SECCIÓN 7.0: Los POZOS de GAS

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1 Sección7.151 SECCIÓN 7.0: Los POZOS de GAS PARTE 71: El ÍNDICE de PRODUCTIVIDAD Normalmente no sabemos toda la información requerida para calcular el flujo de potencial máximo basado en la ecuación de Darcy. Podemos usar información recogida de los niveles de fluido para determinar el flujo potencial máximo de un pozo La relación entre la producción (q) y la presión de fondo (Pwf) es determinada, podemos predecir el caudal de la producción para cualquier presión de fondo dada. 7.1 introducción Como el gas natural (un medio ambientalmente el combustible limpio) el valor y precios han estado aumentando rápidamente en los recientes años, el gas natural está ganando más atención cada día. Diseñar el depósito de gas es más simple que el depósito de petróleo porque no hay ningún gas de la solución del petróleo. Sin embargo, la mayoría de los principios de la ingeniería y teorías aplicado para producir gas del depósito puede pedirse prestado fácilmente de depósito de petróleo para diseñar y puede aplicarse a la ingeniería de gas natural con modificaciones menores. 7.2 Estimación de Gas y Reservas Una estimación del gas original en el lugar y las reservas son esenciales a la exploración y desarrollo de cualquier depósito del hidrocarburo. El gas original es la cantidad total de acumulación del hidrocarburo en un depósito. Las reservas significan la porción del

2 Sección7.152 gas original que puede producirse y puede recuperarse bajo ciertas condiciones baratas. Incluso antes de taladrar el primer pozo exploratorio, se piden a menudo a ingenieros de yacimiento que estimen las reservas basadas en los datos sísmicos, datos geológicos y pozos productores que existen de formaciones similares. En la fase del descubrimiento, la información está normalmente escasa para estimar las reservas, los datos son muy limitados. La determinación de la reserva mejora con el desarrollo de los pozos. Normalmente se usan tres métodos para determinar las reservas de gas: Método volumétrico G (el gas en el lugar en el scf) = 43,560 x (Vb) la porosidad de x (ø) x Sg x Bg Vb es el volumen del poros de gas productivo en un depósito = el área (UN) x promedian el espesor (h) del depósito Sg es la saturación de gas = (1 - Swc-así) Bg es el gas formación volumen factor en los pies cúbicos normales por el depósito los pies cúbicos. G es el gas en el deposito en los pies cúbicos normales El método volumétrico hace el uso de datos del yacimiento y mapas del igual espesor basado en los datos de los registros eléctricos, análisis del núcleo, y pruebas de la producción. Un mapa de contorno de fondo es una exhibición del mapa lineal de puntos que une las elevaciones iguales en la cima de una cama del marcador, y es por consiguiente una exhibición del mapa de la estructura geológica. Esto está conocido como el mapa de la estructura con la profundidad de cada pozo

3 Sección7.153 Un mapa del igual espesor neto es una exhibición del mapa lineal de puntos que une de espesor de formación de valor neto igual, y las líneas individuales se llaman puntos se muestra en Figura 7-1. La totalidad (el total) igual espesor de porosidad de hidrocarburo también se genera para los estudios del depósito y el hidrocarburo reserva el cálculo como mostrado en Figura 7-2. El mapa de volumen de poros (porosidad multiplicada por el espesor de la capa) también se desarrolla para determinar el volumen del poros de hidrocarburo (Figura 7-3), reduciendo el trabajo así por digitalizar y planimetrar la porosidad y mapas de igual espesor.

4 Sección7.154 Figure 7-1: Mapa de igual valor de espesor neto Mapa Espesor para el Depósito de Petróleo y Gas Alberta Energía Utilidad Rincius Cardium UN archivo de aplicación

5 Sección7.155 Figure 7-2: Mapa de igual espesor para la Porosidad del Hidrocarburo Alberta la Tabla de Utilidad de Energía (AEUB) Rincius Cardium

6 Sección7.156 Figure 7-3: Mapa de igual espesor para el volumen de poros de petróleo y Volumen de Poro de Gas (la porosidad el espesor de x) Alberta la Tabla de Utilidad de Energía Rincius Cardium UN archivo de aplicación

7 Sección7.157 Figure 7-4: Mapa de igual espesor para el Promedio de la Permeabilidad máxima (el kmax) Alberta Energía Utilidad Rincius Cardium UN archivo de aplicación

