5 Equipo Subsuperficial

8/10/2019 5 Equipo Subsuperficial

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EVALUACION DE YACIMIENTOS

EQUIPOS SUBSUPERFICIALES Pgina 1

INDICE

1. Introduccin .................................................................................................... 42. Funciones del equipo subsuperficial ............................................................ 43. HERRAMIENTAS DE TERMINACION ............................................................. 44. Propiedades Fsicas del Acero ...................................................................... 5

4.1. Esfuerzo del Punto Cedente .................................................................... 54.2. Ductilidad .................................................................................................. 64.3. Dureza ........................................................................................................ 6

5. Sarta de Tubera .............................................................................................. 65.1. Funcin...................................................................................................... 75.2. Grado del Acero de tas Tuberas ............................................................. 75.3. Dimetro de las Tuberas ......................................................................... 85.4. Conexiones de las Tuberas .................................................................... 85.5. Conexiones de las Tuberas .................................................................... 8

5.5.1. Conexiones NU................................................................................... 85.5.2. Conexiones EUE ................................................................................ 8

5.6. Clasificacin de las Tuberas .....................................................................5.6.1. Tuberas de Alta Resistencia ............ Error! Marcador no definido. 5.6.2. Tuberas de Baja Resistencia ............ Error! Marcador no definido.

5.7. Inspeccin de la Tubera .......................................................................... 95.7.1. Visual................................................................................................... 95.7.2. Prueba Hidrosttica ........................................................................... 95.7.3. Prueba Electromagntica .................................................................. 9

5.7.4. Prueba mediante Partculas Magnticas ........................................ 105.8. Criterios de inspeccin de la Tubera ................................................... 10

6. Empacaduras de Produccin ....................................................................... 106.1. Definicin ................................................................................................ 106.2. Funcin .................................................................................................... 116.3. Utilidad..................................................................................................... 116.4. Elementos bsicos .............................................................................. 11


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EQUIPOS SUBSUPERFICIALES Pgina 3

11.2 Completacin doble con tuberas de produccin paralelas y mltiplesempacaduras de producc in 27

11.3 Completacin Triple..2811.4 Completacion hor izontal..2912. Conclusiones.31

13. recomendaciones ...........................................................................................31

14. Bibliografa


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1. INTRODUCCION

Tienen por finalidad llevar los fluidos desde la formacin productora hasta el cabezal del pozo enforma segura, para el personal y las instalaciones.

2. FUNCIONES DEL EQUIPO SUBSUPERFICIAL Comunicar a la arena productora con el fluido de pozo, controlando las presiones de fondo. Permitir la circulacin de los fluidos de formacin desde el fondo de pozo hasta la

superficie. Soportar las presiones del flujo de los fluidos. Controlar a travs de la tubera las velocidades de circulacin

3. HERRAMIENTAS DE TERMINACION

Los principales componentes del equipo de subsuelo son:

SARTA DE TUBERA EMPACADORES EQUIPOS ADICIONALES PARA LATERMINACIN. EQUIPOS ADICIONALES PARA LAPRODUCCIN


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4. PROPIEDADES FSICAS DEL ACERO

4.1. Esfuerzo del Punto Cedente

Las pruebas de tensin se usan para la informacin sobre Las resistencias de los materialesusados. En esta prueba se somete una porcin del material de tamao convencional a unaumento gradual de la carga.

Para cargas relativamente bajas, la elongacin del material es linealmente proporcional a la cargaaplicada. No ocurren deformaciones permanentes del material y se dice que el material seencuentra en el rango elstico de la curva, donde la carga es funcin de la elongacin.

A medida que la carga contina aumentando, se llega a un punto en la mencionada curva dondese obtiene elongacin sin aumento de la carga. Este punto se conoce como Punto Cedente.

Los aumentos de cargas, a partir del punto cedente, ocasionan deformaciones permanentes delmaterial (rango plstico) hasta que fsicamente la seccin de prueba se rompe (punto de ruptura).


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4.2. Ductilidad

Es la propiedad que poseen algunos materiales de deformarse en el rango plstico, sinfracturarse. Por lo tanto, un material con una ductilidad aita se deforma apreciablemente antes deromperse.

