ESCUELA MILITAR DE INGENIERA

MCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE

BOLIVIA

PRODUCCIN PETROLERA I

PACKERS

DANIEL FERNANDO SEVERICHE MURILLO

HANS SERGIO REYNOLDS FERNANDEZ

SANTA CRUZ 2013

ESCUELA MILITAR DE INGENIERA

MCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE

BOLIVIA

PRODUCCIN PETROLERA I

PACKERS

DANIEL SEVERICHE MURILLO S3510-6

HANS REYNOLDS FERNANDEZ S3197-6

TRABAJO DE INVESTIGACIN

PARA EL SEXTO SEMESTRE DE

INGENIERA PETROLERA

DOCENTE: Ing. Celestino Arenas M.

I N D I C E

1. INTRODUCCION1

2. DESARROLLO DEL TEMA2

2.1. QU SON LOS PACKERS?2

2.2. FUNCIONES DE LOS PACKERS3

2.3. ELEMENTOS PRINCIPALES DEL PACKER4

2.3.1. Elementos del Sello4

2.3.2. Cuas4

2.3.3. Conos4

2.3.4. Cuerpo del empacador4

2.4.CLASIFICACION DE LOS PACKERS5

2.4.1. PACKERS RECUPERABLES.5

2.4.1.1. Packers Recuperables Mecanicos6

2.4.1.1.1.Packers Mecnicas de Compresin simple6

2.4.1.1.2.Packers Mecnicas de Compresin Dobles7

2.4.1.1.3. Packers Mecnicas de Tensin Sencillas8

2.4.1.1.4. Packers Mecnicos de Tensin. Compresin y rotacin8

2.4.1.1.5. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Mecnicos9

2.4.1.2.Packers Recuperables Hidraulicos10

2.4.1.2.1. Packers Hidraulicos de Asentamiento Diferencial11

2.4.1.2.2. Packers Hidraulicos de de asentamiento Hidrosttico12

2.4.1.1.3. Aplicaciones13

2.4.1.1.4. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Hidraulicos14

2.4.3. PACKERS PERMANENTES15

2.4.3.1. Aplicaciones16

2.4.3.2.Ventajas De los Packers Permanentes16

2.5. EVALUACIN DE UN EMPACADOR17

2.6. SELECCIN DE PACKERS22

2.7. CALCULOS Y EJERCICIOS SOBRE EL PACKERS36

3.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES43

4.BIBLIOGRAFIA44

NDICE DE CUADROS

CUADRO 2.1.Funciones de los packers3

CUADRO 2.2.Tipos de elementos sellantes4

CUADRO 2.3.Ventajas de los packers mecanicos9

CUADRO 2.4.Desventajas de los packers mecanicos10

CUADRO 2.5.Ventajas de los packers hidrulicos.14

CUADRO 2.6.Desventajas de los packers hidrulicos14

CUADRO 2.7.Ventajas de los packers Permanentes16

CUADRO 2.8.Determinacin de la corrosinesperada.32

NDICE DE FIGURAS

FIGURA 2.1.Estructura basica del packer2

FIGURA 2.2.Elementos principales del packer5

FIGURA 2.3.Packer de Compresin simple6

FIGURA 2.4.Packer de Compresin doble7

FIGURA 2.5.Packer de Tension sencilla8

FIGURA 2.6.Packer de Tension, Compresion y rotacion8

FIGURA 2.7.Packer Recuperable Sencillo de asentamiento hidrulico Modelo Hidro-611

FIGURA 2.8.Packer Recuperable Sencillo de asentamiento hidrostatico Modelo Hidro-812

FIGURA 2.9.Estructura del packer permanente15

FIGURA 2.10.Matriz de carga de un empacador.18

FIGURA 2.11.Efectos simultneos de presin y carga axial.18

FIGURA 2.12.Elementos crticos de falla de un empacador.19

FIGURA 2.13.Envolvente de desempeo.21

FIGURA 2.14.Envolvente de desempeo considerado diferente dimetrointerior del revestimiento.22

FIGURA 2.15.Diferencial de presin durante lainduccin.24

FIGURA 2.16.Diferencial de presin durante laprueba de admisin25

FIGURA 2.17.Condiciones durante la estimulacin .26

FIGURA 2.18.Efectos que causan movimientodel aparejo de produccin28

FIGURA 2.19.Efectos que intervienen durante una induccin.28

FIGURA 2.20.Efectos que intervienen durante una prueba de admisin30

FIGURA 2.21.Causas del movimiento del aparejo durante una estimulacin/fracturamiento30

FIGURA 2.22.Presin a la altura del empacador.32

FIGURA 2.23.Comportamiento de los esfuerzos sobre el empacador36

FIGURA 2.24.Fuerzas sobre el packers36

FIGURA 2.25.Estado Mecanico39

FIGURA 2.26.Diagrama de fuerzas41

iv

1. INTRODUCCIN

Llamados tambin obturadores o empacadores, son herramientas diseadas a fin de ayudar en la eficiente produccin del petrleo y gas de un pozo con uno o ms niveles productores, aislando los niveles de inters.

