ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “BOLIVIA”
TIPOS DE PACKERS: MECANISMO DE ASENTAMIENTO 1. INTRODUCCIÓN Los packers de producción son dispositivos de fondo de pozo que se emplean en las terminaciones de pozo para aislar el espacio anular del conducto de producción, posibilitando un proceso controlado de producción, inyección o tratamiento. Para establecer una producción eficiente Las tres formas más comunes son el empacador de producción o de prueba, el empacador hidráulico y el empacador wireline. La expansión del primero se logra mediante la compresión, tensión o compresión/tensión de los elementos elastómeros entre dos placas. La expansión del segundo se genera mediante el bombeo de un fluido hacia el interior de una cámara, similar a un globo. El tercero, requiere ser accionado desde la superficie con la inyección de gas inerte para determinar la capacidad productiva, la presión o la permeabilidad aislando la formación forzando así a cualquier fluido que se produzca a entrar solamente por la sarta de perforación.
2. OBJETIVO Describir las características de los diferentes mecanismos de asentamiento que poseen los packers
3. DESARROLLO 3.1.
PACKER MECANICO
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 de la operación superficial para anclar se clasifica de la siguiente manera:
3.1.1. PACKER MECANICO DE COMPRESION SIMPLE SIMPLE (R)
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Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no tienen válvula interna de circulación, el elemento sellante puede trabajar hasta 250°F y utilizan un juego de cuñas, que cuando se activan, evitan que la empacadura se mueva hacia abajo. Si se continúa aplicando compresión al empaque, se comprimen las gomas y se realiza el sello y permanecerá asentada mientras que peso suficiente sea mantenido sobre el empaque. Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubería en dirección de las agujas del reloj para que salga la “J” del perfil interno del mandril, de esta manera salen las cuñas y se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al revestidor.
3.1.2. PACKERS MECANICOS DE COMPRESION DOBLE (R) Similar a las sencillas, son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen doble sistema de anclaje, el agarre mecánico igual a la sencilla y adicional un sistema de candados hidráulicos los cuales son accionados mediante presión hidráulica y los mismos son localizados por debajo de la válvula de circulación. Este tipo de empacadura se debe asentar en compresión la cual se debe mantener. Las cuñas hidráulicas evitan que la empacadura se mueva hacia arriba utilizando la presión aplicada en la tubería. Este sistema permite que la empacadura pueda operar segura en pozos de mayores presiones que otras empacaduras que tienen ambos juegos de cuñas por debajo de las gomas.
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3.1.3. PACKERS MECANICOS DE TENSION SENCILLAS Son equipos recuperables y muy similares a las empacaduras de compresión sencillas, la diferencia es que presenta las cuñas y cono invertidos, por esta razón el sistema de anclaje es tensionando la tubería. Su mayor aplicación se encuentra en los pozos inyectores de agua y en pozos productores someros y con tubería de completación de diámetros pequeños donde el peso de esta es insuficiente para asentar los obturadores de compresión o peso.
3.1.4. PACKERS MECANICOS DE TENSION, COMPRESION Y ROTACION Presenta la versatilidad que se pueden asentar aplicándole esfuerzos de compresión, tensión y rotación. Los empacadores de cuñas se corren generalmente con la tubería de producción o la columna de perforación y generalmente requieren cierta rotación del arreglo de empacador para activar o colocar las cuñas del empacador. La aplicación subsiguiente de tensión o compresión, dependiendo del diseño del empacador, permitirá fijar los elementos del empacador. Usado para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de cementación remedial. Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales en caso de estimulaciones después de haber completado el pozo.
3.2.
PACKER HIDRÁULICO
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Son equipos similares a los packer mecánicos, se diferencian por el mecanismo de anclaje ya que se realiza mediante presión hidráulica. Un tipo de empacador que utiliza una cámara inflable para expandir el elemento empacador contra la tubería de revestimiento o el pozo. Como preparación para la colocación del empacador, generalmente se requiere el lanzamiento de una esfera o una serie de movimientos de la tubería de producción, proveyéndose la presión hidráulica requerida para inflar el empacador mediante la aplicación cuidadosa de presión de bombeo de superficie.