4.3. Dureza

Se refiere a la propiedad que posee un material para resistir a la formacin de una fracturaquebradiza. La dureza o resistencia al impacto se mide mediante la Prueba del Impacto deCharpy. Esta consiste en golpear y fracturar una seccin de prueba con un pndulo enmovimiento. Cuando el material falla, se dice que experimenta una fractura dctil o una fracturaquebradiza.

5. SARTA DE TUBERA

Uno de los aspectos ms importantes en las operaciones de perforacin es la adecuada Seleccinde Tuberas. La capacidad para resistir presiones y cargas bajo determinadas condiciones defuncionamiento es un factor muy importante para la seguridad y economa de perforacin yproduccin del pozo.


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5.1. Funcin.

Es llevar el fluido desde la formacin productora hasta el cabezal del pozo.

Estas tuberas pueden ser de diferentes dimetros y a travs de esta se mantiene el control de laproduccin o inyeccin; igualmente facilita las operaciones de servicio en el pozo, tales comotrabajos de guaya fina seleccin.

La seleccin y diseo de una tubera, es una parte fundamental en la completacin de un pozo,para ello existen un conjunto de prcticas aceptables, entre las cuales se pueden citar lasestablecidas por el API (American PetroleumInstitute)

Valores mximos y mnimos de los esfuerzos cedentes. Valores mnimos de presin interna cedente. Porcentaje mnimo de elongacin en secciones de prueba de dos pulgadas de largo, o Valores de dureza tpica. Torque recomendado. El lmite mximo de los esfuerzos cedentes y la mnima elongacin son factores muy

importantes y los cuales son tomados muy en cuenta por tos fabricantes.

5.2. Grado del Acero de tas Tuberas

Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composicin qumica, propiedadesfsicas y mecnicas de la tubera. Las cuales se pueden identificar por cdigo de bandas decolores.

Cada grado tiene designado una letra y un nmero como por ejemplo:

K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110.


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La designacin numrica refleja el esfuerzo cedente mnimo del material. Este esfuerzo puede sersuficiente para soportar fuerzas en la tubera causadas por cambios de presin y temperatura a

profundidad. Cuando se requieran tuberas que deben soportar mayores esfuerzos que una de grado J-

55 se puede usar. N-80.C-75 o C-95. La tubera de grado C recibe tratamiento trmico 1 para darle mayor dureza.

5.3. Dimetro de las Tuberas

Es seleccionado sobre la base de la tasa de flujo o bombeo estimado para el pozo.

La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un Anlisis de Curvas basado en elComportamiento de Influjo del Yacimiento y la Tubera.

Los ms comunes: 2 3/8", 2 7/8", 3 1/2", 4 1/2", 5.0" 5 1/2" 6

5/8", 7" 9 5/8" 10 3/4".

5.4. Conexiones de las Tuberas

Es el dispositivo mecnico que se utiliza para unir tramos de tubera, equipos de fondo yaccesorios para formar una sarta de tubera con caractersticas geomtricas y funcionales

especficas.Estas juegan un papel muy importante dentro del diseo de la sarta de produccin o inyeccin,debido a que:

Ms del 90% de las fallas que sufren las sartas de tubera se originan en las conexiones. Estas representan entre el 10% de la longitud total de la tubera y el 50% del costo total de

sta.

5.5. Conexiones de las Tuberas

Existen los siguientes tipos de conexiones:

5.5.1. Conexiones NU

Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo.

5.5.2. Conexiones EUE

Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. stas son las msutilizadas porque provee un servicio confiable a la mayora de los pozos.


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5.5.3 conexiones hydr ill

tienen conexiones lisas y largas de sello metal-metal.

5.6. Inspeccin de la Tubera

5.6.1. Visual

Toda la tubera que se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada visualmente antes de ser

instalada. Algunos efectos que se pueden detectar visualmente:

Defectos de fabricacin (Roturas, abolladuras, soldaduras) Defectos de la fabricacin de sus roscas. Daos que puedan ocurrir en el cuerpo de la tubera durante el transporte y manejo de las

mismas.5.6.2. Prueba Hidrosttica

Una vez que la tubera se instala en el pozo se le hace este tipo de prueba.

