CAPITULO 3

INSTALACIONES SUPERFICIALES Y SUBSUPERFICIALES DEL POZO

MONTAJE Y COMPONENTES DE UN CABEZAL El montaje de cabezales y arbolito en un pozo se pueden dividir en tres segmentos, Figura 2.1, cada uno de los cuales sirven en una funcin nica y diferente durante la construccin del pozo. 1. Equipamiento de colgador de casing 2. Colgador de tubing 3. El arbolito de Navidad 1. EQUIPAMIENTO DE COLGADOR DE CASING Los cabezales de ms abajo del cabezal de tubera del pozo son instalados para el propsito de colgar y soportar las sartas individuales del casing como estn instaladas en el pozo. Estos se llaman usualmente un landing base (cabeza soporte de entubacin) o cabeza de pozo.

Cabezal de T.R. soldable (rebajado) y roscado

En una construccin tpica de un pozo, la cabeza de casing es soldada o enroscada directamente al tope de la sarta del casing de superficie. La sarta del casing de superficie sirve como el pilote de la fundacin para el pozo, transfiriendo al subsecuente colgador cargas de la tierra a travs del cemento cortando alrededor del casing de superficie. Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 1

La cabeza de casing es preparada con un adaptador hermtico dentro del cual un asiento de cuas puede ser necesario entre la subsecuente sarta de casing y la pared de cabeza de casing. Cuando el casing es anclado, las cuas son instaladas en el adaptador hermtico y el casing inferior baja suavemente hasta enganchar las cuas, transfiriendo la carga desde el equipo perforador al alojamiento de cabeza de casing.

La mayora de las cabezas de casing estn equipadas con dos salidas laterales tal que las lecturas de presin pueden ser tomadas en el anulo y significa proveer para liberacin de presin o bombeo dentro del anulo si es necesario. El tope de la sarta de casing y debajo el anular son usualmente sellados, unos de otros. Varias tcnicas para sellado son usadas, la ms comn en estos tiempos empieza con la provisin de un buje RX. Este es un anillo que est instalado sobre el tope del casing hendiendo sobre la cabeza de casing, y anidando dentro la ranura en el fondo de la cabeza superior, el cual puede ser otra cabeza de casing o tubing. El anillo est provisto con sellos adecuados y parking plsticos pueden ser bombeados en comenzando los sellos, packing fuera del tope del casing entre el casing y la cabeza superior. Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 2

A medida que se instalan los cabezales, se efectan las pruebas de presin en cada uno, colocando tapones dentro del casing que se quiera probar juntamente con cada cabezal cerrando al mismo tiempo las vlvulas laterales de los mismos, las presiones de prueba sern aquellas presiones de diseo de los cabezales. Las vlvulas del Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 3

casing permiten el acceso al espacio anular, entre el tubing y el casing. El colgador de casing (conjunto de cua y empaque) sostiene y empaqueta la caera de revestimiento dentro del carretel colgador El casing es la columna de caera que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicacin de una zona a otra. Todas las juntas con bridas entre carreteles colgadores llevan una empaquetadura metlica de acero consistente en un anillo u oring. Dichos anillos tienen una numeracin API de acuerdo a los dimetros y presin de las bridas. CARRETES REDUCTORES Generalmente, los carretes de los colgadores son reductores de dimetros, a veces tambin se pueden emplear simplemente carretes reductores para pasar de una medida a otra, o tambin carretes de un solo dimetro con fines de alargar el cabezal en alguna situacin.

Carrete de T.R. y Colgador

2. COLGADOR DE TUBING El segundo componente es un colgador de tubera. Mltiples cabezas de casing pueden ser provistas, una para cada sarta total de casing seran asentados en el pozo. La cabeza de tubing es instalado inmediatamente arriba del ltimo colgador de casing. La cabeza de tubing es generalmente idntica en diseo a la cabeza de casing, con la excepcin que es agujereado para recibir el colgador de tubera. Un colgador comn de tubera es del tipo adaptador hermtico con empaque externo, que enroscara directamente en el tope del tubing. Despus el tubing puede ser corrido en el pozo y espaciado afuera, Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 4

este colgador es enroscado al tope del tubig, el tubing es bajado en el pcker al fondo del pozo, y el colgador es asentado en el cabezal del tubing.

