97142419 4 eficiencia de recobro
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EFICIENCIA DE RECOBRO EN
PROCESOS DE INYECCIÓN DE AGUA
JORGE PALMA BUSTAMANTE
INYECCIÓN DE AGUA
La recuperación de petróleo debido a la inyección de agua se puede determinar si se conocen los siguientes factores:
• Petróleo en sitio al inicio del proceso de inyección de agua.
Este término es función del volumen poroso a ser inundado y de la saturación de aceite. El volumen poroso a ser inundado es altamente dependiente de la selección y el uso de los discriminadores de espesor neto, tales como los cutoff de permeabilidad y porosidad.
Una inundación acertada requiere de suficiente aceite presente para que se pueda formar un banco de petróleo que puede ser desplazado a través de la formación hasta los pozos productores.
Se puede realizar una predicción exacta del funcionamiento o la interpretación del comportamiento de la inyección si se tiene la estimación del petróleo en sitio al comienzo de la inyección.
FACTORES QUE CONTROLAN LA INYECCIÓN DE AGUA
La eficiencia de recobro se puede definir como la fracción de aceite inicial recuperado del yacimiento. Esta variable se puede analizar en términos de:
• La eficiencia de desplazamiento
• La eficiencia de barrido areal
• La eficiencia de barrido vertical.
SITEMA PETROLIFERO DE ACEITE Y GAS
AGUA
ROCA
SELLO
ROCA
ALMACEN
ROCA MADRE
GAS
ACEITE
SITEMA PETROLIFERO DE ACEITE Y GAS
AGUA
ROCA
SELLO
ROCA
ALMACEN
ROCA MADRE
GAS
ACEITE
FACTOR DE RECOBRO
La ecuación de factor de recobro es la siguiente:
Donde:
FR = Factor de recobro, fracción.
ED = Eficiencia de desplazamiento, fracción.
EV = Eficiencia volumétrica, fracción.
La eficiencia volumétrica esta definida por la ecuación:
Donde:
EA = Eficiencia de barrido areal, fracción.
EI = Eficiencia de barrido vertical, fracción.
IAV EEE
VDR EEE
Recobro Primario 10% - 15%
Recobro Secundario 10% - 20%
Recobro Terciario 10% - 15%
Recobro Total 30% - 50%
Factores de Recobro Típicos
Fuente: Exploring the frontiers of technology, Halliburton 2003
FACTOR DE RECOBRO
Eficiencia de barrido areal (EA). Es el área barrida por el agua inyectada dividida por el área del patrón. Esta eficiencia es difícil de determinar sólo con los datos de campo.
Se requiere una combinación de estudios de campo, de laboratorio y matemáticos, para hacer una mejor estimación.
EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL
En general la EA depende de:
1. Relación de movilidad
2. Configuración geométrica del patrón de inyección
3. Distribución de presión del yacimiento
4. Heterogeneidad del yacimiento
5. Volumen acumulado de agua inyectada dentro del área del patrón
EFICIENCIA AREAL
• La movilidad es la facilidad con la cual un fluido se mueve dentro del yacimiento
desplazadafasemovilidad
edesplazantfasemovilidadM
desplazada
edesplazant
K
K
M
EFICIENCIA AREAL
Ea
M
• Agua desplazando aceite
o
o
w
w
K
K
M
4
0
9
0
110 13
0
3
0
0.
5
1
1.
5
2
Temperatura, °F
Vis
cosid
ad, cp
Efecto de la temperatura sobre la
viscosidad del agua salobre
5
0
6
0
7
0
8
0
10
0
120 14
0
15
0
16
0
17
0
250,000 ppm
200,000 ppm
150,000 ppm
100, 000 ppm
50,000 ppm
0 ppm
• Relación de movilidad agua-aceite después de ruptura:
EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE LA VISCOSIDAD
PATRONES DE INYECCIÓN
SELECCIÓN TIPO DE PATRÓN
• Forma original de desarrollo del yacimiento • Viscosidad del fluido a desplazar • Permeabilidad del yacimiento • Relación de movilidades • Estructura del yacimiento • Características geológicas del yacimiento.
a
d
Frontera de patrón
Pozo inyector
Pozo Productor
A. Empuje en línea directa
La eficiencia de barrido de un patrón en línea directa mejora así como la relación a/d incremente.
