3 PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

8/7/2019 3 PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

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John Edison caas Mesa

Marcos Serna Rodas

PRODUCCINHIDROCARBUROS


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PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS

Extraccin decrudo

Flujo Natural Levantamientoartificial

Bombeo Recobro

Mejorado

Inyeccin degas y de agua

Inyeccinaditivos

qumicos


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Antes de que un flujo tome lugar unadiferencia de presiones debe existir.

Empieza desde una roca porosapermeable

Flujo BHP (bottom-hole pressure)

FSP (field static pressure)


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RELACIONES FLUJO NATURAL AGUA-PETRLEO


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RELACIONES FLUJO NATURAL GAS-PETRLEO


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LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

La Produccin por Flujo Natural no es el mtodo que garantiza losniveles de produccin rentables durante toda la vida productivadel yacimiento.

Al realizar la explotacin del yacimiento la presin de estedisminuye, lo que implica que la produccin de fluidos baje hastael momento en el cual, el pozo deja de producir por si mismo. De

all surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimientomediante la aplicacin de fuerzas o energas ajenas al pozo, deaqu surge lo que llamamos LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.


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FACTORES SELECCIN MTODO DELEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Disponibilidad de fuentes de energa en superficie: red de lafuerza electromotriz, plantas compresoras y otras.

Caracterstica del fluido por producir: viscosidad, API,porcentaje de agua y sedimento, relacin gas - lquido y otras.

Profundidad y presin esttica del yacimiento

ndice de productividad del pozo

Tasa mxima permitida para que no se generen problemas deproduccin: confinacin de agua o gas, arenamiento y otros.


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TIPOS DE BOMBEO

Bombeo mecnico

Bombeo Electro sumergible Bombeo de Cavidad Progresiva

Bombeo Hidrulico


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BOMBEO MECNICO


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Mas usado en el mundo.

Balancn de produccin.

Proceso de succin ytransferencia.

Vlvulas fijas y viajeras.

Vlvulas de no retorno.


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UNIDADES DE BOMBEO MECANICO

BALANCINES TIPO API

Son diseados basados en especificaciones API,operan con movimientos armnicos simples que realizauna viga viajera activada por la caja de engranajes,conectada a un motor por medios de correas, estos

balancines pueden clasificarse de acuerdo a sugeometra y contrapeso de las unidades.


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BALANCN CONVENCIONAL:

Es la unidad ms conocida y popular de todos los campos petroleros, porventajas econmicas, fcil operacin y mantenimiento.


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BALANCN UNITORQUE

La unidad unitorque (Mark II), es un diseo que parte del modeloconvencional.


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BALANCN AIRE COMPRIMIDO

Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire comprimido en lugar de usar pesas dehierro


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EQUIPO DE SUBSUELO CABILLAS Y TUBERA

TUBERIA DE PRODUCCION

Es una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismotiempo, sirve de gua a la sarta de cabilla que acciona la bomba.

ANCLA DE TUBERIAControla los movimientos de la tubera, eliminar los esfuerzos durante laaccin de bombeo, mantiene la tubera en una posicin constante y reducela friccin entre las cabillas y la tubera.

SARTA DE CABILLA

Es el elemento de conexin entre la unidad de bombeo, instalada en lasuperficie y la bomba de subsuelo.


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BOMBA DE SUBSUELO

Es el primer elemento que se debe considerar al disear unainstalacin de bombeo mecnico para un pozo, ya que del tipo,tamao y ubicacin de la bomba depende el resto de loscomponentes. Es una bomba de desplazamiento positivo.


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VENTAJAS BOMBEO MECNICO

El diseo es poco complejo.

El sistema es eficiente, simple y fcil de operar por el personalde campo.

Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso. Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de

energa.

El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.

Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrerapara el control de la taza de produccin.


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DESVENTAJAS BOMBEO MECNICO

La efectividad del sistema puede verse afectada severamentepor la presencia del gas.

La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del

equipo. Requiere altos costos e mantenimiento.

Posee profundidades limitadas.

El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

La taza de produccin declinan rpidamente.


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RANGO DE APLICACIN

Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.

No se puede utilizar en pozos desviados.

No debe existir presencia de arenas.

Solo se utiliza en pozos unidireccionales.

Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 F.


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EQUIPOS DE SUPERFICIE


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EQUIPOS DE SUBSUELO

Motor Protector Separador de gas


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EQUIPOS DE SUBSUELO

Bomba Cable de potencia Sensor


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VENTAJAS Y DESVENTAJAS BES

VENTAJAS Puede levantar altos volmenes de fluidos

Maneja altos cortes de agua( aplicables en costa a fuera)

Puede usarse para inyectar fluidos a la formacin.

Su vida til puede ser muy larga.

Trabaja bien en pozos desviados

No causan destrucciones en ambientes urbanos

Fcil aplicacin de tratamientos contra la corrosin yformaciones de escamas.


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DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE:

Inversin inicial muy alta.

Alto Consumo de potencia.

No es rentable en pozos de baja produccin. Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas

elevadas.

Susceptible a la produccin de gas y arena.

Su diseo es complejo. Las bombas y motor son susceptibles a fallas.


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PARMETROS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Temperatura: limitado por > 350f para motores y cablesespeciales.

Presencia de gas: saturacin de gas libre < 10%

Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0) Viscosidad: limite cercano a los 200 cps.

Profundidad: 6000 - 8000 pies

Tipo de completacin: Tanto en pozos verticales, como

desviados. Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.


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BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un mtodo delevantamiento artificial que se puede utilizar en la produccin defluidos muy viscosos y posee pocas partes mviles por lo quesu mantenimiento es relativamente sencillo.

La operacin de la bomba es sencilla, a medida que el rotor giraexcntricamente dentro del estator, se van formando cavidades

selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluidodesde la succin de la bomba hasta su descarga.


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EQUIPO DE SUPERFICIE

Cabezal giratorio

Tablero de control Transformadores


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EQUIPO DE SUBSUELO

Sarta de cabilla:

Tubera de produccin.

Ancla de gas.

Bomba.

Niple de paro.


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BOMBA:

La bomba es de desplazamiento positivo rotatorio. Est constituido bsicamentepor dos elementos: estator y rotor

ESTATOR:

Es un tubo de acero recubierto de una goma endurecida en forma de doblehlice. Se debe prestar mucha atencin al seleccionar el elastmero, ya que suvida til depende de la gravead del crudo, la temperatura, agentes corrosivos,gas, arena y otros.

ROTOR:

Suspendido y rotado por las cabillas, es la nica pieza mvil en la bomba.Consiste en una hlice externa con un rea de seccin transversal redondeada.


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TIPOS DE BOMBAS

Las bombas tabulares

se caracterizan porque el estator se baja al pozo suspendido de la tuberade produccin y luego, con la sarta de cabillas, desciende el rotor. Paracambiar esa bomba, se debe sacar el encabillado y la tubera de produccin.

Las bombas insertables

se distinguen porque con la tubera de produccin se baja un niple deasentamiento y, posteriormente con la sarta de cabilla desciende tanto elestator como el rotor como un conjunto. Cuando se requiera cambiar la

bomba, se recupera la sarta de cabilla, se realiza el cambio y se bajanuevamente. Este tipo de bomba esta limitada por el dimetro y, por lo tanto,la capacidad para producir altas tasas.


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VENTAJAS BCP

Bajo costo de instalacin.

Bombea crudo de alta y baja gravedad API.

Puede manejar hasta 100% de agua.

El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removidofcilmente.

Aumenta la vida til de las cabillas.

Opera con bajo torque.

Bajo consumo de energa elctrica. Bajos costos de mantenimiento.


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DESVENTAJAS BCP

Su profundidad de operaciones recomendada es de 4000pies.

Requiere suministro de energa elctrica.

No se recomienda en pozos de mas de 180F.

El material elastmero es afectado por crudos con aromticos.


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PARMETROS BCP

Por ser un pozo reciente se tiene poca experiencia yconocimiento de campo.

Usado principalmente en el desage de pozos de gas.

Limitados solo para yacimientos pocos profundos, posiblemente5000pies.

Limitado por el elastmero del estator, se usa por debajo de250F.


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BOMBEO HIDRULICO

CARACTERSTICAS

alcanza aproximadamente 18000 piesde profundidad.

Su potencia es transmitida medianteun fluido presurizado que es

inyectado a travs de la tubera Este fluido es usado por una

bomba de subsuelo que acta comoun transformador para convertir laenerga de dicho fluido a energa

potencial o de presin Fluidos de potencia mas utilizados:

Agua y crudos livianos del mismopozo


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COMPONENTES DE BOMBEO HIDRULICO EQUIPO DE SUPERFICIE

Sistema de fluido de potencia

Bomba de superficie

Triples

Multiples

EQUIPOS DEL SUBSUELO

Sistema de fluido de motor

Sistema fluido cerrado y abierto

Bombas hidrulicas


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VENTAJAS Y DESVENTAJAS BH

VENTAJAS Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies ).

No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.

Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitiosinaccesibles.