3.2.1 PACERS HIDRAULICOS DE ASENTAMIENTO DIFERENCIAL Este tipo de empacaduras se asienta por medio de las fuerzas que las presiones dentro de la tubería, aplican sobre un pistón contra la presión del casing. Una cantidad específica de presión diferencial (en favor de la tubería) se tiene que aplicar para completar el asentamiento. Con el incremento en la demanda de equipos de superficie y componentes operados electrónicamente o por hidráulica, se ha desarrollado un nuevo tipo de empacaduras de asentamiento hidráulico para satisfacer la demanda de pasar múltiples conductores atreves de la empacadura sin comprometer la integridad de la misma. El modelo ‘MPP’de asentamiento hidráulico es un ejemplo de estas empacaduras.
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3.2.2 PACKERS HIDRAULICOS DE ASENTAMIENTO DIFERENCIAL (R) Estas empacaduras utilizan un pistón de asentamiento similar al de una empacadura de asentamiento diferencial, pero toda o parte del área del pistón actuará sobre una cámara que contiene presión atmosférica y no la del espacio anular. Esto permite que la presión hidrostática del Tubing asista el asentamiento de la empacadura. Se necesita menos presión para generar la fuerza necesaria que en la requerida en una empacadura hidráulica esto permite que las empacaduras hidrostáticas tengan un mandril más grande que las otras. Las empacaduras de asentamiento hidrostático son más costosas de fabricar que las de diferencial y generalmente se utilizan cuando se requiere una tubería más grande. El mecanismo de asentamiento en cada empaque se activa por métodos de slickline.
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3.3 WIRELINE PACKERS Una pequeña carga de corriente eléctrica transmitida a través del cable de acero, inyecta una carga para asentar el packer, paulatinamente incrementamos la presión del gas. Esta presión provee la fuerza necesaria para asentar el packer. Cuando la fuerza de asentamiento prescrita es aplicada al packer, el perno de alivio en las partes adaptadoras del wireline y libera el equipo de asentamiento del packer, permitiendo que sea sacado a superficie. La prueba se lleva a cabo con la sarta de perforación en su lugar, reduciendo el tiempo requerido para probar en formaciones abiertas o inestables.
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Se acostumbra a montar uno o más medidores de presión dentro de la herramienta DST que se leen e interpretan después de terminada la prueba. La herramienta incluye un empacador accionado desde la superficie que pueda aislar la formación del anillo existente entre la sarta de perforación y el encamisado, forzando así a cualquier fluido que se produzca a entrar solamente por la sarta de perforación. Al cerrar el pozo en el fondo, se minimiza el postflujo y se simplifica el análisis, especialmente para formaciones con bajos tasas de flujo. La sarta de perforación se llena con un gas inerte, usualmente nitrógeno, para realizar estas pruebas. A continuación, se abre una o más válvulas para producir los fluidos del yacimiento a través de la columna de perforación y se deja que el pozo fluya por un tiempo. Finalmente, el operador ahoga el pozo, cierra las válvulas, remueve los empacadores y extrae las herramientas.
4
CONCLUSIONES
Los packers son dispositivos permanentes o recuperables, considerados parte muy importante dentro del pozo; ya que durante toda la vida del pozo, 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 obtener un sello hidráulico; así como su Asentamiento.
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BIBLIOGRAFÍA
https://es.scribd.com/doc/122716580/Packers-o-Empacaduras-Workover http://www.ingenieriadepetroleo.com/clasificacion-de-los-packer-pozo-de/ https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/d/drillstem_test.aspx
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http://www.qsppackers.com/navbar/products.html https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/h/hookwall_packer.aspx
