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ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA
“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
PRODUCCIÓN PETROLERA I
“PACKERS”
DANIEL FERNANDO SEVERICHE MURILLOHANS SERGIO REYNOLDS FERNANDEZ
SANTA CRUZ – 2013
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA
“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
PRODUCCIÓN PETROLERA I
“PACKERS”
DANIEL SEVERICHE MURILLO S3510-6HANS REYNOLDS FERNANDEZ S3197-6
TRABAJO DE INVESTIGACIÓN
PARA EL SEXTO SEMESTRE DE
INGENIERÍA PETROLERA
DOCENTE: Ing. Celestino Arenas M.
I N D I C E
1. INTRODUCCION..........................................................................................12. DESARROLLO DEL TEMA.........................................................................22.1. ¿QUÉ SON LOS PACKERS?...................................................................22.2. FUNCIONES DE LOS PACKERS............................................................32.3. ELEMENTOS PRINCIPALES DEL PACKER...........................................42.3.1. Elementos del Sello..............................................................................42.3.2. Cuñas.....................................................................................................42.3.3. Conos....................................................................................................42.3.4. Cuerpo del empacador.........................................................................42.4.CLASIFICACION DE LOS PACKERS.......................................................52.4.1. PACKERS RECUPERABLES...............................................................52.4.1.1. Packers Recuperables Mecanicos...................................................62.4.1.1.1.Packers Mecánicas de Compresión simple..................................62.4.1.1.2.Packers Mecánicas de Compresión Dobles..................................72.4.1.1.3. Packers Mecánicas de Tensión Sencillas....................................82.4.1.1.4. Packers Mecánicos de Tensión. Compresión y rotación..........82.4.1.1.5. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Mecánicos.......................................................................................................92.4.1.2.Packers Recuperables Hidraulicos.................................................102.4.1.2.1. Packers Hidraulicos de Asentamiento Diferencial...................112.4.1.2.2. Packers Hidraulicos de de asentamiento Hidrostático............122.4.1.1.3. Aplicaciones................................................................................132.4.1.1.4. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Hidraulicos....................................................................................................142.4.3. PACKERS PERMANENTES...............................................................152.4.3.1. Aplicaciones....................................................................................162.4.3.2.Ventajas De los Packers Permanentes...........................................162.5. EVALUACIÓN DE UN EMPACADOR...................................................172.6. SELECCIÓN DE PACKERS..................................................................222.7. CALCULOS Y EJERCICIOS SOBRE EL PACKERS............................363. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................434. BIBLIOGRAFIA.........................................................................................44
ÍNDICE DE CUADROS
CUADRO 2.1.Funciones de los packers.......................................................3CUADRO 2.2.Tipos de elementos sellantes.................................................4CUADRO 2.3.Ventajas de los packers mecanicos.......................................9CUADRO 2.4.Desventajas de los packers mecanicos..............................10CUADRO 2.5.Ventajas de los packers hidráulicos...................................14CUADRO 2.6.Desventajas de los packers hidráulicos.............................14CUADRO 2.7.Ventajas de los packers Permanentes.................................16CUADRO 2.8.Determinación de la corrosiónesperada.............................32
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1.Estructura basica del packer....................................................2FIGURA 2.2.Elementos principales del packer............................................5FIGURA 2.3.Packer de Compresión simple..................................................6FIGURA 2.4.Packer de Compresión doble...................................................7FIGURA 2.5.Packer de Tension sencilla.......................................................8FIGURA 2.6.Packer de Tension, Compresion y rotacion............................8FIGURA 2.7.Packer Recuperable Sencillo de asentamiento hidráulico Modelo Hidro-6...........................................................................11FIGURA 2.8.Packer Recuperable Sencillo de asentamiento hidrostatico Modelo Hidro-8........................................................................12FIGURA 2.9.Estructura del packer permanente.........................................15FIGURA 2.10.Matriz de carga de un empacador........................................18FIGURA 2.11.Efectos simultáneos de presión y carga axial....................18FIGURA 2.12.Elementos críticos de falla de un empacador.....................19FIGURA 2.13.Envolvente de desempeño....................................................21FIGURA 2.14.Envolvente de desempeño considerado diferente diámetrointerior del revestimiento..............................................................22FIGURA 2.15.Diferencial de presión durante lainducción........................24FIGURA 2.16.Diferencial de presión durante laprueba de admisión
25FIGURA 2.17.Condiciones durante la estimulación ................................26FIGURA 2.18.Efectos que causan movimientodel aparejo de producción....................................................................................................28FIGURA 2.19.Efectos que intervienen durante una inducción.................28FIGURA 2.20.Efectos que intervienen durante una prueba de admisión........................................................................................................30FIGURA 2.21.Causas del movimiento del aparejo durante una estimulación/fracturamiento........................................................................30FIGURA 2.22.Presión a la altura del empacador........................................32FIGURA 2.23.Comportamiento de los esfuerzos sobre el empacador....................................................................................................36FIGURA 2.24.Fuerzas sobre el packers......................................................36FIGURA 2.25.Estado Mecanico....................................................................39
FIGURA 2.26.Diagrama de fuerzas..............................................................41
1. INTRODUCCIÓN
Llamados también obturadores o empacadores, son herramientas diseñadas a fin
de ayudar en la eficiente producción del petróleo y gas de un pozo con uno o más
niveles productores, aislando los niveles de interés.