El empaque sobre el colgador provee de un sello tipo presin para el anular entre el tubing y casing. Debido a los cambios en temperatura y presin, el colgador del cabezal del tubing es usualmente ayudado o fijado con un tornillo de cierre. 3. ARBOLITO DE NAVIDAD El arbolito de navidad es instalado inmediatamente en el tope del cabezal de tubing. Este consiste del montaje de una vlvula diseada para el control del pozo encima la cabeza del tubing, dependiendo del rango de presin del cabezal, son instaladas una o dos vlvulas maestras. Usualmente son provistas dos vlvulas maestras cuando las presiones de cierre del pozo van a exceder las 5000 psi. Una cruz de cuatro lados como accesorio de flujo es provisto por encima de la vlvula maestra. Una vlvula lateral es provista sobre cada lado si es un rbol de doble lado, seguido por un choke al cual est conectada la lnea de flujo. El arbolito de Navidad es en general, el elemento final que se instala en el pozo para poner en produccin el mismo. En trminos simples el rbol consta de una serie de vlvulas, bridas y conectores que permiten la circulacin controlada de los fluidos producidos. Existe una gran variedad de diseos y complejidades. Pueden ir desde unidades simples como las usadas con aparatos en bombeo mecnico, que consisten en una simple caja prensa-empaquetaduras sin vlvulas, a arbolitos muy complejos con inclusin de numerosas vlvulas maestras y vlvulas laterales. Dependiendo de su uso y de los niveles a producir en el pozo, se tienen arbolitos simples, dobles, triples y cudruples. Existen Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 5

arbolitos roscados y bridados. Los arbolitos roscados son para bajas presiones de operacin como ser de 2000 psi y los arbolitos bridados tienen un rango de presin de trabajo mayor, existen de 2000, 3000, 5000, 10000 y 20000 psi y altas temperaturas de trabajo hasta de 650 F. usados especialmente en pozos de inyeccin de vapor.

Tambin existen arbolitos tipo compactos, que vienen construidos en una sola pieza, diseados para altas presiones de trabajo. La dificultad es su alto costo, su reparacin y mantenimiento. El arbolito deber lubricarse regularmente. Un buen mantenimiento reduce los problemas que pudieran surgir durante el periodo de vida til y cuando debe ser reemplazado. Los componentes de un arbolito de produccin son: Manmetro: Son indicadores de presin que permiten controlar las presiones del pozo. Las presiones anulares o la presin del tubing y casing se miden con manmetros. Brida de medicin (tapa): La brida de medicin sella la parte superior del arbolito y est adaptada para la instalacin de un manmetro. Retirando esta brida se tiene el acceso al tubing. Vlvula de maniobra o pistoneo: Se utiliza para cerrar la presin y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberas contnuas (coil tubing) y reparacin, etc.

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Te de flujo o cruz: Es un elemento que se utiliza para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo, mientras contina la produccin por la lnea de flujo. Vlvulas laterales: Las vlvulas laterales se utilizan para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina. Son las ms fciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de las mismas. Estrangulador o choke: Este elemento permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce. Vlvulas maestras: Son las vlvulas principales de cierre. Se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la vlvula maestra inferior. Colgador de tubing: El colgador o trompo sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulacin hacia el arbolito de produccin. Tubing: Es una columna de tubera que contiene y permite el flujo del fluido que produce la formacin. Vlvulas de seguridad: Se instalan en el arbolito de produccin, al lado de las vlvulas laterales o tambin sobre Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 7

