Datos

Δt, hr Pws, psia0 3534

0.01 35440.02 35540.04 35740.06 35940.08 36140.1 3634

0.15 36800.2 37230.3 38000.4 38660.5 39201 41032 42504 43206 43407 43448 4350

12 436416 437320 437924 438430 439340 439850 440260 440572 440783 4409

El pozo descubridor de un yacimiento que se encuentra por encima de la presión de burbuja fue probado a una tasa constante de 385 BPD y produjo un volumen acumulado de 2780 Barriles de aceite.Luego el pozo fue cerrado para correrle una PBU la cual duro 100 horas, como se muestra en la tabla.

De acuerdo a la data registrada, calcular:

1.Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Coeficiente de almacenamiento (C)4. Presión inicial (Pi)5. El pozo esta cerca a un límite? De que tipo?

100 4410

Datos

q 385 BPDtp 173.298701 hrrw 0.25 fth 36 ft

porosidad 0.13viscosidad 0.75 cp

B 1.67 RB/STBct 1.10E-05 1/psia

El pozo descubridor de un yacimiento que se encuentra por encima de la presión de burbuja fue probado a una tasa constante de 385 BPD y produjo un volumen acumulado de 2780 Barriles de aceite.Luego el pozo fue cerrado para correrle una PBU la cual duro 100 horas, como se muestra en la tabla.

De acuerdo a la data registrada, calcular:

1.Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Coeficiente de almacenamiento (C)4. Presión inicial (Pi)5. El pozo esta cerca a un límite? De que tipo?

Δt, hr Pws, psia0 3534 0 q 385 BPD

0.01 3544 17330.8701 tp 173.298701 hr0.02 3554 8665.93506 rw 0.25 ft0.04 3574 4333.46753 h 36 ft0.06 3594 2889.31169 porosidad 0.130.08 3614 2167.23377 viscosidad 0.75 cp0.1 3634 1733.98701 B 1.67 RB/STB

0.15 3680 1156.32468 ct 1.10E-05 1/psia0.2 3723 867.4935060.3 3800 578.6623380.4 3866 434.2467530.5 3920 347.5974031 4103 174.2987012 4250 87.64935064 4320 44.32467536 4340 29.88311697 4344 25.75695738 4350 22.6623377

12 4364 15.441558416 4373 11.831168820 4379 9.6649350624 4384 8.2207792230 4393 6.7766233840 4398 5.3324675350 4402 4.4659740360 4405 3.8883116972 4407 3.4069264183 4409 3.08793616

100 4410 2.73298701

tp+∆t/∆t

110100100010000100000350035503600365037003750380038503900395040004050410041504200425043004350440044504500

Pw vs log(ti empo de Horner)

P1hr=4275psi

Pi 4450 psiaPihr 4275 psiam 73.5662175 psia/ciclok 29.6058871 md PERMEABILIDADs 5.36E+00 FACTOR DE DAÑO

110100100010000100000350035503600365037003750380038503900395040004050410041504200425043004350440044504500

Pw vs log(ti empo de Horner)Pi=4450psi

Δt, hr Pws, psia q 385 BPD0 3534 tp 173.298701 hr

0.01 3544 rw 0.25 ft0.02 3554 h 36 ft0.04 3574 porosidad 0.130.06 3594 viscosidad 0.75 cp0.08 3614 B 1.67 RB/STB0.1 3634 ct 1.10E-05 1/psia

0.15 36800.2 37230.3 38000.4 38660.5 39201 41032 42504 43206 43407 43448 4350

12 436416 437320 437924 438430 439340 439850 440260 440572 440783 4409

100 44101 10 100

35003550360036503700375038003850390039504000405041004150420042504300435044004450

GRAFICA SEMILOGPi=4280 psi

P1hr 4280 psiam 72.8753062 psia/ciclok 29.8865725 mds 5.54E+00

1 10 10035003550360036503700375038003850390039504000405041004150420042504300435044004450

GRAFICA SEMILOGPi=4280 psi

Datos

Pws (psi) q0 1150 tp2 1794 h4 1823 B8 1850 porosidad16 1876 viscosidad

24 1890 ct

48 1910 rw

Dt (horas)

Un pozo nuevo produce 500 BPD por 3 días, y luego es cerrado para correr una PBU. Los datos de la prueba, registrados y conocidos son los mostrados.

