TÍTULO: LIFE CO2 Formare: Uso del CO2 para remediación del ...
Fundamentos de Inyección de Co2
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FUNDAMENTOS DE INYECCIÓN DE CO2
AUTORES:
JESÚS DAVID JULIO PARRA
JESÚS EDUARDO PLATA GARCÍA
YENYFER VALLEN VARGAS
ING. JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE
MÉTODOS DE RECOBRO
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
BUCARAMANGA, COLOMBIA
2012
CONSTRUIMOS FUTURO
CONTENIDO
2
INTRODUCCIÓN
1. GENERALIDADES
2. MISCIBILIDAD DEL CO2
3. TIPOS DE INYECCIÓN
4. SCREENING
5. PROBLEMÁTICAS ASOCIADAS
6. APLICACIONES EN COLOMBIA
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFÍA
CONSTRUIMOS FUTURO
INTRODUCCIÓN
Si bien el CO2 tiene un potencial de calentamiento global alto, en laindustria de los hidrocarburos está siendo utilizado como fluido deinyección, que a altas presiones y temperaturas de yacimiento, se mezclacon el petróleo disminuyendo su viscosidad y tensión superficial,facilitando finalmente su desplazamiento.
En el presente trabajo se tratan los fundamentos de la inyección deldióxido de carbono, las aplicaciones en campo y los factores queintervienen para aumentar el factor de recobro.
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CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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INICIOS DE LA INYECCIÓN DE CO2
1952
Primera patente de Tecnología EOR con CO2
otorgada a Whorton, Brownscombe y Dyes
de la Compañía de Refinamiento Atlática
1960
Primer proceso reportado de
estimulación con CO2
1980
Se retoma esta técnica con el fin de aumentar el recobro adicional de petróleo, mostrando resultados positivos.
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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PROPIEDADES DEL CO2 Propiedad Valor
Peso Molecular 44.01
Gravedad Específica del gas a 32 °F y 14.7 psi 1.52
Volumen Específico a 14.7 psi y 60 °F 8.56 ft3/lb
Volumen Específico a 14.7 psi y 70 °F 8.73 ft3/lb
Densidad sólido -109.3 °F 94-97.6 lb/ft3
Densidad líquido +2 °F y 300 psig 63.3 lb/ft3
Densidad líquido +70 °F y 839 psig 47.35 lb/ft3
Calor de vaporización sólido -109.3 °F 245.5 BTU/lb
Calor de vaporización líquido +2 °F y 302 psig 119.0 BTU/lb
Calor de vaporización líquido +70 °F y 839 psig 63.9 BTU/lb
Calor Específico del gas a 14.7 psi y 70 °F 0.20 BTU/lb
Viscosidad del gas a 14.7 psi y 70 °F 0.015 cp
Viscosidad del gas a líquido 70 °F 0.85 cp
Fuente: Tamayo, Paula. “Estudio de la factibilidad de Inyección de CO2 en el campo Sucumbíos como mejoramiento de la producción de la superintendencia de operaciones de Putumayo”. UIS, 2011.
En las condiciones ambientales el CO2 es
un gas incoloro, de olor picante y tóxico cuando su contenido
en la atmósfera alcanza un valor de
10%. También puede encontrarse como líquido o en estado
sólido.
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
6
PROPIEDADES DEL CO2
Fuente: Tamayo, Paula. “Estudio de la factibilidad de Inyección de CO2 en el campo Sucumbíos como mejoramiento de la producción de la superintendencia de operaciones de Putumayo”. UIS,
2011.
Es muy importante que la presión se
mantenga por encima de 60.43 psi durante la inyección y transporte
del CO2.
PropiedadPropiedadPropiedadPropiedad ValorValorValorValor
Temperatura Crítica 87.9 °F
Presión Crítica 1056 psig
Densidad Crítica 2920.95 lb/ft3
Volumen Crítico 0.0237 ft3/lb
Compresibilidad Crítica 0.275
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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PROPIEDADES DEL CO2
Figura No. 1. Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/win04/05_co2_capture_and_stor
age.pdf
Diagrama de fases del CO2.