las vlvulas maestras, dependiendo del tipo de presin que se manejar en el pozo. Su funcin es la de cerrar automticamente el pozo cuando se presente una cada de presin aguas abajo del flujo, ya sea debido a algn taponamiento o rotura en la lnea de flujo que va al separador. Los carretes de los colgadores de caera y las bridas del arbolito de produccin llevan tambin empaquetaduras metlicas de acero. Los factores a tomar en cuenta para el diseo de un rbol de produccin son los siguientes: La presin. La temperatura del fluido. El medio ambiente y temperatura en superficie. Los tipos de fluidos en produccin. Las condiciones ambientales dentro del pozo. La economa. RANGOS DE CABEZALES 1. Rangos API Actualmente, hay siete rangos nominales de cabezales disponibles: 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000, y 30000 psi de presin de trabajo. Estos rangos de presin son aplicables a temperaturas desde 50 F a + 250 F. Porque las altas presiones y altas temperaturas involucradas, preveen el uso de empaquetaduras de sello tipo anillo. Estos anillos estn disponibles en dos tipos bsicos. La de rango de baja presin 2000 hasta 5000 psi son equipados con una junta circular tipo 6B. Una junta circular 6B puede ser provisto con una empaquetadura anillo tipo R o tipo RX. El tipo de empaque de junta circular tipo R estn disponibles en forma octogonal u forma oval. La empaquetadura tipo RX es una empaquetadura de presin-energizada. Bridas desde 5000 hasta 15000 psi estn disponibles en juntas de anillo tipo 6 BX. Los anillos de juntas API usan empaques de junta circular tipo BX. 2. Tipos de acero Aunque los anillos de juntas API y USASI son dimensionalmente los mismos, existe una diferencia significante en el rango como est indicado en la Tabla 1. El rango de resistencia del material API es de 36000 hasta 75000 psi, dependiendo sobre el tipo de acero especificado, siendo que el material USASI no excede los 30000 psi de resistencia. Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 8

INSTALACIN A causa de que los cabezales y juntas anilladas son instalados bsicamente para proveer control de la presin, debiendo tener extremo cuidado en la instalacin y colocado de las juntas anilladas. Es absolutamente esencial que los anillos estn bien limpios, lisos, y libres de reventones y que la junta sea nueva. Picos o hendiduras sobre un empaque anillado pueden causar grietas cuando la junta anillada es probada.

PROBLEMAS ESPECIALES La provisin de cabezales para terminaciones mltiples introduce problemas especiales en el asentamiento de las sartas de tubing separadas. Esto es usualmente resuelto por segmentacin de la brida colgadora, o asentamiento del buje, o proveyendo cada sarta con separacin de los segmentos sellantes que asentarn en la brida de cabeza mltiple. Similarmente, las vlvulas maestras individuales deben tener conductos separados para cada corriente, lo que involucra simultneamente sellado de dos o ms anillos de empaques. Estos problemas tienen solucin acertadamente con equipamiento disponible comercialmente que operan confiable y satisfactoriamente. La mayor cantidad de fluidos producidos son corrosivos, y en algunos medio ambientes, particularmente donde el CO2 es producido en el gas, puede ocurrir el rpido deterioro del colgador de tubing y de la vlvula maestra. En esta situacin, son usados frecuentemente materiales especiales, los ms comunes seran acero inoxidable 410, aunque para servicios corrosivos puede ser requerido el acero inoxidable 316 o k monel. Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 9

TUBERIA DE PRODUCCION Conocida como tubing, permite la comunicacin de los fluidos del fondo del pozo con la superficie. Es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing de la presin y la corrosin. En general, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de produccin. Son manufacturados de acero altamente resistente, ya que deben soportar las presiones, esfuerzos constantes de tensin y compresin, las velocidades y la corrosin que provocan los fluidos del pozo. Pueden aplicarse revestimientos internos como protectores contra la corrosin. En el amplio mercado de la fabricacin de tuberas, existen las cromadas de alta presin que son usadas para pozos con presiones de 10000 20000 psi y con fluidos bastante corrosivos. El costo de las tuberas depende del material de construccin, tipo de rosca, peso de la misma, temperatura y presin de trabajo a soportar. 1 Clasificacin.- Las tuberas se pueden clasificar: Segn el tamao: Dimetro externo OD, dimetro interno ID. El tamao vara de varias a una fraccin de pulgada. Los tamaos ms comunes son 2.3/8 pulgadas (60.32 mm) OD; y 2.7/8 pulgadas (73.02 mm) OD. Segn el grado: Los grados de acero API estndar para tubing son J-55, C-75, C-95, N-80, y P-105. Los grados C-75 al C-95 son prometidos para servicios con sulfuro de hidrgeno donde las altas resistencias mayores que el J-55 son requeridos. El acero grado C es tratado caliente para remover estructura tipo cristales y producir dureza. Los nmeros en las designaciones de grados indican resistencias mnimas nominales en 1000 psi Los grados en las tuberas nuevas pueden ser identificados por las bandas de colores en uno de los extremos del cuerpo del tubo, como ser: J 55 : una banda de color verde K 55 : dos bandas de color verde C 75 : una banda de color azul N 80 : una banda de color rojo C 95 : una banda de color marrn P 105 : una banda de color blanco

