CAPITULO 2 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 función única y diferente durante la construcción del pozo. 1. EQUIPAMIENTO DE COLGADOR DE CASING Los cabezales de más abajo del cabezal de tubería del pozo son instalados para el propósito de colgar y soportar las sartas individuales del casing como están instaladas en el pozo. Estos se llaman usualmente un landing base (cabeza soporte de entubación) o cabeza de pozo. Cabezal de T.R. soldable (rebajado) y roscado En una construcción típica 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 fundación para el pozo, transfiriendo al subsecuente colgador cargas de la tierra a través del cemento cortando alrededor del casing de superficie. La cabeza de casing es preparada con un adaptador hermético dentro del cual un asiento de cuñas puede ser necesario entre la subsecuente sarta de casing y la pared de cabeza de casing. Cuando el casing es anclado, las cuñas son instaladas en el adaptador hermético y el casing inferior baja suavemente hasta enganchar las cuñas, transfiriendo la carga desde el equipo perforador al alojamiento de cabeza de casing. La mayoría de las cabezas de casing están equipadas con dos salidas laterales tal que las lecturas de presión pueden ser tomadas en el anulo y significa proveer para liberación de presión 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 técnicas para sellado son usadas, la más común en estos tiempos empieza con la provisión de un buje RX. Este es un anillo que está 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 está provisto con sellos adecuados y parking plásticos pueden ser bombeados en comenzando los sellos, packing fuera del tope del casing entre el casing y la cabeza superior. A medida que se instalan los cabezales, se efectúan las pruebas de presión en cada uno, colocando tapones dentro del casing que se quiera probar juntamente
con cada cabezal cerrando al mismo tiempo las válvulas laterales de los mismos, las presiones de prueba serán aquellas presiones de diseño de los cabezales. Las válvulas del casing permiten el acceso al espacio anular, entre el tubing y el casing. El colgador de casing (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la cañería de revestimiento dentro del carretel colgador El casing es la columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra. Todas las juntas con bridas entre carreteles colgadores llevan una empaquetadura metálica de acero consistente en un anillo u o’ring. Dichos anillos tienen una numeración API de acuerdo a los diámetros y presión de las bridas. CARRETES REDUCTORES Generalmente, los carretes de los colgadores son reductores de diámetros, a veces también se pueden emplear simplemente carretes reductores para pasar de una medida a otra, o también carretes de un solo diámetro con fines de alargar el cabezal en alguna situación. Carrete de T.R. y Colgador 2. COLGADOR DE TUBING El segundo componente es un colgador de tubería. Múltiples cabezas de casing pueden ser provistas, una para cada sarta total de casing serían asentados en el pozo. La cabeza de tubing es instalado inmediatamente arriba del último colgador de casing. La cabeza de tubing es generalmente idéntica en diseño a la cabeza de casing, con la excepción que es agujereado para recibir el colgador de tubería. Un colgador común de tubería es del tipo adaptador hermético con empaque externo, que enroscaría directamente en el tope del tubing. Después el tubing puede ser corrido en el pozo y espaciado afuera, este colgador es enroscado al tope del tubig, el tubing es bajado en el pácker al fondo del pozo, y el colgador es asentado en el cabezal del tubing. El empaque sobre el colgador provee de un sello tipo presión para el anular entre el tubing y casing. Debido a los cambios en temperatura y presión, 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 válvula diseñada para el control del pozo encima la cabeza del tubing, dependiendo del rango de presión del cabezal, son instaladas una o dos válvulas maestras. Usualmente son provistas dos válvulas 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 válvula
