Mantenimiento De Agua Producida Por Recobro De Petroleo Termal Mejorado.docx

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SPE-184139-MS Mantenimiento de agua producida por recobro de petróleo termal mejorado Resumen El agua es una de los fluidos de inyección más baratos y más abundantes para la extracción. Por lo tanto, tanto la producción de hidrocarburos incrementa, la cantidad de agua inyectada aumenta, lo que implica la necesidad de una gestión y tratamiento adecuados del agua producida. La calidad del agua producida puede variar mucho dependiendo de los procesos de inyección de agua empleados. Por lo tanto, nuestro objetivo es desarrollar una comprensión profunda de la calidad esperada del agua producida que proviene de diferentes procesos de recuperación mejorada de petróleo térmico (EOR) para gestionar las aguas de los campos petrolíferos. En este estudio, se caracterizaron agua producida por inundación de vapor (SF), drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD), SAGD-solvente (S-SAGD), inyección de agua caliente (HWI) y procesos de combustión in-situ (ISC). Los aniones y cationes se analizaron mediante una cromatografía iónica. Se midieron los sólidos disueltos totales (TDS), la conductividad, el pH, el contenido orgánico total y el tamaño medio de partícula de los coloides. La estabilidad de los coloides fue determinada por el potencial de Zeta. Todos los análisis se realizaron en las muestras de agua producidas recogidas en diferentes etapas de los procesos; en la etapa inicial, intermedia y final de cada proceso. Como se esperaba, la conductividad se correlacionó fuertemente con la concentración de los iones presentes en las muestras de agua producidas. Las concentraciones de sulfato y de carbono orgánico total (TOC) mostraron una relación lineal. Durante los procesos de inyección a base de vapor y agua caliente, que se llevaron a cabo con mezclas de cuarzo y caolinita, la interacción arcilla-agua se encontró significativa, y esta interacción aumenta con la temperatura del fluido inyectado. En base a las mediciones del potencial zeta, el agua producida a partir de procesos EOR basados en vapor exhibió una mayor estabilidad que el ISC. En otras palabras, los coloides en el agua producida originada en el ISC fueron más rápidos para la sedimentación lo que hace que el agua producida del ISC sea un buen candidato para la coagulación química. Los procesos a base de vapor indicaron un menor valor de TDS en el agua producida que el ISC, sin embargo, cuando se consideraron los volúmenes producidos, ISC tuvo ventajas debido a los volúmenes significativamente bajos de aguas producidas. Nuestros resultados indican que la selección adecuada del método de extracción de betún impacta la interacción betún-agua y la gestión del agua producida se vuelve factible.

Introducción Una parte difícil del proceso de recuperación de hidrocarburos es la producción de agua junto con el petróleo del sistema de yacimientos (Ali y Hascakir, 2015). Ya sea que se produzca naturalmente o se inyecte como un método para mejorar la producción, esta agua extraída (conocida como "agua producida") es la mayor fuente de corriente de desechos en todo el proceso de E & P (Stephenson 1992). El volumen de esta corriente de desechos no es insignificante, con las actividades de producción en tierra y costa afuera de los EE. UU. Generando casi 21 mil millones de barriles de agua producida en solo 2007 (Veil y Clark 2011). A medida que las tasas de producción de hidrocarburos aumentan, también lo hace el volumen de agua producida, con el potencial de abrumar la infraestructura local y afectar muchas partes del ciclo del agua producida, incluido el almacenamiento, tratamiento, transporte y eliminación de estas aguas. Actualmente, más del 95% del agua producida a partir del desarrollo de recursos de hidrocarburos se elimina mediante inyección en pozos especiales de control de inyección subterránea o en pozos de petróleo

