Gas-Natural Maik.pdf

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título: Campo Caigua” Autor: Michael Américo Castillo Concha Fecha: 03/junio/2016 “

Código de estudiante: 201106768 Carrera: Ing. Gas y petróleo Asignatura: Gas natural Grupo: B” Docente: Doc.Msc.Ing.Sergio Eddy Viscarra Ortuño Periodo Académico: 01/2016 “

Subsede: La Paz Copyright © (2016) por (Michael Américo Castillo Concha). Todos los derechos reservados.

Título: “Campo Caigua” Autor: Michael Américo Castillo Concha __________________________________________________________________________________________________________

TABLA DE CONTENIDOS

1. Introducción 1.1. Antecedentes 1.1.1. Perdido en el que se encuentra el campo 1.1.2. Fase de exploración en la que se encuentra el campo 1.1.3. Cumplimiento de UTE”S 2. Área de contrato 2.1. Descripción general del campo 2.2. Descripción de pozos 2.3. Descripción de facilidades de campo y planta 3. Actividades de inversión (CAPEX) 3.1. Introducción 3.2. Perforación de pozos 3.3. Sísmica 3.4. Intervención de pozos 3.5. Líneas de recolección y equipos de campo 3.6. Facilidades de campo 3.7. Planta de procesamiento de equipos 3.8. Ductos 3.9. Otros 4. Actividad de operación (OPEX) 4.1. Introducción 4.2. Costos operativos directos 4.3. Costos operativos indirectos 5. Producción 6. Plan de recuperación secundaria 7. Anexos

Asignatura: Gas Natural Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

2


1. INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el plan de trabajo y presupuesto a desarrollarse durante la gestión 2015 para el campo Caigua, actualmente adjundicado mediante contrato de operación a YPFB Chaco S.A. Los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser estas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica pormenorizada y montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado 1.1 Antecedentes El campo se encuentra en etapa de desarrollo 1.1.1 Periodo en que se encuentra el cam 1.1.2 Fase de exploración en la que se encuentra el campo 1.1.3 Cumplimento de de UTE”S No aplica

2. ÁREA DE CONTRATO El área de contrato es de 1875 HA equivalente a 0.75 parcelas


3



4


2.1Descripción general del campo El campo Caigua, está ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, en la Serranía del Aguarague. Se desarrolla en una estructura anticlinal alargada de Sur a Norte, dentro del lineamiento estructural Los Monos-CaiguaCamatindi-Machareti, en el extremo Sur de la faja Sub-andina de Bolivia. YPFB, el año 1973, perforo el pozo CAIX2, que determino la existencia de acumulaciones comerciales de petróleo en la formación Huamampampa. (Areniscas A,B,C y D). para el desarrollo de la arena, se perforaron 12 pozos, de los cuales 9 con resultados positivos. La producción de campo Cauigua se inició en septiembre de 1973, prolongándose sin interrupción hasta julio de 1986, tiempo en que se alcanzó una producción acumulada de 6.25 millones de barriles de petróleo. Los reservorios petrolíferos han estado en producción aproximadamente por 14 año. En la actualidad el campo se halla cerrado en reserva y varios pozos han sido cerrados por invasión de agua. Los reservorios de gas y condesado no tienen historial de producción y actualmente se encuentran en reserva. El pozo CAI- X11 perforado por YPFB en el año 1979, descubrió gas y condensado en los niveles profundos del sistema Devónico, formaciones Icla y Santa Rosa, quedando el pozo cerrado en reserva. Durante la gestión 2013 el pozo fue intervenido para ampliar baleos existentes y habilitados a producción en los reservorios Icla y Santa Rosa. Durante la gestión 2014, se perforo el pozo exploratorio CAI- X1001D, con el objetivo de investigar la arenisca Tarabuco, que resulto acuífera. Las pruebas de producción en Icla y Santa Rosa resultaron positivas. El pozo fue terminado con arreglo simple para la arenisca Santa Rosa, quedando Icla en reserva.