Varios pozos pueden ser controlados y operados desde unainstalacin central de control.

Puede manejar bajas concentraciones de arena


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DESVENTAJAS DEL BH:

Costo inicial alto

Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la

presencia de altas presiones.

Altos costos en la reparacin del equipo.

No es recomendable en pozos de alto RGP.

Problemas de corrosin. El diseo es complejo.


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PARMETROS DEL BOMBEO HIDRULICO

Alto dependimiento del HP requerido.

Su confiabilidad es buena con un apropiado tamao degarganta y boquillas de la bomba para las condiciones deoperacin.

Problemas para presiones mayores a 4000 lpc.

Fcil de remover.

Su eficiencia es de buena a pobre, mxima eficiencia solo en

30%. Eficiencia tpica entre 10-20%. Su flexibilidad es de buena a excelente, tasa de fluido de poder

y presin ajustable a condiciones de produccin capacidad delevantamiento.


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RECOBRO MEJORADO

Inyeccin de agua

Inyeccin de gas

Inyeccin de aditivos qumicos


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INYECCIN DE AGUA


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INYECCINPERIFRICA O EXTERNA.

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petrleo, enlos flancos del yacimiento. Se conoce tambin como inyeccintradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuferocerca del contacto agua petrleo.


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VENTAJAS

Se utilizan pocos pozos.

No requiere de la perforacin de pozos adicionales, ya que se pueden usarpozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversin enreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el

espaciamiento de los pozos es muy grande. No se requiere buena descripcin del yacimiento para iniciar el proceso de

invasin de agua.

Rinde un recobro alto de petrleo con un mnimo de produccin de agua. Eneste tipo de proyecto, la produccin de agua puede ser retrasada hasta que

el agua llegue a la ltima fila de pozos productores.


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DESVENTAJAS

Una porcin de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petrleo.

No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasin, como sies posible hacerlo en la inyeccin de agua en arreglos.

En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presin de la partecentral del mismo y es necesario hacer una inyeccin en arreglos en esaparte de yacimientos.

Puede fallar por no existir una buena comunicacin entre la periferia y elcentro del yacimiento.

El proceso de invasin y desplazamiento es lento, y por lo tanto, larecuperacin de la inversin es a largo plazo.


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INYECCIN DISPERSA

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petrleo. Elagua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumeninvadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyeccintambin se conoce como inyeccin de agua interna, ya que el

fluido se inyecta en la zona de petrleo a travs de un nmeroapreciable de pozos inyectores que forman un arreglogeomtrico con los pozos productores.


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VENTAJAS

Produce una invasin ms rpida en yacimientos homogneos, de bajosbuzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de lospozos, debido a que la distancia inyector es pequea. Esto es muyimportante en yacimientos de baja permeabilidad.

Rpida respuesta del yacimiento. Elevadas eficiencias de barrido.

Permite un buen control del frente de invasin y del factor de reemplazo.

Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

Rpida y respuesta de presiones. El volumen de la zona de petrleo es grande en un periodo corto.


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DESVENTAJAS

En comparacin con la inyeccin externa, este mtodo requiereuna mayor inversin, debido al alto nmero de pozosinyectores.

Es ms riesgosa. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor

cantidad de recursos humanos.


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INYECCIN DE GAS

Tipo deinyeccin

Flujo

continuo

Flujo

intermitente

Tipo deinstalacin

Abiertas Semi-cerradas Cerradas


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COMPONENTES DE INYECCIN DE GAS

EQUIPOS DE SUPERFICIE

Planta compresora

Sistema de distribucin de gas

Sistema de recoleccin de fluidos

EQUIPOS DE SUBSUELO

Mandriles

Vlvulas


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MANDRILES

Mandriles convencionales Mandriles concntricos Mandriles de bolsillo


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VENTAJAS Y DESVENTAJAS IDG

VENTAJAS Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas

Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandrilesespeciales

Ideal para pozos de alta relacin gas - lquido y con produccinde arena

Se pueden producir varios pozos desde una sola planta oplataforma

El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo

Bajo costo de operacin


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DESVENTAJAS:

Se requiere una fuente de gas de alta presin

No es recomendable en instalaciones con revestidores muy

viejos y lneas de flujo muy largas y de pequeo dimetro El gas de inyeccin debe ser tratado

No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso

Su diseo es laborioso Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies


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PARMETROS DE IDG

Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresin depender delcosto del combustible y mantenimiento del compresor.

Buena Eficiencia para pozos de pequeas RGL de inyeccin. Bajaeficiencia para pozos con alta RGL de inyeccin. Eficiencia tpica de

20% pero un rango de 5 a 30%. Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyeccin para variadas

tasas de produccin

Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presin,seco, no corrosivo y limpio durante toda la vida del sistema.

La Temperatura est limitada por un valor mximo alrededor de350F. Es necesario conocer la temperatura para disear por debajode las vlvulas de descargas.


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USO DE ADITIVOS QUMICOS

Inyeccin de polmeros

Inyeccin de surfactantes Inyeccin de soluciones alcalinas

Aditivos qumicos combinados


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INYECCIN DE POLMEROS

Es una modificacin de la inyeccin de agua y consisteen aadir al agua de inyeccin un tapn de polmeros,

de 200 a 1000 ppm, de un alto peso molecular antesde que esta sea inyectada en el yacimiento.


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POLMEROS USADOS

Actualmente, se usan tres tipos de polmeros: Lospoliacrilamidas, los polisacridos y los poli-xidos de etileno.Los dos primeros son los mas aplicados en pruebas de campo,siendo los poliacrilamidas los mas populares, debido a que,

adems de aumentar la viscosidad, alteran la permeabilidad dela roca yacimiento en las zonas invadidas, lo cual tambin bajala movilidad efectiva del agua inyectada.


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RANGO DE APLICACIN O FACTIBILIDAD

Petrleo Gravedad > 25 API

Viscosidad < 150 cent poise (preferiblemente < 100)

Yacimiento

Espesor neto No critico

Profundidad < 9000 pies

Razn de movilidad 2 40

Permeabilidad > 20 mdarcy

Factor de Heterogeneidad 0,5 - 0,85


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INYECCIN DE SURFACTANTES

Este mtodo de inyeccin es usado generalmente despus de la inyeccin de agua, esteusa una mezcla de agua con tenso-activos o surfactantes que disminuyen las fuerzascapilares que atrapan el crudo en la roca, con lo cual es mas sencillo mover cantidadesdiscontinuas de crudo.


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INYECCIN DE SOLUCIONES ALCALINAS

Este mtodo consiste en la inyeccin de soluciones custicas oalcalinas en la formacin. Estos reactivos qumicos reaccionancon los cidos orgnicos presentes naturalmente en los crudoscon lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que

traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad delcrudo a travs del yacimiento y hacia los pozos productores.


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INYECCIN DE MEZCLAS DE ADITIVOSQUMICOS

Las combinaciones de aditivos qumicos que generalmente se dan,son

Inyeccin de polmeros micelares o mezcla de polmero-

surfactante. Inyeccin de mezclas lcali-surfactantes (AS).

Inyeccin de sistemas lcali-surfactante-polmero (ASP).


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PRUEBAS DE BOTELLAS

Pruebas empricas de laboratorio para laseleccin de agentes desemulcificantes,

son las pruebas estandarizadas paraseleccin de estos productos en laindustria petrolera


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CARACTERSTICAS EMULSIN A ESTUDIAR

Ser representativa de la emulsin a ser tratada.

Contener cantidades representativas de los qumicospresentes en el sistema, tales como inhibidores de

corrosin y parafinas. Debe ser fresca para evitar la estabilizacin por

envejecimiento de la emulsin.

Simular las mismas condiciones de agitacin ycalentamiento tanto como sea posible.


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FACTORES SELECCIN DE TRATAMIENTO

Dureza de la emulsin

Gravedad especfica del aceite (crudo pesado, liviano o intermedio) y delagua producidos.

Cantidad del fluido a ser tratado.

Porcentaje de agua presente en la produccin.

Salinidad del agua presente en la produccin.

Efecto corrosivo del aceite, agua o gas.

Tendencia del agua a formar incrustaciones.

Tendencia del crudo a formar parafinas.

Presencia de agentes emulsificantes en la formacin productora.


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PRUEBA DE JARRAS

La prueba de jarras es un procedimiento comnmente usado enlaboratorios para determinar las condiciones de operacionesoptimas para el tratamiento de aguas; esta permite ajustar el pHy hacer variaciones en las dosis de agentes qumicos aplicados

a las muestras, alternar velocidades de mezclado y ver en ellaboratorio lo que puede suceder en un equipo de tamaoindustrial.


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PASOS A SEGUIR

Llenar vasos de precipitado con las muestras a analizar.

Adicionar el coagulante y revolver a 100rpm por un minuto.

Disminuir la velocidad a 25rpm y seguir mezclando 15 -20

minutos. Apagar equipo de mezclado y esperar a que sedimente de 20

25 minutos.

Filtrar el contenido de los contenedores y realizar las pruebas

necesarias con el precipitado y con el sobrenadante


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