3.1 CLCULO DE CARGAS QUE ACTAN SOBRE EL PACKER

Una vez concluida la instalacin de los equipos subsuperficiales el pozo est inicialmente cerrado durante un tiempo para verificar el estado de ensamblaje de los componentes ya con PK anclado.

En esta situacin las cargas que debe soportar el PK son las siguientes:

1. Cargas generadas por la presin de fondo.- actan presionando al PK de abajo hacia arriba por tanto son cargas positivas.

2. Cargas generadas por el fluido de terminacin contenido el espacio anular.- presiona al PK de arriba hacia abajo por efecto de la presin hidrosttica por tanto es carga negativa.

3. Cargas generadas por el peso total del tubing instalado encima del PK hasta la superficie.- ejerce presin de arriba hacia abajo con una carga negativa.

En el instante en que el pozo es abierto para inicial la produccin las tres cargas originan una carga total que debe ser soportada por el PK sin desanclarse. El valor de esa carga se calcula con la ecuacin:

Cuando el packer esta anclado, actan sobre l, las siguientes presiones de trabajo:

P1 Presin de fondo de pozo de abajo hacia arriba.

P2 Presin hidrosttica del fluido de terminacin en el espacio anular que ejerce de arriba hacia abajo.

W(Tb) Peso de la tubera que acta sobre el packer de arriba hacia abajo.

Luego las cargas totales a la que esta sometida el packer anclado se calcula con la siguiente ecuacin:

Donde:

P1 : Presin de formacin desde fondo de pozo a la base del packer en psi.

P2 : Presin hidrosttica del fluido en el espacio anular en psi.

WTb : Peso de la tubera que acta sobre ekl packer.

Aic : Area interna de la caera en plg2.

AiTb : Area interna del tubing en plg2.

AeTb : Area externa del tubing en plg2.

Por ejemplo: En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000 pies de profundidad, calcular las cargas que actan sobre el packer para los siguientes datos de pozo.

Gradiente de fluido de terminacin en EA = 0.60 psi/pie

P1 presin Fp = 2800 psi

Peso de la tubera = 3.25 lb/pie

Clculos

Peso total de la tubera = 3.25 lb/pie * 6000 pie = 19500 lb.

P2 = PH = Gfluido * h = 0.60 psi/pie * 6000 pie = 3600 psi

Clculo de reas

Reemplazando datos en ecuacin:

Lo que significa que acta una presin de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184 psi + mas que la que acta de abajo hacia arriba, o sea:

42028-28844 = 13184 psi

Por esta razn el packer no se desanclar durante el trabajo de produccin 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 tubera.

3.2 FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER

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

a) Fuerzas debida a causas derivadas de las tensiones y compresiones que se originan a lo largo de la tubera encima del packer.

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

Estas dos causas originan en la columna esfuerzos adicionales en la tubera y que son descargados sobre el packer provocando dilataciones y contracciones en todo el sistema y cuyos valores se cuantifican de la siguiente manera:

Primero.- Cuando se concluye la terminacin del pozo el espacio anular esta lleno de fluido o de lodo de terminacin cuya temperatura va subiendo paulatinamente hasta alcanzar la temperatura del pozo en funcin a su gradiente geotrmica y homogeneizarse en un tiempo t originando la dilatacin de la tubera en una magnitud:

Donde:

Dilatacin de la tubera por efecto de la temperatura de pozo.

Longitud total de la tubera, plg.

Diferencia de temperaturas (T1 - T2), F.

T1 = Temperatura final del pozo.

T2 = Temperatura inicial

c = Coeficiente de dilatacin del acero, Tb, 9x10-6 plg/F.

Segundo.- Cuando el pozo sea petrolfero o gasfero esm puesta en produccin se origina un efecto de tensin y compresin sobre la tubera la que es descargada sobre el packer provocando variaciones en su longitud por su dilatacin y contraccin cuyo valor puede ser calculado con la siguiente ecuacin:

Donde:

Dilatacin de la tubera por efecto de compresin o tensin en plg.

Longitud total de la tubera, plg.

Fuerza de tensin o comprensin, lb.

A = rea transversal del tubing Tb, plg2.

E = Modulo de Young, 30x106 lb/plg2.

Tercero.- Cuando el pozo es cerrado por algn problema que se presente durante la produccin cesa, el flujo baja la temperatura en el sistema de circulacin originando contracciones y asentamientos de la tubera que se descargan sobre el packer, con tendencia a desanclar. En este perodo el esfuerzo total que acta sobre el packer es igual:

Donde:

Coeficiente de dilatacin del acero que en este caso es igual a:

T1 = Temperatura antes del cierre F.

T2 = Temperatura despus del cierre F.

Esfuerzo de resistencia de la tubera y del tubing a los efectos de tensin y compresin psi.