8 Sección7.158 El Ingeniero del Yacimiento usa estos mapas para determinar el volumen productivo del depósito. El mapa del contorno se usa preparando las isobaras y se traza dónde hay un contacto petróleoagua, gas-agua, o contacto de gas-petróleo. La línea del contacto es la cera línea del isobara. El volumen se obtiene por la planimetría las áreas entre las líneas del isobaras del depósito o de las unidades individuales bajo consideración. Los problemas principales preparando un mapa de este tipo son la interpretación apropiada de espesor de arena neto del pozo por los registros y el perfilando del área productiva del campo como definido por los contactos fluidos, fallas, o barreras de permeabilidad en el fondo contornee el mapa. Hoy, todo el volumen de poros de depósito se computa digitalizado y se interpretó y desarrolló por geólogos, usando el programa de la computadora. Basado en la misma metodología, geólogos e ingenieros pueden generar la permeabilidad, porosidad, y otros tipos de mapas de isobara junto con las secciones cruzadas estructurales para los estudios de simulación de depósito comprimidos. Figure 7-4 muestras la distribución de permeabilidad del depósito, obtenida de las correlaciones del centro y correlaciones de geofísica de pozos Esta información es sumamente valiosa para la simulación del depósito estudiado y para identificar cualquier tendencia de permeabilidad direccional o preferencial en un depósito Método de Equilibrio material El método de equilibrio material sólo es aplicado al depósito entero, porque la migración de gas de una porción del depósito a otro afecta la actualización de la presión de depósito global. Además, se requieren producción de gas histórica extensa y fiable y datos de

9 Sección7.159 presión de depósito; este método no puede aplicarse muy temprano en la vida de un yacimiento de gas. La ecuación de equilibrio material general para el depósito de gas es: PscGp/Tsc = PiVi/ziT. Pf(Vi-We+BwWp)/ZfT Los subíndices que p, i y f representan produjeron, firme con iniciales, y último, respectivamente. Psc = la presión normal Gp = el gas produjo a la presión normal Psc y la temperatura normal Tsc Tsc = la temperatura normal Pf = última presión Vi = el volumen de poro de gas inicial en los pies cúbicos Nosotros = los pies cúbicos de agua usurparon en el depósito a un la presión final, Pf, Wp = el agua cumulativa producida a una último presión del depósito Pf Zf = el factor de desviación de gas final (también llamado el factor de compresibilidad) Si el depósito tiene ningún o cantidad de agua despreciable, la ecuación anterior se vuelve PscGp/Tsc = PiVi/ZiT. PiVi/ZfT Asuma b = PiViTsc/ZiPscT, m = ViTsc/PscT

10 Sección7.160 Entonces, la producción de gas cumulativa (Gp) puede expresarse como Gp = b. el m(pf/zf del el) La ecuación anterior, asumiendo ningún o cantidad de agua mínimo, indica que la parcela de producción de gas cumulativa en el scf contra la proporción de P/Z es una línea recta con un igual de la cuesta negativo a m como para un depósito de gas volumétrico, mostrado en Figura 7-5. La línea recta puede extrapolarse para poner a cero la presión para encontrar el gas inicial en el lugar, o a cualquier presión de depósito de abandono para encontrar las reservas de gas económicamente recuperables. La definición para las reservas de gas es esa porción de volumen de gas que puede recuperarse económicamente y puede producirse de un depósito basada en el combustible barato actual (los precios de gas, la producción, el funcionamiento y el transporte cuesta). De Figura 7-5, muestra que la producción de gas cumulativa para fechar es aproximadamente E6 los metros cúbicos y el gas restante en el lugar es 42 E6 el metro cúbico. El gas original en el lugar es aproximadamente E6 los metros cúbicos. Desde que la cabeza hacia atrás la presión y la presión de tubería de superficie es conocida, ingeniero del yacimiento puede determinar la presión de abandono de depósito para estimar las reservas de gas restantes que pueden recuperarse de este yacimiento Ingenieros pueden dirigir el estudio económico para evaluar si es económicamente viable instalar los medios de condensación al reducir la presión de abandono de depósito, así la recuperación de gas crece la producción extendiéndose durante un tiempo más largo.