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para mejorar la recuperación o mantener la presión del yacimiento (Engle et al., 2014). El pequeño resto que no se inyecta se trata y se desecha como descarga superficial, se recicla en otros usos de yacimientos petrolíferos (por ejemplo, fracturación hidráulica) o se utiliza de forma beneficiosa. El agua producida de mayor calidad se puede tratar y reciclar para su uso como agua de riego, material de alimentación de calderas o para la generación de vapor (Hrudey 1982). Aun cuando los recursos hídricos locales escasean debido a la sequía o al aumento de la demanda, y las restricciones medioambientales al uso del agua aumentan, los operadores de petróleo y gas han sentido una presión creciente de reguladores y grupos activistas para encontrar usos beneficiosos para el agua producida con actividades de desarrollo de hidrocarburos que potencialmente desperdicia recursos de aguas subterráneas (Abou-Sayed et al., 2007, Comisión 2006). Dependiendo del uso eventual del agua y las concentraciones deseadas del constituyente final, pueden ser necesarios diferentes procedimientos de tratamiento (o combinación de procedimientos). Por esta razón, un aspecto integral del proceso de gestión del agua es determinar la presencia de constituyentes específicos para cualquier fuente de agua dada (Comisión 2006). Se entiende que las características físicas y químicas del agua producida varían considerablemente, dependiendo de la ubicación geográfica del campo, la geoquímica de la formación a partir de la cual se produce el agua y el tipo de producto de hidrocarburo que se produce (Guerra et al. , 2011). Los principales componentes de preocupación son el contenido de sal, compuestos orgánicos asociados con hidrocarburos in-situ, compuestos inorgánicos y materiales radiactivos naturales (Veil y Clark 2011). El contenido de sal, a menudo expresado como salinidad, conductividad o sólidos totales disueltos (TDS), puede variar de 100 miligramos por litro (mg / l) a más de 400,000 mg / l (Heins y Peterson 2005). Los compuestos orgánicos de benceno, tolueno, etilbenceno y xileno son los contaminantes orgánicos más comunes en el agua producida. El lodo y las partículas, el sodio, el bicarbonato y el cloruro son los constituyentes inorgánicos más comunes en el agua producida (Guerra et al., 2011). Los tipos de contaminantes encontrados en el agua producida y sus concentraciones tienen un gran impacto en el tipo de uso beneficioso más apropiado y el grado y costo del tratamiento requerido. Este artículo investiga cómo la elección del método EOR térmico afecta la interacción entre el agua y la mineralogía de fondo de pozo con un enfoque en la estabilidad del coloide. El agua producida por inundación de vapor, inyección de agua caliente, combustión in situ, SAGD y ES-SAGD se caracterizará por comprender el tipo y la escala del sistema de recuperación de agua necesario para reciclar y reutilizar el agua producida a partir de estas técnicas.

Procedimiento experimental Se realizaron nueve experimentos de recuperación mejorada de petróleo térmico (EOR) para simular inundaciones de vapor (SF), inyección de agua caliente (HWI), combustión in situ (ISC), drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) y procesos de solvente SAGD en expansión (Morrow et al. al. 2014; Mukhametshina y Hascakir 2014; Mukhametshina et al. 2014). En estos experimentos, se generó una reproducción de la roca reservorio mezclando arena Ottawa de malla 20-40 con 15% en peso de arcillas (Bayliss y Levinson 1976). El componente de arcilla era una mezcla de 10-20% en masa de illita y 80-90% en masa de caolinita. Esta roca de yacimiento simulada se saturó con una mezcla de 14% b.v. agua destilada y 86% b.v. El betún del río Peace presenta una densidad de 8.8 ° API (Hamm y Ong 1995). El resumen de las condiciones experimentales se da en la Tabla 1.

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Tabla 1—Parametros experimentales para experimentos de EOR Temperatura y condiciones de presion

Número de experimento

Tipo de EOR termal

Tipo de arcilla*

Tipo de solvente

E1

Inundación con vapor

Arcilla1

-

135 °C & 0 psig

E2

Drenaje gravitacional asistido por vapor

Arcilla1

-

165 °C & 75 psig

E3

Inyección de agua caliente

Arcilla1

-

155 °C & 75 psig

E4

Drenaje gravitacional asistido por vapor

Arcilla2

-

165 °C & 75 psig

E5

Expansion de solvente SAGD

Arcilla2

n-hexano (C6)

