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ESCUELA SUPERIORPOLITECNICA DEL LITORAL
Aplicación del Análisis Nodal para la Evaluación del Sistema de
Levantamiento Artificial por Bombeo Electro-Sumergible del
Campo ESPOL III
DANILO ARCENTALES BASTIDAS
MARCO CAIZAPANTA APOLO
Febrero - 2011
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AGENDA
1. Introducción2. Antecedentes3. Objetivos4. Recopilación de Información5. Procedimiento y Análisis de los
datos6. Resultados Obtenidos7. Conclusiones 8. Recomendaciones
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Introducción
Análisis Nodal pozos con levantamiento artificial por bombeoelectrosumergible.
Centrilift – Baker Hughes
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Antecedentes
EL mayor porcentaje de petróleo producido en nuestro país proviene de campos maduros, es decir que ya no cuentan con la suficiente energía para levantar el petróleo a la superficie naturalmente.
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Campo ESPOL III
Para nuestro posterior análisis y evaluación hemos recopilado datosde información real de un campo el cual lo hemos llamado ESPOL III el mismo que se refiere al campo sacha.
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Ubicación e Historia
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Características del Campo ESPOL III
• Es el segundo campo mas grande
• Con una longitud de 28.5 Km
• Tiene una producción promedio de alrededor de49.000 BPPD de un crudo de 28° API, provenientede las arenas Hollin, Basal Tena, Napo U, Napo T.
• Tiene 225 pozos perforados, de los cuales 158 sonproductores
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Estratigrafía del Campo ESPOL III
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W E
EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
AM
BIE
NTE
PR
OD
UC
...
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE
FAS
E O
RO
GE
NIC
A
TAR
DIO
AN
DIN
AFA
SE
OR
OG
EN
ICA
TE
MP
RA
NA
AN
DIN
A
PLIOCENO
MIOCENO
NE
OG
EN
OP
ALE
OG
EN
O
CE
NO
ZOIC
O C
Z
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAESTRICHTIANO
CAMPANIANO
SANTONIANO
CONIACIANO
TURONIANO
CENOMANIANO
FM. MESA
ARCILLAS ROJAS
CO
NTI
NE
NTA
L
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS
F M ARAJUNO
FM ORTEGUAZA
HIATO
HIATO
HIATO
FM TIYUYACU
FLU
VIA
LC
ON
T
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS
ALBIANO
APTIANO
NEOCOMIANO
CR
ETA
CIC
OJU
RA
SIC
O
ME
SO
ZOIC
O M
Z
SUPERIOR
MEDIO
INFERIOR
PA
LEO
ZOIC
O P
Z PERMICO
CARBONIFERO (PENSILVIANO)
DEVONICO
SILURICO
ORDOVICICO/CAMBRICO
PRECAMBRICO PE
FM TENAARN BT
CO
NTI
NE
HIATO
ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS
M1 / VIVIAN
CLZ M-1
CLZ M-2
CLZ A
Nap
o S
up.
Nap
o M
ed.
Nap
o In
f.
ARENISCAS "U"
CLZ B
ARENISCAS " T "
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS
ARENISCAS CUARZOSAS
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS
FM CURARAY
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS
BASAMENTO CRISTALINO
CO
NTI
NE
NT
A M
AR
INO
Nap
o B
asal
.
HIATO
HIATO
HIATO
MA
RIN
O D
E A
GU
A S
OM
ER
OM
AR
INO
CO
NTI
NM
AR
INO
MA
RIN
O
FM SANTIAGO
FMMACUMA
METAMORFICOS
LUTITAS GRIS VERDOSAS
FOR
MA
CIO
N N
AP
O
CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR
FM CHAPIZA
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM PUMBUIZA
ARN M-2
FM CHAMBIRA
Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo
FM HOLLIN
1
2
3
4
5
Tapi
Vista
Auca
JIVINO/LAGUNA
Armadillo/Auca
Puma
Yuralpa/Dayuno
Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
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Características Petrofísicas de los Yacimientos
RESERVORIO
VALORES PROMEDIOS
Espesor Ø Sw So K
(ft) (%) (%) (%) mD
BT 9 18 34.3 65.7 300
U 20-60 17 12.8 67.2 100
Ts
20-44 15.6 20 80 200Ti
Hs 30-70 14 33.3 66.7 70
Hi 30-110 18 29.4 70.6 500
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CAMPO FORM.PRESION DE
BURBUJATEMP. YACIM.
