin diferencial y

efectos axiales.

A continuacin se comentarn cada uno de los modos de falla que estn representados

en la envolvente:

1. Sistema de anclaje.- La falla del sistema de anclaje sucede cuando el aparejo de

produccin est anclado al empacador y el esfuerzo de tensin excede la resistencia del

material de la rosca. Es representado en la regin 1 de la envolvente de la Figura 7.

14

2. Falla conexin cuerpo gua.- Esta ocurre cuando la carga por tensin rebasa la

resistencia del cuerpo del empacador la de la rosca, la conexin es afectada tanto por la

presin como por la tensin generada en el empacador por la contraccin del aparejo. Se

muestra con el numero 2 sobre la envolvente de la Figura 7.

3. Cuerpo del empacador.- Esta falla es generada por el colapso del cuerpo del

empacador, puede resultar por un esfuerzo excesivo en el cuerpo producido por presin

diferencial, fuerza empacador aparejo, esfuerzos combinados. El lmite de este

componente se ilustra en la zona 3 de la Figura 7.

4. Elemento de sello.- La falla del elemento puede ocurrir por exceso de presin sobre el

hule, por degradacin del elemento debido a temperatura efectos qumicos. Este

efecto est en la regin 4 de la Figura 7.

5. Colapso conexin cuerpo gua.- Puede ocurrir cuando se utiliza un tapn en el niple

de asiento, o cuando se corren extensiones pulidas conectadas al empacador. Este efecto

es similar al del colapso del cuerpo del empacador. Esta limitacin es ilustrada con la

zona 5 de la envolvente de la Figura 7.

6. Tope del hombro.- Este efecto puede ocurrir tanto con el aparejo anclado como con los

sellos multi-v libres. La falla de hombro sucede en el momento que la fuerza compresiva

generada por el aparejo de produccin excede la resistencia del material en el punto de

contacto entre eltope localizador ancla y el empacador. Se muestra en la regin 6 de la

Figura 7.

7. Candado del cuerpo.- Este elemento se fatiga cuando el esfuerzo aplicado sobre el

mismo es mayor al de la resistencia del material. El lmite de resistencia del sistema de

candado es ilustrado con la regin 7 de la Figura 7. La envolvente de desempeo

representa los limites de resistencia de un empacador cuando es sometido a cargas

combinadas, en otras palabras cuando los valores de presin y esfuerzo axial se

encuentran dentro del rea, el empacador esta dentro de sus rangos de operacin, de lo

contrario cuando estos valores estn fuera de la envolvente, se puede presentar la falla

de alguno de los componentes.

La evaluacin de un empacador considerando solo la presin diferencial no describe los

limites de fatiga de ste, para una correcta evaluacin y comparacin del rendimiento de

diferentes empacadores se requiere un entendimiento de los efectos simultneos de

presin diferencial y cargas axiales.

15

Por lo tanto, con el conocimiento de la interaccin de condiciones de cargas combinadas

se puede operar dentro de una zona segura, lo cual evitar la ocurrencia de falla durante

la ejecucin de operaciones crticas la compra innecesaria de productos de alta

resistencia

El ingeniero de terminacin tiene que estar familiarizado con los cuatro cuadrantes de

condiciones de carga y con los modos tipos de falla, pues esto provee un entendimiento

de las implicaciones de falla del empacador de produccin durante la ejecucin de

operaciones y durante la vida productiva del pozo.

Un factor independiente a las caractersticas de diseo y configuracin del empacador

que afecta la envolvente de desempeo, es la relacin entre el tamao del empacador y el

dimetro interior del revestimiento.

La Figura 8 muestra que la seleccin inapropiada de un empacador para diferentes

librajes altera las condiciones de resistencia a la diferencial de presin.

16

Este fenmeno debe ser considerado cuando se introducen empacadores que estn en el

lmite inferior del rango de libraje recomendado, lo cual es comn cuando se tiene tubera

de revestimiento de mayor libraje arriba del revestimiento donde se anclara la herramienta

cuando se tiene una existencia limitada de empacadores.

Este efecto es crtico en pozos donde se opera a altas presiones diferenciales.

