1.- TUBERA DE PRODUCCIN O INYECCIN. Tanto las tuberas de produccin como las de revestimiento deben soportar 3 tipos de esfuerzos: Tensin, colapso y estallido. a.- Grados, dimetros y especificaciones de uso.

b.- Clasificacin de las tuberas. .- Tubera de alta resistencia: son aquellas que soportan esfuerzos mayores que 8000 lpc y su grado es de C-75, N-80, C-98 y P-105. Estas tuberas pueden presentar problemas debido a la eliminacion de la ductilidad y al aumento de la sensibilidad a roturas, lo cual es particularmente notable en tuberas P-105. .- Tuberas de baja resistencia: Son generalmente dcutiles, por esta razn la concentracin de esfuerzos se ejecuta parcialmente mediante la plasticidad del elemento. c.- Inspeccin de tuberas. .- Visual: Toda tubera que se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada visualmente antes de ser utilizada. Algunos de los efectos que se pueden detectar visualmente son: Defectos de fabricacin, tales como, roturas, abolladuras, soldaduras, escamas. Defecto de fabricacin de las roscas. Daos que pueden ocurrir en el cuerpo de la tubera y/o en sus roscas durante el transporte y manejo de esas tuberas.

.- Prueba hidrosttica: Una vez que la tubera se instala en el pozo se le hace una prueba de presin hidrosttica. Estas pruebas se realizan a presiones por el orden del 80% del esfuerzo cedente mnimo. Sin embargo, una prueba hidrostatica exitosa no representa una grarantia suficiente de que no existan defectos en la fabricacin de las tuberas sometidas a tales pruebas. Es posible que existan defectos de fabricacin que solo se detectan despues de transcurridos varios ciclos de cambio de presiones y temperatura de trabajo en las mismas. .- Electromagnetica: en este metodo se introduce en la tuberia un cable conductor en forma de resorte para medir las respuestas de la tubera al paso de electricidad. Ecisten varios mtodos para realizar estas pruebas y cada uno de ellos se identifica mediante la empresa que lo patrocina. Por ejemplo. Sonoscope, Tuboscope, Scanalog, Scanograph. Esencialmente, en cada uno de esos mtodos se investigan defectos internos de la tubera incluyendo corrosin. .- Mediante particulas magneticas: En este mtdo se induce un campo magntico en la tubera.Esto permite que particulas regadas en la parte externa de la tubera se alinien para indicar defectos longitudinales de ella. Este mtodo de inspeccin no es tan confiable como el electromagnetico, ya que solo se limita a la parte externa de la tubera.

d.- Roscas de las tuberas.

e.- Criterios de seleccin.

2.- OBTURADORES O EMPACADURAS DE PRODUCCIN. Es utilizada como herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello en el espacio anular entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento o la tubera de produccin y el hoyo abierto. Sus principales funciones son: Evitar el movimiento vertical de los fluidos por el espacio anular. Proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. Prevenir la migracin de fluidos entre zonas a travs de la perforain o por figas en la tubera de vestimiento. Aislar produccin en completaciones mltiples.

a.- Elementos de la empacadura.

Mandril del boturador. Elementos Sellantes: Estos elementos son normalmente constituidoos con un producto de goma de nitrilo (utilizados en rangos de temperaturas normal a media). Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante es comprimido para formar un sello contra la tubera de revestimiento. Durante la compresin, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubera de revestimiento. La maleabilidad del elemento sellante para retornar a su forma original cuando se quitan las fuerzas compresivas, casuan que la empacadura y la pared de la tuberia de revestimeinto. Cuas de agarre:

Bloques o dispositivos de friccin:

Extensiones. Vlvulas de desvio. Anclas hidraulicas:

b.- Tipos de empacaduras. SEGN SU FORMA DE RECUPERACIN: b.1.- Recuperables.

