SELECCIÓN Y APLICACIÓN DE UN MEJORADOR DE FLUJO COMO UNA ALTERNATIVA PARA EL MEJORAMIENTO DE LA PRODUCTIVIDAD DE CRUDOS PESADOS EN EL CAMPO ANGOSTURA
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Autor
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Ing. Yuri de Antuñano Muñoz, PEMEX-SGRT (expositor)
yuri.deantunano@pemex.com
Ing. Julio César Terrazas Velázquez, PEMEX-APV
Dr. José Francisco Martínez Mendoza, PEMEX-APV
Dr. Jorge A. Arévalo Villagrán, PEMEX-SGRT
En este artículo se presenta la aplicación de un sistema mejorador de flujo denominado LOG-NR-100 aplicado a pozos productores de aceite pesado del campo Angostura, para el mejoramiento de su producción, así como, se describe a detalle la metodología desarrollada y aplicada, las pruebas de laboratorio, los diseños de tratamientos, las ejecuciones en campo y la evaluación de los resultados obtenidos.
Derivado de la gran demanda y altos precios del aceite, así como la fuerte declinación de la producción en la mayoría de los yacimientos convencionales productores de aceite y gas convencional, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se desplaza hacia la explotación de yacimientos de crudo pesado y extrapesado1.
El crudo pesado se define como un aceite que tiene una viscosidad de aceite muerto (aceite sin gas en solución), a la temperatura inicial del yacimiento, mayor a 100 centipoise (cp), o a falta de un dato de viscosidad, una gravedad API menor a los 22.3°2. El precio de estos crudos es mucho menor en comparación a los aceites ligeros, especialmente cuando presenta un alto contenido de azufre y metales pesados. Así mismo, la productividad de los pozos es menor y su dificultad para el manejo y transporte para su comercialización. Por lo tanto, la explotación exitosa de yacimientos de crudo pesado requiere de una planeación y ejecución cuidadosa, para que estos sean técnicos y económicamente rentables3.
En la escala °API, los crudos extrapesados caen en el rango de 1.0 a 9.9 °API y los pesados en el rango de 10 – 21.9 °API.
El conocimiento de las propiedades de los fluidos de crudo pesado es fundamental para decidir los métodos de explotación, y de los procesos de manejo de manejo en instalaciones superficiales de un campo con estas características. Las pruebas de laboratorio brindan información valiosa de la caracterización de los aceites, así como sus atributos termodinámicos y fisicoquímicos.
Por otra parte, un buen conocimiento geológico resulta esencial para estimar cuidadosamente los parámetros importantes de la roca y del sistema roca/fluido, que afectan la productividad de los pozos, especialmente la viscosidad del aceite y su permeabilidad relativa4.
Hoy en día, la aplicación de tecnología moderna para el tratamiento de crudos pesados se ha incrementado para mejorar las condiciones de producción en el sistema roca-fluidos, entre las cuales destacan: inyección de agua, inyección de vapor, mejoradores de flujo, etc.
Problemática del Campo
A partir del análisis integral de la información del campo Angostura realizada por parte del equipo de productividad de pozos, a nivel yacimiento, pozo e instalaciones superficiales, se han identificado 5 principales problemáticas que afectan la producción de hidrocarburos en este campo, las cuales son: 1.- aceite viscoso (10,000 a 51,470 cp), 2.- producción con alto porcentaje de agua (30% a 60%), 3.- emulsiones estables, 4.- daño a la formación (depósitos orgánicos) y 5.- cambios de mojabilidad de la roca productora.
Por otra parte, derivado a que la formación es naturalmente fracturada la efectividad de las operaciones de cementación en las zonas productoras es deficiente durante la terminación de los pozos, registrándose en algunos casos pérdidas totales del fluido de perforación.
La aplicación de controles de agua, han demostrado resultados de éxito muy bajo, debido a que el tiempo de efectividad es corto presentándose rápidamente el incremento de producción de agua en la producción de los pozos, consecuencia de la formación laminada y fracturada.
Actualmente, de los 38 pozos perforados solamente 9 se encuentran productores con una producción promedio entre 30 a 60 bpd, teniendo presiones y temperatura de yacimiento del orden de 128 kg/cm2 y 65°C, respectivamente.
