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Evaluacion geoquimica del petroleo en el campo Franquera y yacimientos cercanos en la region sureste de la cuenca del lago de Maracaibo.

Geochemical evaluation of crude oil in the Franquera Oil Field and nearby oil reservoirs in the southeastern region of the Maracaibo Lake basin

Introduccion

La explotacion petrolifera en la Cuenca del Lago de Maracaibo, recibio un impulso importante a mediados del ano 1988, con la perforacion del pozo VLG-3729 en la region sureste del Lago de Maracaibo, cercana a la frontera con el Estado Trujillo. Este, perforado a una profundidad de 16.000 pies (4,88 km) aporto 5000 barriles diarios de crudo liviano, e incentivo una serie de estudios y caracterizaciones del nuevo yacimiento, que permitieron establecer que el mismo se extendia hasta tierra firme. A partir del ano 2000, se perforo el pozo TOM-1X (campo Tomoporo), el cual fue el primero en producir comercialmente crudo liviano en tierra (3.000 barriles/dia (B/D) de 34[grados] API). TOM-2 obtuvo 2.300 B/D de 32[grados] API con una profundidad total de 16.474 pies (5,02 km). En la actualidad, los pozos TOM-7, TOM-8 y TOM-9, producen unos 20.000 barriles diarios de crudo de excelente calidad, y se han establecido reservas de mas de 2.500 millones de barriles (MMB) de crudo y gas asociado. En anos mas recientes, se planifico la perforacion de nuevos pozos, que permitieran no solamente consolidar estas reservas, sino explorar nuevas areas mas al sur en las cuales se presume nuevas acumulaciones de hidrocarburos. En tal sentido, en el ano 2005 se culmino la perforacion del pozo FRA-1X (campo Franquera), deposito en el cual taladros subsiguientes arrojaron expectativas de 738 MMB de petroleo para este nuevo yacimiento [1-2]. En este trabajo se presentan los resultados de la caracterizacion geoquimica del crudo proveniente de este pozo (FRA-1X), y una comparacion con el petroleo de cinco pozos provenientes de campos cercanos (Mene Grande, Barua, Motatan).

Metodologia experimental

La zona de estudio (Zulia Sur-oriental) comprende una franja Norte-Sur extendida desde las poblaciones de Aurare hasta Tomoporo, limitada al Norte y Noreste por las Fallas de Pueblo Viejo y Burro Negro. El limite Este de la franja esta marcado por las Fallas de Burro Negro Mene Grande y su limite Oeste, por la Falla de Pueblo Viejo--Ceuta (Figura 1).

La caracterizacion del crudo de los pozos (Figura 1): FRA-1X (campo Franquera), MG-209, MG-862 (Mene Grande), MGB-005 (Barua), MOT-002 y MOT-047 (Motatan), se describe: Una vez deshidratado el crudo [3], se determino las concentraciones de los elementos V, Ni y S, por espectrometria de fluorescencia de rayos X de longitud de onda dispersiva [4-5]. La gravedad API, en un densitometro PAAR digital modelo DMA 35 [6]. El ensayo SARA (saturados, aromaticos, resinas y asfaltenos), se realizo empleando cromatografia liquida, en un equipo HPLC modelo Waters [7]. Los hidrocarburos saturados se analizaron por cromatografia de gases (CG) en un equipo HP-6890 con detector de FID y columna capilar HP-1 de metilsilicona, de 60 m de largo, 0,25 mm de diametro interno y grosor de la fase estacionaria de 0,25 [micron]m. Los biomarcadores presentes en las fracciones de hidrocarburos saturados (esteranos y terpanos) y compuestos aromaticos (fenantrenos, dibenzotiofenos, esteroides mono- y tri-aromaticos) se determinaron mediante CG acoplada con espectrometria de masas, en un cromatografo marca Agilent Technologies, modelo 6890 N con un detector de masas Agilent-5973 Inert [7]. Se empleo la tecnica de Monitoreo de Iones Seleccionados, para obtener los fragmentogramas de relacion m/z 191, 412, 217 y 218 para saturados y 178+192, 184+198, 253 y 231 para aromaticos. Finalmente, el equipo utilizado para determinar la relacion isotopica del carbono ([sup.13]C/[sup.12]C) en materia organica ([[delta].sup.13][C.sub.PDB]) es un analizador elemental (Costech), acoplado por una interfase (Conflo III Thermo), a un espectrometro de masas de relaciones isotopicas Delta V [7]. Bitumenes de diclorometano analizados por esta tecnica, provinieron de lutitas calcareas de la Formacion La Luna (Cretaceo) de un pozo ubicado cerca de la zona de estudio, y lutitas de la Formacion Misoa (Eoceno) colectadas del pozo FRA-1X.