Se bajan con la tubera de produccin o tubera d eperforacin y se pueden asentar: por compresin, mecnica e hidrulicamente. Despues de asentadas pueden ser desansentadas y recuperadas con la misma tubera. Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la direccin del diferencial de presin. .- Empacaduras de compresin. .- Empacaduras de tensin. .- Empacaduras de compresin-tensin. .- Empacaduras sencillas y duales de asentamiento hidrulico. b.2.- Permanentes. Estas se pueden colocar con la tuberpia de produccin co con equipos de guaya fina. En este ltimo caso, se toman como referencia los cuellos registados en el perfil de cementacion combinado CBL-VDL-CCL-GR para obtener un asentmaiento preciso. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como parte integrante de la tbera de revestimeinto, ya que la tubera de produccin se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente, para destruirla es necesario fresarla, por lo que se les denomina tambien empacaduras perforables.

b.3- Recuperables-permanentes.

Tienen las mismas caracteristicas que las empacaduras permanentes pero pueden ser recuperadas del pozo cuando se requiera. Este tipo de empacadura se usa, preferiblemente, en condiciones medianas de presin y temperatura: hasta 7000 lpc de presion diferencial y 350F.

SEGN EL TIPO DE AGARRE:

b.4.- AGARRE SENCILLO: Son aquellos que poseen cuas por encima o por debajo del elemento sellante. Se usan en pozos de baja presin de yacimientos ya que por sus caractersticas solo resisten presiones de hasta 3000 lppc. b.5.- AGARRE DOBLE: Son aquellos que poseen cuas por encima o por debajo del elemento sellante. Se usan en pozos donde se esperan altas presiones diferenciales, resisten presiones de hasta 7000 lpc. SEGN SU FORMA DE ASENTAMIENTO:

b.6.- Mecnicos: Asientan haciendo girar la tubera de produccin y aplicando tensin o peso. Se utilizan en pozos verticales poco profundos. Resisten presiones desde 3000lpc hasta 7000 lpc. .- Hidrulicos: Asientan aplicndoles presin de fluido a travs de la tubera de produccin. Se utilizan en pozos verticales y direccionales, tambin en completaciones selectivas. Resisten hasta presiones de +-7000 lpc. .- Permanentes: Se fijan con una herramienta especial de sentamiento que puede ser de medio mecnico o elctrico bajada con guaya fina. Resiste presiones desde 10000 lpc c.- Tipos de cuerpo sellante.

3.- EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. 3.1 GAS LIFT. a. Mandriles.

4.- NIPLES a.- Niples de asentamiento. Son niples de anclaje los cuales tienen una pequea restriccin pulida en si dimetro interno (ID) que evita que las herramientas se pasen por debajo de l y permiten que otro accesorio selle dentro de l. Estos sellos no tienen un perfil. La herramienta localiza el dimetro reducido en el ID y se mantiene en posicin debido a la presin aplicada en la tubera. El standing valve por ejemplo es un accesorio frecuentemente utilizado en niples de asiento. Estos niples se utilizan para asentar bombas reciprocantes.

b.- Niples de flujo y estallido Los niples de flujo se instalan por debajo y por encima de algunos componentes en la tubera para protegerlos de daos causados por la erosin. Generalmente estn disponibles en tamaos de 4 a 10 pies de longitud y son construidos de tubera pesada, estas secciones de tubera sirven para controlar la turbulencia de los fluidos y evitar que erosionen la parte interna de la tubera.

