7/30/2019 Clasificacin de las empacaduras en pozos de petrleo

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Clasificacin de las empacaduras en pozos de petrleo. De acuerdo al sistema deanclaje los packers o empacaduras se pueden clasificar de la siguiente manera:

Packers Recuperables

Packers Permanentes- PACKERS O EMPACADURAS RECUPERABLESSon aquellos que se bajan con la tubera de produccin o tubera de perforacin y se

pueden asentar:Mecnica o hidrulicamente. Despus de asentados, los packers pueden serdesasentados y recuperados con la misma tubera. Los packers recuperables son parteintegral de la sarta de produccin, por lo tanto, al sacar la tubera es necesario sacar el

packer.Los packers recuperables se pueden clasificar como: Packers Mecnicos y Packers Hidrulicos- Packers (empacaduras) MecnicosEstos packers son bajados con la tubera de produccin y su asentamiento se logra girandoal tubera en el sentido de las agujas del reloj . El numero de vueltas esta determinado por laprofundidad y el diseo de cada fabricante.De acuerdo a la caracterstica de la operacin superficial para anclarlas se clasifican en:

Compresin o peso

Tensin

Compresin/Tensin/Rotacin

- Packers Mecnicos de CompresinSon sencillos debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no tienen vlvulainterna de circulacin, el elemento sellante puede trabajar hasta 250F.Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubera endireccin de la agujas del reloj para que salga la J del perfil interno del mandril, de estamanera salen las cuas y se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al revestidor. Paradesasentarlos basta con tensionar la tubera.- Packers Mecnicos de Compresin Doble

Son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen doble sistema de anclaje, el agarremecnico igual al de los packers de compresin y adicional un sistema de candados hidrulicos

los cuales son accionados mediante presin hidrulica y los mismo son localizados por debajode la vlvula de circulacin- Packers Mecnicos de Tensin SencillaSon equipos recuperables y muy similares a los packers de compresin sencillas, la diferenciaes quepresentan las cuas y cono invertidos, por esta razn el sistema de anclaje es

tensionando la tubera.Su mayoraplicacin se encuentra en los pozos inyectores de agua y en pozosproductores someros y con tubera de completacin de dimetros pequeos donde el pesode esta es insuficiente para asentar los obturadores de compresin o peso- PackersMecanicos de Tensin y CompresinAl igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que sepueden asentar aplicndole esfuerzos de compresin, tensin y rotacin.Son utilizados para produccin, inyeccin, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de

cementacin remedial. Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales deestimulaciones despus de haber completado el pozo.

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- PACKER DE PESO M-3Es el ms usado en las operaciones de workover. Es denominado de peso puesto que su

mecanismo de agarre y de hermeticidad se activa dndole peso con la sarta de tubera. Paraasegurar su fijacin durante los trabajos de fractura cuenta con un sistema de pistones que seactivan hidrulicamente. Cuenta con camisa balanceadora la cual permite absorber en pesotodas las presiones desde abajo, ayudando a mantener el PKR fijo.

- PACKERS O EMPACADURAS PERMANENTESEstas se pueden correr con la tubera de produccin o se pueden colocar con equipos dewireline. En este ltimo caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil decementacin para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperaturade fondo alta (400F-450F), el mtodo ms seguro de asentamiento consiste en utilizar unasentador hidrulico bajado junto con la tubera de produccin. Una vez asentada laempacadura, se desasienta el asentador hidrulico y se saca la tubera junto con la tubera deproduccin.Los packers permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubera derevestimiento, ya que la tubera de produccin se puede sacar y dejar el packer permanenteasentada en el revestidor.Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente sedenomina packerperforable.

Usos de Empacaduras en un pozo petrolero. Un packer o empacadura es una herramientade fondo utilizada para proporcionar un sello entre la tubera de produccin y elrevestimiento de produccin, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la

empacadura por el espacio anular, hacia arriba.Los packers o empacaduras para pozos de petrleo son utilizados en las siguientescondiciones:

Para proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de altaproduccin o presiones de inyeccin.

