A typical submersible pumping consists of an electric motor, seal section, intake section, multistage centrifugal pump, electric cable, surface installed control panel and transformers. Additional miscellaneous components of installation will normally include means of securing the cable along-side the tubing, wellhead support, check and bleeder valves, etc. Optional equipment may include a downhole sentry for sensing bottomhole temperature and pressure.

In its operating position, the downhole equipment is suspended from disharge and submersed in well fluid. The setting depth or bottom hole pressure creates no problem as the seal section equalizes internal pressure in the motor with the submergence pressure in the well. Installations in crooked or directional holes are possible.


Electric Motor:

The submersible electric motor us the prime mover for the pump. It is a two-pole,


three-phased squirrel-cage induction motor and rotates at about 3450-3500 RPM at 60 HZ curretn (2875-2915 RPM at 50 HZ) at full load. It is designed in a wide range of operatinf voltiages and currents.

The motor stator laminations and windings are enclosed in a carbon steel housing. The rotating assembly consists of a series of rotors mounted on and keyed to a high-strenght steel shaft supported by intermediate bearings. The required housepower is obtained by increasing the motor lenght and number of rotors. The overall lenght of a single-section motor is usually limited to about 33 feet to facilitate proper assembly and ease in transportation.

Seal Section:

The seal section, in general, performs the following basic functions:

  • To house the pump thrust bearing to carry the axial thrust developed by the pump.
  • To prevent the entry of well fluid into the motor.
  • To equalize the pressure inside the motor with the wellbore pressure and thus to eliminate the pressure difference across shaft seals.
  • To compensate for the expansion and contraction of motor oil due to heating and cooling of the motor when the unit in running or shut down.

The motor oil further protected from the well fluid by means of an expansion bag. The entry of well fluid along the shaft is eliminated by the use of two mechanical shaft seals. The seal sectin is equipped with a high-capacity tilting-pad thrust bearing.

Intake Section, Gas Separator:

The Intanke Section plays the role of a suction manifold feeding the well fluid to the pump impeller eye. Depending on well conditions, it can be in the form of a gas separator. In high GOR and Low-bottom-hole pressure applicaions, the well fluid may


contain significant amounts of free gas which may have a detrimental effect on pump performance. In such cases, the intake section is replaced by a gas separator.

The gas separator are designed to separate free gas from the well fluid before it enters the pump. As the well fluid (consisting of free gas and liquid) passes through the impeller. It is subjected to the action of centrifugal forces. The liquid being of higher density, is thrown towards the periphery of the impellerwhile gas forms a core near the center. The gas is vented to the annular space while the gas-free liquid enters the pump impeller eye.

The pump can be modified in the field to accept a gas separator or the basic intake section depending on the field conditions.

Multistage Centrifugal Pump:

Submersible pumps are multistage centrifugal pumps. A stage consists of a rotating part known as an impeller and a stationary part called a diffuser. Due to limited well casing diamter, the lift or head developed by a stage is relatively low and a large number of stages are stacked together to meet the high head requirements of artificial installations.

Depending on the way axial thrust is handled in a pump, it may be assembled as a floated or fixed impeller pump. In a floater pump, the impellers are free to move axiallt along the shaft. In operating position, the impeller rests either on the downthrust pad oton the upthrust pad depending on the flow rate. In doing so, the axial thrust developed by each impeller is taken on individual upthrust or downthrust washers provided on each impeller and diffuser pad. The axial force due to pressure differential across the pump and acting at shaft and is taken by the thrust bearing in the seal section.

In a fixed pump, the impeller is fixed to the shaft and cannot move axially. The total axial thrust, developed by impellers as well as due to pressure difference, is taken on the external thrust bearing installed in the seal section.

Check and Bleeder Valves:

A check valve is usually installed 2-3 tubing joints above the pump assembly and helps in maintaining a full column of fluid above the pump. If a check valve is not installed. Flow of fluid from the tubing through the pump can cause reverse rotation of the unit when the motor is shut down. Any attempt to start the unit during its reverse rotation may lead to severe damage to the motor, thrust bearing or shafts. To avoid this in those cases when a check valve is not installed, sufficient time must be allowed for the tubing fluid to flow back before making any attempt to restart the motor. The actual speed and duration of reverse rotation depends on many factors such as depth and tubing size,  type and size of pump, tubing restrictions, etc. A minimum od thirsty minutes between restarts is recommended.

In installations with a ckeck valve, a blleder valve must be installed just above the check valve to prevent pulling a wet tubing string, When pulling the tubing, the break-off plug in the bleeder valve should be sheared as soon as fluid is observed in the tubing.


Electric Cable:

Power is transmitted to the submersible motor by an electric cable. it is available in a range of conductor sizes which permits efficient matching to motor requirements. It may have galvanized steel, bronze or monel armor capable of withstanding the hostile environments of an oil well.

Depending on the type of insulation used, cables may be installed in wells with temepratures in excess of 300·F. A round cable is normally recommended, but a flat cable can be used where clearance is a problem. The cable is secured along the pump and tubing by means of cable clamps or bands.

Surface Equipment:

The surface equipment usually includes a juction box, control panel and transformers. The standard control panels are weather-proof and available in a range of sizes and accessories to accomodate various installations. They may range from simple units with push-button magnetic contactors and overload protection to more complex assemblies with fused disconnects, recording ammeter, underload and overload protection signal lights, timer for automatic restarts and instruments for automatic remote control, etc




REGISTRO GAMMA RAY (GR). Los objetivos del registro Gamma Ray es discriminar entre reservorio y no-reservorio, definir volumen de arcilla en el reservorio y estimar el nivel de dolomitas de la roca reservorio. La mayoría de las rocas reservorio contienen potasio (K), torio (Th) y uranio (U) en muy pocas cantidades y por lo tanto tienen un nivel bajo de radiación GR. La herramienta registra los rayos gamma espontáneamente emitidos por los tres isótopos. El nivel de GR se registra en unidades API en escala de 0 – 150 API.

Definición de Registros Gamma Ray:

  • Es un método para medir naturalmente la radiación gamma de las rocas o sedimentos en un pozo. La diferencia en la radioactividad hace posible distinguir las formaciones arcillosas de las no arcillas. Los registros son afectados por el diámetro del pozo así como por el fluido pero de todos modos es más común utilizar este registro de forma cualitativa así que no amerita hacer muchas correcciones. Un registro común de rayos gamma no distingue los elementos radiactivos mientras que el gamma espectral si puede hacerlo diferenciando las longitudes de onda de sus radiaciones gamma.
  • Los datos de gamma ray también ayudan a interpretar medioambientes de depositación. Las discontinuidades pueden originar acumulación de nódulos fosfáticos que pueden ser evidentes en el registro de gamma ray espectral como un pico anómalo de Uranio.


Es útil para calcular cuantitativamente volúmenes de calizas. Sugiere cambios en la litologia, y puede ser usado para calcular volúmenes de material radioactivo, indicando ambientes deposicionales y sugiere zonas de fracturas o de roca madre.



 Al igual que el registro de GR, el NGS o registro de espectrometría de rayos gamma naturales mide la radioactividad natural de las formaciones. A diferencia del registro de GR que solo mide la radioactividad total, este registro mide el numero de rayos gamma y el nivel de energía de cada uno y permite determinar las concentraciones de potasio, torio y uranio radiactivos.


La mayor parte de la radiación por rayos gamma en la tierra se origina por la desintegración de tres isótopos radioactivos: el potasio 40 con una vida medio de 1.3×10^9 años; el uranio 238 con una vida media de 4.4×10^9 años y el torio 232 con una vida media de 1.4×10^10 años.

El potasio 40 se desintegra directamente en Argon 40 estable con una emisión de 1.46 MeV de rayos gamma. Sin embargo, el uranio 238 y el torio 232 se desintegran sucesivamente a través de una larga secuencia de distintos isótopos hijos antes de llegar a isótopos estables de plomo. Como resultado, se emite rayos gamma de muy diferentes energías y se obtienen espectros de energía bastante complejos.

Una vez que se conoce la población de isótopos población de isótopos padres también se puede encontrar la cantidad de isótopos no radioactivos. La proporción entre potasio 40 y potasio total es muy estable y constante en la tierra, mientras que, a excusión del torio 232, los isótopos de torio son muy raros, por los que no se pueden tomarlos en cuenta.


La herramienta NGS utiliza un detector de centello de yoduro de sodio contenido en una caja de presión que durante el registro se mantiene contra la pared del pozo por medio de un resorte inclinado.

Los rayos gamma emitidos por la formación casi nunca alcanzan el detector directamente. Más bien, están dispersos y pierden energía por medio de tres interacciones posibles con la formación: efecto fotoeléctrico, dispersión de Compton, y producción de pares. Debido a estas interacciones y a la respuesta del detector centello el yoduro de sodio, los espectros originales se convierten en los espectros manchados.



