26 febrero 2011

INYECCIÓN DE POLÍMEROS COMO MECANÍSMO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO.

En miras a aumentar el porcentaje de petróleo que es posible recuperar en los yacimientos se han implementado técnicas alternas para mejorar las condiciones de producción y obtener más altos rangos de factores de recobro. La inyección de polímeros en el yacimiento mejora la eficiencia de barrido, incrementando la producción en menor tiempo, lo que puede ser traducido en menores costos por tiempo de utilización de equipos en superficie, mejorando la economía de proceso, siempre y cuando este sea controlado bajo los estándares mínimos de regularidad. Las propiedades de los polímeros juegan un rol determinante en la eficiencia del proceso.
Se toman en consideración los factores que favorecen la inyección de polímeros tales como:
· Condiciones apropiadas para la inyección de agua.
· Alta saturación del petróleo movible.
· Alto capacidad de almacenamiento.
De igual manera existen aquellos factores considerados desfavorables para el proceso.
· Fracturas extensivas.
· Empuje fuerte de agua.
· Capa de gas.
· Alto contraste de permeabilidad.
· Agua de formación altamente salina.
· Problema de inyectabilidad severo.
· Alto contenido de arcillas hinchables y calcio.
Para el caso de estudio se pudo corroborar los factores que teóricamente se consideran mejorados mediante la inyección de polímeros y se obtuvo un incremento en el petróleo recuperado de 11,6% en comparación con el valor obtenido mediante procesos de inyección
de agua previos a el proyecto de inyección de polímeros.
INTRODUCCIÓN
El control de la movilidad es un término genérico que describe cualquier proceso que intenta alterar las tasas relativas a las cuales los fluidos inyectados y desplazados se mueven a través del yacimiento. Con esto se busca mejorar la eficiencia del barrido volumétrico del proceso de desplazamiento. Usualmente se habla en términos de proporción de movilidad, M, y un proceso de desplazamiento es considerado para tener un control de la movilidad si M ≤ 1,0. La eficiencia de barrido volumétrico aumenta si M se reduce.
Donde
KrD: Permeabilidad de la fase desplazante, mD.
Krd: Permeabilidad de la fase desplazada, mD.
μD : Viscosidad de la fase desplazante, cP.
μd: Viscosidad de la fase desplazada, cP.
SD: Saturación promedio de la fase desplazada. detrás del frente de la fase desplazante.
Sd: Saturación promedio de la fase desplazante adelante del frente de la fase desplazante.
Dado que no es fiable cambiar las propiedades del fluido desplazado cuando este es petróleo o la permeabilidad de la roca para los fluidos desplazados, la mayoría de los procesos de control de movilidad buscan adicionar químicos a los fluidos inyectados. Estos químicos aumentan la viscosidad aparente de los fluidos inyectados y/o reduce la permeabilidad efectiva de la roca del fluido inyectado. Los químicos usados son primordialmente polímeros cuando el fluido inyectado es agua y surfactantes que forman espuma cuando el fluido inyectado es gas.
Cuanto antes se inicie un proyecto de polímero, mejor será el rendimiento que tendrá.
INYECCIÓN DE POLIMEROS.
Descripción del proceso.
Los altos pesos moleculares de polímeros solubles en agua en concentraciones diluidas (ppm) aumentan significativamente la viscosidad del agua en un factor de 10 a 50 (CAUDLE and ERICSON, 1954) y también reduce la permeabilidad de la roca relativa al agua, en otras palabras, disminuye la razón de movilidad del agua hasta cerca de la unidad o incluso menos. De esta manera, la eficiencia de barrido volumétrico puede mejorar y se puede lograr un porcentaje mayor de petróleo recuperado con un proceso de inyección de polímeros, sin embargo, en la Fig. 1 se verá que el porcentaje de petróleo residual permanece constante para diferentes viscosidades, de manera que la mejora en la recuperación de crudo es que el mismo es obtenido más temprano y con menor corte de agua, en consecuencia, en la práctica esto se traduce en menores costos de levantamiento en comparación que con inyección de agua solamente.
