232
7. ANALISIS DE PRODUCTIVIDAD DE POZOS 7.1 INTRODUCCIÓN
En los capítulos anteriores se ha mostrado cómo determinar la capacidad de un pozo en un yacimiento para producir sus fluidos tanto para casos de flujo monofásico (aceite o gas) como para flujo bifásico (líquido y gas). Las curvas IPR se presentaron en forma estandarizada, mostrando la presión de fondo fluyendo, Pwf, en el eje de las ordenadas y la rata de flujo volumétrica correspondiente en el eje de las abscisas. Este tipo de representación muestra en forma gráfica la capacidad de producción en pozo en un momento dado. Hay que tener siempre presente que la IPR cambiará con el tiempo excepto en aquellos casos en donde se tenga garantizado un flujo estable. Este cambio de IPR se da bajo condiciones transientes, cuando el yacimiento se comporta como infinito, o bajo condiciones seudo-estables cuando la presión cambia contantemente con el tiempo. La capacidad de aporte de fluidos al pozo debe ser combinada con la capacidad de la tubería de producción para permitir el flujo vertical de los fluidos a través de ella y conocida como VLP (vertical flow performance). En el capitulo anterior se mostraron los procedimientos para hacer los cálculos de las caídas de presión para flujos monofásicos y multifásicos. Para una determinada presión en cabeza de pozo, Pwh, se requiere de una presión en el fondo de pozo, Pwf, la cual es dependiente de la presión hidrostática causada por el fluido y de las pérdidas de presión por fricción. Estas dos variables están intrínsecamente relacionadas a la vez con los valores de presión, pues la presión ejerce marcada influencia en la densidad de los fluidos y en los cambios de fases lo cual va a influenciar en la presión hidrostática y en los valores de la caída de presión por fricción. En el flujo multifásico, un incremento en el valor de presión que se ejerza en la cabeza de pozo va a provocar un incremento significativo significativo en el valor de la presión requerida en el fondo de pozo, pues ello generará que exista mayor cantidad de gas en solución y un incremento en la densidad promedio de los fluidos. El caso más común que se tendrá en los pozos es el flujo simultáneo de líquido y gas, pues aunque la presión de fondo de pozo se encuentrara por encima de la presión de burbuja, a medida que el fluido asciende en un pozo se llega a zonas de valores de presión decrecientes hasta llegar a la cabeza de pozo, en donde el valor de presión puede estar muy por debajo comparado con la presión de burbuja. Por lo anterior, en la mayoría de los cálculos hay que combinar el flujo monofásico con el flujo bifásico. El incremento de la relación gas-líquido, GLR, ocasiona una reducción en la presión hidrostática y con ello una reducción de la presión requerida en el fondo de pozo. Este es el propósito del levantamiento artificial por gas. Sin embargo, Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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existe un límite del GLR en donde la reducción de la presión hidrostática es contrarrestada por el incremento de las caídas de presión por fricción. En este capítulo se estudiará el flujo vertical natural de fluidos del pozo combinado con la capacidad de aporte del yacimiento al pozo, lo cual será ilustrado con ejemplos. 7.2 COMBINACIÓN DE IPR CON VLP
La forma tradicional de resolver los problemas se muestra en forma gráfica en la figura 7-1. La curva de IPR muestra el caudal de flujo volumétrico, q , en función de la presión de fondo de pozo fluyendo, P wf . Luego, para una presión de cabeza de pozo dada, P wh , se calcula la presión de fondo de pozo (P wf ) necesaria para cada rata de flujo (q ) realizando un cálculo de balance de energía. Estos cálculos son graficados como se muestra en la figura 7-1. La intersección de las dos curvas da el valor de la rata de producción esperada y la presión de fondo de pozo fluyendo. Generalmente, la curva VLP tiene más tendencia a ser lineal, con una pendiente relativamente baja. Para sistemas de fluidos con una GLR baja, la presión hidrostática será la mayor responsable del gradiente de presión en el pozo, lo que implica que la caída de presión por fricción es relativamente pequeña pues es un componente afectado solamente por la rata de flujo, y la curva VLP será casi horizontal.
