“ novedoso metodo basado en una tecnica de upgrading en fondo de pozo y recuperacion mejorada para...

“NOVEDOSO METODO BASADO EN UNA TECNICA DE UPGRADING

EN FONDO DE POZO Y RECUPERACION MEJORADA PARA CRUDOS

PESADOS : UNA INVESTIGACION EXPERIMENTAL”

Mendoza – Sept. 2006Mendoza – Sept. 2006

Adriana N. Cavallaro, Gustavo R. Galliano Repsol-YPF

Steve Sim, Ashok Singhal, Douglas FisherAlberta Research Council

DefiniciónDefinición

““Upgrading”Upgrading” se define como los procesos que mejoran la calidad de los se define como los procesos que mejoran la calidad de los

crudos producidos incrementando su valor de venta por aumento de la crudos producidos incrementando su valor de venta por aumento de la

gravedad API, reducción de viscosidad, resultando también en menor gravedad API, reducción de viscosidad, resultando también en menor

contenido de azufre ,metales ( Hierro, Niquel, Vanadio) y de asfaltenos.contenido de azufre ,metales ( Hierro, Niquel, Vanadio) y de asfaltenos.

Los métodos de fondo en general se combinan con métodos de EORLos métodos de fondo en general se combinan con métodos de EOR

““Upgrading in situUpgrading in situ “ mejora de calidad en reservorio” “ mejora de calidad en reservorio”

Clasificación de crudosClasificación de crudos

ObjetivoObjetivo

Desarrollar una tecnología propia o adaptar una Desarrollar una tecnología propia o adaptar una

existente, que permita producir en forma rentable existente, que permita producir en forma rentable

y ambientalmente amigable yacimientos de y ambientalmente amigable yacimientos de

crudos pesados ( 10-20 API), mejorando a la vez crudos pesados ( 10-20 API), mejorando a la vez

las propiedades de dichos crudos de forma de las propiedades de dichos crudos de forma de

incrementar su valorincrementar su valor

Objetivos secundarios importantesObjetivos secundarios importantes

• Proporcionar desde la Unidad de Tecnología información a Repsol YPF sobre el area de innovaciones de la producción de crudos pesados.

• Generar conocimiento propio y adquirir experiencia que le permita a Repsol YPF estar preparada para su eventual participación en negocios de extracción de crudos pesados y extrapesados.

• Disponer de alternativas no convencionales de incremento de reservas y mejora de la recuperación en campos de crudos pesados dado que los procesos de upgrading en fondo combinan métodos EOR y mejoramiento.

Objetivos secundarios importantesObjetivos secundarios importantes

• Reducir el impacto ambiental de su explotación y refino respecto de los procesos convencionales para este tipo de crudo, alineándose con la política de la empresa de reducción de emisiones y desarrollo limpio.

• Encontrar beneficios respecto de los procesos de superficie como ser:

- Menor impacto ambiental, reducción de gases de

efecto invernadero

- Reducción de los costos de transporte

-Menor consumo de recursos

Reservas mundiales de crudosReservas mundiales de crudos

Billions of Barrels in Place Light OilBitumen & Heavy Oil

Las reservas mundiales de petróleo exceden los 9 trillones de barriles” El 70 % son pesados y extra pesados

Fuentes de Bitumen y extra pesadosFuentes de Bitumen y extra pesados

SituaciónSituación

• Incorporación de nuevas tecnologías para la recuperación in situ de crudos pesados y extra pesados permitirán a las empresas de energía optimizar la producción e incrementar reservas y podrán contar con tecnología desarrollada para cumplir con la demanda mundial de energía en los próximos 30 años.

Minusvalor de crudos pesadosMinusvalor de crudos pesados

Sin correcciónSin corrección Corrección Corrección

º APIº API > 36> 36 - 0.15 $ / bbl - 0.15 $ / bbl por cadapor cada 1º API 1º API menor demenor de 36º API 36º API

% S% S < 0.47< 0.47 - 1.00 $ / bbl - 1.00 $ / bbl por cadapor cada 1% S 1% S mayor demayor de 0.47% 0.47%

Ejemplo:Ejemplo: Crudo (12º API S= 3.5 %) vs. WTICrudo (12º API S= 3.5 %) vs. WTI

por º APIpor º API :: 24 x 0.15 $24 x 0.15 $ == -3.6 $-3.6 $

por % Spor % S :: 3,0 x 1.00 $3,0 x 1.00 $ == -3.0 $-3.0 $

ReducciónReducción == 6.6 $ / bbl 6.6 $ / bbl

•El precio de transferencia de éstos crudos está significativamente afectado por su contenido de azufre y su grado API. Los descuentos con respecto al WTI suelen alcanzar mas de 6 dólares por barril.

