1 FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DEL TERCIARIO

2 FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DE ALTA PERMEABILIDAD POR QUE FRACTURAR EN ALTA PERMEALIDAD? Alto daño causado por pérdidas de fluidos de perforación y terminación. Aproximadamente 70% de las reservas mundiales de Petróleo y Gas están contenidas en reservorios de arenas poco consolidadas en donde la producción de sólidos puede ser un problema durante la vida del campo. [ JPT Octubre 1998, Pág. 80 ] POR QUE FRACTURAR EN ALTA PERMEALIDAD? Alto daño causado por pérdidas de fluidos de perforación y terminación. Aproximadamente 70% de las reservas mundiales de Petróleo y Gas están contenidas en reservorios de arenas poco consolidadas en donde la producción de sólidos puede ser un problema durante la vida del campo. [ JPT Octubre 1998, Pág. 80 ]

3 Mapa de Regiones de Producción de Arena Mexico?

4 Producción de Arena Formaciones jóvenes del terciario –Arenas del Mioceno o Plioceno Estas arenas débilmente consolidadas debido a: –Cemento de material arcilloso –interacción de esfuerzo y fricción intergranular –Fuerzas capilares –Viscosidad del los fluidos in-situ Formaciones jóvenes del terciario –Arenas del Mioceno o Plioceno Estas arenas débilmente consolidadas debido a: –Cemento de material arcilloso –interacción de esfuerzo y fricción intergranular –Fuerzas capilares –Viscosidad del los fluidos in-situ

5 Proceso de Selección Inicio Permeabilidad ? Daño Crítico ? A Producción AltaNo Problemas de Arena ? No Baja Fractura Acid-Frac Fractura Acido Si EOB Perf FracPac Consoli- dación Si Gravel Pack

6 Proceso de Selección

7 Zona Dañada Presión Estatica Presión de Formación  P daño caída de presión adicional Presion de Fondo Fluyente Pozo Distribución de Presión en el Yacimiento con Daño

8 Distance from Center of Well, ft 4000 3500 3000 2500 2000 1500 10 0 10 1 10 2 10 3 k s =0.05 * k;S=65 k s =0.1 * k;S=30 k s =0.3 * k;S=8 No Wellbore Damage t p = 3 Months, q = 500 STB/D r s = 10 ft No Fracture Efecto de Daño de Pozo

9 4000 3500 3000 2500 2000 1500 10 0 10 1 10 2 10 3 k s =0.05 * k;S=65 k s =0.1 * k;S=30 k s =0.3 * k;S=8 No Wellbore Damage t p = 3 Meses, q = 500 STB/D r s = 10 ft No Fracture Efecto del Daño del Pozo

10 Shear Stress  Shear Failure Unstable Pore Collapse Failure Effective Normal Stress  Initial Conditions + Compresión Tensión Tensile Failure Cohesive Failure (C=           Stable  P MAX Mecanismo de Falla de Formación

11 Producción de Arena Clasificación de la textura de Rocas Clásticas Establemente cementadas: Silica-cemented sandstone y limonite sandstone Con poco cemento soluble: Clastic-cemented sandstone and conglomerate Con mucho cemento soluble: Gypsum-cemented sandstones and conglomerates Débilmente cementados: Friable sandstone, tuff No-cementados: Clay-bound sandstone Clasificación de la textura de Rocas Clásticas Establemente cementadas: Silica-cemented sandstone y limonite sandstone Con poco cemento soluble: Clastic-cemented sandstone and conglomerate Con mucho cemento soluble: Gypsum-cemented sandstones and conglomerates Débilmente cementados: Friable sandstone, tuff No-cementados: Clay-bound sandstone

12 a InestableInestable FailureEnvelopeFailureEnvelope EstableEstable pppp pppp r2r2 r2r2 r1r1 r1r1 11 11 nn nn 22 22 max  max Representación Mecánica de la Caída de Presión Crítica que activa la Producción de Arena

13 Cuáles son la consecuencias de la Producción de Arena? Llenado del pozo con arena. Problemas en los equipos. Erosión del equipo de fondo. Acumulación de arena en superficie. Erosión del equipo de superficie. Pérdida de Producción. Colapso del Casing/Liner. Disposición de la Arena. –Problemas Ambientales. Paro de Plantas. Llenado del pozo con arena. Problemas en los equipos. Erosión del equipo de fondo. Acumulación de arena en superficie. Erosión del equipo de superficie. Pérdida de Producción. Colapso del Casing/Liner. Disposición de la Arena. –Problemas Ambientales. Paro de Plantas.