GRADO API GOR Bo
GRAVEDAD DEL GAS
SACHA
Hinf 78 225 27.1 24 1.1625 1.5767
Hsup 550 225 27.3 124 1.1334 1.3561
T 1310 216 30.3 436 1.3726 1.2518
U 1052 211 26.7 270 1.2423 1.1324
Uinf 1170 218 22.8 224 1.2302 1.21
BT 807 181 24.1 150 1.117 1.099
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Descripción Técnica del Equipo de Bombeo Electro Sumergible
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• En la actualidad existen en nuestro país pocos pozosterminados que poseen aun la suficiente energía enel yacimiento, para que el flujo llegue hasta laestación de producción a una tasa que sea rentable
• Por lo que se hace necesario proporcionar energíaexterna para levantar la columna de fluido desde losyacimientos hasta el centro de producción.
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SISTEMA BES
Bomba Centrifuga
Motor Electrico
Separador de gas
Protector
SensorVariador de Frecuencia
Transformador
Caja de venteo
EQUIPO DE FONDO EQUIPO DE SUPERFICIE
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Equipos de Superficie
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Transformador
Variador
Fuente: Ingeniería de Petróleo –
Fuente: Ingeniería de Petróleo –
Carta Amperimetrica
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Caja de Venteo
Cabezal
Fuente: Ingeniería de Petróleo –Fuente: Ingeniería de Petróleo –
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Equipos de Fondo
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Sensor Motor
Fuente: Ingeniería de Petróleo –Fuente: Ingeniería de Petróleo –
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ProtectorSeparador de gas o
Intake
Fuente: Ingeniería de Petróleo – Fuente: Ingeniería de Petróleo –
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BombaCable de Potencia
Fuente: Ingeniería de Petróleo –
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Usadas en pozos desviados y costa
afuera
Producción de altos volúmenes
de crudos
No dispone de partes
movibles en superficie
Disminucion del impactoambietal
Se puedemonitorear a
traves de controles
automatizados
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No es convenienteen pozos con alto
GOR y con problemas de arena
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Selección del equipo básico de un sistema de Bombeo Electro sumergible
BES
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Datos básicos requeridos del pozo
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• A continuación se describe la lista de parámetros básicos requeridos para el proceso de diseño:
• Datos del pozo:
• Datos de producción actuales
• Condiciones de fluido del pozo
• Fuentes de energía
• Posibles problemas del pozo
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Selección de la Bomba Electro Sumergible
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• Los principales parámetros que caracterizan una bomba son:
- Serie de la Bomba
- Tipo de bomba requerido
- Número de etapas
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Downthrust Upthrust
CURVA DE RENDIMIENTO DE LA BOMBA
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Selección del motor
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• Debemos seleccionar el motor tomando en cuenta lo siguiente:
- Diámetro del casing
- Potencia requerida por la bomba en HP
- Voltaje y amperaje disponible en superfice.
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Selección del Cable de Potencia
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• La selección del cable implica la determinación de:
- diametro del cable
- Tipo del cable
- Longitud del cable
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Dinámica de Yacimientos
Comportamiento Influjo
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Yacimiento
Pr
Pr
Pr es la presión
promedio del yacimiento
cerrado
Perforaciones
Productividad del Pozo
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Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
Pwf
Pr
Pr
Pr
Q=?