En la inyección de polímeros, una píldora de 0,3 o PV más alta de solución de polímero es inyectado dentro del yacimiento con una inyección previa de una píldora de salmuera de baja salinidad (agua fresca). La píldora de polímero es seguida por otra píldora de agua fresca y seguidamente por inyección de agua.
Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros adversamente, la solución polimérica (La salinidad del agua disminuye la viscosidad de la solución polimérica) es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (preflush) como ya se mencionó. La solución es usualmente inyectada como un slug, seguido por una agua de baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de la solución polimérica con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de movilidad entre la solución polimérica y el agua detrás de esta, la concentración polimérica puede ser gradualmente reducida al final del slug.
El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que sea más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polimérica probablemente no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual.
Una de las variables importantes a considerar se refiere a la reología de líquidos pseudo plásticos: Para el agua y el petróleo en la mayoría de los casos, la viscosidad es un valor constante. Sin embargo, para soluciones poliméricas este no es el caso. La viscosidad es una función de la tasa y esfuerzo de corte, de manera que la misma puede variar de rango dado que depende de la geometría de flujo y de la velocidad de flujo que a su vez está relacionado con la distribución de los canales de flujo de las rocas, obteniéndose mayores tasas de corte para distribución de granos más estrechos y tasas más bajas para granos mas alargados.
Usualmente las zonas de más altas permeabilidades son invadidas por el influjo de agua durante operaciones secundarias o energía natural por agua y en las zonas con menor permeabilidad no hay inyección por lo que el crudo queda en estas partes del yacimiento. Durante el proceso de inyección de polímeros una cantidad pobre de eficiencia de barrido vertical puede ser mejorada, porque las soluciones poliméricas primero fluyen por los caminos preparados por el agua y después debido a su alta viscosidad tienden a bloquear estas partes del yacimiento, por lo que el crudo que estaba anteriormente inmóvil comienza a fluir. El gradiente de presión en el yacimiento aumenta, y especialmente en la zona donde el fluido se encontraba inicialmente inmóvil aumenta en un proceso de inyección de polímeros.
El polímero no es inyectado a una concentración constante, más bien en una secuencia de etapas de reducción de la concentración. El objetivo de esta secuencia es reducir la cantidad total de polímero usado y prevenir, o por lo menos reducir, la digitación viscosa de fluido de baja concentración dentro de regiones de concentraciones más altas. La digitación viscosa ocurre porque cada reducción de la concentración del polímero es acompañada por una reducción de la viscosidad aparente de la solución.
PROPIEDADES Y CARACTERÍSTICAS DE LOS POLÍMEROS EN EL MEDIO POROSO
FLUJO DE POLIMEROS A TRAVES DEL MEDIO POROSO
1.- Retención del polímero. Cuando un polímero fluye a través de los poros de la roca, es medible la cantidad de polímero retenido. La retención es causada principalmente por la adsorción sobre la superficie del material poroso y el entrampamiento mecánico en poros que son relativamente pequeños en comparación con la molécula de polímero en solución. Este fenómeno, en procesos EOR, es instantáneo e irreversible. Sin embargo no es del todo cierto, ya que pequeñas cantidades de de polímero pueden ser removidas del medio poroso. Los valores de retención medidos en campo se encuentran entre 20 a 400lbm de polímero/ acre-ft de volumen bruto, siendo el nivel de retención deseable menor que 50 lbm/Acre-ft. La retención causa perdida de polímero de la solución, lo cual puede causar que la eficiencia en el control de la movilidad sea destruida. La retención también puede causar retraso en la tasa de propagación del polímero.
Donde
Ĉ= adsorción de polímero.
C= Concentración de polímero en solución.
a1, b1= constantes.
2.- PV inaccesible. Las moléculas de polímeros son más grandes que las moléculas de agua y son más grandes que algunos poros en el medio poroso. Debido a esto, los polímeros no fluyen a través de todo el espacio poroso en contacto con la salmuera. La fracción del espacio poroso que no está en contacto con la solución polimérica se denomina PV (Pore Volume) inaccesible y ha sido observado en todos los tipos de medio poroso tanto para policrilamidas como para biopolímeros y es considerado una característica general del flujo de polímeros.
