Informe de Produccion

 

  25 de octubre de 2013

1. INTRODUCCIÓN  En este tema estudiaremos lo que son los packers de producción que son de mucha importancia para la producción del pozo ya ya que las funciones que cumple y lo más más importante son: El Control de producción, prueba de Pozos, protección de equipos, reparación y estimulación de equipos. Además un packer o empacadura es una herramienta de fondo 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.

2. OBJETIVO  Los packer de producción, se emplean para aislar la cañería de producción de la presión de fondo del pozo y para evitar el contacto físico del fluido a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde el packer por el espacio anular hacia arriba, este fluido puede ser algunas veces altamente corrosivo.

3. DESARROLLO  3.1. 

Definición de packer

Es una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubería y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del árbol de navidad por la entre columna.

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3.2. 

Uso de los packer de producción

a)  Delimitar el fondo de pozo. b)  Aislar niveles productores seleccionados para su explotación. c)  Servir como elemento de sostén y de protección de la tubería y la cañería. d)  Facilitar trabajos de intervención de pozos tales como las reparaciones, los reacondicionamientos y las estimulaciones.

e)  Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

f)  Proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. g)  Aísla en el pozo, fluidos y presiones. 

3.3. 

Criterios de selección de packers

Los siguientes criterios técnicos se aplican para seleccionar los packers que se adecuen al trabajo de los pozos.

a)  Diámetro de las cañerías y diámetro de las tuberías. b)    Presiones de formación (pfo).   Presión de fondo de pozo (pfp).   Presiones fluyentes (Pw).   Presión hidrostática en el espacio anular.

c)    Temperaturas de fondo de pozo.   Temperaturas del espacio anular y altura total de fondo de pozo.

d)  Tipo de terminación programado para el pozo, o sea, si es terminación simple (TS), doble (TD) o múltiple (TM).  

e) Método de producción programado, o sea, se es flujo natural o flujo artificial.

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3.4. 

 

Componentes de un Packer.

Cabezal del packer  Permite la unión del packer con la tubería de maniobras para transmitir el movimiento de la tubería (arriba, abajo, giro) a los dispositivos cuya función dependen de estos movimientos (mandril, pin de jota, válvula igualizadora). En su parte interior va enroscado el mandril del Packer, además de la tuerca porta sello.

  Mandril de Flujo  Es un medio o conducto interior que permite mantener todas la secciones del obturador como un sistema individual (unidades de sellos, conos, cuñas, y bloques de fricción), de esta forma comunica el flujo que proviene de la formación con la tubería de producción y continua su recorrido hasta la estación de flujo.   

Cuñas  Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta dureza (tungsteno) ya que son las que anclan el packer al revestidor re vestidor impidiendo el movimiento del mismo.

 

Elementos Sellantes  Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Están constituidos bien sea por una pieza o varias hasta tres t res anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y que

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  25 de octubre de 2013 pueden ser fabricados de diferentes durezas de acuerdo a rangos de presión y temperatura tem peratura donde se vayan a usar.  

Portapistones  Es un dispositivo que aloja a los pistones o hold downs los que una vez activados, convierten

al packer en una herramienta de doble agarre.   Portamordazas  Es el dispositivo que aloja y permite la salida y regreso de las mordazas de agarre del packer o empacadura durante las maniobras de carga y descarga. desc arga. Las mordazas tienen pastillas de agarre las cuales están recubiertas de carburo de tungsteno y son las que se agarran agarr an fuertemente al casing.  

Portablocks  Es el dispositivo encargado de asegurar el trabajo de carga del packer o empacadura. Los blocks de arrastre van apretados al casing, gracias a la acción de resortes ubicados adecuadamente, lo cual le permite mantenerse inmóvil durante las maniobras de carga y descarga de la herramienta.

 

Dispositivos de Fricción  Estos son una parte esencial de muchos tipos de packers para asentarlos y en algunos casos para recuperarlos. Pueden ser: flejes, en e n resortes o bloques de fricción y cada uno de estos proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para poder asentar el packer.

 

Portagomas  Es una camisa que permite la colocación libre de las gomas. Las gomas usadas son elastómeros, de diferentes durezas, cuya selección dependerá de las condiciones de profundidad y temperatura del la zona a ubicar al packer dentro del pozo. Tiene anillos calibradores que protegen las gomas de la fricción con el casing.