5


2.2.

Descripción de pozos

2.3 Descripción de facilidades de campo y planta

POZO CAI – X1 CAI – X2 CAI – 4 CAI – 5 CAI – 6 CAI – 7 CAI – 8 CAI – NX1 CAI – 10 CAI – 3 CAI – 9 CAI – X11 CAI – X1001D

ESTATUS Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado Abandonado seco Abandonado seco Esperando abandono Esperando abandono Gasífero en reserva Gasífero en reserva

2.4 Descripción de facilidades de campo y planta El campo no cuenta con facilidades de producción

3 ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (CAPEX) 3.1 Introducción Durante la gestión 2015 se tienen programadas las siguientes actividades de inversión


6


3.2 Perforación de pozos Perforación Pozo CAI- 1002 D Objetivo El principal objetivo del pozo Caigua-2002 D es investigar el potencial hidrocarburífero de las formaciones Icla y Santa Rosa en la extensión norte de la estructura. Este pozo permitirá delinear la continuidad estratigráfica y la posición estructural de los mencionados reservorios en esa dirección

Características del pozo Para alcanzar los objetivos, se va a perforar gasta una profundidad de 2670 MD, teniendo como punto de partida la planchada del pozo CAI-4, se tiene previsto perforar el espesor total de la formación Santa Rosa. Para este prospecto se ha considerado, para la formación Santa Rosa, un contrato Gas-Agua similar al registrado en el pozo CAI (-1452 m TVDSS).


7


Pronostico de producción El pronóstico incluye la producción de arenisca y Santa Rosa.

Presupuesto: El costo total del pozo se incrementa de US$16.4 MM a Us$23.2 MM debido al cambio de la profundidad final y nuevo diseño del pozo (de 2700 mts a 4600 mts) por lo que se necesitaran BOPs de mayor capacidad.

Presupuesto perforación Pozo CAI - 1002 Descripción Supervisión y logística (Transp de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) Equipo de perforación Servicios de contratados(baleos, registros, terminación, coiled tubing, cementación) Construcción de camino y planchada, permiso ambiental, monitores, servidumbres Materiales y suministro( trepanos, tubing, casing, cabezales, mat, tangibles y otros)

TOTAL

1.545.000 6.612.000 7.246.000 3.151.000 4.690.000 23.244.000

Las actividades previstas para la presente gestión se retrasaron por factores climáticos y problemas con los comunarios que bloquearon el acceso a la obra. Se estima iniciar la perforación a finales del mes de julio hasta enero del 2016.

PROYECTO

2014

2015

2016

TOTAL M$us

CAI-1002

157

17.097

5.990

23.244


8


Perforación pozo CAI- 12 Objetivo El principal objetivo del pozo Caigua-12 está centrado en delinear la continuidad estratigráfica y estructural de los reservorios gasíferos Icla y Santa Rosa, en el segmento surde la estructura, ambos de reconocida capacidad productiva en los pozos CAI- X11 y CAI- X1001D El objetivo secundario está focalizado en investigar el potencial petrolífero de la formación huamampampa, en el segmento sur del anticlinal.

Características del pozo Para alcanzar los objetivos, se va perforar el pozo hasta una profundidad de 2650 m MD, se tiene previsto atravesar completamente a la Formación Santa Rosa, llegando incluso a cortar un intervalo de sedimentos de la formación Tarabuco, unidad perteneciente al Sistema Silúrico.


9


Pronostico de producción El pronóstico incluye la producción de la arenisca Santa Rosa, Posteriormente entraría en producción la arenisca Icla, dependiendo de la disponibilidad de la planta.

Presupuesto : el presupuesto total del pozo se mantiene, pero debido a las demoras experimentadas en las actividades programadas para el pozo CAi- 1002, la perforación de este pozo se traslada a la gestión 2016, presupuestando algunos cargos para el trámite de permisos ambientales y construcción de camino y planchada en la presente gestión.