maestra. Una válvula lateral es provista sobre cada lado si es un árbol de doble lado, seguido por un choke al cual está conectada la línea de flujo. El arbolito de Navidad es en general, el elemento final que se instala en el pozo para poner en producción el mismo. En términos simples el árbol consta de una serie de válvulas, bridas y conectores que permiten la circulación controlada de los fluidos producidos. Existe una gran variedad de diseños y complejidades. Pueden ir desde unidades simples como las usadas con aparatos en bombeo mecánico, que consisten en una simple caja prensa-empaquetaduras sin válvulas, a arbolitos muy complejos con inclusión de numerosas válvulas maestras y válvulas laterales. Dependiendo de su uso y de los niveles a producir en el pozo, se tienen arbolitos simples, dobles, triples y cuádruples. Existen arbolitos roscados y bridados. Los arbolitos roscados son para bajas presiones de operación como ser de 2000 psi y los arbolitos bridados tienen un rango de presión 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 inyección de vapor. También existen arbolitos tipo “compactos”, que vienen construidos en una sola pieza, diseñados para altas presiones de trabajo. La dificultad es su alto costo, su reparación y mantenimiento. El arbolito deberá lubricarse regularmente. Un buen mantenimiento reduce los problemas que pudieran surgir durante el periodo de vida útil y cuando debe ser reemplazado. Los componentes de un arbolito de producción son: Manómetro: Son indicadores de presión que permiten controlar las presiones del pozo. Las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros. Brida de medición (tapa): La brida de medición sella la parte superior del arbolito y está adaptada para la instalación de un manómetro. Retirando esta brida se tiene el acceso al tubing. Válvula de maniobra o pistoneo: Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías contínuas (coil tubing) y reparación, etc. Te de flujo o cruz: Es un elemento que se utiliza para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo, mientras continúa la producción por la línea de flujo. Válvulas laterales: Las válvulas laterales se utilizan para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina. Son las más fáciles 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. Válvulas maestras: Son las válvulas 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 válvula maestra inferior. Colgador de tubing: El colgador o trompo sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el arbolito de producción. Tubing: Es una columna de tubería que contiene y permite el flujo del fluido que produce la formación. Válvulas de seguridad: Se instalan en el arbolito de producción, al lado de las válvulas laterales o también sobre las válvulas maestras, dependiendo del tipo de presión que se manejará en el pozo. Su función es la de cerrar automáticamente el pozo cuando se presente una caída de presión aguas abajo del flujo, ya sea debido a algún taponamiento o rotura en la línea de flujo que va al separador. Los carretes de los colgadores de cañería y las bridas del arbolito de producción llevan también empaquetaduras metálicas de acero. Los factores a tomar en cuenta para el diseño de un árbol de producción son los siguientes: La presión. La temperatura del fluido. El medio ambiente y temperatura en superficie. Los tipos de fluidos en producción. Las condiciones ambientales dentro del pozo. La economía. RANGOS DE CABEZALES 1. Rangos API Actualmente, hay siete rangos nominales de cabezales disponibles: 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000, y 30000 psi de presión de trabajo. Estos rangos de presión 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 están disponibles en dos tipos básicos. La de rango de baja presión 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 están disponibles en forma octogonal u forma oval. La empaquetadura tipo RX es una empaquetadura de presión-energizada. Bridas desde 5000 hasta 15000 psi están 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 está 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. INSTALACIÓN