Selección de pozos candidatos para su estudio
Para esta etapa fue necesaria la conformación de un equipo multidisciplinario de productividad de pozos para efectuar el análisis del sistema integral de producción (yacimiento-pozo-instalaciones) a los 38 pozos que conforman al campo Angostura, obteniéndose la selección preliminar de 10 pozos candidatos a mejoramiento de producción, cuyas principales problemáticas estaban orientadas a daño a la formación en la vecindad del pozo, producto de la formación de emulsiones estables por los fluidos producidos (aceite-agua y sólidos) y a la depositación de material orgánico (parafinas y asfaltenos), agravándose más por la naturaleza propia del comportamiento de la viscosidad del aceite. Para el análisis de los pozos se aplicó la metodología ASIPP (Administración del Sistema Integral de Productividad de Pozos)6 la cual considera 7 procesos consistentes en: 1.- recopilación de información técnica, 2.- análisis del sistema yacimiento-pozo-instalaciones superficiales, 3.- diagnóstico, 4.- solución integral, 5.- diseño, 6.- ejecución y 7.- evaluación, tal como se aprecia en la figura 2.
Figura 1.- Metodología de Administración del Sistema Integral de Productividad de Pozos (ASIPP).
Una vez seleccionados los pozos candidatos a mejoramiento de producción, se desarrolló la metodología SOMF (Selección Óptima de Mejorador de Flujo)7, a fin de buscar entre los productos comerciales a nivel nacional e internacional un mejorador de flujo que pudiera solucionar las problemáticas identificadas en el Campo Angostura.
A continuación se describe la metodología SOMF desarrollada durante el proceso de evaluación y selección del mejorador de flujo.
Metodología SOMF
Para dar solución a las problemáticas detectadas por el equipo de productividad de pozos, se consideró como una alternativa viable la aplicación de mejoradores de flujo, debido a su fácil empleo y al bajo costo inherente a estos, siendo necesario el desarrollo de una metodología denominada SOMF (figura 3), constituida por 4 procesos: 1.- recopilación de información técnica, 2.- pruebas a muestras de fluidos de los pozos candidatos, 3.- pruebas de funcionabilidad (mejoradores base agua y base aceite) y 4.- selección del sistema óptimo.
Figura 2.- Metodología de selección óptima de mejorador de flujo (SOMF)
A continuación se describe a mayor detalle cada uno de los procesos de la metodología desarrollada.
Recopilación de información
En esta etapa se recopiló toda la información técnica disponible a nivel nacional e internacional de la tecnología de mejoradores de flujo, base agua y base aceite; seleccionándose aquellos en los cuales su aplicabilidad estaba orientada a la solución de algunas de las problemáticas presentes en los pozos del campo Angostura, es decir: reducir los problemas de generación de tapones viscosos, mejoramiento de flujo, rompimiento de emulsiones estables y eliminación de depósitos orgánicos en el yacimiento y/o a lo largo del aparejo de producción, a fin de establecer aplicaciones en campo económicamente rentables. Del análisis de la información de las fichas técnicas de estos y con el desarrollo de la matriz de funcionabilidad respecto a las problemáticas, se seleccionaron 10 tipos de mejoradores de flujo, 5 base agua y 5 base aceite, los cuales se denominaron desde M1 hasta M10 y se muestran en la Tabla 2.
Tabla 1.- Matriz de funcionabilidad vs problemáticas
De estos 10 mejoradores de flujo seleccionados, se solicitó a cada proveedor muestras para su evaluación a nivel laboratorio con muestras de fluidos del campo Angostura.
Pruebas a muestras de fluidos (Campo Angostura)
Para definir las características físico-químicas de los fluidos producidos por los pozos candidatos para la aplicación de la tecnología de mejorador de flujo, se recuperaron en superficie 10 muestras de fluidos de los pozos Angostura 6, 9, 17, 20, 21, 35, 36, 42 D, 51 y 502.
Las pruebas de laboratorio realizadas a las muestras consistieron en:
Caracterización físico-química: % de aceite, agua y sólidos, % de parafinas, asfaltenos y resinas asfálticas, % de emulsión, densidad y °API.