Presupuesto perforación Pozo CAI – 12 Descripción Supervisión y logística (Transp de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) Equipo de perforación Servicios de contratados(baleos, registros, terminación, coiled tubing, cementación) Construcción de camino y planchada, permiso ambiental, monitores, servidumbres Materiales y suministro( trepanos, tubing, casing, cabezales, mat, tangibles y otros)

TOTAL


Costo estimado $us 1.325.000 3.660.000 4.290.000 2.480.000 4.295.000 16.050.000

10


El proyecto se ejecuta en dos gestiones u queda distribuido por años de la siguiente forma:

PROYECTO

2014

2015

2016

TOTAL M$us

CAI-12

202.07

1.400

14.448

16.050

3.3 Sísmica 3.4 Intervención de pozos No aplica

3.5 Líneas de recolección y equipos de campo No aplica

3.6 Facilidad de campo No aplica

3.7 Planta de procesamiento y equipos Alcance del proyecto: Instalación de una planta de procesamiento de gas para el endulzamiento y ajuste de un punto de rocío de los pozos del Campo Caigua y la construcción de los ductos de recolección y entrega se adjunta evaluación de alternativas en ANEXO 11.

Antecedentes y alcances del proyecto inicial: -

-

-

-

El proyecto Caigua tiene su inicio en Oct72011. Después de evaluar y ejecutar la ingeniería conceptual dentro de la gerencia de producción; en Ene/2012 se define el alcance del proyecto Caigua en base a la información disponible y actualizada a esa fecha. En Feb/2012, se inicia la ingeniería básica y de detalle de líneas, facilidades y adecuaciones en planta SNQ para procesar el gas proveniente de Caigua; así como también se da inicio el trámite del permiso ambiental con la presentación de la fecha ambiental. En abr/2012 se realiza un análisis de probabilidades de éxito de pozos y formaciones productoras CAI con varios escenarios; este análisis define la fecha de inicio de compra de materiales (inversiones mayores), una vez terminada la competición del pozo CAI-X1001. En Sep/2012 la comunidad Caigua genera un bloqueo que perjudica las actividades de construcción de las planchadas de los pozos. Después de varias gestiones en Dic/2012 se libera el bloqueo generado desfases en ejecución del proyecto.


11


-

-

-

-

-

Debido a las necesidades de YPFB de perforar INGRE-X2; se ve por conveniente postergar la ejecución del proyecto Caigua. El cronograma del proyecto es modificado debido al desfase en la perforación de pozos (PTP Reformulado Feb-2013) En Mar/2013, el permiso ambiental para el proyecto de líneas y facilidades caigua obtiene categoría I, que obliga a generar los procesos de consulta y participación en la comunidad. En jul/2013 después de varios análisis de la gerencia de exploración, y la necesidad en el país de producción de líquidos; se incorpora el proyecto el pozo CAI-12, como productor de petróleo de la formación Huamanpampa (Baja Presión), que genera un cambio en las facilidades de recolección a la planta SNQ En Sep./2013 el permiso ambiental nuevamente se ve perjudicado debido a que la consulta pública es retenida por la comunidad Caigua A la finalización la intervención del pozo CAI-X11, y posterior a las pruebas de producción del mismo se identifica un al to porcentaje de CO2 (3.2) en la cromatografía. Este cabio en la composición del gas, genera un cambio drástico en el alcance del proyecto, debido a que se inicia un estudio de ingeniería para ver las alternativas de procesamiento del gas de Caigua. El cronograma del proyecto nuevamente es modificado debido al desfase en tiempo en la perforación del pozo CAI-X1001 (3 meses)y las nuevas condiciones de producción del campo CAI. Se inició un estudio para evaluar las tecnologías de endulzamiento (eliminación de CO2) incluyendo una unidad de ajuste de punto de rocio con las nuevas condiciones de producción;3.2% de CO2, 35MMpcd de gas, 300 Bpd de condensado y 2100 Bpd de agua. Las alternativas evaluadas fueron. Ajuste de punto de roció mediante refrigeración mecánica y endulzamiento con membranas (En SNQ). Endulzamiento con amina y ajuste de punto de roció mediante refrigeración mecánica (En SNQ). Endulzamiento con amina y ajuste de punto de roció mediante refrigeración mecánica (En CAI) Ajuste de punto de roció mediante Twister y endulzamiento con membranas (En SNQ). Las tecnologías fueron analizadas y sometidas a un procedimiento estadístico de selección, de manera de evaluar el escenario más adecuado desde el punto de vista técnico y económico 










