03 ingeniería y diseño de la terminación (1).pdf

8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf

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Fundamentos sobre Terminación de Pozos1/60

Terminación de Pozos de Petróleo y Gas

Ingeniería y Diseño

de la Terminación


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Diseño del Sistema de Terminación - Opciones

Agujerodesnudo

o revestido • Tasa de producción conjunta• Profundidad y presión del

yacimiento

• Propiedades de la formación• Propiedades de los fluidos• Localización del pozo

Flujo Naturalo Asistido

De zona simpleÓ múlti-zonas


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Clasificación de los pozos de Petróleo y Gas

Relación Rendimiento

Gas / Líquido de Líquido Clase de Pozo(SCF/BBL) (BBL/MMCF)

100 PETRÓLEO>50,000


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Pozos de Flujo Multifásico

Los principales regímenes de flujo multi-fásicoreconocidos en pozos de petróleo y gas son:

• Flujo de burbujeo• Flujo de bolsa• Flujo de transición o turbulento

• Flujo anular o flujo de neblina


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Flujo Tipo Burbuja

El flujo tipo burbuja se caracteriza

por:

• Pequeñas burbujas de gasdistribuídas uniformemente

• Fase continua líquidaTambién caracterizado como:• Flujo de burbujas• Flujo de burbujas dispersas

Pequeñasburbujas degas

distribuidasuniformemente a través dela fase líquida


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Flujo Tipo Bolsa

El flujo tipo bolsa se caracteriza

por:

• La serie de bolsillos de gasdentro los baches de líquido

• Una fase continua líquida• Volúmenes de gas llamados“burbujas de Taylor”

Burbujas detamañovariable

distribuídasen formairregular através de lafase líquida


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Flujo de Transición/Turbulento ó Caótico

El flujo de transición se caracteriza por:

• Distribución caótica del flujo• Ninguna de las fases es continua

• La fase líquida se mueve a la vezhacia arriba y hacia abajo en elconductor

Arreglocaótico

de flujo


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Flujo Anular ó de Tipo Neblina

El flujo anular/tipo neblina secaracteriza por:

• Una fase continua de gas• Un líquido atrapado en el flujo

de gas como (niebla)

• Una película anular de faselíquida

Fasecontinua degas

Películaanular defase líquida


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Factores de Yacimiento, Pozo y Localización

Parámetro Implicaciones en el DiseñoAlta Presión

de 3,000 a 10,000 psiLas conexiones de rosca API no son aceptablesTubería y acoples en acero de diseño especialCapacidad especial de controlar el pozo

Baja Presión< 1000 psi

Las conexiones roscadas son generalmetne aceptadas

Puede requerirse levantamiento artificialAlto riesgo de presentarse daño de la formación

Pozo Profundo> 10,000 ft

Alta presión potencialAplicar modelo de tensión en la tubería de producciónTamaños de revestidor/liner pueden estar restringidos

Sistema especial de levantamiento artificialCorrosión potencial debido a la combinación de altatemperatura y alta presión

Localización del Pozo:

Costa AfueraÁreas Urbanas

Medio Ambientes Especiales

Requerimientos y regulaciones especiales

Requerimiento de válvulas de seguridad subsuperficialesLimitaciones de acceso y de servicio del pozoRequerimientos especiales de seguridadLimitaciones ambientalesConsiderar factores asociados con daños en el cabezalLevantamiento artificial adecuado a las condiciones


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Factores Asociados con la Roca y Fluidos del Yacimiento

Parámetro Implicaciones en el diseño

Muy baja permeabilidad< 1 md Fracturamiento hidráulico requerido

Baja permeabilidadde 1 a 50 md

Fracturamiento hidráulico posiblemente requeridoAlta presión de arrastre a trávés de las perforaciones

Permeabilidad moderada

de 50 a 200 md

Poco beneficio con el fracturamiento hidráulicoAcidificación de matríz posiblemente sea requeridaRiesgo de daño de formaciónModerada presión de arrastre a través de las perforaciones


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Factores Asociados con la Roca y Fluidos del Yacimiento