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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FUENTES DEL CO2
Yacimientos Naturales Yacimientos Naturales Yacimientos Naturales Yacimientos Naturales Son pocos y se encuentran a una gran Son pocos y se encuentran a una gran Son pocos y se encuentran a una gran Son pocos y se encuentran a una gran
distancia.distancia.distancia.distancia.
Si está disponible, se convierte en una Si está disponible, se convierte en una Si está disponible, se convierte en una Si está disponible, se convierte en una gran ventaja económica.gran ventaja económica.gran ventaja económica.gran ventaja económica.
El COEl COEl COEl CO2222 producido de estos depósitos es producido de estos depósitos es producido de estos depósitos es producido de estos depósitos es 99% puro con un poco de gas natural 99% puro con un poco de gas natural 99% puro con un poco de gas natural 99% puro con un poco de gas natural
asociado y requiere mínima purificación.asociado y requiere mínima purificación.asociado y requiere mínima purificación.asociado y requiere mínima purificación.
Puede presentarse formación de Puede presentarse formación de Puede presentarse formación de Puede presentarse formación de hidratos si el COhidratos si el COhidratos si el COhidratos si el CO2 2 2 2 contiene humedad.contiene humedad.contiene humedad.contiene humedad.
Se transporta a través de tuberías a los Se transporta a través de tuberías a los Se transporta a través de tuberías a los Se transporta a través de tuberías a los proyectos de COproyectos de COproyectos de COproyectos de CO2222
Fuentes ArtificialesFuentes ArtificialesFuentes ArtificialesFuentes Artificiales
Plantas industriales, como centrales Plantas industriales, como centrales Plantas industriales, como centrales Plantas industriales, como centrales eléctricas, plantas de fertilizantes, eléctricas, plantas de fertilizantes, eléctricas, plantas de fertilizantes, eléctricas, plantas de fertilizantes,
amoníaco, gas natural, etc.amoníaco, gas natural, etc.amoníaco, gas natural, etc.amoníaco, gas natural, etc.
El gas de desecho de estas El gas de desecho de estas El gas de desecho de estas El gas de desecho de estas plantas tiene tiene tiene tiene un 85un 85un 85un 85----90% de CO90% de CO90% de CO90% de CO2222 y está mezclado y está mezclado y está mezclado y está mezclado con gases como CO, SOcon gases como CO, SOcon gases como CO, SOcon gases como CO, SO2222, H, H, H, H2222S, O2, S, O2, S, O2, S, O2,
óxidos de nitrógeno y vapor de agua.óxidos de nitrógeno y vapor de agua.óxidos de nitrógeno y vapor de agua.óxidos de nitrógeno y vapor de agua.
El COEl COEl COEl CO2222 debe separarse de estas debe separarse de estas debe separarse de estas debe separarse de estas impurezas antes de la inyección, lo que impurezas antes de la inyección, lo que impurezas antes de la inyección, lo que impurezas antes de la inyección, lo que
adiciona costos a la operación.adiciona costos a la operación.adiciona costos a la operación.adiciona costos a la operación.
Se utilizan camiones, tanques y tuberías Se utilizan camiones, tanques y tuberías Se utilizan camiones, tanques y tuberías Se utilizan camiones, tanques y tuberías para transportar CO2 purificado y para transportar CO2 purificado y para transportar CO2 purificado y para transportar CO2 purificado y
comprimido al campocomprimido al campocomprimido al campocomprimido al campo
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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EFECTOS DEL USO DEL CO2 COMO MÉTODO DE RECOBRO
Reducción de la viscosidad: Más significativa a mayor viscosidad inicial.
Incremento de la Energía del Yacimiento.
Hinchamiento del Crudo: Dependiente del porcentaje de CO2
disuelto en el crudo.