Donde a es la distancia entre pozos adyacentes en la misma fila.
d Es la distancia entre pozos de diferente tipo
PATRONES DE INYECCIÓN
Frontera de patrón
Pozo inyector
Pozo Productor
a
d
B. Empuje en línea escalonada
Es una modificación del empuje en línea directa donde las filas de pozos inyectores y productores son desplazados a la mitad de la distancia entre pozos.
PATRONES DE INYECCIÓN
C. Patrón cinco puntos
• Es un caso especial del empuje en línea escalonada donde la relación d/a es 0.5.
• Este tipo de patrón es altamente flexible puesto que se pueden generar otros patrones de inyección simplemente con un reacomodamiento de la posición de los pozos productores. Ejemplo: nueve puntos y nueve puntos invertido.
PATRONES DE INYECCIÓN
D. Patrón nueve puntos
• Este tipo de patrón es muy usado si se requiere una alta capacidad de inyección debido a la baja permeabilidad o problemas similares.
• El nueve puntos invertido es mas usado que el nueve puntos normal.
• El patrón de nueve puntos invertido es usado donde la inyectividad de fluido es alta.
PATRONES DE INYECCIÓN
E. Patrón siete puntos
• Este tipo de patrón tiene aplicación donde la inyectividad es baja.
• Muy raras veces, un campo es desarrollado por este tipo de patrón.
• Puede ser considerado un patrón de línea escalonada con una relación d/a de 0.866
PATRONES DE INYECCIÓN
EA = Área
Área Área +
EVOLUCIÓN DE Ea
Relación de movilidad Eficie
ncia
are
al d
e b
arr
ido
a la
ru
ptu
ra, %
Patrón Normal
1 10 100 0.1
4
0
8
0
12
0
16
0
92% a M= ∞ 0
20
0
24
0
Patrón Invertido
Invertido
Normal
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón
aislado de cinco puntos
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Relación de movilidad
Eficie
ncia
are
al d
e b
arr
ido
a la
ru
ptu
ra, %
1 10 0.1
50
60
70
80
40
90
100
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón de cinco puntos
desarrollado
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Relación de movilidad
Eficie
ncia
are
al d
e b
arr
ido
a la
ru
ptu
ra, %
Área Patrón
1 10 100 0.1
70
80
90
100
92% a M= ∞
60
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón
normal de siete puntos
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Relación de movilidad
Eficie
ncia
are
al d
e b
arr
ido
a la
ru
ptu
ra, %
Área de Patrón
1 10 100 0.1
50
60
70
80
40
90
100
Invertido
Normal
a
d
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón en empuje
de línea directa, d/a=1
a
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Relación de movilidad
Eficie
ncia
are
al d
e b
arr
ido
a la
ru
ptu
ra, %
Área de Patrón
1 10 100 0.1
50
60
70
80
40
90
100
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón en empuje
de línea escalonada, d/a=1
d
a
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
EFICIENCIA AREAL
• Este tipo de inyección generalmente requiere menos pozos inyectores por productor que la mayoría de patrones de inyección.
• Generalmente resulta en menos agua producida que un patrón de inyección geométrico
• La mayor ventaja de estos patrones es su uso en yacimientos con alto buzamiento y variaciones de permeabilidad.
• La mayor desventaja es cuando un yacimiento tiene alta saturación de gas.
INYECCIÓN PERIFÉRICA
•Proporcionar la suficiente capacidad de inyección de agua para alcanzar la tasa de aceite producida deseada.
•Maximizar la recuperación de aceite con el mínima producción de agua
•Tomar ventaja de la poca uniformidad del yacimiento, como fracturas, tendencias de permeabilidad, buzamiento, etc.
• Ser congruente con los patrones existentes y requerir un mínimo de nuevos pozos
•Ser congruente con las operaciones de inyección de agua de otros operadores de locaciones adyacentes
•Conceda un tiempo llenado del gas dentro de un plazo razonable.