Estas se realizan a presiones por el orden de 80% del esfuerzo cedente mnimo. Sin embargo,una prueba hidrosttica exitosa no representa una garanta suficiente de que no existan defectosen la fabricacin de las tuberas sometidas a tales pruebas.

5.6.3. Prueba Electromagntica

En este mtodo se introduce en la tubera un cable conductor en forma de resorte para medir larespuesta de la tubera al paso de corriente. Existen varios mtodos para realizar estas pruebas ycada uno de ellos se identifica mediante la empresa que lo patrocina.


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Generalmente, en cada uno de esos mtodos se investigan: Defectos internos de la tubera.Corrosin.

5.6.4. Prueba mediante Partculas Magnticas

En este mtodo se introduce un campo magntico en la tubera. Esto permite que partculasregadas en la parte externa de la tubera, se alineen para indicar defectos longitudinales de ella.

Este mtodo no es tan confiable como el electromagntico, ya que solo se limita a la parte externade la tubera.

5.7. Criterios de inspeccin de la TuberaGeneralmente los criterios de inspeccin son diferentes para cada empresa, pueden ser lossiguientes:

Para tuberas nuevas de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visuales de manera muycuidadosa, ya que generalmente no presentan defectos de fabricacin.

Para tuberas nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una inspeccinelectromagntica. Aquellas tuberas que presenten defectos de 5 a 12,5% de su espesor de paredno deben usarse.

Acoplamientos de tubera de grado C-75 y mayores deben ser inspeccionadas con el mtodo departculas magnticas, y por el mtodo visual.

Tubera de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas con el mtodo electromagntico, sipresentan defectos de corrosin.

6. EMPACADURAS DE PRODUCCIN

6.1. Definicin

Una empacadura de produccin es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar unsello entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento {o la tubera de produccin y elhoyo abierto).


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6.2. Funcin

Su funcin es evitar el movimiento vertical de fluidos, desde la empacadura por el espacio anular.Las empacaduras de camisa y los colgadores de tensin se incluyen entre los tipos deempacadura, sin embargo, no se utilizan como empacaduras de produccin.

6.3. Utilidad

Las empacaduras de produccin se utilizan para:

Proteger la tubera de revestimiento del estallido, bajo condiciones de alta produccin opresiones de inyeccin. Proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. Prevenir la migracin de fluidos entre zonas a travs de las perforacin o fugas de tubera

de revestimiento. Aislar perforaciones y produccin en completaciones mltiples, Proteger la tubera de revestimiento de colapso por el uso de un fluido sobre La

empacadura en el espacio anular entre la tubera de produccin y la tubera derevestimiento.

6.4. Elementos bsicosde los empacadores

Les elementos bsicos de una empacadura son: bsicos

Cuas. Sellantes. Dispositivos de friccin. Anclas hidrulicas.

6.5. Cuas


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Las cuas pueden ser de una variedad amplia de forma. Es descabale que posean un reasuperficial adecuada para mantener la empacadura en posicin, bajo los diferenciales de presin

previstos a travs de las empacaduras. Las cuas se deben reemplazar si ya han utilizado unavez en el pozo.

6.6. Sellantes

Estos elementos son normalmente constituidos con un producto de goma de nitrito ya que se hacomprobado que son superiores cuando se utilizan en rangos de temperatura normal a media.

Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante es comprimido para formar un sellocontra la tubera de revestimiento. Durante la compresin, el elemento de goma se expande entreel cuerpo de la empacadura y la pared de la tubera de revestimiento.La maleabilidad de) elemento sellante para retomar a su forma original cuando se quitan lasfuerzas compresivas, causan que la empacadura se pegue contra la pared de la tubera derevestimiento.