El registro NGS se puede utilizar para detectar, identificar y evaluar minerales radioactivos y también para identificar el tipo de arcilla y calcular los volúmenes de arcillosa.

La combinación del registro NGS con otras mediciones sensibles a la litología permite el análisis mineral volumétrico de mezclas litológicas muy complejas, permite que los minerales se identifiquen con más certezas y los volúmenes se calculan con mayor precisión. La respuesta del uranio del registro NGS a veces es útil como indicador de fluido movido para pozos perforados en yacimientos previamente explotados.


Este tipo de registro mide el potencial eléctrico que se produce debido a la interacción del agua de formación innata , el fluido de perforación conductivo y ciertas rocas selectivas de iones (lutitas).Esta diferencia de potencial se mide con ayuda de dos electrodos uno móvil en el pozo y otro electrodo fijo en la superficie .



  • Tipo de fluido que se utiliza en la perforación (Lodo).
  • Diámetro de invasión, la inclusiones de lutitas.
  • La temperatura y la resistividad de la formación.
  • El espesor de capa, la baja permeabilidad, las fracturas y fallas
  • Depletación de reservorios.

Las curvas SP son usadas para: 

  • Seleccionar zonas permeables.
  • Determinar valores de Rw (resistividad del agua de formación).
  • Estimar el contenido arcilloso de la roca reservorio.
  • Correlacionar unidades litológicas y ayuda a definir modelos depositación ales.
  • Identificación de pasos de falla.
  • Ayuda a definir arenas drenadas.



Este componente se produce debido al potencial que se establece entre dos soluciones de diferentes salinidades por lo cual va haber un flujo de iones de la de mayor concentración a la de menor.Los iones Na+ y Clpueden difundirse de cualquiera de las soluciones a la otra.

 De acuerdo al tipo de contacto hay de dos tipos:

  • Potencial de Contacto Liquido: Esto se da entre la zona lavada y virgen ya que se encuentra en contacto directo sin que haya alguna membrana que impida el paso libre de los iones. Pero como la salinidad del agua de formación es mayor los iones migraràn hacia la zona lavada, Por lo tanto la zona lavada se cargaría negativamente y la zona virgen positivamente. 
  • Potencial de Membrana:  Esto se da cuando el contacto entre dos soluciones no es directo sino a través de una membrana en este caso la membrana seria la lutita la cual debido a la estructura laminar y a las cargas en sus laminas van ser permeables al Na+ y no van dejar pasar el Cl- por lo que el lodo se cargaría positivamente y la zona virgen negativamente.


Es el potencial causado por la diferencia de potencial cuando un electrolito es forzado a ingresar a una formación permeable, esto sin embargo se da también cuando existe una presión diferencial causada entre el filtrado del lodo y las paredes del pozo originando y formando costra o revoque.


 Si las salinidad del filtrado del lodo es mayor a la salinidad del agua de formación entonces la deflexión en las curva SP será hacia la derecha, caso contrario la salinidad del agua de formación es mucho mayor a la del filtrado del lodo.

 La lectura SP tan solo representa una parte de la curva del SSP la cual ella si te registra el potencial total de todas las zonas. El SSP se da debido a la corriente que pasa por todo el medio que pasa y es: el pozo, la zona invadida, la parte virgen y la formación permeable lutita o arcilla. Y esta se mide cuando se toman las diferencias de potencial en las líneas bases de lutita y areniscas.



The general functions of drilling fluids are fairly standardized. Since most drilling operations rely on liquid drilling fluids, we will make them our main concern. The eight basic functions of drilling fluids are listed below.

  • Transportation of cuttings to surface.
  • Suspension of cuttings when circulation is stopped.
  • Control of annular pressure.
  •  Lubrication and cooling of the drilling assembly.
  •  Provision of wall support
  • Suspension of drilling assembly and casing
  • Delivery of hydraulic energy
  •  Provision of a suitable medium for wireline logging.




The hole must be properly cleaned to prevent cuttings from accumulating in the annulus, which could cause increased torque, drag, fill or hydrostatic pressure.


This may result in stuck pipe, loss circulation, pipe failure or a decrease in penetration. Since cuttings are heavier than the drilling fluid, they are lifted out of the hole by the fluid flowing in the annulus. Gravity will try to cause the cuttings to fall toward the bottom of the hole. The speed at which the cuttings fall depends on particle size, shape, density and fluid viscosity.


Cuttings will try to fall to bottom when circulation is stopped unless the drilling fluid forms a gel-like structure. This gel-like structure should suspend or hold the cuttings in place until circulation is started again. Excessive surge and swab pressures may be caused if the mud remains in a gel-like structure once circulation has started.


Since formation fluids (oil, water or gas) are under great pressure, they must be balanced or overbalanced to prevent uncontrolled flow. The hydrostatic pressure of the mud in the annulus accomplishes this.


As the bit drills on bottom and the drillstring turns in the hole extreme heat is developed. This heat must be absorbed by the drilling fluid and carried away from the bottom of the hole. The drilling fluid must also lubricate the casing, drillstring and bit. Lubricating properties can be improved by the addition of special materials (dispersants, friction reducers). This may also increase bit life, decrease torque and drag, reduce pump pressure and reduce frictional wear on the drillstring and casing.


The formation could fall into the wellbore before casing is set unless support is replaced by the drilling fluid. The amount of support required to prevent this from occurring depends on the formation. Little support is needed in a very firm formation, whereas consolidated or fairly firm formations may be supported just by the mud density. In weak or unconsolidated formations the drilling fluid must have the ability to form a thin, tough wall cake in the hole.


The drillstring and casing weight can exceed many thousands of pounds and develop extreme stress on the rig’s structure. These extreme weights can be partly supported by the buoyant force of the drilling fluid. This force is dependent on the weight of the fluid and the displacement of the pipe.


The drillstring and casing weight can exceed many thousands of pounds and develop extreme stress on the rig’s structure. These extreme weights can be partly supported by the buoyant force of the drilling fluid. This force is dependent on the weight of the fluid and the displacement of the pipe.

A high velocity is developed as drilling fluid passes through bit nozzles during circulation. This velocity, or hydraulic force, will keep the area under the bit clean, so the bit will not have to regrind the old cuttings, causing a reduction in penetration rate. The physical properties and velocity of the drilling fluid help keep the area under the bit clean.


The following side effects should be minimized while drilling.

  • Open hole formation damage.
  • Casing and drillstring corrosion.
  • Penetration rate reduction.
  •  Circulation, surge and swab problems.
  • Lost circulation.
  •  Drill string sticking.
  •  Wellbore erosion.
  • Settling in the pits.
  • Mud pump wear.
  • Cement and environmental contamination.

Formation damage can appear in two different forms: a reduction in hydrocarbon production or wellbore stability. Many types of drilling fluids will alter formation characteristics, but some formations are more sensitive than others and some fluids more damaging. Particularly sensitive formations (e.g., hydropressured or bentonitic shale may require special drilling fluids, treating chemicals or other considerations.


 The steel tubulars in the hole may be subject to a corrosive environment from the drilling fluid and formation. Chemical treatment of the drilling fluid or adding a protective coating to the surface of the steel can minimize the corrosive effect.


Many factors affect the penetration rate, but the difference between formation pressure and hydrostatic pressure is the most significant. If the hydrostatic pressure of the drilling fluid is much higher than the formation pressure, a reduction in penetration rate will occur.


A thick filter cake can also contribute to surge and swab pressures that might result in a kick. Excessive viscosity limits the flow rate, puts extra stress on the pump and may also reduce penetration rates if sufficient pressure at the bit cannot be achieved.


Lost circulation can be caused when hydrostatic pressure exceeds the strength of the formation. High pressures can also be the result of bad tripping or drilling practices, high mud weight and/or fluid viscosity. High drilling fluid and well cost, along with the chance of taking a kick are the results of lost circulation.



An excessive amount of cuttings in the hole is one cause of pipe sticking, but the most significant type of sticking is when the pipe is embedded in a thick filter cake. Pipe sticking can lead to expensive fishing jobs and increase the well cost.


Problems with wireline logging, cementing and stuck pipe are just a few of the difficulties of wellbore erosion. There are two types of wellbore erosion, physical and chemical. Pumping the drilling fluid up the annulus at a lower velocity will help reduce physical erosion. Chemical erosion depends on the chemical reaction between the drilling fluid and the formation.


The same gel strength that prevents the cutting from falling in the well when circulation is stopped can also prevent unwanted solids from falling in the pits. Gravity does cause some of the solids to fall to the pit bottom.


Those same solids can cause excessive pump wear if solids are not removed. The most abrasive solid is probably sand incorporated into the fluid while drilling. This sand should be removed by solids control equipment.


Some drilling fluids that are good for drilling operations are incompatible with slurries of cement. A flush, wash or spacer fluid should be used to separate the cement and the drilling fluid.