11 Sección7.161 Hoy, el depósito se diseña para un modelo matemático, un modelo de simulación de depósito dimensional o modelo del tanque, calcular el gas reserva basado en el método de equilibrio material. Los programas de la computadora comerciales están disponibles uniéndose la producción de gas cumulativa histórica y el depósito presiona para completar un estudio de equilibrio material en minutos. El programa de la computadora fue usado para generar la parcela de equilibrio material (Figura 7-4). Como resultado, ingenieros del depósito pueden consagrar más tiempo para analizar la actuación del depósito, pronostique la producción y trazar la estrategia de optimización.

12 Sección7.162 Figure 7-5: el Equilibrio Material de la Elmworth Gas Yacimiento en Alberta, Canadá

13 Sección7.163 El agua activa en Yacimientos de Gas Para cualquier agua activa en yacimientos de gas, la entrada de agua asta incluida y expresa como: PscGp/Tsc = PiVi/ziT. Pf(Vi-We+BwWp)/ZfT Si la ecuación anterior se usa para calcular el gas original en el lugar, hay dos desconocidos, a saber; el volumen de poros del depósito (Vi) y entrada de agua (Nosotros), porque ambos el gas original en el deposito y la fuerza de la influencia de cantidad de agua la actualización de la presión del depósito. El ensayo y el método del error se usa para estimar el la reserva de gas y la cantidad de agua. Modelos de simulación de depósito usados determinan a menudo el gas reserva basado en la teoría de equilibrio material (vea capítulo 9 en la simulación del depósito) Análisis de Curva de declive Después que un pozo de petróleo o gas ha estado produciendo durante años, una cantidad o proporción de producción de gas contra tiempo puede extrapolarse estimar la última recuperación de la reserva y prever las proporciones de la producción de un grupo de pozos productores del mismo depósito o de un solo pozo El análisis de curva de declive sólo puede usarse con tal de que las condiciones mecánicas y producción del depósito sea constante en un pozo y el pozo produce a su capacidad. El análisis de declive más común es

14 Sección7.164 trazar la producción de gas en el scf por día (la balanza del grafico en el eje vertical) contra tiempo (la balanza lineal en el eje horizontal) en un papel del semi-log y sera una línea recta a través del punto de los datos para predecir la producción futura como esta mostrado en Figura 7-6. La extrapolación de la proporción histórica más allá de la producción actual le permitirá a ingeniero prever y estimar la producción de gas futura. Otro método común, normalmente generó junto con la cantidad de la proporción-tiempo) es trazar la producción de gas en la balanza del grafico contra la producción de gas acumulativa en la balanza lineal como mostrado en Figura 7-7. La extrapolación de la producción histórica a una proporción de producción de gas arbitraria determinará las reservas de gas. Este método está conocido como el análisis de declive exponencial. El análisis de declive hiperbólico da una predicción más exacta de producción futura, sin embargo, la curva hiperbólica es más compleja que la curva de declive exponencial. Desde que las proporciones de producción de previsión para un depósito maduro son relativamente íntimas, para la simplicidad y las evaluaciones rápidas, el depósito prefiere usar el análisis de curva de declive exponencial trazando las proporciones de la producción adelante el (el semi-log el eje vertical y la producción cumulativa o tiempo en el eje horizontal lineal. En la práctica, ingenieros del yacimiento están aplicando exponencial el más probablemente rechaza analizar petróleo y pozos de gas y producción de las reservas y actualización debido a la simplicidad y facilidad de aplicación. Ingenieros del yacimiento deben trabajar con otros ingenieros, operadores y técnicos dirigir el análisis de declive, junto con otros métodos de evaluación de depósito.

15 Sección7.165 Figure 7-6: El diagrama del Semi-log de Producción de Gas Diaria contra Time (las Proporciones contra Time) Figure 7-7: la Diagrama del Semi-log de Producción de Gas Diaria contra la Producción Acumulativa