Presentacion de resultados

La Figura 2 incluye los resultados de los ensayos SARA y gravedad API; un diagrama ternario de la composicion SARA y los cromatogramas de gases para los hidrocarburos saturados. La Figura 3 muestra los fragmentogramas de masas paralos iones m/z 191,412 (terpanos), 217 y 218 (esteranos) de la fraccion saturada del crudo FRA-1X, seleccionado como referencia, debido a que los del resto de los crudos son muy similares. En la Figura 4, se incluyen los fragmentogramas realizados sobre la fraccion aromatica del FRA-1X: iones m/z 178+192 (fenantreno y metilfenantrenos), 184+198 (dibenzotiofeno y metildibenzotiofenos), 253 (esteroides monoaromaticos) y 231 (triaromaticos). Las Tablas 1 y 2 contienen los parametros del estudio de los fragmentogramas de masas, que permiten establecer ambiente depositacional (Tabla 1) y madurez termica de la roca madre (Tabla 2), y la Tabla 3 muestra las concentraciones de azufre, vanadio y niquel en los crudos.

Discusion de resultados

Correlaciones geoquimicas--Procesos de alteracion

La Figura 2 permite reconocer que estas muestras, a pesar de ser crudos pesados [10], han sido clasificadas, segun Tissot y Welte [11] como crudos parafinicos-naftenicos. Se aprecia que la composicion SARA es bastante similar para todos los crudos, con valores de resinas y asfaltenos entre 27 y 32% en masa.

El crudo del pozo MG-0209, el mas pesado del grupo, exhibe un cromatograma de gases para los hidrocarburos saturados (Figura 2) que muestra solamente una "joroba" (desviacion de la linea base) con muy pocas senales, sin evidencias de la presencia de n-parafinas o isoprenoides (IP) aciclicos, hecho indicativo que esta muestra ha sido biodegradada [11-12]. La joroba se adscribe a la presencia en la muestra de una mezcla compleja de compuestos organicos que la columna cromatografica no ha sido capaz de separar [13]. Su fragmentograma de esteranos (m/z=217, Figura 3B) no demuestra alteracion de estas moleculas, lo cual se corresponde con un nivel de biodegradacion de 5 segun la escala PM [8]. Llama la atencion que su fragmentograma de terpanos (m/z=191) permite reconocer la presencia de hopanos demetilados (senal HD29, Figura 3A), lo cual ha sido atribuido a crudos con biodegradacion mas avanzada [8, 14-15].

En el resto de los crudos, sobre uno de los cuales han sido identificadas las principales senales sobre su cromatograma (muestra FRA-1X, Figura 2), se observa sobre una joroba similar a la del cromatograma anterior, senales entre las cuales las mas prominentes son las n-parafinas y los hidrocarburos IP. Se puede reconocer en estos cinco petroleos una distribucion de n-alcanos de tipo unimodal, con maximos alrededor de n-[C.sub.16]an-[C.sub.17], y relaciones IP19/IP20 (pristano/fitano) inferiores a la unidad, caracteristicas que, aunadas con la similitud en sus fragmentogramas de masas, y la informacion derivada de la grafica de correlacion entre las variables vanadio y niquel (Figura 5) [16], asi como el valor promedio de la relacion V/Ni (7,9 con desviacion estandar de 0,2) permiten la clasificacion de estas muestras en un solo tipo genetico de crudo [11-12].

Los cinco crudos cuyos cromatogramas de gases poseen presencia de n-parafinas e isoprenoides sobre una joroba de compuestos no resueltos (Figura 2), corresponden a crudos no alterados [11-12], pero de nuevo, sus fragmentogramas de terpanos exhiben sistematicamente la senal de hopanos demetilados. Una alternativa, que ha sido reportada en la Cuenca del Lago de Maracaibo, consistiria en un eventual proceso de mezcla en la tuberia de produccion, de crudo no alterado con fluidos biodegradados de niveles estratigraficamente superiores, gracias a cementaciones danadas en pozos antiguos [17-18].