Los packers generalmente se los considera como la herramienta más importante
del pozo en la tubería de producción ya que entre sus varias funciones, la función
principales la proveer la forma de sellar el espacio tubular del espacio anular. Este
sello debe proveer una barrera duradera compatible con los fluidos y gases de
yacimiento al igual que los fluidos y gases de casing.
Los packers de producción se emplean en los arreglos sub-superficiales para
brindar el mecanismo más apropiado para direccionar los fluidos de producción
por la trayectoria más apropiada determinando una producción eficiente.
Los tipos depackers de completación varían grandemente y están diseñadas para
cubrir condiciones específicas del pozo o del reservorio (sencillas o en
configuración agrupada, con sartas sencillas, duales o triples).
2. DESARROLLO DEL TEMA
2.1. ¿QUÉ SON LOS PACKERS?
Son herramientas de fondo que se usan para proporcionar un sello entre la tubería
de producción y la tubería de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de
fluidos desde el packer por el espacio anular hacia arriba.
En la actualidad existe una gran diversidad de packers en el mercado, pero todas
ellas poseen básicamente la misma estructura
FIGURA 2.1. Estructura básica del packer
2.2. FUNCIONES DE LOS PACKERS
Entre sus funciones correspondientes están:
Funciones de los packers
a) Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presión de
formación entre al anular tubería-revestidor.
b) Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta
producción o presiones de inyección.
c) Mantener los fluidos de la formación alejados de la sección del
revestidor que está por encima de la empacadura.
d) Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio
anular.
e) Evitar la invasión de arena sobre aparejos de cedazos
f) Aislar perforaciones y zonas de producción en completaciones
múltiples.
g) Permitir el uso de ciertos métodos de levantamiento artificial
h) Proteger las TR´s y cabezales de
Altas Presiones
Fluidos corrosivos que producen los hidrocarburos
CUADRO2.1.: Funciones de los Packers
2.3. ELEMENTOS PRINCIPALES DEL PACKER
2.3.1. Elementos de sello.- Su función es generar un sello entre el empacador y
la tubería de revestimiento. Estos pueden ser fabricados de diferentes materiales
los cuales pueden ser operados bajo diferentes condiciones de presión y
temperatura.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.
CUADRO2.2.: Tipos de elementos sellantes
2.3.2. Cuñas.- Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta
dureza (tungsteno) ya que son las que anclan la empacadura al revestidor
impidiendo el movimiento de la misma.
2.3.3. Conos.- Sirve como un expansor para forzar las cuñas hacia la tubería de
revestimiento, también sirven como soporte a los elementos de sello.
2.3.4. Cuerpo del empacador.- Es una superficie pulida que está en la parte
interior del empacador, la cual forma un sello con las unidades de sellos multi-v
impidiendo el flujo entre el empacador y el aparejo de producción. Además esta
parte del empacador mantiene unidos todos los componentes de la herramienta.
FIGURA 2.2. Elementos Principales del packer
2.4-.CLASIFICACION DE PACKERS
De acuerdo al sistema de anclaje las empacaduras se pueden clasificar de la
siguiente manera:
2.4.1.- PACKERS RECUPERABLES
Se les conoce a los empacadores que se introducen al pozo, se anclan
dependiendo su mecanismo y se recuperan con la tubería de producción.
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 multiples zonas
Los packers recuperables se clasifican en:
2.4.1.1- Packers Recuperables Mecánicos
Los packers mecánicos representan las empacaduras más comunes utilizadas en
la industria petrolera. Estas empacaduras son bajadas 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 está determinado por profundidad y el
diseño de cada fabricante. Generalmente se utilizan para las siguientes
aplicaciones y condiciones:
Para profundidades bajas o medianas
Para presiones moderadas o medianas
Pozos verticales o con desviaciones moderadas
De acuerdo a la característica de la operación superficial para anclarlas se
clasifican en:
2.4.1.1.1.-Packers Mecánicas de Compresión simple :
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.
FIGURA 2.3. Packer de
Compresión simple
2.4.1.1.2.- Packers Mecánicas de Compresión Dobles :
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 demayores presiones
que otras empacaduras que tienen ambos
juegos de cuñas por debajo de las gomas.
FIGURA 2.4. Packer de
Compresión Doble
2.4.1.1.3.- Packers Mecánicas de Tensión 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.
2.4.1.1.4.- Packers Mecánicos de Tensión. Compresión y rotación:
Al igual que todos los anteriores son equipos
recuperables, presenta la versatilidad que se
pueden asentar aplicándole esfuerzos de
compresión, tensión y rotación.
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.
FIGURA 2.5. Packer de
Tension sencilla
FIGURA 2.6. Packer de
Tension, Compresion
y rotacion
2.4.1.1.5. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Mecánicos
Las ventajas de los packers mecánica recuperable están los siguientes:
Ventajas
Costo Por lo general menor que los otros tipos de empacadores
Asentamientorepetible El empacador puede asentarse, liberarse y posicionarse en otro
punto sin tener que 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
CUADRO2.3.: Ventajas de los packers mecanicos
Las desventajas de empacadura mecánica recuperable están los siguientes:
Desventajas
Capacidad
limitada
Altas cargas operacionales impuestas sobre la sarta pueden desanclar
y liberar el obturador
Asentamient
o
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 .
CUADRO 2.4.: Desventajas de los packers mecanicos
2.4.1.2.-Packers recuperables hidráulicos
Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras
mecánicas, la diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de éstas que es
mediante presión hidráulica. El procedimiento de asentamiento es el siguiente:
Se baja con la tubería hasta la profundidad establecida.
Se coloca presión a través de la tubería la cual energiza unos pistones
en la parte interna del obturador.
Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúan el anclaje de las
cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra el
revestidor.
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
Se dividen en:
2.4.1.2.1.Packers Hidráulicos 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. La empacadura Hydro-6 (Fig 5-9) es un
ejemplo de empacaduras.
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.
2.4.1.2.2. Packers Hidráulicos de asentamiento Hidrostático
FIGURA2.7. Packer
Recuperable Sencillo de
asentamiento hidráulico
Modelo Hidro-6
Esta empacaduras utilizan un pistón de asentamiento similar al de una
empacadura de asentamiento diferencial, pero toda o parte del are del pistón
actúa sobre una cámara que contiene presión atmosférica y no la de 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. Por ejemplo envés de en un casing de 7" con tubería 2 7/8, se puede
utilizar tubería de 3 ½” para reducir el are de pistón como resultante de un mandril
del empaque mayor
La empacadura Hydro-8 de un solo conducto
(Fig 5-11) y la Hydro- 10 dual son ejemplos de
empacaduras de asentamiento hidrostático. La
Hydro-8 también está disponible en la versión
selectiva. La posición selectiva permite que se
bajen varias empacaduras en una misma
tubería y cada una se pueda asentar
independiente de la otra.
El mecanismo de asentamiento en cada
empaque se activa por métodos de slickline.
2.4.1.2.3.-Aplicaciones
FIGURA2.8. Packer
Recuperable Sencillo de
asentamiento hidrostatico
Modelo Hidro-8
Las empacaduras hidráulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes
aplicaciones en condiciones generales:
Pozos pocos profundos a medianas profundidades
Presiones bajas hasta moderadas
Completaciones con múltiples empacaduras
Completaciones con dos tuberías
Completaciones selectivas con múltiples empacaduras
2.4.1.2.4.Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Hidraulicos
Las ventajas de su uso son las siguientes:
Ventajas
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
CUADRO 2.5.: Ventajas de los packers hidráulicos.
Entre las desventajas de empacadura hidraulica están los siguientes:
Desventajas
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 y tiene una flexibilidad
limitad
CUADRO 2.6.: Desventajas de los packers hidráulicos
2.4.3. PACKERS PERMANENTES
Los empacadores permanentes como su nombre lo indica, quedan fijos a la
tubería de revestimiento mediante cuñas de acción opuesta, su recuperación
requiere la molienda de los mismos. Este tipo de empacadores fue muy común en
las décadas anteriores, sin embargo debido a la necesidad de molerlo para su
recuperación, ha disminuido su utilización
Las empacaduras permanentes no están para ser conectadas directamente a la
tubería como las recuperables, pero en cambio un área interna pulida dentro de la
cual se alojan unidades de sello, que se corren como parte de la tubería. esta
parte pulida puede estar incorporada a través de toda la empacadura, o solo en la
parte superior del empaque para poder acomodar sellos de mayor diámetro.
Las empacaduras permanentes con áreas pulidas se corren y asientan por
cualquiera de los dos métodos siguientes:
Elementos empacadores
Perfil de afianzado
Extensión de pasajepulido, PBR
Acople Adaptador de fondo
FIGURA2.9. Estructura
del packer permanente
Aplicación de presión hidráulica a un mecanismo para asentamiento
mecánico
Aplicación de presión hidráulica a una herramienta de asentamiento
conectada a ella, la cual es recuperable y reusable. (settingtool)
WIRELINE setting que utiliza una carga explosiva para generar la
fuerza de asentamiento.
2.4.3.2. Ventajas De los Packers Permanentes
Ventajas
Después que la empacadura se ha asentado, la energía se almacena en el
mecanismo del candado que asegura una fuerza continua sobre las cuñas y las
gomas manteniendo la empacadura asentada. Por consiguiente, el
asentamiento no depende de las fuerzas que aplicala tubería.
Ya que la fuerza de asentamiento se bloquea mecánicamente, la empacadura
puede soportar diferenciales de presión en ambas direcciones (por debajo o por
encima de la empacadura).
Este Tipo de empacadura se puede asentar después que el cabezal está
instalado.
Completaciones con dos tuberías y múltiples empacaduras, generalmente se
utilizan empacaduras de asentamiento hidráulico, lo cual permite que no se
dependa de los movimientos de la tubería para el asentamiento.
CUADRO 2.7.: Ventajas de los packers Permanentes
2.5.- EVALUACIÓN DE UN EMPACADOR
El ingeniero de terminación debe tener un entendimiento completo de las
características y del desempeño de un empacador bajo varias condiciones de
carga, con la finalidad de operar el mismo dentro de los límites de diseño.
Los empacadores de producción son diseñados para ciertas condiciones de
trabajo, las cuales deben ser bien conocidas para evitar falla de los mismos. La
matriz de carga de un empacador provee las bases para evaluar los efectos
simultáneos de:
1. Presión diferencial
2. Cargas axiales
1.- La presión diferencial es generada por las presiones que existen arriba y abajo
del empacador, esta es soportada por el sello generado entre el elemento sellante
y la tubería de revestimiento, así como por los sellos multi-v con el cuerpo del
empacador.
Las diferenciales de presión se presentan durante la realización de operaciones en
la etapa de terminación o mantenimiento, así como durante la vida productiva del
pozo.
2.- Las cargas axiales son debido a esfuerzos generados por el movimiento del
aparejo de producción y son transmitidos al empacador, estos pueden causar
tensión o compresión dependiendo de las condiciones en cada operación. Es
importante mencionar que cuando se introducen juntas de expansión, estas
pueden absorber parcial o totalmente los movimientos del aparejo. También esto
sucede cuando se corren libres los sellos multi-v.