16 Sección Flujo de Depósito de gas Para el flujo firme en un depósito poroso y permeable, la ley de Darcy puede usarse para derivar las ecuaciones siguientes (vea ley de Darcy aplicada al flujo lineal Para el flujo radial, Q = k (2.rh)dp /. el dr del el En las unidades de campo de petróleo la ley de Darcy tiene las unidades siguientes: el md, hora, cp, pie y psi) La ecuación de flujo para el estado firme se expresa debajo, mientras no sea el flujo turbulento en el depósito y ningún daño de la formación en el pozo Qsc = 703 x 10E-6kh (Pe² - Pw²)/ln(re/rw)T.aZa Qsc = Mscfd Pe = la presión del depósito al radio externo Pw = el agujero del fondo fluido bien la presión del taladro. el un = la viscosidad de los medios de comunicación del tomada de gas un la medios de comunicación presión del depósitos (Pe+Pw)/2 Za = el medio factor de desviación de gas a la media presión del depósito (Pe+Pw)/2 El estado firme seudo (estabilizó) la ecuación de flujo, incluso la turbulencia y factores, se expresa como sigue: Qsc = 703 x 10E-6kh (Pe² - Pw²)/{ln(0.472re/rw) +S+DQsc}T.aZa Donde

17 Sección7.167 S = el adimensional el factor superficial D = el coeficiente de la turbulencia Gasee bien la ecuación del anterior para el estado firme seudo (estabilizó el flujo) puede expresarse como: Qsc = C[Pr²-Pwf²]n El examen de la ecuación anterior revela que una parcela de (Pr²Pwf²) contra Qsc en las balanzas del leño-leño debe producir una línea recta que tiene una cuesta de 1/n como mostrada en Figura 7-8. el grafico[pr²-pwf²] = 1/n[logQsc]. 1/n[logC] El valor" n" los rangos de un mínimo de 0.5 para el flujo totalmente turbulento a 1.0 para totalmente flujo del laminar. Para la permeabilidad alta y los pozos prolíficos, el flujo se cae normalmente en o cerca del régimen turbulento. Para el depósito de permeabilidad poco profundo y bajo y los pozos de productividad bajos, el flujo es más probablemente el laminar. El C = Qsc / [Pr²-Pwf²]n Hay algunos realizan las pruebas para determinar el" C" y" n" valores de las ecuaciones anteriores. Dado el" C" y" n" numera, el pozo de gas los anteriores pueden calcularse como es mostrado en Figura 79. Presione Aumento y Pruebas de Flujo por C.S. Matthews y D.G. Russell es bien una referencia excelente para el petróleo el análisis de la comprobación (referencia 9). Pozos de Producción de Gas la Teoría y Práctica publicadas por la Alberta la Energía Recursos Conservación Tabla es un manual excelente para pozos de gas

18 Sección7.168 (referencia 8). Un libro en los Adelantos en Análisis de Pozos de Prueba publicado por Robert C. Earlougher, Hijo es una referencia muy buena para los dos pozos de petróleo y gas, así como adelantó probando las teorías y plan en los pozos (referencia 10). Porque existe dos incógnitas en la ecuación, C y n, en las pruebas de flujo en los pozos de gas con diferentes producción Estas pruebas son: - Prueba de flujo-después de-flujo que exige a la proporción de flujo y a la presión de fondo fluida estabilizar y puede tomar tiempo para hacer que (una regla de dedo pulgar es eso es la presión no cambia encima de tres minutos). Después de que la estabilización se alcanza para el primera serie de datos (la presión y proporción de flujo), la proporción de flujo está de nuevo reducida tres veces para más y obtener tres juegos diferentes de datos; - Isocronal que prueba; y - La comprobación del isochronal modificada -

19 Sección7.169 Typical Alberta Gas Well AOFP Figure 7-8: Gas Well Deliverability and Absolute Open Flow Plot

20 Sección7.170 Figure 7-9:L as Curvas del pozo corridas (la entrada Actuación Curva)

21 Sección Factores que influyen en la afluencia Una vez que un pozo se ha probado y la producción de gas (la ecuación de actuación de entrada) establecida, es deseable predecir cómo el cambio de ciertos parámetros afectará la actuación de la entrada El C = 703 x 10E-6 kh/t.. [ln(0.472re/rw) + S] El factor que afectará al pozo es la permeabilidad relativa para gas, k, que en un depósito la saturación líquida está. Para el gas seco en un depósito volumétrico, el cambio en la permeabilidad no es significante tal que cualquier cambio puede ignorarse. Gas Viscosidad y Factor de Compresibilidad. y el Z son los parámetros que están sujeto al más grande cambio como los cambios de PR. El método mejor para ocuparse de estos cambios se discutirá en el análisis de pseudo-presión después. El impacto debido al cambio en PR en el C puede aproximarse modificando el C como una función de viscosidad de gas y factor de compresibilidad como sigue: C1/C2 = (. Z)2 / (. Z)1