6.7. Disposi tivos de Friccin

Los elementos de friccin son una parte esencial de muchos tipos de empacadoras paraasentaras y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloques defriccin y, si estn diseados-apropiadamente, cada uno de stos, proporciona las fuerzas desostenimiento necesarias para asentir la empacadura,

6.8. Anclas Hidrulicas

Las anclas hidrulicas o sostenedores hidrulicos proporcionan un mtodo confiable para preveniral movimiento que tiende a ocurrir en una empacadura cuando se aplica una carga en la direccinopuesta a las cufias principales, ya que estn diseadas para sostener la empacadura.

7. TIPOS DE EMPACADORES

Las empacaduras pueden ser agrupadas de acuerdo con los mtodos de asentamiento, la

direccin de la presin a travs de la empacadura y numero de orificios a travs de empacadura.Principalmente existen los siguientes tipos:

- Recuperables- Permanentes.

7.1. Recuperables

Se bajan con lambera de produccin o tubera de perforacin y s pueden asentar, porcomprensin, mecnica e hidrulicamente. Despus de asentadas pueden ser desasentadas y

recuperadas con la misma tubera.


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Empacaduras recuperables de tensin: Estas empacaduras se asientan rotando la tubera deproduccin de vuelta a la izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de

la tubera de manera tal de compensar la tensin y luego se rota la tubera a la derecha devuelta, de manera que las cuas vuelvan a su posicin original.

Empacaduras recuperables de compresin tensin: Estas empacaduras se asientan porrotacin de la tubera ms peso o con rotacin solamente. No se desasientan por presionesaplicadas en cualquier direccin, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presin desdearriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotacin de la tubera deproduccin hacia la derecha.

Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidrulico: La principalventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidrulico, es que la tubera


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eductorapuede ser corrida en el pozo y el cabezal de produccin instalado antes del asentamientode la empacadura.

7.2. Permanentes

Estn diseados para pozos de alta presin y temperatura, en completaciones donde se preveantrabajos de fractura en el futuro. En completaciones electivas y principalmente en pozosexploratorios donde no se conocen las caractersticas del yacimiento.Estas se pueden colocar conla tubera de produccin o con equipo de guaya fina.

Forma parte del revestidor, ya que al estar anclada hay que fresarla para su remocin, por lo quefrecuentemente se les denomina empacaduraperforable.

8. EQUIPOS ADICIONALES PARA LA COMPLETACIN- Niple de asiento- Mangas- Mandriles- Mandriles de bolsillo lateral- Juntas de Expansin- Junta de Erosin- Off OnTool


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- POP8.1. Niple de Asiento

Es un dispositivo tubular conectado a la tubera de produccin que se coloca a una determinadaprofundidad. Internamente son diseadas para controlar la produccin en la tubera.

Bsicamente existen dos tipos de nples de asiento:

- Selectivos.- No selectivos.

8.1.1. Niple de Asiento: Selectivo

Su principio de funcionamiento est basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con lasllaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados ms de uno en una corrida detubera de produccin, siempre que tengan la misma dimensin interna.

Se utiliza para:

- Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.- Probar la tubera de produccin.- Colocar vlvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medicin.- Servir como un punto de referencia

8.1.2. Niple de Asiento: No Selectvo

Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento estener una disminucin de dimetro llamado no pasa (NOGO). Para localizar los dispositivos de


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cierres: por lo tanto, el dimetro exterior del dispositivo deber ser ligeramente mayor que eldimetro interno ms pequeo.

En el mercado, existen mltiples marcas disponibles, entre ellas las OTIS. Con sus modelos XN yRN.

Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento estener una disminucin de dimetro llamado no pasa (NOGO), para localizar los dispositivos decierres: por !o tanto, el dimetro exterior del dispositivo deber ser ligeramente mayor que eldimetro interno ms pequeo.

En el mercado, existen mltiples marcas disponibles, entre ellas las OT1S, con sus modelos XN yRN.