Debido a lo anterior, la matriz de carga presentada en la Figura 2.10, muestra las
bases para evaluar los efectos simultáneos de presión diferencial y carga axial. El
cuadrante uno y tres representan el caso donde existe mayor presión arriba del
empacador y simultáneamente está sometido a tensión y compresión
respectivamente. Por otra parte, los cuadrantes dos y cuatro muestran el caso
donde existe mayor presión por debajo del empacador y simultáneamente está
sometido a tensión y compresión respectivamente. Esto se muestra en la Figura
2.11
Figura 2.10. Matriz de carga de un empacador.
Figura 2.11. Efectos simultáneos de presión
diferencial y carga axial.
Existen varios modos de falla que pueden afectar el desempeño de un empacador
de producción, pero los más comunes son los siguientes (ver Figura 2.12.):
1) Sistema de anclaje
2) Falla conexión cuerpo ~ guía
3) Cuello del empacador
4) Elemento de sello
5) Colapso conexión ~ guía
6) Tope del hombro
7) Candado del cuerpo
Las diferentes fallas presentadas en la Figura 6 tienen una posición en la matriz de
los cuadrantes que se presentaron con anterioridad.
Figura 2.12. Elementos críticos de falla de un
empacador.
La Figura 2.13 muestra la envolvente de desempeño de un empacador de
producción, así como el modo de falla resultante de las cargas combinadas de
presión diferencial y efectos axiales.
A continuación se comentarán cada uno de los modos de falla que están
representados en la envolvente:
1. Sistema de anclaje.- La falla del sistema de anclaje sucede cuando el aparejo
de producción está anclado al empacador y el esfuerzo de tensión excede la
resistencia del material o de la rosca. Es representado en la región 1 de la
envolvente de la Figura 2.13.
2. Falla conexión cuerpo – guía.- Esta ocurre cuando la carga por tensión rebasa
la resistencia del cuerpo del empacador ó la de la rosca, la conexión es afectada
tanto por la presión como por la tensión generada en el empacador por la
contracción del aparejo. Se muestra con el número 2 sobre la envolvente de la
Figura 2.13.
3. Cuerpo del empacador.- Esta falla es generada por el colapso del cuerpo del
empacador, puede resultar por un esfuerzo excesivo en el cuerpo producido por
presión diferencial, fuerza empacador – aparejo, o esfuerzos combinados. El límite
de este componente se ilustra en la zona 3 de la Figura 2.13.
4. Elemento de sello.- La falla del elemento puede ocurrir por exceso de presión
sobre el hule, ó por degradación del elemento debido a temperatura o efectos
químicos. Este efecto está en la región 4 de la Figura 2.13.
5. Colapso conexión cuerpo – guía.- Puede ocurrir cuando se utiliza un tapón en el
niple de asiento, o cuando se corren extensiones pulidas conectadas al
empacador. Este efecto es similar al del colapso del cuerpo del empacador. Esta
limitación es ilustrada con la zona 5 de la envolvente de la Figura 2.13.
6. Tope del hombro.- Este efecto puede ocurrir tanto con el aparejo anclado como
con los sellos multi-v libres. La falla de hombro sucede en el momento que la
fuerza compresiva generada por el aparejo de producción excede la resistencia
del material en el punto de contacto entre el tope localizador o ancla y el
empacador. Se muestra en la región 6 de la Figura 2.13.
7. Candado del cuerpo.- Este elemento se fatiga cuando el esfuerzo aplicado
sobre el mismo es mayor al de la resistencia del material. El límite de resistencia
del sistema de candado es ilustrado con la región 7 de la Figura 2.13. La
envolvente de desempeño representa los límites de resistencia de un empacador
cuando es sometido a cargas combinadas, en otras palabras cuando los valores
de presión y esfuerzo axial se encuentran dentro del área, el empacador está
dentro de sus rangos de operación, de lo contrario cuando estos valores están
fuera de la envolvente, se puede presentar la falla de alguno de los componentes.
La evaluación de un empacador considerando solo la presión diferencial no
describe los límites de fatiga de éste, para una correcta evaluación y comparación
del rendimiento de diferentes empacadores se requiere un entendimiento de los
efectos simultáneos de presión diferencial y cargas axiales.
Figura 2.13. Envolvente de desempeño.
Por lo tanto, con el conocimiento de la interacción de condiciones de cargas
combinadas se puede operar dentro de una zona segura, lo cual evitará la
ocurrencia de falla durante la ejecución de operaciones críticas o la compra
innecesaria de productos de alta resistencia
El ingeniero de terminación tiene que estar familiarizado con los cuatro cuadrantes
de condiciones de carga y con los modos o tipos de falla, pues esto provee un
entendimiento de las implicaciones de falla del empacador de producción durante
la ejecución de operaciones y durante la vida productiva del pozo.
Un factor independiente a las características de diseño y configuración del
empacador que afecta la envolvente de desempeño, es la relación entre el tamaño
del empacador y el diámetro interior del revestimiento.
La Figura 2.14 muestra que la selección inapropiada de un empacador para
diferentes librajes altera las condiciones de resistencia a la diferencial de presión.
Figura 2.14. Envolvente de desempeño considerado diferente diámetro
interior del revestimiento.