Los niples de stallido Blast son juntas de tubera de paredes gruesas disponibles en longitudes de 2 hasta 20 pies. Los Blast joints se instalan en la tubera de completacin para soportar la accin de los fluidos que salen de las perforaciones (erosin externa.) c.- Niples de anclaje (con Perfiles). Existen dos tipos de niples de niples de anclaje, Niples tipo No-go y niples selectivos. Estos niples tienen un dimetro interno restringido o un asiento No-go en la parte inferior o en la superior, la cual localiza la herramienta de fondo que se baja. Los niples selectivos se pueden colocar en la tubera en diferentes sitios y en las que sea necesario. Los niples selectivos, en una serie, pueden tener todos el mismo perfil de anclaje y dimetro interno. En estos casos, el Niple especfico se debe ubicar determinando su profundidad. Este es el sistema ms comn. Sin embargo, algunas compaas fabrican sus niples selectivos con hasta seis diferentes perfiles Estos niples se pueden correr en una secuencia especfica con cuas especiales de acuerdo a la posicin del nicle deseado. Las cuas del mandril de anclaje aseguran que el mandril solo se anclara cuando localice el niple correspondiente a sus cuas. Este sistema no se utiliza en al actualidad. 5.- BOTELLAS. 8.- TAPONES. Se colocan en los niples asentamiento y su funcin es la de aislar zonas cubiertas a produccin asc omo asegurar el pozo y permitir aislamientos trmicos. Los tapones X XN H estn diseados para bloquear una presin superior e inferior,es colocado con un equipo de guaya fina. Cada perfil de tapones est diseado para ser asentado en niples que tengan el mismo perfil del tapn. El tapn tipo E es asentado en un asiento de asiento E. Su funcionamiento operativo es taponer, aislar arenas productoras de otras. Por su diseo de cuas permite un agarre al momento de estar asentado el tapn dle niple, permitiendo su libre funcionamiento al momento de aislar las arenas productoras. 8.1.- Tapones expulsables. Se utilizan cuando se necesita instalar un tapn en la tubera por debajo de la empacadura. Son tapones desechables, que se colocan debajo de la empacadura para aplicar la presin necesaria para asentar la empacadura.Una vez que la presin se eleva a la presin predeterminada, los pines de ruptura se fracturan permitiendo que la bola y el asiento sean expulsados debajo de la tubera. Una vez expulsados el asiento, el tapn se utiliza como gua de reentrada para guaya fina, y queda con unrea de flujo total para los fluidos de produccin. Se pueden usar en la sarta larga en caso de completaciones duales o en completaciones de una zona.

9.- CABEZAL DE POZO. 9.1- SERIES Y PRESIONES DE TRABAJO.

10.- REVESTIMIENTO DE PRODUCCIN O INYECCIN.

12.- CAMISAS O MANGAS DE PRODUCCIN DESLIZANTES. Las camisas deslizantes son el mtodo mas eficiente de circulacin entre la tubera y el anular. Este mecanismo es usado comnmente para permitir la circulacin entre la tubera de produccin y el espacio anular o para producir selectivamente Zonas productoras. Las camisas deslizantes se pueden abrir y/o cerrar utilizando mtodos de slickline bien sea con efectos de martillo hacia a bajo o hacia arriba utilziando una herramienta de enganche especial. Las camisas tienen capacidad de circulacin alta.

13.-ANCLA DE FONDO. 14.- MECANISMOS DE COMUNICACIN. 14.1 Camisas de circulacin. Son herramientas que permiten el paso del fluido en cualquier direccin protegen el bolsillo lateral de daos debido a los efectos de erosin del flujo. 14.2 Vlvulas de circulacin. Son vlvulas que se utilizan para circular en una sola direccin. Algunas estn diseadas para el flujo hacia el anular mientras que otras son diseadas para permitir flujo hacia dentro de la tubera. 14.3 Vlvulas de llanado y control (Dump-kill valves).

Estas vlvulas se instalan dentro de mandriles con bolsillos laterales, y requieren una presin diferencial predeterminada en contra de la tubera antes de que abran. Los pines de ruptura se fracturan y el fluido entra presurizado a travs de la vlvula hacia la tubera de produccin. Esta herramienta se coloca relativamente profunda en el pozo. 15.- CAMISAS Y COLGADORES. Se llaman camisas a tuberas que no vayan colgadas en el cabezal de superficie sino en nun equipo llamado colgador, el cual se fija el revestimeinto principal o al anterior. Existen 2 tipos: 15.1.- Camisas O TUBERIAS ranuradas. Se utilizan generalmente en completaciones del Mioceno. Las mismas se empacan con grava 16/25 o 12/16 como medio de control de arena para producir los fluidos del yacimiento sin problemas. El criterio para seleccionar el dimetro de la camisa ranurada se basa en que el espesor mnimo a empacar entre esta y el revestimiento principal no debe ser menor a 1 pulgada. 15.2.- CAMISAS LISAS. Se utilizan en pozos con perdida de circulacin en la zona a producir. En este caso el revestidor principal se asienta en el tope del intervalo objetivo, se perfora en hoyo c on un FDP en funcin de la presin de formacin, se baja la camisa y se cementa en toda su extensin. El colgador debe quedar entre 200 y 300 pies por encima d ela zapata del revestidor principal. Las camisas mas comunes son las de 4 y 5. INSERTAR DIBUJOS DE TUBERAS RANURADAS.