12


-

-

-

-

Después de la evaluación de tecnologías se obtiene que la mejor alternativa es la instalación de una nueva planta de endulzamiento de gas (amina) y ajuste de punto de roció en Caigua. En Feb/2014, la gerencia de SSa retira el DIP del MHE y comunica a la autoridad competente que el proyecto de líneas Caigua hasta San Roque fue desestimado En Mar/2014 se inicia el estudio de ubicación de la planta CAI; asi como el nuevo proceso de licencia ambiental, que incorpora la nueva planta, las líneas de recolección y comercialización. En May/2014 se define la ubicación de la planta Caigua, y se inicia la ingeniería conceptual, mima que servirá para la licitación de la compra de la planta

Estado actual a la fecha -

Concluyo el estudio de alternativas de procesamiento gas con CO2 Concluyo el estudio de ubicación geográfico de la planta En curso la ingeniería conceptual ampliada de la planta y periféricos para el procesamiento de gas.


13


Presupiuesto :

CAI – PLANTA CAIGUA Descripción

Costo Estimado $us

Supervisión y logística Ingeniería y servicios contratados Permiso Ambiental, Monitores, servidumbre Equipos Materiales y suministro

584.000 30.845.000 57.000 1.000

TOTAL

32.000.000

El presupuesto queda distribuido por años de la siguiente manera:

PROYECTO

2014

2015

2016

TOTAL M$us

CAI-planta Caigua

476

4.125

27.399

32.000

3.8 DUCTOS Líneas, telemetría y EPT Caigua Antecedentes: el año 2013, YPFB Chaco SA efectuo la intervención del pozo CAIX11 con resultados positivos, ampliando baleos existentes en la formacion Icla y Santa Rosa. En la gestión 2014 se perforo el pozo exploratorio CAI-X1001D donde se comprobó potencial gasífero en las formaciones Icla y Santa Rosa, no así en la formación Tarabuco (formación exploratoria). YOFB Chaco SA., dentro de su plan de inversión para la gestrion 2015-2016, tiene contemplado: - La perforación de los pozos CAI-1002D y CAI-12 - La entrega de producción temprana (EPT) del campo Caigua, con la entrega de 20 MMocd de gas, fuera de especificaciones al YABOG. - La puesta en marcha de la planta de tratamiento de gas Caigua (Aminadewpoint), para una capacidad de 35 MMpcd.


14


Alcance del proyecto Para poner en producción de forma temprana (EPT) los pozos del campo caigua, se requiere la construcción y puesta en marcha de: - Líneas de recolección desde los pozos hasta las facilidades Caigua (3 ½ DN12 Km) - Líneas de producción desde las facilidades caigua a la futura plana Caigua (4 ½” y 6 ½ DN-12 Km) - Líneas de entrega de gas/petróleo desde la futura plana hasta YABONG (8” DN- 200m) y OCY- 1 (3”DN- 5 Km). - Facilidades de producción y sistemas de telemetría en las instalaciones de los pozos. - Facilidades de entrega de producción temprana. Esquema:


15


Ubicación:

Presupuesto: Para la presente gestión, se incorpora el proyecto de producción temprana para los pozos de Caigua. Este proyecto de “Lineas, Telemetria y EPT Caigua” no se encontraba aprobado en el PTP 2015, debido a que las actividades de construcción de las líneas estaban programadas para realizarse en la gestión 2016; ya que se preveía el inicio de operación de las líneas al mismo tiempo que la puesta en producción de la planta; sin embargo, se adelantaron las actividades a la solicitud expresa de YPFB corporación para realizar la entrega de producción temprana (EPT) en la presente gestión.