A causa de que los cabezales y juntas anilladas son instalados básicamente para proveer control de la presión, debiendo tener extremo cuidado en la instalación y colocado de las juntas anilladas. Es absolutamente esencial que los anillos estén 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 provisión de cabezales para terminaciones múltiples introduce problemas especiales en el asentamiento de las sartas de tubing separadas. Esto es usualmente resuelto por segmentación de la brida colgadora, o asentamiento del buje, o proveyendo cada sarta con separación de los segmentos sellantes que asentarán en la brida de cabeza múltiple. Similarmente, las válvulas maestras individuales deben tener conductos separados para cada corriente, lo que involucra simultáneamente sellado de dos o más anillos de empaques. Estos problemas tienen solución 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 rápido deterioro del colgador de tubing y de la válvula maestra. En esta situación, son usados frecuentemente materiales especiales, los más comunes serían acero inoxidable 410, aunque para servicios corrosivos puede ser requerido el acero inoxidable 316 o k monel. TUBERIA DE PRODUCCION Conocida como tubing, permite la comunicación 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 presión y la corrosión. En general, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Son manufacturados de acero altamente resistente, ya que deben soportar las presiones, esfuerzos constantes de tensión y compresión, las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo. Pueden aplicarse revestimientos internos como protectores contra la corrosión. En el amplio mercado de la fabricación de tuberías, existen las cromadas de alta presión que son usadas para pozos con presiones de 10000 – 20000 psi y con fluidos bastante corrosivos. El costo de las tuberías depende del material de construcción, tipo de rosca, peso de la misma, temperatura y presión de trabajo a soportar. 1 Clasificación.- Las tuberías se pueden clasificar: Según el tamaño: Diámetro externo OD, diámetro interno ID. El tamaño varía de varias a una fracción de pulgada. Los tamaños más comunes son 2.3/8 pulgadas (60.32 mm) OD; y 2.7/8 pulgadas (73.02 mm) OD. Según el grado: Los grados de acero API estándar para tubing son J-55, C-75, C-95, N-80, y P-110. Los grados C-75 al C-
95 son prometidos para servicios con sulfuro de hidrógeno 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 números en las designaciones de grados indican resistencias mínimas nominales en 1000 psi Los grados en las tuberías 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 marrón P – 110 : una banda de color blanco Según el peso: en libras/pie (Kg/m); para cada grado existen diferentes pesos, por ejemplo para grado N-80 existen tuberías de pesos 4.00, 4.60 y 5.80 Lbs/pie cada una, ver Tablas. Según los tipos de roscas: entre los más usuales están las 8RD, Hyd A95, Hyd cs, Seal Lock, NKL, etc., ver Tablas. Según el Upset: hay tuberías 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). Sin upset o sin reborde, este lugar representa un punto débil. (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 características para su uso en la industria petrolera. COILED TUBING El coil tubing es una tubería contínua flexible utilizada para efectuar diferentes tipos de trabajos en el pozo. Componentes de una unidad Coiled Tubing.- Los componentes son: Un sistema hidráulico de control de pozos o BOP con cuatro unidades ram en cabeza de pozo. Una cabeza limpiadora o caja prensa-estopa. Cabeza de inyección al tubing. Indicador de carga o Martin Decker. Estructura de soporte. Carrete y tubing. Consola o cabina de control. Unidad de potencia hidráulica a diesel. El coil tubing tiene aplicaciones en los siguientes trabajos en pozo: Limpieza de sólidos abrasivos (arena) en el pozo. Remoción de sólidos parafínicos. Tratamiento ácido en pozos con daño. Cementación a presión o squeeze en pozos. Perforación de cemento en cementaciones a presión. Tratamiento con espuma de nitrógeno en pozos de baja presión. La ventaja de esta tubería flexible, es que para hacer uso de ella no es necesario sacar el arreglo del pozo, es decir que se pueden efectuar muchos de estos trabajos sin hacer un work over de pozo. Es económicamente mejor que una intervención convencional. La única limitante sería que no tiene capacidad para presiones muy altas.