Para proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

Para aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples.

En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

Para proteger la tubera de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluidosobre el packer (empacadura) en el espacio anular entre la tubera y el casing de

produccin.En resumen, los packer sin utilizados en:

Control de Produccin.

Prueba de Pozos.

Proteccin de equipos.

Reparacin y estimulacin de equipos.

Seguridad.

Componentes de una empacadura para pozo de petroleo

1. Mandril de FlujoEs un medio o conducto interior que permite mantener todas la secciones del obturadorcomo un sistema individual (unidades de sellos, conos, cuas, y bloques de friccin),de esta forma comunica el flujo que proviene de la formacin con la tubera de

produccin y continua su recorrido hasta la estacin de flujo. Es el esqueleto del packer o empacadura. En el van superpuestos todos los

dispositivos, mas ninguna va enroscada en l. Su extremo superior se enrosca con laparte interna del Cabezal del Packer y en su extremo inferior se une al Pin de Jota.

Permite contar con un espacio anular comprendido entre su superficie externa y laparte interna de los dems dispositivos, adems cuenta con canales de flujo los cualesson partes planas ubicadas en su superficie. Lo mencionado anteriormente, permite elflujo del fluido lquido a presin de tal forma que se activen los dispositivos cuyofuncionamiento depende de la presin que ejerzan los fluidos.

2. ConoSon dispositivos que transmiten de la tubera bien sea los movimientos de compresino tensin a las cuas para su expansin y anclaje al revestidor.

3. Cuas

Son piezas metlicas de acero recubiertas con material de alta dureza (tungsteno) yaque son las que anclan el packer al revestidor impidiendo el movimiento del mismo.

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4. Elementos Sellantes

Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidrulico. Estnconstituidos bien sea por una pieza o varias hasta tres anillos de elastmeros,construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes durezas de acuerdo arangos de presin y temperatura donde se vayan a usar.

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 seexpande entre el cuerpo del packer y la pared de la tubera de revestimiento

5. Dispositivos de FriccinEstos son una parte esencial de muchos tipos de packers para asentarlos y en algunoscasos para recuperarlos. Pueden ser: flejes, en resortes o bloques de friccin y cadauno de estos proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para poder asentarel packer.

6. PortablocksEs el dispositivo encargado de asegurar el trabajo de carga del packer o empacadura.Los blocks de arrastre van apretados al casing, gracias a la accin de resortesubicados adecuadamente, lo cual le permite mantenerse inmvil durante las maniobrasde carga y descarga de la herramienta. Su parte interna esta diseada de tal forma quepermite un alojamiento para el pin de J impidiendo la carga no deseada del packer.

7. PortamordazasEs el dispositivo que aloja y permite la salida y regreso de las

mordazas de agarre del packer o empacadura durante las maniobras de carga ydescarga.

Las mordazas tienen pastillas de agarre las cuales estn recubiertas de carburo detungsteno y son las que se agarran fuertemente al casing. Las pastillas estn

posicionadas de tal forma que permiten mover el packerhacia arriba, mas no haciaabajo. Tiene agujeros que comunican el anular con el mecanismo interno del packer,esto permite el flujo y la transmisin de presiones a travs de este Activacin depistones-

8. PortagomasEs una camisa que permite la colocacin libre de las gomas. Las gomasusadas son elastmeros, de diferentes durezas, cuya seleccin depender de lascondiciones de profundidad y temperatura del la zona a ubicar al packer dentro delpozo. Tiene anillos calibradores que protegen las gomas de la friccin con el casing. Elanillo calibrador inferior tiene hilos interiores que permiten la unin con la camisa deunin. Existe luz entre la parte interna de este y el mandril del packer, lo cual permite elflujo interior y la transmisin de presiones durante los trabajos de fractura.

9. PortapistonesEs un dispositivo que aloja a los pistones o holddowns los que unavez activados, convierten al packer en una herramienta de doble agarre.