Figura 7-1 Combinación de IPR con VLP Para sistemas de fluidos que tengan un valor alto de GLR o para pozos de gas, la curva VLP no se espera que sea tan lineal. A valores bajos de rata de flujo y donde exista flujo laminar, mientras que la caída de presión por fricción es Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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proporcional al cuadrado de la velocidad, el factor de fricción baja rápidamente como se puede ver en un diagrama de Moody. Por ello, puede haber una rata de flujo donde la presión de fondo de pozo fluyendo requerida tenga un mínimo. De igual manera, la forma de la curva VLP a ratas de flujo bajas puede ser afectada por la acumulación de líquido debido a que no hay suficiente momentum para transportar el líquido. Al aumentar la rata de flujo, o en flujo turbulento, la relación entre el factor de fricción y el número de Reynolds tiene una forma más plana, resultando en un incremento de la caída de presión por fricción asociado a un incremento de la presión de fondo de pozo. EJEMPLO 7.1 CÁLCULO DE IPR Y VLP PARA FLUJO MONOFÁSICO Un pozo produce solamente petróleo y tiene una IPR que está representada por la ecuación Pwf = 5651 − 5.54q . Si la profundidad del pozo es 8000 ft, la gravedad del fluido es API=34, la temperatura promedio de los fluidos en el pozo es 220 °F, el diámetro interno del tubo, ID=2 in, la rugosidad relativa es Ɛ=0.0006, calcular la producción natural esperada del pozo para estas condiciones y su respectiva P wf , si se considera que la presión en cabeza de pozo es 0 psi y que la presión de burbuja del fluido también es 0 psi. El yacimiento produce a condiciones estables y no existe daño de formación. SOLUCIÓN Se debe graficar en un mismo gráfico la línea de IPR y la de comportamiento de la tubería, VLP. La IPR según el enunciado del problema es una línea recta, pues hay condiciones estables y se produce solo líquido pues siempre el fluido se encuentra a una presión superior a la presión de burbuja. Los valores para construir la curva IPR se presentan en la tabla 7-1. Tabla 7-1 IPR del pozo q (STB/D)
Pwf (Psi)
0
5651
100
5097
500
2881
1020
0
Luego se debe calcular el comportamiento de la tubería. Para ello se deben suponer unos caudales y calcular la correspondiente presión de fondo de pozo requerida para cada caudal. Siendo el fluido monofásico no sería necesario usar las correlaciones de flujo multifásico y las pérdidas de presión por cambios de velocidad se pueden considerar despreciables. Se puede calcular solamente los efectos de los cambios en energía potencial (presión hidrostática) y las pérdidas por fricción. Haciendo uso del computador se puede estimar mediante Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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correlaciones los efectos de la presión y la temperatura en las propiedades del crudo (factor volumétrico, viscosidad). Tomando un solo tramo de tubería se obtuvo los resultados que se muestran en la tabla 7-2. Tabla 7-2 q (STB/d) 100 200 300 500 700
Velocidad (ft/s) 0.30 0.60 0.89 1.49 2.09
NRe
f
∆ Pf (psi)
∆ Ph (psi)
2441 4882 7323 12204 17086
0.046 0.038 0.034 0.029 0.027
1.1 3.7 7.4 18.0 32.4
2961.9 2961.9 2961.9 2961.9 2961.9
∆P
total (psi) 2963.0 2965.5 2969.3 2979.9 2994.3
6000 5000
i 4000 s p , 3000 f w P 2000 1000 0 0
200
400
600
800
1000
1200