HISTORIA DE LA REFINACION EN EL PERU. En 1852, el físico y geólogo canadiense Abraham Gessner obtuvo una patente para producir a partir de petróleo crudo un combustible para lámparas relativamente limpio y barato, el queroseno. Tres años más tarde, el químico estadounidense Benjamín Silliman publicó un informe que indicaba la amplia gama de productos útiles que se podían obtener mediante la destilación del petróleo.

Con ello empezó la búsqueda de mayores suministros de petróleo. Hacía años que la gente sabía que en los pozos perforados para obtener agua o sal se producían en ocasiones filtraciones de petróleo, por lo que pronto surgió la idea de realizar perforaciones para obtenerlo. Los primeros pozos de este tipo se perforaron en Alemania entre 1857 y 1859, pero el acontecimiento que obtuvo fama mundial fue la perforación de un pozo petrolífero cerca de Oil Creek, en Pennsylvania (Estados Unidos), llevada a cabo por Edwin L. Drake, el Coronel, en 1859. Drake, contratado por el industrial estadounidense George H. Bissell —que también proporcionó a Sillimar muestras de rocas petrolíferas para su informe—, perforó en busca del supuesto “depósito matriz”, del que parece ser surgían las filtraciones de petróleo de Pennsylvania occidental. El depósito encontrado por Drake era poco profundo (21,2 m) y el petróleo era de tipo parafínico, muy fluido y fácil de destilar.

El éxito de Drake marcó el comienzo del rápido crecimiento de la moderna industria petrolera. La comunidad


científica no tardó en prestar atención al petróleo, y se desarrollaron hipótesis coherentes para explicar su formación, su movimiento ascendente y su confinamiento en depósitos. Con la invención del automóvil y las necesidades energéticas surgidas en la I Guerra Mundial, la industria del petróleo se convirtió en uno de los cimientos de la sociedad industrial.

Desde el principio era la transformación de los procesos primarios a secundarios principalmente la gasolina y aquellos productos gaseosa eran llevados hacia la atmósfera. La fuente de carbón mineral, la fermentación de los carbohidratos para la obtención del alcohol y del alcohol etílico son generados por la destilación. Durante la segunda guerra mundial se dieron la obtención de productos sintéticos para reemplazar a los productos naturales, lo que en desarrollo se a ido transformando en un proceso de refinación mas liviana

En el Perú, desde hace tiempo ya se extraía el petróleo, en Santa Elena, Cerros de Amotape y las emanaciones de Pirin. En el Perú antigua el petróleo se usaba en la brea en construcciones, en ceremonias rituales y medicinales  así como las leyendas. El petróleo ya se había conocido hasta la actualidad y su extracción y refinación se dio después de que llegaran los españoles.

En 1863, le ing., A. Prentice de la fabrica de Gas de Lima, llego a Zorritos y exploto el petróleo liviano de 35 grados API. El Estadounidense Larkin, formo la Compañía Peruana de Petróleo lo cual llego en 1866 se llego a producir en tres pozos 480 barriles por dia. Luego de un declive Larkin se retira del país. En 1871 se constituyo la compañía Peruana de Refinación del Petróleo sucesora de la compañía Peruana de petróleo, que fue la primera empresa refinadora del país.


Después las empresas extranjeras incursionaron por el país. En 1661 se fundo la Heath, Petroleum Co., y la empresa Perú Petroleum Company. En 1911, la London Pacific trabajaba en la propiedad de Tweddle y Keswick. Donde se encontraba la brea y pariñas y las Lobitos Oilfields Ltd. En donde se refinaba el petróleo. En el gobierno de Oscar Raymundo Benavides se compro una refinería de 1200 barriles diarios de capacidad a la que se conoció como Villar. En lo cual  producido kerosén, diesel y residual.

En 1940 se inicio la industria estatal de refinación del petróleo poniéndose en servicio en zorritos con 1300 Bb. /d.

En 1954 se desmonto la refinería del villar de zorritos y se traslado a Iquitos donde inicio sus operaciones con 1100 Bb. /d, suministrados por la compañía Ganso Azul. S obtenía Kerosén, diesel, y petróleo industrial. En 1982 se crea la refinería de Iquitos. En la Década de los 60 la refinería de talara se amplia y se construyo la unidad de destilación primaria con capacidad para procesar 62000 Bb. /d. En 1962 inicio operaciones la refinería Conchan diseñada para tratar 2200 Bb./d., y ya en 1867 se construyo la unidad de destilación al Vació de 3000bb/d., Empresas japonesas crearon la refinería la Pampilla  la cual se inauguro en 1967 ubicada al norte del callao teniendo como base las destilaciones de craqueo catalítico y reformacion catalítica, única en el país para la obtención de gasolina de alto octanaje. En 1868 se amplio la capacidad de destilación primaria de la refinería de conchan y una unidad de destilación al vació

Petroperu firmo un contrato de explotación en Corrientes _Pava yacu en donde se dio un promedio de 7257 bb/d., con un buen crudo de alta calidad. En 1991 Petroperu subasto la refinería Conchan. En la actualidad existen 7 refinerías operativas las cuales en la cual la Refinería de Talara es la mas antigua.



Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas y a medida que aumenta la temperatura se van


evaporando las moléculas más grandes. Las fracciones  más ligeras del crudo, como son los gases y la nafta, ascienden hasta la parte superior de la torre. A medida que descendemos, nos encontramos con los productos más pesados: el queroseno, gasoil ligero, gasoil pesado. En último lugar, se encuentra el residuo de fuel óleo atmosférico. Existen 2 tipos de tratamiento las cuales van a hacer uno fisico y el otro químico.

 Destilación fisica:

  1. Destilación  primaria o atmosférica.
  2. Destilación secundaria o al vació.

Destilación quimica:

  1.  Desintegración Térmica.
  2.   Desintegración Catalítica.

Otros procesos mas frecuentes:

  • Reducción de viscosidad
  • Reformación de naftas.
  • Desulfuración.
  • Fraccionamientos de líquidos.
  • Alquilación.
  •  Isomerización….etc.                       



La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo es conseguir, mediante calor, separar los diversos


componentes del crudo. Cuando el crudo llega a la refinería es sometido a un proceso denominado “destilación fraccionada”. En éste, el petróleo calentado es alimentado a una columna, llamado también “torre de fraccionamiento o de destilación”. El petróleo pasa primero por un calentador que alcanza una temperatura de 370ºC y posteriormente es introducido en una torre, donde comienza a circular y a evaporarse. De esta forma se separan los productos ligeros y los residuos.


Destilación al Vacío en el proceso de refinación significa que el producto a ser destilado se encuentra sometido a una presión por debajo de la atmosférica para que su punto de ebullición sea menor


Considerando que en una destilación atmosférica, operando a tan bajas presiones y tan altas temperaturas de zona flash como sea posible se vaporizará la máxima cantidad de hidrocarburos, sin embargo se estima que por los cortes del rango de destilación (TBP) entre 700 y 800 ºF. el residuo atmosférico (crudo reducido), aún contiene un gran volumen de destilados los cuales pueden ser recuperados mediante la operación de destilación al vacío.

La temperatura máxima en la zona flash de una columna. de destilación al vacío, pueden ser de hasta 1125 ºF Esta temperatura límite está fuertemente influenciada por el contenido de metales de los destilados, particularmente el Vanadio y otros como el níquel, cromo etc. Por el fondo de la torre se inyecta vapor de agotamiento para reducir la presión parcial del líquido del fondo que favorece la destilación. El fondo de la columna es de diámetro más reducido en su parte inferior para disminuir el tiempo en que el fondo permanece a una temperatura elevada. También se provee una línea de entrada de aceite de enfriamiento (quench) para proteger a las bombas de fondos.



El proceso de craqueo térmico, o pirolisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas— producida a partir de un barril de crudo. No obstante, la eficiencia del proceso era limitada porque, debido a las elevadas temperaturas y presiones, se depositaba una gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores..


Este cracking produce los hidrocarburos requeridos para naftas de números de octano elevado, pero además se obtiene hidrocarburos gaseosos que son materia prima para la petroquímica. Este a desplazado al térmico siendo el mejor proceso para transformar destilados de nafta.

Los procesos se clasifican en tres tipos:

  • Lecho Fijo: En este proceso se conduce los vapores del producto al reactor y se somete al periodo de regeneración del catalizador, trabajando con varios reactores, el proceso es continuo
  • Lecho Móvil: Se cambia la posición del catalizador yendo del reactor al regenerado
  • Lecho Fluido: En esta operación se hecha como catalizador polvo finamente pulverizado, al moverse del reactor al regenerador.


Es la reformación de la estructura molecular de las naftas. Las naftas extraídas directamente de la destilación primaria suelen tener moléculas lineales por lo que tienden a detonar por presión. Por eso el reforming se encarga de “reformar” dichas moléculas lineales en ramificadas y cíclicas.


     CH3(CH2)5CH3   —–PT/ SIO2/AL2O3———–   Tolueno



Se deshidrogenan alcanos tanto de cadena abierta como cíclica para obtener aromáticos, principalmente benceno, tolueno y xilenos, empleando catalizadores de platino -renio -alúmina. Es posible convertir ciclohexanos sustituidos en bencenos sustituidos; parafinas lineales como el n-heptano se convierten en tolueno y también los ciclo pentanos sustituidos pueden convertirse en aromáticos.


Proceso para la producción de un componente de gasolina de alto octano por síntesis de butilenos con isobutano. El proceso de alquilación es una síntesis química por medio de la cual se une un alcano ramificado al doble enlace de un alqueno, extraído del craking o segunda destilación. Al resultado de la síntesis se le denomina alquilado o gasolina alquilada, producto constituido por componentes isoparafínicos. Su objetivo es producir una fracción cuyas características tanto técnicas (alto octano) como ambientales (bajas presión de vapor y reactividad fotoquímica) la hacen hoy en día, uno de los componentes más importantes de la gasolina reformulada. La alquilación es un proceso catalítico que requiere de un catalizador de naturaleza ácida fuerte, y se utilizan para este propósito ya sea ácido fluorhídrico o ácido sulfúrico.


Convierte la cadena recta de los hidrocarburos parafínicos en una cadena ramificada. Se hace sin aumentar o disminuir ninguno de sus componentes. Las parafinas, son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, que poseen una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina.   Las reacciones de isomerización son promovidas por catalizador de platino.


Consiste en la conversión de hidrocarburos no saturados de peso molecular bajo (gases) por polimerización a combustibles para motores (naftas) de alto numero de octano.


Es el proceso mediante el cual al crudo o petróleo pasa por un lugar en donde se le extrae todas las composiciones de azufre y sus derivados.



Es una torre en donde puede tener hasta 9 metros de altura y es en donde el petróleo se fracciona de acuerdo al punto de ebullición. Además no solo existe una sino varias para tratamientos como destilación al vacío u otros para lo cual se hace el craqueen u otra reformaciones.


Estos platos son muy numerosos lo cual su objetivo es procurar un contacto eficiente entre los vapores y el líquido con un mínimo de caída de presión. En estos platos se van a depositar las sustancias fraccionadas del petróleo los cuales de acuerdo a su temperatura de ebullición ellas aumentan de arriba hacia abajo hasta darnos productos pesados en donde serán luego pasados a otra columna para su respectiva división por medio de su volatilidad.



Es donde el petróleo se calienta hasta a temperaturas elevadas no pasando los 400’C., ya que sino ocurriria un crackin o rompimiento de las moléculas del hidrocarburo.


Extraen el calor de un fluido a través de la absorción del otro lo cual hace enfriar el destilado a una temperatura considerable.


Los cortes laterales de Solvente y Diesel llegan a los coalescedores. Los coalescedores D-122 y D-123 son recipientes para separar el agua de las corrientes de Solvente y diesel. El D-122 internamente tiene anillos raschig para favorecer la coalescencia del agua. El D-123 en cambio es un recipiente simple de separación de agua del hidrocarburo.


Son recipientes de separación por decantación de la gasolina pesada (V-1) y liviana (V-2) del agua condensado en el sistema de enfriamiento de tope (E-1 y E-6) y en el sistema de enfriamiento de los gases y vapores de salida del acumulador V-1 (E-15). Cada acumulador dispone de un colector tipo pierna que es un acumulador de agua con control automático y/o manual, . El drum acumulador tope se maneja con control automático hacia los tanques de producción de gasolina. Acostumbran tener un rompedor de vórtice en el tubo de succión de la gasolina.


Para eliminar los mercaptanos y el H2S de hidrocarburos ligeros es usado la Cal y la sosa cáustica para eliminarlos constituyentes ácidos que están en el petróleo lo cual es usado frecuentemente para gases licuados para eliminar el H2S.



The testing of gas wells falls into two general classifications depending upon the status (Shut-in or Flowing) of the well prior to each rate of flow. If rates of flow are imposed in succession without allowing a shut-in period between the flow periods, the test is a multipoint type of test. If the well is test in between the various flow periods, the test is isochronal. A multipoint test is sometimes referred to as a three-, four-, or five point test, depending upon the number of rates of flow used in the test. A one-point test usually means that the well was started from shut-in at a predetermined rate of flow and was allowed to produce for an extended period of time. Deliverability tests are usually one-point tests run under specified conditions or tests in which the results are corrected to correspond to a specific set of conditions.


  • Multipoint Test (Flow After Flow “FAF”) – Natural Gas wells

Starting with a shut-in well, a series of flow rates-usually in increasing sequence-are imposed on the well at fixed time intervals. The objective of the test is to determine the open-flow potential of a well or to determine the exponent (slope) to be used with a one-point test. The exponent from the original multipoint test may be used with subsequent one-point tests to determine the open-flow potential for a well as the shut-in pressure decreases with production and time.


  • One-Point Test – Natural Gas wells:

Starting from shut-in, the well is opened to flow with producing pressures, temperatures, and rates of flow measured at specified time intervals. The duration of flow is one to three days or longer.

The one-point test is intended to include deliverability testing and tests to determine the maximum allowable or the contractual maximum quantity for a given well. The test, usually with production into a gathering system, extends over a period of 72 hours, with the production during the last 24 hours period being taken as the test rate. Regardless of the information required by the regulatory body or the gas sales contract , the engineers should use the one-point test as an opportunity to gain useful performance information on the well.

  • Isochronal Test – Natural Gas wells:

The Isochronal test consists of a series of one-point tests, each starting with the well shut-in and with the shut-in pressure constant or nearly constant with time. Producing pressures, temperatures and rates of flow are measured and recorded at specified time intervals after the well is opened to flow. The Isochornal Test is a series of one point tests, each of which starts with well shut-in and the shut-in pressure stabilized or built up to 95% of the stabilized pressure. After flow is started in the well, flowing pressures, temperatures, and instantaneous flow rates are measured at specified time intervals.



Convinient time intervals are 0.5, 1, 2, 3, 6, 24 hr, etc. The isochronal test usually consists of 2 to 4 one point tests with a minimum duration of 3 hours for each rate of flow. Occasionally, one of the series may be extended to 24 hours or more. Each shut-in pressure should be at least 95% of the highest shut-in pressure observed on the well during the series of one-point tests.

Comments on Isochronal Testing:

  • The advantage of isochronal testing gas wells is that it provides a method


    for eliminating the complicated pressure gradients in the reservoir that so often confuse the results of multipoint tests. It thereby permits the determination of the true value of the exponent “n” for the performance curves.

  • The results of an isochronal test are good measures of well performance over a period of years.


The wellbore should be cleaned of liquids by flowing at a high rate to a pipeline for a period of 24 hours.  If the well does not have a pipeline connection, it may be necessary to produce the well to the atmosphere for a short time if such action is considered safe. Extra precautions should be tanken on new wells to remove drilling mud, solids, and stimulation fluids from the wellbore. If the well has a low capacity to produce gas, extra care should be taken in swabbing the fluids from the wellbore during completion. The time and expense involved in cleaning the well can be kept to a minimum by installing acarefully sized tubing string in the well during completion. The well should be shut in for an appropriate period of time equalize the reservoir pressure around the wellbore. Even with the largest capacity wells, the period between completion and cleanup and connection to the pipeline should be used as the shut-in period.

During the shut-in period, gas measurement equipment should be prepared for use. If the gas is to be measured by an orifice meter, the meter should be calibrated, the diameters and condition of the run and plate should be verified and recorded, and the differential pen should be zeroed in accordance with good meter practice. If a separator is used, the flow rate should be controlled by a production choke, and pressure should be maintained on the spearator by the critical flow prover or a back-pressure regulator when an orifice meter is used. If a separator is not used, the rate of flow can be controlled at the wellhead by the critical flow prover.


  • The tester should understand the purpose of testing and know what information will be recorded.
  • All surface pressures at the wellhead should be measured by dead weight gauge.
  • The well should be conditioned for testing by removing liquids from the wellbore prior to measuring the shut-in pressure.
  • Multipoint tests should be run in increasing rate of flow sequence, and each flow period should last the same period of time. During each flow rate, wellhead flowing pressures and flow rate data should be recorded after 15-min period to permit a determination of the degree of stabilization.
  • The rate of liquid production should be observed at frequent intervals during testing to ensure good liquid-gas ratio information.
  • Multipoint tests on deep, large-capacity wells in reservoirs with high temperature should be preceded by a preflow test at a high rate to ensure temperature stabilization.


  1. Open-flow potential is the flow rate that would be obtained if the bottom-hole pressure opposite the sand face were reduced to zero pressure. The open-flow potential is independent of well equipment. ( the time dependency aspect should be kept in mind).
  2. Deliverability is the flowrate from a well against a specified pressure (usually a working pressure at the wellhead) after a specified period of time following a specified shut-in period.
  3. Official tests are tests required by regulatory agencies for alloweable purposes. The tester should obtain the test and calculation procedures from the appropriate regulatory agency before testing a well for allowable purposes. No attempt will be made outline official testing.