No obstante, tomando en consideracion que el pozo FRA-1X ha sido perforado recientemente, lo cual permitiria descartar la alternativa antes expuesta, se propone que estos crudos son el resultado de un proceso de mezcla en el yacimiento, de petroleo proveniente de dos pulsos de generacion de sus rocas madres de la Formacion La Luna (Cretaceo) [2, 18-20]. El primer pulso, de edad Eoceno, genero crudo cuyos yacimientos fueron sometidos a finales del Eoceno a un levantamiento de la cuenca, exponiendolos a la accion bacterial [11-12]. Posterior a un proceso de basculamiento de la misma, con hundimiento generalizado, comenzo durante el Mioceno un segundo evento de generacion de petroleo, el cual alcanzo el crudo previamente acumulado y biodegradado, y se combino con este [20]. Este fenomeno de mezcla, el cual ya ha sido documentado en otras partes de la cuenca [2, 21], explicaria la presencia de crudos no biodegradados, con biomarcadores que evidencian biodegradacion, provenientes de los pozos bajo estudio, cuyos cromatogramas exhiben la presencia de abundantes n-alcanos e isoprenoides aciclicos sobrepuestos a una gran mezcla de compuestos no resueltos por la columna (joroba).

Ambiente depositacional

Las evidencias que corroboran una roca madre calcarea depositada en un ambiente marino, con poca contribucion de materiales derivados del continente, y en un medio fuertemente reductor son: Distribuciones de n-alcanos de tipo unimodal, con maximos alrededor de n-[C.sub.16] a n-[C.sub.17], y relaciones pristano/fitano inferiores a la unidad (Figura 2); la grafica de correlacion entre las variables pristano/n-[C.sub.17] versus fitano/n-[C.sub.18] [12] (Figura 6) permite observar que todos los pozos se agrupan en la zona que corresponde a crudos generados a partir de kerogeno tipo II, marino, reductor, y termicamente maduro [11-12], lo cual recibe apoyo de la ubicacion de las muestras en la grafica de V vs. Ni (Figura 5), en el campo de lutitas o calizas depositadas en un ambiente sedimentario marino, y en un medio anoxico. Todo esto permite descartar la posible contribucion de rocas madres continentales terciarias, a estos crudos.

Otras evidencias de rocas madres calcareas marinas, provenientes de los biomarcadores (Tabla 2) son; predominancia del diterpano triciclico [C.sub.23] frente a sus otros homologos triciclicos [22], mayor concentracion de esteranos regulares C27 sobre sus analogos [C.sub.28] y [C.sub.29] [23], indices de homohopano (IndHH) mayores a 10 [24], presencia de gammacerano [25], relaciones TT/S inferiores o iguales a 5 [26] y el patron de distribucion de los metilfenantrenos (MF) (2-MF < 3-MF < 9-MF > 1-MF; Figura 4), asi como la predominancia de 9-MF sobre sus isomeros [27]. Sin embargo, aparecen otras evidencias que dan apoyo a una roca madre de litologia clastica; relaciones diasterano/esterano mayores a 0,4 [28]; valores inferiores a 1 para el cociente [H.sub.29]/[H.sub.30] [7]; y distribucion de los metildibenzotiofenos (MDBT, Figura 4) en forma de escalera (4-MDBT > 2+3-MDBT > 1-MDBT) [29]. La presencia de 18a(H) oleanano (indice de oleanano entre 20 y 25%), caracteristico de rocas madres continentales del Cretaceo tardio o Terciario [30] hace pensar, en principio, en un proceso de contaminacion de los crudos, durante su migracion, con fluidos generados por lutitas terciarias.

Para evaluar esta posibilidad, se procedio a comparar (Figura 7), los valores isotopicos de [[delta].sup.13]C determinados sobre las fracciones de saturados, aromaticos y resinas [31], tanto para el crudo FRA-1X, como para un extracto de la Formacion La Luna y otro de una roca madre del Terciario.

