06 Componentes de la Completación - Empacadores

Fundamentos sobre Terminación de Pozos1/28

Terminación de Pozos de Petróleo y Gas

Componentes de la Completación


Componentes de la Completación

Criterios y Objetivos básicos para la selección:

– La selección de los equipos y accesorios a instalar en la completación se basa en las condiciones particulares del yacimiento, del campo y del pozo y en los requerimientos operacionales que lograrán una producción eficiente, segura y económica

Categorías básicas de los componentes utilizados en la completación

– Empacadores de producción

– Accesorios para la completación

– Válvulas de seguridad

– Equipos para control del flujo


Empacadores de Producción – Funciones (1)

Las funciones de los empacadores (obturadores) se pueden resumir así:

Aislamiento del espacio anular – a la vez que proporciona una barrera de presión y de contención de fluidos a largo plazo para:

proveer condiciones de sello hidráulico para los intervalos productores

permitir el montaje de válvulas de seguridad en la sarta de tubería

Permitir un conducto secundario

Nota: Los sellos y los materiales del empacador deben ser compatibles con los fluidos del yacimiento


Anclaje de fondo

– para proveer estabilidad y control de la sarta en el fondo del pozo

Protección de la sarta de revestimiento

– evitan el contacto del revestidor/liner con fluidos corrosivos

– permiten reemplazo y reparación de la sarta de producción sin dañar el revestidor

Control y seguridad en el fondo del pozo

– posibilidad de colocación de tapones temporales en la sarta para aislar zonas entre sí

Separación de Zonas

– completaciones múltiples con varios empacadores y sartas

– medición regulatoria de zonas específicas



Separación de zonas

– control de presión diferencial entre las zonas para pervenir el flujo cruzado

Levantamiento artificial

– para proveer conducto separado para el gas o fluido de potencia inyectado

Tratamiento selectivo

– para ejecutar tratamientos preventivos (evitar depósitos de costras) y de remediación de la permeabilidad dañada

Trabajos de reparación y remedio

– sello o sobre-paso de la zona dañada en la formación

– Ailsamiento de la zona de interés



Proceso para la selección de empacadores

COMPLETACIÓN CON EMPACADOR RECUPERABLERevisar:•Método de agarre en el fondo•Igualación de presiones•Método de asentamiento•Posicionamiento •Sellos internos•Condiciones de asentamiento

Las condiciones únicas ameritan el uso de empacador especial recuperable o PBR?empaque de grava - múltiples zonas - inyeccìón de vapor -

completación con liner - terminaciones temporales -

altas desviaciones - acceso de pasaje pleno

SISTEMA DE EMPACADOR PERMANENTERevisar:•Método de asentamiento•Interface empacador-tubería•Especificación de elastómeros•Condiciones de asentamietno•Requerimientos de cola debajo

Se esperan condiciones hostiles o severas?

(p>5000 psi and T > 300ºF)(carga axial > 50,000 lbs)

(H2S > 10%)

Los trabajos futuros incluirán el retiro del empacador en 10 años o habrá libre paso a la

zona de interés?

Los requerimientos de pasaje impiden el uso de empacadores

recuperables estándar?

Está limitado el acceso a la zona de interés por

revestimiento torcido o colapsado?

CONSIDERAR OPCIONES:•Reparar el revestidor con rodillo o trompo•Perforar hoyo lateral a través del revest.•Usar empacador permanente y corto•Considerar el uso de empacador inflable para diferenciales limitadas

Se podría utilizar el PBR para proveer acceso pleno a la zona de interés?

COMPLETACIÓN CON “PBR”Revisar:•Revestimiento o Liner•Condiciones de asentamiento•Especificación de elastómeros •Arreglo de niples de asentamiento

Revisar las opciones y el programa de QA/QC para asegurar que el equipo es

apropiado

Si

Si

Si

Si Si

Si

No

No

No

No

No


Empacador de Receptáculo Pulido (PBR) y AnclaEs esencial aislar el

anular en el subsuelo?

por regulaciones, por seguridad, control de

corrosión o uso del anular

Es deseable aislar el anular en el subsuelo?para mejorar el flujo, control de corrosión, aislar perforaciones para tratamientos?