Los packers generalmente se los considera como la herramienta ms importante del pozo en la tubera de produccin ya que entre sus varias funciones, la funcin 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 produccin se emplean en los arreglos sub-superficiales para brindar el mecanismo ms apropiado para direccionar los fluidos de produccin por la trayectoria ms apropiada determinando una produccin eficiente.Los tipos depackers de completacin varan grandemente y estn diseadas para cubrir condiciones especficas del pozo o del reservorio (sencillas o en configuracin agrupada, con sartas sencillas, duales o triples).

2. DESARROLLO DEL TEMA

2.1. QU SON LOS PACKERS?

Son herramientas de fondo que se usan para proporcionar un sello entre la tubera de produccin y la tubera 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 bsicamente la misma estructura

FIGURA 2.1. Estructura bsica del packer

2.2. FUNCIONES DE LOS PACKERS

Entre sus funciones correspondientes estn:

Funciones de los packers

a) Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presin de formacin entre al anular tubera-revestidor.

b) Proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta produccin o presiones de inyeccin.

c) Mantener los fluidos de la formacin alejados de la seccin del revestidor que est por encima de la empacadura.

d) Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio anular.

e) Evitar la invasin de arena sobre aparejos de cedazos

f) Aislar perforaciones y zonas de produccin en completaciones mltiples.

g) Permitir el uso de ciertos mtodos de levantamiento artificial

h) Proteger las TRs 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 funcin es generar un sello entre el empacador y la tubera de revestimiento. Estos pueden ser fabricados de diferentes materiales los cuales pueden ser operados bajo diferentes condiciones de presin y temperatura.Cuando se asienta un packer, el elemento sellante se comprime para formar un sello contra la tubera de revestimiento. Durante la compresin, el elemento de goma se expande entre el cuerpo del packer y la pared de la tubera de revestimiento.

CUADRO2.2.: Tipos de elementos sellantes

2.3.2. Cuas.- Son piezas metlicas 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 cuas hacia la tubera de revestimiento, tambin sirven como soporte a los elementos de sello.

2.3.4. Cuerpo del empacador.- Es una superficie pulida que est 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 produccin. Adems 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 tubera de produccin.

Los obturadores recuperables son preferidos en aplicaciones donde:

La vida de la terminacin es relativamente corta

Las condiciones dentro del pozo no son hostiles como temperatura, presin, presencia de H2S

Profundidad de asentamiento somera a mediana

Presiones diferenciales de bajas a moderadas

Trayectoria del pozo recta o con desviacin moderada

Produccin desde multiples zonas

Los packers recuperables se clasifican en:

2.4.1.1- Packers Recuperables Mecnicos

Los packers mecnicos representan las empacaduras ms comunes utilizadas en la industria petrolera. Estas empacaduras son bajadas con la tubera de produccin y su asentamiento se logra girando la tubera en el sentido de las agujas del reloj. El nmero de vueltas est determinado por profundidad y el diseo 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 caracterstica de la operacin superficial para anclarlas se clasifican en:

2.4.1.1.1.-Packers Mecnicas de Compresin simple:

Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no tienen vlvula interna de circulacin, el elemento sellante puede trabajar hasta 250F y utilizan un juego de cuas, que cuando se activan, evitan que la empacadura se mueva hacia abajo. Si se contina aplicando compresin al empaque, se comprimen las gomas y se realiza el sello y permanecer asentada mientras que peso suficiente sea mantenido sobre el empaque.

Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubera en direccin de las agujas del reloj para que salga la J del perfil interno del mandril, de esta manera salen las cuas y se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al revestidor.

FIGURA 2.3. Packer de

Compresin simple

2.4.1.1.2.-Packers Mecnicas de Compresin Dobles:

Similar a las sencillas, son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen doble sistema de anclaje, el agarre mecnico igual a la sencilla y adicional un sistema de candados hidrulicos los cuales son accionados mediante presin hidrulica y los mismos son localizados por debajo de la vlvula de circulacin.

Este tipo de empacadura se debe asentar en compresin la cual se debe mantener. Las cuas hidrulicas evitan que la empacadura se mueva hacia arriba utilizando la presin aplicada en la tubera.

(FIGURA 2.4. Packer de Compresin Doble)Este sistema permite que la empacadura pueda operar segura en pozos demayores presiones que otras empacaduras que tienen ambos juegos de cuas por debajo de las gomas.

2.4.1.1.3.-Packers Mecnicas de Tensin Sencillas:

Son equipos recuperables y muy similares a las empacaduras de compresin sencillas, la diferencia es que presenta las cuas y cono invertidos, por esta razn el sistema de anclaje es tensionando la tubera.

Su mayor aplicacin se encuentra en los pozos inyectores de agua y en pozos productores someros y con tubera de completacin de dimetros pequeos donde el peso de esta es insuficiente para asentar los obturadores de compresin o peso.

(FIGURA 2.5. Packer de Tension sencilla)

2.4.1.1.4.-Packers Mecnicos de Tensin. Compresin y rotacin:

Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que se pueden asentar aplicndole esfuerzos de compresin, tensin y rotacin.

(FIGURA 2.6. Packer de Tension, Compresion y rotacion)Usado para produccin, inyeccin, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de cementacin remedial. Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales en caso de estimulaciones despus de haber completado el pozo.