2.6. METODOLOGA DE SELECCIN PARA EMPACADORES DE PRODUCCIN.

La decisin acerca de qu tipo de empacador se va a correr puede ser muy compleja y la

lista de las caractersticas de los empacadores disponibles hoy en da es casi

interminable. Es comn iniciar el proceso de seleccin examinando las caractersticas del

empacador, lo cual no es el mtodo adecuado y se recomienda emplear la siguiente

metodologa para el proceso de seleccin del empacador de produccin.

1. Condiciones de operacin.

a) Diferencial de presin

b) Cargas axiales

c) Temperatura

d) Fluidos producidos

2. Condiciones del pozo.

a) Dimetro interior de la T.R

b) Fluido de terminacin

c) Desviacin y severidad

3. Procedimiento para correrlo y

anclarlo.

a) Tubera de perforacin

b) Cable/Lnea

c) Tubera flexible

d) Integral

4. Intervenciones futuras.

a) Reparaciones mayores

b) Reparaciones menores

c) Intervenciones sin equipo

5. Seleccin del empacador a partir de la envolvente de desempeo.

A continuacin se mostrara como calcular como obtener los parmetros involucradosen

el proceso de seleccin.

1. Condiciones de operacin.

17

a) Diferencial de presin

El empacador de produccin es sometido a presin diferencial durante las operaciones

de terminacin y reparacin del pozo. La estimacin de estas presiones es fundamental

para la seleccin adecuada de estas herramientas. En esta gua se mostrara como

determinar la diferencial de presin durante las operaciones de induccin, prueba de

admisin, estimulacin y fracturamiento.

Induccin.

Durante la induccin se desplaza el fluido de terminacin fluido producido por el

yacimiento por nitrgeno, por lo regular este proceso se realiza con el auxilio de latubera

flexible. (ver Figura 9) La presin diferencial ( PEmp ) es calculada con la Ecuacin 2.3, la

cual es la diferencia entre la presin sobre el empacador, SE P (Ecuacin 2.1) y la presin

debajo del empacador, BE P (Ecuacin 2.2).

Para fines prcticos se recomienda despreciar las perdidas por friccin ( fN P ) consultar

la gua de inducciones para su determinacin) y considerar una densidad promedio de

nitrgeno de 0.2 gr/cc.

Tambin pudiese considerarse el aparejo de produccin completamente vaci.

Figura 2.15. Diferencial de presin durante la

18

induccin.

Prueba de admisin.

La prueba de admisin es realizada mediante el represionamiento del sistema con la

finalidad de conocer el valor de presin en el que la formacin cede a laadmisin de

fluido, esto esesquemticamente representado en la Figura 10. La diferencial de presin (

Emp P )es obtenida con las Ecuaciones 2.4, 2.5 y2.3, para el clculo de las perdidas

porfriccin ( f P ) referirse a la gua deestimulaciones.

Figura 2.16. Diferencial de presin durante la

prueba de admisin.

Estimulacin/Fracturamiento.

Las operaciones de estimulacin fracturamiento involucra la inyeccin de fluidos con el

objetivo general de mejorar las condiciones de permeabilidad (Ver Figura 10). Estas

operaciones generan una diferencial de presin en el empacador de produccin, misma

que puede ser determinada con las Ecuaciones 2.6, 2.7 y 2.3. Para la determinacin de la

presin por friccin ( f P ) generada entre el fluido inyectado y el aparejo de produccin,

referirse a la gua de estimulaciones.

19

Figura 2.17. Condiciones durante laestimulacin fracturamiento.

b) Cargadas Axiales

Otro parmetro a determinar para la seleccionar correctamente los empacadores de

produccin son las cargas axiales. A continuacin se ilustrar cuando se presentan, as

como el origen de las mismas.

Durante las operaciones de terminacin y mantenimiento de los pozos comentadas

previamente (induccin, prueba de admisin, estimulacin y fracturamiento, as como

durante su vida productiva, la tubera de produccin es sometida a diferentes condiciones

de presin y a cambios de temperatura, esto genera esfuerzos en el acero los cuales se

reflejan en la contraccin y elongacin del mismo, causando un movimiento neto del

aparejo de produccin. Este movimiento origina tensin compresin en el empacador,

mismas que reducen su resistencia a la presin diferencial. En algunos casos estas

cargas son lo suficientemente elevadas que causan la falla del empacador. Por lo tanto es

substancial la determinacin de los esfuerzos axiales a que ser sometido el empacador.