Aumento de permeabilidad por disolución de carbonatos.
Estabilización de Arcillas.
Disminución de la saturación residual.
Intercambio entre fases.
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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EFECTOS FÍSICOS DE LA INYECCIÓN DE CO2
Figura No. 2. Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf
CONSTRUIMOS FUTURO
GENERALIDADES
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FACTIBILIDAD ECONÓMICA
La inyección de CO2 requiere grandes volúmenes de
inyección dependiendo del yacimiento. En general, la
economía y la disponibilidad del gas favorecerían su uso
dependiendo de las condiciones del sitio donde se
va aplicar el proceso.
Figura No. 3. Fuente: www.google.com
CONSTRUIMOS FUTURO
MISCIBILIDAD DEL CO2
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Es una propiedad que establece una condición de tensión interfacial igual a ceroentre fluidos, formándose con esto una fase homogénea a una presión ytemperatura específicas. La condición de miscibilidad depende principalmente dela composición de los fluidos y de la presión y temperatura del sistema.
La miscibilidad depende de 4 factores:
Composición del Crudo de
Yacimiento.
Composición del fluido inyectado.
Temperatura de Yacimiento.
Presión del sistema.
CONSTRUIMOS FUTURO
CONDICIONES DE MISCIBILIDAD
MISCIBILIDAD AL PRIMER CONTACTOLos solventes más comunes utilizados en este proceso son: butano, propano ymezclas de LPG. Asociado con aceites livianos (> 40 ° API), o altas presiones(> 5000 psi).
MISCIBILIDAD POR MÚLTIPLES CONTACTOSSe pone en contacto el crudo con un gas de inyección que puede ser nitrógeno,dióxido de carbono o gas natural.
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Condensación del gas de inyección
Vaporización del crudo por el gas de inyección
CONSTRUIMOS FUTURO
PRESIÓN MÍNIMA DE MISCIBILIDADEs la menor presión a la cual el gas de inyección y el crudo de un yacimientopueden llegar a ser miscibles a través de procesos por múltiples contactos a unatemperatura específica.
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CONDICIONES DE MISCIBILIDAD
Factores que afectan la presión mínima de miscibilidad
• Composición del fluido inyectado.
• N2 y CH4 , incrementan la MMP.
• H2S y SO2, disminuyen la MMP.
• Composición del crudo en yacimiento.
• Una gravedad API mayor disminuirá la MMP, reflejando el aumento en el contenido de hidrocarburos vaporizables en el crudo.
• Temperatura de Yacimiento.
• Altas temperaturas de yacimiento resulta en mayores PMM
• Si la presión mínima de miscibilidad predicha es menor a la presión de saturación del crudo, la MMP debería ser tomada igual a la presión de saturación para evitar la saturación de gas libre.
CONSTRUIMOS FUTURO 15
CONDICIONES DE MISCIBILIDAD
INYECCIÓN INMISCIBLE DE CO2
El desplazamiento inmiscible ocurre cuando el CO2 se pone en contacto con elcrudo de yacimiento a una presión de operación inferior a la mínima presión demiscibilidad.
INYECCIÓN MISCIBLE DE CO2
Especialmente aplicado a yacimientos que contienen grandes cantidades decomponentes volátiles. El gas deberá ser inyectado en altas presiones queaseguran la miscibilidad a través de la mayor parte del yacimiento.
CONSTRUIMOS FUTURO
TIPOS DE INYECCIÓN
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Inyección Continua
Inyección inmiscible
Inyección miscible
CO2 a presión superior que
la PMM
Crudos con > 30 grados API
CO2 a presión inferior que la
PMM
Crudos de 1-25 grados
API
CONSTRUIMOS FUTURO 17
Inyección Continua
Inyección inmiscible de CO2
TIPOS DE INYECCIÓN
Fuente: www.youtube.com
CONSTRUIMOS FUTURO 18
Inyección Continua
Inyección miscible de CO2
Fuente: www.youtube.com
TIPOS DE INYECCIÓN
CONSTRUIMOS FUTURO 19
Inyección ContinuaInyección Continua de CO2
Figura No. 4. Fuente: http://www.rentechinc.com/carbonDioxide.php
El CO2 es inyectado de manera continua en el yacimiento hasta que la relación de CO2
producido en el aceite sea demasiado elevada para que el costo de producción se considereeconómicamente no viable.