Límites del radio
de “drenaje“
externo re
Flujo de FluidoFlujo de Fluido
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Para el sistema mostrado en la lámina anterior, la Ley
de Darcy establece lo siguiente:
qo = tasa de flujo ko = permeabilidad efectivah = espesor efectivo de arena o = viscosidad promedioPr = presión del yacimiento Pwf = presión de fondore = radio de drenaje rw = radio del pozoBo = factor volumétrico
qk h PP
Br
o
o r wf
ooe
w
7.08 x 10
0.75
-3
ln
( )
r
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
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Todos los datos necesarios en esta ecuación
normalmente no están disponibles. Pero si asumimos
que ko, h, re, rw, Bo y o son constantes para un pozo
en particular (esta es una buena asunción), la ecuación
se convierte en:
qC C PP
CC
o
1 r wf
546
7
lnC C
2 3C
C 8
( )
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
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Simplificando...
Despejando…
q c PPo r wf ( )
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
Pr
Pwf
c
qo
1+
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Esta es una ecuación de la forma “ y=mx+b “ la cual
representa una línea recta. Además, la línea tiene
una pendiente “m” y la intercepción con el eje Y “b”.
La constante K es lo que llamamos: Indice de
Productividad “IP“.
c P
rP
wf q
o
1+
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
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Q – Tasa de Flujo (BPD)
Presión - PSI
Intercepción = Pr
Pendiente = -1/C
00
Pwf
Gráficamente se representa así:
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
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El Indice de Productividad (IP) es igual a la tasa de
flujo dividada por la reducción de presión por
producción “drawdown“:
IPq
PP
r wf( )
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
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Cual es la máxima tasa de flujo que puede producir el
pozo? La máxima tasa de flujo ocurre a la máxima
reducción de presión por producción (Pwf = 0).
PI q
max
0Pr( )
or qmax P
rPI x
Tasa Máxima
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La Ley de Darcy se cumple en pozos con una sola
fase de fluidos (por ej. Agua, petróleo o
agua/petróleo).
¿Pero que pasa si se libera gas en el yacimiento?
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
Yac. Subsaturado
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00
Pwf
Yac. Saturado:
Pr < Pb
Qmax
Según la
Ley de Darcy
Qmax
Real
Ley de Darcy para flujo radial hacia el pozo:
Q – Tasa de Flujo (BPD)
Presión - PSI
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En vez de la Ley de Darcy usamos la curva de Vogel
– IPR La ecuación es:
donde qo(max) es la máxima tasa de flujo que el pozo
puede producir.
Comportamiento del Influjo – IPR
Yacimiento Saturados o Sub-Saturados
qo
o(max)
= 1 - 0.2 - 0.8
2
P
wf
r
Pq
P
wf
r
P
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Análisis Nodal de un pozo
Calcula caidas de presione entre dos nodos, fluidos producidos, y de esta maner determinar curvas de comporrtamiento de afluencia y el potencial de produccion del yacimiento en un pozo
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Análisis Nodal, Pozo con BES
Se debe considerar:
• Bomba como un elemento independiente
• Presión de entrada y descarga de la bomba
Calcular:
• Curva de Rendimiento del pozo con levantamiento artificial por BES.
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Curva de Rendimiento del Pozo con
BES
Dividiremos el perfil de las presiones del pozo en dos subsistema:
• Formación-bomba• Cabezal-bomba
Donde:
CHP = Presión en la tubería de revestimiento; psi
WHP = Presión en el cabezal del pozo; psi
PIP = Presión de entrada a la bomba; psi
Pd = Presión de descarga; psi
FBHP = Presión de fondo fluyente; psi
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Subsistema Bomba-Cabezal
• Encontramos lapresión de entrada dela bomba disponible(PIP) considerando lagravedad especificadel fluido que laPresión de Fondofluyente (Pwf) debelevantar desde elPunto medio de lasPerforaciones (PMP)hasta la profundidadde la bomba (PB).Donde:
PIP= Pump Intake Pressure (Presión de entrada de la bomba)
Pwf=Presion de fondo fluyente
= gravedad especifica del fluido
PB=Profundidad de la bomba
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Subsistema Formación-Bomba
• Encontramos laPresión de descargade la bomba requerida(Pdesc) tomando encuenta la Presión en elcabezal, perdidas porfricción en la tuberíade producción y lacolumna de fluidopresente en el tubing.
