UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL -...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DESCRIPTIVO DEL SISTEMA DE PACKERS O

EMPACADURAS PARA COMPLETACIONES DE POZOS

PRODUCTORES DE CRUDO EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN

PETRÓLEOS

Autor: Alvaro Santiago Aguilar Ayala

Director: Ing. Fausto Ramos Aguirre

Quito, diciembre de 2014

ii

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

iii

DECLARACIÓN

Yo ALVARO SANTIAGO AGUILAR AYALA, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________

Santiago Aguilar Ayala

C.I. 171732789-2

iv

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis Descriptivo del

Sistema de Packers o Empacaduras para Completaciones de Pozos

Productores de Crudo en el Oriente Ecuatoriano”, que, para aspirar al título

de Tecnólogo/a de Petróleos fue desarrollado por Alvaro Santiago Aguilar

Ayala, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

Ing. Fausto Ramos Aguirre

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 170513410-2

v

DEDICATORIA

A mi Mamá Lic. Fabiola Ayala, por todo el esfuerzo que ha realizado para que

logre culminar esta etapa muy importante de mi vida con éxito, por su ejemplo,

su apoyo, su trabajo, sus fuerzas, su generosidad y su confianza, por ser la

persona más importante en mi existencia. Te agradezco mucho Mami Adorada.

A mi querido Hermano Henry, por ser mi segundo Papá que siempre está a mi

lado apoyándome incondicionalmente, regalándome su cariño y sus fuerzas

que me dan aliento para cumplir con mis metas. A mi Papi Gadul que con su

compañía, sus consejos y su amor seguí hacia adelante forjando mi futuro.

A mis hijos Damián y Jeshua que con su inocencia, su amor me Bendicen la

vida, A Susana, por darme su cariño, apoyo, amor, y estar todos estos años

como una persona especial en mi vida. A Gaby por permitirme disfrutar de mi

hija Abigail y a mis Abuelitas Fidelina, Rebeca, Mariana; que me criaron y que

desde el cielo me guían, me cuidan, me bendicen.

ALVARO SANTIAGO AGUILAR AYALA

vi

AGRADECIMIENTO

Doy gracias a Dios por su bendición, por darme la oportunidad de vida, por la

fortaleza, salud, fe, sabiduría y todos los conocimientos adquiridos durante

estos años. A toda mi familia por la fuerza, los consejos y los valores que me

infundieron para ser un hombre valeroso. A la Empresa Baker Hughes, por

haberme prestado todas las facilidades para desarrollar el presente trabajo

investigativo, por abrirme las puertas y entregarme su valiosa información. Mis

sinceros agradecimientos al Tlg. Hernán Pino, por dedicarme su ayuda

desinteresada, por brindarme todas las disposiciones para desarrollar el

presente trabajo. Al Ingeniero Fausto Ramos Aguirre, por todas sus

enseñanzas, por su apoyo y supervisión, para lograr que este proyecto, salga

adelante y culmine con éxito. A los Ingenieros de la Universidad Tecnológica

Equinoccial que con su experiencia me enseñaron la materia ideal para

desarrollar este trabajo. A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por darme la

enseñanza que se necesita en la vida profesional.

ALVARO SANTIAGO AGUILAR AYALA

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

DECLARACIÓN III

CERTIFICACIÓN IV

DEDICATORIA V

AGRADECIMIENTO VI

ÍNDICE DE CONTENIDOS VII

ÍNDICE DE TABLAS XII

ÍNDICE DE FIGURAS XIII

RESUMEN XVI

SUMMARY XVIII

CAPÍTULO I 1

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2

1.2. OBJETIVOS DEL ANÁLISIS 3

1.2.1. OBJETIVO GENERAL 3

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3

1.3. JUSTIFICACIÓN 4

1.4. METODOLOGÍA 4

CAPÍTULO II 5

2. MARCO TEÓRICO 5

2.1. COMPLETACIÓN DE POZOS PRODUCTORES DE CRUDO 5

2.1.1. EQUIPO DE COMPLETACIÓN 7

2.1.1.1. El Christmas Tree o Xmas Tree 7

2.1.1.2. Tubing 8

2.1.1.3. Packer o Empacadura 10

2.1.1.4. Landing Nipples 11

2.1.1.5. Válvulas de Seguridad 12

2.1.1.6. Válvula de Circulación (SSD: Sliding Side Door). 14

2.1.2. TIPOS DE COMPLETACIÓN 14

2.2. DEFINICIÓN DE PACKER O EMPACADURA PARA POZOS

PRODUCTORES DE CRUDO 15

2.2.1. FUNCIONES DE LAS EMPACADURAS 16

2.2.2. COMPONENTES DEL PACKER O EMPACADURA 18

2.2.3. CONDICIONES PARA SELECCIONAR PACKERS 20

2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS PACKERS SEGÚN BAKER HUGHES. 22

viii

2.3.1. PERMANENTES 22

2.3.2. RECUPERABLES 23

2.4. EMPACADURAS PERMANENTES 24

2.4.1. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE “D” 24

2.4.1.1. Empacadura de Producción Modelo "D" 24

2.4.1.3. Empacadura de Producción Modelo "DA" 25

2.4.2. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE “F” 26

2.4.2.1. Empacadura de Producción Modelo "F-1" 26

2.4.2.2. Empacadura de Producción Modelo "FA-1" 27

2.4.2.3. Empacadura de Producción Modelo "FB-3" 28

2.4.3. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE "HE" 29

2.4.3.1. Empacadura de Producción Modelo "HE" 29

2.4.3.2. Empacadura de Producción Modelo "HEA" 30

2.4.4. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE "SB" 30

2.2.4.1. Empacadura de Producción “Hydro-Set” Modelo "SB-3" 30

2.2.4.2. Empacadura de Producción “Hydro-set” Modelos: "SAB-3" /

"SABL-3" 32

2.2.4.3. Empacadura de Producción de Asentamiento Hidráulico Sin

Movimiento Descendente Modelo "SABLT" 33

2.4.5. EMPACADURA PERMANENTE DE WHIPSTOCK MODELO

“TORQUEMASTER” 35

2.4.5.1. Empacadura de Producción Modelo “Torquemaster” Empacadura

“Whipstock” 35

2.5. EMPACADURAS RECUPERABLES 36

2.5.1. EMPACADURAS DE DIÁMETRO INTERNO PULIDO “SEAL BORE” 36

2.5.1.1. Empacadura Recuperable Lok-Set Modelo "Retrieva-DB" 36

2.5.1.2. Empacadura Recuperable Modelo "SC-2P" 37

2.5.2. HIDRÁULICAS, ASENTADAS CON TUBERÍA - DE UN SÓLO VIAJE

38

2.5.2.1. Empacadura Modelo "SC-2PAH" 38

2.5.2.2. Empacadura Modelo "HP-1AH" 39

2.5.2.3. Empacadura Recuperable Modelo "HP/HT" 40

2.5.2.4. Empacadura Hidráulica "Iso-Pak" de Sarta Sencilla de la Serie

Horizonte 41

2.5.3. EMPACADURAS RECUPERABLES PARA UNA SOLA SARTA 43

2.5.3.1. Resumen de los Tipos de Empacaduras Recuperables para Una

Sola Sarta (Sarta Sencilla) 43

2.5.3.2. Empacadura Mecánica Tipo Copa con Sub Descargador de

Tensión "W-1" 44

2.5.3.4. Empacadura Baker de Tensión Modelo “CT” (Coil Tubing) 45

2.5.3.5. Empacadura Invertible de Agarre Sencillo Modelo "C-1" 47

ix

2.5.3.5. Empacadura de Tensión en Tándem Modelo “C-1” con

Descargador 48

2.5.4. EMPACADURAS RECUPERABLES DE COMPRENSIÓN 49

2.5.4.1. Empacadura Recuperable Modelo "G" 49

2.5.4.2. Empacadura de Compresión del Tipo Snap-Set Modelo "AR-1" 50

2.5.4.3. Empacadura de Compresión del tipo Snap-Set Modelo "AR-1"

Con Pistones Hold Down 51

2.5.4.4. Empacadura del Tipo Snap-Set de Agarre Sencillo Modelo "MR-

1" 51

2.5.4.5. Empacadura Recuperable de Simple Agarre Modelo "R-3" 52

2.5.4.6. Empacadura Recuperable de Doble Agarre Modelo "R-3" 53

2.5.5. EMPACADURAS NEUTRAS ASENTADAS POR TENSIÓN Y

COMPRESIÓN 54

2.5.5.1. Empacadura Recuperables Lok - Set Modelo "A-3" 54

2.5.5.2. Empacadura de Sello Térmico Lok - Set Modelo "C-2" 55

2.5.5.3. Empacadura Recuperable Modelo "J-Lok" 56

2.5.5.4. Empacadura Recuperable de Sarta Sencilla de Asentamiento

Mecánico Modelo “M” de la Serie Reliant 57

2.5.5.5. Empacadura Hornet 58


con Guaya Modelo “WL” de la Serie Reliant 59

2.5.6. DE TORQUE 60

2.5.6.1. Empacadura Térmica Modelo "MJS" 60

2.5.7. EMPACADURAS HIDRÁULICAS E HIDROSTÁTICAS 61

2.5.7.1. Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla de Doble Agarre

Modelo "FH" 61

2.5.7.2. Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla con Diámetro

Amplio Modelo “FHL” 62

2.5.7.3. Empacadura Hidrostática Selectiva para Sarta Sencilla de Doble

agarre Modelo "FHS-1" 63


Hidráulico Modelo “HS” de la Serie Ventaja 64


Hidráulico Selectivo Modelo “HS-S” de la Serie Ventaja 67

2.5.7.6. Empacadura de Producción Removible Premier 69

2.5.8. EMPACADURAS DE MULTIPLES SARTAS RECUPERABLES 71

2.5.9. EMPACADURAS MECÁNICAS 72

2.5.9.1. Empacadura Dual “Snap - Set” de Agarre Sencillo Modelo “J” 72

2.5.9.2. Empacadura “Snap-Set” de Doble Agarre Modelo "K" 73

2.5.10. EMPACADURAS HIDRÁULICAS 74

2.5.10.1. Empacadura para Bombas Sumergibles de Sellos Gemelos

"Twin Seal" 74

x

2.5.10.2. Empacadura Hidráulica Recuperable para Bomba

Electrosumergible Modelo "D-ESP" 75

2.5.10.3. Empacadura Recuperable de Sarta Dual Modelo "GT" 76

2.5.10.4. Empacadura Recuperable Selectiva de Sarta Dual Modelo “GT-

S” 80

2.5.11. EMPACADURAS HIDRÁULICA / HIDROSTÁTICA 81

2.5.11.1. Empacadura Dual Hidrostática de Doble Agarre Modelo "A-5" 81

CAPÍTULO III 83

3. METODOLOGÍA 83

3.1. ASENTAMIENTO DEL PACKER 83

3.1.1. PARA PACKER RECUPERABLE 83

3.1.2. PARA PACKER PERMANENTE 84

3.1.3. SENTADO Y TESTING 85

3.1.3.1. Test de presión 85

3.2. HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO Y CONEXIÓN 85

3.2.1. ANCLA PARA EMPACADURA “WHIPSTOCK” MODELO

“TORQUEMASTER” 85

3.2.2. HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO PARA EMPACADURAS DE

DIÁMETRO INTERNO PULIDO “SEAL BORE” 86

3.2.2.1. Hoja Resumen de Referencia Rápida para Herramientas de

Asentamiento para Empacaduras Permanentes 86

3.3. HERRAMIENTAS DE LÍNEA ELÉCTRICA (WIRELINE) 88

3.3.1. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO DE PRESIÓN ACTUADA

CON LÍNEA ELÉCTRICA MODELO “E-4” 88

3.3.2. KIT ADAPTADOR DE LINEA ELECTRICA MODELO "B" 92

3.3.3. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO DE PRESION PARA ALTAS

TEMPERATURAS ACTUADA CON LINEA ELECTRICA MODELO "L" 93

3.4. HERRAMIENTAS TRANSPORTADAS EN TUBERÍA 98

3.4.2. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO HIDRÁULICO MODELO "B-2"

102

3.4.3. KIT ADAPTADOR HIDRAULICO MODELO “B-2” 103

3.4.4. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO MODELO "BH" 104

3.4.5. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO MODELO "BHH" 105

3.5. HERRAMIENTAS DE PESCA DE DIÁMETRO INTERNO PULIDO “SEAL

BORE PARA EMPACADURAS QUE NECESITAN HERRAMIENTAS DE

ASENTAMIENTO 106

3.5.1. HERRAMIENTA DE RECUPERACION PARA EMPACADURA

MODELO RETRIEVA-D 106

3.5.2. HERRAMIENTA DE RECUPERACION PARA EMPACADURAS

MODELO “A” RETRIEVA-D 106

3.5.3. HERRAMIENTA DE RECUPERACION MODELO "S-1" 107

3.6. HIDRÁULICAS, ASENTADAS CON TUBERÍA DE UN SÓLO VIAJE 108

xi

3.6.1. HERRAMIENTA DE CORRIDA PARA EMPACADURA ISO-PAK

TAMAÑO 47 108

3.6.2. HERRAMIENTA DE RECUPERACION MODELO "A" PARA

EMPACADURA HIDRAULICA ISO-PAK DE SARTA SENCILLA 108

3.7. ACCESORIOS DE EMPACADURAS RECUPERABLES 109

3.7.1. ACCESORIOS DE SELLO DE TUBERÍA A EMPACADURA 109

3.7.1.1. Niple de Sellos “Snap-Latch” Modelo "S" 109

3.7.1.2. Niple de Sellos Paralelo con Ancla Modelo "K" (Model “K”

Parallel Anchor Seal Nippe) 110

3.7.1.3. Conector Sellante “On-Off” Modelos "L-10" y "R-10" 111

3.7.2. VÁLVULAS ACTIVADAS MECÁNICAMENTE 114

3.7.2.1. Válvula de Cierre de Doble Paso Modelo "B" 114

3.7.2.2. Junta de Descarga Modelo "U-1" 115

3.7.2.3. Válvula Diferencial Desplazamiento Modelo "E" 115

3.7.3. DISPOSITIVOS DE EXPANSIÓN DE LA TUBERÍA 116

3.7.3.1. Junta de Expansión Modelo "E" 116

3.7.3.2. “Sub” de “Swivel” Telescópico (Telescoping Swivel Sub) 117

3.7.3.2. Junta Ajustable con Seguro Rotacional (Baker Adjustable Sub

With Rotational Lock) 117

3.7.4. DISPOSITIVOS DE TAPONAMIENTO 118

3.7.4.2. Junta de Presión “Hydro-Trip” Modelo "E" 119

3.7.4.3. Junta de Presión “Hydro-Trip” con Liberación Suave Modelo "E"

119

3.8. MATERIAL DE REFERENCIA DE EMPACADURAS PERMANENTES 120

3.8.1. MÉTODO DE PRUEBA DE LABORATORIO DEL SISTEMAS DE

EMPACADURAS PERMANENTES 120

3.8.1.1. Capacidades de Prueba 121

3.8.1.2. Diseño del Programa de Prueba 123

3.9. ESTANDARIZACIÓN DE EMPACADURAS RECUPERABLES 126

3.9.1. MÉTODO DE ESTANDARIZACIÓN DE EMPACADURAS

RECUPERABLES DE SARTA SENCILLA 126

3.9.1.1. Empacadura Modelo "AD-1" 126

3.9.1.2. Empacadura de Doble Agarre Modelo "R-3" 127

3.9.1.3. Empacadura "Lok-Set" Modelo "A-3" 127

3.9.1.4. Empacadura de Asentamiento Hidrostático Modelo "FH" 128

3.10. CONSEJOS PARA EL DISEÑO DE COMPLETACIONES DUALES Y

PARA ASENTAR EMPACADURAS DUALES 129

CAPITULO IV 134

4. PROBLEMAS Y SOLUCIONES 134

4.1. RECUPERACIÓN DEL PACKER 134

4.2. FIJADO ACCIDENTAL DEL PACKER 136

4.2.1. COMPLETACIÓN SIMPLE 136

xii

4.2.2. COMPLETACIÓN DUAL 137

4.3. ESFUERZOS SOBRE EL PACKER 137

4.3.1. EFECTO DE LA PRESIÓN INTERNA/EXTERNA 138

4.7. CÁLCULOS HIDRÁULICOS Y MATERIALES DE REFERENCIA DE

LA"R-3” 141

4.4.1. ÁREAS DE LA EMPACADURA "R-3" 146

4.4.2. APÉNDICE DE LAS ÁREAS DE LA R-3 147

4.4.3. "R-3" - LAS TRES R 148

4.4.3.1. Problema #1: Condiciones de Presión, Profundidad y

Condiciones de Asentamiento 149

4.4.3.2. Problema #2: Descargado, Pistones y Camisa de Balance 154

4.4.3.3. Problema #3: Tubería Pequeña, Revestimiento Grande y Pandeo

Mecánico 158

CAPÍTULO V 163

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 163

5.1. CONCLUSIONES 163

5.2. RECOMENDACIONES 164

BIBLIOGRAFÍA 165

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1: Tamaño, Material, Temperatura, Presión de los Packers 34

Tabla 2: Empacaduras Recuperables para una sola sarta 43

Tabla 3: Resumen de Empacaduras para Múltiples Sartas 71

Tabla 4: Método de Asentamiento de las Empacaduras Múltiples 72

Tabla 5: Tamaño del material de la Empacadura AD-1 126

Tabla 6: Tamaño del material de la Empacadura R-3 127

Tabla 7: Tamaño del material de la Empacadura A-3 127

Tabla 8: Tamaño del material de la Empacadura FH 128

Tabla 9: Tamaño de Aros de Corte 128

Tabla 10: Roscas “Crossovers” 129

Tabla 11: Tamaño de la Empacadura para su cálculo 147

Tabla 12: Cálculos de Pago 1º y 2º 151

Tabla 13: Cálculo del Paso 3º 152

Tabla 14: Cálculo del Paso 3B 152

Tabla 15: Cálculo Empacadura “G” vs “R-3” 156

Tabla 16: Cálculo de la "R-3" de Agarre Sencillo vs "R-3" Doble Agarre 157

xiii

Tabla 17: Cálculo de 2-3/8” vs 2-7/8” 160

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1: Baleo del Casing 6

Figura 2: Christmas tree o Xmas tree 7

Figura 3: Componentes Christmas tree o Xmas tree 8

Figura 4: Tubing 10

Figura 5: Packer para anclaje del Tubing 11

Figura 6: Landing Nipples 12

Figura 7: Válvula de Control desde superficie SCSSV 13

Figura 8: Válvulas de Control en el Pozo SSCSV 14

Figura 9: Válvula de Circulación SSD 14

Figura 10: Completación Selectiva Doble 15

Figura 11: Packer o Empacadura 18

Figura 12: Componentes del Packer 19

Figura 13: Componentes de una Empacadura 20

Figura 14: Sistema para validar Packers 22

Figura 15: Tipos de Packers 23

Figura 16: Empacadura de Producción Modelo “D” 24

Figura 17: Empacadura de Producción Modelo “DB” 25

Figura 18: Empacadura de Producción Modelo “DA” 26

Figura 19: Empacadura de Producción Modelo “F-1” 27

Figura 20: Empacadura de Producción Modelo “FA-1” 28

Figura 21: Empacadura de Producción Modelo “FB-3” 29

Figura 22: Empacadura de Producción Modelo “HE” 29

Figura 23: Empacadura de Producción Modelo “HEA” 30

Figura 24: Empacadura de Producción Hydro-Set Modelo “SB3” 31

Figura 25: Empacadura de Producción Hydro-Set Modelo “SAB-3” / SABL-3 32

Figura 26: Empacadura de Producción de asentamiento Hidráulico sin

movimiento descendente Modelo “SABLT” 33

Figura 27: Empacadura de Producción Modelo “Torquemaster” Empacadura

“Whipstock” 35

Figura 28: Empacadura Recuperable 36

Figura 29: Empacadura Recuperable Lok – Set Modelo “Retrieva - BD” 37

Figura 30: Empacadura Recuperable Modelo “SC-2P” 38

Figura 31: Empacadura Modelo “SC-2PAH” 39

Figura 32: Empacadura Modelo “HP-1AH” 40

xiv

Figura 33: Empacadura Recuperable Modelo “HP/HT” 41

Figura 34: Empacadura Hidráulica “Iso-Pak” de Sarta Sencilla de la Serie

Horizonte 42

Figura 35: Empacadura Tipo Copa con Sub Descargador de Tensión Modelo

“W-1” 44

Figura 36: Empacadura de Tensión Modelo “AD-1” 45

Figura 37: Empacadura Baker de Tensión Modelo “CT” (Coil Tubing) 47

Figura 38: Empacadura Invertible Agarre Sencillo Modelo “C-1” 48

Figura 39: Empacadura de Tensión en Tándem Modelo “C-1”con descargador

49

Figura 40: Empacadura Recuperable Modelo “G” 50

Figura 41: Empacadura del Tipo Snap-Set Modelo “AR-1” 50

Figura 42: Empacadura de Compresión del Tipo Snap-Set Modelo “AR-1” con

Pistones Hold Down 51

Figura 43: Empacadura del Tipo Snap-Set de Doble Agarre Modelo “MR-1” 52

Figura 44: Empacadura Recuperable de Simple Agarre Modelo “R-3” 53

Figura 45: Empacadura Recuperable de Doble Agarre Modelo “R-3” 53

Figura 46: Empacadura Recuperable Lok-Set Modelo “A-3” 55

Figura 47: Empacadura de Sello Térmico Lok-Set Modelo “C-2” 56

Figura 48: Empacadura Recuperable Modelo “J-Lok” 57

Figura 49: Empacadura Recuperable de Sarta Sencilla de Asentamiento

Mecánico Modelo “M” de la Serie Reliant 58

Figura 50: Empacadura Hornet 59

Figura 51: Empacadura Recuperable de Sarta Sencilla de Asentamiento con

Guaya Modelo”WL” de la Serie Reliant 60

Figura 52: Empacadura Térmica Modelo ”MJS” 61

Figura 53: Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla de Doble Agarre

Modelo “FHL” 62

Figura 54: Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla con Diámetro Amplio

Modelo “FHL” 63

Figura 55: Empacadura Hidrostática Selectiva para Sarta Sencilla de Doble

Agarre Modelo “FHS-1” 64


Hidráulico Modelo “HS” de la Serie Ventaja 66

Figura 57: Gráfica de Rendimiento de la Empacadura “HS” 66


Hidráulico Selectivo Modelo “HS-S” de la Serie Ventaja 68

Figura 59: Gráfica de Rendimiento de la Empacadura “HS-S” 69

Figura 60: Empacadura de Producción Removible Premier 71

Figura 61: Empacadura Dual “Snap - Set” de Agarre Sencillo Modelo “J” 73

Figura 62: Empacadura “Snap - Set” de Doble Agarre Modelo “K” 73

Figura 63: Empacadura para Bombas Sumergibles de Sellos Gemelos “Twin

Seal” 75

xv

Figura 64: Empacadura Hidráulica Recuperable para Bombas

Electrosumergible Modelo “D - ESP” 76

Figura 65: Empacadura Recuperable de Sarta Dual Modelo “GT” 80

Figura 66: Empacadura Recuperable Selectiva de Sarta Dual Modelo “GT-S”81

Figura 67: Empacadura Dual de Doble Agarre Modelo “A - 5” 82

Figura 68: Ancla “Whipstock” Modelo “Torquemaster” 86

Figura 69: Herramienta de Asentamiento de Presión actuada con “Wireline”

Modelo “E-4” 92

Figura 70: Kit Adaptador de Línea Eléctrica Modelo “B” 93

Figura 71: Herramienta de Asentamiento Hidráulico Modelo “J” 100

Figura 72: Operación de la Herramienta de Asentamiento Hidráulico Modelo “J”

101

Figura 73: Herramienta de Asentamiento Hidráulico Modelo “B-2” 103

Figura 74: Kit Adaptador Hidráulico Modelo “B-2” 104

Figura 75: Herramienta de Asentamiento Modelo “BH” 104

Figura 76: Herramientas de Asentamiento Modelo “BHH” 105

Figura 77: Herramienta de Recuperación Empacadura Modelo Retrieva-D. 106

Figura 78: Herramienta de Recuperación Modelo “A” para Empacaduras

Modelo “A” Retrieva - D 107

Figura 79: Herramienta de Recuperación Modelo “S-1” 107

Figura 80: Herramienta de Corrida para Empacadura “Iso-Pak” Tamaño 47 108

Figura 81: Herramienta de Recuperación Modelo “A” para Empacadura

Hidráulica “Iso-Pak” de Sarta Sencilla 109

Figura 82: Niple de Sellos “Snap – Latch” Modelo “S” 110

Figura 83: Niple de Sellos Paralelo con Ancla Modelo “K” 110

Figura 84: Conector Sellante “On - Off” Modelos “L-10” Y “R-10” 112

Figura 85: Desconector de Tubería 113

Figura 86: Válvula de Cierre de Doble Paso Modelo “B” 114

Figura 87: Junta de Descarga Modelo “U-1” 115

Figura 88: Junta de Expansión Modelo “E” 116

Figura 89: Junta de Expansión Modelo “M” 116

Figura 90: “Sub” de “Swivel” Telescópico 117

Figura 91: Junta Ajustable con Seguro Rotacional 118

Figura 92: Guía de Entrada con Asiento de Bola Expulsable 118

Figura 93: Junta de Presión “Hydro - Trip” Modelo “E” 119

Figura 94: Junta de Presión “Hydro - Trip” con Liberación Suave Modelo “E”

120

Figura 95: Empacaduras T2-DSR en Grupo, Recuperables y de Sarta Dual.133

Figura 96: Recuperación del Packer 135

Figura 97: Esfuerzos sobre el Packer por Efecto de la Presión 139

Figura 98: Empacadura Modelo “R-3” de Doble Agarre 145

xvi

RESUMEN

En el presente trabajo descriptivo se investigó las características, beneficios y/o

ventajas, herramientas, asentamientos, conexiones de las Empacaduras o

Packers en pozos petroleros; al fin de realizar un procedimiento adecuado para

sellar, aislar, controlar el pozo y que se debe hacer, para que estas

empacaduras no fallen en subsuelo, cuando se está completando pozos

productores de crudo en el Oriente Ecuatoriano.