Caudal, STB/d Figura 7.1 Solución gráfica para el ejemplo 7.1 De los resultados mostrados en la tabla 7-2 se puede hacer varias observaciones. Una de ellas es que debido a que se trata de un sistema líquido de muy baja compresibilidad, el efecto de la presión hidrostática es independiente de las ratas de flujo. El componente de fricción se debe calcular para cada rata de flujo y depende del número de Reynolds y de la viscosidad del fluido. El componente de fricción es muy pequeño comparado con el componente de la presión hidrostática. Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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La figura muestra la combinación IPR y VLP para el ejemplo. La VLP es casi horizontal. La intersección de las dos curvas se da en el punto donde la rata de flujo es 500 STB/d y la Pwf es 2824 psi y bajo estas condiciones el pozo tendrá flujo natural sin ningún tipo de ayuda artificial. EJEMPLO 7.2 IMPACTO DE LA RELACIÓN GAS-LIQUIDO Desarrollar curvas de gradiente de presión, utilizando el método de Hagedorn & Brown, para el mismo sistema del ejemplo anterior para una caudal de 500 STB/d y GLRs de 200 a 800 scf/STB (si se inyectara gas en la tubería), con una presión en cabeza de 100 psi, un temperatura en cabeza de pozo de 120 °F y de fondo de pozo de 200 °F. Estimar cual es el gradiente de presión promedio para el intervalo comprendido entre 5000 ft y 8000 ft a GLR de 300 y de 800 scf/STB. SOLUCIÓN Parte 1. Con la ayuda de computador se desarrolló un procedimiento para que hiciera el cálculo a intervalos de 1000 ft. En la tabla 7-3 se muestran los resultados numéricamente y con ellos se preparó la figura que contiene las curvas de gradiente para cada una de las GLR. Se puede observar que la mayor presión de fondo de pozo requerida (2724 psi) corresponde al más bajo de GLR (100 scf/STB) y la menor presión de fondo de pozo (1034 psi) corresponde al mayor valor de GLR (800 scf/STB). Se observa también que la diferencia de valores de presión de fondo de pozo para los GLR de 800 y 700 scf/STB es tan solo de 41 psi. Parte 2. De datos de la tabla 7-3, en el intervalo de 5000 ft a 8000 ft el gradiente de presión para GLR=300 scf/STB es de, 1800 − 890 8000 − 5000
=
0.303 psi/ft
En el intervalo de 5000 ft a 8000 ft el gradiente de presión para GLR=800 scf/STB es de, 1034 − 629 8000 − 5000
=
0.135 psi/ft
EJEMPLO 7.3. IMPACTO DE LA PRESIÓN EN CABEZA Para el mismo ejemplo anterior, construya VLP para presiones en cabeza de 0 psi, 100 psi y 500 psi y teniendo una GLR=200. SOLUCIÓN Con el programa elaborado en computador se calcularon las presiones de fondo para caudales de 100 a 1000 STB/d y para una GLR artificial (inyección de gas) Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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fija de 200 scf/STB. Los resultados se muestran en la tabla 7-4 y se graficaron como se muestra en la figura 7-3. Tabla 7-3 Depth (ft) 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Presión, psi GLR=100 GLR=200 GLR=300 GLR=400 GLR=500 GLR=600 GLR=700 GLR=800 100 285 611 965 1319 1672 2024 2374 2724
100 220 375 594 875 1213 1555 1897 2238
100 206 331 476 662 890 1158 1471 1800
100 200 314 442 584 755 957 1189 1448
100 196 304 424 554 695 858 1045 1255
100 193 296 410 534 666 808 966 1142
100 190 291 400 519 645 779 921 1075
100 189 286 393 507 629 757 893 1034
Presión, psi 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0
1000
2000
3000
P r o f u 4000 n d i d a d 5000 , f t
6000
GLR=100
7000
GLR=800 8000
GLR=400
GLR=300
GLR=200
9000
Figura 7.2 Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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Curvas de gradiente para el ejemplo 7.2
Tabla 7-4 Datos de las curvas VLP ejemplo 7.3 q (STB/d) 100 300 500 700 900 1000
Pwf (psi) Pwh =0 psi 1874 1795 1894 1992 2090 2134
Pwh =100 psi
Pwh =500 psi
2331 2232 2290 2346 2413 2443
3242 3191 3204 3224 3249 3264
6000 5000 4000
i s p , 3000 f
Pwh=500 psi Pwh=100 psi
w
P
2000
Pwh=0 psi
1000 0 0
200
400
600
800
1000
1200
Caudal, STB/d