3.- Reducción de la permeabilidad. Los polímeros reducen la permeabilidad aparente de la roca. La reducción de la permeabilidad depende del tipo de polímero, la cantidad de polímero retenido, la distribución del tamaño de poro, y el tamaño promedio del polímero con relación a los poros de la roca. La reducción de la permeabilidad es determinada experimentalmente por el primer desplazamiento de solución polimérica a través del medio poroso y después el desplazamiento del polímero con la salmuera y se mide la permeabilidad de la salmuera después que todo el polímero ha sido desplazado. En la práctica es conveniente describir la reducción de la permeabilidad en términos de la permeabilidad de la salmuera, esto se hace mediante la definición de factor de resistencia.
Donde:
Frr= Factor de resistencia residual de los poros de la matriz después del contacto con una solución polimérica particular.
λw= Movilidad de la salmuera antes de la inyección del polímero
λwp= Movilidad de la salmuera después de la inyección del polímero
Kw= permeabilidad inicial de la salmuera
Kwp= Permeabilidad de la salmuera después que el polímero movible ha sido desplazado = Kp
CARACTERISTICAS DE INYECTIVIDAD DE POLIMEROS EN PROCESOS EOR.
El mantenimiento de las condiciones de movilidad es esencial en este proceso. Desafortunadamente, incrementando la inyección de viscosificantes se puede reducir la inyectividad, decaimiento lento del liquido, y retardando la producción de petróleo de los patrones de inyección. Se pueden estimar la pierdas de inyectividad asociadas con la inyección de soluciones poliméricas si las fracturas no están abiertas y estimar el grado de extensión de la fractura si la misma está abierta. Para ello, es necesario examinar las 3 propiedades principales de los polímeros que afectan la inyectividad:
1) Residuos en el polímero.
2) Reología del polímero en el medio poroso.
3) Degradación mecánica del polímero.
VENTANA DE APLICACIÓN PARA LA APLICACIÓN DE POLÍMEROS COMO METODO DE RECUPERACIÓN MEJORADA.
Dado que la inyección de polímeros no es siempre sustentable para todos los yacimientos, se deben tener presentes ciertos criterios de selección, que darán la indicación de si este proceso es posible del todo.
Características del yacimiento
La mineralogía es importante con respecto a la compatibilidad de las soluciones poliméricas; por ejemplo, en formaciones arcillosas la mezcla de polímeros con agua deben ser evaluadas debido a los fenómenos de absorción de agua de algunas arcillas y en formaciones carbonatadas la disolución de los carbonatos con las altas temperaturas pueden cambiar las propiedades de la solución polimérica.
La profundidad del yacimiento es un factor crítico solo cuando este tiene que ver con la temperatura del yacimiento, la presión de inyección y la presión de fractura.
Temperaturas menores a 200°F aseguran una solución polimérica estable, sin embargo estos valores pueden variar dependiendo del tipo de polímero y producto; los aspectos que se ven modificados por la temperatura tienen que ver con la tendencia a flocular, la aceleración de reacciones de descomposición y la adsorción de la roca.
La Presión del yacimiento no es critica si esta permite que la presión de inyección sea menor que la presión de fractura y no es tan alta que requiera equipos de bombeo costosos.
La porosidad del yacimiento debe ser de media a alta (más alta que 18%) para asegurar una buena capacidad de almacenamiento.
La permeabilidad absoluta es considerada buena entre 50 y 250 md. Valores de permeabilidad moderada (entre 15 y 50md) causan presiones de inyección más altas. Valores de permeabilidad considerados muy buenos (entre 250 y 1000md) y excelentes (mayores que 1000md) aseguran mayores recobros con una inyección de agua convencional y hacen que la inyección de polímeros sea costosa y difícil de justificar. El concepto de variación de la permeabilidad conectada con la heterogeneidad del yacimiento es mejor que la permeabilidad solamente para determinar áreas de aplicabilidad de inyección de polímeros. Los yacimientos heterogéneos son buenos candidatos para este proceso por dos razones: 1ro, las soluciones poliméricas reducen la permeabilidad de la roca. 2do, la solución tiene una tendencia de desviar hacia áreas del yacimiento que no han sido barridas y áreas donde la inyección de agua resulta en un barrido insatisfactorio.