CRITERIOS DE SELECCIÓN
Etapa 1
Zona de
Agua
Zona de
Aceite
Zona no afectada
r re
1. Zona de Agua
2. Zona de Aceite
2
1
g
wcwbte
S
SS
r
r
Arena no afectada en el patrón
Zona de
Aceite
Zona de
Agua
rei rei
Interferencia en los bancos de aceite
EFECTO Sg
Etapa 2
Zona de
Aceite
Zona de
Agua
Zona de
Aceite
Zona de
Agua
Frente de inyección después de interferencia
pero antes del llenado del gas
Zona de
Aceite
Zona de
Agua
Zona de
Aceite
Zona de
Agua
Frente de inyección al llenado del gas
gpif SVW
wcwbt
g
AfSS
SE
Efectos de Re saturación
Saturación de aceite (zona barrida):
1-Sw Saturación de aceite (zona no barrida):
1-Swc
EFECTO Sg
A
Inyector
Pwi= 1000 psi
Líneas de flujo
Productor
Pwf= 0 psi
B
B
C
C D
E
F
D
E
F
• El agua inyectada y el aceite desplazado
viajan a través de las líneas de
flujo(streamlines) y éstas son
perpendiculares a las líneas de
isopotencial o isobáricas.
• Las líneas de flujo pueden ser paralelas
o tangentes a otras líneas de flujo pero
nunca se intersectan.
• Cada streamline es un pasillo de flujo
independiente
• Son de diferente longitud
• Se deduce que el gradiente máximo de
presión y la velocidad más alta de fluido,
VA, ocurrirán a lo largo de la línea de flujo
mas corta, A. además, es claro que:
VA> VB>VC>VD>VE>VF L
PK
A
qV
EFECTO DE LA PRESIÓN
• Fracturas
• Permeabilidad direccional
• Variaciones en la permeabilidad areal
• Buzamiento de la formación
• Pozos fuera del patrón
• Irregularidad en el espaciamiento de pozos
• Barrido mas allá de los pozos esquina
• Patrones aislados
Diagrama de barrido en un patrón
aislado de cinco puntos invertido
OTROS FACTORES
Eficiencia de barrido vertical (EI). Hay muchos factores que afectan la eficiencia de barrido vertical, tales como la variación vertical de permeabilidades horizontales, la diferencia de gravedad, la saturación inicial de gas, la presión capilar, la relación de movilidad, el flujo cruzado y las tasas de inyección.
EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
PozoInyector
PozoInyector
PozoProductor
PozoInyector
PozoProductor
Zona Barrida
INYECCIÓN DE AGUA
Zona No Barrida
EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
FACTORES QUE AFECTAN Ev
1. Heterogeneidades
2. Relación de movilidades
3. Volumen de fluido inyectado
4. Flujo cruzado entre capas
K1
k2
k3
k4
k6
k5
EFECTO HETEROGENEIDADES
Cuanto más heterogéneo sea un yacimiento, menor será la eficiencia de barrido areal. Método de Dykstra Parsons es utilizado para estimar la heterogeneidad.
EFECTO RELACIÓN DE MOVILIDADES
desplazada
edesplazant
K
K
M
Si aumenta la relación de
movilidad, disminuye la eficiencia
vertical de barrido.
EFECTO VOLUMEN DE FLUIDO INYECTADO
Ev
EFECTO FLUJO CRUZADO
Fuente. PARÍS DE FERRER M, Inyección de agua y gas en yacimientos de petróleos
EFICIENCIA DE BARRIDO VOLUMÉTRICO
PozoInyector
PozoProductor
INYECCIÓN DE AGUA
EiEaEv *
Fracción del volumen
poroso total invadido.
rw iwf e
ew
w
.00707kk h p - p =
rln - 0.50
r
wq
Pe
Te
Esta fórmula supone una relación de
movilidad de uno en un yacimiento sin la
influencia de otros pozos. Por lo tanto, es
bueno para la estimación de la tasa de
inyección inicial.