Luego:

4. MTODO DE TERMINACIN DE POZOS

Los mtodos de terminacin de pozos que se utilizan para ponerlos en produccin se clasifican en los siguientes tipos:

4.1 TERMINACIONES SIMPLES

Se aplica en pozos con un solo nivel productor donde se instala una sola columna de tubera de produccin, con un packer para terminacin simple y un rbol de navidad para terminacin simple que puede ser de baja, mediana y alta presin. Las terminaciones simples pueden ser instaladas en pozos petrolferos por flujo natural o flujo artificial y en todos los casos de pozos gasferos.

4.2 TERMINACIONES DOBLES

Algunos arreglos dobles se los clasifica en el grupo de las terminaciones mltiples aunque sus caractersticas varan en el nmero de lneas y el rbol de navidad. Se caracterizan por la instalacin de dos columnas de tubera para producir simultneamente dos niveles productores que pueden ser ambos petrolferos, ambos gasferos o en yacimientos combinados, un nivel petrolfero y un nivel gasfero.

En las terminaciones dobles pueden presentarse las siguientes variantes de arreglos:

a) Instalacin de dos sartas de tubera paralelas

Para explotar individualmente dos arenas productoras se denomina tambin arreglo doble estndar con un rbol de navidad para terminacin doble equipado con dos colgadores de tubera utilizadas uno para la lnea corta (LC), y un cortador para la lnea larga (LL).

Este arreglo tiene la ventaja de controlar individualmente el comportamiento el flujo de cada nivel productor con el uso de dos packers , un packer inferior de terminacin simple y un packer superior de terminacin doble. El arreglo doble estndar tiene la ventaja de que puede ser utilizada para flujo artificial combinado con flujo natural, por ejemplo gas lift o bombeo mecnico para la lnea corta (LC) y flujo natural en la lnea larga (LL)

b) Terminacin doble con una sola sarta de produccin

Se utiliza para producir dos arenas simultneamente, una arena inferior profunda que puede ser petrolfera o gasfera de mediana o alta presin y una arena superior que en todos los casos debe ser petrolfera de baja presin siendo esta la condicin para instalar este tipo de arreglo.En este caso se instala una sola columna de tubera para la rena inferior y la arena superior producir por el anular. El equipo de produccin debe estar constituido por el rbol de navidad (A. N.) para terminacin simple de mediana o alta presin con un packer para terminacin simple de mediana o alta presinc) Terminacin doble con la instalacin de tuberas concntricas

Es una variante de las terminaciones dobles, donde se instala una tubera o lnea larga hasta el lmite superior de la arena inferior, con un packer simple para producir la arena superior, introduciendo luego otra tubera de dimetro menor para ser anclada en el interior de la tubera de mayor dimetro con el objeto de producir el nivel superior que esta aislada por otro packer para terminacin simple. Este es un tipo de arreglo que en algunos casos se utiliza para producir simultneamente dos niveles gasferos de alta presin, no es recomendable en pozos petrolferos.

Para este tipo de arreglos se utiliza generalmente tubera para lnea larga de 3 o 4 de dimetro, para anclar en su interior tuberas de 2 o 2 para alta presin.4.3 TERMINCACIONES MLTIPLES

Son considerados como arreglos especiales utilizados para producir simultneamente 2 arenas o ms arenas productoras con un mismo pozo controlando minuciosamente las presiones y programando adecuadamente el dimetro de caera de revestimineto y las tuberas las que deben resistir en forma eficiente las solicitaciones del pozo.

Entre las terminaciones mltiples ms comunes se tiene las triples que son utilizadas para 3 arenas productoras que puede ser de baja mediana o alta presin, gasferas o petrolferas o arenas combinadas entre gasferas y petrolferas.

En estos casos de las terminaciones triples se baja al pozo una sarta de tubera para la arena inferior denominada LL anclada con un packer de terminacin simple para luego instalar la sarta que ser utilizada para la arena intermedia denominada LI que est anclada con un packer de terminacin doble e instalar finalmente una tubera para la arena superior denominada LC con packer para terminacin triple.Todos los equipos incluidos las tuberas y los packer deben serde mediana o de alta presin

Se considera como terminacin mltiple a los arreglos constituidos por tres o mas sartas de tuberas paralelas, para producir simultneamente tres o mas niveles productores que pueden estar combinados entre gasferos y petrolferos en unos casos o puro gasferos o petrolferos en otros casos.

En terminaciones triples se instala un rbol de navidad con tres colgadores de tubera para asegurar una lnea corta, una lnea intermedia una lnea larga. Se anclan packer de fondo para terminacin simple, un packer intermedio para terminacin doble y un packer superior para terminacin triple.

En la prctica para perforar e instalar estos tipos de terminaciones se programa desde un principio y antes de la perforacin las columnas de caeras y sus respectivas cementaciones para resistir las presiones de trabajo de todos los niveles donde se instale columnas de tuberas.

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