165 °C & 75 psig

E5

Expansion de solvente SAGD

Arcilla2

C6 + toluene

165 °C & 75 psig

E7

Expansion de solvente SAGD

Arcilla2

Cyclohexano + C6

165 °C 75 psig

E8

Expansion de solvente SAGD

Arcilla2

C6 + tolueno

165 °C & 75 psig

E9

Combustion In-SITU

Arcilla2

-

1000 °C & 100 psig

* La arcilla 1 es kaolinita and la arcilla 2 es la mezcla de kaolinita y illita

En nueve experimentos, se probaron 5 diferentes tipos térmicos de EOR, por lo tanto, la presión experimental inicial y las temperaturas fueron diferentes debido a las diferencias en los mecanismos del proceso. Se investigó el efecto del tipo de arcilla sobre la calidad del aceite producido al preparar las rocas del yacimiento solo con la mezcla de caolinita (Clay1) o caolinita-illita (Clay2). En los procesos SolventSAGD, se investigó el efecto del tipo de disolvente en la calidad del agua producida, se analizaron el nhexano, el ciclohexano y el tolueno. Las muestras de agua producidas se recogieron en tres etapas diferentes de cada experimento. La muestra 1 fue el agua producida inicialmente recogida en las primeras etapas del experimento, la muestra 2 fue el agua recogida en el tiempo intermedio de cada experimento, y la muestra 3 fue una muestra de la última agua producida. Este muestreo nos ayudó a controlar la calidad del aceite producido a lo largo de los procesos térmicos EOR. Las muestras de agua producidas de nueve experimentos EOR térmicos se caracterizaron experimentalmente. El total de sólidos disueltos (TDS), el pH y la conductividad de las muestras de agua se midieron con un instrumento de Oakton. La estabilidad de los coloides se definió con medidas de potencial Zeta por un ZeptaPALS Brookhaven Instruments. El tamaño de partícula de los coloides se midió con el Analizador de Tamaño de Partícula Brooks Plus 90Plus. Las concentraciones de cationes y aniones de las muestras se determinaron mediante una unidad de Cromatografía de iones Termo Fisher (ICS-900). Cada prueba en muestras de agua producidas se repitió de 3 a 5 veces. La dureza se calculó a partir de la concentración de iones calcio y magnesio medida por cromatografía iónica (Ecuación 1). Las concentraciones de iones calcio y magnesio y la dureza total se expresan en ppm de CaCO3 en esta ecuación. Dureza total Eq. 1

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Resultados y discusiones En primer lugar, se llevaron a cabo tres experimentos de control sobre los componentes de la roca del yacimiento para investigar la contribución de la interacción agua-roca al contenido de contaminantes del agua. La arena, la caolinita (Clay1) y la caolinita + illita (Clay2) se expusieron por separado a agua desionizada a 150 ° F durante tres semanas. Luego, el sobrenadante se analizó para sus cationes y aniones (Tabla 2). Se ha observado que la interacción roca-agua del yacimiento no es significativa en condiciones estáticas.

Tabla 2—Interaccion de components de roca del reservorio con agua a 150 °F. Concentración, ppm Muestrra Na+

NH4 +

K+

Ca2+

Mg2+

F−

SO4 2−

Cl−

NO2 −

NO3 −

Arena

0.3

3.2

0.13

0

0

0.05

0.08

0

0

0

Arena1

0.37

5.2

0.15

0

0.01

0

0.02

0.15

0.06

0.05

Arena2

0.4

2.9

0.14

0.08

0

0

0.01

0.14

0.08

0.05

Luego, las muestras de agua producidas originadas de nueve experimentos EOR térmicos se caracterizaron por TDS, pH, conductividad, dureza, potencial zeta, tamaño de partícula y carbono orgánico total. Los resultados se dan en el apéndice en la Tabla A-1. Las tendencias de TDS muestran que las muestras de agua producidas recogidas anteriormente en las pruebas experimentales (Muestra 1) proporcionaron un TDS mayor que en los últimos tiempos. Tanto la arena como las arcillas utilizadas en este estudio muestran la humedad del agua. Por lo tanto, los valores más altos de TDS observados en la Muestra 1 de todos los métodos de EOR térmica deben ser debidos a la interacción dinámica agua-roca (Kar et al., 2015). El mayor TDS se observó para la combustión in situ (ISC) (E9). Durante el ISC, la temperatura experimental fue de 1000 ° C. A esta temperatura, el craqueo térmico de los hidrocarburos genera gases ácidos que se condensan en condiciones atmosféricas (Fukuyama et al., 2010). La interacción de estos componentes condensados podría dar como resultado un alto TDS. También se debe tener en cuenta que no solo los hidrocarburos sino también la arcilla y la arena pueden ser reactivos a esta temperatura, lo que podría ser la otra razón de tener un alto TDS en el agua producida de E9 (Burger et al., 1986). Se llevó a cabo un análisis estadístico del conjunto de datos proporcionado en la Tabla A-1, las variaciones entre la Muestra 1, la Muestra 2 y la Muestra 3 se analizaron mediante el uso de la prueba t. En consecuencia, la variación más significativa entre las tres muestras se encontraron para el potencial de Zeta y el pH (Figura 1). En otras palabras, en el tiempo de muestreo, la mayor variación se observó en el potencial zeta y el pH principalmente. El potencial Zeta es la indicación de la tendencia a la precipitación de los coloides en el agua. A medida que aumenta el valor absoluto del potencial zeta, la tendencia a la precipitación disminuye. Las muestras de agua producidas inicialmente se encontraron con un alto TDS con mayor tendencia a precipitar. Con el tiempo, la tendencia a la precipitación y la concentración de los coloides en el agua disminuyeron.