Este fenómeno debe ser considerado cuando se introducen empacadores que
están en el límite inferior del rango de libraje recomendado, lo cual es común
cuando se tiene tubería de revestimiento de mayor libraje arriba del revestimiento
donde se anclara la herramienta o cuando se tiene una existencia limitada de
empacadores.
Este efecto es crítico en pozos donde se opera a altas presiones diferenciales.
2.6. METODOLOGÍA DE SELECCIÓN PARA EMPACADORES DE
PRODUCCIÓN.
La decisión acerca de qué tipo de empacador se va a correr puede ser muy
compleja y la lista de las características de los empacadores disponibles hoy en
día es casi interminable. Es común iniciar el proceso de selección examinando las
características del empacador, lo cual no es el método adecuado y se recomienda
emplear la siguiente metodología para el proceso de selección del empacador de
producción.
1. Condiciones de operación.
a) Diferencial de presión
b) Cargas axiales
c) Temperatura
d) Fluidos producidos
2. Condiciones del pozo.
a) Diámetro interior de la T.R
b) Fluido de terminación
c) Desviación y severidad
3. Procedimiento para correrlo y
anclarlo.
a) Tubería de perforación
b) Cable/Línea
c) Tubería flexible
d) Integral
4. Intervenciones futuras.
a) Reparaciones mayores
b) Reparaciones menores
c) Intervenciones sin equipo
5. Selección del empacador a partir de la envolvente de desempeño.
A continuación se mostrara como calcular o como obtener los parámetros
involucrados en el proceso de selección.
1. Condiciones de operación.
a) Diferencial de presión
El empacador de producción es sometido a presión diferencial durante las
operaciones
de terminación y reparación del pozo. La estimación de estas presiones es
fundamental para la selección adecuada de estas herramientas. En esta guía se
mostrara como determinar la diferencial de presión durante las operaciones de
inducción, prueba de admisión, estimulación y fracturamiento.
Inducción.
Durante la inducción se desplaza el fluido de terminación ó fluido producido por el
yacimiento por nitrógeno, por lo regular este proceso se realiza con el auxilio de
latubería flexible. (ver Figura 2.15) La presión diferencial ( PEmp ) es calculada
con la Ecuación 2.3, la cual es la diferencia entre la presión sobre el empacador,
SE P (Ecuación 2.1) y la presión debajo del empacador, BE P (Ecuación 2.2).
Para fines prácticos se recomienda despreciar las perdidas por fricción ( fN P ) ó
consultar la guía de inducciones para su determinación) y considerar una densidad
promedio de nitrógeno de 0.2 gr/cc.
También pudiese considerarse el aparejo de producción completamente vació.
Figura 2.15. Diferencial de presión durante la
inducción.
Prueba de admisión.
La prueba de admisión es realizada mediante el represionamiento del sistema con
la finalidad de conocer el valor de presión en el que la formación cede a
laadmisión de fluido, esto esesquemáticamente representado en la Figura 2.16. La
diferencial de presión ( Emp P )es obtenida con las Ecuaciones 2.4, 2.5 y2.3, para
el cálculo de las perdidas porfricción ( f P ) referirse a la guía deestimulaciones.
Figura 2.16. Diferencial de presión durante la
prueba de admisión.
Estimulación/Fracturamiento.
Las operaciones de estimulación ó fracturamiento involucra la inyección de fluidos
con el objetivo general de mejorar las condiciones de permeabilidad (Ver Figura
2.17). Estas operaciones generan una diferencial de presión en el empacador de
producción, misma que puede ser determinada con las Ecuaciones 2.6, 2.7 y 2.3.
Para la determinación de la presión por fricción ( f P ) generada entre el fluido
inyectado y el aparejo de producción, referirse a la guía de estimulaciones.
Figura 2.17. Condiciones durante la estimulación o fracturamiento.
b) Cargadas Axiales
Otro parámetro a determinar para la seleccionar correctamente los empacadores
de producción son las cargas axiales. A continuación se ilustrará cuando se
presentan, así como el origen de las mismas.
Durante las operaciones de terminación y mantenimiento de los pozos
comentadas previamente (inducción, prueba de admisión, estimulación y
fracturamiento, así como durante su vida productiva, la tubería de producción es
sometida a diferentes condiciones de presión y a cambios de temperatura, esto
genera esfuerzos en el acero los cuales se reflejan en la contracción y elongación
del mismo, causando un movimiento neto del aparejo de producción. Este
movimiento origina tensión o compresión en el empacador, mismas que reducen
su resistencia a la presión diferencial. En algunos casos estas cargas son lo
suficientemente elevadas que causan la falla del empacador. Por lo tanto es
substancial la determinación de los esfuerzos axiales a que será sometido el
empacador.
Es importante mencionar que en esta guía solo se revisaran tanto los efectos que
generan el movimiento de la tubería de producción, así como sus consecuencias
(elongación o contracción) en las diferentes operaciones. Las ecuaciones y
procedimiento de cálculo serán presentados en la guía de diseño de aparejos de
producción.
Los efectos que generan este fenómeno son: Ballooning (expansión), Pistón,
Buckling (pandeo) y Temperatura. Estos son esquemáticamente representados en
la Figura 2.18.
Ballooning (expansión).-Este efecto es generado por la presión radial ejercida
sobre la tubería, esto tiende a incrementar el diámetro con un consecuente
acortamiento de la longitud de aparejo. El efecto contrario (mayor presión afuera
de latubería) produce una elongación en el aparejo.