Perfil de viscosidad: profundidad vs temperatura.
Los resultados obtenidos se muestran en las tablas 3 y 4 y figura 4.
Tabla 2.- Caracterización físico-química de muestras de fluido (Campo Angostura).
Figura 3.- Muestra de aceite pozo Angostura 9
Como se puede observar en la tabla 3 y fotografías A y B de la figura 4, la mayoría de las muestras analizadas presentaban una emulsión estable constituida por agua, aceite y sólidos finos, con alto porcentaje de agua, alto contenido de fracciones pesadas (parafinas y asfaltenos) y °API bajos (entre 8 y 14).
En la tabla 4 y las gráficas de la figura 5 se muestran los resultados obtenidos del perfil de viscosidades de las muestras evaluadas, donde de acuerdo a su comportamiento de aceite viscoso, tienden a incrementar su viscosidad a medida que disminuye la temperatura (30°C), llegando a alcanzar viscosidades máximas hasta 51,470 cp (Angostura 20).
Tabla 3.- Perfil de viscosidad vs temperatura
  Figura 4.- Perfil de viscosidad vs temperatura (pozos seleccionados)
Pruebas de funcionabilidad a mejoradores de flujo
Para verificar la funcionabilidad de los 10 mejoradores de flujo seleccionados (base agua y base aceite), se aplicó la Norma API-RP-428 y los procedimientos ASTM-D-287, ASTM-D-2983-04, ASTM-D-285 y ASTM-D-929, para la determinación de los siguientes parámetros: compatibilidad de fluidos, °API, viscosidad, rendimiento de producto, punto de ignición y solubilidad de orgánicos, con una muestra de fluidos del pozo Angostura 20 recuperada en superficie, la cual presentó las condiciones más críticas de viscosidad (51,470 cp @ 30°C) de las muestras analizadas.
Los rangos de concentración de los mejoradores de flujo empleados durante el desarrollo de las pruebas de funcionabilidad fueron desde 1% a 5% en volumen de muestra de fluido. Las 5 muestras de mejoradores de flujo base agua fueron identificadas como M1, M2, M3, M4 y M5 y para el caso de las 5 muestras base aceite fueron identificadas como M6, M7, M8, M9 y M10.
Los resultados de las pruebas de funcionabilidad efectuadas con los mejoradores de flujo y la muestra de aceite del pozo Angostura 20, se muestran en la tabla 5 y figura 6.
Tabla 4.- Prueba de viscosidad vs mejoradores de flujo al 1% y 5%
Figura 5.- Comportamiento de viscosidad al 1% y 5% de mejoradores de flujo seleccionados
Como se puede apreciar en la tabla 5 y figura 6, el mayor impacto en la disminución de la viscosidad se obtiene con la aplicación de los mejoradores de flujo base aceite, lográndose con ello reducciones de viscosidad hasta un 71.28%, no siendo así, para el caso de los mejoradores base agua (26%).
Para el caso del comportamiento en la densidad del aceite en °API, de igual manera se utilizaron concentraciones de los mejoradores de flujo seleccionados entre 1% y 5%, empleándose muestra de aceite del pozo Angostura 20 por presentar las características de mayor viscosidad. Los resultados de estas pruebas de laboratorio se presentan en la tabla 6 y figura 7.
Tabla 5.- Prueba de °API vs mejoradores de flujo al 1% y 5%
Figura 6.- Comportamiento de °API del aceite respecto al mejorador de flujo (1% y 5%)
Con base a los resultados presentados en la tabla 6 y figura 7, se observa que las muestras de mejorador de flujo denominadas M6, M8 y M10 presentan incrementos en los °API del aceite del orden de 25% a 32%, no siendo así para las muestras M1, M2, M3, M4, M5, M7 y M9, las cuales obtuvieron un incremento máximo del 2% en °API.
Prueba de Ignición
Para esta prueba se aplicó la norma ASTM-D-92 únicamente para las muestras de mejoradores de flujo base aceite (M6, M7, M8, M9 y M10) debido al tipo de prueba y la naturaleza de la conformación de estos sistemas. Los resultados se presentan en la tabla 7 y figura 8.