Parámetro Implicaciones en el diseño

Alta permeabilidad> 1 Darcy

La pérdida de circulación puede ser un problemaLa resistencia de la formación puede no permitir una

Producción de alta velocidadLa formación puede sufrir daño con facilidad

Permeabilidad moderada

Sulfuro de Hidrógeno

Dióxido de Carbono

Producción de Agua

Inyección de Agua

Requerimiento de cumplir regulacionesPuede requerir protección a la corrosión

El gas es considerado agrio o amargoConsiderar el uso de de inhibidor o protector especialpara el acero si la presión parcial del CO2 es >10 psiPosibilidad de problemas por depositación de costrasPuede requerirse levantamiento artificialConsiderar protección de la oxidación


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Pozos de Flujo Multifásico

Varios factores y su interacción determinan el tipo de flujo:

• Tasa de flujo de la fase líquida• Tasa de flujo de la fase gaseosa• Densidad del líquido

• Densidad del gas• Tensión interfacial• Geometría de la tubería conductora


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Análisis Nodal

Sistema aplicado para optimizar la producción en pozos depetróleo y gas. Su metodología consiste en:

• Optimizar el sistema de terminación hacia la produccióndel yacimiento

• Identificar las restricciones y factores limitantes de laproducción

• Identificar los medios de incrementar la eficiencia de laproducción


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Evaluación de Pérdidas Friccionales de Presión

Gas

Liquid

Estación

(nodo) delSeparador

Estranguladoren superficie

Nodo delyacimeiento

(límites o fronteras)

Nodo en cabezal

del pozo

Nodo del Pozo

Nodo delyacimiento

(cercanías del pozo)

SSSV

Restriccionesen el

subsuelo


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Nodos y Variables Típicos

• Capacidad de flujo del yacimiento

• Perforaciones (punzados) en el revestimiento

• Restricciones

• Válvulas de seguridad

• Estranguladores en superficie

• Tamaño de la tubería de producción

• Tamaño de la línea de flujo en superficie

• Presión del separador o calentador


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Componentes del Sistema del Análisis Nodal

Flujo de salida

Flujo de entradaFlujo de entrada

Componentes del Nodo del pozo


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Relación de Desempeño del Flujo, IPR

Presión estática del yacimiento

P R E S I Ó N

E N

E L N O D O

(

P - p s i )

Relación de desempeño del flujo

(Inflow Performance Relationship = IPR)

TASA DE FLUJO (Q) - BPD ó MSCF/Dia


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Desempeño del Flujo de Salida

Presión inicial del nodo

P

R E S I Ó N

E N

E L N O D O

( P

-

Curva del flujo desalida


p s i )


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Punto de Operación – Flujo Estable

Punto de Operación

P

R E S I Ó N

E N

E L N O D O

( P

- p s i )

Curva del flujo

de salida

Curva del flujo deentrada

Operating pressure

Tasa de flujode operación



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Métodos para Predecir las Pérdidas de Presión

Método Fluido del Pozo Comentarios

Duns & Ros aceite, agua, gas Tiende a ser conservativo y sobre predecir las

(1963) caídas de presión. Buen método donde existenvarios patrones de flujo

Hagedorn & Brown aceite, agua, gas Predice la mínima presión en tubería pero no(1965) para flujo de burbuja. La predicción del líquido

levantado puede ser menor que el flujono deslizante. Usar con precaución

Hagedorn & Brown aceite, agua, aire Tiende a ser optimista, predice bajas caídas decon Griffith presión. Correlación preferida en ausencia

de otros datos.

Orkiszewski aceite, agua, gas Tiende a ser conservativo y a predecir altas

(1967) caídas de presión


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Métodos para Predecir las Pérdidas de Presión

Método Fluido del Pozo Comentarios

Duns & Ros aceite, agua, gas Optimista, precice bajas caidas de presión(1972)

Beggs & Brill aire, agua usar sólo para pozos desviados (>45°). Tiende a(1973) predecir altas caídas de presión

Beggs and Brill aire, agua Desarrollado para pozos desviados. Tiende acon Palmer predecir altas caídas de presión

Cornish aceite y gas No predice una mínima TPC.(1976) No es generalmente apropiado para el diseño.