8.2. Mangas

Definicin. Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe abrirse o cerrarsepor mtodos de guaya, para permitir la comunicacin o separacin de los fluidos hacia la tubera.Estas permiten, traer pozos a produccin, matar pozos, lavar arenas y la produccin de pozos de

mltiples zonas.Las mangas pueden ser utilizadas como:

a. MANGAS DE CIRCULACIN

b. MANGAS DE PRODUCCIN

8.2.1. Mangas de Circulacin

Son dispositivos que se colocan sobre a primera empacadura. Se inyecta a travs del anular unfluido liviano que permita desplazar el fluido de completacin y aligerar la columna de fluido


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existente en el pozo para crear un diferencial suficiente en el fondo del pozo y traerlo aproduccin. Se coloca en la tubera de menor dimetro y en caso de no tener mandriles de gas lift

se pueden usar para la inyeccin de gas.8.2.2. Mangas de Produccin

Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero nunca frente, con elpropsito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga de produccin ocasionandoflujo turbulento en la cara de la manga y como consecuencia una posible obstruccin al paso defluidos.

8.3. Mandriles de LAG

Estos son diseados para instalarse en los controles de flujo, como vlvulas para levantamientoartificial con gas, en la tubera de produccin. Existen dos tipos bsicos de estos mandriles. Elprimer tipo, consiste en un mandril estndar, con perforaciones en el lado exterior de la camisahacia el revestidor y el fondo de la misma est comunicado con la tubera de produccin. En elsegundo tipo, las perforaciones estn en el interior hacia la tubera de produccin y el fondo de lamisma est en contacto con el espacio anular.

8.4. Juntas de Expansin

Definicin. Es una herramienta que est compuesta bsicamente de dos componentes principalesque son el cuerpo o camisa y el mandril deslizante.


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Ventajas

- Acople rpido de J triple.- Permite el uso de tapones tipos X.- Desconecta la tubera sin desasentar la empacadura.

8.6. P.O.P. (Tapn Expulsable por bombeo)

Definicin. Es utilizado en las completaciones donde se utilizan empacaduras de asentamientohidrulico, as como tambin con las empacaduras mecnicas donde sea necesario probar la sartade Completacin.

Ventajas

Para taponear provisionalmente las sartas de Completacin o tubera. Permitiendo probar lamisma y/o asentamiento de la(s) empacaduras hidrulicas.

Medidas

23/8" 27/8", 31/2", 41/2", segn requerimientos del cliente.

8.7.CrossoverAdaptador de cruce de rosca y dimetro

Aplicacin Sartas de terminacin (Pruebas, TCP- DST etc)


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Clasificacin

Los equipos para la produccin son los siguientes:

Igualador sustituto.

Tapones recuperadores de eductor.

Estranguladores de fondo.

Reguladores de fondo.

Vlvulas de seguridad.

9.1.1. Igualador Sustituido

Estos dispositivos ofrecen un medio para igualar la diferencia de presin a travs de un equipo decontrol subsuperficial, antes de que sea reabierta o reintegrada la tubera de produccin.

Son usualmente colocados ente el control de produccin y el dispositivo de cierre.

9.1.2. Tapones recuperables de eductor

Son empleados para taponar la tubera de produccin y tener posibilidad de realizar asi trabajos

de mantenimiento y reparacin subsuperficial.Existen 3 tipos bsicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en los niples o entubera de produccin y recibir as presin por encima, por debajo o en ambas direcciones, bajocondiciones de operacin.

Los tapones X, XN, H estn diseados para bloquear una presin superior e inferior ,el cuales colocado con un equipo de wire line.

Cada perfil de tapones estn diseados para ser asentados en niples que tengan el mismo perfilque tenga el tapn.

El tapn tipo E, es asentado en un niple asiento E.

Su funcionamiento operativo es taponear, aislar arenas productoras de otras.

El tapn tipo X, tambin puede ser usado en las camisas de circulacin tipo X, para detectarcualquier fuga que pueda existir en la camisa.


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Estos son dispositivos diseados para cortar el flujo en un pozo en caso de una falla o dao enalgn equipo de superficie.

9.1.5. Vlvulas de seguridad de control subsuperficial

Estas vlvulas cumplen su funcin de cierre del flujo cuando existe una variacin en lascondiciones de fondo, sin que se requiera de ninguna fuente emisora de seal en la superficie.

Funciones.

Es utilizada en todos los pozos. Proteccin en caso de fallas en instalaciones superficiales. Funcion, cierre automtico de emergencia del pozo

Cierre por control remoto manual, controlado en locacin desde sala decontrol. Requiere de pruebas en forma rutinaria. Se constituye en una barrera ms de seguridad del pozo Reciben varios nombres segn el fabricante (SSSV, TRSV, DHSV)

Tipos

Existen dos tipos de estas vlvulas: vlvula de seguridad operada por presin y vlvula deseguridad diferencial.

Vlvula de seguridad operada por p resin

Emplea una cpula o domo y un fuelle. Este tipo de vlvula permite el manejo de un gran volumende fluido o gas mientras mantiene un seguro control del pozo.

Vlvula de seguridad diferencial


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Opera bajo el principio de una barra y un resorte de presin. Estos dispositivos son empleadospara proteccin contra el flujo incontrolado, por causa de dao o falla del equipo de seguridad

superficial.Completacion a agujero abierto:

Este tipo de completacin se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no seespera produccin de agua/gas ni produccin de arena derrumbes de la formacin.

Empaque con grava a hueco abiertoQue se utiliza en pozos cuyas niveles productores son estructuralmente dbiles, que ofrecen pocaresistencia a la fuerza originada por los fluidos que arrastran arena desde el interior de laformacin al fondo de pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo de fondo comolos filtros y las vlvulas, con la consiguiente obstruccin final del flujo de la mezcla dehidrocarburos.

Objetivo:Proporcionar mediante la grava, una barrera mecnica que sirva de filtro para detenerla entrada de arena de formacin al hoyo. Aplicaciones: Este mtodo se aplica en los pozos con:


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Problemas severos de produccin de arena de formacin. Historia moderada de produccin de arena, pero que estn programados para ser inyectados convapor.


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Completacin sencilla convencional: Esta tipo de completacin se realiza para la produccinuna sola zona, a travs de la tubera de produccin.

Completacin sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras medianteempacaduras, produciendo a travs de mangas vlvulas de circulacin con una sola tubera deproducion.


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Completacin doble con tuberas de produccin paralelas y mltiples empacaduras deproduccin: Mediante este diseo se pueden producir varias zonas simultneamente y porseparado a travs del uso de tuberas de produccin paralelas y empacaduras dobles.

Ventajas:

o Se puede producir con levantamiento artificial por gas.o se pueden realizar reparaciones con tubera concntricas y con equipo manejado a

cable en todas las zonas

Desventajas:

o Alto costo inicialo Las reparaciones que requieran la remocin del equipo de produccin pueden ser

muy costosaso Las tuberas y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.


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Completacion horizontal.

Conclusiones

La seleccin y diseo de equipo subsuperficial va depender de las condiciones mecnicas delpozo y las caracterstica propias del yacimiento

La empacadura generalmente se considera la herramienta ms importante del pozo en la tuberade produccin.

La seleccin de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el conocimientode las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una seleccin preliminar esnecesario recabar la siguiente informacin y verificar que la empacadura seleccionada cumpla concada uno de los siguientes aspectos:

a. Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes Recuperables).b. Tipo de completacin.c. Direccin de la presin.


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d. Procedimiento de asentamiento de la empacadura.e. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.

Mediante el desarrollo de este tema hemos logrado ampliar el conocimiento sobre los equipos desubsuelo, su funcionamiento y aplicacin de los diferentes tipos de herramientas.

Recomendacin

Realizar el clculo de fuerzas a las cuales van a estar expuestos los equipos subsuperficiales

Lo ideal sera ir a las empresas que tienen este tipo de herramientas subsuperficial y poderobservarla visualmente para conocerlas en la realidad

Conociendo que el 90% de fallas x fatigas en la sarta se da en las conexiones debemos en tomaren cuenta el tipo de conexin apropiado proporcionando el torque permisible al enrrosque siendolas ms recomendable las de conexin IEU donde este tipo de conexin son las ms fuertes.

Bibliografa

CIED. Completacion y reacondicionamiento de pozos.

Fundamentos de produccin y mantenimiento de pozos.

Sonatrachs.book artificial lifts.

Sonatrachs Well completions.Terminacion y mantenimiento de pozos.

Manual de completacion.Schlumberger.

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