14 Shear Stress  Shear Failure Unstable Pore Collapse Failure Effective Normal Stress  Initial Conditions + CompressionTension Tensile Failure Cohesive Failure (C=           Stable  P MAX Efectos del Fracturamiento en la Producción de Arena Reducir la caída de presión en el pozo –Sobrepasar la zona dañada –Incrementar el radio efectivo del pozo Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos Reducir la caída de presión en el pozo –Sobrepasar la zona dañada –Incrementar el radio efectivo del pozo Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos

15 Qué causa la producción de Arena?

16 Qué causa la producción de arena? Formaciones Totalmente o Parcialmente in- consolidadas. –Material Cementador de Argillocitas (contienen arcillas). –Interacción de fricción inter-granular y stress in situ. –Fuerzas Capilares. –Viscosidad de los fluidos del reservorio. Completación inapropiada. - Estimulación Acida / Fluidos de Completación / Cementación. Cambios de esfuerzos en el formación. –Altos caudales de producción. –Declinación del Yacimiento. –Producción de fluidos con alta viscosidad. Formaciones Totalmente o Parcialmente in- consolidadas. –Material Cementador de Argillocitas (contienen arcillas). –Interacción de fricción inter-granular y stress in situ. –Fuerzas Capilares. –Viscosidad de los fluidos del reservorio. Completación inapropiada. - Estimulación Acida / Fluidos de Completación / Cementación. Cambios de esfuerzos en el formación. –Altos caudales de producción. –Declinación del Yacimiento. –Producción de fluidos con alta viscosidad.

17 Qué causa la producción de arena? Cont’ Producción de Agua. –Disuelve el material cementador que mantiene juntos los granos de arena. –Incrementa la fuerza de arrastre debido al incremento total del caudal de fluidos. –Incrementa la fuerza de arrastre debido al flujo de fluidos de dos fases. –Distorsiona las fuerzas cohesivas que mantienen los granos juntos. –Distorsiona las fuerzas capilares que mantienen los granos juntos. Producción de Agua. –Disuelve el material cementador que mantiene juntos los granos de arena. –Incrementa la fuerza de arrastre debido al incremento total del caudal de fluidos. –Incrementa la fuerza de arrastre debido al flujo de fluidos de dos fases. –Distorsiona las fuerzas cohesivas que mantienen los granos juntos. –Distorsiona las fuerzas capilares que mantienen los granos juntos.

18 Qué se puede hacer sobre la producción de arena? Restricción de la Producción o bajar la velocidad de Flujo -Reducir el estrangulador en Superficie. -Redisparar. Terminaciones Inteligentes reducen el estrangulador en fondo Métodos Mecánicos – “Filtros en el Fondo”. –Empaque de Grava. –Cedazos solos en agujero Abierto (Stand Alone). - FracPack. –Cedazos Expandibles Consolidación Química de la formación. Métodos con arenas curadas. Restricción de la Producción o bajar la velocidad de Flujo -Reducir el estrangulador en Superficie. -Redisparar. Terminaciones Inteligentes reducen el estrangulador en fondo Métodos Mecánicos – “Filtros en el Fondo”. –Empaque de Grava. –Cedazos solos en agujero Abierto (Stand Alone). - FracPack. –Cedazos Expandibles Consolidación Química de la formación. Métodos con arenas curadas.

19 Gravel Pacs, EX-Tension Pacs, FracPacs

20 Formación IDEAL Lo que realmente conseguimos: 100 md reservoir 2 md damage Daño de Formación

21 100 md yacimiento 2 md zona dañada >1000 md 100 md yacimiento 2 md danada disparos 100 md yacimiento 2 md dañada Perforations FracPac Gravel PacK Ex-Tension Pac