Es importante mencionar que en esta gua solo se revisaran tanto los efectos que generan

el movimiento de la tubera de produccin, as como sus consecuencias (elongacin

contraccin) en las diferentes operaciones. Las ecuaciones y procedimiento de clculo

sern presentados en la gua de diseo de aparejos de produccin.

Los efectos que generan este fenmeno son: Ballooning (expansin), Pistn, Buckling

(pandeo) y Temperatura. Estos son esquemticamente representados en la Figura 12.

20

Ballooning (expansin).-Este efecto es generado por la presin radial ejercida sobre la

tubera, esto tiende a incrementar el dimetro con un consecuente acortamiento de la

longitud de aparejo. El efecto contrario (mayor presin afuera de latubera) produce una

elongacin en el aparejo.

Pistn.- Este efecto es producido por la aplicacin de presin sobre un rea expuesta, el

cual puede causar elongacin si la diferencial de presin es mayor arriba del empacador

contraccin si la diferencial de presin es mayor bajo el empacador, lo cual significa que

esta presin esta actuando en la seccin transversal de los sellos multi-v zapata gua e

intenta comprimir el aparejo de produccin.

Buckling (pandeo).-Al igual que el efecto pistn, buckling es el resultado de la diferencial

de presin que se tiene dentro y fuera del aparejo, misma que acta sobre una seccin

transversal. Sin embargo este efecto aparece en el momento que se inicia a doblar

pandear el aparejo de produccin.

Temperatura.-Un cambio de temperatura debido a la produccin de hidrocarburos

inyeccin de fluidos causa cambios en la longitud del aparejo de produccin. Este cambio

de longitud es directamente proporcional al coeficiente de expansin del acero.

A continuacin se presentara cualitativamente cmo se comporta el aparejo de

produccin durante las operaciones de terminacin y reparacin del pozo, tales como

induccin, prueba de admisin, estimulacin y fracturamiento. Como se comento

anteriormente, la determinacin cuantitativa se presentara a detalle en la gua de diseo

de aparejos de produccin.

Induccin.

La Figura 13 muestra los diferentes efectos que causan el movimiento del aparejo de

produccin durante realizacin de una induccin. En esta operacin la presin dentro del

21

aparejo es menor que la que acta fuera de la tubera, debido a esto la presin externa

comprime el acero causando una elongacin, a su vez esta diferencial de presin se

ejerce sobre un rea transversal tambin originando elongacin. Por el contrario el efecto

de temperatura crea contraccin, esto es debido al enfriamiento del aparejo de

produccin. El movimiento total es la diferencia entre estos efectos.

Figura 2.19. Efectos que intervienen duranteuna induccin.

Prueba de admisin.

La Figura 14 muestra los diferentes efectos que causan el movimiento del aparejo de

produccin durante realizacin de una prueba de admisin. A diferencia de la operacin

de induccin, durante la prueba de admisin la presin dentro del aparejo de produccin

se incrementa. Esto genera una expansin de la tubera generando contraccin de la

misma. Por otra parte la diferencial de presin incrementa dentro del aparejo, misma que

actu en la seccin transversal expuesta de los sellos multi-v zapata gua lo que

tambin causa contraccin. Durante esta operacin se inyecta un fluido que normalmente

se encuentra a temperatura ambiente generado un enfriamiento del acero y por

consiguiente una contraccin del mismo. Como se observa durante una prueba de

admisin todos los efectos causan una contraccin del aparejo.

Figura 2.20. Efectos que intervienen duranteuna prueba de admisin.

22

Estimulacin/Fracturamiento.