Los pistones son elementos sujetadores del packer, se activan una vez iniciado el flujode fluido lquido a presin. Se agarran fuertemente al casing gracias a la posicin de un

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conjunto de pastillas colocadas en su superficie, impidiendo que el packer se desplacehacia arriba. La parte inferior del cuerpo permite la unin con el anillo calibradorsuperior de las gomas y con la camisa porta gomas.

10. AlojamientodeCamisa BalanceadoraEste dispositivo permite el recorrido libre de la camisa balanceadora una vez que elsistema se ha presurizado. La Camisa Balanceadora permite sostener la presin desde

abajo independientemente del peso de la tubera. Sobre este se encuentra ubicado elasiento para el sello de la vlvula igualizadora de presiones la cual cierra al cargar elPacker y abre tensionando la tubera.

11. Vlvula igualizadora de presionesEs del tipo telescpica. Abierta, garantiza la igualizacin de presiones del packer y delanular. Consta de 2 componentes: el Porta Sello y el Asiento del Sello.

Esta vlvula se cierra una vez cargado el Packer, pues el porta sello se mueveconjuntamente con la tubera. Cerrada la vlvula se genera una hermeticidad dentro delpacker, lo cual asegura el funcionamiento de los pistones y de la Camisa balanceadora.

12. Cabezal del packerPermite la unin del packer con la tubera de maniobras para transmitir el movimientode la tubera (arriba, abajo, giro) a los dispositivos cuya funcin dependen de estosmovimientos (mandril, pin de jota, vlvula igualizadora). En su parte interior va

enroscado el mandril del Packer, adems de la tuerca porta sello.

Problemas y Consideraciones en los Packers o Empacaduras de Pozos de Petroleo.Asentamiento Prematuro antes de la Profundidad IndicadaDurante el viaje hacia el fondo del pozo, este se ancla a una profundidad no deseada en formainesperada, antes de llegar al objetivo, forzando a ejecutar un nuevo viaje.No Asentamiento en el Fondo a la Profundidad ProgramadaAl realizar las respectivas maniobras para asentar el packer (empacadura) a la profundidadacordada, este no asienta. En este caso es inevitable realizar un nuevo viaje.Asentamiento en Collares del Casing con el Subsecuente LiqueoLa profundidad a la que se asienta el packer coincide con un collar, el packer no sella bien y seproduce el subsiguiente liqueo.Descarga Prematura despus de haber sido asentados

Una vez concluidas las operaciones de fijado del packer o empacadura y, antes o durante lostrabajos de fractura o vida productiva del pozo (Packer o empacadura de produccin), el packerse desasienta produciendo una comunicacin no deseada entre zonas y obligando a realizar unnuevo viaje, o a llevar un equipo de Servicio de pozos para un nuevo trabajo de mantenimientoal pozo.Remordimiento de los Packers cuando se quiere descargar y sacar la tuberaCuando se quiere descargar el packer para continuar con el trabajo de reacondicionamiento,estos no aflojan obligando a realizar operaciones especiales de pesca que retardan y elevan elcosto de los trabajos. Las dos principales causas para que esto suceda son corrosin y escala.Prueba de hermeticidad negativa o cada repentina de presinDurante los trabajos de prueba de tapones o fracturamiento, la presin cae a cero osimplemente no levanta, lo cual se debe a fallas en los orings de sellado de los pistones, hayque sacar el packer e intentar corregir el problema, lo cual eleva el costo del trabajo.Packer atrancndose en el viaje hacia abajo o saliendo (cuando es hacia abajo se debevolver a sacar)Normalmente las mordazas del packer se desanclan parcialmente lo cual hace que este vayaatrancndose durante el viaje, puede ser tambin escala y/o corrosin que est produciendoeste efecto.Asentamiento con menor valor de presin y/o peso al rango recomendadoLo cual no tiene incidencia negativa sobre la operacin.Asentamiento con mayor presin y/o peso al rango recomendadoLos mecanismos del packer a veces pueden estar un tanto remordidos , obligando a utilizarvalores mayores a los estndares para completar con xito la operacin de asentamiento. Notiene incidencia negativa sobre las maniobras.Casing colapsado

Se produce el atrapamiento de los packers bajo la zona colapsada

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