HERRAMIENTAS MÁS UTILIZADAS EN TERMINACIÓN Existen muchas herramientas especialmente diseñadas para realizar tareas en el pozo durante la terminación original y la reparación. Algunas de esas herramientas van a permanecer en el pozo durante el período productivo del mismo o hasta una nueva terminación. Otras son funcionales sólo durante el período de reparación. Antes de entrar a operaciones propiamente de producción, es necesario conocer el funcionamiento, uso y ubicación de estas herramientas que conforman la columna de producción, para realizar un diseño adecuado de la terminación del pozo. A continuación mencionamos las más 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 presión en el fondo, sirve para soportar el peso de la columna de producción, seleccionar horizontes productores en zonas de elevada presión y aislar niveles que presentan posibilidades de producción de agua. Sirven también para aislar la tubería de revestimiento de las altas presiones de producción o de estimulación y los fluidos corrosivos. Por eso, en general se lo coloca apenas por encima de la formación en producción deben ser anclados 10 metros por encima del baleo superior, dependiendo de las condiciones del pozo. Existen también ciertos packers que permiten realizar trabajos especiales, tales como inyección de cemento, tratamiento ácido y fracturamiento. 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 está ligado a las características y especificaciones la cañería de producción, como ser el diámetro, el peso y la presión de trabajo. caso de falla del obturador o cuando se va a reparar un pozo, el obturador liberado y sacado del pozo (tipo recuperable) o fresado (tipo permanente). mayoría de los obturadores recuperables se pueden reparar, en el lugar trabajo, cambiando sellos y mordazas.
de En es La de
Niple asiento de anclaje Son herramientas que tienen una configuración interna que les permite alojar en su interior herramientas compatibles con cada uno de los diferentes tipos de niples existentes. Dicho asentamiento deberá ocasionar un sello hermético para su aplicación en el anclaje de un packer hidráulico o una prueba hidráulica de la sarta de tubería. Ahora, un operario puede colocar tantos niples del mismo diámetro interno (selectivos), como desee en la sarta de producción, sin importar la secuencia específica a fin de proporcionar un número ilimitado de posiciones para ubicar y trabar los controles de flujo de subsuelo. Luego puede seleccionar el niple que ofrezca la mejor ubicación para su control de flujo. Si esa ubicación 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 presión y sin matar el pozo. Como se indicó, los niples tienen el mismo ID para tubería de producción de un peso particular. En la marca Otis los niples tipos X y XN están disponibles para usarse con tubería de producción de peso estándar, los niples tipos R y RN son para tubería de producción pesada. La designación N indica niples No-Go. Niples de anclaje tipos X y R Las ventajas del principio de diseño son: Máxima adaptabilidad para reducir los costos de terminación del pozo y de mantenimiento de la producción. Diámetro interior grande para permitir la máxima capacidad de flujo. Cuando se usan los niples tipos X o R se dispone de un niple de diámetro interior compatible con el diámetro y peso de la tubería de producción. Inigualados en sencillez/selectividad al bajar, anclar o recuperar equipo de flujo de subsuelo. Niples universales con un perfil interior (en cada tipo: X = tubería de producción de peso estándar; R = tubería de producción pesada) para servir de ubicación preseleccionada de anclaje para el equipo de control de flujo de subsuelo. Los niples asiento más usuales son el tipo A, N y el XN. Niples Asiento N no selectivos (Tipo No – Go) Los niples asiento permiten asentar tapones, según la necesidad pueden o no estar provistos de un receptáculo en la parte inferior para asegurar el tapón (locking dogs). Tiene un perfil No-Go ligeramente restringido, diseñado para evitar que algunas herramientas de cable se bajen por debajo de la tubería de producción y se pierdan. Están equipados con perfiles para localizar estranguladores y otros dispositivos de control. Entre los más usados se tienen los niples no selectivos “N”, “XN” y “RN”. Niple Asiento A Este niple permite asentar herramientas tales como tapones o válvulas de pie, además sirve para asentar Bombas Insertables en Bombeo Mecánico. Mandriles o Tapones de anclaje para tuberías Son los elementos de sello que permiten probar la hermeticidad de la tubería de producción, anclar el obturador y realizar otras maniobras. Son manipulados con wire line. a. Tapón N Estos tapones evitan el flujo de fluidos desde el interior de la tubería hacia la formación, están diseñados para soportar presiones en un solo sentido (de arriba hacia abajo), hasta de 10000 psi. Tapón “N” b. Tapón PN Tapón “PN” Este tipo de tapón es usado generalmente para operaciones de ahogado de pozo y para seleccionar dos zonas productoras. El tapón puede resistir hasta 15000 psi de presión de abajo hacia arriba y hasta 10000 psi de arriba hacia abajo. Para ser desanclado, debe ser accionado el mecanismo de nivelación de presiones, para luego recuperar el tapón. Niples o Unidades de Sello Estas unidades de sello se usan para obtener un sello entre la tubería de producción y el obturador.