22 Sección7.172 El factor superficial, S, puede mejorarse fracturando o acidificando un pozo. En cualquier caso, el pozo debe ser comprobado después de fracturar y acidificar para reevaluar C y n. Como la presión de depósito de gas está disminuyendo debido al tiempo de producción, el" C" y" n" los valores también son cambiantes porque la viscosidad de gas y factor de desviación son función de la presión del depósito. 7.5 Comprobación Dinámica El propósito de comprobación es proporcionar una apreciación global breve del drawdown convencional (también conocido como la prueba de flujo). l Este sistema que les proporcionamos tiene un alcance global y el entrenamiento práctico a los estudiantes de yacimiento que diseña consagrando la mitad del tiempo y material del curso que pueden necesitarse para un entrenamiento completo en la presión la comprobación y análisis de métodos diferentes. El propósito de esto para enfocar en las pruebas de fondo y pruebas del recuperación. Sin embargo, junto con el análisis de presión convencional, se aconsejan los estudiantes aprender más sobre diagnóstico de prueba y teclear la curva los métodos concordantes para el análisis de presión (referencias 8, 9 y 10). La presión del pozo de gas junto a la comprobación estima los parámetros del petrrofisico (la permeabilidad y porosidad), presión del depósito, características del fondo del pozo (el almacenamiento, mejoró o dañó la zona, y la perforación condiciona), y el límite del depósito condiciona (la forma, tamaño, y barrera). La comprobación puede emprenderse midiendo la presión del fondo del pozo o el cabezal del pozo mientras esta fluyendo a las producciones constantes o después de cerrar el pozo. El anterior es conocido como la prueba de formación (el flujo) la prueba y el último como la

23 Sección7.173 prueba de la recuperación de la presión. Junto con las evaluaciones de grafico del pozo y análisis del centro, está la comprobación otro método de diseñó para adquirir los datos del depósito y debe analizarse incorporando la información de estos dos métodos. Trazando de aumento de la presión del depósito contra tiempo del aumento en el papel log-log es conocido como prueba de diagnóstico que puede usarse para identificar los regímenes de flujo dominando durante la prueba de recuperación. La prueba de diagnóstico es dividido en cuatro regímenes como mostrado en Figura 7-10, a saber,: - Tiempo temprano dominado por el almacenamiento del fondo del pozo daño o mejora; - Tiempo tarde influenciado por las fracturas, la perforación parcial,; - Las características heterogéneo; y del depósito, homogéneo contra - La condición del límite Figure 7-10: la Grafica de Diagnóstico después de Flujo de petróleo Johnston

24 Sección7.174 El capítulo anterior ha presentado los métodos por determinar el régimen estabilizado de pozos de gas. Puede obtenerse la información del depósito de los varios tipos de estados del gas durante las pruebas. Información que puede obtenerse de las pruebas incluye la permeabilidad k, el factor superficial S, coeficiente de la turbulencia D, y media presión del depósito, PR. Si una prueba es continuada en el pseudo-sostener-estado (estabilizó) el régimen de flujo, una estimación de tamaño del depósito puede hacerse. Muestras del seudo-sostener-estado que cambian de presión del depósito con tiempo permanecen constantes. Eso es que la cuesta de trazar la presión del depósito con tiempo es una línea recta. Esto normalmente se llama una prueba de límite de depósito. Las pruebas más comunes son formación y pruebas del recuperación Esencialmente la misma información puede obtenerse de cualquier método. La opción de ejecutar el drawdown o la prueba del recuperación depende del pozo y condiciones del campo. Nosotros no cerramos en pozos de petróleo o gas realizando una prueba del drawdown, pero debe cerrarse un pozo produciendo para la prueba de aumento de presión Presión la Comprobación de Drawdown Varios parámetros del depósito importantes pueden ser determinados produciendo a una proporción constante y las presiones de fondo medidas como una función de tiempo. Esto se llama drawdown de prueba y puede utilizar información obtenida en ambos y regímenes de flujo de pseudo-sostener-estado. Si el flujo se extiende para pseudo-sostener-declarar, la prueba está llamado una Prueba de Límite de Yacimiento y puede usarse para estimar el volumen de poros de depósito. Los dos singularizan que se utilizan proporción y dos pruebas de la proporción, mientras dependiendo de