Al hacer una completación de pozos productores de crudo, es necesario citar

algunos tipos de completaciones, a las que se va a aplicar las Empacaduras;

que dependiendo del número de sartas en el pozo, la completación puede ser:

Simple, Doble y Selectiva.

Hablaremos de los usos de las Empacaduras, sus funciones, sus

componentes, sus condiciones para seleccionarlas, sus categorías principales

según la empresa de servicios petroleros Baker Hughes.

El Capítulo I hace referencia a la Información general de la tesis como la

Introducción, Planteamiento del Problema, Objetivo del Análisis, Justificación y

Metodología.

En el Capítulo II se define La Completación de Pozos Productores de Crudo,

sus Equipos y la Clasificación, Características, Beneficios, y Ventajas de los

Packers según Baker Hughes.

El Capítulo III nos describe El Asentamiento del Packer, sus tipos; ya sea para

Packers Recuperables y Permanentes; También nos indica las Herramientas

de Asentamiento, Conexión, Métodos de Pruebas de Laboratorio,

Estandarización de Empacaduras y los Consejos para el diseño de

Completaciones y para asentar Empacaduras o Packers.

xvii

En el Capítulo IV se enuncian los problemas de mayor relevancia, que se

presentan durante la Completación, Producción, Asentamiento de las

Empacaduras en los Pozos de Crudo.

Finalmente en el Capítulo V se presentan las Conclusiones y

Recomendaciones, que se han obtenido durante la realización de este Análisis

Descriptivo.

xviii

SUMMARY

In the Present descriptive work investigated the characteristics, benefits or

advantages, tools, settlements, connections of the gaskets or Packers in oil

wells; at the end of a suitable procedure to seal, isolate, control well and that it

should be, so these gaskets not fallen in the basement, when it is completing

wells producing crude oil in the Ecuadorian East.

Doing a producing oil well completion, it is necessary to cite some types of

completions, which will apply the gaskets; Depending on the number of strings

in the well, the completion can be: Simple, double and selective. Talk about

applications of the gaskets, its functions, its components, their conditions for

selection, their main categories according to the Baker Hughes oil services

company.

Chapter I refers to the general information of the thesis as the introduction,

approach the problem, purpose of the analysis, justification and methodology.

Chapter II defines the completion of wells producers of crude oil, their

equipment and the classification, features, benefits, and advantages of the

Packers according to Baker Hughes.

Chapter III describes the settlement of the Packer, their types; whether for

Packers recoverable and permanent; it also tells us settlement tools,

connection, laboratory methods of testing, standardization of gaskets and tips

for completions and design to seat gaskets or Packers.

Chapter IV sets out the problems of greatest relevance, which arise during the

completions, production, and settlement of the gaskets on oil wells.

Finally chapter V presents conclusions and recommendations, which have been

obtained during the conduct of this descriptive analysis.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera del Oriente Ecuatoriano, al terminar de perforar un

pozo, se debe planificar la completación del pozo; esto ya sea en pozos

verticales, horizontales, direccionales, superficiales, de profundidades medias y

muy profundas, de pozos con flujo natural y con levantamiento artificial, para

obtener un desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo. En

donde el Packer o Empacadura cumple un proceso muy importante e

indispensable para el correcto funcionamiento, ayudándonos a maximizar el

valor de los activos del petróleo y gas mediante la industrialización; siendo

eficiente el sistema de completación de pozos y producción de hidrocarburos;

como también reducir el capital y los gastos operativos en casos de

reacondicionamiento, control de la producción y pruebas que se hacen en

subsuelo del pozo de crudo.

Para las completaciones de pozos de crudo hay un sinfín de Packers o

Empacaduras; describiremos los que oferta la empresa Baker Hughes; que les

clasifica en dos grupos: Packers Permanentes y Packers Recuperables. Las

funciones a cumplir de los packers o empacaduras como parte de la

completación de pozos, las iremos desarrollando con el tema; pero unas de las

funciones más importantes que cumplen es la de aislar y controlar los fluidos

corrosivos que se encuentran en subsuelo y producir dos zonas petroleras

simultáneamente.

Desde 1940, se introdujo el primer empacador de completación de la industria,

en donde se ha establecido normas para la innovación y el rendimiento de la

tecnología del empacador. En 1955, se implantó el primer empacador de

producción recuperable del mundo, llamado de paso integral recuperable (Set

Up Packer), que resultó clave para explotar las reservas de petróleo en el Golfo

2

de México. En el 2001, el rendimiento del empacador permanente y las

conveniencias del empacador recuperable se combinaron con la introducción

del empacador Extraíble Premier.

En estos días, cuando los proyectos de investigación e ingeniería de

yacimientos petrolíferos empujan al borde de la tecnología de completación y

producción, se puede contar con las empacaduras (packers) para realizar de

forma fiable un mejor servicio de operación, rendimiento y valor; para ayudar a

compensar las demandas de completaciones de pozos de la actualidad, como

son los avances en cuatro áreas críticas: La Tecnología de Pozos en Aguas

Profundas, Aplicaciones de Alta Presión y Alta Temperatura Extremas (que

están entre los 40000 psi - 700ºF), La Optimización de las Producciones, y Las

Completaciones de Gran Diámetro; realizando una investigación en materiales,

fluidos, elastómeros, compuestos, y la electrónica; permitiendo un rápido

desarrollo de diseño de estas herramientas, como satisfacer las necesidades

de energía del mundo.

En esta tesis se plantea las características, beneficios y/o ventajas,

asentamiento y conexión de las empacaduras en pozos petroleros y el

procedimiento adecuando que se debe hacer, para que estas no fallen en

subsuelo, cuando se está completando pozos productores de crudo en el

Oriente Ecuatoriano.

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

¿Qué es y Para qué sirve un Packer?

¿Cuál es el procedimiento adecuado para que estos no fallen en el subsuelo

del pozo?

3

¿Cuáles son los Sistemas de Empacaduras que se usan según Baker Hughes

para las Completaciones de Pozos Productores de Crudo en el Oriente

Ecuatoriano?

¿Qué criterios de selección se deben tomar en consideración para determinar

la técnica más idónea y poder realizar una buena Completación y Producción

de Pozos Petroleros?

¿En qué consiste la Completación de Pozos Petroleros?

1.2. OBJETIVOS DEL ANÁLISIS

1.2.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar los Sistemas de Empacaduras (Packers) que se utilizan en las

Completaciones de pozos productores de petróleo en el Oriente Ecuatoriano;

especialmente ofertados por la Empresa de Servicios Baker Hughes.

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Investigar sobre cada uno de los Sistemas de Empacaduras (Packers) que

se utilizan en las Completaciones de Pozos Productores de Petróleo en el

Oriente Ecuatoriano, ofertados por la Empresa de Servicios Baker Hughes.

Describir que es y para qué sirve un Packer.

Determinar las condiciones y características que permitan la selección

adecuada de un packer para una optima Completación de Pozos

Productores de Petróleo en el Oriente Ecuatoriano.

4

Conocer las características, beneficios y/o ventajas, su asentamiento y

conexión de las empacaduras recuperables y permanentes; que se utilizan

para Pozos Productores de Petróleo en el Oriente Ecuatoriano, ofertados

por la Empresa de Servicios Baker Hughes.

1.3. JUSTIFICACIÓN

Este trabajo de titulación nos permitirá conocer básicamente las características,

beneficios o ventajas, su asentamiento, su conexión y la aplicación adecuada

de las empacaduras o packers en el momento de completar los pozos

productores de petróleo; para poder evitar pérdidas económicas, para la

compañía del pozo y la compañía de servicios petroleros; ya que una mala

instalación o selección del Packer causaría un gran problema en la producción

de hidrocarburos, sin poder controlar bien los fluidos corrosivos, altas

presiones, altas temperaturas, dentro del Pozo o subsuelo del pozo;

contribuyendo así una adecuada Completación de los Pozos Productores de

Crudo en el Oriente Ecuatoriano.

1.4. METODOLOGÍA

La Metodología utilizada fue de tipo deductiva, ya que se recolectó datos en el

campo con expertos al tema, se consultó a docentes de la universidad, se

revisó archivos; para la elaboración del análisis, con el hecho de describir los

Sistemas de Empacaduras (Packers) que se utilizan en las Completaciones de

pozos productores de petróleo en el Oriente Ecuatoriano; especialmente

ofertados por la Empresa de Servicios Baker Hughes.

5

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. COMPLETACIÓN DE POZOS PRODUCTORES DE CRUDO

Conocemos que al final de la fase de la perforación, el pozo generalmente

queda con el casing cementado externamente, taponado en el fondo y lleno

con un fluido (lodo); cuya densidad es igual a la densidad usada en la última

sección del pozo. La siguiente fase, llamada "completación", consiste en

preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma continua, segura y

controlable (producción).

En esta fase de completación, un equipamiento especial será bajado al pozo:

Un packer para aislar la zona de producción y para proteger el casing.

Un tubing para enviar el hidrocarburo a superficie.

Un colgador (hanger) para enganchar y soportar el tubing.

Válvula de circulación, válvula de seguridad, etc.

Para alcanzar la fase de producción adicionalmente, será necesario:

Balear el casing de acuerdo a los niveles productivos y

Reemplazar el Preventor de reventones (BOP) con un árbol de

producción (Christmas tree).

6

Figura 1: Baleo del Casing

Fuente: EniCorporate University (2005)

Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo con

una serie de barreras; cuya función es la de prevenir las pérdidas

incontrolables de hidrocarburos:

Una barrera hidráulica creada por el lodo de perforación.

Diferentes barreras mecánicas compuesta de varios casings y el

Preventor de reventones (BOP) instalado sobre la cabeza del pozo.

Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es protegida

con el tubing; para tener la producción de hidrocarburos del pozo bajo

condiciones seguras.

Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas durante la

perforación, serán reemplazadas por una serie de barreras finales las cuales

quedarán en el pozo durante toda la vida productiva del pozo.

Baleo del

casing

Baleo del

casing

Árbol de

producción

7

2.1.1. EQUIPO DE COMPLETACIÓN

2.1.1.1. El Christmas Tree o Xmas Tree

Controla el flujo y está compuesto de una serie de válvulas (manual o actuante)

que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, la

seguridad es garantizada por los Preventores de reventones (BOPs).

El Xmas tree debe tener siempre un diámetro interno tal que garantice el pase

vertical de la BPV, la cual se instalará para asegurar el pozo, o se recuperará

para poner el pozo en producción.

Para la completación de doble sarta el Xmas tree es casi siempre del tipo de

bloque sólido, mientras que para la completación simple el Xmas tree puede

ser del tipo de block sólido, o compuesta de elementos que son bridados uno a

otro.

Figura 2: Christmas tree o Xmas tree


8

Figura 3: Componentes Christmas tree o Xmas tree


2.1.1.2. Tubing

El término "tubing" se entiende como aquella serie de tubos sin soldadura que

bajan al pozo enroscándose mecánica e hidráulicamente uno al otro hasta

llegar a la profundidad deseada. En practica, el tubing constituye la vía

obligada, desde el packer hasta el tubing hanger del Xmas tree, para conducir

al fluido producido por la formación a la superficie.

La selección y la instalación del tubing es una parte crucial del programa de

completación. Que debe garantizar la máxima performance del pozo en

términos de productividad y seguridad. Cuando se selecciona el tubing los

operadores deben tener en cuenta:

• Tipo de fluido (densidad, viscosidad etc.).

9

• Profundidad de la instalación.

• Valores máximos de presión y temperatura.

• Presión de formación.

• Caudal previsto.

• Presencia de componentes corrosivos, etc.

El tubing deberá por lo tanto estar dimensionado para sostener el peso de la

sarta y tener características tales de resistir a la máxima presión interna (burst)

y a la máxima presión externa esperada (collapse), considerando también los

esfuerzos compuestos.

En la industria del petróleo, el tubing es definido por:

• Diámetro.- De 1½" hasta 4 ½" de acuerdo a las normas API standards,

pero también 5", 5 ½", 7" y en algunos casos 9 5/8".

• Espesor.- Expresado en milímetros o pulgadas y relacionado al peso

lineal (kg/m o lbs/ft).

• Tipo de acero.- Las normas API standards antiguas que requerían acero

entre el H40 y P110 (donde el numero multiplicado por mil indica

directamente el límite mínimo de elasticidad expresado en psi) fue

ampliada con la introducción de aceros más resistentes, hasta el V 150.

Actualmente se encuentra en el mercado toda una serie de aceros con

aleaciones de diferentes porcentajes de cromo, para utilizarlos en

ambientes agresivos que contienen CO2 y H2S.

• Tipos de conexión.- Existen básicamente dos tipos de conexiones:

10

hilos y coples.

integral.

Ambos difieren por el modo de hacer el sellado hidráulico: sea por hilos o por

sello metal a metal. Dada las mismas características, las mejores performances

se obtienen con una (unión) junta integral y sello metal a metal; pero el costo es

obviamente mayor.

Para los tubings construidos en acero de alto contenido de cromo; donde es

necesario un tratamiento anti-galling, para los hilos es necesario instalar un

coupling con sello metal-metal.

Figura 4: Tubing


2.1.1.3. Packer o Empacadura

Asegura el anclaje del tubing, así como el aislamiento y protección del anular

de los fluidos de formación. Está equipado con cuñas para el sellado mecánico

en el casing y con jebes o caucho para el sellado hidráulico.

11

Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecánica o

hidráulicamente.

Figura 5: Packer para anclaje del Tubing

Fuente: D & L Oil Tools (2011)

2.1.1.4. Landing Nipples

Son niples con hilos de longitud entre 40 y 70 cm (o más largo, dependiendo

del diámetro) que esta insertado en la sarta de completación de la que llega a

ser una parte integral.

Están internamente formados para el alojamiento y el anclaje de los variados

tipos de equipamiento de control de flujo, bajándolos con wire line (línea de

alambre). El equipamiento de sellado hidráulico es garantizado por los sellos

especiales; que están fijados (sentados) en un área rectificada del landing

nipple.

La función de los landing nipples; es la de permitir la operación con wire line

(línea de alambre), y en especial pueden alojar anclajes específicos de

mandrils con herramientas especiales para:

12

• Realizar tests a los tubings y/o sentar packers.

• Posicionar tapones de fondo (tapones positivos) para excluir ciertos

niveles o para facilitar la operación de matar el pozo durante un workover

(tapones de circulación).

• Instalar válvulas de seguridad, Instalar reguladores de presión o bottom

chokes.

• Anclar colgadores de bomba para colgar registradores de presión de

fondo (memory gauge).

Figura 6: Landing Nipples


2.1.1.5. Válvulas de Seguridad

Las válvulas de seguridad (safety valves) son bajadas a una profundidad por lo

menos entre 50 - 100 metros. Su función es detener el flujo del pozo en caso

de una condición de emergencia.

13

Existen dos tipos de válvulas de seguridad (safety valves):

o Controlado desde la superficie (SCSSV: Surface controlled sub-surface

safety valves): Mediante presiones a través de una línea de control

(control line); posiblemente parte integral de la sarta de completación,

pueden ser de tipo recuperable por tubing o recuperable por wire line

(línea de alambre).

Figura 7: Válvula de Control desde superficie SCSSV


o Controlado en el pozo (SSCSV: Sub-surface controlled safety valves):

estos operan directamente por la condición del pozo (caudal o presión);

solo son recuperables por wire line (línea de alambre) en especiales

landing niples.

14

Figura 8: Válvulas de Control en el Pozo SSCSV


2.1.1.6. Válvula de Circulación (SSD: Sliding Side Door).

Esta es instalada en la sarta de completación, encima del packer (completación

simple) o entre dos packers (completación selectiva y/o múltiple); permiten la

circulación entre el interior y el exterior del tubing con el anular y es operada

por wireline (línea de alambre). No es elemento de seguridad.

Figura 9: Válvula de Circulación SSD


2.1.2. TIPOS DE COMPLETACIÓN

Dependiendo del número de sartas en el pozo, la completación puede ser:

15

Simple: el nivel o niveles son opuestos en producción a través de una sola

sarta.

Doble: dos niveles son opuestos en producción, cada nivel con sarta

propia.

Selectiva: varios niveles son opuestos en producción a través de la misma

sarta. La selectividad se lleva a cabo mediante operaciones de wireline.

Figura 10: Completación Selectiva Doble


2.2. DEFINICIÓN DE PACKER O EMPACADURA PARA POZOS

PRODUCTORES DE CRUDO

Un packer o empacadura es un sello, un dispositivo, una herramienta de fondo

del pozo de crudo; la cual hace obturación entre una sarta de tubería y otra, o

entre una sarta y las paredes del pozo.

16

Se la utilizada para proporcionar un sello entre la tubería de producción y el

revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos,

desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba.

La empacadura generalmente se considera la herramienta más importante del

pozo en la tubería de producción. Los tipos de empacaduras de completación

varían grandemente y están diseñadas para cubrir condiciones especificas del

pozo o del reservorio (sencillas o en configuración agrupada, con sartas

sencillas, duales o triples).

2.2.1. FUNCIONES DE LAS EMPACADURAS

Las Empacaduras de producción pueden tener varias funciones; entre estas

están:

Para probar zonas de producción simples o dobles.

Para cementaciones forzadas a presión.

Para la acidificación.

Para empacar con grava (control de arena).

Para la fracturación hidráulica de las formaciones.

Para probar la tubería de revestimientos y sus trabajos de cementación

tratando de detectar filtraciones por daño de la tubería, comunicación

entre arena por mala cementación.

Para completación de pozos; aislar zonas productoras y en caso de

completar en zonas con problemas de arena, se las usa junto con los

liners.

17

Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones

de alta producción o presiones de inyección.

Pero la principal función del packer es proteger al casing de la presión del pozo

y de los eventuales fluidos corrosivos. El packer asegura el sellado entre el

tubing (outside) y el casing (inside) para prevenir el movimiento del fluido al

anular, causado por la diferencia de presiones entre las áreas encima y debajo

del punto de fijación, durante toda la vida productiva del pozo.

Es parte de la sarta de completación y es instalado en la extremidad inferior y

puede ser utilizado sea para la completación definitiva del pozo que para la

completación temporal; tales como pruebas y/o estimulaciones.

En completaciones múltiples los packers separan dos o más zonas productivas

del mismo pozo. Salvo en situaciones y necesidades particulares, normalmente

se sientan sobre la zona baleada, a una distancia tal que el zapato de la cola

del tubo (si hay) este alrededor de los 20 metros encima del tope de los

perforados.

Los packers o empacaduras para pozos productores de crudo, son

utilizados en las siguientes condiciones: Control de Producción, Prueba de

Pozos, Protección de equipos, Reparación y estimulación de equipos, y

Seguridad.

Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones

de alta producción o presiones de inyección.

Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones

múltiples.

En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

18

Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el

empleo de un fluido sobre el packer (empacadura) en el espacio anular

entre la tubería y el casing de producción.

Figura 11: Packer o Empacadura


2.2.2. COMPONENTES DEL PACKER O EMPACADURA

El packer está esencialmente compuesto de cuatro elementos:

• El sistema de cuñas de anclaje al casing.

• Unidad de empaque - packing unit (sobre el casing).

• El packer bore receptacle (solo para packers permanentes).

19

• La conexión y sello del tubing.

Las cuñas y el packing unit, aseguran el anclaje y sellado con el casing;

mientras que el sello con el tubing se obtiene en el packer bore.

Figura 12: Componentes del Packer


20

Figura 13: Componentes de una Empacadura

Fuente: Baker Hughes (2010)

La conexión entre el packer y el tubing pueden ser de dos tipos:

• Fijo: con hilos superiores para packer recuperables, o con tubing anclable

para packers permanentes.

• Dinámico: con tubing locator (posicionador) para packer permanentes.

2.2.3. CONDICIONES PARA SELECCIONAR PACKERS

El desempeño exitoso de cualquier packer incluye reconocer que los efectos

combinados de la variación de la presión diferencial o fuerzas aplicadas, no

21

pueden ser considerados de forma independiente. La valoración de una

empacadura de producción en términos de presión diferencial; solo nos

describe los límites del rendimiento de los packers. Para medir con precisión y

comparar el rendimiento de varias empacaduras, se requiere una comprensión

de los efectos simultáneos de la presión diferencial y la carga axial.

Se ha desarrollado el primer medio de la industria para describir las

capacidades de rendimiento de un packer; se debe evaluar bajo todas las

condiciones de carga posible, con un sistema analítico que combina las

técnicas de estimulación numéricas sofisticadas, incluyendo el análisis de

elementos y partículas finitas, pruebas de laboratorio exhaustivas, la

verificación del o los campos y los modelos computacionales que se van a

utilizar; y a así poder validar que los packers recuperables y permanentes sean

compatibles con las exigencias de las Completaciones de hoy.

Debemos asegurar que todas las combinaciones de carga, caigan dentro de la

región formada por las curvas, esto confirma que el equipo es adecuado para

las condiciones de carga combinada. Esta área se denomina la "envolvente de

desempeño seguro"; en aquellos casos donde uno o más conjuntos de

condiciones caiga fuera de la envoltura de desempeño seguro, se denotaría la

carga negativamente afectando a la capacidad de los packers, desvaneciendo

su integridad de sellado; en cambio se puede impedir que la empacadura

funcione conforme a su diseño y se conserve completa bajo una presión dada.

Para aplicar esta tecnología, se utiliza una solución gráfica para proporcionar

una definición precisa y útil de la región de funcionamiento seguro de una

empacadura. Este sistema es conocido como PERFORM, que se utiliza para

validar packers recuperables y permanentes; estos sean compatibles con las

exigencias de las Completaciones críticas que existen.

22

Figura 14: Sistema para validar Packers


2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS PACKERS SEGÚN BAKER

HUGHES.

Los packers se dividen en dos categorías principales:

2.3.1. PERMANENTES

Diseñado para permanecer en el pozo durante mucho tiempo. Son utilizados

principalmente en la completación de pozos y donde se prevén estimulaciones

o esfuerzos particulares de la sarta. Una vez sentados, si es necesario operar

debajo, será necesario perforarlos.

23

2.3.2. RECUPERABLES

Diseñados para ser fácilmente recuperados del pozo. Son utilizados en

aplicaciones tales como cementaciones, fracturaciones o pruebas y son

recuperadas al término de la operación. Son utilizadas también como packer de

completación cuando se prevé trabajos de workover frecuentes o en

completaciones selectivas.

Figura 15: Tipos de Packers


24

2.4. EMPACADURAS PERMANENTES

2.4.1. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE “D”

2.4.1.1. Empacadura de Producción Modelo "D"

Características / Beneficios.

Aros de respaldo “interlock” de metal expandibles hacen contacto con el

revestidor creando una barrera contra la extrusión del elemento de

empaque, Dos cuñas circunferenciales opuestas.

El diámetro interno pulido acepta una variedad de ensambles tipo

localizador y de ancla con sellos, así como también tapones de

empacadura.

Guía opcional sirve de guía para conectar la tubería de cola, extensiones

pulidas y de fresado, Podría ser asentada con tubería o guaya,

Disponible en versión de diámetro interno alterno.

Figura 16: Empacadura de Producción Modelo “D”

Fuente: Baker Oil Tools (2010)

2.4.1.2. Empacadura de Producción Modelo "DB"


Modelo "D" con una guía, guía "B" para extensión de fresado o pulida.

25


casing creando una barrera contra la extrusión del elemento de

empaque.

Dos cuñas circunferenciales opuestas, El diámetro interno pulido acepta

una variedad de ensamblajes tipo localizador y de ancla con sellos, así

como también tapones de empacadura.

Podría ser asentada con tubería o guaya eléctrica, Disponible en versión

de diámetro interno alterno.

Figura 17: Empacadura de Producción Modelo “DB”


2.4.1.3. Empacadura de Producción Modelo "DA"


Versión de diámetro interno alterno de Modelo "D".

Este sello del diámetro interno “sealing bore” más grande admite

diámetros internos continuos mayores a través de los accesorios de

sellado.

Rango de presión más alto cuando se usa el diámetro interno alterno.


revestidor, creando una barrera contra la extrusión del elemento de

empaque.

26

Dos cuñas circunferenciales opuestas.

El diámetro interno pulido acepta una variedad de ensamblajes tipo

localizador y de ancla con sellos, así como también tapones de

empacadura.

Guía opcional sirve para conectar la tubería de cola, extensiones pulidas

y de fresado). Podría ser asentada con tubería o guaya.

Figura 18: Empacadura de Producción Modelo “DA”


2.4.2. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE “F”

2.4.2.1. Empacadura de Producción Modelo "F-1"


• Aros de respaldo “interlock” de metal expandibles hacen contacto con el


empaque.

• Dos cuñas circunferenciales opuestas.

• El diámetro interno pulido acepta una variedad de ensambles tipo

localizador y de ancla con sellos, así como también tapones.

27

• Guía opcional sirve para conectar la tubería de cola, extensiones pulidas

y de fresado.

• Puede ser asentada con tubería o con guaya eléctrica.

• Disponible en versión de diámetro interno alterno.

• Versión con diámetro interno mayor a la Modelo "D".

Figura 19: Empacadura de Producción Modelo “F-1”


2.4.2.2. Empacadura de Producción Modelo "FA-1"




empaque.

• Dos cuñas circunferenciales opuestas, El diámetro interno pulido acepta

una variedad de ensambles tipo localizador y de ancla con sellos, así

como también tapones de empacadura.

• Guía opcional sirve de guía para conectar tubería de cola, extensiones

pulidas y fresado.

28

• Podría ser asentada con tubería o guaya eléctrica, Versión de diámetro

interno alterno del Modelo “F-1”.