Al igual que la operacin de prueba de admisin, normalmente durante una estimulacin

fracturamiento, tambin se inyecta un fluido a temperatura ambiente el cual incrementa la

presin dentro del aparejo de produccin. Por tanto los efectos tienen un comportamiento

similar, es decir los cuatro tienden a contraer el aparejo de produccin.

c) Temperatura

Otro parmetro importante para la seleccin apropiada de empacadores de produccin es

la temperatura. Este parmetro es fundamental para la seleccin de los elastmeros. La

temperatura a la cual estar trabajando el empacador se determina a travs del gradiente

de temperatura del pozo ( GT ), este se calcula con la Ecuacin 2.8. Una vez que se

conoce el gradiente de temperatura, se obtiene la temperatura de operacin del

empacador con la Ecuacin 2.9.

d) Fluidos producidos

Conocer la composicin de los fluidos producidos es fundamental, pues se puede conocer

el ambiente al cual ser sometido el empacador permitiendo una seleccin adecuada de

la metalurgia.

El tipo de material que se emplea para fabricar un empacador influye considerablemente

en su costo. Por lo tanto, es necesario un conocimiento correcto tanto de la

concentracin, as como de los fluidos que estarn en contacto con la herramienta, con la

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finalidad de evitar la compra de empacadores costosos, la introduccin de herramientas

que no son diseadas para ambientes corrosivos.

Los parmetros a calcular para determinar la corrosin esperada y los materiales que se

recomiendan para los diferentes ambientes.

1) Presin parcial del H2S.

La presin parcial de cido sulfhdrico es obtenida con la Ecuacin 2.10. La presin en el

empacador ( P Emp ) es calculada con la Ecuacin 2.11, esta presin puede ser

fcilmente obtenida con los ingenieros de produccin. La Figura 16 muestra

esquemticamente como obtener la presin a la profundidad del empacador, la cual es

funcin de la presin de fondo fluyendo ( Pwf ), las perdidas por friccin ( Pf ) entre el

fluido producido y la tubera de explotacin y de la densidad de los fluidos producidos ( Pg

).

Figura 2.22. Presin a la altura del empacador

2) Presin parcial del CO2.

La presin parcial del Dixido de carbono se determina con la Ecuacin 2.12 empleando

el procedimiento previamente explicado para la determinacin de la presin en el

empacador.

3) Salinidad del agua de formacin.

Corrosin es un proceso electroqumico, por tanto la salinidad del agua de formacin

juega un papel importante en este proceso. En soluciones de Cloruro de Sodio, la

conductividad elctrica es mayor que en soluciones libres de cloruros, por tanto la

probabilidad de corrosin incrementa.

4) pH del agua de formacin.

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El pH del agua de formacin es un factor esencial en el desarrollo de la corrosin, ha sido

demostrado que la presin parcial del H2S y la concentracin del Ion hidrgeno

influencian en la cantidad del hidrgeno atmico que entra en el acero.

Una vez que se tienen las presiones parciales, se puede emplear la Tabla 1 para

determinar si la corrosin esperada ser alta, media simplemente no se presentara.

2. Condiciones del pozo.

a) Dimetro interior de la T.R

b) Fluido de terminacin

c) Desviacin y severidad

a) Dimetro interior de la T.R.

Durante el proceso de perforacin y terminacin, existen diferentes productos que estn

en contacto con la tubera de revestimiento, los cuales pueden alterar el dimetro interior

y puede impedir que el empacador baje causar su anclaje. Estos materiales pueden ser

slidos del lodo, cemento, etc. Por lo cual se recomienda efectuar un viaje con escariador

previo a la corrida del empacador. Adems se tiene que considerar los dimetros

interiores de las tuberas de revestimiento que se encuentran arriba del revestimiento

donde se anclara el empacador.

b) Fluido de terminacin.

Se tiene que considerar el tipo de fluido tanto de terminacin como empacador. Si el fluido

es un lodo de perforacin, los slidos tendern a precipitarse sobre el empacador, lo cual

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en la mayora de los casos produce el atrapamiento de este. Por otro lado, si el fluido es

una salmuera que contenga cloruros, bromuros etc., deber existir compatibilidad entre

esta y los elastmeros del empacador.

c) Desviacin y severidad.