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Figura 1— a-La variación del potencial Zeta medio (E1 a E9) es estadísticamente significativa (p <0.05) entre las Muestras 1 y 2 y entre la Muestra 2 y 3, b La variación del pH medio (E1 a E9) es estadísticamente significativa (p <0.05) solamente entre la Muestra 2 y 3. (Las barras de error representan la media de error estándar, ns = no significativo, los valores de p se calcularon con la prueba t).

Dado que los valores más altos para TDS se detectaron para la Muestra 1, se llevaron a cabo más análisis en la Muestra 1 solamente. En estos análisis, se pretendía comprender la fuente de TDS en muestras de agua. Por lo tanto, los análisis cualitativos y cuantitativos de cationes y aniones se llevaron a cabo (Tabla A-2). Se ha observado que a medida que aumentaba el valor de TDS (Tabla A-1), los cationes y aniones medidos totales aumentaban. El aumento en los resultados de concentración de sulfato aumenta el valor de pH de las muestras, por lo tanto, los sulfatos pueden tener un enlace iónico con el calcio y el magnesio (Ali y Hascakir, 2016). El equilibrio de solubilidad afecta la cantidad de concentración de iones en el agua (Snoeyink y Jenkins, 1980). Observamos que a medida que la concentración de iones de calcio aumenta en el agua, la concentración de sodio también aumenta (Figura 2-a). Debido a que los iones disueltos son electrolitos (Arrhenius, 1903), la conductividad de las muestras de agua producidas se correlaciona con la concentración de iones, sin embargo, las concentraciones totales de sodio y cloruro proporcionan la mejor correlación entre todas las demás combinaciones. (Figura 2-b).

Figura 2-a-Correlaciones entre la concentración de sodio y calcio, b Correlaciones entre la conductividad y las concentraciones de [sodio + cloruro].

Entre todos los experimentos, la inundación de vapor (E1) dio como resultado la concentración de iones más alta si se excluye la combustión in situ (E9). Aunque los contaminantes del agua se observan más altos para E9, se debe tener en cuenta que la cantidad de agua producida fue mucho menor para E9 que cualquier otro proceso de inyección de agua / vapor (Morrow et al., 2014). Por lo tanto, las aguas del campo petrolero

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de la inundación de vapor (E1) para la extracción de betún tendrían un mayor problema para la manipulación del agua producida.

Otro hallazgo importante es la relación entre el carbono orgánico total (TOC) y la concentración de sulfato de las muestras de agua producidas. Observamos una relación lineal entre estos dos componentes presentes en aguas de yacimientos petrolíferos originadas a partir de diferentes métodos térmicos de EOR. Hallazgos similares también fueron observados por otros (Fennel y Bentley, 1998; Fujii et al., 1998). Esta podría ser la indicación de generación de surfactantes durante estos procesos EOR térmicos debido a las reacciones químicas que ocurren a temperaturas elevadas entre el petróleo crudo y los fluidos inyectados.