Es el flujo anular más económico y productivo que el flujo por tubería?

Será instalado un bombeo de varillas en los próximos 5

años?

Evaluar terminación sin empacador con

anclaje de tubería

No No No Si

Será producida la zona en bombeo con libre entrada de gas en los

próximos 5 años?

Completación sin empacador y sin

anclaje de la tuberíaEvaluar opciones de venteo del gas

(completacion sin empacador, o producción anular vs. múltiples sartas)

Si NoSi Si

Si

Será requerido acceso pleno al liner?(acceso a tubería delgada, remoción de costras y asfaltenos o para evitar restricciones al flujo)

No

El PBR ofrece ventajas sobre empacador de pasaje grande? (ej max

aislamiento del pasaje o del liner)

SiElegir terminación con PBR

Si

No No

Se puede asentar el empacador bien arriba de la zona de interés sin limitar los requerimientos funcionales del aislamiento, control del pozo, levantamiento artificial y

optimización del flujo?

COMPLETACIÓN CON EMPACADORConsiderar beneficios y problemas del

asentamiento somero (abajo de la SSV, arriba del tope del liner y arriba de los

objetivos de re-completación)

Si

No

Se requerirán registros de producción bajo condiciones de flujo?

TERMINACIÓN CON EMPACADORAsentar el empacador dejando punta de sarta 50 a 100

pies arriba de las perforaciones

Si

TERMINACIÓN CON EMPACADOR Dejar una distancia mínima de 5 pies entre

el empacador y las perforaciones para correlaciones con cable (0.2% de

profundidad para empacadores de tubería

No


Selección de EmpacadoresSalir

NoSe requiere empacador y cola dentro del liner para aislamiento?

Si

Se ha seleccionado completación con PBR?

NoSi

Asentar empacador y cola dentro de del liner

Hay buen sello en el traslape?No

Asentar empacador

arriba del liner

Si

Se tiene Liner instalado?

No

Asentar empacador a la máx prof. dejando espacio para cola

NoSe correrán registros de prod?

Si

Asentar empacador arriba del liner

Hay presencia de H2S?Si

No

Está el empacador debajo de la SSSV?Verificar sello y selección del metal

Asentar el empacador debajo de la SSSV

SiSi

Se van a usar cañones TCP?

No

El empacador deberá tener suficiente pasaje para el paso de cañones grandes o ser recuperable

NoCálculo de fuerzas sobre el empacador

Hay P > 5000 psi? NoEs la temp >225°F?

NoHay presencia de H2S ó CO2?

No Se requiere W.O convencional?

SiHay confiabilidad en

empacador recuperable?

Si

Es la temp <160°F?

Si

Verificar selección del sello

Empacador permanente

No

NoInstalar

empacador recuperable

SiNoSi

Si


Guía de empacador - tubería

Presión diferencial (psi) Compatibilidad ambiental

Tipo de SelloRango de Temp ºF

No descargand

o

DescargandoH2 S Compat.

al aceiteSalmuera

ligeraCompatibil al bromuro

Alto pHpH >10

Descompr por CO2

Inhibidor de Amina

Nitrilo Chevron 32-300 10,000 NO

Nitrile dureza 70 ligado

32-200 5,000 5,000 NO OK OK NO NO OK NO

Nitrilo dureza 90 ligado

32-300 10,000 5,000

Viton dureza 90ligado

32-250 10,000 5,000 5% OK OK OK NO OK NO

V- Ryte 32-30032-400

15,000 NO 15%5%

OK OK OK NO Nota #1 NO<200°F OK

A- Ryte 80-30080-450

15,000 NO 20%7%

NO OK OK OK Nota#1 OK

A-HEET 80-30080-450

15,000 NO 20%7%

NO OK OK OK Nota #1 OK

R-Ryte oMolyglass

200-400(2)325-450 (2)

10,000 NO 15% Nota #47%

OK OK OK OK OK OK

Sello-Ryte 40-40040-450

15,000 NO 15% Nota #4 OK OK OK OK Nota #1 OK

K-HEET 100-550 15,000 NO Nota #3 OK OK OK OK Note #1 OK

Nota #1: los sellos pueden ser susceptibles a descompresión por explosivos, pero la descompresión no ocurre usualmente mientras los sellos están en servicio

Nota #2: Referirse al Baker Technical Data Manual, Unit No 8218-3 para información completa sobre el rango de temperatura.