Pistón.- Este efecto es producido por la aplicación de presión sobre un área
expuesta, el cual puede causar elongación si la diferencial de presión es mayor
arriba del empacador o contracción si la diferencial de presión es mayor bajo el
empacador, lo cual significa que esta presión está actuando en la sección
transversal de los sellos multi-v o zapata guía e intenta comprimir el aparejo de
producción.
Buckling (pandeo).-Al igual que el efecto pistón, buckling es el resultado de la
diferencial de presión que se tiene dentro y fuera del aparejo, misma que actúa
sobre una sección transversal. Sin embargo este efecto aparece en el momento
que se inicia a doblar o pandear el aparejo de producción.
Temperatura.-Un cambio de temperatura debido a la producción de hidrocarburos
o inyección de fluidos causa cambios en la longitud del aparejo de producción.
Este cambio de longitud es directamente proporcional al coeficiente de expansión
del acero.
Figura 2.18. Efectos que causan movimiento
del aparejo de producción
A continuación se presentara cualitativamente cómo se comporta el aparejo de
producción durante las operaciones de terminación y reparación del pozo, tales
como inducción, prueba de admisión, estimulación y fracturamiento. Como se
comentó anteriormente, la determinación cuantitativa se presentara a detalle en la
guía de diseño de aparejos de producción.
Inducción.
La Figura 2.19 muestra los diferentes efectos que causan el movimiento del
aparejo de producción durante realización de una inducción. En esta operación la
presión dentro del aparejo es menor que la que actúa fuera de la tubería, debido a
esto la presión externa comprime el acero causando una elongación, a su vez esta
diferencial de presión se ejerce sobre un área transversal también originando
elongación. Por el contrario el efecto de temperatura crea contracción, esto es
debido al enfriamiento del aparejo de producción. El movimiento total es la
diferencia entre estos efectos.
Figura 2.19. Efectos que intervienen durante una inducción.
Prueba de admisión.
La Figura 2.20 muestra los diferentes efectos que causan el movimiento del
aparejo de producción durante realización de una prueba de admisión. A
diferencia de la operación de inducción, durante la prueba de admisión la presión
dentro del aparejo de producción se incrementa. Esto genera una expansión de la
tubería generando contracción de la misma. Por otra parte la diferencial de presión
incrementa dentro del aparejo, misma que actúa en la sección transversal
expuesta de los sellos multi-v o zapata guía lo que también causa contracción.
Durante esta operación se inyecta un fluido que normalmente se encuentra a
temperatura ambiente generado un enfriamiento del acero y por consiguiente una
contracción del mismo. Como se observa durante una prueba de admisión todos
los efectos causan una contracción del aparejo.
Figura 2.20. Efectos que intervienen durante una prueba de admisión.
Estimulación/Fracturamiento.
Al igual que la operación de prueba de admisión, normalmente durante una
estimulación ó fracturamiento, también se inyecta un fluido a temperatura
ambiente el cual incrementa la presión dentro del aparejo de producción. Por tanto
los efectos tienen un comportamiento similar, es decir los cuatro tienden a contraer
el aparejo de producción.
Figura 2.21. Causas del movimiento del aparejo durante una estimulación/fracturamiento.
c) Temperatura
Otro parámetro importante para la selección apropiada de empacadores de
producción es la temperatura. Este parámetro es fundamental para la selección de
los elastómeros. La temperatura a la cual estará trabajando el empacador se
determina a través del gradiente de temperatura del pozo ( GT ), este se calcula
con la Ecuación 2.8. Una vez que se conoce el gradiente de temperatura, se
obtiene la temperatura de operación del empacador con la Ecuación 2.9.
d) Fluidos producidos
Conocer la composición de los fluidos producidos es fundamental, pues se puede
conocer el ambiente al cual será sometido el empacador permitiendo una
selección adecuada de la metalurgia.
El tipo de material que se emplea para fabricar un empacador influye
considerablemente en su costo. Por lo tanto, es necesario un conocimiento
correcto tanto de la concentración, así como de los fluidos que estarán en contacto
con la herramienta, con la finalidad de evitar la compra de empacadores costosos,
ó la introducción de herramientas que no son diseñadas para ambientes
corrosivos.
Los parámetros a calcular para determinar la corrosión esperada y los materiales
que se recomiendan para los diferentes ambientes.
1) Presión parcial del H2S.
La presión parcial de ácido sulfhídrico es obtenida con la Ecuación 2.10. La
presión en el empacador ( P Emp ) es calculada con la Ecuación 2.11, esta
presión puede ser fácilmente obtenida con los ingenieros de producción. La Figura
2.22 muestra esquemáticamente como obtener la presión a la profundidad del
empacador, la cual es función de la presión de fondo fluyendo ( Pwf ), las
perdidas por fricción ( Pf ) entre el fluido producido y la tubería de explotación y de
la densidad de los fluidos producidos ( Pg ).
Figura 2.22. Presión a la altura del empacador
2) Presión parcial del CO2.
La presión parcial del Dióxido de carbono se determina con la Ecuación 2.12
empleando el procedimiento previamente explicado para la determinación de la
presión en el empacador.
3) Salinidad del agua de formación.
Corrosión es un proceso electroquímico, por tanto la salinidad del agua de
formación juega un papel importante en este proceso. En soluciones de Cloruro de
Sodio, la conductividad eléctrica es mayor que en soluciones libres de cloruros,
por tanto la probabilidad de corrosión incrementa.
4) pH del agua de formación.
El pH del agua de formación es un factor esencial en el desarrollo de la corrosión,
ha sido demostrado que la presión parcial del H2S y la concentración del Ion
hidrógeno influencian en la cantidad del hidrógeno atómico que entra en el acero.
