PRODUCCION PETROLERA

TEMA: PACKER DE PRODUCCIÓN

1. INTRODUCCIÓN

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.

El packer es también el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior

de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer.

2. OBJETIVO

Describir las características que presentan los packer de producción.

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.

3.2. USO DE LOS PACKER DE PRODUCCIÓN

Delimitar el fondo de pozo.

Aislar niveles productores seleccionados para su explotación.

Servir como elemento de sostén y de protección de la tubería y la cañería.

Facilitar trabajos de intervención de pozos tales como las reparaciones, los

reacondicionamientos y las estimulaciones.

Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta

producción o presiones de inyección.

Proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

Aísla en el pozo, fluidos y presiones.

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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.

3.4. COMPONENTES PRINCIPALES DEL PACKER

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Mandril de Flujo

Es el esqueleto del packer o empacadura. En el van superpuestos todos los dispositivos, mas

ninguna va enroscada en él. Su extremo superior se enrosca con la parte interna del Cabezal del

Packer y en su extremo inferior se une al Pin de Jota.

Elementos Sellantes

Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Cuando se asienta un

packer, el elemento sellante se comprime para formar un sello contra la tubería de

revestimiento. Durante la compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo del

packer y la pared de la tubería de revestimiento.

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 resortes o bloques de fricción y cada uno de estos

proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para poder asentar el packer.

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.

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.

Las mordazas tienen pastillas de agarre las cuales están recubiertas de carburo de tungsteno y

son las que se agarran fuertemente al casing. Las pastillas están posicionadas de tal forma que

permiten mover el packer hacia arriba, mas no hacia abajo. Tiene agujeros que comunican el

anular con el mecanismo interno del packer, esto permite el flujo y la transmisión de presiones

a través de este – Activación de pistones.

Portapistones

Es un dispositivo que aloja a los pistones, los que una vez activados, convierten al packer en una

herramienta de doble agarre.

Los pistones son elementos sujetadores del packer, se activan una vez iniciado el flujo de fluido

líquido a presión.

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Alojamiento de Camisa Balanceadora

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 igualación de presiones del packer y del anular. Esta

válvula se cierra una vez cargado el Packer, pues el porta sello se mueve conjuntamente con la

tubería. Cerrada la válvula se genera una hermeticidad dentro del packer, lo cual asegura el

funcionamiento de los pistones y de la Camisa balanceadora

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.

3.5. Clasificación de packers

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

Packer recuperables

Packer Mecánico (recuperable).

Packer Hidráulico (recuperable).

Packer Permanente.

3.5.1.Packers recuperables:

Los packers recuperables son aquellos que se anclan y desanclan en cualquier etapa de trabajo de acuerdo

al tipo de operación. Por tanto su uso es temporal y pueden ser utilizados en operaciones normales de

producción, en trabajos de recuperación de pozos, en reacondicionamientos, estimulaciones y otros. Los

packers recuperables se clasifican en:

3.5.1.1.PACKER MECÁNICO

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 esta

determinado por la profundidad y el diseño del fabricante.

De acuerdo a las características de la operación superficial para anclar se clasifican en:

Compresión o Peso/Rotación.

Tensión.

Compresión/Tensiona/Rotación.

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3.5.1.1.1.-PACKER MECÁNICO RECUPERABLE DE COMPRESIÓN.-

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.

3.5.1.1.2.-PACKER MECÁNICO RECUPERABLE DE TENSIÓN

Estos packer se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la

izquierda y luego tensionando. Para recuperarla se deja caer peso de la tubería

de manera tal de compensar la tensiona y luego se rota la tubería a la derecha ¼

de vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición original.

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, donde el peso de la tubería de

producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante del packer de asentamiento por peso o

packer a compresión.

3.5.1.1.3.-PACKER MECÁNICO RECUPERABLE DE COMPRESIÓN - TENSIÓN.-

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

po 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.

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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.

3.5.1.2.PACKER DE ANCLAJE HIDRÁULICO, Son equipos similares a los packers mecánicos, la diferencia esta

en el mecanismo 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.

3.5.1.2.1.PACKER RECUPERABLE SENCILLA Y DUALES DE ASENTAMIENTO 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 de producción

instalado antes del asentamiento del packer, estos packer son particularmente apropiados en pozos

altamente 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 mas

arenas.

APLICACIONES.-

Los packer hidráulicos recuperables, son recomendadas para las

siguientes aplicaciones en condiciones generales:

Pozos pocos profundos a medianas profundidades.

Presiones bajas hasta moderadas.

Completaciones con múltiples packer.

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Completaciones con dos tuberías.

Completaciones selectivas con múltiples packer.

3.5.2.Packers permanentes:

Son aquellos que permanecen fijos en forma permanente en el pozo, ésta una vez anclada no puede

recuperarse ni por efecto mecánico no por el hidráulico.

Se anclan generalmente mediante una combinación de rotación y tensión existente también modelo con

sistema de anclaje eléctrico.

Las características principales de los packers permanentes consiste para ser extraído del pozo son triturados

una vez que cumple su función y su astilla son extraídos del pozo mediante el uso de imanes magnéticos.

Los packers permanentes se utilizan generalmente para aislar formaciones de alta presión, pozos

profundos, abandonos de pozo, y en operaciones de cementación a alta presión.

Las ventajes de estos packers son:

Mayor área de agarre de las cuñas en el diámetro interno (ID) de la cañería donde se anclan

Más fáciles y económicas de fabricar en materiales exóticos para ambientes hostiles y condiciones

de servicios severos.

La mayoría de los modelos son adecuados para aplicaciones de altas presiones pozos de cualquier

profundidad.

Permite el uso de tuberías más grandes.

APLICACIONES.-

Los packer permanentes se utilizan en las siguientes situaciones:

Aplicaciones en profundidades medianas y profundas

Pozos desviados y/o con Dog-Legs

Completaciones con múltiple packer.

En operaciones de empaque de grava.

En presiones medianas y altas presiones.

3.6.CONEXIÓN TUBERÍA-PACKER.-

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.

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3.7.MECANISMO DEL PACKER.-

Para que un packer realice el trabajo para el cual fue diseñado dos cosas deben suceder:

Un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que estas se peguen contra la pared de

la cañería de revestimiento.

El elemento sellantes (goma) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared de la

cañería.

3.8.FLUIDOS CORROSIVOS DEL POZO.-

Los materiales utilizados en la construcción del packer deben considerar que los fluidos del pozo

contienen CO2 o H2S en presencia de agua o vapor de agua.

3.9.RECUPERABILIDAD.-

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 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.

3.11.Factores que afectan a la estabilidad del packer

Son dos las causas que tienden a desanclar el packer una vez instalado en el pozo.

Fuerzas debida a causas derivadas de las tensiones y compresiones que se originan a lo largo de la

tubería encima del packer.

Causas derivadas de las variaciones de temperatura en el interior del pozo.

Estas dos causas originan en la columna esfuerzos adicionales en la tubería y que son descargados sobre el

packer provocando dilataciones y contracciones en todo el sistema.

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4. Conclusión

El Packer es una herramienta muy importante en la terminación de un pozo petrolero. Es una herramienta

muy versátil, que tiene sus distintas formas e utilidades. Tiene sus clasificaciones e su respectivo Papel en

una terminación de pozo para que así este pueda producir de una forma segura y rentable.

Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto técnicos como

económicos. Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la

selección de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras más económicas son generalmente las de

compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen ser las más costosas. Es necesario tomar

en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el

asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se

liberan con simple tensión son deseables en muchos casos.

5. Bibliografía

http://www.ingenieriadepetroleo.com

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