SELECCIÓN DE EMPACADORES

Para hacer una buena selección de un empacador se debe tomar los siguientes parámetros: 

· Diámetro de la tubería de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo inflable. ·

 Grado y peso de la tubería de revestimiento. 

· Temperatura a la que estará sometido. 

· Presión de trabajo. 

· Tensión y compresión. 

· Diseño de operación. 

Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación y los trabajos futuros de reparación. Se deben considerar los costos de estos accesorios, así como los mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones con cable a través de él. También deben considerarse los cambios en la temperatura y la presión.

Empacadores de producción

Estos son clasificados generalmente en dos tipos: permanente y recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. 

Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos mencionar la protección de la tubería de revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento de fugas en la tubería de revestimiento, el aislamiento de disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en conjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de “matar” o fluidos de tratamiento en el espacio anular. 

El empacador puede ser descrito como un dispositivo que bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. La mayoría de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas, por lo que no requieren más que proporcionar el peso de la tubería de producción suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilización especifica en el pozo.

Sistemas de seguridad

Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contra cualquier daño en los accesorios superficiales. Estos sistemas generalmente consisten de válvulas cerradas, las cuales se mantienen abiertas por medio de gas a baja presión que activa un pistón de la válvula. Si la presión de gas es purgada, la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión.

ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

Los accesorios de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar: 

Equipo de control subsuperficial. 

Dentro de este equipo podemos mencionar: 

Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción en algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene el congelamiento de las líneas y controles superficiales. Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estos instrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buena limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial.

APLICACIONES

¿Qué es una barrena? La herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria.

¿Qué información se necesita para seleccionar una barrena? · Evaluación de desgaste de barrenas empleadas previamente. · Evaluación de rendimiento de pozos vecinos. · Registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen). · Datos sísmicos del área. · Software especializado de cálculo y análisis para la selección. · Propiedades de los fluidos de perforación por emplearse con esta barrena. · Tablas e información geológica. · Catálogos de barrenas. · Boletines sobre las características de las barrenas. · Tablas comparativas de barrenas. · Clasificación de barrena (ejemplo del IADC). 

¿Cuál es la función de la barrena? Remover a la roca (ripios de ésta) mediante el vencimiento de su esfuerzo de corte, o bien, removerla mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión. 

¿Cuáles son los tipos de barrenas? · Barrenas tricónicas · Barrenas de cortadores fijos (PDC) · Barrenas especiales Actividad.- Con base a sus conocimientos y experiencia adquirida en el campo ó área donde labora, seleccione una barrena tricónica y una PDC para dos diferentes formaciones:

Formación Tipo de barrena Código IADC.

Determinación del momento óptimo para el cambio de barrena - III

El Tiempo Máximo Permisible se refiere a que se debe detectar el punto de menor costo por metro parcial para dar por terminada la vida de la barrena, pero CON UNA TOLERANCIA para compensar los errores en la medición y registro de los datos puesto que en el equipo de perforación no puede tenerse exactitud al marcar un metro sobre la flecha y se perdería el tiempo.

De esta manera cuando ya se tiene calculado el costo por metro parcial en un momento dado, simultáneamente se calcula el tiempo máximo permisible correspondiente, que será la base de comparación para los metros que se perforen a continuación. Este tiempo máximo promedio expresa los minutos que deberán emplearse para perforar el o los metros siguiente. Cuando la penetración real en minutos por metro es mayor que el tiempo máximo permisible indica que el costo por metro parcial está aumentado y el momento de sacar la barrena para cambiarla se aproxima. Por lo contrario, si la penetración real es menor que el tiempo máximo permisible, entonces indica que el costo por metro parcial sigue disminuyendo y la perforación aún es costeable. Ahora, si la tolerancia que se mencionó se aplica como igual a un 10 % se podría decir que a 3185 m el TMP que es 13.3 min/m más el 10 % de tolerancia, significa que los siguientes metros deberán perforarse en un tiempo máximo de 14.6 minutos cada uno para que sea aún costeable continuar perforando con esa barrena. Sin olvidar que los aspectos prácticos mencionados anteriormente se deben tomar en cuenta para tomar decisiones.

Determinación del momento óptimo para el cambio de barrena - II

De lo anterior se concluye que el momento óptimo para efectuar el cambio de barrena es el punto B. es obvio que a partir de éste, el costo por metro se empieza a incrementar porque se incrementa el tiempo de perforación y no así los metros perforados. La aplicación de este método puede complicarse si no se tiene la experiencia de campo suficiente para visualizar qué está pasando con todos los parámetros involucrados: si el contacto geológico es el mismo, puesto que tienen propiedades en algunos casos totalmente diferentes, y la dureza, el factor más importante en cuanto al rendimiento de barrena. Lo que no sería recomendable es cambiar la barrena si los tiempos de perforación se incrementan y mucho menos si la barrena que se está utilizando puede perforar en el cambio de contacto geológico. Otros puntos que se deben considerar pues suelen dar un inicio equivocado de que la barrena utilizada no es la más adecuada, son los siguientes: · Efectuar un cambio de fluido por alguna razón operativa. 

· Iniciar a desviar, incrementar, disminuir o mantener ángulo y rumbo. 
· Cambiar los parámetros de perforación por alguna circunstancia obligada, como el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, gasto, etcétera. 
· La inclusión o eliminación de sartas navegables, puesto que en la sarta de perforación puede incluir motores de fondo o turbinas y lógicamente esto modifica las condiciones de operación.
Una vez mencionado lo anterior y tomando en cuenta que no siempre será fácil elaborar la gráfica del costo por metro parcial contra el tiempo de perforación en el pozo, por las condiciones propias del trabajo, se ha definido un parámetro llamado “TIEMPO MÁXIMO PERMISIBLE” (TMP), el cual se calcula con la siguiente fórmula: