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Flujo vertical y horizontal de crudos pesados.
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo, dándose en este proceso diversos procesos de flujo, como   son laminar y turbulento dependiendo de la velocidad del fluido, así como el flujo horizontal yvertical dependiendo del espacio de tubería por donde se este desplazando el crudo.
En el pozo, los fluidos ascienden a través de la tubería de Producción venciendo la fuerza de gravedad, su aceleración y la fricción con las Paredes internas de la tubería, llegando al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Cuando un yacimiento de crudo pesado no dispone de la energía suficiente paratransportar al fluido a nivel de superficie, se realizan procesos de recuperación secundaria.
Cuando los fluidos van en ascenso a través de la tubería de producción y se está en presencia de un proceso como el bombeo mecánico o electrosumergible este flujo debe ser controlado pues en la parte más baja de la tubería (fondo del pozo) se encuentran las bombas, y la producción de arena típica en yacimientosde crudos pesados puede provocar desgaste severo de los equipos.
Transporte en la línea de flujo superficial (tubería horizontal):

En la producción de crudo pesado es muy común contar con un reductor de flujo en el cabezal con el fin de limitar la producción, minimizar la turbulencia y con eso lograr una menor producción de arena, así como controlar la caída de presión.
El propósito delestudio del flujo en tuberías en la industria petrolera es el de determinar las pérdidas de energía en el sistema causadas por la extracción de los fluidos desde el fondo del pozo a la superficie y su posterior transporte a la estación de flujo.
Desde el cabezal del pozo arranca la tubería o línea de flujo que, tendida sobre el suelo llega a la estación de flujo específicamente a un cañón omúltiple de producción diseñado para recibir, controlar y distribuir al flujo proveniente un pozo; dónde separa el gas del petróleo y el agua.
La etapa final para separar el gas del petróleo ocurre en tanques de almacenamiento, ubicados en la estación de flujo donde todavía se desprende gas.
El múltiple de resección ubicado en el patio del tanque (recibo, tratamiento y almacenamiento) lo cuales loscrudos que llegan a cada múltiple de colección son enviados a un tanque de recepción, una vez que se ha llenado este tanque de recibo, el crudo es enviado a un proceso de deshidratación (calentamiento, asentamiento, tanque de lavado) hasta que el contenido de agua en el crudo sea menor a 1%.
La etapa de deshidratación comienza a través de la inyección de emulsificante en el cañón de producción,ubicada en la estación de flujo, el agua que se separa en flujo es tratado químicamente (inhibidores, descamas, bactericidas, secuestrado de oxígenos, inhibidores de corrosión, etc.) luego del proceso de deshidratación, el crudo es transferido a tanques de almacenamiento de techo fijo, ya que se trata de crudos pesados y extra pesados. La práctica de usar techos dobles (uno fijo tipo domo y elotro flotante), está orientado a evitar la pérdida por vaporización de las fracciones más livianas del crudo.
Levantamiento artificial de los crudos pesados por bombeo mecánico y electrosumergible: diseño, ventajas y desventajas.
Bombeo mecánico.
Diseño: existen tres tipos de diseño más utilizados como lo son:
* Convencional
Este tipo de unidades son las más usadas; de bajos costos enmantenimiento. Es la unidad más conocida y popular de todos los campos petroleros, por ventajas económicas.
* Mark II
Es más eficiente que los convencionales. Es un diseño que parte del modelo convencional, se caracteriza por ser capaz de soportar más fluido sin necesidad de sobre cargar el equipo
* Balanceadas por aire
Son más complicadas y a la vez los costos de transportes son más bajos...