Figura 7.3 Curvas VLP para el ejemplo 7.3 Puede verse el efecto que tiene la presión en cabeza de pozo sobre la productividad del mismo y sobre las pérdidas de presión por fricción. Para una Pwh=0 psi la rata de flujo es 660 STB/d, para una Pwh=100 psi la rata de flujo es 600 STB/d y para una Pwh=500 psi la rata de flujo es de 440 STB/d. Ahora, la caída de presión a lo largo de todo el tramo para Pwh=0 psi es de 2134 psi, para Pwh=100 psi es de 2343 psi, y para Pwh=500 psi es de 2764 psi. Este problema demuestra la importancia que tiene una adecuada escogencia de la presión en cabeza de pozo y del equipo de superficie que condiciona las necesidades de presión en cabeza de pozo. Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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EJEMPLO 7.4 IMPACTO DE LOS CAMBIOS EN LA IPR DEL POZO La capacidad de flujo de los pozos se ve afectada por la depleción natural de la presión de los yacimientos. Tomando el ejemplo de capítulos anteriores (caso seudo-estable) en donde se construyeron IPR para varias presiones de yacimiento que tiene una presión inicial de 5651 psi, que luego se reduce a 5000 y 4000 psi , y que no presenta daño, mostrar el resultado construyendo la VLP para una presión en cabeza de 100 psi. SOLUCIÓN La solución se muestra en la siguiente figura en donde se ve el impacto del cambio de la presión del yacimiento. Para la presión inicial la producción es 530 STB/d y se reduce a 400 STB/d y 215 STB/d cuando la presión de yacimiento declina a 5000 psi y 4000 psi respectivamente. 6000 P=5651 5000
P=5000
4000
P=4000
i s p , 3000 f w
P
2000 1000 0 0
100 200 300 400 500 600 700 80 0 9 00 1000 1100 1200
q, STB/d Figura 7.4 Efecto de los cambios en la IPR para el ejemplo 7.4 EJEMPLO 7.5 IMPACTO DE LOS CAMBIOS EN FACTOR SKIN DEL POZO. Para el mismo pozo tomado en los ejemplos anteriores, construir las IPR para valores de daño de 0, 5 y 10, luego construir la VLP para una presión en cabeza de 100 psi y sin inyección de gas (GLR=0). SOLUCIÓN Se construyen las IPR para daños de 0, 5 y 10. Con el programa de computador se calcula la VLP. Los resultados se muestran en la siguiente gráfica que destaca Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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el efecto de la declinación de la productividad debida al daño de formación. La producción es 530 STB/d, 330 STB/d y 240 STB/d para factores de daño de 0, 5 y 10 respectivamente. 6000
s=0 s=5 s=10
5000 4000
i s p , 3000 f
!P
w
P
2000 1000 0 0
100 200 300 400 500 60 0 700 800 9 00 1000 1100 1200
q, STB/d Figura 7.5 Efecto del factor S para el ejemplo 7.5 7.3 IPR Y VLP PARA YACIMIENTOS SATURADOS (FLUJO BIFÁSICO)
La diferencia entre los yacimientos que están subsaturados (fluye una sola fase) y los saturados (fluye gas y líquid) está en que la GLR de estos últimos varía con el tiempo a medida que declina la presión del yacimiento. El gas que sale de la solución en el yacimiento puede pasar a ser parte de la capa de gas y a la vez fluir en forma libre en el yacimiento. Este gas libre se mezclará con el petróleo, que también lleva algo de gas en solución, una vez lleguen los dos al pozo. Este hará que la curva VLP cambie con el tiempo moviéndose hacia abajo en la gráfica que se construye para el análisis. A la vez, la IPR también cambiará por la declinación de la presión del yacimiento, dándose un efecto compuesto que incide en forma significante en el comportamiento de la producción del pozo. Gráficamente este proceso se muestra en la Figura 7-2. El comportamiento mostrado en la Figura 7-2 se puede observar en aquellas pozos que fluyen naturalmente. Este proceso es mas notorio a los inicios de la producción cuando la presión del yacimiento es alta y el petróleo contiene grandes cantidades de gas en solución. A medida que avance el tiempo, la GLR Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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de producción aumentará, y el espaciamiento entre las curvas VLP se hará menor hasta llegar a superponerse.