22 Performance Comparison Sand Control Completions

23 FracPac Crear una fractura corta y ancha con la tecnica TSO (arenamiento en la punta) para conseguir altas concentraciones de arena Longitud de fractura para sobrepasar la zona dañada Incrementar el área de contacto con el yacimiento Disminuir la caída de presión (drawdown) Flujo lineal de fractura Crear una fractura corta y ancha con la tecnica TSO (arenamiento en la punta) para conseguir altas concentraciones de arena Longitud de fractura para sobrepasar la zona dañada Incrementar el área de contacto con el yacimiento Disminuir la caída de presión (drawdown) Flujo lineal de fractura

24 FracPac es un método establecido para incrementar la productividad creando una fractura apuntalada a través de la zona dañada, conectándolo con la zona virgen del yacimiento. 100 md yacimiento 2 md zona dañada >1000 md FracPac

25 Una fractura altamente conductiva es extendida mas alla de la región dañada dentro del yacimiento. –La fractura altamente conductiva sobrepasará la zona dañada –Un camino altamente conductivo es creado en el pozo. Diseños de Fractura Tip Screen Out (TSO) son usados para: –Maximizar el ancho de fractura –Empacar el apuntalante dentro de la fractura Una fractura altamente conductiva es extendida mas alla de la región dañada dentro del yacimiento. –La fractura altamente conductiva sobrepasará la zona dañada –Un camino altamente conductivo es creado en el pozo. Diseños de Fractura Tip Screen Out (TSO) son usados para: –Maximizar el ancho de fractura –Empacar el apuntalante dentro de la fractura FracPac

26 10 2 10 0 10 3 4000 10 1 tp=3 Meses, q=500 STB/D r s =10 ft,k s =0.1 * k k f w=8000 md-ft Dañado; Sin Fractura x f =5 ft x f =15 ft x f =40 ft x f =80 ft x f =150 ft Sin Daño 3700 3400 3100 2800 2500 Efecto de la Longitud de Fractura Distancia desde el centro del pozo

27 10 2 10 0 10 3 4000 10 1 t p =3 Meses, q=500 STB/D r s =10 ft,k s =0.1 * k x f =40 ft 3700 3400 3100 2800 2500 Danado; Sin Fractura k f w = 100 md-ft k f w = 500 md-ft k f w = 2000 md-ft k f w = 4000 md-ft k f w = 8000 md-ft k f w = 20000 md-ft Sin Dano Note: Distribution is the Fracture Plane Efecto de la Conductividad de Fractura Distancia desde el centro del pozo Distribución de Presión

28 Arenas usadas en Fracturamiento Arena CuarcíticaArena Sintética 20/40 Sand 120 darcies 320 darcies 40/60 Sand 45 darcies 100 darcies 50/70 Sand 20 darcies Arena CuarcíticaArena Sintética 20/40 Sand 120 darcies 320 darcies 40/60 Sand 45 darcies 100 darcies 50/70 Sand 20 darcies

29 Efectos del Fracturamiento en la Producción de Arena Reducir la caída de presión en el pozo (draw-down) –Sobrepasar la zona dañada –Incrementar el radio efectivo del pozo Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos Reducir la caída de presión en el pozo (draw-down) –Sobrepasar la zona dañada –Incrementar el radio efectivo del pozo Reducir la velocidad en el pozo de los fluidos producidos

30 La fractura hidráulica es iniciada mediante el uso de fluidos eficientes Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time) Tip Screen Out Fracture Design

31 Proppant Laden slurry is pumped into the fracture to fill the fracture with slurry. At the point when proppant reaches the tip of the fracture, length growth stops. Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time) Tip Screen Out Fracture Design

32 Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time) Tip Screen Out Fracture Design Pumping is continued after the tip screen out is initiated. During this time the fracture length will be constant and the width will increase with net pressure. The fracture is then filled and packed with proppant Tip screen out initiated fracture width increases

33 Net Pressure Plot (Log Net Pvs Log Time) Tip Screen Out Fracture Design Pumping is continued after the tip screen out is initiated. During this time the fracture length will be constant and the width will increase with net pressure. The fracture is then filled and packed with proppant Fracture is packed and pumping stops

34 Inicio de la Fractura Establecimiento de la Geometría de Fractura Introducción apuntalante Tip Screen Out Inflando Fractura Fin del Trabajo 100 200 300 400 500 1000 2000 3000 4000 5000 10000 110 1000 234520304050100200300 TIME-MIN. 100 200 300 400 500 1000 2000 3000 4000 5000 10000 110 1000 234520304050100200300 TIME-MIN. Gráfica de la Presión Neta