Principales tecnologías en desarrollo

Existen tecnologías para upgrading en superficie y en fondo

Las que intentan lograr el mejoramiento del crudo en fondo se pueden

agrupar en :

a. Tecnologías basadas en procesos no térmicos

b. Tecnologías basadas en procesos térmicos combinados con el

uso de catalizadores de reacción

c. Combinaciones de los anteriores ( procesos híbridos)

d. Procesos microbiologicos (bio upgrading)

e. Otros procesos ( microondas)

Situación de la TecnologíaSituación de la Tecnología

Proceso VAPEXProceso VAPEX

Procesos no térmicos

Entre los procesos no térmicos se destaca el proceso Vapex

Consiste en la inyección de un solvente (C3, C4, mezclas) gaseoso a presiones

cercanas a las de su saturación a la T de reservorio

Se utilizan dos pozos horizontales paralelos (1 inyector y 1 productor)

El solvente se difunde en el petróleo y este drena por gravedad al pozo productor.

El proceso es cíclico y genera la precipitación de asfáltenos generando un crudo

mas valioso. El solvente es recuperado

Se estima que el proceso reduciría en un 85 % las emisiones de CO2 con respecto

a los métodos térmicos convencionales

Procesos Basados en SolventesProcesos Basados en Solventes

SAGDSAGD

Steam 50% Recovery

SAGDSAGD

Steam 50% Recovery

Planificación del ProyectoPlanificación del Proyecto

Planificación / Etapas

Etapa 1: Análisis de tecnologías y su grado de avance . Preselección.

Caracterización de propiedades.

Selección de crudos por API y contenido de Azufre

Ensayos experimentales preliminares de tecnologías

preseleccionadas ( Solventes y Térmico Catalítico)

Etapa 2: Ensayos en modelos físicos.

Etapa 3: Simulaciones de ensayos/ escalado básico a reservorios

Etapa 4: Ensayo piloto en campo de tecnología seleccionada (No

contemplada en el proyecto)

Estudio Experimental -ObjetivosEstudio Experimental -Objetivos

Seleccionar solventes o mezclas de solventes (propano, CO2 , condensado con 35% C3 y 15 % C4 ) para remover asfaltenos a presión y temperatura de reservorio

Determinar la óptima relación solvente/crudo para la floculación y depositación de asfaltenos

Analizar el efecto de la depositación de asfaltenos en el medio poroso

Estimar el grado de upgrading y recuperación de petróleo

Secuencia experimentalSecuencia experimental

• Caracterización de crudos pre y post test– CTA , Hycal y ARC

• Ensayo de Precipitación dinámica de asfaltenos- ARC

• Daño de Formación- ARC

• Simulación del proceso VAPEX en una celda empacada con roca reservorio-ARC

CaracterizaciónCaracterización

Características Crudo Argentina Crudo Venezuela API 11.6 11.3

Asfaltenos (% p/p) 15.4 14.1 S (p/p) 2.53 3.20 Ni (ppm) 54.8 87 V (ppm) 187 585 Fe(ppm) 41.3 5.18

Equipo para ensayo de filtraciónEquipo para ensayo de filtración

Oil

solvent

Pump 1

Pump 2

Mixer

Spectrophotometer

Micro Visual Cell

Capillary Viscometer

BPR

Data Acquisition

‘2001’ Alberta Research Council, All rights reserved.