La desviacin y severidad de un pozo son factores importantes a considerar para

seleccionar y correr el empacador. En pozos con severidades muy altas patas de perro

se tiene que considerar la longitud del ensamble, esto es lo largo del empacador y sus

accesorios (soltador, empacador, extensiones pulidas, niples de asiento, etc.).

Un parmetro importante a contemplar durante la seleccin del empacador es el

procedimiento para correrlo y anclarlo. A continuacin se presentan las tcnicas mas

comunes para realizar esta operacin.

3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.

a) Tubera de perforacin

b) Cable/Lnea

c) Tubera flexible

d) Integral

El procedimiento para correr y anclar un empacador es un factor crtico para el xito de la

operacin. Por lo tanto se recomienda analizar las diferentes opciones y seleccionar la

que tanto tcnica como econmicamente sea la ms adecuada.

Cabe mencionar que el tiempo en realizar la operacin es bsica en la toma de decisin.

Otro factor es la exactitud a la profundidad deseada, lo cual es comn cuando se tienen

dos intervalos muy cercanos, en estos casos lo ms conveniente es correrlo con cable.

Otro aspecto a considerar para la seleccin de esta herramienta son las intervenciones

futuras a realizar. A continuacin se comenta lo relevante de este parmetro.

4. Intervenciones futuras.

a) Reparaciones mayores

b) Reparaciones menores

c) Intervenciones sin equipo

El hecho de conocer si existir una intervencin futura no, es importante para considerar

si se selecciona un empacador permanente recuperable. En pozos de alta presin

donde es casi un hecho que no se realizarn intervenciones de molienda en lo futuro se

recomienda un empacador permanente. De lo contrario en pozos con alta probabilidad de

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moler el empacador, lo ms adecuado sera correr y anclar un empacador recuperable,

pues sera ms sencillo y econmico recuperar el empacador que su molienda y pesca.

5. Seleccin del empacador a partir de la envolvente de desempeo.

Despus de haber considerado las condiciones de operacin, condiciones del pozo, el

procedimiento de para correr y anclar el empacador y las intervenciones futuras, la

seleccin final debe realizarse empleando la envolvente de desempeo de los

empacadores candidatos. Se debe solicitar a las compaas de servicio las envolventes

de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el anlisis de cargas combinadas

a las operaciones programadas probables a efectuar (inducciones, pruebas de

admisin, estimulaciones, fracturamientos) y comparar los resultados con la envolvente de

diseo para mantenerse en todo momento en el rea de operacin segura, el empacador

a solicitar ser el mas econmico, siempre y cuando cumpla con las condiciones de

operacin. La Figura 18 muestra el ejemplo de una envolvente de desempeo y las

cargas a que es sometido el empacador tanto en la induccin, as como en la vida

productiva del pozo. Se puede observar que los esfuerzos a que est sometido pueden

ser tolerados por el empacador. Tambin se percibe que un empacador de 5,000 psi el

cual sera ms econmico pudiese tolerar los esfuerzos generados.

2.7. CALCULOS Y EJERCICIOS SOBRE EL PACKERS

2.6.1. Clculo de cargas que actan sobre el packer

Cuando el packer esta anclado, actan sobre l, las siguientes presiones de trabajo:

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-)

acta sobre el packer de

-)

Luego las cargas totales a la que est sometida el packer anclado se calcula con la

siguiente ecuacin:

Donde:

P1 : Presin de formacin desde fondo de pozo a la base del packer en psi.

P2 : Presin hidrosttica del fluido en el espacio anular en psi.

WTb : Peso de la tubera que acta sobre ekl packer.

Aic : Area interna de la caera en plg2.

AiTb : Area interna del tubing en plg2.

AeTb : Area externa del tubing en plg2.

EJEMPLO 1-.

En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000

pies de profundidad, calcular las cargas que actan sobre el packer para los siguientes

datos de pozo.

Gradiente de fluido de terminacin en EA = 0.60 psi/pie

P1 presin Fp = 2800 psi

Peso de la tubera = 3.25 lb/pie

Clculos

- Peso total de la tubera = 3.25 lb/pie * 6000 pie = 19500 lb.