2.4.1.1.5. Ventajas y Desventajas de los Packers Recuperables Mecnicos

Las ventajas de los packers mecnica recuperable estn 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 reparacin

Versatilidad

Un mismo empacador se puede usar en revestimientos del mismo tamao (OD) y diferente peso (diferente ID drift)

Se fabrican en opciones de asentamiento con peso, tensin, bidireccional o de rotacin

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 mecnica recuperable estn los siguientes:

Desventajas

Capacidad

limitada

Altas cargas operacionales impuestas sobre la sarta pueden desanclar y liberar el obturador

Asentamiento

Los mecanismos de asentamiento (y de liberacin) pueden no permitir su corrida en series de dos o ms empacadores

Requieren por lo general de rotacin y movimiento de la sarta de tubera de produccin para su asentamiento y liberacin

No tienen provisin de almacenaje de energa para ayudar en el sello y anclaje del obturador .

CUADRO 2.4.: Desventajas de los packers mecanicos

2.4.1.2.-Packers recuperables hidrulicos

Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras mecnicas, la diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de stas que es mediante presin hidrulica. El procedimiento de asentamiento es el siguiente:

Se baja con la tubera hasta la profundidad establecida.

Se coloca presin a travs de la tubera la cual energiza unos pistones en la parte interna del obturador.

Finalmente, el movimiento de estos pistones efectan el anclaje de las cuas as como la expansin de los elementos sellantes contra el revestidor.

Los empacadores hidrulicos son preferidos en:

Terminaciones simples de mediana a alta presin

Terminaciones mltiples (dos o ms sartas)

Terminaciones simples selectivos

Yacimientos donde se anticipan fuertes actividades de reparacin y estimulacin

Aplicaciones donde no es posible la rotacin de la tubera para el

asentamiento o liberacin

Se dividen en:

2.4.1.2.1.Packers Hidrulicos De Asentamiento diferencial

Este tipo de empacaduras se asienta por medio de las fuerzas que las presiones dentro de la tubera, aplican sobre un pistn contra la presin del casing. una cantidad especfica de presin diferencial (en favor de la tubera) 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 electrnicamente o por hidrulica, se ha desarrollado un nuevo tipo de empacaduras de asentamiento hidrulico para satisfacer la demanda de pasar mltiples conductores atreves de la empacadura sin comprometer la integridad de la misma. el modelo MPPde asentamiento hidrulico es un ejemplo de estas empacaduras.

(FIGURA2.7. Packer Recuperable Sencillo de asentamiento hidrulico Modelo Hidro-6)

2.4.1.2.2. Packers Hidrulicos de asentamiento Hidrosttico

Esta empacaduras utilizan un pistn de asentamiento similar al de una empacadura de asentamiento diferencial, pero toda o parte del are del pistn acta sobre una cmara que contiene presin atmosfrica y no la de anular. Esto permite que la presin hidrosttica del Tubing asista el asentamiento de la empacadura. Se necesita menos presin para generar la fuerza necesaria que en la requerida en una empacadura hidrulica esto permite que las empacaduras hidrostticas tengan un mandril ms grande que las otras.

Las empacaduras de asentamiento hidrosttico son ms costosas de fabricar que las de diferencial y generalmente se utilizan cuando se requiere una tubera ms grande. Por ejemplo envs de en un casing de 7" con tubera 2 7/8, se puede utilizar tubera de 3 para reducir el are de pistn 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 hidrosttico. La Hydro-8 tambin est disponible en la versin selectiva. La posicin selectiva permite que se bajen varias empacaduras en una misma tubera y cada una se pueda asentar independiente de la otra.

El mecanismo de asentamiento en cada empaque se activa por mtodos de slickline.

(FIGURA2.8. Packer Recuperable Sencillo de asentamiento hidrostatico Modelo Hidro-8)

2.4.1.2.3.-Aplicaciones

Las empacaduras hidrulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes aplicaciones en condiciones generales:

Pozos pocos profundos a medianas profundidades

Presiones bajas hasta moderadas

Completaciones con mltiples empacaduras

Completaciones con dos tuberas

Completaciones selectivas con mltiples 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 energa en el mecanismo de activacin de las cuas

No dependen del peso disponible en la sarta para el asentamiento o el sello subsiguiente

La operacin de espaciado es ms fcil de realizar sin movimiento de la sarta

El posicionamiento del empacador y el espaciado de la sarta son ms precisos

CUADRO 2.5.: Ventajas de los packers hidrulicos.

Entre las desventajas de empacadura hidraulica estn 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 operacin adicionales y tiene una flexibilidad limitad

CUADRO 2.6.: Desventajas de los packers hidrulicos

2.4.3. PACKERS PERMANENTES

Los empacadores permanentes como su nombre lo indica, quedan fijos a la tubera de revestimiento mediante cuas de accin opuesta, su recuperacin requiere la molienda de los mismos. Este tipo de empacadores fue muy comn en las dcadas anteriores, sin embargo debido a la necesidad de molerlo para su recuperacin, ha disminuido su utilizacin

(Perfil de afianzado)

(Extensin de pasajepulido, PBR)

(Elementos empacadores)

(Acople Adaptador de fondo)

(FIGURA2.9. Estructura del packer permanente)

Las empacaduras permanentes no estn para ser conectadas directamente a la tubera como las recuperables, pero en cambio un rea interna pulida dentro de la cual se alojan unidades de sello, que se corren como parte de la tubera. esta parte pulida puede estar incorporada a travs de toda la empacadura, o solo en la parte superior del empaque para poder acomodar sellos de mayor dimetro.