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Segn el peso: en libras/pie (Kg/m); para cada grado existen diferentes pesos, por ejemplo para grado N-80 existen tuberas de pesos 4.00, 4.60 y 5.80 Lbs/pie cada una, ver Tablas. Segn los tipos de roscas: entre los ms usuales estn las 8RD, Hyd A95, Hyd cs, Seal Lock, NKL, etc., ver Tablas. Segn el Upset: hay tuberas con y sin Upset externo, (el Upset significa mayor OD en la cupla integrada al tubing o extremo Box de la rosca) lo que le da mayor seguridad para el agarre del tubing durante las operaciones en el pozo. Con upset externo, mantienen las presiones de trabajo. (con cupla). Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 11

Sin upset o sin reborde, este lugar representa un punto dbil. (con cupla). Extremo con upset y cupla incorporada, para altas presiones.

El American Petroleum Institute ha publicado en el API Standard 5A las especificaciones desarrolladas para el tubing, reuniendo las mayores caractersticas para su uso en la industria petrolera. Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 12

COILED TUBING El coil tubing es una tubera contnua flexible utilizada para efectuar diferentes tipos de trabajos en el pozo.

Componentes de una unidad Coiled Tubing.- Los componentes son: Un sistema hidrulico de control de pozos o BOP con cuatro unidades ram en cabeza de pozo. Una cabeza limpiadora o caja prensa-estopa. Cabeza de inyeccin al tubing. Indicador de carga o Martin Decker. Estructura de soporte. Carrete y tubing. Consola o cabina de control. Unidad de potencia hidrulica a diesel. El coil tubing tiene aplicaciones en los siguientes trabajos en pozo: Limpieza de slidos abrasivos (arena) en el pozo. Remocin de slidos parafnicos. Tratamiento cido en pozos con dao. Cementacin a presin o squeeze en pozos. Perforacin de cemento en cementaciones a presin. Tratamiento con espuma de nitrgeno en pozos de baja presin. La ventaja de esta tubera flexible, es que para hacer uso de ella no es necesario sacar el arreglo del pozo, es decir que se pueden efectuar Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 13

muchos de estos trabajos sin hacer un work over de pozo. Es econmicamente mejor que una intervencin convencional. La nica limitante sera que no tiene capacidad para presiones muy altas. HERRAMIENTAS MS UTILIZADAS EN TERMINACIN Existen muchas herramientas especialmente diseadas para realizar tareas en el pozo durante la terminacin original y la reparacin. Algunas de esas herramientas van a permanecer en el pozo durante el perodo productivo del mismo o hasta una nueva terminacin. Otras son funcionales slo durante el perodo de reparacin. Antes de entrar a operaciones propiamente de produccin, es necesario conocer el funcionamiento, uso y ubicacin de estas herramientas que conforman la columna de produccin, para realizar un diseo adecuado de la terminacin del pozo. A continuacin mencionamos las ms utilizadas: Packer o empaquetador Es una herramienta que permite sellar el espacio anular entre el tubing y casing, se baja al pozo con la finalidad de mantener confinada la presin en el fondo, sirve para soportar el peso de la columna de produccin, seleccionar horizontes productores en zonas de elevada presin, aislar niveles que presentan posibilidades de produccin de agua. Sirven tambin para aislar la tubera de revestimiento de las altas presiones de produccin o de estimulacin y los fluidos corrosivos. Por eso, en general se lo coloca apenas por encima de la formacin en produccin deben ser anclados 10 metros por encima del baleo superior, dependiendo de las condiciones del pozo. Existen tambin ciertos packers que permiten realizar trabajos especiales, tales como inyeccin de cemento, tratamiento cido y fracturamiento.

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Esto ayuda a asegurar que el obturador pueda bajarse y no se atasque o fije en forma prematura al punto programado. El uso de esta herramienta est ligado a las caractersticas y especificaciones de la caera de produccin, como ser el dimetro, el peso y la presin de trabajo. En caso de falla del obturador o cuando se va a reparar un pozo, el obturador es liberado y sacado del pozo (tipo recuperable) o fresado (tipo permanente). La mayora de los obturadores recuperables se pueden reparar, en el lugar de trabajo, cambiando sellos y mordazas.