Calcular:

1. Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Presión inicial del yacimiento (Pi)

Datos

500 BPD72 hr22 ft1 rB/STB

0.21 cp

2.00E-05 1/psi

0.3 ft

Un pozo nuevo produce 500 BPD por 3 días, y luego es cerrado para correr una PBU. Los datos de la prueba, registrados y conocidos son los mostrados.

Calcular:

1. Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Presión inicial del yacimiento (Pi)

Pws (psi)0 11502 1794 374 1823 198 1850 1016 1876 5.524 1890 448 1910 2.5

q 500 BPDtp 72 hrh 22 ftB 1 rB/STB

porosidad 0.2viscosidad 1 cp

ct 2.00E-05 1/psirw 0.3 ft

Dt (horas) (tp+∆t)/∆t

1101001700

1725

1750

1775

1800

1825

1850

1875

1900

1925

1950

Grafica Horner Pi=1950 psia

P1hr=1770psia

Pendiente m 98.4414835

Permeabilidad k 37.5396064

Presion inicialPi 1950 psia

Presion a 1 hraP1hra 1770 psia

Daño a la formmacions 1.73

1101001700

1725

1750

1775

1800

1825

1850

1875

1900

1925

1950

Grafica Horner Pi=1950 psia

P1hr=1770psia

t (hours) Pressure (psi)0.1 5155.7 rw 0.32

0.22 5266.4 h 120.364 5335.5 porosidad 0.2570.537 5388.3 viscosidad 0.530.744 5432.4 B 1.410.993 5471.2 tp 721.292 5506.3 q 10001.65 5538.8 ct 1.25E-052.08 5569.3 pwf 3319.1

2.596 5598.33.215 5626.13.958 5652.94.85 5678.75.92 5703.7

6 5705.4

Estimate formation permeability and skin factor from the buildup test data given the following formation and fluid properties:

ftft

cpRB/STB

hrBPD1/psipsi

t (hours) Pressure (psi) rw 0.32 ft0.1 5155.7 721 h 12 ft

0.22 5266.4 328.272727 porosidad 0.2570.364 5335.5 198.802198 viscosidad 0.53 cp0.537 5388.3 135.078212 B 1.41 RB/STB0.744 5432.4 97.7741935 tp 72 hr0.993 5471.2 73.5075529 q 1000 BPD1.292 5506.3 56.7275542 ct 1.25E-05 1/psi1.65 5538.8 44.6363636 pwf 3319.1 psi2.08 5569.3 35.6153846

2.596 5598.3 28.73497693.215 5626.1 23.39502333.958 5652.9 19.19100564.85 5678.7 15.84536085.92 5703.7 13.1621622

6 5705.4 13

(tp+t)/t

1010010004800

4900

5000

5100

5200

5300

5400

5500

5600

5700

5800

Grafica de Horner

pendiente m 311.442747 psi/ciclo

permeabilidad k 32.512926 md

factor de dañoP1hr 5472 psis 2.15

1010010004800

4900

5000

5100

5200

5300

5400

5500

5600

5700

5800

Grafica de Horner

Pi= 5472psia

Datos

Pws, psia1.1 3170 Np1.6 3199 q2.5 3240 rw3.5 3278 pi5 3290 porosidad 7 3302 h9 3310 viscosidad

13 3320 Densidad20 3333 B30 3343 ct40 335050 336370 3382

100 3400150 3423250 3450

Δt, hr

Los siguientes datos fueron obtenidos del pozo Bravo-1 en Texas. El yacimiento es una dolomita con influjo de agua alrededor de la porción sur únicamente. Los datos geológicos indican la presencia de una falla al este del pozo. Las propiedades de la roca y el fluido se indican en la tabla. Con base en la información dada, calcular:1. Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Distancia a la falla (d)