- P2 = PH = Gfluido * h = 0.60 psi/pie * 6000 pie = 3600 psi

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- Clculo de reas

Lo que significa que acta una presin de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184 psi

mas que la que acta de abajo hacia arriba, o sea:

42028-28844 = 13184 psi

Por esta razn el packer no se desanclar durante el trabajo de produccin porque se

tiene un factor de seguridad de 31% con la carga de arriba hacia abajo, o sea:

Por normas, seguridad del 50%.

Para aumentar el factor de seguridad se tiene que aumentar el grado de la tubera.

EJEMPLO 2-.

Se tiene un pozo con los siguientes datos:

TR 6 5/8 pg N-80 28 lb/pie = 5.791 pg D.I.

TP 2 3/8 pg J-55 4.7 lb/pe = 1.995 pg D.I.

Profundidad media de los disparos = 2,500 m

Nivel de fluido, en la superficie

Nivel de operacin = 1250 m

Aceite = 0.90 gr/cm

Se pretende anclar el empacador a 2490 m con 14,000 lb

29

Gradiente de presin = 0.090 kg/cm/m

Pf = 2,500 x 0.090 = 225 kg/cm

Pf = Peso en lb de la columna de fluido (agua)

Ptp = Peso de la TP sobre el empacador en lb (14,000)

Pf = Presin de fondo del yacimiento en lb/pg

Fuerza ejercida por la presin del yacimiento (Fy)

Fy = Pf (Area D.I. TR Area D.I. TP)

Area D.I.

TR =

x D = 0.7854 x (5.791) = 26.32

pg

4

Area D.I.

TP =

x D = 0.7854 x (1.995) = 3.12 pg

4

FIG. 7 ESTADO MECANICO

PROF. INTERIOR 2520.0 M

INTERVALO 2495 - 2505 M

GUIA DEL EMP. 2491.0 M

EMPACADOR BROWN HUSKY, MSP

DE 6 5/8 PG. 28 LB/P A 2490.M

CAMISA DESLIZABLE CAMCO CB-1

A 2481.0 M

TUBERIA DE PRODUCIN DE 2 3/8 PG.

COMBINADA J-55 Y N-80 DE 4.7 LB/P

TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 6 5/8 PG

N-80 DE 28 LB/P. DE 0-2550 M

Fig.2.25. Estado mecanico

74,228 lb

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Fy = (225 x 14.22) (26.32 3.12) =

Pf = Phf (Area D.I. TR Area D.E. TP)

Phf = 0.10 x 1250 x 14.22 = 1777.5 lb/pg

Area D.E. TP = 0.7854 x (2.375) = 4.43 pg

Pf = 1777.5 (26.32 4.43) =

Fuerza resultante:

FR = Fy (Pf + Ptp)

FR = 74,228 (38,909 + 14,000) = 74,228 52,909

Fig.2.26. Diagrama de Fuerzas

Por lo tanto la fuerza del yacimiento tratar de desempacar la herramienta, ya que la

fuerza resultante hacia arriba es de 21,319 lb.

RECOMENDACION

a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando se pueda

represionar el espacio anular.

b) Utilizar un empacador de compresin ancla doble, para auxiliar al empacador en

su mecanismo hidrulico, producido por la diferencial de presiones.

CONSIDERACIONES PRCTICAS PARA POZOS DE APAREJO SENCILLO

38,909 lb

FR = 21319 lb

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1. Para pozos hasta de 800 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes,

bombeo neumtico o inyectores de agua, es necesario

2. Para pozos de 800 a 1,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes y

de bombeo neumtico, es necesario

3. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes,

bombeo neumtico o inyectores de agua, es necesario

4. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de produccin de

bombeo neumtico, se puede utilizar

Esto es siempre y cuando no se presente arenamiento

5. Para pozos de 2,500 a 4,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes,

bombeo neumtico o inyectores de agua, se programa

6. Para pozos de 3,500 a 6,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes

o inyectores de agua, se programa

Un empacador de tensin

Un empacador de compresin sencillo de ancla mecnica

Un empacador de compresin con ancla doble

Un empacador semipermanente de anclaje de compresin, neutro o tensin.

Un empacador permanente

Un empacador permanente