Nota #3: No hay limitaciones conocidas al H2S por debajo de 550 ºF

Nota #4: para temperaturas por debajo de 400°F y más del 15% H2 S, contactar el Houston Engineering Department para información adicional


Guía de compatibilidad ambiental

Compatibilidad ambiental

Material

1

Temp °F H 2S Compat al OBM o al

diesel

Salmuera ligera Bromuro

Descompr. por CO2

Inhibido a Aminas

Max tiempo expuesto a Solventes 2

Fluidos de Alto pH

pH >10

Nitrilo hasta 175hasta 3003

100 ppmNO

OK OK NO OK OKNO

6 horas4 horas

OKNO (pH <10OK to 250°F)

Viton™ to 200to 300

450 max

20%15%5%

OK OK OK OKOKNONO

OK24 horas4 horas

NO

Aflas™ to 200to 300

450 max

límite no conocido

20%7%

OKNONO

OK OK OK OK6 horas4 horas

NOOK

Nota #1 These recommendations are based on expected long term completions

Nota #2 algunos ejemplos de solvente son: xyleno, tolueno, methanol

Nota #3 algunos empacadores permanentes pueden permitir el uso de nitrilo arriba de 300°F. Contactar AEG


Compatibilidad Ambiental

Material1

Temp °F2

H2SCompat con

OBM

Compat Salmuera

ligera

Compatibil con

Bromuro

Inhibido a Amina

Max Exposición a

ácidos

Max Exposición a

solventes

4

Nitrile175 a 400

OK OK OK NO OK 8 horas6 horas

6 horas4 horas

OK24 horas

Viton™ 3

175 a 350OK OK OK OK OK

NO24 horas4 horas

24 horas 4 horas

NO

Aflas™ 3

175 a 350OK NO OK OK OK 48 horas

8 horas4 horas

NOOK

EPDM 3

hasta 500 OK NO OK OK OK OK NO OK

Nota #1 estas recomendaciones son sólo para aplicaciones R&S de exposición relativamente y a corto plazo.(Típicamente<30dias). Para terminaciones de más tiempo se deberán seguir otros lineamientos

Nota #2 Los valores de presión dependen del tamaño y tipo de herramienta y están menos relacionados con la resistencia química que los de temperatura. Referirse al Technical Manual para los valores de presión

Nota #3 Estos materiales son de Orden Especial solamente. Son probables largos tiempos de carga y /o desarrollo de los productos.Nota #4 Algunos ejemplos de solventes son: xyleno, tolueno, methanol.

Guía de compatibilidad ambiental

Fluidos de Alto pH

pH >10


Empacadores de Producción – Tipos

Los obturadores de producción se puede clasificar con base en:

Recuperabilidad

– recuperables, semi-permanentes, permanentes Mecanismo de asentamiento

– mecánico, hidráulico, con cable eléctrico Conducto de producción (pasaje interior)

– simple, dual, múltiple / especial

Categorías básicas consideradas:

Empacadores Recuperables Empacadores Permanentes Empacadores para sistemas de terminación múltiple


Empacadores Recuperables

Los obturadores recuperables son preferidos en aplicaciones donde:

La vida de la terminación es relativamente corta

Las condiciones dentro del pozo no son hostiles

– como temperatura, presión, presencia de H2S

Profundidad de asentamiento somera a mediana

Presiones diferenciales de bajas a moderadas

Trayectoria del pozo recta o con desviación moderada

Producción desde múltiples zonas


Empacador recuperable de asentamiento mecánico

Cuñas de retención activadas con presión interna (hidráulicas)