Datos

9000 STB180 BPD

0.41666667 ft3750 psia0.1418 ft1.8 cp

56.81.31 rb/STB

2.20E-04 1/psia

Los siguientes datos fueron obtenidos del pozo Bravo-1 en Texas. El yacimiento es una dolomita con influjo de agua alrededor de la porción sur únicamente. Los datos geológicos indican la presencia de una falla al este del pozo. Las propiedades de la roca y el fluido se indican en la tabla. Con base en la información dada, calcular:1. Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Distancia a la falla (d)

Pws, psia Np 90001.1 3170 1091.91 q 1801.6 3199 751.00 rw 0.416666672.5 3240 481.00 pi 37503.5 3278 343.86 porosidad 0.145 3290 241.00 h 187 3302 172.43 viscosidad 1.89 3310 134.33 Densidad 56.8

13 3320 93.31 B 1.3120 3333 61.00 ct 2.20E-0430 3343 41.00 Pwf 284040 3350 31.00 tp 120050 3363 25.0070 3382 18.14

100 3400 13.00150 3423 9.00250 3450 5.80

Δt, hr (tp+∆t)/∆t

1.0010.00100.001000.0010000.0029803010304030703100313031603190322032503280331033403370340034303460349035203550

m1=65,7

STB Permeabilidad Distancia a la falla BPD m1 65.7 psia/ciclo 34

ft k 58.3 md d 74.17 ftpsia factor skin P* 3550 psia

m2 134.7 psia/cicloft 2m1 131.4 psia/ciclocp entonces se cumple que

m2=2m1rb/STB P1hr 3240 psia1/psia s 2.91psiahrs

(tp+∆t)/∆t

1.0010.00100.001000.0010000.0029803010304030703100313031603190322032503280331033403370340034303460349035203550

m2=134,7

Δt (horas) Pws (psia)0 6835.6 q

0.01 6856.9 µ0.0131 6857.6 Ø0.0171 6858.3 tp0.0224 6859 B0.0293 6859.7 h0.0383 6860.4 ct

0.05 6861.1 rw0.0654 6861.80.0856 6862.50.1119 6863.20.1464 6863.90.1914 6864.40.2504 86865.40.3274 6866.20.4282 6867

0.56 6867.90.7324 6868.90.9579 6869.9

1.25 6871.11.64 6872.22.14 6873.42.8 6874.7

3.66 6875.94.79 6877.26.27 6878.58.2 6879.8

10.72 6881.214.02 6882.518.34 6883.823.98 6885.131.36 6886.4

La siguiente prueba de ascenso de presión fue simulada para un pozo localizado cerca a una falla. La data conocida es resumida a continuación.

Estimar la distancia del pozo a la falla.

41.02 6887.753.65 6888.970.16 6890.191.76 6891.3120 6892.4

293 STB/D0.6 cp

0.22400 hr1.31 RB/STB25 ft

1.27E-05 1[/psi0.5 ft

La siguiente prueba de ascenso de presión fue simulada para un pozo localizado cerca a una falla. La data conocida es resumida a continuación.

Estimar la distancia del pozo a la falla.

1 10 100 1000 10000 1000006850

6855

6860

6865

6870

6875

6880

6885

6890

6895

6900

m2= 11,89

m1=5,9

Δt (horas) Pws (psia) (tp+∆t)/∆t Permeabilidad Pendiente ultima0 6835.6 m1 5.99 psi/ciclo m2

0.01 6856.9 40001 k 253.135565 md Pendiente de flujo radial0.0131 6857.6 30535.3511 m10.0171 6858.3 23392.8129 q 293 STB/D 2m10.0224 6859 17858.1429 µ 0.6 cp m2=2m10.0293 6859.7 13652.8771 Ø 0.22

argumento0.0383 6860.4 10444.8642 tp 400 hr0.05 6861.1 8001 B 1.31 RB/STB

0.0654 6861.8 6117.20795 h 25 ft0.0856 6862.5 4673.8972 ct 1.27E-05 1[/psi0.1119 6863.2 3575.6202 rw 0.5 ft0.1464 6863.9 2733.24044 ∆t0.1914 6864.4 2090.864160.2504 86865.4 1598.444090.3274 6866.2 1222.74710.4282 6867 935.142924