Pdesc: Presión de descarga
PWH = Presión de cabezal
= Perdidas por fricción en la tubería de producción
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Curva de Presión de Entrada y Descarga VS Tasa
de producción
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Curva de Rendimiento del pozo con
levantamiento artificial BES
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 1000 2000 3000 4000
PS
I
BFPD
Presion requerida suministrada por la bomba
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Evaluación del Pozo ESP-01 mediante
análisis nodal
Objetivos:
• Evaluar si la producción actual del pozo se encuentradentro del rango óptimo de operación, y a su vezdeterminar si la bomba actual en el pozo estasobredimensionada.
• Optimizar el Pozo ESP-01 mediante el análisis nodal
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Evaluación del Pozo ESP-01 mediante analisis nodalPOZO ESP-01
Fecha de Completación: 03-Oct-01
W.O.#01: 24-Jul-05
RTE : 934.14' W.O.#02: 04-Mar-07
GLE: 914.14' W.O.#03: 14-Agos-08
CASING CONDUCTOR:
141' 20" , H-40, 94.5#, 3 TUBOS
CEMENTADO CON 792 SXS CLASE "A"
CASING SUPERFICIAL:
4008' 13 3/8", C-95, 72#, 92 TUBOS
CEMENTADO CON 2900 SXS CLASE "G"
CASING INTERMEDIO:
9 5/8", C-95 , 47#, 187 TUBOS
3½" EUE, N-80, 253 TUBOS
7890' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2.81")
3½" EUE , N-80, 1 TUBO
7922'3½" EUE NO-GO
3½" EUE, N-80, 1 TUBO
7954'
D ESVIA C ION 2.58° @ 8075.5 8039'
8045' COLGADOR DE LINER DE 7"
D ESVIA C ION 10.8° @ 8588 8578' 9 5/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO C/1236 SXS, CLASE "G"
10310' ZAPATO GUIA LINER 7" CEMENT. C/598 SXS, "G"
10521' 1278' 11799'
LINER 7", C-95 , 26#, 48 TUBOS 11812'
ARENA HOLLIN SUPERIOR PT=11820'TVD=9922'
ANGULO MAXIMO DESVIACION 87° ** PESCADO
Tope zapato
10169' A 87°
COLGADOR LINER 5" CASING RANURADO DE 5" :
C-95 , 15#, 29 TUBOS
N-80, 15#, 7 TUBOS DE LINER CIEGO
** PESCADO: BROCA 8 1/2" DS49, MOTOR DE FONDO CON AIM, 2 DRILL COLLAR NO
MAGNETICOS, SENSOR DE RESISTIVIDAD, JT DE SEGURIDAD, MARTILLO DE PESCA
15 JTS HEAVY WEIGHT 5", 6.4' DRILL PIPE 5", POWER PULSE 6 3/4".
W.O.- 03
Fuente: Baker Huges
3½" EUE DESCARGA
BOMBA D475N (177 ETAPAS) SERIE 400
BOMBA D475N (177 ETAPAS) SERIE 400
MANEJADOR DE GAS AGH D521 (32 ETAPAS)
SEPARADOR DE GAS SERIE 400
2 PROTECTORES MAXIMUS, SERIE 400
MOTOR 135 HP, 1906 VOLT, 43.8 AMP.
SENSOR PHOENIX TIPO "O"
CENTRALIZADOR DE 7" @ 8045'
S
B
B
M
A G H
8009'
7993'
7990'
7984'
2 Protectores
1 Motor 135 HP
Completación BES actual
2 bombas D475N de 177 etapas
2 Separadores de Gas
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Información del pozo ESP-01Presión de Reservorio = 4207 Psi
Tubería de Producción ID = 2.992 Pulgadas
Tubería Nueva C = 120 adim.
Qo Actual @ Pwf = 3607ps i = 673 BFPD/psi
Gravedad Específica del Liquido = 1 adim.