Los tipos más importantes de niples sellos son: Niple sello Straight Slot o de ranura recta, usado para anclar la sarta de producción en un obturador sin traba mecánica directa. Niple sello J Slot: o de ranura tipo “J”, usado para anclar una sarta de producción al obturador para aplicar tensión a la tubería o para ayudar a evitar el movimiento ascendente de la tubería como resultado de la presión o la contracción. Niple sello Snap-Latch: El mecanismo de rosca que tiene no deja que el niple sello salga del bore del pácker. Cada unidad de sello consta de tres componentes principales: 1. Cuerpo con ranura recta o en J 2. Elementos sellantes 3. Una guía, o mitad pata de mula (half mule shoe) Los elementos sellantes constituyen la parte más importante del niple, se puede usar más de un elemento. Estos elementos sellantes externos están diseñados con un compuesto de caucho de módulo alto, ligado a dos zapatas metálicas de respaldo específicamente diseñadas que hacen que el sello sea energizado por la presión. Un aumento de la presión diferencial fuerza a los elementos a formar un sello más hermético. Tales sellos han demostrado ser efectivos en pozos con fluidos altamente abrasivos y/o cuando la acción de la unidad de sello debe establecerse e interrumpirse muchas veces. Existen elementos sellantes diseñados para ambientes con H2S o de alta temperatura. Diseñados y probados para servicio de gas agrio a temperaturas de hasta 300 °F y presiones de hasta 10000 psi. Pruebas estáticas 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 SnapLatch se requieren inicialmente de 8000 a 12000 lbs. de tensión girando hacia la derecha, el número de giros dependerá de la profundidad y del número de hilos que tenga el niple. Niple Tapón de asiento expandible Son elementos usados en forma de puente temporal para anclar el obturador, es ubicado en el extremo inferior de la tubería. Una vez anclado el obturador se presuriza la tubería hasta romper los tornillos de corte diseñados 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 tubería para formar un puente temporal bajo el obturador hidráulico. Está provisto de un anillo C metálico que es la base del asiento. Se opera dejando caer una bola que se asentará 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 expansión Estas juntas permiten resolver los problemas asociados con la contracción y/o elongación de la tubería en pozos productores y de
inyección. Su diseño permite contraer o elongar la tubería como máximo la longitud de viaje de la unión. Tenemos dos tipos principales: Juntas de expansión de Liberación por cable, su acción se inicia por cable, después de bajarse, anclarse y probarse el obturador. Pueden usarse entre obturadores, así como arriba del obturador superior en pozos de inyección o productores con zonas múltiples. Juntas de expansión de Liberación por pasador de corte, su acción se inicia asentando el peso de la tubería de producción sobre pasadores de corte. Juntas giratorias extensibles Se usan para facilitar la separación, enrosque, etc., de la tubería de producción entre dos obturadores en instalaciones de sartas múltiples. Son usadas para reducir o absorber los esfuerzos de la tubería cuando están sometidas a cambios de presión, temperatura y densidad del fluido. Se ubican sobre el obturador y son bajadas en posición cerrada o parcialmente extendida. Según el tipo tiene una longitud de carrera que varía de 2 hasta 25 pies. Estas juntas son también usadas en arreglos de pozos geotérmicos, inyección de gas, agua y otros. Camisa Deslizable Llamada también Sliding Side Door (puerta lateral deslizable) son actualmente las herramientas de circulación selectiva más ampliamente usadas en la industria del gas y del petróleo y son universalmente aceptadas con su diseño rigurosamente comprobado a través de muchos años de uso. Perfil de la ranura. Área de empaque. Camisa interior deslizable. Candado 3 posiciones. Candado de igualación. Candado posición abierta Candado de sello pulida. Las herramientas SSD son esencialmente dispositivos