Figura 3-La relación entre el TOC y la concentración de sulfato de las aguas de yacimientos petrolíferos

Opciones de gestión del agua producida para EOR térmica: Los análisis cualitativos de las aguas producidas de todos los métodos EOR térmicos mostraron que la combustión in situ genera las aguas producidas con alto contenido contaminante y las evaluaciones cuantitativas indicaron que las inundaciones de vapor resultan en el mayor volumen de agua producida (Morrow et al., 2014) . El solvente-SAGD parece ser la mejor opción de extracción de betún cuando la calidad y cantidad del agua producida se evalúan juntas. Sin embargo, para todos los casos, para la gestión del agua producida, se debe considerar primero la reutilización de las aguas producidas. Para esta opción, las aguas producidas de cualquier proceso EOR deben tratarse antes de inyectar las aguas producidas en el reservorio o en un generador de vapor para proteger las instalaciones superficiales (generadores de vapor, bombas, tuberías, etc.) principalmente de escamas y corrosión (Sarathi y Olsen , 1992). La Tabla 3 enumera los requisitos de TDS y dureza para el agua que se utilizará en los procesos de inyección de vapor y combustión in situ (ISC) y para otros usos. Tabla 3-TDS y límites de dureza para procesos EOR (Sarathi y Olsen, 1992; EPA 2012) Proceso EOR

TDS Limite (mg/L)

Limite de dureza total (mg/L)

Reutilizando agua para procesos de inyección de vapor

10,000

1

Reutilizando agua para ISC

50,000

500

0.1

0.1

450-2000

N/A

500

100

Poder termoeléctrico Use agrícola Suministro public

Revisando la Tabla A-1, especialmente si el agua utilizada al principio del proceso EOR no es apropiada para la reutilización directa debido al alto contenido de TDS. Por lo tanto, casi todos deben ser tratados

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para cumplir con el límite. El agua producida de ISC, que experimenta las temperaturas más bajas en el fondo del pozo, como era de esperar requiere el tratamiento más significativo para ser reutilizado, pero el proceso SAGD no requiere tanto tratamiento de TDS y dureza para agua recuperada Bowman et al., 1997). Probablemente esto se deba a que en un principio se utilizó agua de mayor cantidad para la generación de vapor en el proceso SAGD que diluye las aguas producidas. La reutilización de las aguas del campo petrolífero podría preferirse para otros fines comerciales (EPA 2012). Si se descartara el agua producida tempranamente, muchos procesos EOR térmicos podrían generar agua producida que podría reintroducirse en el suministro público de agua. Sin embargo, a menudo se considera que el agua con un alto SDT y dureza tiene un sabor desagradable, y la percepción pública del agua potable capturada en los pozos petroleros no tendrá una recepción entusiasta. Del mismo modo, con un tratamiento mínimo. El agua producida podría cumplir los requisitos de reutilización agrícola. Sin embargo, dado que los valores altos de TDS en el agua producida pueden dañar la vida de las plantas, este uso comercial potencial también requerirá una supervisión y regulación significativas. La eliminación de sólidos del agua producida es un desafío. Los hidrociclones, las centrífugas y la flotación inducida por gas solo pueden eliminar partículas con un tamaño superior a 5 μm (Lee y Frankiewicz 2005, van den Broek y otros 1998, Walsh y Frankiewicz 2010). Sin embargo, el tamaño medio de partícula para todos los procesos de EOR examinados en este estudio fue inferior a 2,5 μm, muy por debajo de este umbral. Por lo tanto, los procesos de tratamiento como la filtración de membrana y el ablandamiento del agua se deben usar para eliminar partículas, ya que estos métodos pueden tolerar partículas de menos de 2 μm. (Myers 2000, Fedorov et al. 2014). Además, los agentes quelantes también pueden usarse para eliminar iones calcio y magnesio. El etilendiaminotetraacético (EDTA) es un agente quelante común que es capaz de eliminar 1 ppm de dureza por cada 10 ppm de EDTA (Snoeyink y Jenkins, 1980).

Conclusión Se caracterizaron las aguas producidas de los procesos SF, SAGD, ES-SAGD, HWI e ISC. El contenido de iones de las aguas producidas disminuyó en el tiempo, lo que puede atribuirse a las interacciones más elevadas entre agua y roca en la etapa inicial de los experimentos. El agua producida a partir de los procesos de ISC da como resultado un mayor nivel de contaminantes que requeriría la implementación de procesos de tratamiento más complicados. Sin embargo, el potencial zeta del agua producida a partir del proceso ISC fue bajo en comparación con los otros procesos EOR que facilita la eliminación de sólidos. Por otro lado, si bien el nivel de contaminantes de las aguas de los procesos de vapor era menor que el ISC, los volúmenes de agua producidos requieren un problema de manejo adicional para los procesos de inyección de vapor.