Al comparar estas tres curvas [31] se reconoce que el crudo del pozo FRA-1X arroja una tendencia muy parecida a la obtenida para el extracto de roca cretacica, y razonablemente diferente a la obtenida para el bitumen de la roca terciaria, lo cual es un apoyo adicional a la conclusion que este crudo ha sido derivado de la Formacion La Luna [32, 33]. La diferencia notable en la posicion de las curvas para el par crudo-roca madre, se debe a efectos de madurez termica [34]. Como alternativa, pensando en el modelo de mezcla de crudos provenientes de dos pulsos de generacion de sus rocas madres de la Formacion La Luna, se ha propuesto [35] que la facies de La Luna que genero el segundo pulso de edad Mioceno--Reciente que alimento el area de estudio, demostro poseer una litologia mas lutitica que calcarea [36], lo cual justificaria la existencia del oleanano. Esto explicaria la presencia de caracteristicas tan disimiles en cuanto a su litologia, para un mismo grupo de muestras de crudo geo-quimicamente correlacionadas.

Madurez termica

La Figura 8 representa un resumen de los diversos indicadores de madurez termica derivados de los biomarcadores (Tabla 3), que han sido determinados en el estudio.

La mayoria de los parametros arrojan valores que corresponden a reflectancias de vitrinita entre 0,8 y 1,0, lo cual se corresponde con crudos generados por rocas madres que han alcanzado la etapa principal de generacion de hidrocarburos [11]. La variable %22S midio un valor promedio maximo alrededor de 60%, el cual prevalece para el resto de la escala de madurez [8, 25]. En el caso del cociente Ts/(Ts+Tm), se reporta [8] que este parametro es dependiente de la facies organica, y ya se ha postulado que estos crudos son una mezcla de fluidos producidos por dos pulsos distintos de generacion de la roca madre, cada uno proveniente de una facies de distinta litologia. Esto hace que el resultado obtenido no sea indicativo del nivel real de madurez de los crudos. Finalmente, el parametro [TA.sub.28]/([TA.sub.28] + [MA.sub.29]), calculado segun [8], arroja valores bajos que corresponden al inicio de la ventana del petroleo. La literatura consultada [37, 38] establece que esta variable podria ser afectada por el proceso de expulsion del crudo de su roca madre, pero no esta claro como este efecto pudo tener alguna influencia sobre las muestras objeto de estudio.

Conclusiones

Los crudos analizados pertenecientes a campos petroleros de Zulia Sur-oriental, han sido generados por una roca madre depositada en un ambiente reductor, la cual ha alcanzado la madurez termica. La gran mayoria de las evidencias presentadas, junto con la literatura consultada permiten, por una parte, apuntar hacia las rocas fuentes de la Formacion La Luna, del Cretaceo de la Cuenca del Lago de Maracaibo como posible roca fuente. Por otro lado, las posibles pruebas de una contribucion de rocas madres continentales del Terciario a los crudos estudiados son muy debiles, soportado esto ultimo por estudios de isotopos estables de carbono realizados sobre estas rocas. Es mas factible proponer aportes de una segunda facies de rocas madres marinas de la Formacion la Luna, sedimentadas con ciertas contribuciones de material del continente, las cuales darian un caracter lutitico-arcilloso a una roca como La Luna, eminentemente calcarea. Esto ya ha sido soportado en estudios previos realizados sobre esta unidad.

Uno de los crudos resulto estar biodegradado. Los otros cinco, muestran evidencias de constituir una mezcla entre un crudo no biodegradado (distribucion completa de n-parafinas e isoprenoides aciclicos) y otro fuertemente biodegradado (presentan hopanos demetilados). Adicionalmente, se hallaron evidencias que soportan simultaneamente una roca madre de litologia calcarea, y otra de litologia clastica (lutitica). Estos resultados, mas los modelos de generacion de petroleo de la Formacion La Luna, permiten concluir que los depositos de petroleo del area de estudio, pudieron haber sido alimentados con fluido generado de la primera etapa principal de generacion de crudo de rocas calcareas de La Luna, ubicadas al noreste de la cuenca, durante el Eoceno, el cual se biodegrado. Posteriormente, crudo proveniente de un segundo periodo de generacion de crudo de esta unidad, correspondiente a secuencias lutiticas ubicadas al sur de la zona de estudio, alimento estos yacimientos y se mezclo con el crudo previamente biodegradado.