Las empacaduras permanentes con reas pulidas se corren y asientan por cualquiera de los dos mtodos siguientes:

Aplicacin de presin hidrulica a un mecanismo para asentamiento mecnico

Aplicacin de presin hidrulica 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

Despus que la empacadura se ha asentado, la energa se almacena en el mecanismo del candado que asegura una fuerza continua sobre las cuas y las gomas manteniendo la empacadura asentada. Por consiguiente, el asentamiento no depende de las fuerzas que aplicala tubera.

Ya que la fuerza de asentamiento se bloquea mecnicamente, la empacadura puede soportar diferenciales de presin en ambas direcciones (por debajo o por encima de la empacadura).

Este Tipo de empacadura se puede asentar despus que el cabezal est instalado.

Completaciones con dos tuberas y mltiples empacaduras, generalmente se utilizan empacaduras de asentamiento hidrulico, lo cual permite que no se dependa de los movimientos de la tubera para el asentamiento.

CUADRO 2.7.: Ventajas de los packers Permanentes

2.5.- EVALUACIN DE UN EMPACADOR

El ingeniero de terminacin debe tener un entendimiento completo de las caractersticas y del desempeo de un empacador bajo varias condiciones de carga, con la finalidad de operar el mismo dentro de los lmites de diseo.

Los empacadores de produccin son diseados 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 simultneos de:

1. Presin diferencial

2. Cargas axiales

1.- La presin 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 tubera de revestimiento, as como por los sellos multi-v con el cuerpo del empacador.

Las diferenciales de presin se presentan durante la realizacin de operaciones en la etapa de terminacin o mantenimiento, as como durante la vida productiva del pozo.

2.- Las cargas axiales son debido a esfuerzos generados por el movimiento del aparejo de produccin y son transmitidos al empacador, estos pueden causar tensin o compresin dependiendo de las condiciones en cada operacin. Es importante mencionar que cuando se introducen juntas de expansin, estas pueden absorber parcial o totalmente los movimientos del aparejo. Tambin 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 simultneos de presin diferencial y carga axial. El cuadrante uno y tres representan el caso donde existe mayor presin arriba del empacador y simultneamente est sometido a tensin y compresin respectivamente. Por otra parte, los cuadrantes dos y cuatro muestran el caso donde existe mayor presin por debajo del empacador y simultneamente est sometido a tensin y compresin respectivamente. Esto se muestra en la Figura 2.11

Figura 2.10. Matriz de carga de un empacador.

Figura 2.11. Efectos simultneos de presin

diferencial y carga axial.

Existen varios modos de falla que pueden afectar el desempeo de un empacador de produccin, pero los ms comunes son los siguientes (ver Figura 2.12.):

1) Sistema de anclaje

2) Falla conexin cuerpo ~ gua

3) Cuello del empacador

4) Elemento de sello

5) Colapso conexin ~ gua

6) Tope del hombro

7) Candado del cuerpo

Las diferentes fallas presentadas en la Figura 6 tienen una posicin en la matriz de los cuadrantes que se presentaron con anterioridad.

Figura 2.12. Elementos crticos de falla de un

empacador.

La Figura 2.13 muestra la envolvente de desempeo de un empacador de produccin, as como el modo de falla resultante de las cargas combinadas de presin diferencial y efectos axiales.

A continuacin se comentarn cada uno de los modos de falla que estn representados en la envolvente:

1. Sistema de anclaje.- La falla del sistema de anclaje sucede cuando el aparejo de produccin est anclado al empacador y el esfuerzo de tensin excede la resistencia del material o de la rosca. Es representado en la regin 1 de la envolvente de la Figura 2.13.

2. Falla conexin cuerpo gua.- Esta ocurre cuando la carga por tensin rebasa la resistencia del cuerpo del empacador la de la rosca, la conexin es afectada tanto por la presin como por la tensin generada en el empacador por la contraccin del aparejo. Se muestra con el nmero 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 presin diferencial, fuerza empacador aparejo, o esfuerzos combinados. El lmite 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 presin sobre el hule, por degradacin del elemento debido a temperatura o efectos qumicos. Este efecto est en la regin 4 de la Figura 2.13.

5. Colapso conexin cuerpo gua.- Puede ocurrir cuando se utiliza un tapn 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 limitacin 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 produccin excede la resistencia del material en el punto de contacto entre el tope localizador o ancla y el empacador. Se muestra en la regin 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 lmite de resistencia del sistema de candado es ilustrado con la regin 7 de la Figura 2.13. La envolvente de desempeo representa los lmites de resistencia de un empacador cuando es sometido a cargas combinadas, en otras palabras cuando los valores de presin y esfuerzo axial se encuentran dentro del rea, el empacador est dentro de sus rangos de operacin, de lo contrario cuando estos valores estn fuera de la envolvente, se puede presentar la falla de alguno de los componentes.

La evaluacin de un empacador considerando solo la presin diferencial no describe los lmites de fatiga de ste, para una correcta evaluacin y comparacin del rendimiento de diferentes empacadores se requiere un entendimiento de los efectos simultneos de presin diferencial y cargas axiales.

Figura 2.13. Envolvente de desempeo.