35 PRESIÓN DE FRACTURA “SCREEN-OUT” (DE ARENAMIENTO) Presión de Fondo de Pozo Tiempo Gasto de Bombeo Conc. de Apuntalante INCREMENTO DE LA PRESIÓN NETA DE “DISEÑO” Incremento de la Presión Neta Incremento de la Presión Neta Incremento Total de Presión Neta Incremento Total de Presión Neta

36 Gasto Promedio de Inyección Modulo de Young Reología del Fluido Tasa de pérdida de fluido (Leak-off) Concentración de Arena Presión por Fricción Gasto Promedio de Inyección Modulo de Young Reología del Fluido Tasa de pérdida de fluido (Leak-off) Concentración de Arena Presión por Fricción Factores que Afectan el Tiempo de Arenamiento (Screen-out)

37 1. La Viscosidad del Fluido es el factor que mayor incidencia tiene sobre el comportamiento de la perdida de fluidos en formaciones con alta permeabilidad 2. La perdida de fluidos en geles lineales exige la modificación de los modelos actualmente en uso. La data utilizada implica la modificación de los modelos y el análisis del Minifrac. 3. Pruebas futuras determinarán el impacto de alterar la permeabilidad del núcleo y de otros aditivos para la perdida de fluidos. 1. La Viscosidad del Fluido es el factor que mayor incidencia tiene sobre el comportamiento de la perdida de fluidos en formaciones con alta permeabilidad 2. La perdida de fluidos en geles lineales exige la modificación de los modelos actualmente en uso. La data utilizada implica la modificación de los modelos y el análisis del Minifrac. 3. Pruebas futuras determinarán el impacto de alterar la permeabilidad del núcleo y de otros aditivos para la perdida de fluidos. Recomendaciones para la Pérdida de Fluidos

38 50000 25000 BOEPD HALLIBURTON ENERGY SERVICES OTRA COMPANIA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 19 de los 22 mejores pozos en el GOM han sido terminados por Halliburton Top Completions - GOM

39 Algunas preguntas asociadas a Terminaciones Fracpac Penetración de la Fractura dentro de zonas de agua Cw Frac

40 Cw Frac - REPRESENTACION

41 Resumen Colocado como un aditivo en el fluido de frcatura Permite producción económica cuando el agua esta presente Extiende la vida económica del yacimiento al controlar el influjo de agua Reduce la permeabilidad al agua de 7 a 10 veces mas que la del hidrocarburo La opción probada cuando se fractura en zonas cercanas al agua Colocado como un aditivo en el fluido de frcatura Permite producción económica cuando el agua esta presente Extiende la vida económica del yacimiento al controlar el influjo de agua Reduce la permeabilidad al agua de 7 a 10 veces mas que la del hidrocarburo La opción probada cuando se fractura en zonas cercanas al agua

42 Nuevas técnicas de Empaques cont’ EX-tension Pac. –Diseño de Tip screenout. –Cantidad de arena bombeada entre 200- 250 lbs/pie de disparo. –Valores de Daño entre los de HRWP y FracPack. EX-tension Pac. –Diseño de Tip screenout. –Cantidad de arena bombeada entre 200- 250 lbs/pie de disparo. –Valores de Daño entre los de HRWP y FracPack.

43 –Tratamiento diseñado para colocar mayor cantidad de arena detrás del revestidor con la finalidad de conseguir mayor conductividad en la zona empacada. –Tratamiento excede la presión de fractura para crear fracturas que sobrepasen la zona dañada. –Se bombea a altos gastos (mayores que en el Gravel Pack) usando fluidos gelificados a bajas concentraciones de arena, con la herramienta en posición de “Inyección”. –Usa “Mejoradores de Conductividad”, como el SandWedge para detener los finos de migración. –Recomendado para formaciones de alta permeabilidad. –Tratamiento diseñado para colocar mayor cantidad de arena detrás del revestidor con la finalidad de conseguir mayor conductividad en la zona empacada. –Tratamiento excede la presión de fractura para crear fracturas que sobrepasen la zona dañada. –Se bombea a altos gastos (mayores que en el Gravel Pack) usando fluidos gelificados a bajas concentraciones de arena, con la herramienta en posición de “Inyección”. –Usa “Mejoradores de Conductividad”, como el SandWedge para detener los finos de migración. –Recomendado para formaciones de alta permeabilidad. Extension Pac