Oil Viscosity Range: 1-30000 cp Undiluted

Sand pack

Dynamic Asphaltene Test

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

Volume Fraction of Solvent

Pa

rtic

le S

ize

Fa

cto

r Onset of Asphaltene Deposition

Resultados Selección de SolventesResultados Selección de Solventes

Solvente Onset-Precipitación Onset-Depositación Propano

50% vol ( 88% mol)

65% vol ( 93.2% mol)

CO2 Fase líquida presente

CO2

5% vol (18% mol)

30% vol (65% mol)

Condensado

80% vol ( 96.2% mol)

Condensado (55% mol) + CO2 ( 45% mol)

65% vol (94.4 % mol ) mezcla condensado 52% mol

Blanco ( pre-test) CO2 (post test) CO2 + condensado (post test) 15.4 % p/p 14.5% p/p 1.8% p/p

Solvente Onset-Precipitación Onset-Depositación Propano

45% vol ( 80% mol)

60% vol ( 87% mol)

CO2

insignificante

65% vol (90% mol)

Condensado Limitada Solubilidad

80% vol ( 96.2% mol)

Condensado con 15% mol de CO2

Mezcla 85% mol cond

55% vol (85 % mol ) mezcla Condensado76.5% mol

Blanco ( pre-test) CO2 (post test) CO2 + condensado (post test) 14.1 % p/p 5.8% p/p 6.6% p/p

Crudo Argentina

Crudo Venezuela

Conclusiones :Ensayo de Depositación Conclusiones :Ensayo de Depositación Dinámica de AsfaltenosDinámica de Asfaltenos

• CO2 no es efectivo.

• El condensado solo es efectivo pero costoso.

• La mezcla de CO2 + condensado resultó ser satisfactoria en cuanto a reducción de asfaltenos , costos y ambientalmente amigable . Puede utilizarse el dióxido de carbono de un yacimiento vecino.

• La mezcla ha sido más efectiva en reducir asfaltenos con el crudo de Argentina comparada con el crudo de Venezuela.

• Las experiencias en modelos físicos se continuaron con la mezcla.

Esquema - Modelo Físico-CeldaEsquema - Modelo Físico-Celda

PETROLEUM

Figure. 1: Schematic Diagram of In-situ Upgrading Experiments

Two Dimensional Model

Visual Cell

Gas CollectionTank

BPR)

pump

sampler

Pressure gauge

solv

ent

solv

ent

PressureGauge

producer

injector

Wet Testmeter

PressureGauge

PressureGauge

Thermo-couple

Resultados Modelo físico -Crudo ArgentinaResultados Modelo físico -Crudo Argentina

Sample # Fe Ni Na V API Asp (wt%) S(wt%)

Weight loss During storage

(wt%) Pre-test oil

10.07 64.3 161 216 12.4 16.3 2.81

Deasphalted Oil 3.6 28.6 10 91.2 13.7 2.52

2 64 64 23 202 12.3 11.7 2.75 2.76

4 12.2 12.6 2.55

6 22.4 54.9 16 170 13.0 12.9 3.77

8 16.4 54.4 16 168 13.1 11.8 4.08

14 8.69 46.8 12 145 12.8 13.9 2.62 5.16

19 14.5 13.2 6.28

20 13 69.7 18 189 13.5 14.1 2.67 6.75

21 14.7 12.8 6.10

22 9.5 63.5 14 170 14.4 10.7 6.55

23 15.3 10.5 9.84

24 5.61 42.8 5 134 14.5 8.9 11.17

25 16.7 9.4 18.85

26 5.73 29.3 10 74.7 17.8 4.0 17.68

27 18.2 1.9 38.68

28 4.54 9.84 6 27.8 20.8 1.6 25.85

30 2.25 11.6 7 32.3 20.9 2.6 1.99 44.63

32* 1.89 8.28 5 22.4 22.9 1.6 29.23

34* 3.39 9.28 9.8 25.2 2.9 47.38

36* 5 3.93 5.7 8.28 18.3 0.6 48.28

*Oil samples collected during de-pressurization ** Average value of three samples

37%

45%

70%

Inyector

Productor

Distribución de asfaltenos en el petróleo remanente en postest-crudo arg.