EFECTO ÍNDICE DE INYECTIVIDAD
Segregación gravitacional
Eficiencia volumétrica
GRAVEDAD
OTROS FACTORES
TASA DE FLUJO
Fuerzas capilares
Fuerzas viscosas
Fuerzas gravitacionales
Se define como la fracción de aceite
en sitio en la región de barrido,
desplazada por el agua de inyección.
Las variaciones de las propiedades
del yacimiento y de los procesos,
pueden afectar la eficiencia de
desplazamiento, variables tales como
fracturas, ángulo de buzamiento,
saturaciones iniciales, relación de
viscosidad, diferencial de gravedad,
relación de permeabilidad relativa,
presión capilar, mojabilidad y tasas
de inyección.
EFICIENCIA DESPLAZAMIENTO
EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
wi
wiD
S
orSSE
1
1
oi
oroiD
S
SSE
Eficiencia de barrido a escala microscópica
gasoaguaporcontactadopetróleodeVolumen
desplazadopetróleodeVolumenED
EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
La eficiencia de desplazamiento microscópico es afectada por los
siguientes factores:
•Fuerzas de tensión superficial e interfacial
•Mojabilidad
•Presión Capilar
•Permeabilidad Relativa
Durante el barrido de un yacimiento, la eficiencia al desplazamiento
coincidiría con la eficiencia en la recuperación, ER , si hipotéticamente
el fluido inyectado contactara todo el petróleo del yacimiento
EFICIENCIA DE RECOBRO
N
NpEFR D
Asumiendo barrido volumétrico completo
En un patrón de 5 puntos, ubicado en un yacimiento maduro de arena tipo fluvial,
sometido a inyección de agua, se proyecta recuperar 25% del OOIP, cuando el
corte de agua en el pozo productor alcanza el 95% (Inyección de agua acumulada
de 0.75 VP).
La siguiente data esta disponible:
Relación de Movilidades 1.0
Porosidad promedia 0.25
Rangos de permeabilidad Bajo 15 md
Alto 500 md
Promedio 150 md
Saturación de agua critica 0.25
Saturación de aceite residual 0.25
Presión 2500 psig
Temperatura 200 F
Ea 1
1.Está la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?
2.Cuál es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?
3.Cuáles son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de recobro?
EJERCICIO
Evaluar como si todo el petróleo móvil se desplazara.
EJERCICIO
oi
oroiD
S
SSE
75.0
25.075.0 DE
67.0DE
•Está la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?
No – 25% es mucho más bajo que el máximo nivel de ED de 67%.
El factor de recobro es mucho más bajo en comparación con la eficiencia de
desplazamiento para remover todo el fluido móvil posible.
•Cuál es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?
Los valores de EA y ED están acordes, luego la razón estaría en una baja
eficiencia vertical, cuyas posibles causas son: contrastes de Kh, flujo cruzado,
intercalaciones, fuerzas capilares y viscosas.
•Cuáles son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de
recobro?
Perforación in fill: mejorar el barrido vertical.
Selección de programas de inyección (SIP): escoger estratos continuos y
conectados.
Selección de programas de producción (SPP): zonas con buena eficiencia de
barrido.
EJERCICIO
Donde:
ND = Petróleo desplazado debido al
proceso de inyección.
N = Petróleo en sitio al inicio del
proceso.
FR = Factor de recobro, fracción.
RD ENN
ACEITE DESPLAZADO
•Saturación de fluidos al inicio del proceso, So, Sor, Swc y Sg.
•Volumen poroso a ser inundado, Vp.
Grano
Swc
Sor
So Sg
Grano
Total
Petróleoo
V
VS
Total
Soror
V
VS
Total
Swcwc
V
VS
Total
gas
gV
VS
GranoTPoroso VVV
FACTORES AFECTANDO EN INYECCIÓN DE AGUA
• Viscosidad de aceite uo y agua uw.
• Permeabilidad efectiva al aceite, ko @ Swir.
• Permeabilidad relativa al agua y al aceite, Krw y Kro.
• Estratificación del yacimiento y Patrones de inyección.
•Distribución de presión entre el pozo inyector y productor.
•Tasa de inyección.
•Factor volumétrico del petróleo.
•Límite económico.