• El diámetro interno superior más grande permite que el diámetro interno

de la tubería se mantenga a través de la empacadura.

Figura 20: Empacadura de Producción Modelo “FA-1”


2.4.2.3. Empacadura de Producción Modelo "FB-3"


• La más larga apertura posible a través de la empacadura para

aplicaciones de alta presión.

• Podría ser asentada con tubería o guaya eléctrica.

• Su diseño único del elemento de empaque elimina la necesidad de aros

de alambrado en aplicaciones extremas.

• Conveniente para presiones de hasta 17,000 psi y temperaturas de

450°F.

• Cuerpo/guía de una sola pieza con conexión de rosca “premium” a la

extensión pulida.

29


revestidor creando una barrera contra la extrusión del elemento de

empaque, Dos cuñas circunferenciales opuestas.

Figura 21: Empacadura de Producción Modelo “FB-3”


2.4.3. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE "HE"

2.4.3.1. Empacadura de Producción Modelo "HE"


• Para ser usada en ambientes hostiles (H2S, C02, inhibidores) donde

pueden encontrarse diferenciales de presión muy alta.

• La máxima temperatura operativa es de 550 °F (288 °C), La diferencial

de presión operativa máxima es normalmente de 15000 psi.

• El sello de metal a metal elimina los sellos “O-Ring”, Incorpora todas las

otras características del RPP Modelo "D".

Figura 22: Empacadura de Producción Modelo “HE”


30

2.4.3.2. Empacadura de Producción Modelo "HEA"


• Variante de la versión de diámetro interno del Modelo "HE", Permite un

diámetro interno más amplio a través de los accesorios de sello, Rango

de presión mayor cuando se usa el diámetro interno alterno.

• Para ser utilizada en ambientes hostiles (H2S, CO2, inhibidores) en

donde pueden ser encontrados diferenciales de presión muy alta, La

máxima temperatura operativa es de 550 °F (288 °C).

• Diferencial máximo de presión operativa normalmente de 15,000 psi, El

sello de metal a metal elimina los sellos “oring”, Incorpora todas las otras

características del Modelo "D".

Figura 23: Empacadura de Producción Modelo “HEA”


2.4.4. EMPACADURAS PERMANENTES DE LA SERIE "SB"

2.2.4.1. Empacadura de Producción “Hydro-Set” Modelo "SB-3"


• Versión de la empacadura Modelo "D" de asentamiento hidráulico.

31



empaque.

• Dos cuñas circunferenciales opuestas, Disponible en versión de

diámetro interno alterno.

• El producto estándar viene con una guía "B" incorporada permitiendo la

conexión de la extensión para fresar u otra tubería de cola.

• Corrida y asentada en el ensamblaje de sellos de liberación por corte,

Modelo "D".

• Después del asentamiento sirve como un localizador de sellos.

• El asentamiento no requiere rotación o reciprocación, con lo cual se

elimina el problema de espaciado.

• Todos los “O-rings” están sostenidos por aros de respaldo para mejorar

la integridad del sello a largo plazo.

Figura 24: Empacadura de Producción Hydro-Set Modelo “SB3”


32

2.2.4.2. Empacadura de Producción “Hydro-set” Modelos: "SAB-3" /

"SABL-3"


• Versión con diámetro interno alterno de la empacadura Modelo "SB-3".

• El diámetro interno superior más grande le permite mantener el diámetro

interno de la tubería a través de la empacadura.



empaque.

• Dos cuñas circunferenciales opuestas.

• El producto estándar viene con una guía "B" incorporada permitiendo la

conexión de la extensión para fresar u otra tubería de cola.

• El asentamiento no requiere rotación o reciprocación con lo cual se

elimina el problema de espaciado.

• Todos los “O-Rings” están contenidos con aros de respaldo para mejorar

la integridad del sello a largo plazo.

Figura 25: Empacadura de Producción Hydro-Set Modelo “SAB-3” / SABL-3


33

2.2.4.3. Empacadura de Producción de Asentamiento Hidráulico Sin

Movimiento Descendente Modelo "SABLT"


• Esta empacadura es una descendiente y una adición de la altamente

exitosa empacadura, Modelo "SABL- 3".

• Construcción sólida angosta y sistema de elemento de empaque que

resiste al suabeo “swab-off” o limpieza.

• Puede ser corrida en completaciones en tándem donde las

empacaduras están muy cerca una de la otra.

• Ya que no hay movimiento del cuerpo durante el asentamiento, es ideal

en situaciones cuando se requiere introducir en el tope del liner o

espaciado con peso.

• La ubicación del pistón central maximiza el peso empleado en el sistema

del elemento de empaque y en las cuñas durante el asentamiento.

• Consiste en un sistema del elemento de empaque de tres piezas, Rango

de presión de 7500 psi.

• Conveniente para temperaturas hasta de 250 °F con un elemento de

empaque de durómetro 70°.

Figura 26: Empacadura de Producción de asentamiento Hidráulico sin movimiento descendente Modelo “SABLT”


34

Tabla 1: Tamaño, Material, Temperatura, Presión de los Packers

Tamaño del Packer Elemento Material / Dureza

Rango de temperatura Deg ºF

Ajuste Mínimo Presión PSI

82SAB40 x32 82SAB32 x25 82-32SB-3

70 Nitrilo duro 90 Nitrilo duro 95 Nitrilo duro

Ambiente - 300 ° F 275 ° F - 400 ° F Más de 400 ° F

3,000 psi 4,000 psi 4,000 psi

84SAB40x32 84SAB40x29 84SAB40x27 84-32SB-3


Ambiente - 300 ° F 275 ° F - 400 ° F Más de 400 ° F

3,000 psi 4,000 psi 4,000 psi

194SAB60x48 194SAB60x47 194SAB60x40 194SAB47x44 194SAB47x40 194SAB47x38 194SAB47x30 194-47SB-3 194-40SB-3 194-32SB-3

70 Nitrilo duro 80 Nitrilo duro 90 Nitrilo duro 95 Nitrilo duro

Ambiente - 300 ° F 275 ° F- 350 ° F 325 ° F - 400 ° F Más de 400 ° F

3,000 psi 3,000 psi 3,000 psi 3,000 psi

83SABL47x38 70 Nitrilo duro 90 Nitrilo duro

Ambiente -300 ° F 275 ° F - 400 °F

4,500 psi 4,500psi

83SABL47 x 39 70 Nitrilo duro 90 Nitrilo duro

Ambiente -300 ° F 275 ° F - 400 °F

5,000psi 5,000psi

85SABL47x39 85SABL47x38 85SABL47x36


Ambiente- 300 ° F 275 ° F - 400 ° F Más de 400 ° F

4,500 psi 4,500 psi 4,500 psi

194SABL75 x 60 194SABL73x 60 194-60SB-3

70 Nitrilo duro 80 Nitrilo duro 90 Nitrilo duro 95 Nitrilo duro

Ambiente - 300 ° F 275 ° F- 350 ° F 325 ° F - 400 ° F Más de 400 ° F

3,000 psi 3,000 psi 3,000 psi 3,000 psi


35

2.4.5. EMPACADURA PERMANENTE DE WHIPSTOCK MODELO “TORQUEMASTER”

2.4.5.1. Empacadura de Producción Modelo “Torquemaster” Empacadura

“Whipstock”


• Empacadura diseñada para orientar permanentemente un “whipstock”

para las operaciones de desvío o corte de ventana “window cutting” en el

revestidor, Diseño fuerte y resistente.

• Los "Cam-Cone" patentados y las Cuñas suministran hasta 20.000 pies-

lbs de torsión.

• No tiene componentes soldados, La llave de orientación y el “sub” o

substituto de sello tienen contacto completo con la superficie del

cojinete.

• Empacadura diseñada para un rango de taponeo de 7500 psi.

• La orientación es ajustable con una precisión de 3 grados.

• Sólo se requiere un estudio de la desviación de la verticalidad.

Figura 27: Empacadura de Producción Modelo “Torquemaster” Empacadura “Whipstock”


36

2.5. EMPACADURAS RECUPERABLES

Características:

• Empacaduras non seal bore, recuperables con la sarta de producción,

Disponibles con sistemas sin agarre, agarre sencilla, o con agarre doble,

Disponibles con sistemas de elemento de uno, dos, o tres piezas.

• Disponibles con sistemas de cuña tipo rocker, cola de paloma,

enjaulada, botones hidráulicos, etc.

• Disponibles con una variedad de métodos de asentamiento; por tensión,

compresión, con guaya, presión hidráulica, activación remoto.

• Recuperación aumenta la complejidad de la herramienta.

Figura 28: Empacadura Recuperable


2.5.1. EMPACADURAS DE DIÁMETRO INTERNO PULIDO “SEAL

BORE”

2.5.1.1. Empacadura Recuperable Lok-Set Modelo "Retrieva-DB"

Características / Ventajas.

• Se asienta con guaya eléctrica o herramientas de asentamiento

transportados con tubería. Funciona de forma similar a la empacadura

permanente Modelo “D”, pero es recuperable

37

• Acepta accesorios de empacadura permanente y está disponible con

bore alterno y/o guía ciega (blank guide).

• Sistema de anillo con seguro dual (dual lock) que junto con las cuñas del

tipo dove tail, mantiene un asentamiento positivo.

• Posee tres (3) piezas como sistema de elementos de empaque de

probada confiabilidad en empacaduras recuperables.

• Trabaja en condiciones estándar de 250 ° F y diferenciales de 7000 psi

por encima y 6000 psi por debajo.

• Las cuñas, conos y el mecanismo de liberación están localizado debajo

del elemento de empaque para protección máxima en la recuperación.

• La versión de la "Retrieva-D" Modelo "A" también está disponible con

una capacidad de carga de tubería de cola mayor y un mecanismo de

liberación modificado, Se recupera con una Herramienta de

Recuperación Modelo “A”.

Figura 29: Empacadura Recuperable Lok – Set Modelo “Retrieva - BD”


2.5.1.2. Empacadura Recuperable Modelo "SC-2P"


• Se asienta con guaya eléctrica y/o herramientas de asentamiento

transportados con tubería. Funciona de forma similar a la empacadura

permanente Modelo “D”, pero es recuperable.

38

• Acepta accesorios de empacadura permanente, Disponible para

servicios con H2S por NACE norma MR-01-75-80, con presión

diferencial de 7500 psi y 350°F.

• Posee elementos de empaque de varios tipos que se pueden usar

dependiendo de las condiciones ambientales del pozo para asegurar

máximo rendimiento.

• Cuñas con adecuadas durezas disponibles para todos los grados de

revestidor, incluyendo V-150, Cuñas tipo jaula ubicadas debajo del

elemento de empaque que permite mejorar la recuperabilidad.

• El mecanismo para liberar la empacadura, ubicada debajo del elemento

de empaque, no es afectada por la presión diferencial o el peso de la

tubería cola (tail pipe), Recuperada con la Herramienta de Recuperación

"S-1".

Figura 30: Empacadura Recuperable Modelo “SC-2P”


2.5.2. HIDRÁULICAS, ASENTADAS CON TUBERÍA - DE UN SÓLO VIAJE

2.5.2.1. Empacadura Modelo "SC-2PAH"


• Nominalmente estimada a 350° (177° C) @ presiones diferenciales de

7500 psi de arriba o abajo, con el bore de la empacadura no taponado.

39

• Acepta accesorios estándares de empacaduras permanentes.

• Instalación en un solo viaje.

• Accionada por presión de tubería.

• No se requiere de manipulación de tubería.

• Se recupera usando la Herramienta de Recuperación Modelo "S-1".

• El mecanismo de liberación no es afectada por la presión diferencial o el

peso de la tubería de cola.

Figura 31: Empacadura Modelo “SC-2PAH”


2.5.2.2. Empacadura Modelo "HP-1AH"


• Reservada para ser utilizada en pozos de alta presión y/o alta

temperatura.

• Empacadura de asentamiento hidráulico de un solo viaje - no se requiere

manipulación de la tubería.

40

• El diámetro interno pulido y las roscas cuadradas hacia la izquierda

aceptan accesorios de sello tipo permanente.

• Estimada para soportar presiones diferenciales de hasta 12000 psi por

encima o por debajo de las temperaturas de fondo de hasta 450 °F (232

°C).

• Diseñada específicamente para que sea compatible con los Cañones

Transportados por Tubería “Tubing Conveyed Perforating (TCP) Guns”.

• Perfectamente apropiadas para DST de alta presión/alta temperatura o

en la aplicación de la producción a largo plazo.

Figura 32: Empacadura Modelo “HP-1AH”


2.5.2.3. Empacadura Recuperable Modelo "HP/HT"


• Dos versiones disponibles de empacadura: 15000 psi y 450 °F para alta

presión / alta temperatura de DST, 10000 psi y 250 °F para control

remoto.

• El diseño de cuña “Flex Lock” distribuye las cargas hacia el cono en vez

de radialmente.

41

• Sellos de metal a metal en el diámetro interno superior.

• El diseño del elemento es similar a la empacadura "HE" probada en el

campo.

• El elemento de empaque y la unidad de sello de metal a metal son

químicamente compatibles con el medio hostil del pozo.

• Empacadura recuperable de asentamiento hidráulico de alta presión /

alta temperatura, de un sólo viaje.

Figura 33: Empacadura Recuperable Modelo “HP/HT”


2.5.2.4. Empacadura Hidráulica "Iso-Pak" de Sarta Sencilla de la Serie

Horizonte


• Empacadura de asentamiento hidráulico con “seal bore” recuperable

diseñado especialmente para completaciones de pozo horizontal., No

hay movimiento del cuerpo durante el asentamiento lo cual permite que

empacaduras múltiples se asienten en la misma sarta.

• Rotacionalmente asegurada durante su corrida facilitando el uso en

pozos de ángulos grandes u horizontales, Diámetro exterior "limpio"

facilita la entrada del tope del liner.

42

• Diámetro Interno Superior extendido permite el uso de un niple

localizador de sello de tubería.

• El tamaño 43 es capaz de soportar 7500 psi de presión interna y 5000

psi de presión externa mientras que el tamaño 47 soporta 7500 psi

depresión externa e interna.

• Sistema especial de un viaje disponible, la cual ofrece un ahorro

considerable de tiempo de taladro debido a que en un sólo viaje se

puede correr y asentar.

Figura 34: Empacadura Hidráulica “Iso-Pak” de Sarta Sencilla de la Serie Horizonte


2.5.3. EMPACADURAS RECUPERABLES PARA UNA SOLA SARTA

2.5.3.1. Resumen de los Tipos de Empacaduras Recuperables para Una Sola Sarta (Sarta Sencilla)

Tabla 2: Empacaduras Recuperables para una sola sarta


44

2.5.3.2. Empacadura Mecánica Tipo Copa con Sub Descargador de

Tensión "W-1"


• Ideal para pozos pocos profundos.

• Las copas de empacaduras opuestas sostienen presión en ambas

direcciones.

• El sustituto descargador sirve para el paso del fluido durante la corrida e

igualar presiones para la recuperación.

• La temperatura máxima de operación es de 200° F y la presión de 2000

psi.

• Se usa como empacadura superior, encima de una empacadura

recuperable contra la cual se puede aplicar tensión.

Figura 35: Empacadura Tipo Copa con Sub Descargador de Tensión Modelo “W-1”


2.5.3.3. Empacadura de Tensión modelo "AD-1"


• Utiliza cuñas Baker tipo “rocker”.

45

• El diámetro interno del mandril es mayor que el drift o diámetro mínimo

de la tubería de producción según normas API.

• Disponible en versión "ADL-1” el cual posee mayor diámetro interno.

• Dos métodos para liberar la empacadura aseguran su recuperabilidad.

• Desconexión de emergencia.

• Elemento de empaque de una pieza.

• Fácil de operar debido al simple mecanismo “J”.

• Empacadura de inyección, compacta y de bajo costo para pozos poco

profundos.

Figura 36: Empacadura de Tensión Modelo “AD-1”


2.5.3.4. Empacadura Baker de Tensión Modelo “CT” (Coil Tubing)

La Empacadura de Asentamiento por Tensión Modelo "CT" es una empacadura

recuperable económica y compacta, para uso en situaciones donde el

movimiento rotacional de la tubería no sea posible, como en aplicaciones con

tubería continua. La empacadura “CT” es una versión modificada de la ya

existente Empacadura de Tensión “AD-1” de Baker que permite que la

46

empacadura se asiente o libere con movimiento axial (hacia arriba / hacia

abajo) de la tubería.

Chequeo de la Herramienta Antes de la Corrida

Antes de correr la empacadura, coloque el sub superior en la prensa para

accionar las herramientas y verifique la operación de movimiento suave del

mecanismo “Auto-J”. Esto se puede realizar deslizando el bloque de arrastre /

ensamblaje de cuñas (drag block/slip assembly), completamente hacia arriba y

hacia abajo, en la dirección axial. La posición del ensamblaje se debería

alternar en la posición de corrida y la posición de asentamiento mientras se

desliza hacia abajo (hacia los elementos de empaque). El ensamblaje debería

contactar el sub superior cada vez que éste se mueva hacia arriba.

Para Asentar La Empacadura.

Posicione el bloque de arrastre/ensamblaje de cuñas (drag block/slip assembly)

de la empacadura en la posición de corrida. Corra la empacadura hasta la

profundidad deseada haciendo el último movimiento hacia abajo.

Levante la empacadura y aplique la tensión apropiada para empacar los

elementos de empaque.

Para Liberar La Empacadura.

Baje la tubería de producción al menos un pie más de lo que se necesita para

remover la tensión aplicada para que el J-pin se mueva completamente hasta

el tope de la ranura J (J-slot). La empacadura está ahora en la posición de

corrida y se puede recuperar o reposicionar en el pozo y asentar de nuevo.

Para liberar la empacadura por corte aplique tensión suficiente para superar la

resistencia de corte del shear ring en la empacadura. Los Shear rings pueden

ser ordenados de 13.000 a 100.000 lbs (dependiendo del tamaño de

empacadura que se especifique).

47


• Corta y compacta, Asentada con tubería de producción o tubería flexible,

Bloques de fricción / cuñas / elementos de empaque - utiliza los mismos

sistemas existentes en las empacaduras de tensión Baker Modelo “AD-

1” y “C-2”.

• Asentamiento y liberación múltiples - incorpora un mecanismo “Auto-J”

fácil de manejar, activado desde la superficie a través de movimiento

axial de la tubería (arriba/ abajo); esto hace que la empacadura sea fácil

de asentar y liberar.

• Liberación por corte de emergencia – los valores de corte pueden ser

ajustados dependiendo de las condiciones del pozo y la capacidad de

tensión.

Figura 37: Empacadura Baker de Tensión Modelo “CT” (Coil Tubing)


2.5.3.5. Empacadura Invertible de Agarre Sencillo Modelo "C-1"


Utilizada como empacadura convencional de tensión convencional o

como empacadura de compresión cuando es invertida.

48

Se usa para aplicaciones de prueba, presurización y producción,

Fácil para asentar y liberar a través del mecanismo simple de “J”,

Disponible en tamaños 2-3/8" a 4-1/2".

Mecanismo de liberación por emergencia disponible, sin embargo

éste depende del tamaño y de cómo se corra la empacadura.

Figura 38: Empacadura Invertible Agarre Sencillo Modelo “C-1”


2.5.3.5. Empacadura de Tensión en Tándem Modelo “C-1” con

Descargador


• Empacadura sencilla y económica para aislar zonas.

• Se usa en zonas múltiples, en instalaciones de inyección de agua de

sarta sencilla por encima de cualquier empacadura contra la cual se

pueda aplicar tensión.

• Antes de la recuperación, se aplica peso, el cual abre el descargador

que permite el pase del fluido.

• Puede ser corrida fuera de la “J” para que pueda ser asentada sin

rotación de tubería.

49

• Electroless niquelado para resistencia a la corrosión.

• No debe ser usado en ambientes de H2S.

Figura 39: Empacadura de Tensión en Tándem Modelo “C-1”con descargador


2.5.4. EMPACADURAS RECUPERABLES DE COMPRENSIÓN

2.5.4.1. Empacadura Recuperable Modelo "G"


• Cuñas del tipo “rocker” y elemento de empaque de una sola pieza.

• Bore de abertura completa en la empacadura permite el paso de

instrumentos de registros.

• Mecanismo simple de "J" para el asentamiento y la liberación.

• Empacadura de compresión corta, compacta y económica.

• Se usa para producción o en conjunto con un receptáculo de doble

agarre. Se puede utilizar para estimulación, prueba u otras operaciones

de presión.

• El Desconector de emergencia facilita la remoción de la tubería junto con

el sustituto superior.

50

Figura 40: Empacadura Recuperable Modelo “G”


2.5.4.2. Empacadura de Compresión del Tipo Snap-Set Modelo "AR-1"


• Empacadura de asentamiento con peso con área de flujo a través de la

empacadura.

• Se utiliza como empacadura superior por encima de una empacadura de

sarta sencilla para aplicación de aislamiento de zona para producción o

inyección, De operación simple. Solo requiere de peso para sentar y

empacar, Se libera halando la empacadura sin rotación.

• Mecanismo simple de tipo collet previene que la empacadura se asiente

prematuramente durante la corrida.

• Diseñada para permitir torque a través de ella, Sistema de elemento de

empaque de tres piezas.

Figura 41: Empacadura del Tipo Snap-Set Modelo “AR-1”


51

2.5.4.3. Empacadura de Compresión del tipo Snap-Set Modelo "AR-1" Con

Pistones Hold Down



empacadura.



inyección, De operación simple. Solo requiere de peso para sentar y



prematuramente durante la corrida, Diseñada para permitir torque a

través de ella, Sistema de elemento de empaque de tres piezas.

• Posee pistones “hold-down” y camisa de balance para ayudar a

estabilizar la empacadura cuando se esperan diferenciales desde abajo.

Figura 42: Empacadura de Compresión del Tipo Snap-Set Modelo “AR-1” con Pistones Hold Down


2.5.4.4. Empacadura del Tipo Snap-Set de Agarre Sencillo Modelo "MR-1"



empacadura.

52



inyección, De operación simple. Sólo requiere de peso para asentar y



prematuramente durante la corrida, Diseñada para permitir torque a

través de ella, Sistema de elemento de empaque de tres piezas.

• Cuñas del tipo dove tail ayudan a sostener la carga encima de la

empacadura.

• Se usa cuando no se espera presión diferencial debajo de ésta.

Figura 43: Empacadura del Tipo Snap-Set de Doble Agarre Modelo “MR-1”


2.5.4.5. Empacadura Recuperable de Simple Agarre Modelo "R-3"

Característica / Ventajas.

• Diseño efectivo de pase de fluido acelera la igualación y resiste el

suabeo, Sistema de empaque de tres elementos y cuñas del tipo

“rocker”.

• Empacadura de compresión para producción y prueba donde no se

esperan presiones excesivas del fondo del pozo, Mecanismo automático

“J" hace que el asentamiento y la liberación sean simples.

• Disponible en versión de doble agarre.

53

Figura 44: Empacadura Recuperable de Simple Agarre Modelo “R-3”


2.5.4.6. Empacadura Recuperable de Doble Agarre Modelo "R-3"


• Pistones “hold down” hidráulicos localizados por debajo del sello de pase

de flujo.

• Un “Seguro diferencial” único ayuda a mantener cerrado el sello de pase

de flujo, El diseño efectivo de pase de flujo acelera la igualación y resiste

el suabeo.

• Sistema de empaque de tres elementos y cuñas del tipo “rocker”,

Diseñada para ser usada cuando se esperan presiones diferenciales por

debajo de la empacadura.

• Es una empacadura de compresión para producción, estimulación y

prueba, El mecanismo automático “J" hace que el asentamiento y la

liberación sean simples.

Figura 45: Empacadura Recuperable de Doble Agarre Modelo “R-3”


54

2.5.5. EMPACADURAS NEUTRAS ASENTADAS POR TENSIÓN Y

COMPRESIÓN

2.5.5.1. Empacadura Recuperables Lok - Set Modelo "A-3"


• Se usa para operaciones de producción, inyección, aislamiento de zona

y para operaciones de reparación.

• Sostiene diferenciales de presión tanto de arriba como de abajo sin

requerir “hold-downs” hidráulicos, de tensión o de compresión.

• Sistema de tres piezas de elementos de empaques tipo “bonded” bueno

para temperaturas desde 70° F a 275° F.

• Cuñas “dovetail” opuestas, estabilizan la empacadura durante la

reversión de presiones.

• Para asentar y desasentar, requiere de rotación de la sarta a la derecha,

Se requiere de peso para empacar los elementos de empaque, Los

requerimientos de peso mínimo varían de 6000 lbs a 15000 lbs.

• Se requiere de 10000 lbs a 30000 lbs de tensión para asentar las cuñas

inferiores.

• El candado segmentado atrapa las fuerzas durante el asentamiento

permitiendo que la empacadura sea dejada en tensión, neutro o con

peso.

• Las limitaciones de presión, dependiendo del tamaño, van de 6000 psi a

8000 psi por arriba, y de 4000 psi a 6000 psi por debajo.

55

Figura 46: Empacadura Recuperable Lok-Set Modelo “A-3”


2.5.5.2. Empacadura de Sello Térmico Lok - Set Modelo "C-2"


• Lok-Set Modelo "A-2" modificada para servicio de inyección de vapor.

• Sostiene diferenciales de presiones tanto por arriba como por debajo sin

necesidad de requerir pistones “hold-downs” hidráulicos, de tensión o

compresión.

• Tanto los elementos de empaque elastomérico como los termoplásticos

están disponibles en un rango de 500° F a 625°F.

• Cuñas del tipo “dovetail” opuestas y sin transferencia estabilizan la

empacadura durante los procesos de reversión de presión.

• Para asentamiento y liberación requieren de rotación a la derecha de la

tubería de producción.

• Se requiere de peso para empacar los elementos de empaque, Los

requerimientos de peso mínimo varían de 6000 lbs a 20000 lbs, Se

requiere de 20000 lbs a 30000 lbs de tensión para asentar las cuñas

inferiores.