TIPOS DE INYECCIÓN
CONSTRUIMOS FUTURO 20
Inyección ContinuaInyección de CO2 - Agua (WAG)
Figura No.5. Fuente: http://www.textoscientificos.com/petroleo/recuperacion
Se inyectan pequeños baches de CO2 alternados con baches de agua.
TIPOS DE INYECCIÓN
Figura No. 6. Fuente: http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2007_11_01_archive.html
Banco Banco Banco Banco de de de de
aceiteaceiteaceiteaceite
Zona Zona Zona Zona MiscibleMiscibleMiscibleMiscibleCOCOCOCO2222
Emp
uje
Emp
uje
Emp
uje
Emp
uje
Emp
uje
Emp
uje
Emp
uje
Emp
uje
INYECCIÓN DE INYECCIÓN DE INYECCIÓN DE INYECCIÓN DE COCOCOCO2222
POZO POZO POZO POZO PRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTOR
Recobro Recobro Recobro Recobro adicionaladicionaladicionaladicional
Inyección Continua
Inyección de CO2 seguido por un gas de empuje / Agua
Se inyectan CO2 de formacontinua y después seinyecta un gas menoscostoso o agua, con elobjetivo de empujar el CO2
a lo largo de la formación.
TIPOS DE INYECCIÓN
CONSTRUIMOS FUTURO 22
Inyección Continua
Esquema de Inyección Recomendado
Figura No.7. Fuente: Modificado, Magdalena Paris de Ferrer. Inyección de Agua.
TIPOS DE INYECCIÓN
CONSTRUIMOS FUTURO 23
Inyección Cíclica
Figura No.8. Fuente: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish10/win10/02_llego.pdf
El proceso de estimulación con CO2 miscible, se realiza básicamente por lainyección de éste en el productor; el pozo se abre después de un corto periodo deremojo donde se logra que el CO2 interactúe con el aceite.
TIPOS DE INYECCIÓN
CONSTRUIMOS FUTURO
PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DEL PROCESO
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Es necesario llevar a cabo una serie de pasosprincipales antes de realizar un procedimiento dediseño para implementar el proceso de estimulacióncon CO2 a nivel de campo:
ScreeningScreeningPruebas de laboratorioPruebas de laboratorio
Pruebas piloto en
campo
Pruebas piloto en
campo
Diseño del proceso para
campo
Diseño del proceso para
campo
Selección del pozo
Facilidades
Proceso
Tratamiento del CO2
Factibilidad Económica
CONSTRUIMOS FUTURO 25
PARÁMETRO RANGO ACEPTABLE
Gravedad (°API) >22 (Preferiblemente mayor de 30)
Viscosidad (cp) <15 (Preferiblemente menor de 10)
Composición del crudoAltos porcentajes de Hidrocarburos intermedios (Especialmente C5 -C12)
Presión mínima de miscibilidad, Crudos deAlta Gravedad API, bajas temperaturas
> 1200 psi
Presión mínima de miscibilidad, CrudosPesados, altas temperaturas
≈ 4500 psi
Saturación de Aceite al comienzo de proyecto > 30 %Espesor Neto Relativamente DelgadoPermeabilidad No críticaProfundidad > 2000 ftTemperatura de Yacimiento < 250 °FTipo de Formación Areniscas o Carbonatos
Fuente: Guerrero, Cindy; Zamora, Héctor. “Evaluación de un Proceso de Estimulación con CO2 Miscible utilizando Simulación Numérica”. Tesis de Pregrado, Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, 2011.