FACTORES AFECTANDO EN INYECCIÓN DE AGUA
El recobro máximo de aceite en la combinación de la producción primaria y
secundaria ocurre cuando el proceso se inicia en o cerca de la presión de
burbuja.
Cuando la inyección de agua comienza, al mismo tiempo del inicio de la
producción del yacimiento (cuando la presión del reservorio está en un nivel
alto), se refiere con frecuencia a un proyecto de mantenimiento de presión.
Por otro lado, si la inyección de agua comienza en un momento en el cual la
presión del yacimiento a declinado a un nivel bajo debido al agotamiento
primario, el proceso de inyección es generalmente conocido como un proceso
de inundación con agua.
En ambos casos, el agua inyectada desplaza el aceite y es un proceso de
desplazamiento dinámico.
DESPLAZAMIENTO O MANTENIMIENTO DE PRESIÓN
Donde el volumen de aceite en el yacimiento puede ser estimado:
YtoPorosoVolumen
YtoAceiteVolumenSo
oppob BNNYtoAceiteVolumen
OOIP a la Presión de Burbuja, STB obN
oB Factor volumétrico de Formación a la Presión actual RB/STB.
ppN Producción de Aceite entre Pb y la Presión de Yto, STB
Determinación de la saturación de aceite al inicio de la inyección.
La saturación de aceite promedio durante cualquier instante del periodo de
producción primaria puede ser determinado con la siguiente ecuación:
1
2
SATURACIÓN DE ACEITE
ob
cwp
obB
SVN
)0.1(
El volumen poroso en el yacimiento se calcula a partir de un balance de materia
volumétrico.
Despejando se obtiene:
)0.1(cw
obobp
S
BNV
3
Factor volumétrico del petróleo a la presión de burbuja RB/STB. obB
wcS Saturación de agua connata
SwcBob
Bo
Nob
NppSo
11
Se sustituyen las ecuaciones 2 y 3 en la ecuación 1 para obtener:
wc
obob
oppob
o
S
BN
BNNS
1
)(
Organizando términos se obtiene:
Un yacimiento es candidato para la inyección de agua.
El factor de recobro es 12%. La saturación de agua connata es 36% y Factor
Volumétrico de formación (Bo) a Pb es 1.35 RB/STB y 1.05 RB/STB a la presión
actual . Determine la Saturación de aceite a Pb y la saturación de aceite a la
presión actual.
EJERCICIO
Saturación de gas:
owcg SSS 0.1
438.036.00.1 gS
202.0gS
)36.00.1(35.1
05.112.00.1
So
438.0So
A la Pb, no hay gas libre en la zona de aceite
La saturación de aceite actual se determina:
)0.1(0.1 wc
ob
o
ob
ppS
B
B
N
NSo
64.036.00.10.1 wcSSo
El fillup es el momento en el cual el volumen de gas libre es
desplazado por el agua inyectada, entonces, la saturación de gas se
hace cero, en esta etapa el agua llena el espacio antes ocupado por
el gas y aún no ha ocurrido producción por método secundario.
GAS
PETRÓLEO
AGUA
P. INYECTOR
P. PRODUCTOR
FILL UP
La técnica usada para calcular el cutoff de
permeabilidad se basa en el método del tiempo
fillup. w
if
fi
Wt
glayerif SAhw *7758
Wif = Agua requerida para alcanzar llenado total de la capa, bbls
iw = Cantidad de agua inyectada en la capa por dia.
tf = Tiempo llenado total “fillup”, dias
pi
w
o
s
w
ssr
d
phki wir
5.0619.0ln
003541.0
A: 30 acres
h: 12,3 m
ϕ: 27,5%
K = 200 mD
• FR: 0, 135
• Bob: 1,45
• Bo: 1,3
• Swi: 32%
• Calcular el tiempo de llenado, si se está inyectando a una tasa de 800 BPD
EJERCICIO TIEMPO LLENADO
En muchas ocasiones estimar el original oil in place por métodos volumétricos es difícil debido a la complejidad o por datos ineficientes, los registros de pozos, los corazones y los datos de presión de yacimiento.