Reconocimientos Reconocemos el apoyo financiero y la oportunidad brindada por el Equipo de Investigación de Métodos de Recuperación y Análisis de Aceite Pesado, Pizarras en Aceite, Arenas Petrolíferas y Análisis de Carbonato (HOCAM) en la Universidad de Texas A & M, Departamento de Ingeniería Petrolera.

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Appendix Table A-11— Resultados de TDS, pH, Conductividad, tamaño de particula, Potencial Zeta, and Dureza Numer o de muestra

Parametro, unidad

E1

E2

E3

E4

E5

E6

E7

E8

E9

TDS, ppm

1026.7

222.3

900.7

129

104.7

199.3

75.4

136

3151.7

pH

8.05

7.70

3.17

7.14

5.29

7

6.6

6.7

5.0

2060

444

1798

256

211

399

153.4

272

6340

952.2

842

1729.5

1237.6

897.2

541.9

474.4

1022.5

2077.8

-12.1

-24.7

-11.4

-21.8

-18.2

-29

-29

-33.2

-4.7

Dureza, ppm

120

47

0

25

1

21

19.5

0

2142

TOC, ppm

230

212

378

100

291

78.6

72.9

163

2850

TDS, ppm

113

166.3

97

66.5

NA

138.7

NA

123.3

4581.7

pH

8.04

7.74

7.08

6.87

NA

6.8

NA

6.7

3.1

228

334

200

132

NA

280

NA

251

9120

754.4

823.9

967.4

501.4

NA

738.4

NA

875

999

-27.1

-30.9

-31.7

-32.7

NA

-33.2

NA

-35.8

-0.2

Dureza, ppm

40

47

0

15

NA

14

NA

4.5

2202

TOC, ppm

113

192

103

111

NA

128

NA

141

2720

TDS, ppm

13

123.3

142.7

70.3

NA

130

NA

50.7

2867

pH

8.09

7.62

5.93

6.45

NA

5.5

NA

5.5

3.2

26

260.7

285

143.8

NA

257

NA

101.1

5740

518.8

1172.8

1049.6

1256.3

NA

1881

NA

560.9

938.9

-18.8

-4.8

-28.6

-22.4

NA

-19.7

NA

-6.4

-4.5

8

35

31

4

NA

1

NA

10

1005

29.2

216

123

119

NA

255

NA

172

NA

Conductividad, µS/cm Muestra 1

Tamaño de particula, nm Potencial zeta, mV

Conductividad, µS/cm Muestra 2

Tamaño de particula, nm Zeta Potential, mV

Conductividad, µS/cm Muestra 3

Tamaño de particula, nm Potencial Zeta, mV Dureza, ppm TOC, ppm

12

SPE-184139-MS

Table A-2— Concentraciones de cationes y aniones de muestras de aceite producido (en la muestra 1) Iones

Li+ Na+ Catione s, ppm

NH4

+

K+ Mg

++

Ca++ SO4

2-

NO3 Cl Anione s, ppm

−

−

FNO2

−

BrPO4

2-

Agua deiniza da

E1

E2

E3

E4

E5

E6

E7

E8

E9

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

328.9

69.8

18.7

42.2

9.9

58.6

25.6

41.2

411

0.16

0

2.1

8

1.2

31.1

1.6

1

1

19.4

0.07

18.6

4.2

8.2

5.4

4.2

19.9

4.5

5

26.7

0.04

0

1.7

0

1.6

0

1.2

1.1

0.9

126

0

48

16

0

7.4

0.4

6.4

6

0.3

649

0.35

108

5.9

219.8

7.5

86.3

18.37

7.9

14.1

1836.1

0

4.8

1.5

1.5

0

175

0.2

0

2.3

14.2

0.04

359

31.5

16

17.23

32.1

54.4

19

34.7

292.8

0.08

4.3

2

0.4

0.2

0.6

0.4

1

0.9

10.6

0.06

0

0.5

0

0

0

0.2

0

0

0

0.06

1.4

4.2

1

0

0

0

0

0

2.4

0.05

0

0.7

0

0

0

0

0

0

2.3

0

SPE-184139-MS

1 3

14

SPE-184139-MS

SPE-184139-MS

1 5

16

SPE-184139-MS

SPE-184139-MS

1 7