LINEA TELEMETRIA Y EPT CAI Descripción Supervisión y logística Ingeniería y servicios contratados Permiso Ambiental, Monitores, servidumbre Equipos Materiales y suministro

TOTAL


Costo Estimado $us 505.000 11.500.000 305.000 6.190.000

18.500.000

16


El presupuesto queda distribuido por años de acuerdo al siguiente cuadro

PROYECTO LINEA TELEMETRIA Y EPT CAI

2015

2016

TOTAL M$us

10.100

8.400

18.500

3.9 Otros No aplica

4 ACTIVIDAD DE OPERACIÓN (OPEX) 4.1Introducción Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades

4.2Costos operativos directos Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo bajo el contrato de operación Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo.


17


4.2.1 Costos operativos de campo En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes de campo (mantenimiento y operación de pozo, línea y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta.

4.2.2 Costos operativos de planta En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería

4.3Costos operativos indirectos Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados a l soporte de las operaciones petroleras, tales como la perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc). Incluye todos los costos indirectos como salarios beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte telecomunicaciones, materiales suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancaros y otros. Este procesupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hokas de tiempo. Para facilitar las futuras autoridades que YPFB realizara a los costos recuperables, el anexo 3) se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que una vez realizada esta distribución, se dificultara el seguimiento de la documentación de respaldo.


18


5 Producción


19


6 Plan de recuperación secundaria No aplica

7 Anexos -

Planilla de presupuesto Capex y Opex (Anexo 3) Programa anual de campamento y actualización (Anexo 4) Plan de abandono (Anexo 5) Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente (Anexo 6) Actividades de Relacionamiento Comunitario (Anexo 7) Normas, Prácticas y Procedimientos (Anexo 8) Cronograma de Perforación e Intervención de pozos(Anexo 9) Distribución de costos OPEX (Anexo 10) Informe de alternativas planta Caigua (Anexo 11)


20


CRONOMATOGRAFÍA DE CAMPOS OPERADOR YPFB CHACO S.A. GESTION DICIEMBRE 2015


21


Marco Práctico Cromatografía de campo Caigua, operador YPFB Chaco S.A. Gestión 2015

COMPONEN

Xi

x/100

Mx

Mx*(x/100)

N2

0,3425

0,003425

28,0134

0,0959459

CO2

1,2114

0,012114

44,01

0,53313714

H2S

0

0

34,08

0

C1

92,4509

0,924509

16,043

14,8318979

C2

3,069

0,03069

30,07

0,9228483

C3

1,4641

0,014641

44,097

0,64562418

i-C4

0,1757

0,001757

58,123

0,10212211

n-C4

0,5021

0,005021

58,123

0,29183558

i-C5

0,1372

0,001372

72,15

0,0989898

n-C5

0,184

0,00184

72,15

0,132756

C6

0,177

0,00177

86,177

0,15253329

C7

0,2861

0,002861

100,204

0,28668364

100

1

18,0943738

18.09 = 0.62  = () = () 28.967 Hallamos Presión pseudo crítica

 = 677 +15 37.5  = 677+15(0.62)37.5(0.62)  = 671.885

Hallamos Temperatura pseudo crítica

 = 168 +325 12.5  = 168+325(0.62)12.5(0.62)  = 364.695 Asignatura: Gas Natural Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

22


Hallamos presión pseudo reducida

 =  3000  = 671. 885  = 4.47 Hallamos temperatura pseudo reducida

 =   = 364.580695  = 1.6 Hallamos el factor de compresibilidad “Z”