Profundidad Presiones (Sensor) = 1085 pies
Profundidad de Asentamiento de la Bomba = 7984 pies
Presión en la Cabeza del Pozo = 120 psi
FECHA BFPD BPPD BSW % Arena Método
22/05/2002 1801 1747 3 Hi BES
22/02/2005 1450 1392 3 Hi BES
07/02/2008 1103 1059 4 Hi BES
26/10/2008 1000 960 4 Hi BES
02/03/2009 840 798 4 Hi BES
04/02/2010 673 673 5 Hi BES
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Calculo del IP del Pozo ESP-01
De la información proporcionada por el cliente calculo el IP del pozo utilizando los siguientes datos:Pwf= 3607 psi @ Q= 3673 BFPD
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IPR del PozoDe la información del pozo tengo:Ps= 4207 psi Pb=78 psi Q deseado= 850BFPD
Q PWF
0 4207
850 3449.20
1000 3315.47
2000 2423.94
3000 1532.41
3486 1095
3500 1086.64
3618 981.00
4000 640.88
4500 195.11
4624 78.43
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0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Pw
f
p
si
Q BFPD
IPR POZO ESP-01
IPR POZO ESP-01
Pb
Ps
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Perfil de Presiones en el pozo
Q(BFPD) Pwf(psi) PIP PWH Perd.friccion
Columna
hidr. Pdesc ∆Pbomba
0 4207 3218 240 0 3767 4007 789
673 3607 2618 240 4 3767 4011 1393
850 3449 2460 240 7 3767 4014 1554
1000 3315 2326 240 9 3767 4016 1690
2000 2423 1435 240 38 3767 4045 2610
3000 1532 543 240 84 3767 4091 3548
3486.0 1095 106 240 104 3767 4111 4005
3500 1086 98 240 108 3767 4115 4017
Se determina que el sistema requiere una presión de 1393 psi o 2952 pies de cabeza suministrada por la bomba para levantar 637 BFPD.
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Curva de Rendimiento del Pozo ESP-01
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Optimización del pozo ESP-01
Q 850 bfpd
Rango de Q 750 1300 bfpd
Profundidad
Bomba 8000 ft
T superficie 110 ºF
Frecuencia 55 Hz
Rango de F 53 65 Hz
Requerimientos del cliente:
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Curva de Rendimiento del Pozo ESP-01
Optimizado
2 Protectores
1 Motor 96 HP 1430 V 43 Amp
Completación BES actual
1 bomba DN1100 de 166 etapas
1 Separador de Gas
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Diagrama de completación del Pozo ESP-01 OptimizadoPOZO ESP-01 (OPTIMIZACIÓN)
Fecha de Completación: 03-Oct-01
W.O.#01: 24-Jul-05
RTE : 934.14' W.O.#02: 04-Mar-07
GLE: 914.14' W.O.#03: 14-Agos-08
CASING CONDUCTOR:
141' 20" , H-40, 94.5#, 3 TUBOS
CEMENTADO CON 792 SXS CLASE "A"
CASING SUPERFICIAL:
4008' 13 3/8", C-95, 72#, 92 TUBOS
CEMENTADO CON 2900 SXS CLASE "G"
CASING INTERMEDIO:
9 5/8", C-95 , 47#, 187 TUBOS
3½" EUE, N-80, 253 TUBOS
7890' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2.81")
3½" EUE , N-80, 2 TUBO
3½" EUE NO-GO
3½" EUE, N-80, 1 TUBO
D ESVIA C ION 2.58° @ 8075.5 8043'
8045' COLGADOR DE LINER DE 7"
D ESVIA C ION 10.8° @ 8588 8578' 9 5/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO C/1236 SXS, CLASE "G"
10310' ZAPATO GUIA LINER 7" CEMENT. C/598 SXS, "G"
10521' 1278' 11799'
LINER 7", C-95 , 26#, 48 TUBOS 11812'
ARENA HOLLIN SUPERIOR PT=11820'TVD=9922'
ANGULO MAXIMO DESVIACION 87° ** PESCADO
Tope zapato
10169' A 87°
COLGADOR LINER 5" CASING RANURADO DE 5" :
C-95 , 15#, 29 TUBOS
N-80, 15#, 7 TUBOS DE LINER CIEGO
** PESCADO: BROCA 8 1/2" DS49, MOTOR DE FONDO CON AIM, 2 DRILL COLLAR NO
MAGNETICOS, SENSOR DE RESISTIVIDAD, JT DE SEGURIDAD, MARTILLO DE PESCA Elaborado por: Marco Alexander
15 JTS HEAVY WEIGHT 5", 6.4' DRILL PIPE 5", POWER PULSE 6 3/4". Danilo Arcentales
W.O.- 03
7952'
3½" EUE DESCARGA
BOMBA D475N (177 ETAPAS) SERIE 400
SEPARADOR DE GAS SERIE 400
2 PROTECTORES MAXIMUS, SERIE 400
MOTOR 135 HP, 1906 VOLT, 43.8 AMP.