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Recibido el 11 de Marzo de 2011

En forma revisada el 7 de Enero de 2012

Jacqueline Grobas (1), Marcos Escobar (2,3)

(1) PDVSA-Guaraguao. Exploracion Oriente. Urb. Guaraguao. Puerto La Cruz, Venezuela.

(2) CARBOZULIA. Av. 2, No. 55-185, Casa Mene Grande. Maracaibo 4002, Venezuela.

(3) Postgrado de Geologia Petrolera, Facultad de Ingenieria, Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela. * grobasj@gmail.com

Leyenda: Figura 1. Area de estudio, pozos con crudo analizado y principales estructuras, Zulia Oriental [2].

Leyenda: Figura 3. (A) Fragmentogramas de masas para los iones m/z 191 y 412 (terpanos) de la fraccion de hidrocarburos saturados del crudo FRA-1X; (B) iones 217 y 218 (esteranos).

Leyenda: Figura 4. Fragmentogramas de masas para los iones m/z 178 (fenantreno) y 192 (metil-fenantrenos), 184 (dibenzotiofeno) y 198 (metil-dibenzotiofenos), 231 (esteroides triaromaticos) y 253 (esteroides monoaromaticos) de la fraccion aromatica del crudo FRA-1X.

Leyenda: Figura 5. Concentracion de vanadio vs. Niquel. Adaptada de [16]. Incluye el coeficiente de correlacion lineal [R.sup.2] (0,93) y la ecuacion de la recta de correlacion (Y = 0,77X + 3,39).

Leyenda: Figura 6. Grafica de la relacion pristano/n-[C.sub.17] vs. fitano/n-[C.sub.18] [12] a escala logaritmica.

Leyenda: Figura 7. Curvas de correlacion construidas uniendo los valores de [delta]13C determinados sobre las fracciones analizadas (saturados, aromaticos y resinas) del crudo FRA-1X y de extractos de la Formacion La Luna del Cretaceo y de una unidad del Terciario con caracteristicas de roca madre.

Leyenda: Figura 8. Parametros de biomarcadores para evaluar madurez termica (Tabla 3), con flechas sobre las barras para indicar el valor promedio de cada uno de ellos, para los crudos analizados. Abajo se incluye una curva generalizada de generacion del crudo, en funcion de cantidad de crudo generado respecto al valor medio de la reflectancia de la vitrinita (%Rm), con la indicacion de las diversas etapas de maduracion termica. Adaptado de [8].
Tabla 1
Indicadores geoquimicos de ambiente depositacional de las rocas
fuentes de los crudos bajo estudio, derivadas de sus biomarcadores
saturados y aromaticos

Pozo         %Est         %Est         %Est      TT/S ]   IndHH
          [C.sub.27]   [C.sub.28]   [C.sub.29]

FRA-1X       34,4         33,5         32,2       4,3     10,9
MG-209       34,6         33,3         32,2       3,8     10,7
MG-862       34,8         33,1         32,1       3,6     10,7
MGB-005      34,6         33,2         32,1       5,3     10,5
MOT-002      34,7         33,3         32,1       3,0     10,8
MOT-047      33,6         31,5         34,9       3,3     10,5

Pozo      [H.sub.29]    Dia [C.sub.27]    %Ol    %Gam
          /[H.sub.30]   /Est [C.sub.27]

FRA-1X        0,8             0,6         23,6   7,5
MG-209        0,7             0,5         23,5   7,2
MG-862        0,6             0,5         23,2   7,6
MGB-005       0,8             0,6         23,1   7,2
MOT-002       0,7             0,6         23,1   6,3
MOT-047       0,8             0,6         21,3   5,8

Notas: % Est=esteranos [alpha][alpha]C27, C28 y C29; TT/S=Relacion
hopano C30[alpha][beta]/esteranos [beta][beta]C29 (S + R); Dia=C27/
Diasterano.; IndHH=Indice de Homohopanos =C35/[SIGMA] C31/C35;
[H.sub.29] y [H.sub.30] =Hopanos; %0l=18([alpha])H-Oleanano/
[H.sub.30]; %Gam=Gammacerano/[H.sub.30], estos dos en m/z = 412.