Cuñas mecánicas de afianzamiento en fondo

Elementos empacadores

Mandril de pasaje continuo

Típicamente requiere de rotación (+/- ½ vuelta en la herramienta) y colocación de peso o de tensión para el asentamiento

El peso o tensión en la tubería mantienen el sello y el anclaje del empacador contra el revestimiento

Se liberan quitando el peso o la tensión impuestos y levantando la sarta libre

Se pueden asentar varias veces – tienen diseño y operación similar que los empacadores para servicio en los pozos


Ventajas de empacadores de asentamiento mecánico

Costo

– por lo general menor que los otros tipos de empacadores Asentamiento repetible

– el empacador puede asentarse, liberarse y posicionarse en otro punto sin tener qué sacarlo para reparación

Versatilidad

– Un mismo empacador se puede usar en revestimientos del mismo tamaño (OD) y diferente peso (diferente ID ó drift)

– Se fabrican en opciones de asentamiento con peso, tensión, bidireccional o de rotación

Longitud

– Pueden utilizarse por lo general en secciones del pozo con altas desviaciones o curvaturas extremas


Desventajas del asentamiento mecánico Capacidad limitada

– altas cargas operacionales impuestas sobre la sarta pueden desanclar y liberar el obturador

Asentamiento

– los mecanismos de asentamiento (y de liberación) pueden no permitir su corrida en series de dos o más empacadores

– requieren por lo general de rotación y movimiento de la sarta de tubería de producción para su asentamiento y liberación

– no tienen provisión de “almacenaje de energía” para ayudar en el sello y anclaje del obturador

– Algunas operaciones de inyección (fluidos fríos) pueden desanclar y liberar el empacador


Empacador de asentamiento hidráulico

Ensamblaje de cuñas (superiores e inferiores)


Mandril de pasaje continuo

Asentamiento con presión – no se requiere rotación ni movimientos de la sarta

Aplicación e ±3,500 psi por dentro de la sarta aislada en el fondo

Liberación con sólo levantar la sarta

Compatible para aplicaciones simples y múltiples


Empacadores hidráulicos – Aplicaciones

Los empacadores hidráulicos son preferidos en:

Terminaciones simples de mediana a alta presión

Terminaciones múltiples (dos o más sartas)

Terminaciones simples selectivos

Yacimientos donde se anticipan fuertes actividades de reparación y estimulación

Aplicaciones donde no es posible la rotación de la tubería para el asentamiento o liberación


Ventajas de los empacadores hidráulicos

Los empacadores hidráulicos recuperables tienen algunas ventajas sobre los de asentamiento mecánico recuperables:

En el asentamiento:

– Almacenan energía en el mecanismo de activación de las cuñas

– No dependen del peso disponible en la sarta para el asentamiento o el sello subsiguiente

– La operación de espaciado es más fácil de realizar sin movimiento de la sarta

– El posicionamiento del empacador y el espaciado de la sarta son más precisos


Desventajas de los obturadores hidráulicos

En el asentamiento:

– Si el empacador se asienta en forma prematura o incorrecta, se debe sacar la sarta y reacondicionar su sistema de asentamiento con costos de operación adicionales

Flexibilidad limitada


Empacadores Permanentes

Se pueden correr con:

Cable eléctrico

Tubería de trabajo

Sarta de producción

Tubería continua enrollada

(tubería flexible)

Mecanismo de asentamiento:

Presión inyectada por la tubería

Activación mecánica con la tubería

Herramienta asentadora activada con corriente eléctrica desde la superficie


Perfil de afianzado

Extensión de pasaje pulido, PBR

Acople Adaptador de fondo


Obturadores permanentes – aplicaciones

Condiciones hostiles de operación, tales como:

– Presión diferencial >5000 psi

– temperatura >300°F

– H2S > 10%

Asentamientos a mediana y alta profundidad

Pozos desviados y de alcance extendido

Terminaciones simples selectivas

– Punto de asentamiento correlacionado por registros con cable

Terminaciones múltiples (dos o más sartas paralelas)