 

Alojamiento de Camisa Balanceadora  Este dispositivo permite el recorrido libre de la camisa balanceadora una vez que el sistema se ha presurizado. La Camisa Balanceadora permite sostener la presión desde abajo independientemente del peso de la tubería

 

Válvula igualizadora de presiones Es del tipo telescópica. Abierta, garantiza la igualización de presiones del packer y del anular. Consta de 2 componentes: el Porta Sello Se llo y el Asiento del Sello.

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3. 3.5. 5.

Cl Claasifi ifica cacción ión de de los los P Paack cke er.

De acuerdo al sistema de anclaje los packer se pueden clasificar de la siguiente manera: 

Packer Mecánico (recuperable).

Packer Hidráulico (recuperable).  Packer Permanente. 

a. Pa Pack cker er Mec Mecán ánic ico. o.-Estos packer son bajados con la tubería de producción y su asentamiento se logra girando la tubería en el sentido de las agujas del reloj, el número de vueltas necesarias para anclar el packer está determinado por la profundidad y el diseño del fabricante. De acuerdo a las características caracte rísticas de la operación superficial para anclar se cclasifican lasifican en: 

Compresión o Peso/Rotación.



Tensión.



Compresión/Tensiona/Rotación.

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b. Pa Packe ckerr Hi Hidr dráu áuli lico co..Son equipos similares a los packers mecánicos, la diferencia está en el mecanism mecanismo o de anclaje de estos es mediante presión hidráulica. El procedimiento de asentamiento es: 

Se baja con la tubería hasta la profundidad establecida.



Se coloca presión a través de la tubería la cual energiza unos pistos en la parte interna del packer.



Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúa el anclaje de las cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra la cañería de producción.

c. Pa Pack cker er Per Perma mane nent nte. e.-

Estos equipos están diseñados para pozos de alta presión y temperatura, en completaciones donde se prevén trabajos de fractura en el futuro, en completaciones selectivas y

principalmente en pozos exploratorios donde no se conocen las características del yacimiento, forma parte de la cañería de revestimiento ya que al estar anclada hay que fresarla para su remoción.

3. 3.6. 6.

Recu Recupe pera raci ción ón de dell Pack Packe er. r.-- 

El packer puede ser recuperado de 3 formas diferentes: 

Perforando o fresando la empaquetadura, utilizando para el caso packer permanente de producción.



Con actuador cortante de pernos o anillo por tracción en la tubería, el cual libera el anclaje del packer y permite la recuperación.



Mecanismos de liberación mecánico, utilizando para empaquetadura recuperable.

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3. 3.7. 7.

Cone Conexi xió ón ttub uber ería ía-P -Pac acke kerr.-



Existen 2 tipos de conexiones entre la tubería y la empaquetadura:



Conexión Rígida: La tubería se fija encima de la empaquetadura.



Semi-Libre: Este sistema permite el deslizamiento hacia arriba y hacia debajo de la tubería. Entre la tubería y el packer se dispone de un niple con camisa deslizante y

sellos que aseguran la hermeticidad.

3.8.

Packer R Re ecu cup perables.-

Son aquellas se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar por compresión, mecánicamente e hidráulicamente, después de asentadas pueden ser recuperadas con la misma tubería, los packer recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto al sacar la tubería es necesario sacar el packe packer. r. 

Existen 2 tipos de packer recuperable: Mecánico e Hidráulico.

a. Packer Packer mecáni mecánico co recupe recuperab rable le de compres compresión ión..

Un packer de compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre el packer y se recupera tensionando, por estas razones no se recupera aplicando peso hacia abajo, se asienta bien aplicando peso sobre la tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio anular sobre el packer.



Sus características particulares lo hacen apropiado para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente

utilizados

en

pozos

verticales,

relativamente someros y de baja presión, pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje del packer.

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b. Packer Packer mecán mecánico ico recup recupera erable ble de tensi tensión. ón.-

Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo, las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre el packer.

Son usados preferiblemente en pozos de inyecciones de agua

c. Packer mecánico mecánico recuperabl recuperable e de compresión compresión - tensió tensión.n.