0.56 6867.9 715.285714Distancia a la falla0.7324 6868.9 547.149645

0.9579 6869.9 418.580123 d1.25 6871.1 3211.64 6872.2 244.9024392.14 6873.4 187.9158882.8 6874.7 143.857143

3.66 6875.9 110.2896174.79 6877.2 84.50730696.27 6878.5 64.79585338.2 6879.8 49.7804878

10.72 6881.2 38.313432814.02 6882.5 29.530670518.34 6883.8 22.810250823.98 6885.1 17.680567131.36 6886.4 13.75510241.02 6887.7 10.7513408

(𝑡𝑝+∆𝑡)/∆𝑡=0,01217√((𝑘∗(∆𝑡)𝑥)/(∅∗𝜇∗𝑐𝑡))

53.65 6888.9 8.4557315970.16 6890.1 6.7012542891.76 6891.3 5.35919791120 6892.4 4.33333333

Pendiente ultima11.83 psi/ciclo

Pendiente de flujo radial5.99 psi/ciclo

11.97 psi/ciclose cumple

lo que indica presencia de falla

4001.00250627 hrs

Distancia a la falla149.73 ft

(𝑡𝑝+∆𝑡)/∆𝑡=0,01217√((𝑘∗(∆𝑡)𝑥)/(∅∗𝜇∗𝑐𝑡))

Δt (hrs) Pws (psi)rw

0 2665 h0.1 2940 porosidad 0.2 2970 viscosidad0.5 3009 B1 3040 Np2 3070 q5 3111 ct

10 3148 pwf20 319250 3258

100 3311200 3361

Un pozo de petróleo produjo 4410 STB de petróleo y fue cerrado. El caudal de producción promedio fue de 105 STB/día. El pozo está ubicado en un área donde se supone existe una discontinuidad en la permeabilidad (falla). Además, los efectos de almacenamiento en la cara del pozo son despreciables. Los datos de restauración de presión y de la roca son presentados, estimar entonces la distancia a la discontinuidad , la permeabilidad e la formación, y el factor de daño. Las propiedades de la roca y el fluido para este sistema son:

0.33 ft19 ft

0.160.87 cp1.27 RB/STB4410 STB105 BPD

1.84E-05 1/psi2840 psi

Un pozo de petróleo produjo 4410 STB de petróleo y fue cerrado. El caudal de producción promedio fue de 105 STB/día. El pozo está ubicado en un área donde se supone existe una discontinuidad en la permeabilidad (falla). Además, los efectos de almacenamiento en la cara del pozo son despreciables. Los datos de restauración de presión y de la roca son presentados, estimar entonces la distancia a la discontinuidad , la permeabilidad e la formación, y el factor de daño. Las propiedades de la roca y el fluido para este sistema son:

Δt (hrs) Pws (psi) rw 0.33 ft0 2665 h 19 ft

0.1 2940 10081 porosidad 0.160.2 2970 5041 viscosidad 0.87 cp0.5 3009 2017 B 1.27 RB/STB1 3040 1009 Np 4410 STB2 3070 505 q 105 BPD5 3111 202.6 ct 1.84E-05 1/psi

10 3148 101.8 Pwf 2840 psi20 3192 51.4 tp 1008 hras50 3258 21.16

100 3311 11.08200 3361 6.04

(tp+∆t)/∆t

1 10 100 1000 10000 1000002900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

tiempo q promedio acumulado0 a 3 398.8 49.9 viscosidad3 a 6 265.8 32.2 h6 a 9 132.9 16.6 B

porosidadctrw

pws (psi)2 2812.53 28385 2872.57 28959 2910

11 291913 2929.515 293517 2942

Dt (hr)

Se presenta una prueba de ascenso de presión precedida por periodos de tasas variables adaptada de Odeh and Jones. Determinar:

- Permeabilidad (k)-Presión inicial del yacimiento (Pi)

Empleando los métodos de superposición, Odeh y Selig y aproximación de Horner.