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Niple asiento de anclaje Son herramientas que tienen una configuracin interna que les permite alojar en su interior herramientas compatibles con cada uno de los diferentes tipos de niples existentes. Dicho asentamiento deber ocasionar un sello hermtico para su aplicacin en el anclaje de un packer hidrulico o una prueba hidrulica de la sarta de tubera. Ahora, un operario puede colocar tantos niples del mismo dimetro interno (selectivos), como desee en la sarta de produccin, sin importar la secuencia especfica a fin de proporcionar un nmero ilimitado de posiciones para ubicar y trabar los controles de flujo de subsuelo.

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Luego puede seleccionar el niple que ofrezca la mejor ubicacin para su control de flujo. Si esa ubicacin no es satisfactoria o si las condiciones del pozo cambian, puede mover el control de flujo arriba o abajo, hasta ubicar otro niple todo mediante cable, bajo presin y sin matar el pozo. Como se indic, los niples tienen el mismo ID para tubera de produccin de un peso particular. En la marca Otis los niples tipos X y XN estn disponibles para usarse con tubera de produccin de peso estndar, los niples tipos R y RN son para tubera de produccin pesada. La designacin N indica niples No-Go. Niples de anclaje tipos X y R Las ventajas del principio de diseo son: Mxima adaptabilidad para reducir los costos de terminacin del pozo y de mantenimiento de la produccin. Dimetro interior grande para permitir la mxima capacidad de flujo. Cuando se usan los niples tipos X o R se dispone de un niple de dimetro interior compatible con el dimetro y peso de la tubera de produccin. Inigualados en sencillez/selectividad al bajar, anclar o recuperar equipo de flujo de subsuelo. Niples universales con un perfil interior (en cada tipo: X = tubera de produccin de peso estndar; R = tubera de produccin pesada) para servir de ubicacin preseleccionada de anclaje para el equipo de control de flujo de subsuelo. Los niples ms usuales que conocemos son el tipo A, N y el XN. Niples Asiento N no selectivos (Tipo No Go)

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Los niples asiento permiten asentar tapones, segn la necesidad pueden o no estar provistos de un receptculo en la parte inferior para asegurar el tapn (locking dogs). Tiene un perfil No-Go ligeramente restringido, diseado para evitar que algunas herramientas de cable se bajen por debajo de la tubera de produccin y se pierdan.

Estn equipados con perfiles para localizar estranguladores y otros dispositivos de control. Entre los ms usados se tienen los niples no selectivos N, XN y RN. Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 18

Niple Asiento A Este niple permite asentar herramientas tales como tapones o vlvulas de pie, adems sirve para asentar Bombas Insertables en Bombeo Mecnico. Mandriles o Tapones de anclaje para tuberas Son los elementos de sello que permiten probar la hermeticidad de la tubera de produccin, anclar el obturador y realizar otras maniobras. Son manipulados con wire line. a. Tapn N Estos tapones evitan el flujo de fluidos desde el interior de la tubera hacia la formacin, estn diseados para soportar presiones en un solo sentido (de arriba hacia abajo), hasta de 10000 psi.

Tapn N b. Tapn PN

Tapn PN

Este tipo de tapn es usado generalmente para operaciones de ahogado de pozo y para seleccionar dos zonas productoras. El tapn puede resistir hasta 15000 psi de presin de abajo hacia arriba y hasta 10000 psi de arriba hacia abajo. Para ser desanclado, debe ser accionado el mecanismo de nivelacin de presiones, para luego recuperar el tapn. Niples o Unidades de Sello

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Estas unidades de sello se usan para obtener un sello entre la tubera de produccin y el obturador.