44 –El único objetivo del Gravel Pack es controlar la arena de formación usando cedazos (Screens) y diseñando apropiadamente el tamaño de grava colocada en el espacio anular como empaque para detener la migración de finos dentro del pozo. –El volumen de arena diseñado es el necesario para llenar el espacio anular Cedazo-Casing y los disparos. –Operación realizada a bajo gasto, con presiones debajo de la presión de fractura y con la herramienta en posición de “Circulación”. –El único objetivo del Gravel Pack es controlar la arena de formación usando cedazos (Screens) y diseñando apropiadamente el tamaño de grava colocada en el espacio anular como empaque para detener la migración de finos dentro del pozo. –El volumen de arena diseñado es el necesario para llenar el espacio anular Cedazo-Casing y los disparos. –Operación realizada a bajo gasto, con presiones debajo de la presión de fractura y con la herramienta en posición de “Circulación”. GravelPack ( Engravamiento)

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47 Cedazos (Screens) y Liner Ranurado Control de Arena Mecánico Impide la entrada de arena del pozo Requiere taponamiento de granos más grandes sobre la superficie del Cedazo o Liner Ranurado Control de Arena Mecánico Impide la entrada de arena del pozo Requiere taponamiento de granos más grandes sobre la superficie del Cedazo o Liner Ranurado

48 Cedazos Pre-empacados Control mecanico simple para arenas mas pequeñas Filtro de dos etapas Sujeto a taponamiento de –Tunel disparado –Cara del Cedazo (screen face) –Arena con resina entre los cedazos Restringido al diámetro del pozo Control mecanico simple para arenas mas pequeñas Filtro de dos etapas Sujeto a taponamiento de –Tunel disparado –Cara del Cedazo (screen face) –Arena con resina entre los cedazos Restringido al diámetro del pozo

49 Cedazos (Screens) Halliburton

50 Demostración de Laboratorio de Fracturas en formaciones de arena pobremente Consolidadas

51 Cuál es la información mínima que se requiere para diseñar un exitoso tratamiento de control de arena?

52 Información requerida. Mineralogía y Sensibilidad al agua de la formación. Tamaño de la Formación. –Análisis de Mallas (Sieve Analysis). –Análisis de Partículas (Particle Size Analysis). Determinación de la Grava. –Gravel Pack vs. FracPac. Determinación del Tamaño de abertura de Filtros. –Gravel Pack vs. FracPac. –Tuberias Ranuradas. –Cedazos. –Cedazos Preempacados. –Cedazos Expandibles Mineralogía y Sensibilidad al agua de la formación. Tamaño de la Formación. –Análisis de Mallas (Sieve Analysis). –Análisis de Partículas (Particle Size Analysis). Determinación de la Grava. –Gravel Pack vs. FracPac. Determinación del Tamaño de abertura de Filtros. –Gravel Pack vs. FracPac. –Tuberias Ranuradas. –Cedazos. –Cedazos Preempacados. –Cedazos Expandibles

53 Información Requerida cont’ Método de Completación basado en la información de la formación. –Clay Instability Rating (CIR). –Arcillas solubles en ácido. –Heterogeneidad de la Formación. –Espesor de la formación. –Desviación. –Tipo de Reservorio (empuje de agua, gas?). –BHT. –BHP. Método de Completación basado en la información de la formación. –Clay Instability Rating (CIR). –Arcillas solubles en ácido. –Heterogeneidad de la Formación. –Espesor de la formación. –Desviación. –Tipo de Reservorio (empuje de agua, gas?). –BHT. –BHP.

54 Determinando el Tamaño de Grava. Arena de Formación. –La muestra es pasada por diferentes mallas. –La cantidad que permanece en cada malla es graficada en función al peso acumulativo en porcentaje vs. el diámetro de los granos. Arena de Formación. –La muestra es pasada por diferentes mallas. –La cantidad que permanece en cada malla es graficada en función al peso acumulativo en porcentaje vs. el diámetro de los granos.