Una vez que se tienen las presiones parciales, se puede emplear la Tabla 1 para
determinar si la corrosión esperada será alta, media ó simplemente no se
presentara.
CUADRO 2.8. Determinación de la corrosión
esperada.
2. Condiciones del pozo.
a) Diámetro interior de la T.R
b) Fluido de terminación
c) Desviación y severidad
a) Diámetro interior de la T.R.
Durante el proceso de perforación y terminación, existen diferentes productos que
están en contacto con la tubería de revestimiento, los cuales pueden alterar el
diámetro interior y puede impedir que el empacador baje o causar su anclaje.
Estos materiales pueden ser sólidos del lodo, cemento, etc. Por lo cual se
recomienda efectuar un viaje con escariador previo a la corrida del empacador.
Además se tiene que considerar los diámetros interiores de las tuberías de
revestimiento que se encuentran arriba del revestimiento donde se anclara el
empacador.
b) Fluido de terminación.
Se tiene que considerar el tipo de fluido tanto de terminación como empacador. Si
el fluido es un lodo de perforación, los sólidos tenderán a precipitarse sobre el
empacador, lo cual en la mayoría de los casos produce el atrapamiento de este.
Por otro lado, si el fluido es una salmuera que contenga cloruros, bromuros etc.,
deberá existir compatibilidad entre esta y los elastómeros del empacador.
c) Desviación y severidad.
La desviación y severidad de un pozo son factores importantes a considerar para
seleccionar y correr el empacador. En pozos con severidades muy altas ó patas
de perro se tiene que considerar la longitud del ensamble, esto es lo largo del
empacador y sus accesorios (soltador, empacador, extensiones pulidas, niples de
asiento, etc.).
Un parámetro importante a contemplar durante la selección del empacador es el
procedimiento para correrlo y anclarlo. A continuación se presentan las técnicas
más comunes para realizar esta operación.
3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.
a) Tubería de perforación
b) Cable/Línea
c) Tubería flexible
d) Integral
El procedimiento para correr y anclar un empacador es un factor crítico para el
éxito de la operación. Por lo tanto se recomienda analizar las diferentes opciones y
seleccionar la que tanto técnica como económicamente sea la más adecuada.
Cabe mencionar que el tiempo en realizar la operación es básica en la toma de
decisión.
Otro factor es la exactitud a la profundidad deseada, lo cual es común cuando se
tienen dos intervalos muy cercanos, en estos casos lo más conveniente es correrlo
con cable.
Otro aspecto a considerar para la selección de esta herramienta son las
intervenciones futuras a realizar. A continuación se comenta lo relevante de este
parámetro.
4. Intervenciones futuras.
a) Reparaciones mayores
b) Reparaciones menores
c) Intervenciones sin equipo
El hecho de conocer si existirá una intervención futura o no, es importante para
considerar si se selecciona un empacador permanente o recuperable. En pozos de
alta presión donde es casi un hecho que no se realizarán intervenciones de
molienda en lo futuro se recomienda un empacador permanente. De lo contrario
en pozos con alta probabilidad de moler el empacador, lo más adecuado sería
correr y anclar un empacador recuperable, pues sería más sencillo y económico
recuperar el empacador que su molienda y pesca.
5. Selección del empacador a partir de la envolvente de desempeño.
Después de haber considerado las condiciones de operación, condiciones del
pozo, el procedimiento de para correr y anclar el empacador y las intervenciones
futuras, la selección final debe realizarse empleando la envolvente de desempeño
de los empacadores candidatos. Se debe solicitar a las compañías de servicio las
envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el análisis de
cargas combinadas a las operaciones programadas ó probables a efectuar
(inducciones, pruebas de admisión, estimulaciones, fracturamientos) y comparar
los resultados con la envolvente de diseño para mantenerse en todo momento en
el área de operación segura, el empacador a solicitar será el más económico,
siempre y cuando cumpla con las condiciones de operación. La Figura 2.23
muestra el ejemplo de una envolvente de desempeño y las cargas a que es
sometido el empacador tanto en la inducción, así como en la vida productiva del
pozo. Se puede observar que los esfuerzos a que está sometido pueden ser
tolerados por el empacador. También se percibe que un empacador de 5,000 psi
el cual sería más económico pudiese tolerar los esfuerzos generados.
Figura 2.23. Comportamiento de los esfuerzos sobre el empacador
2.7. CALCULOS Y EJERCICIOS SOBRE EL PACKERS
2.6.1. Cálculo de cargas que actúan sobre el packer
Cuando el packer está anclado, actúan sobre él, las siguientes
presiones de trabajo:
P1 Presión de fondo de pozo de abajo hacia arriba. (+)
P2 Presión hidrostática del fluido de terminación en el
espacio anular que ejerce de arriba hacia abajo. (-)
W(Tb) Peso de la tubería que actúa sobre el packer de
arriba hacia abajo. (-)
Luego las cargas totales a la que está sometida el packer
anclado se calcula con la siguiente ecuación:Fig 2.24. Fuerzas sobre el packers
Donde:
P1 : Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer en psi.
P2 : Presión hidrostática del fluido en el espacio anular en psi.
WTb : Peso de la tubería que actúa sobre ekl packer.
Aic : Area interna de la cañería en plg2.
AiTb : Area interna del tubing en plg2.
AeTb : Area externa del tubing en plg2.
EJEMPLO 1-.
En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000
pies de profundidad, calcular las cargas que actúan sobre el packer para los
siguientes
datos de pozo.