Características de fluidos
La viscosidad del crudo que directamente controla la proporción de movilidad del agua y del petróleo no debe ser mayor que 150 a 200 cp. Viscosidades menores que 100cp son preferibles, sin embargo, viscosidades muy bajas solo permiten pequeñas mejoras. En crudos con altas viscosidades las variaciones de la movilidad del polímero pueden ser considerables. Los métodos térmicos de recuperación son competitivos cuando las viscosidades del crudo son altas.
La proporción de agua-petróleo al principio del proyecto deberían ser bajas, inclusive cero. Esto significará una mayor saturación de crudo movible. La aplicación de inyección de fluidos desde el comienzo de una recuperación secundaria en vez de inyección de agua permitirá mejores cambios.
PROPIDADES MEJORADAS MEDIANTE POLÍMEROS.
El efecto de la inyección de polímero es mejorar la eficiencia de barrido vertical y areal, reduciendo el radio de movilidad del agua-crudo, y desviar el fluido inyectado hacia sectores del yacimiento más amplio. El proceso no mejora la eficiencia de desplazamiento, ya que no tiene efectos en las fuerzas capilares existentes y en tensiones interfaciales.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE POLÍMEROS
VENTAJAS
Mejoran el barrido vertical
Son muy viscosas cuando son altamente diluidas
Mejoran la razón de movilidad agua-petróleo
Son los mas aplicables en pruebas de campo
Factor económico
DESVENTAJAS
Son sensibles a la salinidad
Taponamiento que se origina en la formación
Susceptible al ataque bacterial
Son muy costosas al momento de tener problemas
Efecto de esfuerzos y altas temperaturas
EXPERIENCIA EN CAMPO.
RESULTADOS DE DOS PRUEBAS DE INYECCIÓN PILOTO EN EL AREA CENTRAL DEL CAMPO DAQING.
La propuesta se realizó con la finalidad de: (1) Estudiar los beneficios económicos de la inyección de polímeros en yacimientos de espesor heterogéneo, (2) Proveer algunas experiencias técnicas y prácticas para expandir esta técnica hace otras áreas del Campo Daqing.
Durante la prueba piloto con polímeros se recolecto una gran cantidad de información referente a presiones de inyección, perfiles de inyección, registros C/O, pruebas de trazado, data de núcleo proveniente de la inspección de los pozos, salinidad de fluido, así como también concentración y viscosidad de soluciones poliméricas en los fluidos inyectados y producidos. La eficiencia de barrido volumétrico y la producción de petróleo fueron incrementadas. El incremento de la producción de crudo es más de 200 toneladas por toneladas de polímero inyectado. La recuperación del petróleo aumento más de un 11% del Petróleo Original en Sitio. Lo cual confirma la aplicabilidad del método en el campo mencionado.
Situación General.
La localización de las polímeros pilotos consiste en una Prueba Piloto 1 (PO) en el Este con una sola capa en la formación Putaoahua y una Prueba Piloto 2 (PT) en es área Oeste con dos capas, formación Saertu. La distancia entre estas 2 áreas fue de aproximadamente 150m. Cada piloto fue compuesto de 4 invertidos 5 spots con 4 inyectores y 9 productores así como 2 pozos de observación para muestreo. El área de cada piloto fue de aproximadamente 90m2.
Características del yacimiento.