Tabla 6.- Prueba de punto de ignición a mejoradores de flujo
Figura 7.- Punto de ignición vs mejoradores de flujo
Prueba de Compatibilidad por Emulsión
Las pruebas fueron realizadas con base al procedimiento de la norma API-RP-42, utilizando muestra de aceite del pozo Angostura 20 y muestras de los mejoradores de flujo seleccionados en una relación 1 a 1, es decir, 50 ml de aceite y 50 ml de mejorador de flujo. Las mezclas fueron colocadas a Baño Maria y a una temperatura de prueba de 80° C. Los resultados se muestran en la tabla 8.
Tabla 7.- Prueba de compatibilidad entre el aceite y mejoradores de flujo evaluados
Como se puede apreciar en la tabla 8, la mayoría de las muestras de mejoradores de flujo base agua tienden a generar emulsiones estables, debido a que se mezclan dos fluidos no miscibles, es decir, uno base orgánico y otro base inorgánico, además, en la prueba de pasado de malla 100, tienden a depositar sólidos orgánicos (asfaltenos). Para el caso de los mejoradores de flujo base aceite, no se presenta la separación de fases debido a que se mezclan dos fluidos miscibles (base orgánico); el único en no presentar depositación de sedimentos de malla 100 fue el sistema M10.
Prueba de solubilidad de orgánicos
Partiendo de una de las problemáticas que presentan los pozos del campo Angostura, la cual es la depositación de orgánicos (asfaltenos y parafinas), se realizó una prueba de solubilidad de los mejoradores de flujo, empleando una muestra de depósitos orgánicos, a fin de determinar su poder de disolución de cada uno de ellos. Cabe señalar, que debido a la naturaleza del depósito (orgánico), únicamente se evaluaron las muestras de mejoradores de flujo base aceite. Los resultados se muestran en la tabla 9 y figura 9.
Tabla 8.- Prueba de solubilidad de asfaltenos vs mejorador de flujo (base aceite)
Figura 8.- % Solubilidad vs mejorador de flujo (base aceite)
De los resultados obtenidos de la solubilidad de asfaltenos con los mejoradores de flujo base aceite presentados en la tabla 9 y figura 9, se observa que el único sistema que solubilizó al 100% la muestra de asfaltenos es el sistema M10, lo cual es indicativo que su poder de solubilidad es mucho mayor a las 4 muestras comparativas (base aceite).
Prueba de rendimiento de productos
Esta prueba es aplicable solo a mejoradores base aceite ya que de acuerdo al procedimiento ASTM D-28510 menciona que la muestra debe estar libre de agua, por lo que la destilación HEMPELL se aplica solo a sistemas fase oleosa. Esta destilación consiste en determinar el porcentaje de rendimiento de productos (gasolina, keroseno, nafta, gasóleo L y gasóleo P) presentes en el hidrocarburo. Las pruebas fueron realizadas en laboratorios del Instituto Mexicano del Petróleo.
La finalidad de esta prueba consiste en determinar la calidad del aceite al agregarle el mejorador de flujo. Los resultados de esta prueba se muestran en la tabla 10 y figura 10. 
Tabla 9.- Rendimiento de productos (%) vs mejoradores de flujo
Figura 9.- Rendimiento de productos (%) vs mejoradores de flujo
Selección del Mejorador de Flujo
Del análisis de los resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio aplicadas a las muestras de mejoradores de flujo, se realizó la selección de éste en base a la aplicación de los siguientes criterios: 1.- Mayor reducción de la viscosidad del aceite en presencia del mejorador de flujo, 2.- Mayor incremento en la densidad del aceite en °API, 3.- Compatibilidad con el aceite del campo Angostura, 4.- Mayor capacidad de solubilidad de material orgánico (asfaltenos), 5.- Punto de ignición mayor a 70 °C y 6.- Mayor porcentaje de rendimiento de productos
En la tabla 11, se muestra la evaluación comparativa de los mejoradores de flujo con base a los resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio.
Tabla 10.- Evaluación comparativa de los mejoradores de flujo
Con base a la evaluación comparativa, tabla 11, y a los resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio, se seleccionó al sistema mejorador de flujo M10, para ser aplicado y dar solución a las problemáticas identificadas en los pozos seleccionados del campo Angostura.