Por lo tanto, con el conocimiento de la interaccin de condiciones de cargas combinadas se puede operar dentro de una zona segura, lo cual evitar la ocurrencia de falla durante la ejecucin de operaciones crticas o la compra innecesaria de productos de alta resistencia

El ingeniero de terminacin 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 produccin durante la ejecucin de operaciones y durante la vida productiva del pozo.

Un factor independiente a las caractersticas de diseo y configuracin del empacador que afecta la envolvente de desempeo, es la relacin entre el tamao del empacador y el dimetro interior del revestimiento.

La Figura 2.14 muestra que la seleccin inapropiada de un empacador para diferentes librajes altera las condiciones de resistencia a la diferencial de presin.

Figura 2.14. Envolvente de desempeo considerado diferente dimetro

interior del revestimiento.

Este fenmeno debe ser considerado cuando se introducen empacadores que estn en el lmite inferior del rango de libraje recomendado, lo cual es comn cuando se tiene tubera 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 crtico en pozos donde se opera a altas presiones diferenciales.

2.6. METODOLOGA DE SELECCIN PARA EMPACADORES DE PRODUCCIN.

La decisin acerca de qu tipo de empacador se va a correr puede ser muy compleja y la lista de las caractersticas de los empacadores disponibles hoy en da es casi interminable. Es comn iniciar el proceso de seleccin examinando las caractersticas del empacador, lo cual no es el mtodo adecuado y se recomienda emplear la siguiente metodologa para el proceso de seleccin del empacador de produccin.

1. Condiciones de operacin.

a) Diferencial de presin

b) Cargas axiales

c) Temperatura

d) Fluidos producidos

2. Condiciones del pozo.

a) Dimetro interior de la T.R

b) Fluido de terminacin

c) Desviacin y severidad

3. Procedimiento para correrlo y

anclarlo.

a) Tubera de perforacin

b) Cable/Lnea

c) Tubera flexible

d) Integral

4. Intervenciones futuras.

a) Reparaciones mayores

b) Reparaciones menores

c) Intervenciones sin equipo

5. Seleccin del empacador a partir de la envolvente de desempeo.

A continuacin se mostrara como calcular o como obtener los parmetros involucrados en el proceso de seleccin.

1. Condiciones de operacin.

a) Diferencial de presin

El empacador de produccin es sometido a presin diferencial durante las operaciones

de terminacin y reparacin del pozo. La estimacin de estas presiones es fundamental para la seleccin adecuada de estas herramientas. En esta gua se mostrara como determinar la diferencial de presin durante las operaciones de induccin, prueba de admisin, estimulacin y fracturamiento.

Induccin.

Durante la induccin se desplaza el fluido de terminacin fluido producido por el yacimiento por nitrgeno, por lo regular este proceso se realiza con el auxilio de latubera flexible. (ver Figura 2.15) La presin diferencial ( PEmp ) es calculada con la Ecuacin 2.3, la cual es la diferencia entre la presin sobre el empacador, SE P (Ecuacin 2.1) y la presin debajo del empacador, BE P (Ecuacin 2.2).

Para fines prcticos se recomienda despreciar las perdidas por friccin ( fN P ) consultar la gua de inducciones para su determinacin) y considerar una densidad promedio de nitrgeno de 0.2 gr/cc.

Tambin pudiese considerarse el aparejo de produccin completamente vaci.

Figura 2.15. Diferencial de presin durante la

induccin.

Prueba de admisin.

La prueba de admisin es realizada mediante el represionamiento del sistema con la finalidad de conocer el valor de presin en el que la formacin cede a laadmisin de fluido, esto esesquemticamente representado en la Figura 2.16. La diferencial de presin ( Emp P )es obtenida con las Ecuaciones 2.4, 2.5 y2.3, para el clculo de las perdidas porfriccin ( f P ) referirse a la gua deestimulaciones.

Figura 2.16. Diferencial de presin durante la

prueba de admisin.

Estimulacin/Fracturamiento.

Las operaciones de estimulacin fracturamiento involucra la inyeccin de fluidos con el objetivo general de mejorar las condiciones de permeabilidad (Ver Figura 2.17). Estas operaciones generan una diferencial de presin en el empacador de produccin, misma que puede ser determinada con las Ecuaciones 2.6, 2.7 y 2.3. Para la determinacin de la presin por friccin ( f P ) generada entre el fluido inyectado y el aparejo de produccin, referirse a la gua de estimulaciones.

Figura 2.17. Condiciones durante la estimulacin o fracturamiento.

b) Cargadas Axiales

Otro parmetro a determinar para la seleccionar correctamente los empacadores de produccin son las cargas axiales. A continuacin se ilustrar cuando se presentan, as como el origen de las mismas.

Durante las operaciones de terminacin y mantenimiento de los pozos comentadas previamente (induccin, prueba de admisin, estimulacin y fracturamiento, as como durante su vida productiva, la tubera de produccin es sometida a diferentes condiciones de presin y a cambios de temperatura, esto genera esfuerzos en el acero los cuales se reflejan en la contraccin y elongacin del mismo, causando un movimiento neto del aparejo de produccin. Este movimiento origina tensin o compresin en el empacador, mismas que reducen su resistencia a la presin diferencial. En algunos casos estas cargas son lo suficientemente elevadas que causan la falla del empacador. Por lo tanto es substancial la determinacin de los esfuerzos axiales a que ser sometido el empacador.