Las formaciones son canales de areniscas con capas de espesor de 2.3 a 11.6 metros con promedio de 6,1m y 11.6 a 19.2m con promedio en 15m. Promedio de permeabilidad de 1100md (formación Saertu) y de 1,400 md en el área de PO y 3800md para el área PT (formación Putaohua) y coeficiente de permeabilidad de Dykstra Parsons entre 0,5 y 0,7 (formación Saertu) y rango de 0,6 a 0,8 (formación Putaohua). Temperaturas de 43°C para ambas formaciones. Viscosidades de 9,5Mpa.s. Salinidad alrededor de 7000ppm para el agua de formación y de 800 a 1300ppm para el agua inyectada y de 2000 a 4000 para el agua producida.
Desarrollo del proyecto
En 1960, las formaciones Saertu y Putaohua en el Área Central del Campo Daqing fue desarrollado por inyección de agua. La saturación de petróleo residual promedio era alrededor de 60%.
Una propuesta de Inyección de agua previa al proceso de inyección de polímeros fue propuesta con la finalidad del:
(1) Para formar una distribución constante de agua y de petróleo en el yacimiento después de la perforación, a fin de sentar una evaluación base para el resultado de la inyección del polímero.
(2) La comunicación entre los inyectores y
productores y la productividad de los productores puede ser obtenida para proveer una base para el diseño de proyecto polimérico.
(3) Para disminuir la salinidad del agua de formación de modo que la alta viscosidad de la solución de polímero se mantenga en el yacimiento.
Estas actividades fueron iniciadas en 1989 y finalizadas un año más tarde en cada formación. A partir de este procedimiento se puedo obtener información sobre la mala situación inyección en los yacimientos debido a la diferencia de una alta permeabilidad y la heterogeneidad debido a capas múltiples así como la segregación gravitacional del agua incluso cuando el corte de agua combinada en el área piloto alcanzo 95%.
Por su parte, el polímero usado en las pruebas pilotos fue un polvo de poliacrilamida con un peso molecular de 10 millones. La solución de polímero tiene una buena viscosidad e inyectividad y era compatible con el agua inyectada. Estas actividades comenzaron en 1990 y finalizaron en 1992.
(1) Piloto Uno. La inyección de solución de polímero se inició el 05 de agosto 1990 y terminó el 20 de febrero de 1992. La inyección acumulada de solución de polímero fue 213.019 m3 e igual a 66,7% del volumen de poros en la unidad piloto. La tasa media de la inyección fue de 100 m3 / d en cada pozo. La cantidad de solución de polímero inyectado fue de 504 ppm • PV (ver Tabla 1).
(2) Piloto Dos. La inyección de solución de polímero se inició el 07 de noviembre 1990 y terminó el 24 de febrero de 1992. La inyección acumulada era de 335, 225 m3 e igual a 57. 6% del volumen de poros. La tasa media de la inyección fue de 200 m3 / d de cada pozo, porque había dos yacimientos petrolíferos. La cantidad de solución de polímero inyectado fue de 491 ppm • PV (ver Tabla 2).
Antes de la inyección de polímeros, 1.000 ppm de solución de formaldehído se inyectó en cada pozo un día de acuerdo a la tasa de inyección de agua. En el proceso de inyección de polímeros, 100 ppm de solución de formaldehído y 150 ppm de un agente quelante se añadieron a la solución de polímeros con el fin de aumentar la estabilidad de la solución y mantener su alta viscosidad.
Resultados.
· La inyección de polímeros aumento la presión de inyección y ajustó los perfiles de inyección. Fig 2 y 3
· La inyección de polímeros disminuyo mucho el corte de agua y aumento de la producción de petróleo, en todos los productores. Fig 4 y 5
En noviembre de 1992, la producción de petróleo acumulada de toda la unidad piloto uno fue 119556t. El incremento de la producción de petróleo debido a la inyección de polímeros fue 59.767 t (total) y 209 toneladas de petróleo crudo por tonelada de polímero inyectado cuando el corte de agua combinada fue del 94,8%. La recuperación de petróleo frente a la inyección de agua aumentó 11. 6% (POES).
· La inyección de polímeros redujo el consumo de agua, aumentó el coeficiente de utilización de agua y aceleró la tasa de producción de petróleo.