56

• El anillo de seguro (lock ring) de liberación rotacional se asegura en la

fuerza de asentamiento y la energía de empaque permiten que la

empacadura sea dejada con tensión, compresión y en neutro.

• Otras versiones son la "CL-2" con mayor diámetro interno y la "CL-2"

con junta de expansión integral.

Figura 47: Empacadura de Sello Térmico Lok-Set Modelo “C-2”


2.5.5.3. Empacadura Recuperable Modelo "J-Lok"


• NO O-RINGS.- El sistema, la empacadura y el desconector de tubería,

no utilizan o-rings, minimizando las posibilidades de fuga.

• RESISTENTE A LA CORROSIÓN.- Los componentes exteriores son

revestidos en níquel. El mandril es internamente plastificado para evitar

la corrosión.

• VERSÁTIL.- Los elementos de empaque se pueden energizar con

tensión o compresión.

• CORTO Y COMPACTO EN LONGITUD.- Todos los tamaños están por

debajo de 4-1/2 pies de longitud.

• OPERACIONALMENTE SIMPLE.- Un cuarto de vuelta para asentarla y

liberarla.

57

• ECONÓMICA POR DISEÑO.- Simple diseño permite que su reparación

sea económica.

• SELLOS AUTOR FORZANTES.- Aumenta la presión diferencial.

• LIBERACIÓN POR CORTE.- Posee un dispositivo de emergencia de

liberación por corte.

Figura 48: Empacadura Recuperable Modelo “J-Lok”



Mecánico Modelo “M” de la Serie Reliant


• Asentamiento mecánico, ¼ de vuelta para asentar y desasentar.

• Probado en el laboratorio con presión de 10,000 psi @ 350 ºF, No posee

o’rings minimizando las posibilidades de fuga.

• Sello interno el cual permite igualización de presiones antes de

desasentar, Sistema de elemento de tres piezas de Nitrilo Carbolxilado,

asistido por espaciadores y anillos de calibración especialmente

maquinados.

58

• Aplicable para producción o estimulaciones y fracturas con altas

presiones, Cuñas y ensamble de “J” inferior similar al sistema de nuestra

empacadura Modelo “R-3” altamente utilizada en el campo, incluyendo la

cuña tipo “rocker” y “J” automática.

• Puede ser usado como tapón puente temporal cuando es usado con el

desconectador de tubería L-10, Empacado por compresión – después

ser dejado en tensión, neutral o con peso, Reasentable sin salir del

pozo.

Figura 49: Empacadura Recuperable de Sarta Sencilla de Asentamiento Mecánico Modelo “M” de la Serie Reliant


2.5.5.5. Empacadura Hornet


• Capacidad de 10,000 psi, 1/4 de Vuelta para asentar y 1/4 de Vuelta

para soltar.

• Asienta por compresión o tensión aplicada y puede ser dejada en

compresión, neutro o tensión.

• Carga de tensión hasta 60,000# a 10,000 psi por debajo, Probado sello

interno de bypass moldeado "no o-rings", Sistema resistente de

elementos de empaque de tres piezas.

• Segura, Confiable, y de fácil liberación.

59

• El bypass interno se abre antes de que las cuñas sean liberadas.

• Cono superior sólido con liberación gradual de las cuñas superiores.

Figura 50: Empacadura Hornet


2.5.5.6. Empacadura Recuperable de Sarta Sencilla de Asentamiento con

Guaya Modelo “WL” de la Serie Reliant


• Asentamiento por guaya eléctrica y recuperada con tubería, No requiere

herramienta recuperadora, Elemento de empaque por encima de las

cuñas.

• Longitud reducida – por más del 10% comparado con los competidores.

• Probado con gas con múltiples descargas de presión en máximos

diámetros internos.

• Ventana de rendimiento, Sistema de respaldo para los elementos,

Adaptado para ambientes.

60

• Puede ser usado como tapón puente temporal cuando es usado con el

desconectador On-Off L-10.

Figura 51: Empacadura Recuperable de Sarta Sencilla de Asentamiento con Guaya Modelo "WL" de la Serie Reliant


2.5.6. DE TORQUE

2.5.6.1. Empacadura Térmica Modelo "MJS"


• Empacadura de doble agarre y asentamiento por rotación, 2,800 psi de

diferencial at 680° F para inyección de vapor, Diseño de doble agarre

ideal para prueba de presión en el anular.

• Junta de Expansión full-bore integral disponibles en longitudes de 15

pies y 20 pies.

• Se asienta con rotación a mano derecha y se empaca con torque.

• Mecanismo de liberación de “corte suave" para liberar con tensión sin

rotación.

61

Figura 52: Empacadura Térmica Modelo "MJS"


2.5.7. EMPACADURAS HIDRÁULICAS E HIDROSTÁTICAS

2.5.7.1. Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla de Doble Agarre

Modelo "FH"


• La empacadura puede ser asentada después de instalar el árbol de

navidad ya que no requiere de manipulación de la sarta.

• Mecanismo de asentamiento activado hidráulicamente.

• Se empaca con presión hidrostática o una combinación de presión

hidrostática con presión hidráulica, Sistema de elementos de empaque

de tres piezas.

• El empaque es asegurado a través del body lock ring, La carga

mecánica, así como la presión de fondo de pozo, transmite fuerza

adicional de empaque.

• Tiene pistones hidráulicos del tipo “hold-downs” como estándar,

Diseñada para presiones hidrostáticas de 12000 psi a 15000 psi.

62

• Varias empacaduras pueden ser corridas en la misma sarta para aislar

varias zonas.

• Mecanismo de liberación por corte a través de tensión o liberación

rotacional opcional.

• Disponible la versión de asentamiento selectivo "FHS-1", Bore Largo

"FHL" y bore largo de asentamiento selectivo "FHSL-1".

Figura 53: Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla de Doble Agarre Modelo “FHL”


2.5.7.2. Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla con Diámetro Amplio

Modelo “FHL”


• FH con diámetro amplio. Disponible con diámetro interno de 3.00” en el

tamaño 47 y con diámetro interno de 4.00” en el tamaño 51.

• Mecanismo de asentamiento activado hidráulicamente.

• Se empaca con presión hidrostática o una combinación de presión

hidrostática con presión hidráulica, El empaque es asegurado a través

del body lock ring.

• Tiene pistones hidráulicos del tipo “hold-downs” como estándar,

Diseñada para presiones hidrostáticas a 12,500 psi.

63

• Varias empacaduras pueden ser corridas en la misma sarta para aislar

varias zonas.

• Mecanismo de liberación por corte a través de tensión o liberación

rotacional opcional.

Figura 54: Empacadura Hidrostática para Sarta Sencilla con Diámetro Amplio Modelo “FHL”


2.5.7.3. Empacadura Hidrostática Selectiva para Sarta Sencilla de Doble

agarre Modelo "FHS-1"


• Permite probar la tubería de producción antes de asentar y asentamiento

selectivo de cualquiera de las empacaduras.

• La Empacadura puede ser asentada después de poner el árbol de

navidad porque no requiere manipulación de la tubería para asentar.

• El Sub Ensamble selectivo incorpora segmentos de aros de soporte los

cuales previenen el asentamiento prematuro de la empacadura hasta

que la camisa actuadora sea levantada por medio de equipo de guaya.

• Empacada por presión hidrostática o combinación de presión

hidráulica/hidrostática.

64

• El Empaque es asegurado por un aro de seguridad, Puede correrse en

“tandem” para completaciones de zonas múltiples, Operacional a

presiones hidrostáticas desde 12,000 psi a 15,000 psi, Liberación por

corte a través de tensión o rotación opcional, Disponible para

asentamiento selectivo diámetro amplio Modelo "FHSL-1".

Figura 55: Empacadura Hidrostática Selectiva para Sarta Sencilla de Doble Agarre Modelo “FHS-1”



Hidráulico Modelo “HS” de la Serie Ventaja


Compacto.- Permite fácil manejo en superficie como también en pozos

con diámetros reducidos.

Elementos Sellantes de Alto Rendimiento.- El sistema de elemento de

empaque incorpora el sistema de respaldo de “abertura cero”, la cual

previene la extrusión del elastómero a altas presiones y temperaturas.

Los O-rings curados con peróxidos y los respaldos de Teflón ofrecen

sellado superior.

Adecuado para Ambientes.- Metalúrgicamente compatible con

ambientes corrosivos con opciones a elementos de empaque de Nitrilo o

Aflas.

65

Máxima recuperabilidad.- Cuñas y mecanismo de liberación se

encuentran localizados por debajo del elemento de empaque, el cual

evita que el decantamiento de sólidos afecte su funcionamiento. El sello

descargador y el pase de flujo permiten igualación de presiones al

momento de desasentar. La empacadura desasienta con tensión.

Diseñada para Aplicaciones en Conjunto (Stacked Applications).- El

mandril no se mueve durante el asentamiento.

Asentamiento Hidráulico.- Requiere de 2500 psi mínimo para su

asentamiento.

Seguro Interno Hidráulico.- Previene el asentamiento prematuro.

Cumple con las especificaciones de API.- Especialmente diseñado y

probado en el laboratorio dentro de los diámetros mínimos especificados

por la Asociación Petrolera.

Prueba Baker.- Rigurosamente probada con gas, a temperaturas

mínimas y máximas, en revestidores con diámetros mínimos y máximos

de acuerdo con la tabla API para los rangos de presiones publicados.

Gráfica de Rendimiento.- Similar al rendimiento de la empacaduras

permanentes, define los límites operacionales según las presiones y

cargas axiales. (Ver Figura 57).

66


Hidráulico Modelo “HS” de la Serie Ventaja


Figura 57: Gráfica de Rendimiento de la Empacadura “HS”


67


Hidráulico Selectivo Modelo “HS-S” de la Serie Ventaja


Compacto.- Permite fácil manejo en superficie como también en pozos

con diámetros reducidos.

Elementos Sellantes de Alto Rendimiento.- El sistema de elemento de

empaque incorpora el sistema de respaldo de “abertura cero”, la cual

previene la extrusión del elastómero a altas presiones y temperaturas.

Los O-rings curados con peróxidos y los respaldos de Teflón ofrecen

sellado superior.

Adecuado para Ambientes.- Metalúrgicamente compatible con

ambientes corrosivos con opciones a elementos de empaque de Nitrilo o

Aflas.

Máxima Recuperabilidad.- Cuñas y mecanismo de liberación se

encuentran localizados por debajo del elemento de empaque, el cual

evita que el decantamiento de sólidos afecte su funcionamiento. El sello

descargador y el pase de flujo permiten igualación de presiones al

momento de desasentar. La empacadura desasienta con tensión.

Diseñada para Aplicaciones en Conjunto (Stacked Applications).- El

mandril no se mueve durante el asentamiento.

Asentamiento Hidráulico Selectivo.- Puede ser probada internamente

con 5000 psi sin peligro de asentamiento. Para asentar hay que mover

mecánicamente una camisa interna y aplicar 2500 psi.

Seguro Interno Hidráulico.- Previene el asentamiento prematuro.

68

Prueba Baker.- Rigurosamente probada con gas, a temperaturas

mínimas y máximas, en revestidores con diámetros mínimos y máximos

de acuerdo con la tabla API para los rangos de presiones publicados.

Gráfica de Rendimiento.- Similar al rendimiento de la empacaduras

permanentes, define los límites operacionales según las presiones y

cargas axiales. (Ver figura 59).


Hidráulico Selectivo Modelo “HS-S” de la Serie Ventaja


69

Figura 59: Gráfica de Rendimiento de la Empacadura “HS-S”


2.5.7.6. Empacadura de Producción Removible Premier


• Doble agarre, asentamiento hidráulico, recuperable, diámetro interno

amplio, empacadura de una sola sarta.

70

• Diseñada para aplicaciones que requieren el desempeño de una

empacadura permanente; pero que necesiten la flexibilidad de una

empacadura recuperable.

• Removida de la tubería de producción:

1.) Opción de liberación por corte (bajo servicio).

2.) Corte químico a través de la tubería.

3.) Corte mecánico a través de la tubería.

• Removida de la sarta de trabajo:

1.) Herramienta de Recuperación.

2.) Herramienta de Fresado.

• Probada en el campo, sistema de cuñas recuperables no-deformables.

• Patentada, sistema de sellos recuperables.

• Cuñas-elementos-cuñas: cuñas de agarre aisladas de alta presión.

• No existe movimiento del mandril durante el asentamiento.

• Configurable para sellos flotantes, sellos anclados o enroscados

directamente en la sarta de tubería.

71

Figura 60: Empacadura de Producción Removible Premier


2.5.8. EMPACADURAS DE MÚLTIPLES SARTAS RECUPERABLES

Tabla 3: Resumen de Empacaduras para Múltiples Sartas

* El Snap Latch se engancha asentándolo en la Empacadura Inferior. ** El Snap Latch se engancha Asentándolo en la sarta larga (Fija).


72

Tabla 4: Método de Asentamiento de las Empacaduras Múltiples


2.5.9. EMPACADURAS MECÁNICAS

2.5.9.1. Empacadura Dual “Snap - Set” de Agarre Sencillo Modelo “J”


• Empacadura de sarta dual de bajo costo diseñada para completaciones

múltiples económicas.

• Utilizada como empacadura superior por encima de una empacadura de

producción, Corrida en una sarta fija (sarta larga).

• Sarta corta es recuperable con ancla de sellos de enganche,

automáticamente guiada dentro del receptáculo en la parte superior.

73

• Se asienta y empaca con peso en una o ambas sartas, Disponible en la

versión de doble agarre.

Figura 61: Empacadura Dual “Snap - Set” de Agarre Sencillo Modelo “J”


2.5.9.2. Empacadura “Snap-Set” de Doble Agarre Modelo "K"


• Empacadura de sarta dual de bajo costo diseñada para completaciones

múltiples económicas.

• No requiere de una empacadura inferior, Corrida en sarta fija (sarta

larga).

• Sarta corta es recuperable con ancla de sellos de enganche, guiada

automáticamente dentro del receptáculo en la parte superior.

• Se asienta y empaca con peso en la sarta corta, Disponible en la versión

de agarre sencillo.

Figura 62: Empacadura “Snap - Set” de Doble Agarre Modelo “K”


74

2.5.10. EMPACADURAS HIDRÁULICAS

2.5.10.1. Empacadura para Bombas Sumergibles de Sellos Gemelos "Twin

Seal"


Elementos de empaque gemelos, uno a cada lado de las cuñas, las

protegen de los escombros.

Sin movimiento relativo entre las sartas y la fuerza de asentamiento es

trancada mecánicamente.

Disponible en configuraciones de múltiples sartas para una flexibilidad

en la completación.

Diseñada específicamente para ser corrida con bombas

electrosumergibles, no es una empacadura de producción de doble sarta

modificada.

Diseño sencillo con un número reducido de partes lo cual facilita su

rápida recuperación.

Dos métodos de liberación.

Tracción vertical.

Amplio diámetro interno en la sarta de producción.

Disponible con conexiones rápidas de cable y fáciles las cuales no

requieren empalmes “splicing”; penetradores BIW integrales u otras

conexiones de rosca para sistemas de alimentación a través de ella.

75

Figura 63: Empacadura para Bombas Sumergibles de Sellos Gemelos “Twin Seal”


2.5.10.2. Empacadura Hidráulica Recuperable para Bomba

Electrosumergible Modelo "D-ESP"


DISEÑADA ESPECIALMENTE PARA SER CORRIDA CON BOMBAS

ELECTROSUMERGIBLES.- No es una versión modificada de una

empacadura de sarta dual. Su diseño sencillo y su número reducido de

partes le proporcionan una recuperación y reacondicionamiento fáciles.

ASENTAMIENTO HIDRÁULICO, LIBERACIÓN POR TENSIÓN SIN

ROTACIÓN.

DISEÑO CORTO, COMPACTO.- Su longitud (menor a tres pies) facilita

su corrida y manipulación - Permite una instalación confiable en donde

empacaduras más grandes tienen problemas.

CUÑAS DE DOBLE AGARRE Y ENJAULADAS.- Elimina la necesidad

de cuñas hidráulicas – Conos superiores e inferiores guían a las cuñas

hacia la pared de la tubería de revestimiento y sostienen las cargas de

cualquier dirección.

76

RANGOS.- Rangos de temperatura de 200 °F y diferencial de presión de

2500 psi.

DISEÑADA PARA AJUSTARSE A NECESIDADES ESPECIALES.-

Fácilmente pueden añadirse sartas opcionales a través de la

empacadura.

NO HAY RELATIVAMENTE NINGÚN MOVIMIENTO ENTRE LA

TUBERÍA Y LA EMPACADURA.

Figura 64: Empacadura Hidráulica Recuperable para Bombas Electrosumergible Modelo “D - ESP”


2.5.10.3. Empacadura Recuperable de Sarta Dual Modelo "GT"

Operación, Secuencia de Corrida.

• Durante la corrida, tanto el cuerpo como ambos mandriles se mantienen

unidos en posición asegurada por unos “snap rings” ubicados debajo del

pistón de asentamiento y su respectivo housing. Esto previene el

asentamiento prematuro durante la corrida debido a restricciones o

impactos.

• De la misma forma, un “lock ring” asegura mecánicamente el “offset

body” y el mandril agujereado previniendo el asentamiento prematuro del

sistema de elementos de empaque.

• En el modelo selectivo (Select Set), la camisa que se encuentra en el

módulo “select set” se debe abrir/cerrar antes de asentar la empacadura.

77

Secuencia de Asentamiento.

• La presión aplicada a través del mandril agujereado actúa en el área del

“interlock pistón”. Cuando esa presión alcanza aproximadamente 1800

psi, los tornillos de bronce que se encuentran dentro del “interlock

pistón” se rompen y el “interlock pistón” se mueve hacia abajo hasta que

hace tope contra el “interlock retainer”. Esto origina que el “interlock C-

Ring” pierda el soporte lo cual causa a su vez que el “interlock pin” se

desprenda del mismo.

• La presión que se continúa aplicando actúa en la cámara de

asentamiento debajo del pistón de asentamiento, el cual para el

momento se encuentra estacionario, moviendo hacia abajo el housing

del pistón.

• El movimiento descendente del housing del pistón se transfiere a la

barra de asentamiento, llevándola también hacia abajo. Ésta es retenida

entre la tuerca retenedora de la barra de asentamiento (setting bar

retainer nut) que se encuentra en la parte inferior de la empacadura, y la

tuerca de aseguramiento (lock nut) que se encuentra en la parte superior

de la empacadura. Esto origina que la parte baja de las cuñas comience

a moverse hacia afuera para hacer contacto con el revestidor. Al hacer

contacto con el revestidor, se rompe el tornillo de bronce del cono

superior y se obtiene el asentamiento de la cuñas.

• Luego de asentadas las cuñas, se rompen los tornillos de bronce que

mantienen las barras de tensión y de asentamiento (tensión bar y setting

bar) unidas al cono superior y la fuerza de asentamiento se transfiere al

sistema de elementos de empaque.

78

• Al presurizar hasta 2500 psi se expanden los “back-up rings” y se

ejecuta cabalmente el proceso de empaque del sistema de elementos y

las cuñas.

• Los “grip rings” mantienen la fuerza de asentamiento en el sistema de

elementos de empaque. Igualmente, los “body lock rings” y los “set down

rings” mantienen las cuñas en su sitio después del asentamiento. Dichos

“set down rings” también evitan que el mandril se mueva hacia abajo. No

debe ocurrir movimiento ascendente de los mandriles. Sin embargo, si

existe la posibilidad de ocurrir movimiento ascendente de alguno de los

mandriles, se puede colocar un “top shear ring” en lugar del “shear ring”

estándar. Esto le proporciona cierta flexibilidad de movimiento al mandril

hasta el valor de ruptura del “top shear ring”.

• Durante el asentamiento no ocurre ningún tipo de movimiento del

mandril, solamente se mueve el cuerpo de la empacadura hacia abajo

para asentar las cuñas y realizar el empaque del sistema de elementos.

Secuencia de Recuperación.

• La recuperación se puede realizar por alguno de los dos mandriles o por

ambos al mismo tiempo.

• Se debe igualizar la presión a través de la empacadura antes de sacarla.

• Se tensiona alguno de los mandriles o ambos al mismo tiempo para

romper el “shear ring” del mandril. Los “shear rings” están dispuestos de

manera tal que si se tensionan ambos mandriles al mismo tiempo el

valor de ruptura no es aditivo. Nota: Por ejemplo, si se utiliza un “top

shear ring” en la sarta corta, la empacadura no puede ser liberada por

ese lado sin romper este “top shear ring”.

79

• Con el movimiento ascendente del mandril el perfil superior hace

contacto con el “lock nut retainer” y se rompen los tornillos de bronce

que mantienen unido al “lock nut retainer” y el “gage ring” superior.

• Al continuar tensionando el mandril, los tornillos hexagonales del perfil

del mandril (hex socket shoulder screws) hacen tope en el “lock nut

retainer” y causan que los “lock nuts” pierdan su soporte.

• Al continuar tensionando el mandril, los “back-up rings” se separan del

sistema de elementos lo cual permite que la empacadura pueda ser

recuperada sin necesidad de “swab” o achicando.

• Al continuar tensionando, los “set down rings” se enganchan en un perfil

del mandril. Luego, el “set down ring” hace tope en el “offset pick-up ring”

y levanta el cono superior, separándolo de las cuñas.

• Al tensionar aún más, el perfil superior de la jaula (cage) se engancha en

el cono superior liberando de esta manera las cuñas que se encuentran

dentro de ella. Luego, las cuñas se separan del cono inferior, los

resortes de las cuñas se comprimen, y éstas se retraen.

• El resto de los componentes son liberados por el perfil que se encuentra

entre el cono inferior y la jaula (cage).

• El housing del pistón es capturado por la barra de asentamiento (setting

bar) y la tuerca retenedora de la misma (setting bar retainer nut).


• Compacta, De ensamble sencillo.

• “Interlock” de Tubería, “Interlock” de pre-asentamiento.

80

• No hay movimiento del Mandril, Asentamiento Hidráulico, Liberación por

corte.

• Sistema de Elementos de Empaque de Múltiples Piezas.

• “Bypass” o desvío de fluido interno.

• Modular, Fresable.

Figura 65: Empacadura Recuperable de Sarta Dual Modelo “GT”


2.5.10.4. Empacadura Recuperable Selectiva de Sarta Dual Modelo “GT-S”


• No hay movimiento del Mandril.

• Permite altas presiones diferenciales de tubería al anular, Asentamiento

Hidráulico.

• Modular – módulo de asentamiento selectivo es fácil de remover o

añadir sin desarmar la empacadura.

81

• Se puede probar la tubería a 5000 psi sin asentar la empacadura.

• Usa herramientas de wireline estándar para operar el sistema selectivo.

Figura 66: Empacadura Recuperable Selectiva de Sarta Dual Modelo “GT-S”


2.5.11. EMPACADURAS HIDRÁULICA / HIDROSTÁTICA

2.5.11.1. Empacadura Dual Hidrostática de Doble Agarre Modelo "A-5"


• Activada hidráulicamente de asentamiento hidrostático permite

completar con el árbol instalado.

• Prevención contra el pre-asentamiento durante la corrida.

• El empaque es constantemente reforzado por presión hidrostática y

trancado mecánicamente.

• Pistones de acción hidráulica impiden el movimiento hacia arriba.

• Las partes críticas son aisladas por debajo del elemento de empaque.

• Liberación por corte con tensión.

82

• Disponible en asentamiento de sarta larga y versiones de asentamiento

selectivo.

Figura 67: Empacadura Dual de Doble Agarre Modelo “A - 5”


83

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA

3.1. ASENTAMIENTO DEL PACKER

Es una característica muy importante del packer; el sistema de asentamiento

que puede ser:

• Mecánico.- El asentamiento es realizado por la rotación de la sarta y la

descarga ó asentado de un cierto peso, para comprimir el packing unit

(recuperable).

El desanclado de un packer mecánico recuperable; es hecho por una

tracción mecánica para recuperar (quitar) el peso descargado, durante la

fase de asentamiento y por la apertura de la válvula de circulación.

• Hidráulico.- El anclaje se logra aplicando una presión hidráulica a través

de la misma sarta de completación (adecuadamente taponada debajo del

packer) para colocar las cuñas en la posición de anclaje y energizar el

packing unit (unidad de empaque).

El desanclaje (de los packer hidráulicos recuperables) es hecho por un

jalado mecánico del tubing hasta provocar el corte del anillo o el enrosque

que libera el sistema de bloqueo interno.

3.1.1. PARA PACKER RECUPERABLE

Los packers recuperables pueden anclarse mecánicamente, descargando peso

o hidráulicamente a través de la sarta de completación.

84

Al término de la operación para las que han sido utilizadas, o por necesidad de

workover, ellos pueden ser generalmente recuperados jalando la sarta a la que

están conectados:

• En el caso de anclaje mecánico, la acción de jalado sirve para recuperar

el peso descargado en la fase de anclaje, quitar la compresión del

elemento sellante, y abrir la válvula de circulación y desanclando el

packer.

• En el caso del anclaje hidráulico, la tracción provoca la rotura de un anillo

(shear ring) que libera el sistema de bloqueo interno activado durante la

fase de anclaje de la presión hidráulica.

3.1.2. PARA PACKER PERMANENTE

Los packers permanentes, generalmente tienen un doble juego de cuñas para

el anclaje al casing y la compresión del elemento de sello.

Pueden ser anclados hidráulicas, mecánicas o eléctricamente, en estos dos

últimos casos, la sarta de completación se baja después del anclaje.

Los tipos más comunes son:

• Fijado mecánico con setting tool (hidráulico) o con un cable eléctrico y un

wire line especial con adapter kit. La conexión entre el tubing y el packer

pueden ser del tipo permanente (tubing anchor) o móvil (tubing seal

locator).

• Fijado hidráulico con la misma sarta de completación.