En la tabla 13 se muestran los resultados obtenidos antes y después de la aplicación del sistema mejorador de flujo M10 a seis de los pozos candidatos, observándose que en todos los pozos se tienen incrementos de producción, derivado de una eficiente reducción de la viscosidad del fluido y al mejoramiento de las propiedades del aceite en comparación a las condiciones iniciales, con base a pruebas de laboratorio realizadas a muestras de fluidos recuperadas del pozo posterior al tratamiento.
Tabla 11.- Resultados de la aplicación del mejorador de flujo M10
La evaluación de los resultados indicó una eficiencia del sistema M10 en el mejoramiento de la productividad de los pozos del orden del 61% al 400% de su producción inicial, mantenimiento de flujo continuo, con un acumulado de producción de 11,084 bl, figura 12, y tiempos de recuperación de inversión de 16 a 30 días en la mayoría de los casos, siendo económica rentables.
Figura 10.- Producción de aceite vs pozos
Con base al análisis de los resultados obtenidos con la aplicación del sistema mejorador de flujo M10 en pozos del Campo Angostura se concluye lo siguiente:
Con la aplicación de la metodología ASIPP (Administración del Sistema Integral de Productividad de Pozos) empleado por el equipo multidisciplinario de productividad, permitió seleccionar los pozos candidatos e identificar las causas de la baja producción producto de: alta viscosidad de los fluidos producidos, precipitación de depósitos orgánicos y formación de emulsiones estables.
El desarrollo y aplicación de la metodología SOMF (Sistema Óptimo de Mejorador de Flujo) permitió identificar y seleccionar el sistema de mejorador de flujo a aplicar a los pozos candidatos, en base a las características fisicoquímicas de los aceites analizados del campo y a la solución de las problemáticas identificadas.
Las pruebas de laboratorio aplicados a los mejoradores de flujo evaluados (base agua y base aceite), indicaron una mayor eficiencia del sistema M10 en cuanto a la reducción de la viscosidad, incremento de ºAPI, disolución efectiva de depósitos orgánicos y rompimiento de emulsiones estables, presentando una mayor ventaja con los demás sistemas evaluados.
Los mejoradores de flujo base agua en contacto con los aceites de los pozos evaluados generaron fuertes emulsiones estables, difíciles de romper, requiriéndose de un proceso secundario de separación e incrementando el costo de tratamiento.
El sistema M10 puede ser aplicado en cualquier punto del sistema de producción (yacimiento, pozo e instalaciones superficiales) y no requiere de un proceso secundario en superficie, lo cual permite reducir costos adicionales.
La aplicación del mejorador de flujo M10 no debe ser menor a una relación 1:1 con respecto a la longitud del intervalo disparado, debido a que su eficiencia disminuye (pozo Angostura 17).
Los tiempos de residencia del sistema M10 en la formación productora no deben ser menor a 48 horas, a fin de garantizar la efectividad del sistema en contacto con el aceite.
Se recomienda que previo a la aplicación del sistema M10 se efectúe limpieza de aparejo y de la vecindad en la zona productora mediante el empleo de solventes aromáticos, a fin de evitar que posibles depósitos orgánicos sean desplazados hacia la formación durante el bombeo del mejorador de flujo y su eficiencia dentro de la formación no disminuya.
Todos los tratamientos aplicados con el mejorador de flujo presentaron incrementos de producción del orden de 61% hasta un 400% con respecto a su producción inicial, obteniendo con ello un incremento puntual de 305 bpd, es decir, 1.4 veces su producción inicial.
De la evaluación económica realizada a los tratamientos de estimulación con el sistema mejorador de flujo, se definió que para recuperar la inversión total de cada uno de estos, se debe alcanzar un límite económico de producción acumulada (Np) de 1,045 bl por pozo, en un lapso mínimo de 30 días.
La mayoría de los tratamientos son económicamente rentables, ya que su factor de recuperación se obtiene de 16 a 30 días. Para los casos de los pozos Angostura 17 y Angostura 20 no se obtuvieron resultados satisfactorios, debido a la invasión de agua y a la fuerte declinación del incremento obtenido inicialmente (29 días).