61%

57%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 5 10 15 20 25 30 35 40Sample Number

Fe

Ni

Na

V

S(wt%)

Asp (wt%)

Porcentaje de remoción

Porosidad : 43% , K :1.8 DRecuperación: 82%

Resultados Modelo físico -Crudo VenezuelaResultados Modelo físico -Crudo Venezuela

Inyector)

Productor

11

1

2

3

Porosidad : 39.80 % , K :0.9 DRecuperación: 70%

60%

19.6%

15.9%

TABLE 5: PROPERTIES OF PRODUCED OIL SAMPLES

Sample # initial wt (gm) density asphaltene

(gm) (kg/m3) Wt% API

1 69.92

2 98.52 999.8 14.5 9.9

3 67.66 992.4 15.5

4 127.77 994.5 13.5 10.6

5 110.69

6 111.85 992.6 14 10.9

7 107.45

8 112.11 992.9 13.4 10.9

9 48.63

10 90.2 992.9 10 11

11 47.55

12 71.00 990.1 11.5 11.3

13 62.87

14 55.99 984.5 8.1 12.1

15 55.01

16 49.76 983.7 6.9 12.2

17 45.40 982.5

18 59.73 984.9 11 12

19 59.92 983.7

20 56.15 986.7 11.4 11.8

21 68.67 984.1

22 58.62 986.1 11 11.9

23 54.48 978.4

24 43.7 982.8 9.8 12.3

25 42.36 967.0 6.9

26 35.29 973.4 9.3 13.7

27 36.98 972.5

28 34.96 978.1 9.4 13

29 35.11 956.8 6.8

30 22.64 973.2 9.9 13.8

31 14.65

32 19.93 997.5 15.7 10.2

33 41.87 Samples with even numbers were reported by Norwest lab, Samples with odd number were analyzed by ARC Samples 32 and 33 were collected during pressure blow down.

Comparación Densidad del Petróleo Producido

910

920

930

940

950

960

970

980

990

1000

1010

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Sample #

Den

sid

ad d

el C

rud

o (

kg/m

3)

crudo Argentina

crudo Venezuela

Agotamiento natural

Comparación del Proceso Vapex con Agotamiento Natural

AGOTAMIENTO

VAPEX

Proceso cíclico y agotamiento natural en pozo vertical

Proceso cíclico y agotamiento natural en pozo vertical

Agotamiento natural

Agotamiento natural

• La muestra del crudo de Argentina sometida en laboratorio al proceso Vapex con una mezcla de gases modificó significativamente sus propiedades. En el simulador , la producción se incrementó cuando el proceso de inyección se realizo en forma cíclica.

Conclusiones Proceso basado en solventes

• De acuerdo a los resultados de la simulación (que debe ajustarse) el proceso luce potencialmente atractivo.

• Es necesario profundizar en la adquisición de más datos experimentales para realizar el ajuste del simulador.

CONCLUSIONES GENERALESCONCLUSIONES GENERALES

• Las tecnologías innovadoras de upgrading in situ analizadas pueden generar bajo ciertas condiciones una mejora en la calidad del crudo y por estar asociadas a procesos de recuperación asistida pueden producir una mayor cantidad de un crudo de mayor valor comercial.

• Los métodos de upgrading en reservorio tienen algunas ventajas respecto de los procesos de superficie, como ser: menor impacto ambiental, reducción de gases de efecto invernadero, reducción de los costos de transporte. Dichas ventajas deberán valorizarse en cada caso.

• Los diversos métodos basados en solventes a pesar de no ser aun comerciales y requerir de obtención de parámetros de laboratorios y de un ajuste de los simuladores son los más adelantados. Se los considera como candidatos para posible implementación a escala comercial de campo en el corto plazo. Se están realizando pilotos en Canada y Venezuela.

CONCLUSIONES GENERALESCONCLUSIONES GENERALES

• La experiencia adquirida en el proyecto puede ser extrapolada a las distintas etapas de explotación (primaria, secundaria, terciaria) de otros campos de RY con crudos de similares características.

Es un área de I+D en fase inicial a nivel mundial y por Es un área de I+D en fase inicial a nivel mundial y por

tanto una oportunidad de desarrollo tecnológicotanto una oportunidad de desarrollo tecnológico

GRACIAS POR VUESTRA ATENCION!!!GRACIAS POR VUESTRA ATENCION!!!

?