Los tipos ms importantes de niples sellos son: Niple sello Straight Slot o de ranura recta, usado para anclar la sarta de produccin en un obturador sin traba mecnica directa. Niple sello J Slot: o de ranura tipo J, usado para anclar una sarta de produccin al obturador para aplicar tensin a la tubera o para ayudar a evitar el movimiento ascendente de la tubera como resultado de la presin o la contraccin. Niple sello Snap-Latch: El mecanismo de rosca que tiene no deja que el niple sello salga del bore del pcker. Cada unidad de sello consta de tres componentes principales: Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 20

1. Cuerpo con ranura recta o en J 2. Elementos sellantes 3. Una gua, o mitad pata de mula (half mule shoe)

Los elementos sellantes constituyen la parte ms importante del niple, se puede usar ms de un elemento. Estos elementos sellantes externos estn diseados con un compuesto de caucho de mdulo alto, ligado a dos zapatas metlicas de respaldo especficamente diseadas que hacen que el sello sea energizado por la presin. Un aumento de la presin diferencial fuerza a los elementos a formar un sello ms hermtico. Tales sellos han demostrado ser efectivos en pozos con fluidos altamente abrasivos y/o cuando la accin de la unidad de sello debe establecerse e interrumpirse muchas veces. Existen elementos sellantes diseados para ambientes con H2S o de alta temperatura. Diseados y probados para servicio de gas agrio a temperaturas de hasta 300 F y presiones de hasta 10000 psi. Pruebas Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 21

estticas han clasificado estos sellos a temperaturas y presiones de trabajo de hasta 400 F y hasta 15000 psi. Para ser anclados los niples sello solo necesitan de peso, para ser desanclados se levanta la herramienta tensionando directamente. En algunos tipos de niples como el Snap-Latch se requieren inicialmente de 8000 a 12000 lbs. de tensin girando hacia la derecha, el nmero de giros depender de la profundidad y del nmero de hilos que tenga el niple. Niple Tapn de asiento expandible Son elementos usados en forma de puente temporal para anclar el obturador, es ubicado en el extremo inferior de la tubera. Una vez anclado el obturador se presuriza la tubera hasta romper los tornillos de corte diseados para esto, cayendo al fondo tanto el asiento y la bola, dejando el espacio libre para circular el fluido. Sustituto de asiento expandible Herramienta ubicada en cualquier parte de la tubera para formar un puente temporal bajo el obturador hidrulico. Est provisto de un anillo C metlico que es la base del asiento. Se opera dejando caer una bola que se asentar en el anillo, luego de anclar el obturador, se presuriza, entonces el anillo se expande y entra al orificio que posee el niple, dejando caer la bola al fondo. Juntas de expansin Estas juntas permiten resolver los problemas asociados con la contraccin y/o elongacin de la tubera en pozos productores y de inyeccin. Su diseo permite contraer o alongar la tubera como mximo la longitud de viaje de la unin. Tenemos dos tipos principales: Juntas de expansin de Liberacin por cable, su accin se inicia por cable, despus de bajarse, anclarse y probarse el obturador. Pueden usarse entre obturadores, as como arriba del obturador superior en pozos de inyeccin o productores con zonas mltiples. Juntas de expansin de Liberacin por pasador de corte, su accin se inicia asentando el peso de la tubera de produccin sobre pasadores de corte.

Juntas giratorias extensibles Se usan para facilitar la separacin, enrosque, etc., de la tubera de produccin entre dos obturadores en instalaciones de sartas mltiples.

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Son usadas para reducir o absorber los esfuerzos de la tubera cuando estn sometidas a cambios de presin, temperatura y densidad del fluido. Se ubican sobre el obturador y son bajadas en posicin cerrada o parcialmente extendida. Segn el tipo tiene una longitud de carrera que vara de 2 hasta 25 pies. Estas juntas son tambin usadas en arreglos de pozos geotrmicos, inyeccin de gas, agua y otros. Camisa Deslizable Llamada tambin Sliding Side Door (puerta lateral deslizable) son actualmente las herramientas de circulacin selectiva ms ampliamente usadas en la industria del gas y del petrleo y son universalmente aceptadas con su diseo rigurosamente comprobado a travs de muchos aos de uso.

Perfil de la ranura. rea de empaque.

Camisa interior deslizable.

Candado 3 posiciones. Candado de igualacin. Candado posicin abierta Candado de sello pulida.