Kleyweg y otros aceite, agua, gas Desarrollado para levantamiento con gas en(1983) pozos desviados.Uso limitado para (>70°).

Ansari N/A Ligeramente conservativo pero consistente para

(1989) todos los patrones de flujo. Da un TPC correcto


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Selección del Modelo de IPR (Tipo de Yacimiento)

Tipo de Pozo Condicionesde Producción Modelo de IPR sugerido

aceite sub saturado Pwf > Pb PI lineal o ecuación de flujo radial

aceite saturado Pwf < Pb Vogel ó Fetkovich

dañado o de Pwf > Pb Standing ó PI linealaceite saturado S > +3 si hay mucho daño (S > 7)

aceite sub saturado a PR > Pb Vogel compuesto y PI linealPR pero saturado a Pwf

productores de aceite WC>O el indicado arriba para aceite + PI linealy agua (o ecuación de flujo radial para el agua)

zona de agua WC>90% PI lineal o ecuación de flujo radial

alta tasa de q > 25 stb/d/ft Blount-Jonesaceite saturado P

wf< P

b

pozo de gas Ecuación de Pseudo-presión(m(PR) - m(Pwf) = Aq = Bq

2)


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S ó ( )


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Selección del Modelo de IPR (Desarrollo)

Ecuación delFlujo Radial Modelos IPRdel Yacimiento IPR Empíricos

Planeación del DesarrolloDiseño detallado Validar resultados y Método primario Validar resultados(campo grande) evaluar completación destacar riesgos de daño

Diseño detallado Método primario si está disponible, validar resultados(campo pequeño/pozo) evaluar completación usar para IPR futuro destacar riesgos de daño

Optimizar trabajos deW.O. Estimar daño y - Método primario

evaluación del desempeño determinar la causa

Estudios de campo Validar resultados Predice IPR futuro Métod primario para(predicciones de (alternativo a la IPR corrientelevantamiento artificial / estimulación) .

compresión)

Planeación del W.O. Método primariop Predice IPR futuro Métodos primarios parapara IPR del W.O. IPRs corrientes

Plan de desarrollo Definir entradas del Método primario Validar resultados delrevisado modelo modelo de yacimiento

P t d O ió Fl j I t bl


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Punto de Operación – Flujo Inestable

Punto de operaciónaparente (inestable)

P

R E S I Ó N

E N

E L N O D O

( P

- p s i )

Curva del Flujode Salida

Curva del IPR


P t d O ió D bl I t ió


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Punto de Operación – Doble Intersección

Punto de operaciónaparente (inestable)

P

R E S I Ó N

E N

E L N O D O

( P

- p s i )

Curva del flujode salida

Curva del IPR

Punto de operaciónaparente (estable)


Densidad de Cañoneo


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Densidad de Cañoneo

T A

S A

D E F L U J

O (

Q -

e . g . , M

S C F / D a y )

Baja tasa de flujo

DENSIDAD DE TIROS PERFORADOS POR PIE2 104 6 8 12

Máximo Efecto

Óptima

Efecto menorEfecto mínimo

Ef t d l T ñ d T b í T d Fl j


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Efecto del Tamaño de Tubería en Tasa de Flujo

T A S

A

D E F L U J O

( Q

- e . g . ,

M S C F / d í a )

41 2 3 5

DIÁMETRO INTERNO DE LA TUBERÍA, pulg

6

CT de 1 ½”

Tuberíade 2-3/8”

Tuberíade 2-7/8”

Tuberíade 3 ½”

Tuberíade 4 ½”

Tuberíade 5 ½”


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Tamaño de la Tubería Restricciones


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Tamaño de la Tubería - Restricciones

Mínima tasa de flujo

(remoción de condensado) P R E S I Ó N

D E F O N D

O D

E L P O Z O

( B H P - p s

i )

Máxima tasa de flujo(erosión) Tub. 2-3/8”

Tub. 3 ½”

Mínima tasa de flujo(remoción de agua)