55 1009080706050403020100 Very Coarse Coarse Medium Fine Very Fine Silt and Finer U.S. Sieve No. Sieve Opening, mm 32520014010080605040302010.03.04.06.080.10.2 0.40.60.81.02.0 Cumulative Percentage Gráfico Final F Varios Puntos son Determinado s: D 50, D 10, D 40, D 90 F Con estos puntos se determina el tamaño de grava para detener la arena de formación. F Varios Puntos son Determinado s: D 50, D 10, D 40, D 90 F Con estos puntos se determina el tamaño de grava para detener la arena de formación.

56 Métodos para Determinar tamaño de Grava Gravel Pack. –Coberly. –Tausch & Corley. –Saucier 5-6 x D 50. Solo filtros (Screen only). –Coberly. –Sparlin - D 10. FracPack. –7-10 x D 50 –Un tamaño más que Saucier. Gravel Pack. –Coberly. –Tausch & Corley. –Saucier 5-6 x D 50. Solo filtros (Screen only). –Coberly. –Sparlin - D 10. FracPack. –7-10 x D 50 –Un tamaño más que Saucier.

57 Gravas y Apuntalantes. Agentes de Sostén. –Arenas (API-RP-58). –Apuntalante Artificiales. -Carbolite –Apuntalante Livianos. -ISOPAC. -Lite-Pack. –Altas Temperaturas. -ThermPac. Agentes de Sostén. –Arenas (API-RP-58). –Apuntalante Artificiales. -Carbolite –Apuntalante Livianos. -ISOPAC. -Lite-Pack. –Altas Temperaturas. -ThermPac.

58 Técnicas de Terminación de control de arena. Métodos Mecánicos

59 Solo Filtros. Más común en completación Open Hole que en Case Hole. El contenido de Arcillas es muy importante. Homogeneidad del reservorio (D40/D90). Más común en completación Open Hole que en Case Hole. El contenido de Arcillas es muy importante. Homogeneidad del reservorio (D40/D90).

60 FILTRACION DE FLUIDOS

61 Herramientas utilizadas para un Empaque de Grava/FracPAc Empacador de Gravel Pack Flow Subs / Closing Sleeves Sistema de perdida de fluidos Junta de Seguridad Tubería Ciega Cedazos Sump Packer Empacador de Gravel Pack Flow Subs / Closing Sleeves Sistema de perdida de fluidos Junta de Seguridad Tubería Ciega Cedazos Sump Packer Herramienta de Multiple posiciones Packer tipo VERSA-TRIEVE MFS FLOW SUB Filtros de Produccion O-RING SUB Filtro de Cola PERMA-SERIES SUMP PACKER BLANK PIPE

62 Arreglo de empaque de una Zona UNIDAD DE SELLOS Packer Indicador de posición WASH PIPE CEDAZOS O-RING SUB CEDAZOS DE COLA SUMP PACKER CN00811

63 Posición de Tratamiento MULTI-POSITION SERVICE TOOL VERSA-TRIEVE OR PERMA-SERIES PACKER MFS FLOW SUB PERMA-SERIES SUMP PACKER CN00801 FORZANDO LA LECHADA DE ARENA A LA FORMACION

64 Posición de Circulación HERRAMIENTA LEVANTADA +/- DOS PIES

65 Posición de Circulación Inversa CN00802 Recuperar el exceso de arena

66 Sellos de Producción CN00803 Sellos dentro del Packer VERSA-TRIEVE OR PERMA-SERIES PACKER MFS FLOW SUB PRODUCTION SCREEN O-RING SUB TELLTALE SCREEN PERMA-SERIES SUMP PACKER

67 Qué programas están disponibles para modelar/simular un tratamiento?

68 Programas de Bombeos de Grava. Jaycor GPS. Wave HES- HzGPSim Simulador para empaque en Pozos Horizontales. Scoop software de EX- tension Pac. Jaycor GPS. Wave HES- HzGPSim Simulador para empaque en Pozos Horizontales. Scoop software de EX- tension Pac.

69 SC 2 OOP TM SC 2 OOP™ analysis Ayuda a seleccionar la mejor técnica de completación utilizando características del reservorio wellbore, daño. Base de datos SC 2 OOP™ analysis Ayuda a seleccionar la mejor técnica de completación utilizando características del reservorio wellbore, daño. Base de datos

70 GPsim

71 Gracias PREGUNTAS / COMENTARIOS