Diapositivas de apoyo

Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorioTecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorio CLASIFICACIÓN DE PETRÓLEOSCLASIFICACIÓN DE PETRÓLEOS

º APIº API

4545

5050

3535Ligero Ligero

31.131.1

3030

2525MedioMedio

223223

Pesado Pesado

100100

2020

1515

1010

55

00Extrapesado Extrapesado

BitumenBitumen

INDUSTRIAINDUSTRIA

DensidadDensidad

800800

825825

850850

875875

900900

Ligero Ligero

900 (25.7 API)900 (25.7 API)

925925

950950

975975

PesadoPesado

10501050

10751075

PesadoPesado

GOBIERNOGOBIERNO

Proceso VAPEXProceso VAPEX -Pilotos en Ejecución en Canada -Pilotos en Ejecución en Canada

Exxon Mobil ( Imperial Oil Resources), estimulación cíclica en Cold Lake

Baytex Energy , Vapex en Saskatchewan

EnCana Vapex y variantes en Foster Creek

Suncor Energy vapex y variantes en Firebag

Devon Canada lidera un consorcio para un piloto en Dover

Nexen : 3 pilotos ejecución ( cíclico y convencional con pozos horizontales y verticales)

Shell Canada: 1 piloto combinando pozos horizontales y verticales combinando inyección cíclica y continua.

• De acuerdo a la mayoría de estos criterios en Argentina , Repsol YPF explota varios yacimientos de crudos pesados, entre ellos Malal del Medio (Fm. Grupo Neuquen), Cerro Fortunoso, Llancanello, Loma Alta Sur, Estructura Cruz de Piedra, Los Perales, El Guadal, Cañadón Perdido y Manantiales Behr. Algunos yacimientos en Venezuela (Quiriquire (shallow), Mene Grande) y Ecuador también se enmarcan en esta categoría.

• En el transcurso del año 2005 Repsol YPF adquirió áreas de crudos Pesados en Peru y Venezuela (Faja del Orinoco).

• El precio de transferencia de éstos crudos está significativamente afectado por su contenido de azufre y su grado API. Los descuentos con respecto al WTI suelen alcanzar mas de 6 dólares por barril.

Crudos Pesados en Repsol YPFCrudos Pesados en Repsol YPF

Térmicos -Combustión in situTérmicos -Combustión in situ

THAITHAI™™

Air 80% Recovery

Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorioTecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorio

RESERVAS CRUDOS PESADOSRESERVAS CRUDOS PESADOS

º API % SEstim OOIP

109 bbl

Venezuela (Quiriquire, Mene Grande) 10-1710-17 > 3> 3 44

1 Llancanello 12-14.512-14.5 2.42.4 11

22 Malal del MedioMalal del Medio 14.4-19.814.4-19.8 2.82.8

2233 Cerro FortunosoCerro Fortunoso 1414 2.82.8

44 Loma Alta SurLoma Alta Sur 16.516.5 1.31.3

55Estructura Cruz de Estructura Cruz de PiedraPiedra 1818 11

66Los Perales, El Guadal, Los Perales, El Guadal, Cañadón PerdidoCañadón Perdido 12-1812-18 11

1177 Manantiales BehrManantiales Behr 12-1812-18 S/DS/D

Reservas comprobadas de petróleo y de gas por cuenca, al 31 de diciembre de 1998

5

21

3

4

76

Venezuela

DETERMINACIÓN (Crudo deshidratado) MG 840

HYCAL/Norwest HYCAL /Norwest

Contenido de Agua Inicial (% v/v)

ASTM D 4007-81 0.09

Sedimentos (%)

ASTM D 4007-81 < 0.0005

Gravedad Específica API

11.3

Densidad Relativa @ 15 ° C

0.991

Densidad absoluta Final @ 15/15 ° C (kg/m3)1

ASTM D-4052/96 9911

Peso Molecular (g/mol)

Freezing Point depression Gas019(2)-90

476

Azufre Total (Wt %)

ASTM D-4294/98 3.20

Nitrogeno Total (Wt %)1

ADTM D 4629 0.521

Carbon Conradson (Wt %)

Basado en ASTM D 189-95 (evaporación, pirolisis, determinación gravimétrica)

13.7

Número Acido (TAN) (mg KOH/g)

ASTM D-664/95 3.0

Caracterización del crudo

METALES MG 840 HYCAL/Norwest HYCAL /Norwest Ni (ppm) ICP –APHA 3120B

87

V (ppm)

ICP –APHA 3120B 587

Na (ppm)