TASA DE FLUJO (Q - e.g., MSCF/día)

Profundidad de Asentamiento


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Profundidad de Asentamiento

T A S

A

D E F L U J O

( Q

- e . g . ,

M S

C F / d i a )

PROFUNDIDAD DE LA TUBERÍA (pies)

2000 4000 6000 8000

Tub. 2-3/8”

Tub. 2-7/8”

Selección del Equipo de Completación


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Selección del Equipo de Completación

El proceso de selección del equipo para la terminación sebasa sobre todo en los datos dimensionales, que incluyen:

• Longitud (profundidad)

• Diámetros interno y externo (ID/OD)

• Desviación de la trayectoria del pozo

• Refuerzos y perfiles en los tubulares del pozo

• Tamaño y tipo de conexión de la tubería

Especificaciones de la Sarta de Producción


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Especificaciones de la Sarta de Producción

Las sartas de tubería de producción se especifican con:

• Tamaño y dimensiones – Diámetro externo, OD – Peso por pié y espesor de pared

– Diámetro exterior de los acoples• Grado del acero

– Resistencia mínima a la cedencia

• Tipo de fabricación – Tubería sin costura /tubería soldada con arco• Tipo de acoples

–Reforzado/ No reforzado

• Tipo de Rosca – API – Tipo premium (del fabricante)

Grados de acero para tubería de producción


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Grados de acero para tubería de producción

Los grados de acero para la tubería de producción están

especificados por el API así:

• Grados API estándar – J-55, C-75, C-95, N-80, P-110

• Grados especiales – Ejemplo: C-75 y C-95 para servicio con H2S

• Grados de alta resistencia – Con resistencias de cedencia arriba de 80,000 psi – Más sensibles a daños o defectos

• Defectos de manufactura• Daños por transporte o manejo• Fragilidad por presencia del sulfuro de hidrógeno

Conexiones de tubería – Acople Independiente


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Conexiones de tubería Acople Independiente

Conexión No-Reforzada(rosca 8 redonda, 8RD - NU)

Conexión con refuerzo exterior,(rosca 8 RD, EUE)

Conexiones de tubería – Acople Integral


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Conexiones de tubería Acople Integral

Conexión Integralcon refuerzo exterior, EU

Ejemplo de Conexión Integral: rosca“Hydril” (rosca plana en dos etapas)

Selección y Diseño de la Sarta de Producción


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y

Los objetivos de la selección y diseño de la sarta se relacionantípicamente con las siguientes áreas:

• Facilitar la instalación

• Optimizar la producción

• Simplificar el mantenimiento

• Facilitar trabajos de estimulación o de reparación

• Proveer para contingencias

Factores para diseño de la sarta de producción


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p pLos criterios para selección y diseño incluyen:

• Presión de trabajo y Cargas de Tensión• < 80% de la resistencia a la cedencia del material• Limitaciones por presión y colapso del tubular

• Tasa de Producción• Tasa de flujo compatible con área de flujo

• Medio ambiente encontrado en el pozo• Propiedades de los fluidos: corrosion, depósitos

• Tipo y geometría de las conexiones

• Tamaño y tolerancia anular

• Cargas y esfuerzos• A través de toda la vida de la completación

Factores de longitud y fuerzas aplicadas – 1


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g y p

Influencias Mecánicas

Cambios en lalongitud y en las

fuerzas aplicadasa la sarta

Influencias de Presión

Influencias detemperatura

Influencias delos fluidos

Influencias de laGeometría del Pozo



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Influencias debidas a loscambios de temperatura

Temperatura de Superficie -(Inicial/Final)

Temperatura de Fondo -(Inicial/Final)

Densidad del fluido en tubería -(Inicial/Final)

Densidad de fluido en revestidor -(Initial/Final)

Capacidad de flujo(estrangulador de fondo)

Influencias relacionadascon los fluidos



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Influencias Mecánicas Influencias relacionadascon la geometría del pozo

Grado de acero en tuberíaGrado de acero en revestidorTensión aplicada (al levantar)

Compresión aplicada (al asentar)Fuerzas friccionalesPandeo helicoidalEsfuerzos de fibra en la tuberíaTipo de empacador instalado