Es importante mencionar que en esta gua solo se revisaran tanto los efectos que generan el movimiento de la tubera de produccin, as como sus consecuencias (elongacin o contraccin) en las diferentes operaciones. Las ecuaciones y procedimiento de clculo sern presentados en la gua de diseo de aparejos de produccin.

Los efectos que generan este fenmeno son: Ballooning (expansin), Pistn, Buckling (pandeo) y Temperatura. Estos son esquemticamente representados en la Figura 2.18.

Ballooning (expansin).-Este efecto es generado por la presin radial ejercida sobre la tubera, esto tiende a incrementar el dimetro con un consecuente acortamiento de la longitud de aparejo. El efecto contrario (mayor presin afuera de latubera) produce una elongacin en el aparejo.

Pistn.- Este efecto es producido por la aplicacin de presin sobre un rea expuesta, el cual puede causar elongacin si la diferencial de presin es mayor arriba del empacador o contraccin si la diferencial de presin es mayor bajo el empacador, lo cual significa que esta presin est actuando en la seccin transversal de los sellos multi-v o zapata gua e intenta comprimir el aparejo de produccin.

Buckling (pandeo).-Al igual que el efecto pistn, buckling es el resultado de la diferencial de presin que se tiene dentro y fuera del aparejo, misma que acta sobre una seccin transversal. Sin embargo este efecto aparece en el momento que se inicia a doblar o pandear el aparejo de produccin.

Temperatura.-Un cambio de temperatura debido a la produccin de hidrocarburos o inyeccin de fluidos causa cambios en la longitud del aparejo de produccin. Este cambio de longitud es directamente proporcional al coeficiente de expansin del acero.

Figura 2.18. Efectos que causan movimiento

del aparejo de produccin

A continuacin se presentara cualitativamente cmo se comporta el aparejo de produccin durante las operaciones de terminacin y reparacin del pozo, tales como induccin, prueba de admisin, estimulacin y fracturamiento. Como se coment anteriormente, la determinacin cuantitativa se presentara a detalle en la gua de diseo de aparejos de produccin.

Induccin.

La Figura 2.19 muestra los diferentes efectos que causan el movimiento del aparejo de produccin durante realizacin de una induccin. En esta operacin la presin dentro del aparejo es menor que la que acta fuera de la tubera, debido a esto la presin externa comprime el acero causando una elongacin, a su vez esta diferencial de presin se ejerce sobre un rea transversal tambin originando elongacin. Por el contrario el efecto de temperatura crea contraccin, esto es debido al enfriamiento del aparejo de produccin. El movimiento total es la diferencia entre estos efectos.

Figura 2.19. Efectos que intervienen durante una induccin.

Prueba de admisin.

La Figura 2.20 muestra los diferentes efectos que causan el movimiento del aparejo de produccin durante realizacin de una prueba de admisin. A diferencia de la operacin de induccin, durante la prueba de admisin la presin dentro del aparejo de produccin se incrementa. Esto genera una expansin de la tubera generando contraccin de la misma. Por otra parte la diferencial de presin incrementa dentro del aparejo, misma que acta en la seccin transversal expuesta de los sellos multi-v o zapata gua lo que tambin causa contraccin. Durante esta operacin se inyecta un fluido que normalmente se encuentra a temperatura ambiente generado un enfriamiento del acero y por consiguiente una contraccin del mismo. Como se observa durante una prueba de admisin todos los efectos causan una contraccin del aparejo.

Figura 2.20. Efectos que intervienen durante una prueba de admisin.

Estimulacin/Fracturamiento.

Al igual que la operacin de prueba de admisin, normalmente durante una estimulacin fracturamiento, tambin se inyecta un fluido a temperatura ambiente el cual incrementa la presin dentro del aparejo de produccin. Por tanto los efectos tienen un comportamiento similar, es decir los cuatro tienden a contraer el aparejo de produccin.

Figura 2.21. Causas del movimiento del aparejo durante una estimulacin/fracturamiento.

c) Temperatura

Otro parmetro importante para la seleccin apropiada de empacadores de produccin es la temperatura. Este parmetro es fundamental para la seleccin de los elastmeros. La temperatura a la cual estar trabajando el empacador se determina a travs del gradiente de temperatura del pozo ( GT ), este se calcula con la Ecuacin 2.8. Una vez que se conoce el gradiente de temperatura, se obtiene la temperatura de operacin del empacador con la Ecuacin 2.9.

d) Fluidos producidos

Conocer la composicin de los fluidos producidos es fundamental, pues se puede conocer el ambiente al cual ser sometido el empacador permitiendo una seleccin 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 concentracin, as como de los fluidos que estarn en contacto con la herramienta, con la finalidad de evitar la compra de empacadores costosos, la introduccin de herramientas que no son diseadas para ambientes corrosivos.

Los parmetros a calcular para determinar la corrosin esperada y los materiales que se recomiendan para los diferentes ambientes.

1) Presin parcial del H2S.