Figura 7-2 Variación de la IPR y de la VLP para un pozo EJEMPLO 7.6 PRODUCTIVIDAD DE POZO EN YACIMIENTO SATURADO Determinar la capacidad de producción de un pozo para que produzca por tuberías de diámetro nominal de 2 3/8”, 2 7/8” y 3 ½”. Otros datos del pozo son: Pr=3482 psi Pb=3600 psi Prof.=8000 ft Pwh=200 psi GLR=400 scf/STB API=35 fw=0.5 ϫg=0.65 Cuando el pozo fue probado, para una Pwf=3445 psi la rata de liquid, q L=320 STB/d. SOLUCIÓN Como el yacimiento está por debajo de la presión de burbuja, el flujo es bifásico y para estimar la IPR se puede aplicar la correlación de Vogel. qo max
qo
=
1 − 0.2
Pwf Pr
Pwf Pr
− 0.8
2
320
=
1 − 0.2
3445 3445 − 0.8 3482 3482
2
= 16810 STB/d
Con este valor se puede calcular la IPR. Es evidente que la capacidad del producción del pozo es muy alta pues su AOF=16810 STB/d.
Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
242
Para calcular las VLP se puede usar la correlación de Hagedorn & Brown. Los diámetros reales correspondientes a los nominales son 1.995 in, 2.441 in y 2.992 respectivamente. La tabla 7-5 y la figura 7-3 muestran los resultados. Tabla 7-5 VLP para el ejemplo 7.6 Pwf"$$ psi
q, STB/d 400 800 1000 1500 2000 3000 5000 6000 8000 10000
d"#%&&' in
d"%# in
d"%&& in
2083 2323 2437 2728 3026 3636
1946 2071 2133 2298 2459 2804 3550
1985 1936 1968 2048 2136 2321 2729 2937
Pwf"#$$ psi d"*%'+
2063 2206 2504 2811
4000 IPR
3500
d=2 3/8
3000
d=2 7/8"
i 2500 s p , 2000 f
d=3 1/2" Pwh=100 d=4"
w
P
1500 1000 500 0 0
2000
40 00
6000
8 000
10000 12000 14000 16000
q, STB/d
Figura 7-3 IPR y VLPs para el ejemplo 7.6 Se puede leer en la figura las producciones para cada tubería son: 2200 STB/d para el tubo de 2 3/8”, 3600 STB/d para el tubo de 2 7/8” y 5300 para el tubo de 3 1/2”. Se nota que la producción del pozo está limitada por la dimensión de la tubería. Se trazó la VLP con un tubo de mayor diámetro, 4” nominal (3.548” real) y se bajó la Pwh a 100 psi y con ellos se logra aumentar el caudal a 7700 STB/d. 7.4 EFECTO DE LA LÍNEA DE FLUJO
Hasta ahora se ha mostrado el efecto de la presión en cabeza de pozo sobre la caída de presión en la tubería de producción y se ha visto cómo la presión promedio en la tubería de producción afecta al volumen de los fluidos en ella, en Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
243
especial al volumen de gas, haciendo que el hold-up de líquido disminuya y con ello también disminuya la presión hidrostática. Si el pozo le está entregando la producción a una línea de flujo en superficie, la presión en cabeza de pozo será igual a la suma de la presión que se tenga en el separador y la caída de presión en la línea de flujo, asumiendo que no existe choque en cabeza de pozo. En muchos casos, la capacidad de producción de un pozo se ve limitada por las líneas de flujo que causan altas caídas de presión, ya sea por lo demasiado largas o por tener un diámetro pequeño. Muchas veces los operadores no le prestan atención a este hecho y usan cualquier diámetro para las líneas de flujo, o en otros casos unen líneas de flujo de diferentes pozos sin aumentar los diámetros del punto de unión en adelante. Este hecho afecta negativamente la producción de los pozos, especialmente en aquellos casos en donde se use gas lift pues la caída de presión aumenta a medida que la rata de gas incrementa. El efecto del tamaño de las líneas de flujo será ilustrado con un ejemplo. EJEMPLO 7.7. EFECTO DE LA LÍNEA DE FLUJO Los siguientes datos pertenecen a un pozo que no tiene choque en cabeza. La línea de flujo en superficie actual inicialmente tiene un diámetro