Las herramientas SSD son esencialmente dispositivos de plena abertura con una camisa interna que puede abrirse o cerrarse, mediante mtodos corrientes de cable, para establecer comunicacin entre la tubera de produccin y el espacio anular entre las tuberas de produccin y revestimiento. Presentan como parte integral del conjunto, un perfil de niple (Otis tipo X o R) arriba de la camisa deslizable interna y una superficie de sello Ing. Pnfilo Ramrez Prado Pgina 23

pulida debajo de la camisa. Eso proporciona la ubicacin para un niple adicional de anclaje y para una variedad de equipos de control de flujo. Las camisas SSD, son modelos que pueden abrirse con percusin hacia arriba y cerrarse por percusin hacia abajo o viceversa, mediante una herramienta posicionadota. Al bajar esta herramienta en una terminacin preliminar o final, se debe verificar la posicin de cierre o apertura de la misma. La camisa SSD en la sarta de produccin deber estar ubicada encima o por arriba de un pup joint (luego del pcker u obturador) que tenga un mnimo de 1.0 mts. de largo (generalmente se utiliza una pieza de tubera de 9.25 mts.). Las funciones ms importantes de una camisa deslizable SSD son: Cambio de Fluido: El uso principal de la camisa aparte de poner en comunicacin el casing con la tubera, es el de cambio de fluido en el pozo, esta operacin se efecta cuando un tapn es colocado en el niple asiento inferior debajo de la camisa y la camisa es abierta mediante una herramienta de wire line especial para este fin, se bombea el fluido por directa y se cierra la camisa. Antes de recuperar el tapn inferior se debe presurizar la tubera y verificar la hermeticidad del cierre de la camisa. Selectividad de Produccin: Se utiliza en el caso de seleccionar el nivel productor A o B. Junta de Seguridad (JS) Son piezas compuestas de dos partes, que permiten el desprendimiento de la parte superior de una sarta de tubera, en caso que la parte inferior no sea posible de sacar del pozo. Ambas mitades de la pieza estn unidas por pasadores calibrados a una cierta tensin de corte. Este esfuerzo de corte puede ser ajustado por adicin o sustraccin de los pasadores para manejar la tensin durante los viajes de la tubera. Es del tipo de ranura recta, bajada con la tubera y colocada normalmente por encima de un empaquetador. Si no existiera esta herramienta en el arreglo del pozo, se deber efectuar un corte qumico.

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El diseo de ruptura de esta JS deber ser menor a la tensin mxima permisible de la tubera y otros accesorios ocupados en el pozo. Si el valor de los pines es de 5000 psi, y la JS tiene 8 pines, esta deber soportar una tensin de hasta 40000 psi. Junta de abrasin (Blast Joint) Son tuberas de pared reforzada usadas en terminacin mltiple para proteger el rea de tubera de produccin que debe permanecer frente a los baleos superiores, expuesta a la accin de los fluidos abrasivos, corrosivos o cargados de arena y/o presiones elevadas. La junta de abrasin es una seccin de tubera que es recubierta exteriormente con caucho, carburo de tungsteno, material cermico o que est hecha directamente de una aleacin especial. Estos recubrimientos se utilizan para reducir la abrasin provocada por el flujo del fluido producido. Su longitud vara entre 10, 15 y 20 pies.

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Cross over (adaptadores) Son instaladas sobre y debajo de elementos que presentan cambios de dimetro interno, sirven de proteccin de la erosin causada por el flujo turbulento. Se construyen de pared de tubera densa de modo que resista la erosin, su longitud vara de 3 a 8 pies.

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Pup Joint Son tuberas cortas fabricadas en distintos dimetros y longitudes, y tipos de roscas, existen desde 0.30 hasta 3.6 mts. Tambin sirven como niples de maniobra. Permiten acomodar los diferentes elementos dentro de la columna, de modo que stas queden ubicadas en el lugar preciso, permitiendo de esta manera el dimensionamiento exacto de la tubera de produccin. Vlvulas de seguridad subsuperficiales Estas vlvulas satisfacen o exceden las especificaciones API 14A. Cuando estn debidamente instaladas, como parte de los sistemas de seguridad de subsuelo, cierran automticamente el pozo debajo de la superficie en caso de cambios errticos de la presin en la lnea de flujo, daos del cabezal del pozo o mal funcionamiento del equipo de superficie. Las vlvulas estn diseadas para bajarse y sacarse del pozo mediante mtodos de cable sin matar el pozo. Se controlan desde la superficie y estn diseadas para cerrarse cuando el operario lo requiera para proporcionar abertura y cierre completo de la vlvula de control.

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