85

3.1.3. SENTADO Y TESTING

Para sentar un packer es necesario normalmente llevar algunas operaciones

en superficie que involucra al tubing:

• Mecánicamente; por rotación de la sarta y sentar un cierto peso (packer

mecánico).

• Hidráulicamente; presurizando el interior del tubing (después de haber

taponado con algún dispositivo temporal (check valve) el extremo inferior.

3.1.3.1. Test de presión

Después de fijar el packer, se testea el sellado con el casing, presurizando el

anular (1,000-1,500 psi) y controlando la presión por un cierto periodo de

tiempo; si la presión desciende es indicación de perdida. Si el casing bajo el

packer no ha sido baleado, el test de presión puede realizarse presurizando el

tubing y controlando (check) el anular.

3.2. HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO Y CONEXIÓN

3.2.1. ANCLA PARA EMPACADURA “WHIPSTOCK” MODELO

“TORQUEMASTER”


• El Ancla conecta el “whipstock” a la empacadura.

• Conexiones de tubería de perforación.

86

• El pistón tipo lanzadera “shuttle pistón” compensa el desplazamiento de

fluido cuando se conecta el ancla a un sistema cerrado. La ubicación del

pistón central maximiza la carga aplicada al sistema del elemento de

empaque y las cuñas durante el asentamiento.

Figura 68: Ancla “Whipstock” Modelo “Torquemaster”


3.2.2. HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO PARA EMPACADURAS DE

DIÁMETRO INTERNO PULIDO “SEAL BORE”

3.2.2.1. Hoja Resumen de Referencia Rápida para Herramientas de

Asentamiento para Empacaduras Permanentes

* Máxima fuerza de asentamiento recomendada limitada por valor perno liberación estándar, o límite publicado de herramienta. Este no es el límite de tensión de la herramienta. ** Para WLPSAs, no existe una relación simple para carrera de asentamiento versus fuerza de asentamiento, por lo tanto, la máxima fuerza de asentamiento puede que no ocurra a la máxima carrera de asentamiento. *** "J" modificada por EB 013-95. º BHT = Temperatura Fondo del Pozo (Bottomhole Temperature). NOTA ESPECIAL: Ref. Siempre a unidad técnica específica, la herramienta de asentamiento y la empacadura tipo "seal bore" para determinar procedimientos corridas actuales y requerimientos específicos .Este diagrama es sólo para referencia no un documento controlado.

88

3.3. HERRAMIENTAS DE LÍNEA ELÉCTRICA (WIRELINE)

3.3.1. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO DE PRESIÓN ACTUADA CON

LÍNEA ELÉCTRICA MODELO “E-4”

DISEÑO PRINCIPAL.- La herramienta de asentamiento convierte la

combustión de gas en una fuerza lineal. Esta fuerza es transportada a la

herramienta que está siendo asentada a través de un Kit Adaptador que

conecta la herramienta con el Empacador.

OPERACIÓN.- Antes de correr un "E-4" debe tener una buena estimación de la

temperatura del pozo a la profundidad de asentamiento. Después de que se

ensamble correctamente el "E-4" se coloca aceite en el cilindro superior.

Utilizando una regleta para "E-4", o una regla, y el diagrama de la Unidad

Técnica, llene el Cilindro con aceite para motor SAE 10-40 limpio al nivel

apropiado para su temperatura de asentamiento. Se conecta un kit adaptador

con línea eléctrica en el extremo inferior del "E-4". Los kits adaptadores están

disponibles para cada tamaño de Empacadura de Producción, Retenedor del

Cemento, Tapón Puente o Tapón Puente Recuperable a ser asentado. Inserte

la Fuente de Poder adecuada en la parte superior del "E-4" con el extremo

abierto hacia arriba.

Un asiento para el cartucho es instalado en la cabeza de Disparo Tamaños 10

& 20, y se acopla en el extremo superior del "E-4". Antes de enroscarlo, en el

cabezal de disparo, el asiento de cartucho es cargado con un encendedor

primario y secundario. El encendedor es colocado en la parte superior del

asiento y es asegurado con una tapa del asiento del cartucho. Se inserta un

encendedor secundario en la parte inferior del asiento del cartucho y es

asegurado con un aro de resorte. El asiento del cartucho tamaño 05; es

instalado en el "E-4" antes de que sea asegurado la cabeza de disparo. El

operador de la línea "E" debería verificar la continuidad de la Cabeza de

89

Disparo, y conectar el "E-4" en la Cabeza de Disparo. Compruebe que la

Válvula de descargue esté completamente cerrada antes de correr el pozo.

Para encender la herramienta de asentamiento, se aplica un mínimo de 1 Amp

de corriente en la línea eléctrica, a través de la Cabeza de Disparo hacia el

Encendedor. El Encendedor es similar a un cartucho calibre 38. Cuando se

prende, enciende el Encendedor Secundario, el cual se quema y deja caer

partículas metálicas calientes en la carga de gas para encenderla. Esta tiene

una chapa o disco de material del Encendedor Secundario adicional engomado

a su parte superior, para suministrar el calor adicional que se necesita para

encender la Carga de Gas de Asentamiento Lento. Esta contiene un Oxidante

de manera que pueda encender sin necesitar una fuente externa de oxígeno. A

medida que se enciende, aumentan la temperatura y la presión en la cámara

de presión, forzando hacia abajo el Pistón Flotante. Esto empuja el aceite a

través del orificio en el Conector hacia el Pistón Inferior. Esta fuerza

descendente es transferida a través del Vástago del Émbolo y el Eslabón en

Cruz a la Camisa de asentamiento. Esta ejerce presión contra la Camisa de

Asentamiento del Kit Adaptador con Línea eléctrica, hasta que se haya

transferido suficiente fuerza a la empacadura que está siendo asentada para

librarlo de ésta. La Carga de gas se quemará más rápidamente a medida que

aumentan en ésta la temperatura y la presión. Siempre se recomienda una

Carga de gas de Asentamiento Lento, para pozos con temperaturas elevadas a

una profundidad de asentamiento y para las herramientas de asentamiento que

posean muchas partes móviles. Cuando tenga dudas, corra una Carga de gas

de Asentamiento Lento.

Para desahogar la presión de gas, coloque el "E-4" en un área bien ventilada

con el orificio de la Válvula de Desahogo, dirigido hacia una dirección segura,

lejos del personal. Abra lentamente la Válvula de Desahogo utilizando la Llave

Inglesa desconectando la espiga o varilla. Cuando el gas comienza a salir del

orificio, abra un poco más la válvula y deje que el gas salga hasta que toda la

presión haya sido liberada. Este gas es producto de combustión y no debe ser

aspirado. Si la Válvula de Desahogo no puede ser abierta, la presión puede ser

90

desahogada desconectando la Cámara de Presión Superior del Conector de la

Válvula de Desahogo, hasta que la presión del gas atrapado comienza a salir a

través del agujero de drenaje en el extremo inferior de la Cámara de Presión.

Se deben tomar extremas precauciones cuando se está utilizando este método

para desahogar la presión. Asegúrese de que el agujero de drenaje no esté

tapado o dirigido hacia alguien. La Herramienta de Alta presión no tiene una

Válvula de Desahogo y debe ser desahogada usando este método después de

cada corrida. La Cámara de Presión contendrá aproximadamente 3000 psi

cuando la herramienta de asentamiento es utilizada.

REACONDICIONAMIENTO.- Después de cada corrida cambie siempre todos

los "o-rings". Si el fluido del pozo se filtra a la Cámara de Presión o al Cilindro

Superior, la herramienta podría asentarse prematuramente. Si hay un escape

del fluido hacia el Cilindro Inferior, la herramienta podría no asentarse y podría

dañar el "E-4" cuando es accionada. El reacondicionamiento deberá realizarse

tan pronto como sea posible debido a la propiedad corrosiva de los productos

combustibles que se están utilizando.

Los productos combustibles dejados en la herramienta ocasionarán picaduras.

Muchas veces los operadores de línea eléctrica harán una "carrera corta" con

el "E-4" cuando se requieran varias corridas en secuencia. Cuando ellos hagan

una carrera corta con la ellos simplemente empujan hacia arriba la Camisa

asentadora tanto como puedan para no tener que cambiar los o-rings, cargar

nuevas cargas de gas y correr de nuevo la herramienta de asentamiento. No

recomendamos este procedimiento, y sugerimos enfáticamente que el "E-4"

sea reacondicionado por completo después de cada corrida. También, tener

más de un ensamblaje "E-4" si posee más de una herramienta para asentar.

RANGOS.- Los tamaños estándar #10 y #20 "E-4" de la Herramienta de

Asentamiento de Presión con Línea eléctrica soportan hasta 15000 psi de

presión hidrostática, mientras que el tamaño estándar #05 soporta hasta 27000

psi de presión hidrostática. Las herramientas de alta presión, tamaños #10 y

#20 están disponibles con 30000 psi y 25000 psi respectivamente. Las Cargas

91

de Gas de Asentamiento Lento “Slow Set Power Charges” tienen una

temperatura de trabajo de hasta 400 °F. Consulte la Unidad Técnica para

verificar los rangos de temperatura usando las cargas de gas estándar. Los

rangos de potencia generada son de 55.000 lbs para el tamaño #20; 33.000 lbs

para el tamaño #10 y 7.000 lbs para el tamaño #05. Los competidores que

utilizan el "E-4" para asentar su equipo son responsables de probar la

compatibilidad del ensamble "E-4" con su equipo.


• Usados para correr y asentar empacaduras de producción y

empacaduras recuperables de interior pulido en línea eléctrica.

• El "WLAK" Modelo "B" es usado para unir la empacadura a la

herramienta de asentamiento. Incluye el perno de liberación por corte.

• El "WLPSA" Modelo "E-4" es corrido por una compañía autorizada para

perforar con guaya y/o correr registros. Cuando es ensamblado con un

localizador de cuellos, permite un control más exacto de la profundidad

para asentar la empacadura.

• La fuerza de asentamiento es generada por un gas encendido

eléctricamente; el cual crea la presión necesaria dentro de la

herramienta para asentar la empacadura y cortar el perno de liberación

en el adaptador.

• Se recomienda su uso en pozos con temperaturas inferiores a 400 °F.

• Tanto la herramienta de asentamiento como el kit adaptador son

recuperados una vez que la empacadura es asentada.

92

Figura 69: Herramienta de Asentamiento de Presión actuada con “Wireline” Modelo “E-4”


3.3.2. KIT ADAPTADOR DE LÍNEA ELÉCTRICA MODELO "B"


• Diseñada en varios tamaños para adaptar las empacaduras

permanentes o recuperables a las herramientas de asentamiento.

• Puede ser usada con dispositivos con guaya / línea o de asentamiento

hidráulico corridos con la tubería de producción.

• Pernos de corte especialmente diseñados rompen a una tensión dada la

cual liberará el adaptador y la herramienta de asentamiento de la

empacadura.

• Robusto diseño se enrosca en las roscas de la empacadura para

correrlas al fondo del pozo.

• Las lengüetas enroscadas del adaptador están diseñadas para liberarse

de la empacadura al romper los pernos de corte.

93

.

Figura 70: Kit Adaptador de Línea Eléctrica Modelo “B”


3.3.3. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO DE PRESIÓN PARA ALTAS

TEMPERATURAS ACTUADA CON LÍNEA ELÉCTRICA MODELO "L"

DESCRIPCIÓN.- La herramienta de Asentamiento de Presión con Línea

eléctrica de Alta Temperatura Hidrostática (Hydrostatic High Temperature Wire

Line Pressure Setting Assembly) de Baker, Modelo "L", ha sido diseñada para

realizar la misma función de la herramienta de Asentamiento de Presión con

Línea eléctrica, Modelo "E-4", (Wire Line Pressure Setting Assembly).

Originalmente el "WLPSA" "L" fue creado específicamente para colocar las

empacaduras permanentes de Alta Temperatura de Baker. En años recientes,

la herramienta ha sido adaptada para un servicio de temperatura media de

manera que pueda ser usada, cada vez que haya suficiente hidrostática para

proporcionar un asentamiento lento de una empacadura permanente Baker,

retenedor del cemento o tapón puente.

El "WLPSA" "L" puede ser adaptado a un servicio de 200° - 600 °F, y con una a

cuatro etapas, dependiendo del tiempo de asentamiento deseado y de la

presión hidrostática disponible. La herramienta de asentamiento está diseñada

para suministrar una fuerza de asentamiento máxima de 90.000 lbs; y contiene

un dispositivo de medición el cual puede disminuir la velocidad de

asentamiento.

La siguiente información es necesaria y se debe contactar a un representante

de Baker Oil Tools para planificar debidamente el trabajo:

1. Peso del fluido.

94

2. Profundidad de asentamiento.

3. Temperatura a la profundidad de asentamiento.

4. Valor del perno de corte (o fuerza de asentamiento requerida).

5. Carrera de la empacadura/tapón puente.

6. Tiempo de asentamiento deseado.

7. Tamaño y peso de la tubería de revestimiento.

8. Compañía de línea eléctrica que realizara el trabajo (tipo de rosca

requerida en el cabezal de disparo).

OPERACIÓN.- La empacadura Baker, el tapón puente o el retenedor del

cemento están unidos al "WLPSA" "L" por medio del apropiado Kit Adaptador

con Línea eléctrica Baker. Luego, el "WLPSA" es conectado al Cabezal de

Disparo "G".

La herramienta es corrida a la profundidad de asentamiento deseada y el

circuito eléctrico es cerrado. El cerrar el circuito eléctrico hace que el cabezal

de disparo, encienda un encendedor primario tipo filamento. El encendedor

primario enciende la carga. A medida que la carga se quema produce suficiente

presión de gas para mover un pistón superior. Cuando este pistón superior se

mueve, rompe el tapón de corte, permitiendo la presencia de presión

hidrostática dentro de la herramienta. La presión hidrostática empuja el pistón

flotador, obligando al fluido que está debajo de él a pasar a través del cartucho

de medición. El fluido presurizado trabaja en contra de los pistones centrales y

el pistón ocasionando un movimiento descendente en el vástago, el eslabón en

cruz, la camisa del eslabón y la camisa de asentamiento. La camisa del

eslabón transfiere el empuje descendente del interior al exterior del

95

ensamblaje. Esta fuerza actúa en las cuñas superiores del puente tapón Baker

(retenedor del cemento o empacadura permanente). Las cuñas superiores se

mueven hacia abajo a lo largo del ángulo del cono hasta romper y hacer

contacto con la tubería de revestimiento.

Cuando las cuñas superiores son asentadas suficientemente contra el

revestidor (suficiente como para superar el peso de la herramienta de

asentamiento), los pistones en la herramienta de asentamiento ya no se

moverán hacia abajo. Sin embargo, la presión constante provocará que la

porción externa del “WLPSA” se mueva en forma ascendente. Este movimiento

ascendente es transmitido a través del kit adaptador de la empacadura al

cuerpo de la herramienta que está siendo asentada.

El cuerpo del tapón puente Baker (retenedor del cemento o empacadura

permanente) se mueve hacia arriba, comprimiendo el elemento de empaque y

obliga a las cuñas inferiores a subir y a salir a lo largo del cono inferior hasta

que hace contacto con la pared interna del revestidor. La fuerza ascendente

continúa encajando las cuñas inferiores, con más firmeza, en el “casing” hasta

que se desarrolla suficiente fuerza para romper el punto débil en dos. Esto

completa el ciclo de asentamiento y libera el kit adaptador con línea eléctrica y

el ensamblaje de asentamiento de presión con línea eléctrica de manera que

puedan ser recuperados del pozo.

DATOS DIMENSIONALES:

HERRAMIENTA DE

ASENTAMIENTO

HERRAMIENTA DE

ASENTAMIENTO

TAMAÑO

D.E.

#10

3.625"

#20 3.625

96

HOJA DE CÁLCULO

1. Ordenado por

2. Fecha del Pedido

3. Peso Fluido * ppg

4. Profundidad Pozo * pies

5. Temperatura * °F

6. Presión Hidrostática * psi

7. Valor del perno de corte * lbs

8. Recorrido Empacadura * pulgadas

9. Tiempo de Asentamiento Deseado * minutos

10. Velocidad de Asentamiento pulg/min

11. Tamaño del revestidor *

12. Tamaño de Herramienta 10 ó 20 *

13. Herramienta de 2 ó 3 Etapas

14. Fuerza Disponible (con 20% Seguridad) lbs

15. Medición Promedio de Caída de Presión psi

16. Carta de Rango Lohm (use 10 & 15) lohms

17. Próximo Cartucho Superior lohms

18. Medición Mínima de Caída Presión psi

19. Table de seguridad (use 17 & 18) si/ no

20. Velocidad Asentamiento Promedio

(use 15 & 17) pulg/min

21. Tiempo de Asentamiento Nominal (8/20) minutos

22. # Commodity Herramienta Ordenada

23. Compañía de Guaya *

24. # de parte de la Cabeza de Disparo

Esta es la información que se requiere para establecer un trabajo para la

Herramienta de Asentamiento de Alta Temperatura Hidrostática Modelo "L"

corrida con guaya eléctrica.

1. Cliente.

2. Peso del Fluido: El hoyo debe estar lleno.

97

3. Profundidad de Asentamiento, TVD (profundidad total vertical).

4. Temperatura.

5. Valor del Perno de Corte.

6. Recorrido de la Empacadura: Tipo de Empacadura (fabricante).

7. Tiempo de Asentamiento Deseado.

8. Revestidor. Diámetro calibrado.

9. Tamaño 10 ó 20.

10. Compañía de Guaya.

EJERCICIO

1. Valor Perno de Corte: 70.000 lbs.

2. Peso Fluido del Pozo: 19,2 ppg.

3. Profundidad: 16.000'.

4. Temperatura: 425 °F.

5. Tamaño “Casing”: 7-5/8" 52#/ft.

6. Se va a utilizar un Adaptador #20 ó #10: #20.

7. Tipo Elemento de Empaque (goma, teflón, etc.): Teflón.

8. Recorrido de la Empacadura: 6 pulgadas.

9. ¿Qué tipo de empacadura está siendo asentada? Baker Modelo "HE".

10. ¿Cabezal de Disparo a ser usado? McCullough.

11. Tiempo de asentamiento deseado: 30 minutos.


• ASENTAMIENTO LENTO CONTROLADO.- Asentamiento lento

predeterminado, basado en tiempo de asentamiento deseado, presión

hidrostática, carrera (stroke) de la empacadura y valor de ruptura del

punto débil.

• TEMPERATURAS EXTREMAS.- Para ser usado entre 350 °F y 600 °F.

98

• HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO “ELINE”.- Usada para asentar

Empacaduras, Tapones Puente, y Retenedores de Cemento con Guaya.

• ALTO RENDIMIENTO.- Rendimiento máximo 90.000 lbs. de fuerza y

carrera (stroke) larga de asentamiento.

• COLOCACIÓN EXACTA.- Usar junto con un registro de cuellos para

correlacionar la profundidad exacta de asentamiento.

• INSTALACIÓN RÁPIDA.- Se vale de la capacidad de corrida rápida de

la línea eléctrica.

• AJUSTABLE.- Puede ser ensamblada para funcionar a diferentes

temperaturas y presiones hidrostáticas. El tiempo de asentamiento se

puede variar desde asentamiento instantáneo hasta cerca de 1 hora.

• TAMAÑOS DISPONIBLES.- Las herramientas Tamaños #10 y #20

están disponibles con 1 a 4 etapas, dependiendo de la aplicación.

3.4. HERRAMIENTAS TRANSPORTADAS EN TUBERÍA

3.4.1. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO HIDRÁULICO MODELO "J"

APLICACIÓN.- El Modelo "J" es utilizado fundamentalmente para asentar las

empacaduras de producción, si bien puede ser usada para asentar los

productos R&S tales como Tapones Puente de Hierro Fundido y Retenedores,

así como también el Modelo "WG" y los Tapones Puente Recuperables de

Asentamiento con Línea eléctrica. La Unidad Técnica se encuentra ubicada en

el Volumen 1 de los Productos Estándar bajo la etiqueta 410.10.

PRINCIPIO DE DISEÑO.- El Modelo "J" es una herramienta de asentamiento

operada hidráulicamente y corrida en la tubería. La herramienta de

99

asentamiento convierte la presión del fluido en una fuerza lineal. Esta fuerza es

transportada a la herramienta siendo asentada a través de un Kit Adaptador de

Línea eléctrica el cual conecta el Modelo "J" a la herramienta. Cuando esta

fuerza, por sí sola, no es suficiente para realizar un asentamiento por completo

y soltarse, se aplica una fuerza de asentamiento adicional tensionando la sarta

de producción. El Modelo "J" puede ser usado para asentar hidráulicamente

cualquier herramienta que haya sido diseñada para ser asentada con línea

eléctrica usando la herramienta de Asentamiento de Presión con Línea

eléctrica, Eléctrica Modelo "E-4" #10 ó #20. El asentamiento hidráulico permite

que estas herramientas sean corridas en pozos altamente desviados o en otras

aplicaciones donde el asentamiento con línea eléctrica, eléctrica no es

conveniente o efectivo en cuanto al costo.

OPERACIÓN.- Conecte la herramienta que va a ser asentada al Modelo "J"

usando el mismo Kit Adaptador de Línea eléctrica que será usado con un

"WLPSA" Modelo "E-4". Corra en el pozo a una profundidad de asentamiento.

La tubería de producción se va llenando a través de un orificio en el conector

Superior. Se bombea hacia la tubería una Esférica "Kirksite" (aleación a base

de plomo) 1-7/16" la cual se asienta en la Camisa de Soporte. 1,000 psi cortan

los tornillos de bronce de corte permitiendo que la Camisa de Soporte cierre los

orificios en el conector Superior y desvíe la presión de asentamiento a los

pistones. La fuerza de asentamiento es transferida a través de los Vástagos del

pistón (Pistón Rods), el Eslabón en Cruz (Cross Link), la Camisa del eslabón

(Cross Link Sleeve), y la Camisa de Asentamiento (Setting Sleeve) para

asentar la herramienta. Cuando se ha alcanzado la máxima presión de

asentamiento permitida, y aún se necesita una fuerza de asentamiento

adicional, favor consulte el diagrama de la Unidad Técnica para saber la

cantidad de tensión que se debe aplicar para completar el asentamiento y

liberar la herramienta.

Cuando la herramienta se desplaza por completo, los orificios de los cilindros

quedan descubiertos para que la sarta de producción se desagüe mientras está

siendo extraída.

100


• Usado para asentar las empacaduras de producción y las empacaduras

recuperables de interior pulido en la tubería de producción o en la

tubería de perforación.

• Ensamblada a la empacadura por medio del Kit Adaptador Modelo “B”

“WLAK".

• Disponible en dos (2) o tres (3) cilindros.

• Asienta la empacadura a través de una combinación de fuerza hidráulica

– extracción.

• Es un buen método para asentar empacaduras en un hoyo de ángulo

grande donde el asentamiento con guaya es extremadamente difícil.

• La tubería de producción se llena automáticamente a medida que es

corrida en el hoyo.

• El asentamiento prematuro se previene por medio de un tornillo de corte

en la camisa entrecruzada.

Figura 71: Herramienta de Asentamiento Hidráulico Modelo “J”


101

Figura 72: Operación de la Herramienta de Asentamiento Hidráulico Modelo “J”


102

3.4.2. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO HIDRÁULICO MODELO "B-2"


• Utilizados para asentar las empacaduras de producción y las

empacaduras de diámetro interno pulido “seal bore” recuperables con la

tubería de producción o perforación.

• Ensamblada a la empacadura a través del Kit Adaptador Modelo "B-2".

• Disponible con dos (2) o tres (3) cilindros.

• Asienta la empacadura a través de una combinación de Fuerza

Hidráulica – Tensión.

• Es un buen método para asentar empacaduras en pozos desviados o

donde el asentamiento con línea eléctrica es extremadamente difícil y en

lodos pesados.

• La tubería de producción se llena automáticamente a medida que es

corrida en el hoyo.

• Equipada normalmente para aplicaciones hasta 400 °F de servicio con

kit opcional para 550 °F.

• La empacadura puede ser probada, por tubería o espacio anular,

después de haber sido asentada.

• Si se desea se puede aplicar peso antes de liberar la herramienta.

• La liberación de la herramienta y del adaptador se hace por rotación de

mano derecha, +/- 1-15 vueltas en la herramienta.

103

• No rotar la tubería hacia la derecha mientras se corre la

empacadura.

Figura 73: Herramienta de Asentamiento Hidráulico Modelo “B-2”


3.4.3. KIT ADAPTADOR HIDRÁULICO MODELO “B-2”


• Conecta la herramienta de asentamiento a la empacadura, Diseñada

para usar camisas deslizables donde sea práctico, al ajustar la rosca y la

camisa adaptable comúnmente usada en el Kit Adaptador Modelo “B”,

Disponible para servicios de 550 °F.

• Un solo tamaño de esta herramienta es utilizado para asentar diferentes

tamaños de empacaduras, simplemente utilizando el Kit Adaptador “B-

2”.

104

Figura 74: Kit Adaptador Hidráulico Modelo “B-2”


3.4.4. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO MODELO "BH"


• Fabricada con roscas de tubería de perforación, Acondicionada con niple

de maniobra.

• Genera una fuerza de asentamiento de hasta 126,000 lbs. Tiene 10" de

carrera, asegura el asentamiento de las cuñas en una completa gama de

productos.

• La herramienta puede ser acondicionada para ser bajada con la

bola/canica en sitio o puede ser dejada caer después de haber llegado

hasta la profundidad de asentamiento, La carga de tensión es de

150.000 lbs.

• El rango de presión es de 10000 psi de estallido y colapso, La

empacadura podría ser probada antes de liberar la herramienta de

asentamiento, Liberada por rotación.

Figura 75: Herramienta de Asentamiento Modelo “BH”


105

3.4.5. HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO MODELO "BHH"


• Fabricada con roscas de tubería de perforación, Acondicionada con niple

de maniobra.