de 2” pero se quiere aumentar a 3”. La presión en el separador actual es de 100 psi pero se quiere disminuir a 50 psi. Investigar los efectos de usar las diferentes opciones de diámetro de la línea de flujo y de presión en el separador. Otros datos del pozo son: La presión de yacimiento es 2400 psi, que es igual a la presión de burbuja, de una prueba realizada q=710 STB/d para una Pwf=2000 psi. La longitud de la línea de flujo es 3000 ft, f w=0, ID del tubing es 2.441 in (2 7/8”), longitud del tubing es 7000 ft, GLR=800 scf/STB, temperatura promedio de fluidos 120 °F, ϫg=0.65, API= 28. SOLUCIÓN Primero estimar la AOF del pozo para con ella calcular la IPR. qmax
=
710
2000 2000 1 − 0.2 − 0.8 2400 2400
2
=
2556 STB/d
La IPR se presenta en la tabla 7-6. Si se toma como nodo el fondo de pozo, entonces el outflow del nodo es: Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
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Ps ep +∆Pl in ea d e f luj o +∆Ptbg
=
Pwf
Entonces se debe usar una correlación para calcular la caída de presión en la línea de flujo (horizontal) y hacer otro cálculo para la tubería vertical. Se usará entonces la correlación de Beggs & Brill que puede hacer ambos cálculos y se debe hacer lo siguiente: • •
Para varias ratas de flujo, encontrar Pwh, usando la presión de separador y la correlación horizontal. Para cada rata de flujo y su correspondiente Pwh, usar la correlación para calcular la caída de presión en la tubería vertical y hallar Pwf. Tabla 7-6 IPR para el ejemplo 7.7 q (STB/d)
Pwf (psi)
2556 2414 2158 1789 1306 710 0
0 400 800 1200 1600 2000 2400
Los resultados para una presión de separador de 100 psi y una línea de flujo de 2” se muestran en la tabla 7-7 y 7-8 y en la gráfica 7-4. Tabla 7-7 Datos de salida del nodo Ej. 7.7 q (STB/d)
P sep"#$$ psi d" Pwh (psi)
P wf (psi)
500
251
1676
900
423
2056
1200
563
2349
1500
711
2667
Si se quiere saber el efecto para una línea de superficie de diámetro 3” hay que repetir todo el procedimiento usando este nuevo diámetro en la línea de flujo. Los resultados se muestran en la tabla 7-8.
Productividad de Pozos de Hidrocarburos – Luis Fernando Bonilla Camacho
245
Tabla 7-8 P sep"#$$ psi d"*
q (STB/d)
Pwh (psi)
P wf (psi)
500
139
1409
900
178
1593
1200
215
1772
2000
325
2316
3000 IPR 2500
d=2" d=3"
2000 i s p , 1500 f w
P 1000
500 0 0
500
1000
1500
2000
2500
q, STB/d
Figura 7-4 Comportamiento de la presiones en tuberías ejemplo 7.7 Se puede ver que la línea de flujo de 2” permite tener una producción de 790 STB/d mientras que la de 3” ofrece una producción de 1130 STB/d. 7.5 REFERENCIAS
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5. Economides, M. & Hill, D. & Ehlig, C. & Zhu, D. (2012). Petroleum Production Systems (Second Edition). Prentice Hall. Upper Saddle River, New Jersey. 6. Golan, M. , Whitson, C. H. Well Performance. Tapir Edition. Norway, 1996. 7. Guo, B. & Lyons, W. & Ghalambor, A. (2007). Petroleum Production Engineering, A Computer-Assisted Approach. Elsevier Inc. Burlington, MA, USA. 8. Lea, J. F., & Nickens, H. V. (1999, January 1). Selection of Artificial Lift. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/52157-MS 9. Lea, J. F., & Winkler, H. W. (1994, January 1). New and Expected Developments in Artificial Lift. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/27990-MS 10. Neely, B., Gipson, F., Clegg, J., Capps, B., & Wilson, P. (1981, January 1). Selection of Artificial Lift Method. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/10337-MS.
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