0.6 cp10 ft1.2 RB/STB

0.124.80E-05 1/psi

0.25 ft

Se presenta una prueba de ascenso de presión precedida por periodos de tasas variables adaptada de Odeh and Jones. Determinar:

- Permeabilidad (k)-Presión inicial del yacimiento (Pi)

Empleando los métodos de superposición, Odeh y Selig y aproximación de Horner.

INFORMACIÓN

tiempo (hr) q promedio (STB/D)0 a 3 398.83 a 6 265.86 a 9 132.9

Pws (psi)2 2812.5 viscosidad3 2838 h5 2872.5 B7 2895 porosidad9 2910 ct

11 2919 rw13 2929.515 2935 tp17 2942

SOLUCIÓN

1. Calcular tiempo de producción (tp*)

16746.3

Denominador

Dt (hr)

∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (〖𝑡 _𝑗〗 _^2−〖𝑡 _(𝑗−1)〗 _^2 )=398.8(3^2−0^2 )+265.8(6^2−3^2 )+132.9(9^2−6^2)〗∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (〖𝑡 _𝑗〗 _^2−

〖𝑡 _(𝑗−1)〗 _^2 ) 〗

∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (𝑡_𝑗−𝑡_(𝑗−1) )=398.8(3−0)+265.8(6−3)+132.9(9−6)〗

1

11

1

1

21

2

*

22 n

jjjj

n

jjjj

pp

ttq

ttq

tt

2392.5

Entonces

11.0 horas

2.Tasa de produccion de Odeh-Selig (q*)

q* 217.5 STB/D

3. Gráfico

Pws (psi)2 2812.5 6.503 2838 4.675 2872.5 3.207 2895 2.579 2910 2.22

11 2919 2.0013 2929.5 1.8515 2935 1.7317 2942 1.65

tp*

Dt (hr) (tp*+Δt)/Δt

∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (𝑡_𝑗−𝑡_(𝑗−1) )=398.8(3−0)+265.8(6−3)+132.9(9−6)〗∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (𝑡_𝑗−𝑡_(𝑗−1) ) 〗

1 102700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

Column E

(tp*+Δt)/Δt

Pws

(psi

a)

Pi=2990 psi

Este método solamente se aplica para valores de Dt mayores que el timepo actual de producción (9horas). Por esto la linea recta es dibujada a traves de los datos que cumple esta condición.

n

jjjj

p

ttqt

q1

1*

1*

m 252.22 psi/cicloK 10.1 md

Pi 2990 psia Extrapolación de la linea recta a (tp*+Δt)/Δt=0.

1 102700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

Column E

(tp*+Δt)/Δt

Pws

(psi

a)

Pi=2990 psi

mh

Bqk

*6.162

INFORMACIÓN

acumulado (STB)49.932.216.6

0.6 cp10 ft1.2 RB/STB

0.124.80E-05 1/psi

0.25 ft

9 hr

SOLUCIÓN

∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (〖𝑡 _𝑗〗 _^2−〖𝑡 _(𝑗−1)〗 _^2 )=398.8(3^2−0^2 )+265.8(6^2−3^2 )+132.9(9^2−6^2)〗

∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (𝑡_𝑗−𝑡_(𝑗−1) )=398.8(3−0)+265.8(6−3)+132.9(9−6)〗

∑_(𝑗=1)^𝑛▒〖𝑞 _𝑗 (𝑡_𝑗−𝑡_(𝑗−1) )=398.8(3−0)+265.8(6−3)+132.9(9−6)〗

1 102700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

Column E

(tp*+Δt)/Δt

Pws

(psi

a)

Pi=2990 psi

Este método solamente se aplica para valores de Dt mayores que el timepo actual de producción (9horas). Por esto la linea recta es dibujada a traves de los datos que cumple esta condición.

n

jjjj

p

ttqt

q1

1*

1*

Extrapolación de la linea recta a (tp*+Δt)/Δt=0.