Para los cálculos volumétricos se asume h con k>k cutoff Pero muchas veces no hay completamiento en la zona.
El OOIP depende de:
• Espaciamiento entre pozos.
• La continuidad de los intervalos.
• El completamiento efectivo.
George y Stiles proponen :
oVolumetricOOIP
MaterialesdeBalanceOOIPdContinuida :
BALANCE DE MATERIA
LAYER 2
LAYER 1
LAYER 3
LAYER 4
LAYER 6
LAYER 7
LAYER 5
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
(ko)swir <cutoff Permeabilidad
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
(ko)swir <cutoff Permeabilidad
CROSS SECTION VIEW ILLUSTRATING WATERFLOOD PAY AND NON-PAY
CUTOFF DE K BASADO EN EL TIEMPO DE LLENADO
En la figura. la capa 1 y 2 poseen valores de permeabilidad superiores a la permeabilidad del cutoff, La capa 3 posee una valor de permeabilidad inferior.
Si consideramos un flujo radial convencional, la capa 3 es tratada como no-productiva, cuando la presión de las capas (1,2) disminuye, produce un flujo cruzado vertical por parte de las capas con menor permeabilidad.
CUTOFF DE K BASADO EN EL TIEMPO DE LLENADO
• En muchos yacimientos, No es común encontrar zonas con porosidad continua y de gran extensión, por lo tanto los intervalos productores deben:
1. Tener permeabilidad por encima del cutoff.
2. Ser continuos entre el pozo inyector y el pozo productor.
3. Poseer Saturación de aceite movible.
4. Estar la inyección bien soportada.
5. Los pozos productores deben estar efectivamente completados.
Las capas 1,2,3,6 y 7 son continuas, sin embargo las capas 3 y 7 poseen una permeabilidad inferior a la permeabilidad del cutoff, pequeñas cantidades de agua entran en estas dos capas resultando una pequeña o una muy baja producción en dichas capas.
Una inyección de agua para una profundidad de 4000 ft en un patrón
de cinco puntos de 40 acres. Las saturaciones de aceite, gas, agua
connata es de 60, 15 y 25%, respectivamente. Asuma el factor de daño
cero para el pozo inyector y el pozo productor.
1. Para las condiciones de yacimiento listadas a continuación, calcule la
permeabilidad mínima (La permeabilidad cutoff) para tener un tiempo de
llenado de 15 años.
2. Cuando el pozo es efectivamente estimulado y su factor de daño es -
4.0, El cutoff de permeabilidad se ve alterado?
EJERCICIO
Datos:
µo: 2.0 cp
Pwi: 2600 psi
Pwf: 200 psi
Si: 0
Sp: 0
d: 933 ft (Patron
40 acres)
rw: 0.25 ft
Ф: 12%
R. movilidades: 1.0
bblshw
hw
SAhw
diabblsi
bblswt
if
if
gif
w
if
f
,*5586
15.0*12.0**40*7758
7758
/,*365
,
dbblshkiw
hkiw
ssr
d
PPhkiw
wir
wir
wir
so
so
pi
w
o
wiso
/,**588.0
005.0619.025.0
933ln0.2
2002600003541.0
5.0619.0ln
003541.0
Solución.
Finalmente, para tf=15 años:
mdk
hk
h
wir
wir
So
So
82.1)(
*)(*558.0*365
*558615
Para un factor de daño de -4.0, tenemos:
dbblshkiw
hkiw
wir
wir
so
so
/,**758.0
00.45.0619.025.0
933ln0.2
2002600003541.0
mdsk
hsk
h
i
wt
wiro
wiro
w
if
f
35.1)(
*)(*758.0*365
*558615
*365
La permeabilidad mínima
(Permeabilidad cutoff) para obtener
fillup en 15 años es:
OTRAS FORMAS DE ESTIMAR FR
GUTHRIE-GREENBERGER
hSwKRE o 00035,0538,1log136,0256,0log272,0114,0
52,361675,02749,1)(4166,10876.1 wAPIUPRERE
WU
API
2159,0
1903,0
0772,00422,0
***)1(
898,54
Pa
PiSw
K
Bo
SRE
oi
wiw
EJERCICIO