V = Volumen de tratamiento (m3),
 = Relación entre la circunferencia de un círculo y su diámetro, (3.1416).
h = Espesor de intervalo disparado (m).
Porosidad de la roca productora (fracción).
rd = Radio de penetración (m).
rw = Radio del pozo (m).
Bibliografía y/o Referencias
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1.- Edward Hanzlik. “Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo pesado”, 12-09-2009 in Internacional.
2.- World Petroleum Congresses “Classification an Nomenclature Systems for Petroleum and Petroleum Reserves”, 1987 Report.
3.- Van Wingen, N.: “Viscosity of Oil, Water, Natural Gas, and Crude Oil at varying Pressures and Temperatures”, Secondary Recovery of Oil in the United States, American Petroleum Institute (1950).
4.- Economides, M.J., Brand, C.W., and Frick, T.P.: “Well Configurations in Anisotropic Reservoirs” SPE Formation Evaluations (December 1996).
5.- Espinoza, M., Quintos, R., Rahme, R., Vazquez, E., Sánchez, R. “Actualización del Marco Estructural Campo Angostura”, Activo Integral Veracruz, 2004.
6.- Gutierrez-Acosta, T., Arevalo-Villagran, J.A., Asencio-Cendejas, F., de Antuñano-Muñoz, Y., “Administración Integral de Pozos para Incrementar la Producción de Hidrocarburos en los Activos: Caso de la Región Sur”, septiembre 2006.
7.- de Antuñano-Muñoz, Y., Terrazas-Velázquez, J, Alejandro-Hernández, J., Arevalo-Villagran, J.A. “Metodología para la Selección Optima de Mejoradores de Flujo”, Activo de Producción Veracruz, Junio 2012.
8.- API-RP-42, “Laboratory Testing of Surface Active Agents for Well Stimulation”
9.- ASTM-D-92 “Standard Test Method for Flash and Fire Points by Cleveland Open Cup Tester”
10.- ASTM-D-285,” Method of Test for Distillation of Crude Petroleum (Withdrawn 1985)”
Al equipo de trabajo y soporte técnico conformado por los ingenieros del Activo de Producción Veracruz, Javier Alejandro Hernández (Cía. Logardí), Anderson Suárez Camacho (Cía. Schlumberger), así como, a la Lic. Vania Mateos Chávez por su valiosa participación en la colaboración de este trabajo.
Resumen de Curriculum Vitae
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Yuri de Antuñano Muñoz
Autor del artículo
Ingeniero petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México de la carrera de Ingeniería Petrolera, se graduó el 6 de Diciembre de 1985 con el tema de tesis “Bombeo Hidráulico Tipo Pistón”, obteniendo con esta la Mención Honorífica.
Ingresó el 22 de Julio de 1984 al Instituto Mexicano del Petróleo en el Departamento de Desarrollo de Técnicas de Acondicionamiento de pozos de la División de Producción.
De 1995 a mayo del 2005, ocupó el cargo de Coordinador de Proyectos en el Área de Estimulación a Pozos en la Delegación Regional Zona Sur del IMP. Teniendo a su cargo proyectos en las Regiones Sur, Marina Suroeste y Noreste de Petróleos Mexicanos.
En Mayo de 2005 ingresa a Petróleos Mexicanos para formar parte de la Subdirección Técnica de Explotación.
Durante su trayectoria profesional ha presentado diversos trabajos técnicos en la AIPM, IMIQ, ARPEL, COLAPER, INTEVEP e INGEPET, realizados en México, Chile, Venezuela y Perú respectivamente.
Ha recibido diferentes reconocimientos por su sobresaliente actuación para la contribución al desarrollo y prestigio de la industria Petrolera Mexicana.
Experto en estudios y análisis de Pozos para el mejoramiento de la producción, mediante la aplicación de tratamientos de estimulaciones simultáneas no reactivas y reactivas, así como asesoramiento técnico en las áreas de estimulación y cementación a pozos.
Cuenta con los Diplomados en Administración de Negocios de Servicios y en Dirección y Administración de proyectos en el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey.
Actualmente trabaja en la Gerencia de Estrategias y Planes de la Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos, para la estrategia nacional de productividad de pozos de PEP.
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