1 102700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

Column E

(tp*+Δt)/Δt

Pws

(psi

a)

Pi=2990 psi

mh

Bqk

*6.162

INFORMACIÓN

tiempo (hr) q promedio (STB/D)acumulado (STB)

0 a 3 398.8 49.93 a 6 265.8 32.26 a 9 132.9 16.6

Pws (psi)2 2812.5 viscosidad 0.63 2838 h 105 2872.5 B 1.27 2895 porosidad 0.129 2910 ct 4.80E-05

11 2919 rw 0.2513 2929.5 Np 98.715 2935 tp 917 2942

SOLUCIÓN

1. Calculo tiempo de pseudoproducción

17.82 hr

2. Grafico de Horner

Pws (psi)2 2812.5 9.913 2838 6.945 2872.5 4.567 2895 3.559 2910 2.98

11 2919 2.6213 2929.5 2.3715 2935 2.1917 2942 2.05 <----- Qlast

Dt (hr)

Dt (hr) (tpH+Δt)/Δt

𝑡_𝑝𝐻

1 102650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(tpH+Δt)/Δt

Pws (

psi)

last

ppH q

Nt

*24

m 186.32 psi/cicloK 8.35 md

Pi 3005 psi Extrapolación de la linea recta a (tpH+Δt)/Δt=0.

1 102650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(tpH+Δt)/Δt

Pws (

psi)

mh

Bqk last

6.162

INFORMACIÓN

cpft

RB/STB

1/psift

hr

SOLUCIÓN

1 102650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(tpH+Δt)/Δt

Pws (

psi)

Extrapolación de la linea recta a (tpH+Δt)/Δt=0.

1 102650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(tpH+Δt)/Δt

Pws (

psi)

mh

Bqk last

6.162

Datos

Pws (psi)0.1 31000.2 31500.3 32000.5 3250

0.75 32751 32902 33153 33254 33305 33357 3342

10 335015 336020 336430 337040 337250 337460 337570 337680 3377

Dt (hr)

Los siguientes datos de una prueba PBU fueron obtenidos de un pozo de aceite localizado en el centro de un yacimiento cerrado de forma cuadrada.

Calcular:

1. Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Presión promedio (Pprom)

Nota: Empleando cada uno de los diferentes metodos vistos.

Datos

rw 0.333333333 fth 44 ft

porosidad 0.12viscosidad 0.76 cp

B 1.24 RB/STBNp 4550 STBA 1742400 ft2q 340 BPDct 3.60E-05 1/psi

pwf 2980 psi

Los siguientes datos de una prueba PBU fueron obtenidos de un pozo de aceite localizado en el centro de un yacimiento cerrado de forma cuadrada.

Calcular:

1. Permeabilidad (k)2. Daño (s)3. Presión promedio (Pprom)

Nota: Empleando cada uno de los diferentes metodos vistos.

11010010001000031003110312031303140315031603170318031903200321032203230324032503260327032803290330033103320333033403350336033703380339034003410342034303440

Pws (psi) rw 0.333333333 ft (TDA)pss0.1 3100 3212.764706 h 44 ft Tiempo de inicio del estado seudoestable0.2 3150 1606.882353 porosidad 0.120.3 3200 1071.588235 viscosidad 0.76 cp0.5 3250 643.3529412 B 1.24 RB/STB tpss

0.75 3275 429.2352941 Np 4550 STB Permeabilidad 1 3290 322.1764706 A 1742400 ft22 3315 161.5882353 q 340 BPD3 3325 108.0588235 ct 3.60E-05 1/psi k4 3330 81.29411765 pwf 2980 psi Pendiente 5 3335 65.23529412 Tp 321.1764706 hrs m7 3342 46.88235294

10 3350 33.1176470615 3360 22.4117647120 3364 17.0588235330 3370 11.7058823540 3372 9.02941176550 3374 7.42352941260 3375 6.35294117670 3376 5.58823529480 3377 5.014705882

Dt (hr) (∆t+tp)/∆t

0.1Tiempo de inicio del estado seudoestable

tp 321.1764706 t=tpss2tpss 185.1334312 92.5667156091852

92.5667156091852 hrs Tiempo de produccion adimensional Permeabilidad

23.5878879207035 md TpDA 0.10 hraPendiente P* 3420 psi

50.198761653309 psi/ciclo PDMBH 1.2Presion promedio

Pprom 3393.843459 psiDaño

S