Empacadores de fondo firme (sump packer) para operaciones de empaque con arena


Empacadores Permanentes – Configuraciones

Empacador permanente con receptáculo superior para instalación de sellos, PBR

Empacador permanente con pasaje pulido para instalación de sellos

Empacador permanente con extensión inferior para instalación sellos, PBR


Extensión pulida inferiorExtensión pulida superior



Empacador Permanente con receptáculo superior de sellos extra largo para aplicación en movimentos

extremos de la sarta

Empacador Permanente con extensión inferior pulida y Ensamblaje de LINER con extensión superior pulida



Empacadores permanentes – recuperación

Ensamblaje para el fresado de cuñas y recobro del mandril con arpón pescador integrado

Circulación a través de la fresa y a través del arpón

El arpón se agarra cuando se fresan las cuñas superiores del obturador (cuñas de tensión)

Incorpora sistema de seguridad para liberar el arpón atascado

Las cuñas de peso se retraen al levantar el empacador con el arpón

pasaje de flujo (difusor)

zapata fresadora con adaptador para tubería de lavado que aloje el obturador y la extensión pulida

Arpón / pescador del empacador agarra internamente el pasaje o la extension fresada

la sección inferior del obturador será retirada al fresar las cuñas superiores con la zapata


Ejemplos de Empacadores de pasaje pulido

Marca Camco Baker Otis Guiberson

Asentamiento hidráulico

HS, HSB,HSP-1

SB-3, SAB-3 Perma Drill Magnum PGMagnum PH

Asentam. Mecánico(perforable)

N Perma Drill Asentam.mecánicoMagnum

PerforablePasaje pulido

S, L, LB, LO D, DA, F-1,FA, FA-1

Perma Drill Magnum GMagnum H

RecuperablePasaje pulido

OmegamaticQuantum*

SC-2HP

Cerso-TrievePerma-Trieve

UNI-X

Asentam. eléctricoRecuperable

SOT-1, WR LOK-Set Perma-TrievePerma-Latch

G-6, VNI, VIER-VI


Proceso de selección de la SSVEl primer servicio

de WO será despues de 10

años?

El uso de una TRSSV traerá problemas para el diseño del revest o

de tolerancia?

El análisis económico justifica el uso de una TRSSV?

•Incluir el mayor costo de capital y sacada de la TRSSV para servicio

•Considerar el aplazamiento de producción y servicio de la SSV•Costos asociados con todos los trabajos de cable y operaciones

concéntricas en el pozo con WRSSV•Considerar el uso de una WRSSV

insertada en la TRSSV que falla en la prueba de sello o de apertura

• Verificar el estudi SINTEF para determinar la confiabilidad

Utilizar válvula de seguridad de subsuelo recuperable con la tubería (TRSSV)

•Revisar la estabilidad y limpieza del fluido en la línea de control

•Revisar la capacidad de resistir cargas de flexión y seleccionar la posición en una sección recta del

pozo•Verificar fugas del gas de levantamiento o del

fluido de control en el anular •Seleccionar bloqueo y respaldos de la WRSSV

Es difícil o costoso el acceso de la

unidad de cable?

El pasaje limitado de la WRSSV traerá problemas?

•Erosión - corrosión•Depósito de costras

•Taponamiento con azufre•Hidratos

•Pérdidas de presión

Evaluar opciones:•TRSSV

•Sección superior de la tubería con mayor

diámetro y WRSSV más grande

•Uso de materiales exóticos para prevenir la

corrosión•Inhibición química

Utilizar válvula de seguridad de subsuelo recuperable con cable

(WRSSV)•Instalar 5 a 10 pies de

acoples de flujo por encima del niple de la

SSV•Instalar 3 pies de

acoples de flujo debajo del niple de la SSV en

pozos de gas y en pozos de aceite con alta GLT •Evaluar la selección del elastómero y probar la compatibilidad con los

hidrocarburos

Si

Si Si

Si

No

No

No

06 Componentes de la Completación - Empacadores

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