SCREENING
CONSTRUIMOS FUTURO 26
PROBLEMAS ASOCIADOS
Desventajas
Figura No. 9. Fuente: http://web.mit.edu/newsoffice/2011/fluid-mixing-0519.html
1. Temprano rompimiento del CO2
2. Corrosión en los pozos productores.3. Necesidad de separar el CO2 del hidrocarburo vendible.4. Necesidad de Represurización de CO2 para su reciclaje.5. Un alto requerimiento de CO2 por incremento de barriles producidos.6. El CO2 presenta menor viscosidad que el petróleo, genera un frente
inestable causando digitación viscosa (Fingering) y disminuyendo laeficiencia de barrido volumétrica.
7. Presiones altas para alcanzar miscibilidad.8. Disponibilidad del CO2.
9. Precipitacion de asfaltenos. Figura No. 10. Fuente: http://cmtoti.blogspot.com/2011/03/metodos-
aplicados-en-la-prevencion-de.html
CONSTRUIMOS FUTURO 27
INYECCIÓN DE CO2 EN COLOMBIA
Figura No. 11. Fuente: Curso EOR, Leticia, 2011.
CONSTRUIMOS FUTURO 28
INYECCIÓN DE CO2 EN COLOMBIA
La inyección de CO2 en Colombia se ha realizado principalmente en la zona de laCuenca del Valle Medio del Magdalena.Se inicio con 9 pilotos de inyección cíclica de CO2 en los pozos del campo Galán entreOctubre de 1989 y Octubre de 1992.
La rentabilidad de los proyectos ejecutados fue positiva, sin embargo fueronsuspendidos por el entorno en el cual se encontraban (Expectativas respecto a otrosproyectos, precio del petróleo y la disponibilidad real del CO2).
OBJETIVO: la dilatación o hinchamiento delpetróleo en el yacimiento y con ellodisminuir su viscosidad
CONSTRUIMOS FUTURO 29
CAMPO LLANITOEn la ejecución del piloto se tuvieron en cuenta los resultados obtenidos delcampo Galán debido a sus similitudes en las propiedades petrofísicas y de fluidosde yacimiento.
Con la puesta en marcha del proyecto de estimulación cíclica se tenía comoobjetivo alcanzar 1,1 MBls de petróleo usando 42500 MSCF de CO2 quecorresponderían a un suministro constante de manera diaria de 17 MSCFmediante inyección cíclica en el 2008.
PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO LLANITO
Inicio Producción comercial 1964Producción de aceite inicial [BOPD] 1400
GOR Inicial [SCF/STB] 600Corte de Agua inicial [%] 10
Producción Máxima Alcanzada [BOPD] 6000 (Año 1985)API del Crudo 17 - 22
Espesor Neto [Ft] 40
Fuente: Rodríguez, Danissa; Méndez, Fabián. “Evaluación económica del piloto de inyección cíclica de CO2
campo Llanito de la gerencia regional del magdalena medio”. UIS, 2009.
INYECCIÓN DE CO2 EN COLOMBIA
CONSTRUIMOS FUTURO 30
CONSIDERACIONES
�El hinchamiento del petróleo con CO2 fue estimado en 7%.
�La reducción de viscosidad oscilaba entre 5 a 10 veces para una solubilidad de 0,5%
molar de CO2 a 1500 psi.
�La presencia de asfaltenos en el petróleo limitó la presión máxima de inyección en 1500
psi a condiciones de Yacimiento.
�Las pruebas en el “Slim Tube” presentan un recobro del 60- 65% para una presión de
1500 [psi], además se estimó una presión de fractura de la formación (Mugrosa) de 3500
[psi].
�Para evitar perdidas del gas inyectado (CO2) por canalización no se debe superar como
volumen inyectable el 10% del volumen poroso calculado; que para este caso se estimo un
volumen de inyección de 6MSCF.