Estos packer se asientan por rotación de la tubería mas peso o con rotación solamente, no se recuperan

presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden

soportar una presión diferencial desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha, cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actuad como anclas de tuberías, cuando se usan en pozos de inyección de agua permiten mantener la tubería de producción en peso muerto, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación de la tubería o por contracción de la misma. 

Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope del packer se hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo eso se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas como fluido de terminación.

d. Packer recuperable recuperable sencilla sencilla y duales duales de asentamien asentamiento to hidráulico.

El asentamiento de los packer sencillo se realiza cuando existe una diferencial de presión entre la tubería de producción y la cañería de revestimiento, la principal ventaja de los packer recuperable con asentamiento hidráulico, es que la tubería puede ser corrida en el pozo y

el

cabezal

asentamiento particularmente

de del

producción packer,

apropiados

instalado estos en

packer

pozos

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antes

del son

altamente

 

  25 de octubre de 2013 desviados donde la manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades, los packer duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere producir una o más arenas. are nas.

Aplicaciones.

Los packer hidráulicos recuperables, son recomendadas para las siguientes aplicaciones en condiciones generales:

e.



Pozos pocos profundos a medianas profundidades.



Presiones bajas hasta moderadas.



Completaciones con múltiples packer.



Completaciones con dos tuberías.



Completaciones selectivas con múltiples packer.

Packe Packerr p per erma mane nent ntes es..

Estos se pueden correr con la tubería de producción o con equipo de cable, en este último caso se toman como referencia las cuplas registradas en el perfil de cementación para obtener un asentamiento preciso. En caso de formación con 0

0

temperaturas de fondo alta (400  F a 450  F), el método más seguro de asentamiento consiste en usar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción. 

Una vez asentado el packer, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería  junto con la tubería de producción, los hackers permanente se pueden considerar

como una parte integrante de la cañería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar el e l packer permanente asentado en la cañería.

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3.9. 

Recupera rab bilid idaad.-

Las condiciones de recuperabilidad deben combinar varios factores, en relación con el diseño y el uso del packer, los packer recuperables pueden ser liberados directamente por tensión o rotación.



En pozos desviados se aplica usualmente el torque para liberar el packer, aunque a veces se debe maniobrar a tubería hacia arriba y abajo abaj o para transmitir el torque al fondo del pozo.



El elemento sellante debe evitar que los sólidos queden en la superficie de deslizamiento, por lo general cuando el elemento sellante se libera el bypass del packer se abre lo que permite la circulación para eliminar arena o material extraño.



Alta fuerza de anclaje es necesaria para proporcionar un sello confiable bajo condiciones de presión diferencial alta.

3.10. 

Pesca.-

Un packer permanente debe ser perforado para ser retirado, esto generalmente presenta pocos problemas por que todo el material es maleable, la remoción de los packer recuperables es un poco costosa por que los elementos no son maleables y requieren cierto fresado para ser recuperados.

4. CONCLUSIÓN En este tema se vio la importancia de los packers en la producción de los pozos ya que sin ellos lo que se ocasionarían son problemas grandes y que los costos mismos se elevarían y harían que el pozo ya no sea económicamente rentable

5. BIBLI IBLIOG OGRA RAFFÍA http://www.ingenieriadepetroleo.com

http://www.ingenieriadepetroleo.com/ ingenieriadepetroleo.com/2011/07/componentes-de-un-pac 2011/07/componentes-de-un-packer-para-pozoker-para-pozohttp://www. de.html   de.html http://www.ingenieriadepetroleo.com/ 2011/07/usos-del-packer-en-un-pozo-petrolero.html etrolero.html   http://www.ingenieriadepetroleo.com/2011/07/usos-del-packer-en-un-pozo-p http://www.ingenieriadepetroleo.com/ ingenieriadepetroleo.com/2011/08/oil-well-packers-problems.h 2011/08/oil-well-packers-problems.html tml   http://www. http://www. http://www.ingenieriadepetroleo.com/ ingenieriadepetroleo.com/2011/07/clasificacion-de-los-packe 2011/07/clasificacion-de-los-packer-pozor-pozode.htmlUsos-del-packer-en-un-pozo-petrolero.html

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