Mecanismo para asentar empacadorMovimiento del empacador o tuberia

Tubería ID/ODGrado del acero (ID)

Radios de tubería y revestidorEspesor de pared de tubería(peso por pie)Profundidad de asentamiento (MD)Profundidad Vertical Verdadera

Diámetro de sello del empacadorÁrea terminal de la tubería



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Influencias relacionadascon la Presión

Presión aplicada a la tubería

Presión de flujo por la tuberíaPresión en el revestidor (Inicial/Final)Factor de flotación (Inicial/Final)Efecto de balonamiento y pistoneoPresión de pandeo

Presiones extremas (alta o baja)

Fuerzas aplicadas a la tubería


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Las cargas y esfuerzos sobre la completación pueden estar afectadas por:

• Temperatura – cambios en temperatura

• Presión – cambios en la presión

• Peso de los componentes

• Densidad y gradiente de los fluidos

• Fuerzas friccionales – especialmente en pozos desviados

Empacadores y Movimientos de la tubería


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Sin MovimientoLibre Movimiento Movimiento Limitado

Efecto de Flotación sobre la Sarta Sumergida


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1Punta libre

A

AA

BB

DCC

2Sarta Telescópica

3Sarta Telescópica

4Sarta taponada

Ejemplo de Fuerzas sobre la Sarta – 1


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A

B

D

ID

OD

E

SB

C



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A

B

D

ID

OD

E

SB

F

C



49/60


A

B

C

ID

OD

E

SB

F



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A

B

ID

OD

D

SB

C

Cambios de Longitud debido a los esfurezos


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Los cambios de fuerza y sus efectos sobre la longitud dela sarta instalada se deben evaluar para permitir:

• La selección del empacador apropiado

• Evaluación de daños potenciales en la tubería• Espaciado y asentamiento preciso de la completación

Se diferencian cuatro causas o efectos que originancambios de longitud en la sarta instalada:

• Efecto de Pistón

• Efecto de Pandeo• Efecto de Balonamiento• Efecto de Temperatura

Efecto de Pandeo


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R = Factor de Separación RadialTubing doblado Pandeo por Compresión

Punto Neutral

R

R =

ID del revest – OD de la tubería

2

Contacto conla pared del

revestidor


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Efecto de Balonamiento


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Actúa acortando la sarta yaumentando la tensión

Alta Presión

Baja Presión

Efecto de Balonamiento Inverso


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Actúa alargando la sarta yreduciendo la tensión

Baja Presión

Alta Presión

Efecto de la Temperatura


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HEAT

El enfriamientoaumenta la tensión

El calentamientoreduce la tensión

Frío

Neutral (al ser instalada)

CALOR

Efecto de la Temperatura


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Factores claves que influyen en el efecto de la temperatura:

• Temperatura en el fondo del pozo

• Cambios en la temperatura de la fuerza

• Temperatura promedio final en la tubería

• Temperatura promedio inicial en la tubería

Fuerzas aplicada mecánicamente


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Tensión en la junta superior

(1) Peso de la sarta de tubería

(2) Fuerzas en el empacador

(3) Flotación

Condición Incial y Final del PozoPresión final aplicadaPresión inicial aplicada


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Temperatura final en superficie

Presión final aplicada

Presión final en el revestidor

Fluido final en tubería*

Fluido final en el anular*

BHST Final

Profunidad taponada

revestidor

Tubería

Fuerza aplicadasobre el empacador

Profundidaddel empacador

Conducto de sellodel empacador

Presión inicial aplicada

Presión inicial en elrevestidor

Temperat inicial de superficie

Fluido inicial entubería*

Fluido inicial enanular*

BHST Inicial

Profundidad de lazona

*Densidad y Nivel del fluido

Cálculo de Esfuerzos en la Tubería


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Fluido deTratamiento

Fluido determinación

Ensamblaje de sellosen posición superiorAsentamiento de

recorrido medio


Ensamblaje de sellos enposición inferior

FluidoProducido



1Instalación

3Tratamiento

2Producción

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