Por cada tonelada de petróleo crudo producido. la cantidad de agua inyectada fue de 29. 5 m3, para la inyección de agua y 7,6 m3, para las inyecciones de polímeros. La inyección de polímero incrementó la proporción de agua almacenada en el yacimiento. La tasa de producción de petróleo por cada año fue de 2. 7% (OOIP) para las inyección de agua y 8. 2% (OOIP) para inyección de polímeros. Esto demuestra que las inyección de polímero puede aumentar tanto las reservas recuperables y la tasa de producción de los yacimiento petrolíferos de Daqing.
· La inyección de polímeros expandió el volumen barrido e incremento la eficiencia de desplazamiento.
RECOBROS Y COSTOS
En ciertos casos, la inyección de polímeros puede ser económicamente atractiva, ya que grandes cantidades de petróleo se queda en el yacimiento que después por de un waterflooding. Los costos están directamente relacionados con las cantidades de polímeros inyectados, el tipo de producto y agentes adicionales para el mantenimiento de las propiedades y estabilidad de los mismos.
Existen algunos métodos importantes para estimar el incremento inicial de petróleo recuperado a partir de inyección de polímeros. La técnica consiste en comparar el petróleo recuperado esperado mediante inyección continua de agua con el petróleo recuperado esperado usando las propiedades de flujo modificado por inyección de polímeros.
La técnica es basada en la correlación de cuatro variable
V= Variación de la permeabilidad
Swi= Saturación de agua Inicial
M= Razon de movilidad del agua-petróleo
ER= recuperación fraccional de petróleo en sitio, a una razón de movilidad especificada, WOR
Estas variables pueden relacionarse mediante gráficos de correlación de V,M,Sw, y ER para WOR de 1,5,25 y 100.
· Relación entre la cantidad de polímero inyectado y sus beneficios económicos (Campo Daqing)
Las pruebas piloto con polímeros en el campo petrolero de Daqing demuestran que la cantidad de polímero inyectado tiene un efecto importante en el resultado del desplazamiento. La cantidad de polímero inyectado fue de 491 ppm • PV con una recuperación gradual del 11,6% en PT. Esto indica que cuanto mayor sea la cantidad de polímero inyectado, cuanto mayor es el incremento en la recuperación de petróleo. La correlación de la cantidad de polímero inyectado y éste se desplaza fue estudiado por simulación numérica, como se muestra en la Fig. 6
La recuperación de petróleo aumenta con la cantidad de polímero inyectado. Fig. 7 ilustra la relación entre la inversión y el ingreso de un polímos. Partiendo de costos de construcción de capital y equipos a ser constantes. Tanto para los ingresos de la producción petrolera y las inversiones incrementales (costos de equipo y químicos) aumentan con la cantidad de polímero inyectado. La proporción de ingresos a la inversión alcanza el valor máximo cuando la cantidad de polímeros inyectados oscila entre 500 y 750 ppm • PV. Sin embargo, el ingreso neto (beneficios) alcanza un valor máximo cuando PV • 1,100 ppm de polímero se inyecta.
CONCLUSIONES
(1) Es posible obtener buenos resultados derivados de la utilización de polímeros inyectados al yacimiento.
(2) Factores como las propiedades de flujo y reología de polímeros deben ser considerados en el proyecto para la selección del tipo de polímero.
(3) El control de las propiedades del fluido inyectado debe ser primordial ya que el descuido de las mismas puede ocasionar que las operaciones con polímeros dejen de ser económicamente rentables.
(4) Los polímeros mejoran la eficiencia de barrido volumétrico dentro del yacimiento y es posible que no disminuyan la cantidad de petróleo residual.
(5) Se obtiene incrementos en la producción y esto se relaciona con la cantidad de polímeros inyectados.
(6) El rol de las viscosidades en procesos de control de la movilidad es primordial.
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(4) Littmann, W. POLYMER FLOODING. Elservier Science Publishers B.V, Amsterdam, The Netherklands,1988.
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(6) Green, D. W. y Willhite, G. P. ENHANCED OIL RECOVERY. SPE textbook serie, Vol 6. Richardson, Texas, 1998. Pag 100-120

anexos




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