de plena abertura con una camisa interna que puede abrirse o cerrarse, mediante métodos corrientes de cable, para establecer comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular entre las tuberías de producción 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 pulida debajo de la camisa. Eso proporciona la ubicación 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 percusión hacia arriba y cerrarse por percusión hacia abajo o viceversa, mediante una herramienta posicionadora. Al bajar esta herramienta en una terminación preliminar o final, se debe verificar la posición de cierre o apertura de la misma. La camisa SSD en la sarta de producción deberá estar
ubicada encima o por arriba de un “pup joint” (luego del pácker u obturador) que tenga un mínimo de 1.0 mts. de largo (generalmente se utiliza una pieza de tubería de 9.25 mts.). Las funciones más importantes de una camisa deslizable SSD son: Cambio de Fluido: El uso principal de la camisa aparte de poner en comunicación el casing con la tubería, es el de “cambio de fluido” en el pozo, esta operación se efectúa cuando un tapón 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 tapón inferior se debe presurizar la tubería y verificar la hermeticidad del cierre de la camisa. Selectividad de Producción: 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 tubería, en caso que la parte inferior no sea posible de sacar del pozo. Ambas mitades de la pieza están unidas por pasadores calibrados a una cierta tensión de corte. Este esfuerzo de corte puede ser ajustado por adición o sustracción de los pasadores para manejar la tensión durante los viajes de la tubería. Es del tipo de ranura recta, bajada con la tubería y colocada normalmente por encima de un empaquetador. Si no existiera esta herramienta en el arreglo del pozo, se deberá efectuar un corte químico. El diseño de ruptura de esta JS deberá ser menor a la tensión máxima permisible de la tubería y otros accesorios ocupados en el pozo. Si el valor de los pines es de 5000 psi, y la JS tiene 8 pines, esta deberá soportar una tensión de hasta 40000 psi. Junta de abrasión (Blast Joint) Son tuberías de pared reforzada usadas en terminación múltiple para proteger el área de tubería de producción que debe permanecer frente a los baleos superiores, expuesta a la acción de los fluidos abrasivos, corrosivos o cargados de arena y/o presiones elevadas. La junta de abrasión es una sección de tubería que es recubierta exteriormente con caucho, carburo de tungsteno, material cerámico o que está hecha directamente de una aleación especial. Estos recubrimientos se utilizan para reducir la abrasión provocada por el flujo del fluido producido. Su longitud varía entre 10, 15 y 20 pies. Cross over (adaptadores) Son instaladas sobre y debajo de elementos que presentan cambios de diámetro interno, sirven de protección de la erosión causada por el flujo turbulento. Se construyen de pared de tubería densa de modo que resista la erosión, su longitud varía de 3 a 8 pies. Pup Joint Son tuberías cortas fabricadas en distintos diámetros y longitudes, y tipos de roscas, existen desde 0.30 hasta 3.6 mts. También sirven como niples de maniobra. Permiten acomodar los diferentes elementos dentro de la columna, de
modo que éstas queden ubicadas en el lugar preciso, permitiendo de esta manera el dimensionamiento exacto de la tubería de producción. Válvulas de seguridad subsuperficiales Estas válvulas satisfacen o exceden las especificaciones API 14A. Cuando están debidamente instaladas, como parte de los sistemas de seguridad de subsuelo, cierran automáticamente el pozo debajo de la superficie en caso de cambios erráticos de la presión en la línea de flujo, daños del cabezal del pozo o mal funcionamiento del equipo de superficie. Las válvulas están diseñadas para bajarse y sacarse del pozo mediante métodos de cable sin matar el pozo. Se controlan desde la superficie y están diseñadas para cerrarse cuando el operario lo requiera para proporcionar abertura y cierre completo de la válvula de control.