Con la gráfica de Standing y Katz Z=8.2 Correcciones por contaminantes

 = 120( .  .)+15 (.  .) A=XH2S+XCO2= 0+ 0.012 B= XH2S =0

 = 120 (0.012.  0.012.) +15 (0.  0.)  = 120 (0.012.  0.012.) +15 (0.  0.) = 1.4 " =   " = 364.6951.4 = 363.295 Asignatura: Gas Natural Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

23


∗" " =  ∗(1) 671.885∗363.295 " = 364.695∗0 (10) 1.4 " = 0

Hallamos la densidad

3000∗0.62 = 3.21  = 2.7∗  ∗ =  580 Hallamos el factor volumétrico

∗580 = 1.58  = 0.02827 ∗  ∗  = 8 .23000  ] [  = 10− . . ( ) 9.4+0.02 ∗   = 209+19 +  = . ( ) 9. 4 +0. 0 2(18. 9 ) ∗580  = 209 +19(18.9)+580 = 118.96

 = 3.5 + 986 +0.01(18.9)  = 3.5 + 986 580 +0.01(18.9) = 5.39  = 2.40.2  = 2.40.2(5.39)  = 1.322 Asignatura: Gas Natural Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

24


 ] [  = 10− .

.] .   [.     = 10− ∗118.96∗ .

 = 0.013 COMPONEN

Xi

x/100

HHV

HHV*(x/100)

HCV

HCV*(x/100)

N2

0,3425

0,003425

0

0

0

0

CO2

1,2114

0,012114

0

0

0

0

H2S

0

0

0

0

0

0

C1

92,4509

0,924509

1010

933,75409

909,4

840,748485

C2

3,069

0,03069

1769,6

54,309024

1618,7

49,677903

C3

1,4641

0,014641

2516,1

36,8382201

2314,9

33,8924509

i-C4

0,1757

0,001757

3251,9

5,7135883

3000,4

5,2717028

n-C4

0,5021

0,005021

3262,9

16,3830209

3010,8

15,1172268

i-C5

0,1372

0,001372

4000,9

5,4892348

3699

5,075028

n-C5

0,184

0,00184

4008,9

7,376376

3706,8

6,820512

C6

0,177

0,00177

4755,9

8,417943

4403,8

7,794726

C7

0,2861

0,002861

9161,1

26,2099071

8512,9

24,3554069

100

1

1094,4914

988,753441

HHV= 1094,491404 HCV= 1037,23


25


Calculamos el índice de Wobbe.

 = √  = 1√ 094.0.6429 = 1390.003  =  = 1037.23 = 0.95  =   1094.49 COMPONEN

Xi

Normalizar ft3gas/gal liq

Rendimiento

N2

0,3425

3,425

91,413

0,03746732

CO2

1,2114

12,114

58,807

0,20599588

H2S

0

0

74,401

0

C1

92,4509

924,509

59,135

15,6338716

C2

3,069

30,69

37,476

0,81892411

C3

1,4641

14,641

36,375

0,40250172

i-C4

0,1757

1,757

30,639

0,05734521

n-C4

0,5021

5,021

31,79

0,15794275

i-C5

0,1372

1,372

27,393

0,05008579

n-C5

0,184

1,84

27,674

0,0664884

C6

0,177

1,77

24,371

0,0726273

C7

0,2861

2,861

21,729

0,13166736

0,2434632

16,4527958 0,61778968

0,32086885

100

Rendimiento del Gas natural =16.45 Rendimiento de Gas licuado de Propano= 0.62 Rendimiento de gasolinas=0.32


26


EVALUACIÓN DEL DOCENTE

CRITERIO DE EVALUACI N 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Entrega adecuada en plazo y medio. Cumplimiento de la estructura del trabajo. Uso de bibliografía adecuada. Coherencia del documento. Profundidad del análisis. Redacción y ortografía adecuadas. Uso de gráficos e ilustraciones. Creatividad y originalidad del trabajo. Aporte humano, social y comunitario. Calificación Final:


PUNTAJE CALIFICACI N 10 10 10 10 15 10 10 15 10 /100

27

Gas-Natural Maik.pdf

Recommend Documents