�La producción incremental de petróleo debido a los mecanismos del CO2 representó el
57% de la producción total de los pozos intervenidos.
�El arenamiento en los pozos seleccionados no permitió producirlos óptimamente
después de cada ciclo de inyección.
INYECCIÓN DE CO2 EN COLOMBIA
CONSTRUIMOS FUTURO 31
PRIMERA ETAPA SEGUNDA ETAPA
Tiempo de Inyección [Días]
8 Corte de Agua [%] 70
Volumen Inyectado [MSCF]
12 Producción de arena excesiva
Producción Antes de la Inyección
[BOPD]
82 Producción de Aceite [BOPD]
25
Producción Después de la
Inyección [BOPD]
107 Eventos Recañoneo
Producción Incremental [BOPD]
25 (21%) Tratamiento Orgánico
RESULTADOS FINALES
INYECCIÓN DE CO2 EN COLOMBIA
Fuente: Rodríguez, Danissa; Méndez, Fabián. “Evaluación económica del piloto de inyección cíclica de CO2
campo Llanito de la gerencia regional del magdalena medio”. UIS, 2009.
CONSTRUIMOS FUTURO 32
CONCLUSIONES
1. La eficiencia de la Inyección de CO2 depende de las condiciones demiscibilidad presentadas durante el desplazamiento, por lo cual laprofundidad del yacimiento es uno de los principales parámetros para elScreening.
2. El CO2 tiene una menor Presión Mínima de Miscibilidad que el GasNatural, Nitrógeno Gas en combustión y por lo tanto puede ser aplicado enpozos más someros.
3. El CO2 no es miscible directamente con la mayoría de los crudos a laspresiones normales de yacimiento, sin embargo siempre se presenta ungrado de extracción y vaporización de hidrocarburos intermedios disueltosen el petróleo con el cual entra en contacto.
4. Las saturaciones residuales de aceite alcanzadas por un proceso deinyección miscible son menores a las de los procesos inmiscibles, por locual siempre se prefiere alcanzar estas condiciones de miscibilidad.
CONSTRUIMOS FUTURO 33
BIBLIOGRAFÍA
Al-Mjeni, Rifaat; Arora, Shyam; Cherukupalli, Pradeep; Edwards, John; Felber,Betty Jean; Gackson, Cuong; Gurpinar, Omer; Hirasaki, George J.; Kristensen,Morten R.; Lim, Frank; Miller, Clarence A.; Ramamoorthy, Raghu; Van Wunnik,John. “¿LLEGÓ EL MOMENTO PARA LA TECNOLOGÍA EOR?”. Schlumberger,Oilfield Review, Invierno 2010/2011: 22, No. 4.
Guerrero, Cindy; Zamora, Héctor. “Evaluación de un Proceso de Estimulacióncon CO2 Miscible utilizando Simulación Numérica”. Tesis de Pregrado,Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, 2011.
Marín González, Jesús Enrique. “Metodología para estimar Presión Mínima deMiscibilidad mediante una ecuación de estado”. Universidad Metropolitana.Caracas, Venezuela. 2002
Méndez, Fabián; Rodríguez, Danissa. “Evaluación Económica del Piloto deInyección Cíclica de CO2 Campo Llanito de la Gerencia Regional del MagdalenaMedio (ECOPETROL S.A)”. Tesis de Pregrado). Universidad Industrial deSantander, Bucaramanga, 2009.
CONSTRUIMOS FUTURO 34
BIBLIOGRAFÍA
Tamayo Ramirez, Paula Andrea. “Estudio de la factibilidad de Inyección de CO2
en el campo Sucumbíos como mejoramiento de la producción de lasuperintendencia de operaciones de Putumayo”. Proyecto de grado deEspecialización en Producción de Hidrocarburos, Universidad Industrial deSantander, Bucaramanga, 2011.
Recursos electrónicos:
http://www.oilproduction.net/cms/files/flores_yl.pdf
CONSTRUIMOS FUTURO 35