La presin parcial de cido sulfhdrico es obtenida con la Ecuacin 2.10. La presin en el empacador ( P Emp ) es calculada con la Ecuacin 2.11, esta presin puede ser fcilmente obtenida con los ingenieros de produccin. La Figura 2.22 muestra esquemticamente como obtener la presin a la profundidad del empacador, la cual es funcin de la presin de fondo fluyendo ( Pwf ), las perdidas por friccin ( Pf ) entre el fluido producido y la tubera de explotacin y de la densidad de los fluidos producidos ( Pg ).

Figura 2.22. Presin a la altura del empacador

2) Presin parcial del CO2.

La presin parcial del Dixido de carbono se determina con la Ecuacin 2.12 empleando el procedimiento previamente explicado para la determinacin de la presin en el empacador.

3) Salinidad del agua de formacin.

Corrosin es un proceso electroqumico, por tanto la salinidad del agua de formacin juega un papel importante en este proceso. En soluciones de Cloruro de Sodio, la conductividad elctrica es mayor que en soluciones libres de cloruros, por tanto la probabilidad de corrosin incrementa.

4) pH del agua de formacin.

El pH del agua de formacin es un factor esencial en el desarrollo de la corrosin, ha sido demostrado que la presin parcial del H2S y la concentracin del Ion hidrgeno influencian en la cantidad del hidrgeno atmico que entra en el acero.

Una vez que se tienen las presiones parciales, se puede emplear la Tabla 1 para determinar si la corrosin esperada ser alta, media simplemente no se presentara.

CUADRO 2.8. Determinacin de la corrosin

esperada.

2. Condiciones del pozo.

a) Dimetro interior de la T.R

b) Fluido de terminacin

c) Desviacin y severidad

a) Dimetro interior de la T.R.

Durante el proceso de perforacin y terminacin, existen diferentes productos que estn en contacto con la tubera de revestimiento, los cuales pueden alterar el dimetro interior y puede impedir que el empacador baje o causar su anclaje. Estos materiales pueden ser slidos del lodo, cemento, etc. Por lo cual se recomienda efectuar un viaje con escariador previo a la corrida del empacador. Adems se tiene que considerar los dimetros interiores de las tuberas de revestimiento que se encuentran arriba del revestimiento donde se anclara el empacador.

b) Fluido de terminacin.

Se tiene que considerar el tipo de fluido tanto de terminacin como empacador. Si el fluido es un lodo de perforacin, los slidos tendern a precipitarse sobre el empacador, lo cual en la mayora de los casos produce el atrapamiento de este. Por otro lado, si el fluido es una salmuera que contenga cloruros, bromuros etc., deber existir compatibilidad entre esta y los elastmeros del empacador.

c) Desviacin y severidad.

La desviacin y severidad de un pozo son factores importantes a considerar para seleccionar y correr el empacador. En pozos con severidades muy altas 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 parmetro importante a contemplar durante la seleccin del empacador es el procedimiento para correrlo y anclarlo. A continuacin se presentan las tcnicas ms comunes para realizar esta operacin.

3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.

a) Tubera de perforacin

b) Cable/Lnea

c) Tubera flexible

d) Integral

El procedimiento para correr y anclar un empacador es un factor crtico para el xito de la operacin. Por lo tanto se recomienda analizar las diferentes opciones y seleccionar la que tanto tcnica como econmicamente sea la ms adecuada.

Cabe mencionar que el tiempo en realizar la operacin es bsica en la toma de decisin.

Otro factor es la exactitud a la profundidad deseada, lo cual es comn cuando se tienen dos intervalos muy cercanos, en estos casos lo ms conveniente es correrlo con cable.

Otro aspecto a considerar para la seleccin de esta herramienta son las intervenciones futuras a realizar. A continuacin se comenta lo relevante de este parmetro.

4. Intervenciones futuras.

a) Reparaciones mayores

b) Reparaciones menores

c) Intervenciones sin equipo

El hecho de conocer si existir una intervencin futura o no, es importante para considerar si se selecciona un empacador permanente o recuperable. En pozos de alta presin donde es casi un hecho que no se realizarn intervenciones de molienda en lo futuro se recomienda un empacador permanente. De lo contrario en pozos con alta probabilidad de moler el empacador, lo ms adecuado sera correr y anclar un empacador recuperable, pues sera ms sencillo y econmico recuperar el empacador que su molienda y pesca.

5. Seleccin del empacador a partir de la envolvente de desempeo.

Despus de haber considerado las condiciones de operacin, condiciones del pozo, el procedimiento de para correr y anclar el empacador y las intervenciones futuras, la seleccin final debe realizarse empleando la envolvente de desempeo de los empacadores candidatos. Se debe solicitar a las compaas de servicio las envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el anlisis de cargas combinadas a las operaciones programadas probables a efectuar (inducciones, pruebas de admisin, estimulaciones, fracturamientos) y comparar los resultados con la envolvente de diseo para mantenerse en todo momento en el rea de operacin segura, el empacador a solicitar ser el ms econmico, siempre y cuando cumpla con las condiciones de operacin. La Figura 2.23 muestra el ejemplo de una envolvente de desempeo y las cargas a que es sometido el empacador tanto en la induccin, as como en la vida productiva del pozo. Se puede observar que los esfuerzos a que est sometido pueden ser tolerados por el empacador. Tambin se percibe que un empacador de 5,000 psi el cual sera ms econmico 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. Clculo de cargas que actan sobre el packer

Cuando el packer est 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. (-)

(Fig 2.24. Fuerzas sobre el packers)Luego las cargas totales a la que est 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.