25 Sección7.175 la información requirieron. Algunos de los parámetros del depósito que pueden obtenerse de las pruebas de flujo son los kh de capacidad de flujo, el factor superficial S, y coeficiente de la turbulencia D. Una prueba del drawdown empieza de un cerrado-en la condición y una proporción de flujo constante se mantiene mientras la presión constantemente es moderada. La fecha de presión de tiempo más temprana se afectará por el almacenamiento del fondo del pozo y normalmente se usará sólo para determinar el principio del período de flujo. Esto puede identificarse como el principio del segmento lineal de la grafica de (. el p² del el) el tiempo del contra (. t). La ecuación para el flujo puede escribirse incluso el daño de la formación y la turbulencia efectúa como pi p wf q sc T Z kh k S ' log t log 2 Crw Donde: k = la permeabilidad de gas eficaz en el millidarcys. la pi = la presión del depósito inicial el pwf = el wellbore la presión fluida el qsc = la media proporción de flujo t = el tiempo de la producción del gas bien (producción de gas cumulativa dividida por la media proporción de flujo de gas durante la prueba de flujo. Una grafica de. (el p2) contra el log t dará una línea recta con una cuesta. m., el dónde m 1637q sc T Z kh

26 Sección Comprobación de Aumento de presión Una prueba de aumento de presión es la prueba más simple que puede correrse en un pozo de gas. Si pueden determinarse los efectos de almacenamiento del fondo, la información útil puede obtenerse. Esta información incluye la permeabilidad, k, factor superficial claro, S, y la media presión del depósito, el pr. La prueba del aumento consiste en fluir un pozo a un qsc de la proporción constantes, para un período de tiempo t, cerrando el pozo en (a. t = 0), los y midiendo los aumentos de la presión de fondo el tiempo del cerrado-en. t. La prueba del aumento se desarrolló por Homer, y generalmente es considerado el mejor. Otros métodos incluyen aquéllos de Molinero, Tintes, y Hutchinson y Muskat. La teoría detrás de la prueba del aumento viene a tiempo del superposición en el espacio. Refiérase a los titulamos tres referencias (8, 9 y 10) para los detalles en Horner y otros métodos. Para representar el cerrado-en la condición, una proporción inyección de. el qsc que empieza a. t = el sobreponen del se 0 qsc del de en de la proporción del flujo que empezó de acuerdo t = 0 ecuaciones de la de derivar el aumento siguiente de la presión. pi p ws q sc T Z t t log kh t Donde la pi = la presión del depósito inicial, pws = presion de fondo con el pozo cerrado, el qsc es la media proporción de flujo antes cerrado-en, t es el tiempo de la producción antes de cerrar el pozo de gas, la producción de gas cumulativa dividió por la media

27 Sección7.177 proporción de flujo de gas antes cerrado-en. el t es el cerrado-en tiempo. La parcela de (el pws ²) contra el log((t+.t) /. t) la producirá una línea recta de la cuesta. el dónde de m m 1637q sc T Z kh La capacidad de flujo (el kh) y permeabilidad de gas eficaz que k puede determinarse. La extrapolación de la línea a un infinito cerrado a tiempo. t, o (t+.t) /. t =. t /. t = 1, el resultados en un valor para el pi² para un depósito infinito. El factor superficial claro puede determinarse asumiendo que (t+.t) /. t. 1 a. t = 1 hr el y usando la ecuación siguiente p1hr 2 p wf 2 k S ' log m Crw 2 Donde el p1hr se lee de la línea recta extrapolada a. t = 1 hr, y el pwf es los wellbore fluidos presionan un cerrado-en (. t = 0). La permeabilidad que k está en el millidarcy en esta ecuación.

28 Sección7.178 Ejercicios 1.Si un pozo de gas a presión de 10 atm ocupa 500 m3 y se desea un recipiente de 150 m3? Cual será la presión del recipiente? 2.El manómetro de un tanque de gas de30 m3 con p =0.5 atm y T =150C.? Cuanto gas de p =01 atm de presión T =36 0 C? 3 Pilotea la curva de IPR: Dados los siguientes datos usando la presión al cuadrado K=100 md μg=0.02 cp h=20ft T=610 0R re=1500ft Z=0.9 rw=0.334ft P=4000 psi S=0 Υg= Dado los siguientes datos: Pr = 4750 psi Pwt Psi Recomiende como debe producir el pozo: Flujo de Gas MM