Gradiente de fluido de terminación en EA = 0.60 psi/pie
P1 ó presión Fp = 2800 psi
Peso de la tubería = 3.25 lb/pie
Cálculos
- Peso total de la tubería = 3.25 lb/pie * 6000 pie = 19500 lb.
- P2 = PH = Gfluido * h = 0.60 psi/pie * 6000 pie = 3600 psi
- Cálculo de áreas
Lo que significa que actúa una presión de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184
psi más que la que actúa de abajo hacia arriba, o sea:
42028-28844 = 13184 psi
Por esta razón el packer no se desanclará durante el trabajo de producción porque
se tiene un factor de seguridad de 31% con la carga de arriba hacia abajo, o sea:
Por normas, seguridad del 50%.
Para aumentar el factor de seguridad se tiene que aumentar el grado de la tubería.
EJEMPLO 2-.
Se tiene un pozo con los siguientes datos:
TR 6 5/8 pg N-80 28 lb/pie = 5.791 pg D.I.
TP 2 3/8 pg J-55 4.7 lb/píe = 1.995 pg D.I.
Profundidad media de los disparos = 2,500 m
Nivel de fluido, en la superficie
Nivel de operación = 1250 m
Aceite = 0.90 gr/cm³
Se pretende anclar el empacador a 2490 m con 14,000 lb
Gradiente de presión = 0.090 kg/cm²/m
Pf = 2,500 x 0.090 = 225 kg/cm²
Pf = Peso en lb de la columna de fluido (agua)
Ptp = Peso de la TP sobre el empacador en lb (14,000)
Pf = Presión de fondo del yacimiento en lb/pg²
FIG. 7 ESTADO MECANICO
PROF. INTERIOR 2520.0 MINTERVALO 2495 - 2505 MGUIA DEL EMP. 2491.0 MEMPACADOR BROWN HUSKY, MSPDE 6 5/8 PG. 28 LB/P A 2490.MCAMISA DESLIZABLE CAMCO CB-1A 2481.0 MTUBERIA DE PRODUCIÓN DE 2 3/8 PG.COMBINADA J-55 Y N-80 DE 4.7 LB/PTUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 6 5/8
PG
Fig.2.25. Estado mecánico
Fuerza ejercida por la presión del yacimiento (Fy)
Fy = Pf (Area D.I. TR – Area D.I. TP)
Area D.I. TR =
π x D² = 0.7854 x (5.791)² = 26.32 pg²
4
Area D.I. TP =
π x D² = 0.7854 x (1.995)² = 3.12 pg²
4
Fy = (225 x 14.22) (26.32 – 3.12) =
Pf = Phf (Area D.I. TR – Area D.E. TP)
Phf = 0.10 x 1250 x 14.22 = 1777.5 lb/pg²
Area D.E. TP = 0.7854 x (2.375)² = 4.43 pg²
Pf = 1777.5 (26.32 – 4.43) =
Fuerza resultante:
FR = Fy – (Pf + Ptp)
FR = 74,228 – (38,909 + 14,000) = 74,228 – 52,909
74,228 lb
38,909 lb
FR = 21319 lb
Fig.2.26. Diagrama de Fuerzas
Por lo tanto la fuerza del yacimiento tratará de desempacar la herramienta, ya que
la fuerza resultante hacia arriba es de 21,319 lb.
Recomendación
a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando se pueda
represionar el espacio anular.
b) Utilizar un empacador de compresión ancla doble, para auxiliar al empacador
en su mecanismo hidráulico, producido por la diferencial de presiones.
CONSIDERACIONES PRÁCTICAS PARA POZOS DE APAREJO SENCILLO
1. Para pozos hasta de 800 m de profundidad con aparejos de producción
fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, es necesario
2. Para pozos de 800 a 1,500 m de profundidad con aparejos de producción
fluyentes y de bombeo neumático, es necesario
3. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de producción
fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, es necesario
4. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de producción
de bombeo neumático, se puede utilizar
Esto es siempre y cuando no se presente arenamiento
5. Para pozos de 2,500 a 4,500 m de profundidad con aparejos de producción
fluyentes, bombeo neumático o inyectores de agua, se programa
6. Para pozos de 3,500 a 6,500 m de profundidad con aparejos de producción
fluyentes o inyectores de agua, se programa
Un empacador de tensión
Un empacador de compresión sencillo de ancla mecánica
Un empacador de compresión con ancla doble
Un empacador semipermanente de anclaje de compresión, neutro o tensión.
Un empacador permanente
Un empacador permanente
3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.-
3.1.CONCLUSIONES
La selección final debe realizarse empleando la envolvente de desempeño de los
empacadores candidatos. Se debe solicitar a las compañías de servicio las
envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el análisis de
cargas combinadas a las operaciones programadas ó probables a efectuar
(inducciones, pruebas de admisión, estimulaciones, fracturamientos) y comparar
los resultados con la envolvente de diseño para mantenerse en todo momento en
el área de operación segura, el empacador a solicitar será el más económico,
siempre y cuando cumpla con las condiciones de operación.
3.2. RECOMENDACIONES
En selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto
técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos
costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo,
el costo inicial de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. 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.
4. BIBLIOGRAFIA.-
Libros:
TERMINACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS
Universidad de San Andrés “Practica de packers”
Schlumberger “MANUAL DE COMPLETACION”
“GUIA DE EMPACADORES DE EMPACADURAS” CAPITULO 2
PEMEX “Módulo 16 - Empacadores y accesorios de producción”
