COMPONENTES DE UN PACKER PARA POZO DE PETROLEO

COMPONENTES DE UN PACKER PARA POZO DE PETROLEO

Componentes de una empacadura para pozo de petroleo

1. Mandril de Flujo

Es un medio o conducto interior que permite mantener todas la secciones del obturador como un sistema individual (unidades de sellos, conos, cuñas, y bloques de fricción), de esta forma comunica el flujo que proviene de la formación con la tubería de producción y continua su recorrido hasta la estación 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.

Permite contar con un espacio anular comprendido entre su superficie externa y la parte interna de los demás dispositivos, además cuenta con canales de flujo los cuales son partes planas ubicadas en su superficie. Lo mencionado anteriormente, permite el flujo del fluido líquido a presión de tal forma que se activen los dispositivos cuyo funcionamiento depende de la presión que ejerzan los fluidos.

2. Cono

Son dispositivos que transmiten de la tubería bien sea los movimientos de compresión o tensión a las cuñas para su expansión y anclaje al revestidor.

3. Cuñas

Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta dureza (tungsteno) ya que son las que anclan el packer al revestidor impidiendo el movimiento del mismo.

4. Elementos Sellantes

Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Están constituidos bien sea por una pieza o varias hasta tres anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes durezas de acuerdo a rangos de presión y temperatura donde se vayan a usar.

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

5. 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.

6. 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. Su parte interna esta diseñada de tal forma que permite un alojamiento para el pin de J impidiendo la carga no deseada del packer.

7. 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 packerhacia arriba, mas no hac ia 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-

8. Portagomas

Es una camisa que permite la colocación libre de las gomas. Las gomas usadas son elastómeros, de diferentes durezas, cuya selección dependerá de las condiciones de profundidad y temperatura del la zona a ubicar al packer dentro del pozo. Tiene anillos calibradores que protegen las gomas de la fricción con el casing. El anillo calibrador inferior tiene hilos interiores que permiten la unión con la camisa de unión. Existe luz entre la parte interna de este y el mandril del packer, lo cual permite el flujo interior y la transmisión de presiones durante los trabajos de fractura.

9. Portapistones

Es un dispositivo que aloja a los pistones o hold downs 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. Se agarran fuertemente al casing gracias a la posición de un conjunto de pastillas colocadas en su superficie, impidiendo que el packer se desplace hacia arriba. La parte inferior del cuerpo permite la unión con el anillo calibrador superior de las gomas y con la camisa porta gomas.

10. Alojamiento de Camisa Balanceadora

Este dispositivo permite el recorrido libre de la camisa balanceadora una vez que el sistema se ha presurizado. La Camisa Balanceadora permite sostener la presión desde abajo independientemente del peso de la tubería. Sobre este se encuentra ubicado el asiento para el sello de la válvula igualizadora de presiones la cual cierra al cargar el Packer y abre tensionando la tubería.

11. Válvula igualizadora de presiones

Es del tipo telescópica. Abierta, garantiza la igualización de presiones del packer y del anular. Consta de 2 componentes: el Porta Sello y el Asiento del Sello.

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.

12. 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.

USOS DEL PACKER EN UN POZO PETROLERO

Usos de Empacaduras en un pozo petrolero. Un packer o empacadura es una herramienta de fondo utilizada para proporcionar un sello entre la tubería de producción y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba.

Los packers o empacaduras para pozos de petróleo son utilizados en las siguientes condiciones:

 Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

 Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

 Para aislar perforaciones

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