• Genera una fuerza de asentamiento de hasta 126,000 lbs. Tiene 10” de

carrera, asegura el asentamiento de las cuñas en una completa gama de

productos.

• La herramienta puede ser acondicionada para ser bajada con la

bola/canica en sitio o puede ser dejada caer después de haber llegado

hasta la profundidad de asentamiento, La carga de tensión es de

150.000 lbs.

• El rango de presión es de 10,000 psi de estallido y colapso, La

empacadura podría ser probada antes de liberar la herramienta de

asentamiento.

• Liberación por rotación, hidráulicamente, tensión o una

combinación de hidráulica / tensión.

Figura 76: Herramientas de Asentamiento Modelo “BHH”


106

3.5. HERRAMIENTAS DE PESCA DE DIÁMETRO INTERNO

PULIDO “SEAL BORE PARA EMPACADURAS QUE NECESITAN

HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO

3.5.1. HERRAMIENTA DE RECUPERACIÓN PARA EMPACADURA

MODELO RETRIEVA-D


• Utilizada para recuperar las Empacaduras Modelo "Retrieva-D".

• La liberación de la Empacadura es lograda por medio de tensión

(halando), Posee acción de martillo de 10".

• Puede ser liberada de la Herramienta, si es necesario; a través de una

ligera tensión y +/- 1-15 vueltas a la derecha.

Figura 77: Herramienta de Recuperación Empacadura Modelo Retrieva-D.


3.5.2. HERRAMIENTA DE RECUPERACIÓN PARA EMPACADURAS

MODELO “A” RETRIEVA-D


• Se utiliza para recuperar las empacaduras modelo "A" Retrieva-D, La

liberación de la herramienta se logra a través de tensión.

107

• La liberación de la Empacadura por Emergencia se logra aplicando

rotación a la derecha al mismo tiempo que una pequeña tensión.

Figura 78: Herramienta de Recuperación Modelo “A” para Empacaduras Modelo “A” Retrieva - D


3.5.3. HERRAMIENTA DE RECUPERACIÓN MODELO "S-1"


• Se usa para recuperar empacaduras de tipo “SC”, Libera la empacadura

con tensión - No se necesita de rotación.

• Extensión de Recuperación con un diámetro interno mínimo de 3.68",

longitud mínima de 3', se debe correr debajo de la empacadura para

alojar la longitud de la herramienta de recuperación.

Figura 79: Herramienta de Recuperación Modelo “S-1”


108

3.6. HIDRÁULICAS, ASENTADAS CON TUBERÍA DE UN SÓLO

VIAJE

3.6.1. HERRAMIENTA DE CORRIDA PARA EMPACADURA ISO-PAK

TAMAÑO 47


• Rango de presión equivalente a la de la empacadura hidráulica Iso-Pack

de sarta sencilla, Temperatura de trabajo de 200° F, Liberación por corte

de 30,000 lbs con solamente levantar la tubería, Los Sellos “Bonded”

mejora la vida de la herramienta.

• Rotacionalmente asegurado a la empacadura para incrementar la

corrida en pozos horizontales.

Figura 80: Herramienta de Corrida para Empacadura “Iso-Pak” Tamaño 47


3.6.2. HERRAMIENTA DE RECUPERACIÓN MODELO "A" PARA

EMPACADURA HIDRÁULICA ISO-PAK DE SARTA SENCILLA


• Modificada en longitud y espaciamiento para alojar la empacadura Iso-

Pak, La empacadura se libera con solamente levantar la tubería.

109

• El collet inferior, una vez enganchado, ayuda en aliviar la compresión

residual entre el cono inferior y las cuñas aplicando presión hidráulica en

la sarta de trabajo.

• Liberación de emergencia de la empacadura se logra a través de la

rotación a mano derecha mientras se tensiona ligeramente

Figura 81: Herramienta de Recuperación Modelo “A” para Empacadura Hidráulica “Iso-Pak” de Sarta Sencilla


3.7. ACCESORIOS DE EMPACADURAS RECUPERABLES

3.7.1. ACCESORIOS DE SELLO DE TUBERÍA A EMPACADURA

3.7.1.1. Niple de Sellos “Snap-Latch” Modelo "S"


• Utilizado para conectar la tubería de producción a empacaduras

recuperables de sartas múltiples en la sarta corta.

• Se engancha con 3000 - 6000 lbs de peso, Generalmente requiere de

peso para mantenerlo enganchado, Se recupera o desengancha con

6000 - 10000 lbs de tensión.

110

• Disponible en diferentes variaciones para adaptar las diferentes

características de diseño de empacaduras de sartas múltiples.

Figura 82: Niple de Sellos “Snap – Latch” Modelo “S”


3.7.1.2. Niple de Sellos Paralelo con Ancla Modelo "K" (Model “K” Parallel

Anchor Seal Nippe)


• Diseñado para conectar la tubería de producción uso en el lado corto de

sarta de empacaduras hidrostáticas duales Modelo “A-5”, “AL-5”, y “ALS-

5”, El ancla sella en el “seal bore”.

• Receptáculo de la empacadura de manera que no puedan ser liberados

por presión, Se engancha con peso y libera con poca tensión y rotación

a la derecha.

Figura 83: Niple de Sellos Paralelo con Ancla Modelo “K”


111

3.7.1.3. Conector Sellante “On-Off” Modelos "L-10" y "R-10"


• Utilizado en operaciones de producción, tratamiento, prueba o de

reparación donde se desea aislar una zona más baja y/o recuperar la

tubería sin desasentar la empacadura.

• Las versiones "L-10" y "R-10" tienen las mismas características de la

tubería N-80.

• Cumple con la Norma MR-01-75 de la Asociación Nacional de

Ingenieros Corrosivos (NACE) para servicio en ambientes de H2S, No

tiene componentes soldados.

• El hombro de torque con ángulo permite tolerar gran cantidad de torque

y elimina la posibilidad de desenroscar la zapata, Disponible en una

versión de 12000 psi.

• Diseño con sellos “bonded” basado en pruebas de campo de la Camisa

Deslizante Modelo “L”. Esta configuración única está diseñada para

adaptarse al hinchamiento de los elastómeros y eliminar la presión

atrapada entre los sellos que puede causar atrancamiento de la presión.

• Sistema opcional de sellos Chevron termoplástico de alto rendimiento,

basado en las pruebas de campo del sistema de sellos de la Camisa

Deslizante Modelo “CM” suministra la capacidad “on-off” de la

herramienta sin ningún sello elastomérico.

• Estos sellos son químicamente inertes y funcionan prácticamente en

cualquier ambiente hasta 325°F.

112

• El perfil del niple acepta tapones y otros accesorios de Control de Flujo

de Baker.

• Guías de diámetro externo variable para revestimientos de diámetro

interno grande.

Figura 84: Conector Sellante “On - Off” Modelos “L-10” Y “R-10”


113

Figura 85: Desconector de Tubería


114

3.7.2. VÁLVULAS ACTIVADAS MECÁNICAMENTE

3.7.2.1. Válvula de Cierre de Doble Paso Modelo "B"


• Amplio y liso diámetro interno para evitar turbulencia y caída de

presiones.

• Operación mecánica hace que la válvula sea insensible a variaciones de

presión en la tubería o en el anular. Puede ser dejada como tapón

puente temporal.

• Todas las partes están hechas de aleaciones resistentes a la corrosión

adecuadas para servicio en ambientes de H2S y CO2.

• Tubería puede ser dejada en tensión, compresión o neutral.

• Soporta presión por encima o por debajo. Presión de trabajo 6000 psi.

,

• Compatible con Lok-Set, “TSN” y empacaduras permanentes mientras

los sellos estén anclados.

Figura 86: Válvula de Cierre de Doble Paso Modelo “B”


115

3.7.2.2. Junta de Descarga Modelo "U-1"


• Se utiliza por encima de la empacadura tipo copa para permitir pase de

fluido durante la corrida.

• Pines de corte lo mantiene en posición abierta durante la corrida,

Requiere de tensión para cerrar y mantenerse cerrado.

• Colocando peso y girando la tubería 1/6 de vuelta a la derecha en la

herramienta, se abren los orificios (de circulación) posicionando la “J” en

posición de recuperación.

Figura 87: Junta de Descarga Modelo “U-1”


3.7.2.3. Válvula Diferencial Desplazamiento Modelo "E"


• Válvula hidráulica de acción simple para completaciones, Permanece

cerrada durante la corrida para poder probar la empacadura por el

anular.

• Al abrir, permite el desplazamiento de fluido. La apertura es ajustable

desde 600 a 3300 psi, Para cerrarla de nuevo se lanza una bola y se

aplica presión hasta 2650 psi, expulsando la bola.

116

Figura 88: Junta de Expansión Modelo “E”


3.7.3. DISPOSITIVOS DE EXPANSIÓN DE LA TUBERÍA

3.7.3.1. Junta de Expansión Modelo "E"


• Utilizada por encima de las empacaduras en completaciones de pozo

para compensar el movimiento de la tubería durante operaciones de

tratamiento o inyección.

• Permite movimiento giratorio (swivel) hasta estar completamente

extendida, en esa posición las partes complementarias se acoplan

permitiendo la transmisión de torque cuando es necesario.

• Utiliza sellos Chevron o bonded fácilmente reemplazables, Temperatura

máxima de 325° F, Presión de estallido y colapso de 8000 psi (ver

tamaño), No está diseñado para uso en ambientes corrosivos.

Figura 89: Junta de Expansión Modelo “M”


117

3.7.3.2. “Sub” de “Swivel” Telescópico (Telescoping Swivel Sub)


• Diseñado para uso en completaciones múltiples para facilitar la corrida

de la tubería por debajo de empacaduras de doble sarta.

• Proporciona acción giratoria así como viaje telescópico de 24”,

Compensa las inexactitudes en la medición de sartas entre

empacaduras.

Figura 90: “Sub” de “Swivel” Telescópico


3.7.3.2. Junta Ajustable con Seguro Rotacional (Baker Adjustable Sub

With Rotational Lock)


• Diseñado para uso en completaciones múltiples para facilitar la corrida

de la tubería de cola por debajo de empacaduras de sartas dobles.

• Proporciona 24" de viaje y cuando ha sido ajustado a la longitud

deseada puede ser asegurado para prevenir movimientos giratorios o

telescópicos.

118

• Compensa las inexactitudes en la medición de sartas entre

empacaduras.

Figura 91: Junta Ajustable con Seguro Rotacional


3.7.4. DISPOSITIVOS DE TAPONAMIENTO

3.7.4.1. Guía de Entrada con Asiento de Bola Expulsable (Wireline Entry

Guide With Shear-Out Ball Seat


• Se instala en el fondo de la sarta de tubería de producción para permitir

un taponamiento temporal.

• Según el valor de corte predeterminado, la bola y el asiento son

expulsados al fondo con presión de bomba, Diámetro interno compatible

con la tubería de producción, Valor de corte ajustable.

• Disponible en diferentes configuraciones.

Figura 92: Guía de Entrada con Asiento de Bola Expulsable


119

3.7.4.2. Junta de Presión “Hydro-Trip” Modelo "E"


• El diseño del asiento de bola asegura que la expansión de los dedos tipo

collet regresen a su ranura una vez que la bola se desplace.

• Se obtiene una abertura completa después de desplazar el asiento y

expulsar la bola.

• Se usa como dispositivo de taponamiento temporal en la sarta de tubería

por debajo de las herramientas de asentamiento hidráulico, para así

permitir la aplicación de presión de tubería para accionar las

herramientas.

Figura 93: Junta de Presión “Hydro - Trip” Modelo “E”


3.7.4.3. Junta de Presión “Hydro-Trip” con Liberación Suave Modelo "E"


• El diseño del asiento de bola asegura que la expansión de los dedos tipo

collet regresen a su ranura una vez que la bola se desplace.

• La característica de liberación suave previene represionamiento de la

formación.

120

• Se obtiene una abertura completa después de desplazar el asiento y

expulsar la bola.

• Se usa como dispositivo de taponamiento temporal en la sarta de tubería

por debajo de las herramientas de asentamiento hidráulico, para así

permitir la aplicación de presión de tubería para accionar las

herramientas, Sistema de liberación de emergencia permite soltar la bola

usando un “shifting tool” Modelo “B.

Figura 94: Junta de Presión “Hydro - Trip” con Liberación Suave Modelo “E”


3.8. MATERIAL DE REFERENCIA DE EMPACADURAS

PERMANENTES

3.8.1. MÉTODO DE PRUEBA DE LABORATORIO DEL SISTEMAS DE

EMPACADURAS PERMANENTES

Las prácticas de completación hoy en día están siendo constantemente

cambiadas y mejoradas. Esto somete a grandes exigencias al equipo del pozo

y los servicios. Las empacaduras son un componente fundamental en la

mayoría de las completaciones y las compañías operadoras exigen y esperan

un rendimiento y una confiabilidad de primera de los sistemas de empacadura

permanente. La prueba de las empacaduras bajo condiciones del pozo

simuladas, la cual es facilitada por un laboratorio de prueba extensiva, es un

recurso fundamental para asegurar el rendimiento y la confiabilidad. La

experiencia con las pruebas también establece una mejor comprensión en

121

cuanto a las capacidades y limitaciones del equipo del interior del pozo. Esta

información es importante para hacer recomendaciones para aplicaciones

extremas o inusuales.

3.8.1.1. Capacidades de Prueba

El objetivo de toda prueba de empacadura o serie de pruebas, es el de

asegurar que la empacadura actuará adecuadamente, bajo una dada serie de

condiciones del pozo. En algunos casos esto sólo requerirá de una simple

prueba; cuyos resultados pueden ser correlativos con resultados de pruebas

anteriores y/o datos del campo. En otras situaciones, una serie de pruebas

podrán ser requeridas para simular adecuadamente las condiciones. Cuando

se fabrican empacaduras permanentes, tales como la línea de producto 'HE',

podrían ser empleados programas de prueba que duran varios meses, para

poder simular, lo más que se pueda, las diferentes condiciones del pozo. Estas

pruebas comprenden ambas, la prueba del componente y la prueba completa

de la empacadura. En una prueba completa de la empacadura, se examinan

por lo general tres aspectos fundamentales de la operación de la empacadura.

Estos aspectos son: la operación de asentamiento, condiciones de carga, y

condiciones térmicas. Antes de realizar una prueba completa de la

empacadura, se deberán efectuar varias pruebas de componente para poder

asegurar la capacidad mecánica de las partes individuales o de los sistemas.

La investigación de materiales y las pruebas es también un punto importante y

es realizado en un laboratorio aparte de ingeniería de materiales.

Las capacidades de prueba que comprende la operación de asentamiento son

extensas. Ambos, de línea eléctrica y de asentamiento hidráulico; pueden ser

realizados usando cualquiera de las diferentes herramientas de asentamiento

disponibles. El asentamiento puede ser realizado a una elevada temperatura y

bajo presión hidrostática. La empacadura es asentada verticalmente en una

junta o acoplamiento de la tubería de revestimiento la cual ha sido calentada y

se le ha aplicado presión a las condiciones deseadas. Se usan indicadores

122

electrónicos para registrar las condiciones exactas de asentamiento tales como

temperatura, presión hidrostática, tiempo de asentamiento, y presiones de las

cámaras de aceite y gas en las herramientas de asentamiento.

Luego, se aplican las condiciones de carga a la empacadura en combinaciones

de presión diferencial a través de la empacadura y las fuerzas axiales externas.

Podría ser aplicada cualquier combinación de presión diferencial desde arriba o

desde abajo de la empacadura, y las fuerzas axiales en cualquiera de las dos,

tensión o compresión. Se usa un activador hidráulico para aplicar las cargas

externas y se utilizan bombas de presión alta para aplicar la presión diferencial.

Este equipo permite el cambio y el pasar por un ciclo las condiciones de carga

lo que es importante para determinar el rendimiento de la empacadura a través

de la vida de un pozo. Se usan transductores y equipos de instrumentos

electrónicos para monitorear temperaturas, presiones, fuerzas axiales, y

movimiento, si existe alguno, de manera que incluso la más pequeña fuga de

presión o falla mecánica puede ser detectada.

Los efectos térmicos afectan directamente el rendimiento de la empacadura y

deben ser examinados muy de cerca. Ya que las propiedades del material

varían con la temperatura, es importante efectuar pruebas estructurales a

temperaturas elevadas para asegurar que se usan los factores de seguridad

apropiados en el proceso del diseño. La temperatura también tiene un gran

efecto en el rendimiento del elemento de empaque el cual se sella en el

diámetro interno del “casing”. Un efecto comúnmente pasado por alto es el de

los ciclos de temperatura en estos elementos de empaque. Durante el estímulo,

la temperatura de la empacadura podría ser reducida a una temperatura muy

cercana a la del fluido que está siendo inyectado. Este enfriamiento afecta las

propiedades materiales del elastómero, y si no es compensado en el diseño de

la empacadura, puede crear pérdidas de fluido temporales durante los

momentos críticos de la operación del pozo. Las instalaciones que permiten un

ciclo térmico completo desde una prueba de temperatura máxima a

temperatura ambiente y de nuevo a una temperatura máxima mientras se

123

mantiene una presión diferencial son imperativas para determinar el rango del

rendimiento total de los sistemas de empacaduras permanentes.

La prueba del componente es un paso muy importante para determinar el

rendimiento de la empacadura. La probabilidad de éxito de una prueba

completa de empacadura frecuentemente puede ser determinada por los

resultados de diferentes pruebas de componentes. Los componentes críticos y

subsistemas son los tópicos más comunes de la prueba del componente. Estos

componentes críticos pueden incluir cuñas, sistemas de cierre, sistemas del

elemento de empaque así como también otros sellos y sistemas a los cuales se

les aplica carga los cuales pueden ser incorporados en el diseño de la

empacadura. Las pruebas del componente son hechas por lo general hasta la

destrucción del elemento de prueba en tanto que podría no ser conveniente

probar por completo una empacadura hasta la destrucción para observar la

condición total de la empacadura después de la prueba.

La compatibilidad del material juega un papel importante en el diseño y el

rendimiento de la empacadura. Las características del material tales como

corrosión y resistencia al hinchamiento bajo presión y temperatura deben ser

conocidas para poder recomendar los materiales apropiados para los

ambientes de pozo específicos. Metalurgistas y químicos en polímeros con

experiencia en estas áreas tienen la posibilidad de usar un laboratorio de

materiales completamente equipado el cual les permite estudiar las

propiedades del material en numerosos ambientes incluyendo el H2S.

3.8.1.2. Diseño del Programa de Prueba

Los programas de prueba son diseñados para obtener la mayor cantidad de

información útil del menor número de pruebas. En el desarrollo de

empacaduras nuevas, los programas son diseñados para simular las

condiciones del campo y entregar el producto lo más pronto posible. Por esta

124

razón, las pruebas de los materiales y componentes se realizan antes de la

prueba completa de la empacadura.

Una vez que los sistemas del componente principal de la empacadura han sido

clasificados, basados en las condiciones de carga y compatibilidad del material,

la prueba de la empacadura completa está lista para comenzar.

Para explicar las diferentes condiciones del pozo, la empacadura puede ser

asentada con distintas herramientas de asentamiento bajo diferentes

condiciones. Para tener en cuenta las características de asentamiento, las

cuales varían con la temperatura, al menos una empacadura es asentada

normalmente a la temperatura máxima estimada y otra a temperatura

ambiente. El aumentar la temperatura mejora la facilidad de asentamiento en

algunos aspectos de ciertas herramientas y podría disminuir la facilidad de

asentamiento en otros aspectos de las mismas herramientas.

Un propósito principal de la mayoría de las pruebas de empacaduras es simular

el rendimiento de la empacadura a lo largo de la vida del pozo. Por esta razón,

se aplica un mínimo de tres cambios de polaridad de la presión diferencial

durante cada prueba. Estas presiones aplicadas son normalmente al rango de

presión máximo de la herramienta y a la temperatura máxima estimada. Se

aplican fuerzas externas para simular aquellas condiciones del pozo; donde se

usa la fuerza de sellado mínima al elemento de empaque.

Después de que se han realizado suficientes ciclos de presión, se realiza el

ciclo de temperatura mientras se mantiene una máxima presión diferencial a

través de la empacadura. El ciclo de temperatura normal va desde el rango

máximo de la herramienta hasta la temperatura ambiente, y de nuevo a la

temperatura máxima. En todos los diferenciales de presión el tiempo mínimo

por el que mantiene la presión diferencial es de dos horas después de que

logra una estabilización de la temperatura de tres horas.

125

Una vez que el ciclo de temperatura y presión ha sido completado con una

fuerza de sello mínima aplicada al elemento de empaque, la empacadura es

probada a las condiciones de carga máxima. Estas condiciones son

normalmente límite máximo de temperatura y presión diferencial, combinado

con cargas externas aplicadas como podría ocurrir cuando se estimula un pozo

que no permite el movimiento de la tubería. Las intenciones de esta parte de la

prueba son para probar la resistencia a la extrusión de la herramienta bajo las

peores condiciones y probar la resistencia a la extrusión del sistema del

elemento de empaque. Se mantiene una carga máxima por un mínimo de 24

horas desde una dirección y aún la más tenue extrusión del elastómero se

toma como una falla. Esto sucede porque aún una tasa de extrusión muy lenta

puede llevar más adelante a una filtración durante la vida del pozo.

Se realizan inspecciones dimensionales antes y después de la prueba para

determinar si hay cualquier resistencia de varios componentes. Las áreas

alrededor del sistema del elemento de empaque son examinadas

minuciosamente por si tienen grietas o extrusión inminente. Se toman lecturas

de la dureza del elastómero antes y después de la prueba. Los sistemas de

cuñas también se chequean minuciosamente. Se requiere suficiente agarre de

la cuña en “casing” de dureza P-110 o más dura antes de completar el

programa de prueba. Se pueden necesitar varias pruebas para poder realizar

todas las operaciones mencionadas en los párrafos anteriores. Además de las

pruebas de corrida a diferentes temperaturas, las pruebas son casi siempre

corridas en diversos fluidos. Los medios ambientes más comunes de pruebas

son agua, diesel, y nitrógeno.

Además del desarrollo de nuevos productos, la prueba de la empacadura es útil

para otra función vital. Aumenta substancialmente el conocimiento técnico de la

operación de la herramienta. En el mercado de hoy en día, a los productos a

menudo se les exigen que llenen requerimientos para los cuales originalmente

no fueron diseñados. Con datos de prueba anteriores a disposición,

frecuentemente se pueden hacer sugerencias basadas en esos datos, y si no

es así, sólo podrían ser requeridas pruebas mínimas. Los datos de pruebas

126

también son usados para poner en correlación los parámetros del diseño y

confirmar los cálculos teóricos realizados por un análisis del elemento finito.

3.9. ESTANDARIZACIÓN DE EMPACADURAS RECUPERABLES

3.9.1. MÉTODO DE ESTANDARIZACIÓN DE EMPACADURAS

RECUPERABLES DE SARTA SENCILLA

Algunas de las empacaduras recuperables de sarta sencilla más populares de

Baker han sido estandarizadas para proporcionar los costos más bajos de

manufactura y los valores más altos para aquellas personas informadas de

Baker responsables de ordenar y abastecer los inventarios del campo.

Las siguientes empacaduras han sido estandarizadas, la Empacadura de

Tensión "AD-1", la Empacadura para Tubería de Revestimiento de Doble

Agarre "R-3", la "Lok-Set" "A-3" y la Empacadura de Asentamiento Hidrostático

"FH".

3.9.1.1. Empacadura Modelo "AD-1"

Mantuvo los mismos rangos de operación que la empacadura "AD-1"

tradicional.

El material para el cono y la guía es sustituido, de hierro fundido por acero de

aleación baja 22Rc, cambió el material de los Pines "J" a 4140, acero de baja

aleación 30-36, las conexiones son EU 8rd Caja x Pin.

Tabla 5: Tamaño del material de la Empacadura AD-1

TAMAÑO NÚMERO "COMMODITY"

43ª 739-08-43A-STD

45A4 739-08-45A4-STD

45B 739-09-45B-STD

47B4 739-09-47B4-STD


127

3.9.1.2. Empacadura de Doble Agarre Modelo "R-3"

Mantuvo los mismos rangos de operación que la empacadura "R-3" tradicional.

Resumen de cambios significativos: los elementos de empaque son 90-70-90

Nitrilo y las conexiones son EU 8rd Caja x Pin.

Tabla 6: Tamaño del material de la Empacadura R-3


43A 642-01-43A-STD

45A2 642-01-45A2-STD

45A4 642-01-45A4-STD

47B2 642-01-47B2-STD

47B4 642-01-47B4-STD


3.9.1.3. Empacadura "Lok-Set" Modelo "A-3"

Mantuvo los mismos rangos de operación que la empacadura "A-3" tradicional.

Resumen de cambios significativos: las empacaduras son suministradas sin

aros de retención separados (el retenedor de sello y el aro de retención

superior son un componente, y el cono superior y el aro de retención inferior

son un componente); el “housing” del bloque de fricción es modificado (el

retenedor del bloque de fricción será cambiado a un aro sin rosca); el sistema

del elemento de empaque "bonded" de una sola pieza de Nitrilo con durómetro

múltiple 90-70-90.

Tabla 7: Tamaño del material de la Empacadura A-3


43A2 646-30-43A2-STD

43A4 646-30-43A4-STD

45A4 646-30-45A4-STD

45B 646-30-45B-STD

47B2 646-30-47B2-STD

47B4 646-30-47B4-STD


128

3.9.1.4. Empacadura de Asentamiento Hidrostático Modelo "FH"

Mantuvo los mismos rangos de diferencial de presión que la empacadura "FH"

tradicional, a pesar de que al rango de presión hidrostática se le redujo la

capacidad normal a 9900 psi para el tamaño 45 y a 11000 psi para el tamaño

47.