ICP –APHA 3120B 12.6

Fe (ppm) ICP –APHA 3120B

5.18

GRUPOS ORGANICOS

MG 840 HYCAL/Norwest HYCAL /Norwest

Saturados (Wt %) GL-62

19.6

Aromáticos (Wt %)

GL-62 31.8

Polares

GL-62 34.5

Asfaltenos (Wt %)

GL-62 (HEPTANO)

14.1

Caracterización del Crudo

Gravedad Específica API Final

11.60

Densidad Relativa @ 15 ° C

0.989

Densidad absoluta Final @ 15/15 ° C (g/ml)2 (kg/m 3)1

ASTM D-4052/95 9881

Masa Molecular relativa

Freezing Point 634

Azufre Total (Wt %)

ASTM D-4294/98 2.53

Nitrogeno Total (Wt %) 1 (ppm) 2

ADTM D 4629 0.391

Carbon Conradson (Wt %)

Basado en ASTM D 189-95 (evaporación, pirolisis, determinación gravimétrica)

16.3

Número Acido (TAN) (mg KOH/g)

ASTM D-664/95 1.82

Fuente: Hycal lab.

Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorioTecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorioCARACTERIZACION DE CRUDOSCARACTERIZACION DE CRUDOS

HYCAL Saturados (Wt %) Syncrude Meted 5.1 ( Elución

cromatográfica ) 27.2

Aromáticos (Wt %)

Syncrude Meted 5.1 ( Elución cromatográfica )

17.0

Resinas + Polares

Resinas 1 (Wt %)


36.2

Resinas 2 (Wt %)


5.3

Asfaltenos (Wt %)


14.3

METALES HYCAL Ni (ppm) ICP –APHA 3120B 54.80 V (ppm)


Na (ppm)


Fe (ppm) ICP –APHA 3120B 41.3

Tecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorioTecnología de “upgrading” de crudos pesados en reservorioCARACTERIZACION DE CRUDOSCARACTERIZACION DE CRUDOS


Table 8: Change in Oil Viscosity during in-situ upgrading Pre-test sample

(Feb-2003, well 2001) E03-58474-01

Produced oil Sample #2 298546-1

Produced oil sample #14 298546-7



Temp (oC) cps cps cps cps cps 30 51067 52200 29067 26233 976 50 5735 5710 3938 3650 267 80 746 677 496 380 109

Argentina

Resultados comparativos pre y post test

Filtration Test Results

76.7242Vanadium (mg/ kg)

21.569.8Nickel (mg/ kg)

8.225.9Iron (mg/ kg)

1.711.6Asphaltene wt%

2.332.76Total sulfur wt%

16.212.0API

Upgraded oil

Original oil

Daño de formación

Figure IV-2: Pressure Drop across core sample during Solvent Flood

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 5 10 15 20 25

Pore volumes injected

Dp

(p

si)

Half core

Full Core

Los campos de petróleo podrían parecerse más a las refinerías Los campos de petróleo podrían parecerse más a las refinerías a medida que las instalaciones con procesos avanzados se a medida que las instalaciones con procesos avanzados se acerquen más a pié de pozo. Un mayor enfoque en la acerquen más a pié de pozo. Un mayor enfoque en la fiabilidad del equipamiento y en las inspecciones basadas en fiabilidad del equipamiento y en las inspecciones basadas en el riesgo – herramientas familiares en las plantas de el riesgo – herramientas familiares en las plantas de producción – mantendrá una óptima velocidad de flujo de producción – mantendrá una óptima velocidad de flujo de petróleo y gas. Cada vez más, petróleo y gas. Cada vez más, comenta Gary Masada, comenta Gary Masada, Presidente de la Compañía Chevron Research and Presidente de la Compañía Chevron Research and TecnologyTecnology, métodos y equipos similares a los de las , métodos y equipos similares a los de las refinerías se trasladarán al interior del “pozo”.refinerías se trasladarán al interior del “pozo”.

volumenes

VAPEX_ALT VAPEX_ALTQ1 VAPEX_ALTQ2 VAPEX_ALTQ3

CO2 Ksm3 1166.5 777.7 388.8 194.4

Mezcla m3 5860 3902 1953 972

“ novedoso metodo basado en una tecnica de upgrading en fondo de pozo y recuperacion mejorada para...

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