SENSOR PHOENIX TIPO "O"
CENTRALIZADOR DE 7" @ 8045'
S
B
M
8034'
8018'
8003'
8000'
7984'
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Comparación
2 Protectores
1 Motor 96 HP 1430 V 43 Amp
Completación BES propuesta
1 bomba DN1100 de 166 etapas
1 Separador de Gas2 Protectores
1 Motor 135 HP
Completación BES actual
2 bombas D475N de 177 etapas
2 Separadores de Gas
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Conclusiones• Un análisis nodal resulta ser muy beneficioso ya que nos permite optimizar el
comportamiento de la tasa de producción de un pozo y el perfil de presionesdel mismo con cualquier tipo de Completación.
• En los cálculos de optimización del sistema BES realizados , no se haconsiderado la producción de gas como un parámetro dentro del diseño ,debido a que el GOR en nuestro pozo es bastante bajo ya que la presión de burbujaen Hollin Inferior es muy baja.
• El sistema BES a pesar de ser un sistema de levantamiento costoso paramanejar bajos volúmenes de fluidos , es beneficioso en el caso contrario cuandose manejan altos volúmenes de producción y puede trabajar en medios corrosivos.
• Una baja frecuencia del motor suele producir el efecto de downthrust , mientrasque el efecto inverso se llama Uptrhust .Sin embargo ninguno de los dos estados esrecomendado como frecuencia de trabajo normal .
• La vida útil de los equipos de un Sistema BES es mayor si se cuenta con unVariador, ya que este permite arranques suaves eliminando picos de corriente quegeneralmente dañan los equipos.
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Conclusiones• Al realizar la Curva de rendimiento del Pozo ESP-1 mediante el análisis nodal,
proponemos una nueva Completación, la misma que cuenta con una Bomba DN1100 de 166 etapas, que producirá 800 BFPD a una frecuencia de 55 Hz, de igual manera podremos producir tasas mayores a esta, debido a que el cliete posee un VSD.
Recomendaciones
• Realizar una mayor cantidad de pruebas de restauración de presión con el sensor de fondo para actualizar los datos del yacimiento y poder realizar un análisis nodal mas exacto.
• En el caso de que se analicen yacimientos con alto GOR y con presiones bajo el punto de burbuja se debe considerar la presencia de Gas y se deberán usar las correlaciones de Vogel.
• Como se cuenta con vari ador y se tiene un rango de operación entre 53Hz a 65 Hz, se recomendó usar un motor que nos suministre la potencia requerida que en nuestro caso fue 96 HP.
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Bibliografía
• Production Optimization using Nodal Analisis, Dale Beggs
• REDA Basic equipment Selection and Catalog, Schlumberger
• Catalogo de ESP REDA, Schlumberger
• Nine Steps ESP Design, Baker Huges
• Electrical Submersible Pumps Manual, Gabor Takacs
• Petroleum Engineering Handbook, Bradley
• Manual de Tuberias, Tenaris
• Apuntes Seminario de Graduación,Dictado por el Ing. BolivarMiranda, Director de la Tesina.
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Gracias por la atención!