16.- JUNTAS DE SEGURIDAD. Las juntas de seguridad generalmente son instaladas por encima de las empacaduras. Si la empacadura se atasca, la junta de seguridad se separa en dos y la tubera se puede recuperar y permite utilizar una tubera para pescar ms resistente donde se pueda utilizar Martillos que permiten recuperar la empacadura. Las juntas de seguridad pueden ser diseladas en los modelos de Halar para romper o Rotacin para romper. 17.- VLVULAS DE SEGURIDAD. Existen dos tipos principales de vlvulas de seguridad de subsuelo:

17.1 Vlvulas de seguridad controladas desde el subsuelo (SSCSV). Este tipo de vlvula de seguridad se controla debido a las condiciones del pozo. Cuando la presin de fondo o la velocidad de flujo llega a determinados parmetros de calibracin la vlvula se cierra. Estas vvulas se activan por diferenciales de presin creados por el incremento de la velocidad del fluido lo cual ocurre cuando la integridad de la tubera de produccin porencima se ve afectada. Estas vvulas se asientan en un Niple colocado en la tubera.

17.2 Vlvulas de seguridad controladas desde la superficie (SCSSV). Estas vlvulas se seguridad se controlan desde la superficie mediante la aplicacin de presin hidrulica aplicada a travs de uuna lnea de control que permite operar la vlvula. La presin se utiliza para mantener la vlvula abierta. Si la presin hidrulica se deja escapar la vlvula se cierra, las SCSSVs cierran el flujo del pozo totalmente, produciendo un sello hermtico. Estas vlvulas CSSVs pueden ser recuperables por guaya o recuperables con la tubera, las vlvulas de tubera solo se recuperan si se sacan la tubera d ela completacin. Las recuperables por wireline tambin son controladas desde la superficie y deben ser instaladas en un Niple de asiento tipo hidrulico o dentro del perfil secundario de una vlvula de tubera bloqueada permanente abierta 17.3 Standing valve o vlvulas cheke de fondo. Estas vlvulas permiten flujo en una sola direccin y se pueden asentar en un niple de asiento o en un niple de anclaje, una vez anclada, permiten que el fluido entre libremente en la tubera, mientras que la presin aplicada por encima aprisiona la bola contra el asiento de sello. Las standing valves generalmente etn equipadas con igualador interno que permite equilibrar las presiones al momento de recuperarla. Es imprescindible igualar presiones antes de recuperar esta vlvula para evitar que los diferenciales de presin la traben, la funcin mas comn de esta vlvula es asentar empacaduras de sentamiento hidrulico.

18.- PUP JOINT. 19.- ZAPATA GUIA O DE REFERENCIA 20.- NIPLE PULIDO.

21.- SEPARADOR SELLANTE. 22.- GUIA DE REENTRADA. 23.- NIPLE PUNTA BISELADA. Se coloca en el extremo de la sarta y su funcin es la de servir de gua a la tubera al pasar por dentro del obturador permanente. 24.- NIPLE SELLO. Van colocados inmediatamente por arriba del niple biselado y su funcin es la de sellar el espacio entre la parte externa de la tubera con la interna del obturador permanentemente. La longitud de los niples sellos a usar entre 10 y 25 pies. 25.- LOCALIZADOR. Es un niple que tiene su dimetro externo de mayor dimensin que el dimetro interno del obturador. Este equipo va colocado por encima de los niples sellos y su funcin es localizar el obturador permanente para efectuar un adecuado espaciamiento de la tubera. 26.- MANDRILES O DISPOSITIVOS REMOVIBLES DE FIJACIN.

27.- ACOPLES DE FLUJO.

28.- JUNTAS DE EROSION Y JUNTAS DE IMPACTO

29.- ESTRANGULADOR DE FONDO.

30.- REGULADOR DE FONDO.