EJEMPLO 1-.

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

Lo que significa que acta una presin de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184 psi ms 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.

EJEMPLO 2-.

Se tiene un pozo con los siguientes datos:

TR 6 5/8 pgN-8028 lb/pie = 5.791 pg D.I.

TP 2 3/8 pgJ-554.7 lb/pe = 1.995 pg D.I.

Profundidad media de los disparos = 2,500 m

Nivel de fluido, en la superficie

Nivel de operacin = 1250 m

Aceite = 0.90 gr/cm

Se pretende anclar el empacador a 2490 m con 14,000 lb

Gradiente de presin = 0.090 kg/cm/m

Pf = 2,500 x 0.090 = 225 kg/cm

Pf = Peso en lb de la columna de fluido (agua)

Ptp = Peso de la TP sobre el empacador en lb (14,000)

Pf = Presin de fondo del yacimiento en lb/pg

(FIG. 7 ESTADO MECANICOPROF. 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 PRODUCIN DE 2 3/8 PG.COMBINADA J-55 Y N-80 DE 4.7 LB/PTUBERIA DE REVESTIMIENTO DE 6 5/8 PGN-80 DE 28 LB/P. DE 0-2550 M)

(Fig.2.25. Estado mecnico)

Fuerza ejercida por la presin del yacimiento (Fy)

Fy = Pf (Area D.I. TR Area D.I. TP)

Area D.I. TR =

x D = 0.7854 x (5.791) = 26.32 pg

4

Area D.I. TP =

x D = 0.7854 x (1.995) = 3.12 pg

4

(74,228 lb)

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/pg

Area D.E. TP = 0.7854 x (2.375) = 4.43 pg

(38,909 lb)

Pf = 1777.5 (26.32 4.43) =

Fuerza resultante:

FR = Fy (Pf + Ptp)

FR = 74,228 (38,909 + 14,000) = 74,228 52,909

(FR = 21319 lb)

Fig.2.26. Diagrama de Fuerzas

Por lo tanto la fuerza del yacimiento tratar de desempacar la herramienta, ya que la fuerza resultante hacia arriba es de 21,319 lb.

Recomendacin

a) Utilizar un empacador permanente o semipermanente cuando se pueda represionar el espacio anular.

b) Utilizar un empacador de compresin ancla doble, para auxiliar al empacador en su mecanismo hidrulico, producido por la diferencial de presiones.

CONSIDERACIONES PRCTICAS PARA POZOS DE APAREJO SENCILLO

1. Para pozos hasta de 800 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes, bombeo neumtico o inyectores de agua, es necesario

(Un empacador de tensin)

2. Para pozos de 800 a 1,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes y de bombeo neumtico, es necesario

(Un empacador de compresin sencillo de ancla mecnica)

3. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes, bombeo neumtico o inyectores de agua, es necesario

(Un empacador de compresin con ancla doble)

4. Para pozos de 1,500 a 2,500 m de profundidad con aparejos de produccin de bombeo neumtico, se puede utilizar

(Un empacador semipermanente de anclaje de compresin, neutro o tensin.)

Esto es siempre y cuando no se presente arenamiento

5. Para pozos de 2,500 a 4,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes, bombeo neumtico o inyectores de agua, se programa

(Un empacador permanente)

6. (Un empacador permanente)Para pozos de 3,500 a 6,500 m de profundidad con aparejos de produccin fluyentes o inyectores de agua, se programa

3.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.-

3.1.CONCLUSIONES

La seleccin final debe realizarse empleando la envolvente de desempeo de los empacadores candidatos. Se debe solicitar a las compaas de servicio las envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el anlisis de cargas combinadas a las operaciones programadas probables a efectuar (inducciones, pruebas de admisin, estimulaciones, fracturamientos) y comparar los resultados con la envolvente de diseo para mantenerse en todo momento en el rea de operacin segura, el empacador a solicitar ser el ms econmico, siempre y cuando cumpla con las condiciones de operacin.

3.2. RECOMENDACIONES

En seleccin de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto tcnicos como econmicos. 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 nico criterio de seleccin. Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la seleccin de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras ms econmicas son generalmente las de compresin y las de tensin. Las empacaduras hidrulicas suelen ser las ms costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparacin y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, as por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple tensin son deseables en muchos casos.

4.BIBLIOGRAFIA.-

Libros:

TERMINACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Universidad de San Andrs Practica de packers

Schlumberger MANUAL DE COMPLETACION

GUIA DE EMPACADORES DE EMPACADURAS CAPITULO 2

PEMEX Mdulo 16 - Empacadores y accesorios de produccin

1

Tipo Elementos

Sellantes

Presin de

Trabajo (psi)

Temperatura de fondo

(

0

F)

I

Un solo elemento

Sellante

5000 250

II Dos o ms 6800-7500 275

III Dos o ms 10000 325

IV

Especiales para H

2

S

y CO

2

15000 450

Tipo

Elementos Sellantes

Presin de Trabajo (psi)

Temperatura de fondo (0F)

I

Un solo elemento Sellante

5000

250

II

Dos o ms

6800-7500

275

III

Dos o ms

10000

325

IV

Especiales para H2S y CO2

15000

450