Las empacaduras vienen pin x pin sin aros de corte y sin "crossovers" (estos

artículos deben ser ordenados por separado - ver diagramas más adelante); las

empacaduras vienen sin la particularidad de convertibilidad a liberación

rotacional; el sistema del elemento de empaque "bonded" de una sola pieza de

Nitrilo con durómetro múltiple 90-70-90; el material es 30-36 Rc acero de baja

aleación el cual no es aprobado por NACE; las empacaduras ya no especifican

un DI mínimo sino preferiblemente una garantía de una desviación (DE de

1.901" x 42” de largo para el tamaño 45, y un DE de 2.347" x 42" de largo para

el tamaño 47).

Tabla 8: Tamaño del material de la Empacadura FH


45A4 781-08-45A4-STD

45B 781-08-45B-STD

47B2 781-08-47B2-STD

47B4 781-08-47B4-STD


Tabla 9: Tamaño de Aros de Corte

TAMAÑO ARO DE CORTE

NÚMERO “COMMODITY” TAMAÑO 45

NÚMERO “COMMODITY” TAMAÑO 47

20,000# 01-90929-00 02-40247-00

30,000# 01-90930-00 02-40248-00

40,000# 01-90931-00 02-40249-00


129

Tabla 10: Roscas “Crossovers”

EMPACADURA ROSCAS “CROSSOVER” NÚMERO “COMMODITY” “CROSSOVER”

45 2-3/8" OD NU Pin x Pin

2-3/8" EU 8rd Caja x 2-3/8” NU 10rd Caja 457-60-1508

2-3/8" NU 8rd Caja x 2-3/8" EU 10rd Pin 469-10-5813

47 2-7/8" OD NU Pin x Pin

47

2-7/8" OD NU Pin x Pin

2-7/8" EU 10rd Caja x 2-7/8" NU 8rd Caja 457-60-2204

2-7/8" NU 10rd Caja x 2-7/8" EU 8rd Pin 469-10-6857


3.10. CONSEJOS PARA EL DISEÑO DE COMPLETACIONES

DUALES Y PARA ASENTAR EMPACADURAS DUALES

Estos Consejos son impedir que se repitan las dificultades que se observaron

recientemente; mientras se estaban asentando Empacaduras T2-DSR en

Grupo, Recuperables y de Sarta Dual. A pesar de que este trabajo estaba

rodeado de circunstancias especiales, un análisis de problema dio como

resultado el desarrollo de previsiones en el procedimiento de asentamiento

sobre los cuales deben estar informados tanto usted como su Personal de

Servicio.

Durante este trabajo, estábamos corriendo en tándem dos Empacaduras T2-

DSR, Tamaño 51. Se corrió un substituto giratorio telescópico entre las

empacaduras duales. La empacadura inferior fue acondicionada para ser

asentada aplicando presión por la sarta larga de 3 1/2" contra un tapón en el

niple de asiento por debajo de la empacadura dual más baja. La empacadura

superior fue acondicionada para ser asentada de la misma manera utilizando el

mismo tapón. Las empacaduras fueron asentadas usando 3000 psi según las

instrucciones del Índice del Manual Técnico 420.20 Unidad.

Durante las operaciones de prueba se determinó, que la empacadura superior

estaba filtrando. Se asentó de nuevo utilizando una presión en la sarta larga

130

entre 4000 y 4500 psi y después de esto fue probada de nuevo

satisfactoriamente.

Un análisis de esta operación en el campo reveló que sólo se disponía de un

60% de la fuerza de asentamiento, para asentar la empacadura dual superior.

Esto sucedió porque el área de asentamiento, normalmente disponible para

asentar la empacadura superior, estaba opuesta por un área en el substituto

telescópico giratorio. El esquema adjunto muestra el acople y la hidráulica

comprendidos en este caso. Como comentario sobre este caso, esta situación

pudo no haber ocurrido si la empacadura T2-DSR más baja hubiese sido

asentada en sarta corta y la empacadura superior T2-DSR hubiese sido

asentada en sarta larga.

DATO #1: Los diseños de completación que utilizan empacaduras duales

agrupadas, tales como la T2-DSR o la A-5, requieren que se instale un

substituto telescópico giratorio en la sarta corta entre cada empacadura dual.

Cada substituto telescópico giratorio deberá ser espaciado en una posición de

un punto medio para permitir un movimiento libre en cada dirección. Se debería

colocar un niple de asiento o una camisa deslizante por encima de cada

substituto telescópico giratorio si es el caso que estas empacaduras van a ser

asentadas aplicando presión en la sarta corta.

DATO #2: Las empacaduras T2-DSR y A-5 necesitan que el cuerpo superior

de la empacadura se mueva de 2 a 3 pulgadas hacia abajo para empacar el

elemento de empaque. Las condiciones de espaciado de la sarta corta pueden

tener un efecto desfavorable en este movimiento. La tubería de sarta corta

debería ser espaciada con suficiente compresión para asegurar que el pistón

de asentamiento de las empacaduras, no tenga que estirar la tubería para

completar el empaque.

DATO #3: Si las operaciones de prueba de la empacadura indican que una

empacadura dual no está manteniendo la presión existen cuatro

131

procedimientos de previsión que deberían utilizarse para aumentar las fuerzas

de empaque.

A. Represurizar la sarta de asentamiento hasta la máxima presión

tolerable. Será necesario determinar los límites para la tubería, árbol de

navidad, niple de asiento & tapón, SCSSV, mandriles con bolsillo lateral,

camisas deslizantes, etc., para tener operaciones seguras.

B. Aplique presión de nuevo en la sarta de asentamiento hasta la máxima

presión tolerable y mantenga. Luego, lentamente, aplique presión en el

espacio anular por encima de la empacadura a la máxima presión

tolerable. Mantenga por 5 minutos. Este procedimiento sólo es

apropiado para las empacaduras T2-DSR u otras empacaduras duales

el cual empujara el elemento con diferencial desde arriba.

C. En aplicaciones donde se van a asentar múltiples empacaduras duales

aplicando presión a la sarta corta contra un tapón asentado por debajo

de la empacadura dual más cerca del fondo, mueva el tapón a la

posición del niple inmediatamente por debajo de la empacadura

(referencia DATO #1) que no está manteniendo presión. Asiente de

nuevo la empacadura. Repita las contingencias A y B si es necesario.

D. Libere la sarta corta de la empacadura dual superior y re-espaciarla con

10.000 a 15.000 libras de peso en la empacadura. Asiente de nuevo la

empacadura. Si es necesario repita los pasos A y B. Este paso se debe

utilizar cuando se están presentando dificultades con la empacadura

dual superior.

Este problema nunca se ha observado durante la prueba extensiva de

laboratorio de las empacaduras agrupadas. Ya que este ha sido el único

problema presentado en el campo, nuestra historia sobre varias corridas

exitosas en el campo, nos lleva a concluir que existían otros factores

secundarios implicados. Los candidatos más probables son que la sarta corta

132

de la tubería; está siendo espaciada en tensión, interferencia entre la sarta

larga y/o los mandriles con bolsillo lateral de la sarta corta y/o la excesiva

dureza del elemento de empaque relativa a BHT a la profundidad de

asentamiento de la empacadura.

NOTA: No hay nada malo con nuestra empacadura T2-DSR! No se debe

interpretar como una advertencia de que existe un problema con el rendimiento

de la T2-DSR! Se debe continuar fomentando el hecho de que es una

empacadura hidráulica de sarta dual, de alto rendimiento para todas las

aplicaciones dentro de sus rangos operativos normales.

133

Figura 95: Empacaduras T2-DSR en Grupo, Recuperables y de Sarta Dual.


134

CAPITULO IV

4. PROBLEMAS Y SOLUCIONES

4.1. RECUPERACIÓN DEL PACKER

La recuperación del packer después de una prueba o durante las operaciones

de workover pueden causar algún problema y si la maniobra no se lleva a cabo

correctamente ello puede generar un kick.

La causa principal está en la unidad de packing externo es que a veces queda

deformado provocando problemas de acondicionamiento pero, sobre todo, un

efecto pistón peligroso en la extracción.

Para evitar tal situación es necesario establecer una comunicación entre las

zonas superior e inferior del packer:

• A través de una válvula de circulación, previamente preparada en la fase

de completación.

• O perforando el tubing justo encima del packer.

• Si esto no fuera posible, la maniobra deberá hacerse con el máximo

cuidado.

135

Figura 96: Recuperación del Packer


Después de matar el pozo, desanclar el packer seguido de un periodo de

observación estático. Recuperar algunos tubings manteniendo el control del

volumen de ingreso y salida.

Bajar al fondo nuevamente, para limitar un eventual ingreso de fluido de

formación y daño de la empaquetadura para obtener una comunicación que

permita la circulación.

Si esta situación no mejora, la maniobra deberá hacerse más lentamente

controlando los volúmenes de ingreso / salida, prevaleciendo el control en los

volúmenes de ingreso para mantener a la formación en absorción ligera

(reducida) y prevenir algún ingreso de fluido en el pozo.

136

4.2. FIJADO ACCIDENTAL DEL PACKER

Puede suceder que en la bajada durante la fase de completación, que por error

de maniobra, por falla del equipamiento o por otras razones, un packer se

siente accidentalmente antes de alcanzar la profundidad programada.

En tal caso se deberá seguir procedimientos diversos, dependiendo del tipo de

completación (simple o dual), siempre considerando que el pozo esté en

condiciones estáticas.

4.2.1. COMPLETACIÓN SIMPLE

a. Si el packer es del tipo recuperable:

• Desanclar, circular/acondicionar y sacar para reemplazar el packer;

• Controlar el pozo mediante una maniobra con scraper y molino;

• Bajar el nuevo packer.

b. Si el packer es del tipo permanente:

• Librar la sarta y levantarlo arriba del packer, circular/acondicionar y sacar

la sarta;

• Moler el packer (recuperándolo o llevándolo al fondo);

• Repasar con scraper o molino;

• bajar el nuevo packer.

137

4.2.2. COMPLETACIÓN DUAL

BAJAR CON DUAL SPIDER:

1. circular por la sarta corta;

a. Si hay retorno solo de la sarta larga:

• El dual packer está sentado.

b. Si hay retorno solo del anular:

• El single packer está sentado.

2. Liberar y extraer la completación entera;

3. Repasar con el scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por

un packer permanente simple, este deberá ser molido).

BAJAR SOLO CON SARTA LARGA:

1. Liberar, circular/acondicionar y extraer para reemplazar los packers.

2. Repasar con scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por el

packer permanente simple, debe molerse).

4.3. ESFUERZOS SOBRE EL PACKER

La variación de presión y temperatura en el interior y exterior de un tubing

causa varios efectos dependiendo del tipo de conexión entre el tubing y el

packer.

138

• En el caso de conexión móvil (dinámica), aumenta o disminuye la longitud

del tubing;

• Tal movimiento puede provocar la descarga del tubing del asiento del

packer. En el caso de conexión fija hay un aumento en la fuerza de

tracción o compresión del tubing que es descargada hacia el ancla del

packer.

Tal fuerza puede provocar el desanclado del packer, esto ocurrirá cuando el

jalado alcanza el valor de corte de los anillos o hilos.

4.3.1. EFECTO DE LA PRESIÓN INTERNA/EXTERNA

Consideremos una sarta de tubing con un packer en el extremo, que permite el

corrimiento (sliding) libre del packer.

Indicando con:

Pi: Presión Interna del Tubing.

Po: Presión Externa del Tubing.

Aa: Área Interna del Casing (Anular).

Ai: Área Interna del Tubing.

Ao: Área Externa del Tubing.

La fuerza actuante sobre la sección del tubing es:

139

Ec. (1)

Donde Fa puede ser una fuerza de tracción (negativa) o una fuerza de

compresión (positiva). Con una serie de cálculos es posible valorar el esfuerzo

sobre el packer y sobre el tubing para seleccionar el tipo de completación

idóneo.

Figura 97: Esfuerzos sobre el Packer por Efecto de la Presión


Consideremos un pozo con:

• Liner de 5 1/2" y tubing 2 3/8".

• Packer sentado a una profundidad de H = 2000 m.

• Peso actuante sobre el packer W = 3200 kg.

• Fluido anular (sal) con densidad Do = 1.1 kg/l.

140

• Después el desplazamiento con tubing lleno de agua tratada con

densidad Di = 1.03 kg/l.

• Presión de well head Po = 70 kg/cm2.

Calculo áreas:

• Aa = 5 1/2" id = 18.8 sq.i. = 121.3 cm2.

• Ao = 2 3/8" od = 4.4 sq.i. = 28.4 cm2.

• Ai = 2 3/8" id = 3.1 sq.i. = 20 cm2.

Calculando la fuerza actuante sobre el packer dado que:

• Fuerza en el anular (hacia abajo) ↓:

Fa1 = (Aa - Ao) x (H x D0 / 10) =

= (121.3 - 28.4) x (2000 x 1.1 / 10) = 20438 kg

• Fuerza sobre el tubing (hacia arriba) ↑:

Fa2 = [(Aa - Ai) x (H x Di / 10)] + [(Aa - Ai) x P0] =

= [(121.3 - 20) x (2000 x 1.03 / 10)] + [(121.3 - 20) x 70] = 27959 kg

• Fuerza de balance:

141

Fa = Fa1↓ + W↓ - Fa2↑ = 20438 + 3200 - 27959 = 4321 kg ↑

Si el balance de la fuerza crea una tracción superior a la capacidad del pin de

corte el packer será desanclado. Ello se puede evitar:

• Aplicando una presión adicional al anular:

Pa = Fa / (Aa - Ao) = 4321 / (121.3-28.4) = 46.51 kg/cm2

• O utilizando packers provisto de hold down hidráulico.

4.7. CÁLCULOS HIDRÁULICOS Y MATERIALES DE

REFERENCIA DE LA"R-3”

Con la finalidad de entender completamente como trabaja una empacadura "R-

3", vamos a deducir la hidráulica de la empacadura. Los cálculos exactos de las

fuerzas que afectarán la "R-3"; pueden ser, la diferencia entre un trabajo

exitoso y uno que cause problema. Se explica las áreas que se encuentran en

la carta de la unidad técnica de la empacadura "R-3". El apéndice de la parte

trasera ayuda a identificar alguna designación de letra que no se entienda;

como también la figura 44 para ubicar las áreas dadas.

El área de la superficie de sello cambia con la dirección de la presión. El área

A2 (Figura 98) se usa cuando la presión de la tubería es más grande que la

presión en el anular. El área A1 (Figura 98) se usa cuando la presión en el

anular es más grande que la presión en la tubería. Las áreas que se usan para

A1 y A2 asumen las peores condiciones posibles, y estas figuras se estiman,

debido a que el punto exacto del sello entre el labio del sello y la superficie de

sello; no se pueden determinar exactamente. El área A3 - A4 (Figura 98) se

usa solamente en herramientas de doble agarre, debido a que la de simple

agarre no tiene camisa balanceadora. Se usa sólo cuando la presión de la

tubería es más grande que la presión anular (Figura 98) debido a que ésta es la

142

única vez que la camisa balanceadora tiene algún efecto en la herramienta.

Cuando la presión anular es mayor que la presión de la tubería (Figura 98) la

camisa balanceadora se mantiene arriba y no crea fuerza ni hacia arriba ni

hacia abajo.

Columna 1.- Esta área se encuentra restando (del área de la superficie de

sello) de Ai (área interna de la tubería) para una herramienta de simple agarre

(Ai - A2). Si el número es positivo, Ai > A2, la presión de la tubería resulta en

una fuerza que está tratando de mantener el descargador (unloader) cerrado

(número en negro). Si el número resultante es negativo, A2 > Ai, la presión de

la tubería resulta en una fuerza que está tratando de abrir el descargador

(número en rojo). Para una herramienta de doble agarre también se debe

considerar el área de la camisa balanceadora.

Esta área, A3 - A4 (área de la camisa balanceadora) se añadiría a Ai - A2.

Cualquier presión de tubería que actúe en contra del área de la camisa

balanceadora trataría de mantener el descargador cerrado. Recuerde, que lo

de arriba es cierto cuando la presión de la tubería es más grande que la

presión del anular en la herramienta.

Columna 2.- Esta área se encuentra restando A2 (área de la superficie de

sello) de Ao (área externa de la tubería), para una herramienta de simple

agarre. Si el número resultante es positivo, Ao > A2, la presión anular resulta

en una fuerza que está tratando de abrir el descargador (número en rojo). Si el

número es negativo, A2 > Ao, la presión anular resulta en una fuerza que trata

de mantener el descargador cerrado (número en negro). Para una herramienta

de doble agarre, A3 - A4 (área de camisa balanceadora), debería restarse de

Ao - A2. Cualquier presión anular que actúe en contra del área de la camisa

balanceadora trataría de abrir el descargador.

Es importante notar que las áreas encontradas en las Columnas 1 y 2 son las

que toman en cuenta el área de la camisa balanceadora y eso es sólo cuando

Ud. está trabajando con una herramienta de doble agarre. Una vez más se

143

advierte que estas dos columnas se toman en cuenta en una situación donde la

presión de la tubería es mayor que la presión del revestimiento en la

herramienta

Columna 3.- Las áreas en la Columna 3 son simplemente las áreas internas de

varios tamaños de tubería. Esta cifra siempre es roja, y siempre actuará

abriendo el descargador o moviendo la sarta de tubería a la superficie. La única

vez en la que se usa esta área es cuando la sarta de tubería está colgando en

los elevadores o asentado en las cuñas. En otras palabras, use la Columna 3

cuando la tubería no esté “embridada”. Este es el caso frecuente durante las

operaciones de “tratamiento” tales como trabajo de ácido o trabajos de

forzamiento. La razón por la que se descarta la Columna 3 cuando la tubería

está “embridada” es que la fuerza creada por la presión que actúa en el área

interna de la tubería se transmite al cabezal del pozo y la tubería obviamente

no se puede mover hacia arriba.

Las Columnas 4, 5, 6, y 7 trabajan en una situación donde la presión en el

anular es mayor que la presión en la tubería. Esta situación podría ocurrir

aplicando presión de bomba (Columnas 4 y 5) o achicando la tubería

(Columnas 6 y 7). Independientemente de cómo la situación ocurra, las áreas

afectadas cambian debido a la presión de una dirección diferente. El área de la

superficie de sello en esta situación es A1.

Columna 4.- Esta área se calcula restando A1 (área de la superficie de sello)

de Ai (área interna de la tubería). La presión de tubería que trabaja en esta

área resulta en una fuerza que trata de abrir el descargador (A1 > Ai) en todos

los casos, excepto para algunos tamaños de tubería para simple agarre de 28 a

35.

Columna 5.- Estas figuras se calculan restando Ao (el área externa de la

tubería) de A1 (área de la superficie de sello). Si el número es positivo, A1 >

Ao, entonces la fuerza resultante creada por la presión en el anular trata de

144

mantener al descargador cerrado. Si el número es negativo, Ao > A1, entonces

la fuerza resultante trata de abrir el descargador.

Columna 6.-Estas áreas se calculan de la misma forma en que se calcularon

aquellas en la Columna 4 (Ai - A1). La diferencia es que el área que aparece

como número en negro en la Columna 4, será un número en rojo en la

Columna 6, y viceversa. Este es el caso porque el remover fluido de la tubería,

o achicar, también remueve alguna presión que fue creada por ese fluido.

Cuando la presión se remueve, la fuerza, creada por la presión actuando en las

áreas mencionadas, se reversa. Por esta razón, las áreas de la Columna 6 son

las mismas que aquellas de la Columna 4, las fuerzas resultantes trabajan en

dirección opuesta.

Columna 7.- Las áreas de la Columna 7 son exactamente las mismas que en

la Columna 5, porque la situación es la misma o la presión anular es todavía

mayor que la presión de la tubería en la herramienta. Ahora que sabemos

cómo se obtuvieron las áreas en la carta, necesitamos entender cómo y

cuando se usan. Las áreas se usan para calcular el efecto pistón en una

empacadura "R-3". Estas áreas se incorporan dentro del programa de

movimiento de tubería “tubing movement program” "R3DG".

También debemos darnos cuenta que la carta se usa para calcular sólo el

efecto pistón. La carta básicamente le permite determinar si Ud. tiene suficiente

peso de tubería disponible para lograr las presiones deseadas, sin descargar la

herramienta. El hecho de que Ud. esté trabajando con un número en negro, no

significa que la empacadura nunca se descargará, independientemente de

cuanto Ud. presurice. La indicación es que la herramienta no se descargará,

debido al efecto pistón. Como nosotros sabemos, la herramienta podría

ciertamente descargarse debido a la temperatura, hinchamiento

(obalonamiento), pandeo de presión o una combinación de estos esfuerzos.

Esto explica cómo hacer un cálculo manual. Esta fórmula se la puede encontrar

también en el Manual de Cálculos de Empacadura.

145

Presión de Tubería Presión en el Anular

Figura 98: Empacadura Modelo “R-3” de Doble Agarre


146

4.4.1. ÁREAS DE LA EMPACADURA "R-3"

Se esquematiza los diámetros y las áreas necesarias para calcular el efecto

pistón en una Empacadura “R-3” de Doble Agarre. Se debe usar la información

como sigue:

1. La Presión en la Tubería es Mayor que la Presión en el Anular en la

Herramienta.

Usar D2 como diámetro interno de la empacadura, para el cálculo de

Movimiento de Tubería. A2 es el área calculada de D2. A2 y debe usarse como

AP en cálculos manuales. A3 - A4 es el área de la camisa balanceadora.

Después de todo, los cambios en longitud y la fuerza empacadura a tubería

han sido calculados, el cambio neto de presión en la herramienta se debe

multiplicar por el área de la camisa balanceadora. Esta fuerza tiende a

mantener el descargador cerrado. Resuelva la fuerza tubería a empacadura y

la fuerza de camisa balanceadora. Este es el efecto neto sobre el descargador.

Ec. (2)

Ec. (3)

2. La Presión Anular es Mayor que la Presión de la Tubería en la Herramienta.

Use D1 como diámetro interno de la empacadura para los cálculos de

movimiento de tubería. A1 es el área calculada de D1. A1 debe ser usada

como Ap en cálculos manuales. La camisa balanceadora no tiene efecto en

estos Cálculos.

147

Tabla 11: Tamaño de la Empacadura para su cálculo


4.4.2. APÉNDICE DE LAS ÁREAS DE LA R-3

1. A1 - Área afectada en la superficie de sello cuando la presión del anular sea

mayor que la presión de la tubería.

2. A2 - Área afectada en la superficie de sello cuando la presión de la tubería

sea mayor que la presión en el anular.

3. (A3 - A4) - Área afectada de la camisa balanceadora.

4. Ai - Área interna de la tubería.

5. Ao - Área externa de la tubería.

6. As - Área de la sección transversal de la tubería.

7. D1 - Área interna de la empacadura para el programa de cálculo de

“Movimiento de Tubería”, cuando la presión anular es mayor a la presión de la

tubería.

TAMAÑO DE LA

EMPACADURA D1 D2 A1 A2 A3-A4

43 2.60 pulg 2.86 pulg 5.29 pulg² 6.40 pulg² 2.87 pulg²


45x2-3/8 3.10 pulg 3.36 pulg 7.53 pulg² 8.84 pulg² 4.27 pulg²




51 5.00 pulg 5.26 pulg 19.66 pulg² 21.75 pulg² 18.31pulg²

148

8. D2 - Área interna de empacadura para el programa de cálculo de

“Movimiento de Tubería” cuando la presión de la tubería es mayor a la presión

anular.

9. E - Módulo de Young de elasticidad.

10. FBS - Fuerza en la camisa balanceadora.

11. L1 - Cambio de longitud debido al efecto de pistón.

12. L - Longitud en pulgadas.

13. Pi - Cambio de la presión de la tubería.

14. Po - Cambio de la presión en el anular.

4.4.3. "R-3" - LAS TRES R

Examinaremos los tres aspectos más comúnmente malentendidos de la

Modelo "R-3":

#1 Condiciones de Presión, Profundidad y Condiciones de asentamiento:

¿Cómo Yo uso y tengo sentido de los cuadros de las áreas afectadas en la

unidad técnica? ¿Cómo las altas presiones en pozos de profundidades

relativamente profundas determinan como la tubería es colgada?

#2 Descargador, Pistones y Camisa de Balance: Exactamente, ¿Cuál es el

área “afectada” de los tres tipos de empacaduras básicas de asentamiento por

compresión de Baker? ¿Cuál es la diferencia entre ellas?

149

#3 Tubería Pequeña, Revestimiento Largo y Pandeo Mecánico: ¿Cuánto peso

de descarga desde la superficie realmente alcanza la empacadura? Basado en

el tipo de empacadura que se corra, ¿Cuáles diferencias hay entre ellas?

Estas preguntas parecen tener respuestas muy simples pero como en muchas

cosas; mientras más preguntas se respondan más preguntas surgen. Las

diferencias de opinión y las muchas confusiones están asociadas con las

respuestas a estas simples preguntas.

El mejor método de aclaración y los medios para ilustrar el valor real de tener

un claro entendimiento de estos conceptos sobre la "R-3"; es estar en el sitio

del trabajo, para así resolver los problemas reales de los pozos del cliente.

Los siguientes tres problemas, no toman en cuenta los efectos de temperatura,

balonamiento y pandeo por presión. Uno siempre debe considerar el

movimiento de tubería (tubing movement).

4.4.3.1. Problema #1: Condiciones de Presión, Profundidad y Condiciones

de Asentamiento

Dado:

El objetivo es tratar dos zonas con una presión de tratamiento máxima de 4500

psi y 2000 psi por el anular. La primera zona, La Zona A está a 6500', y la

segunda zona, La Zona B, está a 3250'. El pozo contiene un revestimiento de

7" y 23 lpp con una tubería de 2-7/8" y 6.5 lpp. El pozo está lleno de agua y

será tratado con agua (sobre simplificado para los propósitos de hacer los

conceptos más evidentes).

150

Problema #1: Condiciones de Presión, Profundidad y Landing

El cliente planea tratar ambas zonas independientemente utilizando una "R-3"

de doble agarre, con la tubería colgada en los elevadores; ¿es esto un

problema? Si es así, ¿se podría realizar el trabajo colgando la tubería usando

un cabezal de pozo que prevenga el movimiento hacia arriba?

El método de solución está dado en la Unidad Técnica y también en el Manual

de Cálculos de la Empacadura. Hay mucha confusión en cómo usar los

cuadros de áreas de la Unidad Técnica y principalmente cómo aplicarlas

basadas en las condiciones de asentamiento de la tubería. Por ende, el primer

aspecto mal entendido de la empacadura "R-3" a clarificar es:

"¿Cómo uso Yo, los cuadros de áreas en la unidad técnica y cómo las aplico

dependiendo de las condiciones de asentamiento específicas?

Con objetivos aclaratorios, vamos a resolver el problema dado, considerando

las dos condiciones posibles de asentamiento y usando el método de cálculo

de hidráulica descrito en la Unidad Técnica, para determinar si el descargador

de la "R-3" de Doble Agarre abrirá durante los tratamientos:

Condiciones de Asentamiento:

A) Empacadura asentada, tubería colgada en los elevadores: Se usa la

columna #3. (Esta área está ahora tratando de levantar la tubería en la

superficie y de abrir el descargador al superar el peso descargado; más las

fuerzas hidráulicas en la empacadura).

B) Empacadura asentada, cabezal de pozo instalado (el cual restringe el

movimiento hacia arriba): No use la Columna #3. [Esta área es el área interna

de la sarta de tubería y cuando se instala un cabezal del pozo, actúa para

levantar el cabezal del pozo y no la tubería.

151

Tabla 12: Cálculos de Pago 1º y 2º

FUERZA HIDRÁULICA EN LA EMPACADURA

Zona "A" y Zona "B"

Condición

Landing

Tubería colgando en los elevadores Tubería landed, cabezal del pozo

instalado

Paso 1

Paso 2

Col 1 4500psi x 1.4 pulg²

Col 2 2000psi x 3.2 pulg² 6300#↓

6400#↑

Col 1 4500psi x 1.4 pulg²

Col 2 2000 psi x 3.2 pulg²

6300#↓

6400#↑

Resultado Compare esta fuerza

hidráulica en la

empacadura con el peso

sobre la empacadura.

100#↑ Compare esta fuerza

hidráulica en la empacadura

con el peso sobre la

empacadura.

100#↑


EXPLICACIÓN de los Pasos 1 y 2:

Según la unidad técnica 8145 (para una presión de tubería mayor que la

presión anular, pasos 1 y 2), las fuerzas hidráulicas en la empacadura se

calculan multiplicando el área afectada (columna 1 y columna 2) por el cambio

de presión en la empacadura.

La unidad técnica establece que "si el total de estas dos fuerzas tiende a

ABRIR el descargador, Y ES MAYOR al peso de asentamiento original [en la

empacadura], entonces se requiere de peso de asentamiento adicional. Este

peso adicional es igual a la diferencia entre la fuerza que tiende a abrir el

descargador y el peso de empaque requerido" Para el problema dado, la fuerza

hidráulica resultante (100#↑) tiende a ABRIR el descargador PERO NO es

mayor al peso de asentamiento original en la empacadura (asumiendo al

menos el peso mínimo que según la unidad técnica se colocó en la

empacadura).

152

[Nota: los resultados de los cálculos son los mismos para la Zona "A" y la Zona

"B" debido a que las áreas afectadas y los cambios de presión en la

empacadura son los mismos para el ejemplo dado.]

Tabla 13: Cálculo del Paso 3º

PARTE A: TOTAL DE LAS TRES FUERZAS HIDRÁULICAS

Zona "A" y Zona "B"

Condición

Landing

Tubería colgada en los elevadores Tubería colgada, cabezal del pozo

instalado

Paso 3ª Fuerza hidráulica en la

empacadura (paso 1 + paso

2)

Col 3 4500 psi x 4.7pul²

100#↑

21500#↑

No se requiere

cálculos.

NO use Col 3

N/A

Resultado Compare esta fuerza neta en

la superficie con el peso de la

tubería antes de asentar.

21600#↑ La tubería no puede

moverse en la

superficie y por ende

no se requiere de

este cálculo.

Descargador

cerrado


Tabla 14: Cálculo del Paso 3B

PARTE B: CÁLCULO DEL PESO DEL GANCHO

Zona &

Condición de

asentamiento

Zona “A” Tubería colgada en los

elevadores

Zona “B” Tubería colgando en los

elevadores

Paso 3B Peso de la tubería antes

de asentar:

6500’ x 6.5 lpp x 0.872 FF

36842#↓

Peso de la tubería

antes de asentar:

3250’ x 6.5 ppf x

0.872 FF

18421#↓

Resultado Peso del gancho

(36842#↓) es mayor que el

total de las tres fuerzas

hidráulicas(21600#↑)

Descargador

Cerrado

Peso de la tubería

(18421#↓) es menor

que el total de las 3

fuerzas

hidráulicas(21600#↑)

Descargador

abierto


153

Explicación del Paso 3

Según la unidad técnica 8145, instrucciones pág. 2, pasos 3, uno debe

determinar "si sumando las tres fuerzas, la fuerza resultante es una fuerza que

tiende a ABRIR el descargador (levantando en la superficie) Y es MAYOR QUE

el peso máximo de la tubería antes de asentar la herramienta, la tubería se

levantará en la superficie y el descargador se abrirá."

La regla no escrita es sólo para realizar este cálculo si la tubería está libre de

moverse hacia arriba en la superficie. Si la tubería está libre de moverse

entonces la fuerza hidráulica en la superficie se calcula multiplicando el área

afectada (columna 3) por la presión de la tubería aplicada en la superficie. La

resistencia de este movimiento potencial hacia arriba es el peso del gancho

original y cualquier efecto hidráulico adicional en los pasos # 1 y #2 arriba.

Solución:

P: El cliente planea tratar ambas zonas independientemente del uso de una "R-

3" de doble agarre con la tubería colgada en los elevadores - ¿es esto un

problema? Si es así, ¿se podría realizar el trabajo “embridando” o colgando la

tubería usando un cabezal de pozo que prevenga el movimiento hacia arriba?

R: La Zona "A" a 6500' puede ser tratada con la tubería en los elevadores. La

Zona "B" a 3250' no puede ser tratada con la tubería en los elevadores, pero

puede ser tratada si la tubería estuviera colgada en el cabezal del pozo

(embridado). (Refiérase a los cálculos de las páginas anteriores).

Como lo establece en la unidad técnica, "Debido a que el peso de la tubería es

un factor limitante, se debe prohibir las altas presiones en pozos relativamente

de baja profundidad [en completaciones no embridadas]" o simplemente

establecido como la primera de nuestra 3-R: "Siendo Realmente un pozo de

baja profundidad con presiones Relativamente altas puede ser Realmente un

desastre si no se embrida o cuelga la tubería".

154

4.4.3.2. Problema #2: Descargado, Pistones y Camisa de Balance

Dado:

El objetivo es tratar dos zonas con presiones de tratamiento máximo de 4500

psi y con 2000 psi por el anular. La primera zona, Zona A está a 6500' y la

segunda zona, Zona B, está a 3250'. El pozo contiene 7" y 23 lpp con una

tubería de 2-7/8" y 6.5 lpp. Está lleno de agua y será tratado con agua.

Problema #2: Descargador, Pistones y Camisa de Balance:

Bueno, el cliente acaba de llamar, parece que ellos ya tienen una empacadura

en el hoyo, una empacadura de compresión Modelo "G" o una "R-3" de Simple

Agarre. "¿Cuál es la diferencia?”, pregunta el cliente. Bueno, ¿cuál es la

diferencia Baker? ¿Cualquiera de estas empacaduras trabajará para tratar la

zona "A" con la tubería “embridada” o colgada?

El método para responder estas preguntas es dado en la Unidad Técnica y

también en el Manual de Cálculo de Empacadura. Hay mucha confusión de

cómo usar los cuadros de áreas de la Unidad Técnica (especialmente cómo

aplicarlas a una empacadura "R-3" de simple agarre) y por qué hay diferentes

áreas afectadas para las dos empacaduras, y cuales áreas afectadas

específicas son realmente dadas en los cuadros de áreas de la unidad técnica.

Por ende, el segundo aspecto malentendido de la empacadura "R-3" que se

debe clarificar es, "¿Cómo aplico Yo el sentido común en el uso de los cuadros

de área contenidos en el manual técnico cuando trabajo con empacaduras de

doble y simple agarre?". La clarificación del enunciado anterior es bastante

simple, aún cuando el verdadero entendimiento se encuentra por experiencia:

los cuadros de áreas de la unidad técnica muestran sólo que esas áreas

tienden a abrir y cerrar el descargador (ellas no muestran áreas que tiendan a

levantar a la propia empacadura, principalmente, en el caso de una

empacadura "R-3" de Simple Agarre).

155

Para propósitos aclarativos, vamos a resolver el problema dado considerando

el área afectada de los tres tipos básicos de empacaduras de compresión

recuperables y comparando los cálculos hidráulicos de la "G", "R-3" de Simple

Agarre y "R-3" Doble Agarre.

EMPACADURAS DE COMPRESIÓN:

A. Agarre Sencillo, sin descargador ("G"):

• El área afectada por debajo de la empacadura es el área interna del

revestimiento menos el área interna de la tubería.

• El área afectada por encima de la empacadura es el área interna del

revestimiento menos el área externa de la tubería.

B. Agarre Sencillo con descargador ("R-3" S.A.):

• El área afectada del descargador está dada en los cuadros de unidad técnica.

• El área afectada de la empacadura es la misma que el de la empacadura de

agarre sencillo sin descargador.

Por lo tanto, se requieren de dos cálculos hidráulicos - uno para el descargador

de la empacadura y otro para la propia empacadura. Recuerde, la de agarre

sencillo no tiene pistones o camisa de balance - por ello la razón de diferentes

áreas (descargador) en la unidad técnica y la razón de tener que hacer dos

cálculos hidráulicos.

C. Doble Agarre con descargador ("R-3" D.A.):

• El área afectada del descargador está dado en los cuadros de áreas de la

unidad técnica. No hay área afectada de la propia empacadura.

156

Tabla 15: Cálculo Empacadura “G” vs “R-3”


"G" vs "R-3" D.A.

Tipo de

Empacaduras

“G” “R-3” Doble Agarre

Paso 1 4500 psi x (31.83-4.68)

pulg²

4500psi x 27.15 pulg²

122175#↑

Col 1 4500 psi x

1.4 pulg² 6300#↓

Paso 2 2000 psi x (31.83 –

6.49 pulg²)

2000 psi x 25.34 pulg²

50680#↓ Col 2 4500 psi x

3.2 pulg²

6400#↑

Resultado La fuerza hidráulica en

la empacadura está

lejos de ser mayor a

cualquier fuerza de

descarga que pueda

alcanzar la

empacadura (ver

problema #3 para

mayor explicación).

71495#↓

Empacadura

desasentada

La fuerza

hidráulica en el

descargador de la

empacadura

tiende a abrir el

descargador, pero

resistir esta fuerza

es la fuerza de

asentamiento que

la empacadura

alcanza (ver

problema #3 para

mayor detalle)

100#↑

Descargador

Cerrado


157

Tabla 16: Cálculo de la "R-3" de Agarre Sencillo vs "R-3" Doble Agarre


"R-3" de Agarre Sencillo vs "R-3" Doble Agarre

Tipo de

Empacaduras

"R-3" Agarre Sencillo

(Descargador)

"R-3" Doble Agarre

(Descargador)

Paso 1 Col 1 4500 psi x 4.2

pulg²

18900#↑

Col 1 4500 psi x

1.4 pulg² 6300#↓

Paso 2 Col 2 2000 psi x 2.4

pulg²

4800#↓ Col 2 2000 psi x

3.2 pulg²

6400#↑

Resultado La fuerza hidráulica en

el descargador de la

empacadura es

probablemente mayor a

cualquier fuerza de

descarga que pueda

alcanzar la empacadura

la fuerzas hidráulicas a

través de la

empacadura La

desasentará (ver "G"

arriba).

14100#↑

Descargador

Abierto (?)

&

Empacadura

desasentada

La fuerza

hidráulica

en el descargador

de la empacadura

tiende a abrir el

descargador, pero

resistir esta

fuerza es la

fuerza de

asentamiento que

la empacadura

alcanza (ver

problema #3 para

mayor detalle)

100#↑

Descargador

Cerrado


SOLUCIÓN:

P: Bueno, el cliente acaba de llamar, parece que ellos ya tienen una

empacadura en el hoyo, una empacadura de compresión Modelo "G" o una "R-

3" de Agarre Sencillo. "¿Cuál es la diferencia?”, pregunta el cliente.

Bueno, ¿cuál es la diferencia Baker? ¿Cualquiera de estas empacaduras

trabajará para tratar la zona "A" con la tubería “embridada” o colgada?

A: Ni la empacadura "G" ni la "R-3" Agarre Sencillo harán el trabajo. El área

afectada de estos dos tipos de empacadura incluye el área interna del

158

revestimiento versus el área externa de la tubería. Por lo tanto, las altas

presiones debajo de estas empacaduras de compresión de simple agarre está

prohibido sin la suficiente fuerza de asentamiento en la empacadura o alta

presión anular para resistir el movimiento hacia arriba de toda la empacadura.

[Nota: Aún cuando la "R-3" tiene un descargador (sin una camisa de balance)

pueda apenas permanecer cerrado durante el trabajo, sin pistones para

sostener el resto de la empacadura abajo, la empacadura "R-3" de Agarre

Sencillo no es realmente mejor desde el punto de vista hidráulico que una

empacadura "G" de agarre sencillo], Para el escenario del trabajo dado, de

tratar la zona "A" con presiones relativamente altas, la Modelo "R-3" de Doble

Agarre con su camisa de balance (para ayudar a mantener el descargador

cerrado), y su pistones (el cual no permite que la empacadura no se mueva

hacia arriba del pozo), es la diferencia entre hacer un buen trabajo o tener un

trabajo con problemas!

Como señala la unidad técnica, la empacadura de doble agarre, para los casos

en que se prevé un diferencial por debajo de la empacadura, tiene la propiedad

de poseer pistones “hold-down” ..." o simplemente señala como la segunda de

las 3-R, "El tener la herramienta Correcta (Right) para el trabajo Correcto

(Right) puede evitar un problema Real (Real) !"

4.4.3.3. Problema #3: Tubería Pequeña, Revestimiento Grande y Pandeo

Mecánico

Bueno, el ingeniero regional acaba de llamar y ha convencido al cliente de

correr empacadura Modelo "R-3" de doble agarre. El cliente también ha dicho

que la tubería realmente es de 2-3/8" y no de 2-7/8" como se pensó

anteriormente. El ingeniero regional corrió un programa de movimiento de

tubería y señaló que el trabajo lucía correcto. ¿Es el trabajo correcto basado en

su conocimiento de la empacadura "R-3" de Doble Agarre, peso de carga que

alcanza la empacadura y del programa de “movimiento de tubería”?

159

El método para responder estas preguntas está dado en la Unidad Técnica

("Peso de Asentamiento [en la empacadura] que se Requiere para Empacar el

Sistema de Elementos de Empaque"), y el Manual de Cálculos de Empacadura,

("Peso de carga que Realmente Alcanza la Empacadura"); Por lo tanto, el

tercer aspecto malentendido de la empacadura "R-3" que debe aclararse es,

"¿Cómo aplico Yo el sentido común en el uso de los cuadros de área contenido

en la unidad técnica y en el Manual de Cálculo de Empacadura?".

En general, el peso que alcanza una empacadura de asentamiento por

compresión es importante por tres razones:

FACTORES CRÍTICOS:

1. El peso debe estar en la empacadura para iniciar el asentamiento de los

elementos de empaque (revisar las tablas de peso de empaque mínimo en la

unidad técnica).

2. El peso debe estar en la empacadura para encontrar alguna fuerza hidráulica

que trate de levantar la empacadura y desasentarla.

3. El peso debe estar en la empacadura para encontrar cualquier fuerza

hidráulica resultante que trate de abrir el descargador de la empacadura.

Para propósitos aclarativos, consideremos los factores críticos (dados arriba) y

procedamos a aplicarlos a los tres tipos básicos de empacaduras de

compresión:

EMPACADURAS DE COMPRESIÓN:

A. De simple agarre, sin descargador ("G"): Items # 1 & #2

B. De simple agarre, con descargador ("R-3" SA): Items # 1, #2 y #3

C. De doble agarre, con descargador ("R-3" DA): Items #1 y #3

160

Tabla 17: Cálculo de 2-3/8” vs 2-7/8”

PACK-OFF MÍNIMO vs FUERZA QUE ALCANZA LA EMPACADURA 2-3/8" vs 2-7/8" dentro de revestimiento de 7" usando una empacadura "R-3" de Doble Agarre

Tamaño de la

Tubería

2-3/8" 2-7/8"

Paso 1 pack-off requerido en la empacadura (de la unidad técnica)

9000#↑ Col 1 4500 psi x 1.4 pulg² 6300#↓

Paso 2 Col 2 2000 psi x 2.4 pulg²

4800#↓ Col 2 2000 psi x 3.2 pulg²

6400#↑

Resultado

La fuerza hidráulica en el descargador de la empacadura es probablemente mayor a cualquier fuerza de descarga que pueda alcanzar la empacadura la fuerzas hidráulicas a través de la empacadura La desasentará (ver "G" arriba).

14100#↑ Descargador Abierto (?)

& Empacadura desasentada

La fuerza hidráulica en el descargador de la empacadura tiende a abrir el descargador, pero resistir esta fuerza es la fuerza de asentamiento que la empacadura alcanza (ver problema #3 para mayor detalle)

100#↑ Descargador Cerrado

Fuente: Baker Oil Tools (2010) * Ver soluciones en la próxima página para soporte para este problema.

4.4.3.4. Trucos para Obtener más Peso en la Empacadura:

SE USA CON PRECAUCIÓN Y CUANDO SEA APLICABLE.

1. Rompa la fricción estática del diámetro externo de la tubería con el diámetro

interno del revestidor.

Cuelgue la tubería con cero de presión y con una cantidad de carga apropiada.

Alternativamente presurice el anular hasta la presión máxima permisible y

luego desahogue a cero, repitiendo esta secuencia varias veces. Este

procedimiento causará un balonamiento en reverso en la sarta de tubería y el

romper la fricción estática ayudará a desplazar peso adicional hacia la

empacadura.

161

2. Obtenga mayor peso disponible en la empacadura.

Aún cuando es un método altamente no convencional en un escenario de

completación se pueden colocar cuellos de perforación (drill collars) y tubería

pesada directamente encima de la empacadura para suministrar el peso

mínimo requerido.

3. Lea El Manual de Cálculo de Empacadura, pág. 100, relacionado con

perforación.

SOLUCIÓN:

P: Bueno, el ingeniero regional acaba de llamar y ha convencido al cliente de

correr una empacadura Modelo "R-3" de doble agarre. El cliente también ha

dicho que la tubería realmente es de 2-3/8" y no de 2-7/8" como se pensó

anteriormente. El ingeniero regional corrió un programa de movimiento de

tubería y señaló que el trabajo lucía correcto. ¿Es el trabajo correcto basado en

su conocimiento de la empacadura "R-3" de Doble Agarre, peso de descarga

que alcanza la empacadura y del programa de “movimiento de tubería”?

R: Debido a que se corrió un programa de movimiento de tubería y los

resultados fueron positivos, uno podría suponer que todas las calculaciones

han terminado. El programa de movimiento de tubería asume que la tubería

está embridada o colgada y no realiza ningún cálculo relacionado con la fuerza

que alcanza la empacadura. Por lo tanto, si cualquiera de estas dos cosas son

una preocupación entonces Ud. tiene más cálculos que hacer.

Dado que la tubería no está embridada o colgada, entonces el problema que

queda por resolver es el de que la empacadura reciba suficiente peso para

inicialmente empacar los elementos de empaque y que sellen contra el

revestimiento. (Si Ud. tiene que escoger, evite el problema de escoger una

tubería de 2-3/8” y use una tubería de 2-7/8" debido a que mucho del peso que

se descarga desde la superficie realmente llegará a la empacadura.)

Referencia: cálculos en la página anterior.

162

Si Ud. tiene que correr una tubería de 2-3/8" entonces prepárese para lo peor

(fuga en la empacadura!), pero sabiendo las condiciones específicas del pozo

no podría haber problema (ejemplo, temperatura de fondo alta, rango del DI del

revestimiento en tamaños pequeños, etc.). Use como guía su pasada

experiencia y su sentido común; si la empacadura no gotea entonces Ud.

debería optar por los trucos contenidos en la página anterior - o tener que usar

una tubería de 2-7/8". [Nota: las cartas de descarga (slack-off) no toman en

cuenta la desviación, por ende si el pozo es desviado entonces Ud. Está metido

en problemas reales]. Simplemente señale la tercera de las 3-R's la cual dice

"Obtener peso en la empacadura con una tubería (DE) Relativamente pequeña

dentro de un revestimiento (DI) Relativamente grande puede ser Realmente un

desafío"

RESUMEN:

Las tres 3-R

#1 Condiciones de Presión, Profundidad y Asentamiento: Siendo Realmente un

pozo de baja profundidad con presiones, Relativamente altas puede ser

Realmente un desastre si no se embrida la tubería.

#2 Descargador, Pistones y Camisa de Balance: El tener la herramienta

Correcta (Right) para el trabajo Correcto (Right) puede evitar un problema Real

(Real).

#3 Tubería Pequeña, Revestimiento Grande y Pandeo Mecánico: Obtener peso

en la empacadura con una tubería (Diámetro Externo), Relativamente pequeña

dentro de un revestimiento (Diámetro Interno), Relativamente grande puede ser

Realmente un desafío" ¡Buena Suerte!

163

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

Concluimos que los Packers son dispositivos permanentes o

recuperables parte muy importante dentro del pozo de crudo; ya que

durante toda la vida del pozo petrolero, aseguran el anclaje del tubing, el

aislamiento y protección del anular de los fluidos de formación, fluidos

corrosivos, por la diferencia de presiones; permitiendo que las cuñas

sellen mecánicamente en el casing y los jebes o cauchos sellen

hidráulicamente; así como su Asentamiento.

En los Pozos Productores de Crudo en el Oriente Ecuatoriano, se usan

con mayor frecuencia para las Completaciones y Servicios de Pruebas,

los Sistemas de Packers de Producción Modelo R-3, Modelo FH y

Modelo RTTS, fabricadas especialmente por Baker Hughes.

Con fines de ahorro en los costos de manufactura, algunas de las

empacaduras "estandarizadas" podrían diferenciarse de las

empacaduras ‘no estandarizadas’, por ejemplo, podrían requerir el

ordenar por separado los aros de corte, podría no ofrecer un rango de

presión hidrostático tan alto, etc.

En los problemas anteriores del Capítulo IV; no se toma en cuenta los

efectos de temperatura, balonamiento y pandeo por presión. Se debe

considerar el movimiento de tubería y como, ésta afecta a la

empacadura.

164

5.2. RECOMENDACIONES

A pesar de que dos Fuentes de Poder podrían caber en la herramienta

de asentamiento, nunca se debe instalar más de una; ya que podría

dañar la herramienta.

Después de utilizar la herramienta de asentamiento, el gas que se

encuentra dentro de ella, esta a alta presión. No se debe intentar de

desarmar hasta que el gas haya sido Liberado.

No se debe aplicar PESO una vez que la herramienta ha sido liberada

de la empacadura porque se pudiera ocasionar daño a la camisa de

liberación del "WLAK".

No debemos colocar peso sobre la empacadura una vez la herramienta

haya sido liberada; porque se pueda dañar la Camisa de Liberación del

Kit adaptador con Línea Eléctrica.

165

BIBLIOGRAFÍA

1. Baker Hughes. (2010). Packer Systems, Completion and Production.

Houston, Texas, USA.

2. D&L Oil Tools. (2011). Product Catalog, Packers. Tulsa, Oklahoma,

USA.

3. San Donato Milanese. (2005). Curso de Well Control para actividades de

Workover. Eni Corporate University.

4. Ortega G. (2013). Herramientas de Completación de Pozos. Escuela

Politécnica Nacional. Quito, Pichincha, Ecuador.

5. Schlumberger. (2003). Manual de Completación, Sistemas de

Completaciones. Houston, Texas, USA.

6. Cléber, H. Quiroga. (2003). Manual de Pruebas, Completación y

Reacondicionamiento de los pozos petrolíferos. Quito, Pichincha,

Ecuador.

7. Corrales. M (2005). Manual Didáctico Fundamentos para la Ingeniería

del Levantamiento Artificial. Quito, Pichincha, Ecuador.

8. Baker Hughes, Ben Kelly III. XYZ O & G (22 de Octubre de 2003).

Completion Tools Applications & Performance Expectations. Houston,

Texas, USA.

9. Baker Hughes, (4 de abril de 2005). Unidad de Servicio, Herramientas

de servicio, Empacaduras Recuperables de Diámetro Interno Amplio.

Francisco de Orellana, Coca, Ecuador.

166

10. Baker Hughes, (23 de abril de 2004). Sistema de Reparación, Unidad

Técnica, Empacaduras de Servicio Retrievamatic EA. Francisco de

Orellana, Coca, Ecuador.

11. Baker Hughes, (23 de abril de 2004). Sistema de Reparación, Unidad

Técnica, Herramientas de asentamiento, Insersores, accesorios de

líneas eléctricas, Calibradores de Inspección para Equipos de Ajuste de

Presión del Perfil Eléctrico Modelo “E-4”. Francisco de Orellana, Coca,

Ecuador.

12. Baker Hughes, (1982). Manual Técnico de BOT, Productos Estándar,

Volumen 2, Unidad Técnica #8145.

13. Baker Hughes, (1992). Manual de Cálculo de Empacadura de BOT.

14. Baker Hughes, (1994) Seminario de Empacadura de BOT, Volumen 2,

"R-3" Hydraulics".

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL -...

Documents

Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL -...