crudos pesados

1. 1
INTRODUCCIÓN
Hoy en día los crudos pesados y extrapesados están abarcando los
índices productivos más elevados del mundo en cuando a explotación
petrolera, es por ello que se han venido desarrollando tecnologías aplicables
para recuperar las mayores cantidades posibles de este crudo.
El manejo de este tipo de crudo involucra y trae consigo una serie de
problemáticas desde el momento que se aplica la recuperación mejorada
hasta que es almacenado o enviado hasta su destino bien sea refinería o
transporte internacional.
Los métodos de recuperación mejorada son los más adecuados para
extraer y producir los crudos pesados y extrapesados, es por ello que se
deben estudiar minuciosamente, las características más predominantes que
posea el yacimiento así como también estudiar la caracterización del crudo
para su previo tratamiento en superficie , como la desulfuración ,
deshidratación, separación entre otros.
Durante el desarrollo de este trabajo investigativo se llevaran a cabo, la
selección de un método de recuperación mejorada, mecanismo de
levantamiento artificial y los diferentes tratamientos que se deben hacer de
acuerdo a la caracterización del crudo que posea el pozo QQ-1.

2. 2
BASES TEORICAS
A continuación se presentan datos de un pozo productor de crudo pesado.
Se requiere realizar un análisis de las características y condiciones de la roca
y los fluidos presentes y señalar ¿Qué mecanismo térmico de recuperación
mejorada aplicaría y qué tipo de levantamiento artificial utilizaría? Justificar
sus respuestas.
POZO QQ-1
El petróleo en el pozo QQ-1 se encuentra a una profundidad de 1800’ y
espesor de 140’ con una permeabilidad de 2000 md y porosidad de 40%. La
gravedad promedio es de 8° API con un contenido de azufre de
aproximadamente 10%. La viscosidad de este crudo es de 5000 cps, con
saturación de petróleo de 80%. Datos adicionales: Pyac = 2000 lpc.
Producción = 500 BND. Mecanismo impulsor predominante: Gas en solución.
%AyS = 10.
¿El Pozo se Encuentra en Condiciones Óptimas de
Producción?
Según los datos de caracterización del pozo y condiciones del yacimiento, se
puede decir que el pozo QQ-1, está en condiciones de producción esto se
dedujo gracias a la presión que aporta el yacimiento (pyac= 2000 lpc) y a la
tasa (Q) reflejada que equivale a 500 barriles normales por día (BND), a
pesar de que la Q de producción diaria no es excelente dentro de los rangos
de este tipo de pozos con estas características se puede razonar como una
producción bastante buena, esto se pudiese considerar ya que el crudo que
se produce por medio de este pozo es un crudo pesado de 8 °API.
Seguidamente de acuerdo a lo antes expuesto se puede decir que el

3. 3
yacimiento posee una excelente transmisibilidad y un buen espacio poroso,
lo que significa que los fluidos que se desplazan dentro de la roca yacimiento
se pueden mover con facilidad hacia la zona cañoneada o de producción del
pozo QQ-1.
De la misma manera es recomendable realizar al pozo para mejorar su
producción, la aplicación de un método de recuperación mejorada, ya que el
pozo puede aportar mayores tasas de producción si se le aplica un
calentamiento al crudo mejorando su viscosidad y la movilidad del mismo,
para el pozo QQ-1 es aceptable la aplicación de una inyección continua de
vapor.
¿Qué Mecanismo de Recuperación Mejorada Recomienda?
De acuerdo a los criterios de selección de mecanismos de recuperación
mejorada de petróleo, emanados por Paris M. en el libro de Ingeniería de
yacimientos III, se llegó a la deducción que el mecanismo de recuperación
mejorada que mejor se adapta a este pozo es; inyección continua de vapor; a
continuación en la tabla n° 1 se muestran los criterios de diseño de una
inyección continua de vapor:

4. 4
TABLA N° 1: Criterios de Diseño de la Recuperación Mejorada con
Inyección Continúa de Vapor.
PETROLEO
viscosidad 20-1000cp
Gravedad < 25°API
composición No critica
YACIMIENTO
Espesor > 20 pies
Profundidad 300-3300 pies
Saturación de petróleo >500 Bbls (acre-pie)
Transmisibilidad Kh/µ >100 md-pies/cp
permeabilidad >200md
AGUA
Las propiedades del agua de formación son críticas. El agua para la
generación del vapor debería ser relativamente suave, ligeramente alcalina,
libre de oxígeno, de sólidos, de petróleo, de h2s y de hierro disuelto.
LITOLOGIA
Contenido de arcillas bajo
FACTORES FAVORABLES
Alto Øh
Bajo costo de los combustibles
Disponibilidad de los pozos que puedan ser utilizados
Alta alcalinidad del agua
Alta densidad de pozos
Alto espesor neto con relación al total
FACTORES DESFAVORABLES
Fuerte empuje de agua
Capa grande de gas
Fracturas extensivas
Fuente:Paris M. (1998) Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos III.
Una vez reflejado los criterios de diseño tanto de la roca, como del crudo y
el pozo, se puede decir que el pozo QQ-1 cumple con los criterios de diseño
de la inyección continua de vapor, como método de recuperación mejorada.
De la misma manera se pude decir que este pozo posee condiciones optimas

5. 5
para que el vapor se transporte fácilmente y asi de esta manera el crudo
adopte las condiciones necesarias para producirlo de una manera mas
eficiente.
La inyección continua de vapor forma parte de la recuperación térmica del
petróleo es por ello que se debe realizar un breve desarrollo acerca de este
tipo de recuperación antes de desarrollar las bases teóricas del criterio de
diseño seleccionado para el pozo QQ-1.
Recuperación Térmica del Petróleo
La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o
última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos
se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial
del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del
yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para
facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se
utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el bombeo forzado para
removerlo hacia la superficie.
Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la
producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía
adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la
inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña
extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de
mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el
tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se
encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza

6. 6
a entregarle a la misma energía química y térmica con el fin de aprovecharlo
y recuperar al máximo la producción.
Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar
este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y
cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.
El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa
primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto de la cantidad original
de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de
trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al
máximo el rendimiento económico y útil del mismo.
Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta
información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las
condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante
ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la
morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las
bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo
mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación
asistida.
En la actualidad existen métodos para producir, tratar, almacenar y
transportar crudos pesados eficientemente, también existen modelos
matemáticos y metodología probada para obtener las condiciones mínimas
de viscosidad de los crudos en el fondo del pozo, de tal manera que un pozo
de petróleo pesado podría ser producido como un pozo de petróleo mediano,
incrementando de esta manera las reservas recuperables del yacimiento. Los
Métodos de recuperación térmica han demostrado ser los más eficientes en
la recuperación de petróleos pesados de los cuales en este trabajos
explicaremos algunos de ellos entre los cuales se encuentran la Inyección de

7. 7
de agua caliente, Inyección continua de vapor y la combustión en sitio en sus
tres modalidades (hacia delante, en Reverso y humada).
Inyección continúa de vapor
La inyección continua de vapor es un proceso de desplazamiento, y como
tal más eficiente desde el punto de vista de recuperación final que la
estimulación con vapor. Consiste en inyectar vapor en forma continua a
través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de
inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de
agua.
En la actualidad se conocen varios proyectos exitosos de inyección continua
de vapor en el mundo, muchos de los cuales fueron inicialmente proyectos
de inyección cíclica, que luego se convirtieron a inyección continúa en vista
de las mejoras perspectivas de recuperación: 6-15% para cíclica vs. 40-50%
para continua.
La inyección continua de vapor difiere apreciablemente en su
comportamiento de la inyección de agua caliente, siendo esta diferencia
producto únicamente de la presencia y efecto de la condensación del vapor
de agua. La presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas
del crudo se destilen y sean transportados como componentes hidrocarburos
en la fase gaseosa.
Donde el vapor se condensa, los hidrocarburos condensables también lo
hacen, reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación.
Además, la condensación del vapor induce un proceso de desplazamiento
más eficiente y mejora la eficiencia del barrido. Así, el efecto neto es que la
extracción por inyección continua de vapor es apreciablemente mayor que la
obtenida por inyección de agua caliente.

8. 8
Es un proceso de desplazamiento que consiste en inyección de vapor a
través de un cierto número de pozos adecuados para tal fin (inyectores) para
producir petróleo por los pozos adyacentes (productores). El calor del vapor
inyectado reduce la viscosidad del petróleo a medida que este es barrido
hacia el pozo productor.
Proceso de la Inyección Continua de Vapor
El petróleo en la vecindad del extremo de inyección es vaporizado y
desplazado hacia delante. Una cierta fracción del petróleo no vaporizado es
dejada atrás. El vapor que avanza se va condensando gradualmente, debido
a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes, generando así una
zona o banco de agua caliente, el cual va desplazando petróleo y
enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la temperatura
original del yacimiento. Desde este punto en adelante el proceso de
desplazamiento prosigue tal como en la inyección de agua fría. Así, se puede
observar que se distinguen tres zonas diferentes: la zona de vapor, la zona
de agua caliente y la zona de agua fría. Por lo tanto, el petróleo recuperado
en el proceso es el resultado de los mecanismos operando en cada una de
estas zonas.
La recuperación de petróleo obtenida en la zona de agua fría será
aproximadamente igual a la calculada para la inyección de agua
convencional, excepto que la fase efectiva de inyección será mayor que lo
que se inyecta como vapor, debido a la capacidad expansiva del vapor.

9. 9
Mecanismos de Recuperación en Inyección Continua de
Vapor
Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera,
el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación
por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la
destilación por vapor el más importante. Otros fenómenos que contribuyen a
la recuperación de petróleo son la extracción con solventes, empuje por gas
en solución y desplazamientos miscibles por efectos de la destilación por
vapor. Las magnitudes relativas de cada uno de estos efectos dependen de
las propiedades del petróleo y del medio poroso en particular.
En la zona de agua caliente, la recuperación de petróleo está gobernada
básicamente por las características térmicas del petróleo envuelto. Si la
viscosidad del petróleo exhibe una drástica disminución con aumento de la
temperatura, la zona de agua caliente contribuirá considerablemente a la
recuperación de petróleo. Si por el contrario, el cambio en la viscosidad del
petróleo con temperatura es moderado, los beneficios obtenidos con el agua
caliente serán solo ligeramente mayores que los obtenidos con inyección de
agua fría convencional. Sin embargo, la expansión térmica del petróleo aún
será responsable de una recuperación del orden del 3% al 5% del petróleo in
situ.
En la zona de vapor, el efecto predominante es la destilación con vapor.
Este fenómeno básicamente consiste en la destilación por el vapor de los
componentes relativamente livianos del petróleo no desplazado por las zonas
de agua fría y caliente, los cuales se caracterizan por una alta presión de
vapor. La presencia de la fase gaseosa y la alta temperatura originan la

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vaporización de los componentes livianos, los cuales son transportados hacia
delante por el vapor, hasta que se condensan en la porción más fría del
yacimiento. La recuperación por la destilación con vapor depende de la
composición del petróleo envuelto, y puede alcanzar hasta el 20% del
petróleo en situ.
El petróleo delante de la zona de vapor se hace cada vez más rico en
componentes livianos, lo cual causa efectos de extracción por solventes y
desplazamientos miscibles en el petróleo original del yacimiento,
aumentando así la recuperación. La magnitud de estos efectos aun no ha
sido posible de evaluar cuantitativamente.
Otro mecanismo que opera en la zona de vapor es el empuje por
gas en solución ya que el vapor es una fase gaseosa. La recuperación por
este factor puede ser del orden del 3% de la recuperación total.
Aún queda por evaluarse la formación de CO2 ( y de otros gases en
menores cantidades) resultante de las reacciones entre el vapor y el crudo (o
de cualquier otra fuente), proceso conocido como acuatermólisis, el cual
también puede actuar como mecanismo de desplazamiento.
Como otros mecanismos importantes en la eficiencia de desplazamiento
se pueden mencionar: como la temperatura disminuye la viscosidad del
petróleo, la permeabilidad relativa al agua disminuye y la permeabilidad
relativa al petróleo. También al condensarse en la zona fría, las fracciones
livianas de petróleo se mezclan con el petróleo frío y hacen un
desplazamiento miscible; y el vapor condensado produce un desplazamiento
inmiscible en el frente lo cual estabiliza el frente de invasión.

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Objetivos de los Métodosde Recuperación Térmica
1. Proporcionar calor al yacimiento para mejorar la eficiencia del
desplazamiento y de la extracción de fluidos viscosos. La reducción de la
viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura permite
no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulta en una
relación de movilidad más favorable.
2. Reducir la saturación residual de petróleo en las zonas calentadas a
consecuencia de la expansión térmica.
3. Originar en el yacimiento procesos de destilación y craqueo del crudo
contenido en sitio, esto debido a las altas temperaturas generadas.
4. Aumentar la movilidad del petróleo por efecto de la reducción de
viscosidad atribuido al proceso de calentamiento de los fluidos cercanos al
frente de invasión, mejorando la eficiencia areal del barrido

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FIGURA N° 1: Recuperaciónde Petróleo en Campo por Medio de una InyecciónContinua de
Vapor
FUENTE:http://petrolerosdebarinas.blogspot.com

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Cuál Mecanismo de Levantamiento ArtificialUtilizaría?
El mecanismo de levantamiento artificial que más se adapta al pozo QQ-1
con respecto a las condiciones físicas y tipo de crudo es el Bombeo de
Cavidad Progresiva (BCP), ya que este tipo de bombeo posee la capacidad
de levantar crudos medianos, pesados y extrapesados, a su vez puede llegar
a tolerar el contenido de azufre que posee el crudo revistiendo las cabillas
con un esmalte anticorrosivo antes de ser introducidas al pozo, esto con el fin
de evitar que el azufre proporcione corrosión en el ensamblaje mecánico del
diseño del levantamiento artificial desgastándolo por erosión mayormente en
las cavillas giratorias. A continuación se desarrollan bases teóricas acerca
del diseño del (BCP), que ayudaran a sustentar las bases de selección de
este mecanismo con respecto al pozo QQ-1.
Descripción del Sistema (BCP)
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento
artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y
posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente
sencillo.
Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en
superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma
helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de
elastómero vulcanizado.

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La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas
entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la
bomba hasta su descarga.
El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con
un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque
debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la
descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo
suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples
de la extensión del rotor.
El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o
intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la
superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que
forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor
gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde
el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo
por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están
hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento
positivo.
La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que
está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos
sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al
a bomba de cavidades progresivas.
Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de
anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo
contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse

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la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños
innecesarios y mala operación del sistema.
El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al
sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente
con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea
necesario.
Tipos de Instalaciones BCP
Instalación Convencional
En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la
ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son
instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y
consume más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las
que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando
el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha.
Este tipo de instalación hoy en día ya no es tan usada por el tiempo que
consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha suplantado.
Instalación Insertable
En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del
pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras,
la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de

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remover la columna de tubería de producción, minimizando el tiempo de
intervención y, en consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo.
La bomba es la misma que en la configuración convencional con la
diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite
obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le
conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento de
espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión
sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema.

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FIGURA N° 1 :Tipos de Instalaciones BCP
FUENTE:http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-cavidades-
progresivas/image002.jpg
Instalación Convencional
Instalación Insertable

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Ventajas y Desventajas delSistema (BCP)
Ventajas:
Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen
ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de
sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se
obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los
sistemas BCP son:
 Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises;
 La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las
unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la
simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento;
 Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala
ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades
convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es
también eficiente a causa de que la varillas de bombeo no se levantan y
bajan, solo giran;
 Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa
puede ser transportada con una camioneta;
 Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del
estator y al mecanismo de bombeo;
 La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la
succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba,
causando una aparente ineficiencia;
 Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en
los caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.

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 La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará
menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción
de flujo constante hacen más fácil la instrumentación;
 El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye
el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo;
 Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen
que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos
múltiples y plataformas de producción costa fuera;
 El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para
áreas urbanas;
 Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las
partes móviles; y
 Simple instalación y operación.
Desventajas:
Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación
con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a
las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como
la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos,
especialmente con el contenido de componentes aromáticos. A continuación
se presentan varias de las desventajas de los sistemas BCP:
 Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de
350°F o 178°C);
 Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden
hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos
prolongados de tiempo);

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 Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja
en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se
obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco);
 Desgaste por contacto entre las varilla y la cañería de producción en
pozos direccionales y horizontales; y
 Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la
bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
 Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con
el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de
los materiales y diseño de los equipos. En su aplicación correcta, los
sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el más económico
método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente.
Equipos de Superficiey Equipos de Subsuelo del(BCP)
El sistema de bombeo por cavidades progresivas está integrada por dos
secciones de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo.
A continuación se describen brevemente ambos tipos.

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FIGURA N° 2:Equipos de superficie y subsuelo del BCP
FUENTE:http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-
cavidades-progresivas/image012.jpg

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FIGURA N° 3:Equiposde subsuelo del BCP
FUENTE:http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-
cavidades-progresivas/image013.jpg

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Equipos De Subsuelo del BCP
Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la
bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. En caso de haber
instalado un ancla de torsión, la columna se arma con torsión óptimo API,
correspondiente a su diámetro. Si existiera arena, aún con ancla de torsión,
se debe ajustar con la torsión máxima API, de este modo en caso de quedar
el ancla atrapada, existen más posibilidades de librarla, lo que se realiza
girando la columna hacia la izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe
ajustar también con el máximo API, para prevenir el desenrosque de la
tubería de producción.
Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de
acoples formando la mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta
forma se hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva.
La sarta está situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros
máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de
producción, utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia qcoples
reducidas, de manera, de no raspar con el tubing.
Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una
hélice doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero
sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se
encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para
sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el espaciamiento del
mismo.
Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de

24. 24
acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser
estirado varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar
rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es removida.
Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve
en la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección
transversal redondeada, tornada a precisión hecha de acero al cromo para
darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal
bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator, creando
cavidades que progresan en forma ascendente.
Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del
rotor, sobresale del elastómero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm,
este dato permite verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien
realizado. En caso de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja
muchas veces marcada la hélice del rotor. De este modo, al retirar el rotor
por cualquier motivo, se puede observar en qué punto estuvo trabajando
dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.
Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene
mayor uso en especial para proteger las partes del sistema.
El tipo de centralizadores es el "no soldado". Empleado en la tubería con
el propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar
la bomba dentro de la tubería de producción.
Niple Intermedio o Niple Espaciador: Su función es la de permitir el
movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su acople o reducción de
conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro

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de la tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su
instalación.
Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo
inferior del estator. Su función es:
 Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el
rotor tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente.
 Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad
funcionando.
 Como succión de la bomba.
Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su
extremo superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma
medida en su extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de
torsión o cualquier otro elemento. A la vez el centro de la misma hace de
tope con el rotor, durante el espaciamiento.
Trozo De Maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida
inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a
velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido
a su largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente
a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la última tubería de
producción. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo de la
varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro.
Ancla de Torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o
hacia la derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna
también hacia la derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los

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caños. A esto se suman las vibraciones producidas en la columna por
las ondas armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del
estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto más profunda es la
instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede producir el
desprendimiento de la tubería de producción, el ancla de torsión evita este
problema. Cuanto más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el
ancla. Debe ir siempre instalada debajo del estator.
Niple Asiento: es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de
producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar
una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el
mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el
mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el
movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar
el sistema de extracción.
Mandril A Copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y
produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el
resto del pozo.
El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo
principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la
herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro.
También puede ser varillas de operación en una herramienta.
Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente
recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para
poder probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor

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que el de la tubería de producción no permite el paso de centralizadores a
través de él. Para algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el
pasaje interior del mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso
en la bajada.
La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la
hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto
mayor sea la presión total resultante sobre la bomba. La suma de la presión
de prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura
manométrica de la bomba para evitar dañarla.
Caño Filtro: Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con
desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo,
pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de
fondo, estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo
especial y no permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean
succionados nuevamente por la bomba.
Equipos de Superficie
Una vez obtenidos los parámetros, mínimos de operación, necesarios para
accionar el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los
equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por
el sistema.
Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y
soportar la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y
rotar al vástago a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la
superficie.

28. 28
Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son:
 Cabezal de rotación;
 Sistema de transmisión; y
 Sistema de frenado.
Cabezal de Rotación.
El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales
de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad
de freno y la potencia necesitara.
Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie
directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de
rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema
de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a
la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo.
Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para
evitar la filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie.
Además, algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado
por engranajes mecánicos o poleas y correas.
La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante
una mesa porta grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco
permite el ajuste vertical de la sarta de varillas de succión (a semejanza del
sistema buje de impulso/vástago de perforación). El pesó de la sarta de
varillas se halla suspendido a una grampa, provisto de cuatro pernos. La
barra se puede levantar a través del cabezal a fin de sacar el rotor del estator
y lavar la bomba por circulación inversa.

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Descripción de las Partes del Cabezal para BCP.
1. base porta empaque
2. tuerca porta empaque
3. buje centralizador de tuerca empaque
4. buje centralizador inferior
5. deflector ecológico
6. bulones 10/32 anclaje buje de tuerca
7. cuerpo principal
8. tapa superior
9. Eje motriz pasaje hasta 1 1/2"
10. rodamiento 29420
11. rodamiento nj 221
12. rodamiento nj 214
13. caño guía
14. visor
15. reten inferior
16. mesa porta polea
17. bulones alem 3/4 x 2 1/4"
18. caliper de freno
19. disco de freno

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20. bulonalem 12 x 175 x 35
21. caja comando hidráulico
22. motor hidráulico
23. correa sincrónica 90 x 190
24. engranaje 22 dientes
25. engranaje 42 dientes
Sistema de Transmisión.
Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para
transferir la energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o
de combustión interna) hasta el cabezal de rotación.
Para la transmisión de torsión de una máquina motriz a una máquina
conducida, existen al menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con
engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de rodillos.
Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión,
sincrónica, distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar.
En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a
velocidades menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja
reductora interna (de engranaje) con un sistema alternativo de transmisión,
como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a
trabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la falla del mismo a
corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor.

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Sistema de Freno
La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere
el sistema. Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad
significativa de energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas.
Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera
esa energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a
esta rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de
niveles de fluido en la tubería de producción y el espacio anular, en el
momento de la parada. Durante ese proceso de marcha inversa, se puede
alcanzar velocidades de rotación muy altas.
Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden
causar severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de
varillas y hasta la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar
esta situación daños severos al operador.
Características de Sistema de Frenado.
 El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta
potencia con bombas de gran dimensión.
 El motor hidráulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y
respuesta inmediata en ambos sentidos de giro.
 El manifould comando permite un rango de regulación según las
exigencias del equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, así
evitando aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario se puede
optar por un bloqueo del mismo según los requerimientos operativos.
 El freno de disco asegura una mejor dispersión del calor generando un
frenado prolongado.

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 Las pastillas del freno se pueden reemplazar fácilmente en el campo
por el buen acceso al caliper de freno que se tiene.
 El freno funciona automáticamente tan pronto como hay
contrarrotación y la velocidad de contrarrotación se puede ajustar fácilmente
por el alto rango de regulación que consta el manifould comando.
De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:
Freno de accionamiento por fricción: Compuesto tradicionalmente
de un sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o
mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos
sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco
acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno
es utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP
Freno de accionamiento Hidráulico: Es muy utilizado debido a su
mayor eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal
que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira
libremente en el sentido de las agujas del reloj (operación de una BCP). Al
ocurrir la marcha hacia atrás, el plato acciona un mecanismo hidráulico que
genera resistencia al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca
considerablemente la velocidad inversa y se disipe la energía acumulada.
Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo hidráulico puede
accionarse con juegos de válvula de drenaje, embragues mecánicos, etc.

33. 33
¿Qué se Recomienda Realizar al Crudo para Reducir el
Contenido de Azufre, y %AyS?
Control de Azufre en el Crudo
Es recomendable realizarle al crudo para eliminar el contenido de azufre,
que una vez obtenido en superficie se le debe realizar un proceso de
hidrodesulfuración que permita el endulzamiento del crudo dejando la menor
cantidad posible de partículas de azufre.
Es importante el tratado de azufre en el crudo, porque la complejidad y
costos de la operación en refinerías se incrementan proporcionalmente con
el incremento del contenido de azufre en el crudo.
Hidrodesulfuración
La hidrodesulfuración (HDS) o hidrodesulfuración térmica (HDT) es un
proceso destinado a eliminar el azufre (impureza contaminante) que se
encuentra en las fracciones del petróleo y que se instala antes de los
procesos que pueden ver afectados sus catalizadores como el reformado.
Este azufre se encuentra combinado formando componentes químicos
que, de ser encontrados en los combustibles en el motor en el momento de
la combustión, este se corroería y al mismo tiempo, al ser expulsados los
gases, contaminarían el ambiente.
El nivel de hidrodesulfuración depende de varios factores entre ellos la
naturaleza de la fracción de petróleo a tratar (composición y tipos de
compuestos de azufre presentes), de la selectividad y actividad del tipo de
catalizador utilizado (concentración de sitios activos, propiedades del

34. 34
soporte, etc.), de las condiciones de reacción (presión, temperatura, relación
hidrocarburo/hidrógeno, etc.) y del diseño del proceso. Es importante señalar
que el H2S debe ser continuamente removido porque es un inhibidor de las
reacciones de HDS y envenena el catalizador.
Proceso
Los procesos convencionales de hidrodesulfuración constan básicamente
de un sistema de reacción donde los compuestos orgánicos
de azufre reaccionan con elhidrógeno para obtener compuestos orgánicos y
ácido sulfhídrico, un sistema de separación para eliminar los compuestos
ligeros (i.e. H2, H2S e hidrocarburos ligeros) del diesel y un sistema de
recirculación, existen diversas tecnologías basadas en esta configuración.
El sistema de reacción consta usualmente de reactores empacados de
tres fases, son llamados así porque se encuentran presentes la fase líquida
(gasóleo), la fase gas (H2 y H2S) y la fase sólida (catalizador). Estos son
operados a co-corriente, es decir, la fase líquida y gas fluyen en la misma
dirección y la masa de catalizador se mantiene fija.
Compuestos de Azufre
Las corrientes del petróleo (naftas, keroseno, gasóleos ligeros y pesados)
contienen una gran cantidad de compuestos orgánicos de azufre, tales como
el tiol, tiofeno,benzotiofeno, dibenzotiofeno y naftodibenzotiofeno. Estos
compuestos varían en su reactividad a la HDS y en su proporción en las
corrientes del petróleo.
Las legislaciones ambientales en referencia a los límites máximos
permisibles de determinados compuestos son cada vez más rígidas, en

35. 35
particular el contenido máximo de azufre en algunos países europeos no
debe exceder las 10 partes por millón (combustibles limpios).
Para eliminar estas impurezas, el combustible es sometido al proceso
Hidrodesulfuración, que consta en tratar el combustible en forma combinada
con hidrógeno, alta temperatura y catalizadores. De esta manera se obtiene
el combustible limpio de impurezas (sin azufre) y un gas llamado ácido
sulfídrico (SH2).
Catalizadores: El catalizador es una sustancia que acelera una reacción
formando compuestos intermedios que facilitan que la reacción ocurra y que
desaparezca al finalizar la reacción de tal manera que catalizador no se
gaste a lo largo de ésta. Un ejemplo de catalizadores puede ser alúmina.
Aspectos generales de la Hidrodesulfuración
 La hidrodesulfuracion y de forma general, la Hidrodefinación de HC, es
un tratamiento con hidrogeno en presencia de determinados catalizadores.
Los objetivos: conseguir una mejora en la calidad del producto en cuanto a
color, olor, estabilidad entre otros.
 Se lleva a cabo rangos de temperaturas 500-825°F, con presiones
150-3000 psig, con flujos de H2 250-10000 SCF/Barril, y las velocidades
espaciales 0.5-5 V.L/V.C.hr

36. 36
 A estas condiciones y con un catalizador de sulfuro metálico sobre
aluminia o sílice- aluminia, los compuestos sulfurados, reaccionan para
producir sulfuros de hidrogeno e hidrocarburos.
 Fracciones de bajo punto de ebullición se ha encontrado tioles
alifáticos, sulfuros alifáticos y sulfuros alicíclicos.
 Fracciones de alto punto de ebullición se han encontrado tiofenos
complejos, sulfuros biciclicos complejos. Para residuos se han encontrado
50% de azufre tiofenico y 50% no tiofenicos.
 Fracciones que antes del craqueo contiene azufre no tiofenico
después del proceso su composición puede ser exclusivamente tiofenicos.
 Durante el proceso de HDS pueden ocurrir varios tipos de reacciones:
 De Hidrodesulfuracion propiamente dicha.
 De desulfuración ( si la P H2 es baja y la temperatura alta)
 De Coquización
 De descomposición de compuesto órgano-metales (HDM)
 De eliminación de compuesto nitrogenados (HDN)
 Hidrogenación y deshidrogenación (olefinas y aromáticos).

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¿Por qué se desulfura?
 Se debe reducir el contenido de Azufre de las fracciones de del crudo,
por las siguientes razones:
 Debido a que los catalizadores del reformado catalítico son altamente
sensibles al azufre su contenido debe estar por debajo de 1ppm.
 Los controles estándar de contaminación de aire requieren de una
remoción del 80% o más del contenido de azufre presente en los
combustibles 21
 La mayoría del azufre presente en un GAS-OIL alimentado aun
Cracking catalítico, puede ser depositado en forma de Coque el cual puede
convertirse a SO2 en el regenerador y puede ser emitido a la atmosfera en
los gases de combustión.
 También debe eliminarse el azufre presente en la alimentación la
“Hidrocraking” para evitar el envenenamiento del catalizador utilizado en la
unidad.
La reducción del contenido de azufre disminuye la corrosión durante el
refinado y el manejo y mejora el olor del producto final.

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FIGURA N° 4:Esquemade Procesode la Hidrodesulfuración
FUENTE:http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/marquezronald/wp-content/uploads/Proyecto-
Industrial-completo-Nuevo.pdf

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Controlde % de Agua y Sedimento del Crudo Proveniente del
Pozo QQ-1
Es importante resaltar que el crudo proveniente del pozo QQ-1 contiene
un % de A y S = 10, debido a esto es importante recomendar el uso de un
tanque separador con tratamiento térmico, que le permita a el crudo por
condiciones de gravedad elevarlo hacia la parte superior del tanque y en el
fondo decanten los sedimentos dejando el crudo con cantidades permisibles
de AyS, para su posterior uso; a continuación se explica brevemente las
funciones técnicas de un separador de agua y sedimentos en el tratado de
crudos.
Uso de Tanques Separadores de A y S
Es el método más simple, consiste en la utilización de la fuerza de
gravedad para que las gotas puedan sedimentarse. Se llenan tanques con
petróleo y se le deja estático para la sedimentación, posteriormente se le
aplica calentamiento y un desemulsificante. Con ayuda de deflectores se
realiza la desgasificación y se evita que vuelvan a surgir emulsiones.
El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo
mediante equipos de intercambio de calor. En este método se le aplica calor
a la emulsión para reducir la tensión superficial y poder romperla aumentado
la solubilidad, reduciendo la viscosidad lo que promueve la separación por
gravedad Esto acelera la velocidad de los desemulsificantes así como la
expansión y gasificación de agua debido al gradiente de temperatura.

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FIGURA N° 5: Tanques de Lavado y tratamiento térmico de
Crudos (Faja Petrolífera del Orinoco)
FUENTE: Ramirez I., 2013

41. 41
CONCLUSIÓN
Durante el desarrollo del proyecto se llevaron a cabo diferentes trabajos
aplicados al pozo QQ-1, para recuperar el crudo, aplicando un método de
recuperación mejorada, un mecanismo de levantamiento artificial y
tratamientos en superficie de separación y depuración.
De acuerdo a lo antes expuesto, el método de recuperación mejorada que
le permitirá al crudo migrar hasta la zona de producción es la inyección
continua de vapor, ya que el pozo QQ-1 posee todos los criterios de
selección exigidos por el método.
A su vez el pozo QQ-1, producirá por medio del mecanismo de
levantamiento artificial de bombeo de cavidad progresiva, de acurdo al
contenido de azufre que posee el crudo es recomendable realizarle al
ensamblaje de tuberías que estará dentro del pozo la aplicación de un
esmalte anticorrosivo, para evitar daños de erosión y corrosión a corto tiempo
en las tuberías, ya que si el azufre reacciona con el contenido de agua
presente en el crudo los daños podrían ser graves.
Una vez que el crudo llegue a superficie, se le deben aplicar una seria de
tratamientos para su depuración y separación, los tratamientos escogidos
fueron la hidrodesulfuración para eliminar el contenido de azufre, y la
aplicación de un tratamiento térmico en un tanque de lavado para separar los
sedimentos y el agua que el conserva desde el reservorio, y así de esta
manera posteriormente pueda ser usado en la industria de refinación o
transporte.
Es importante destacar que los crudos medianos, pesados y
extrapesados, poseen una serie de dificultades para extraerlos del subsuelo

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por lo que es recomendable a la aplicación de tecnologías como las
recuperaciones térmicas, de esta manera mejorar su viscosidad para que
pueda fluir hasta las zonas productoras.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Libros:
París M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos III (1998)
Páginas Web Consultadas:
 http://instructivoseparador.blogspot.com/p/separadores.html
 http://hidrodesulfuracion.blogspot.com/
 http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/handle/123456789/4199
 http://2.bp.blogspot.com/-
1kQNTvFkCIo/T3166A7UggI/AAAAAAAAAIU/-
glgRUmGXZE/s640/diagrama+2.jpg
 http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/handle/123456789/4199
 http://www.rigaku.com/es/products/xrf/nexqc/app08
 http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-cavidades-
progresivas/bombeo-cavidades-progresivas2.shtml
 http://es.scribd.com/doc/31552905/fracturamiento-hidraulico#download
 http://www.slideshare.net/gabosocorro/fracturamiento-hidraulico-1
 http://gustato.com/petroleo/analisiscrudos.html