Tabla 2
Indicadores geoquimicos de madurez termica de las rocas fuentes de
los crudos bajo estudio, derivadas de sus biomarcadores saturados y
aromaticos

Pozo      %Ts/       % 22S   % [beta]   % 20S   %TA    %MA
          (Ts +Tm)           [beta]

FRA-1X    37         57      54         56      25,4   21,2
MG-209    37         58      49         47      32,0   26,4
MG-862    32         58      54         57      35,2   28,5
MGB-005   33         59      49         48      31,0   25,0
M0T-002   31         60      55         59      28,8   23,8
M0T-047   32         55      48         51      29,1   24,6

Pozo      T[A.sub.28]    PP-1   MPI    Rcalc.
          /T[A.sub.28]
          +M[A.sub.29]

FRA-1X    40,9           1,34   0,75   0,90
MG-209    46,7           1,08   0,92   0,96
MG-862    48,1           1,07   0,93   0,96
MGB-005   44,9           1,11   0,90   0,95
M0T-002   44,2           1,13   0,89   0,95
M0T-047   44,2           1,13   0,88   0,95

Notas: Tm=17[alpha](H)-22,29,30-trisnorhopano; Ts=18[alpha]
(H)-22,29,30-trisnormeohopano; %22S=Homohopano C32 [22S-(22S+22R)];
%pp=esterano C29 [[beta][beta]-([beta][beta]+[alpha][alpha])];
%20S=esterano C29[alpha][alpha] [20S-(20S+20R)]; TA=Esteroide
triaromatico; %TA=TA(I)-[TA(I)+TA(II)]; MA=Esteroide monoaromatico;
%MA=MA(I)-(MA(I)+MA(II)); T[A.sub.28]-T[A.sub.28]+M[A.sub.29] [8];
MF=Metilfenantreno; PP-1=(1-MF+9-MF)-(2-MF+3-MF) [9]; MPI= Indice de
Metilfenantreno = 1,89(2-MF+3-MF)-[F + 1,26(1-MF+9MF)] [9]; Rcalc.
=Reflectancia de Vitrinita Calculada = 0,60 MPI + 0,40 [10].

Tabla 3
Concentracion de azufre, vanadio y niquel, crudos objeto de estudio

 Pozo      %S       V       Ni      V/Ni   V/(V+Ni)
          (m/m)   (mg/L)   (mg/L)

FRA-1X    2,50     386       52     7,4      0,88
MG-209    2,60     483       57     8,5      0,89
MG-862    2,22     323       42     7,7      0,88
MGB-005   1,40     238       27     8,8      0,90
M0T-002   1,40     270       38     7,1      0,88
M0T-047   2,50     449       58     7,7      0,86

Figura 2. Valores SARA, gravedad API, clasificacion de crudos [11] y
cromatogramas de hidrocarburos saturados, muestras analizadas. n-C =
n-parafina; IP = Isoprenoide aciclico (para ambos, el numero
corresponde a los atomos de carbono). Pr = Pristano (IP19), Fit =
Fitano (IP20), CPI = indice Preferencial de Carbonos.

              Resultados Cromatografia Liquida (H PLC) y
                    Cromatografia de Gases (CG)
Nombre
del pozo   % Saturados   % Aromaticos   % Resinas   % Asfaltenos

FRA-1X     30.02         40,36          20.99       8,64
MG-209     25.14         42,49          26.13       6,19
MG-862     35.60         38,07          18.73       7,60
MGB-005    35,16         39,22          18.01       7,60
MOT-002    33.14         40,35          23.54       2,97
MOT-047    31.06         37,61          22.74       8,59

              Resultados Cromatografia Liquida (H PLC) y
                   Cromatografia de Gases (CG)
Nombre
del pozo   Gravedad API   Pr/n-C17   Fit/n-C18   Pr/Fit   CPI

FRA-1X     13.70          0,48       0,69        0,82     0.90
MG-209     11.13          n.d.       n.d.        n.d.     n.d.
MG-862     16.20          0,50       0,67        0,87     0.97
MGB-005    15,57          0,47       0,65        0,89     0,97
MOT-002    14.20          0,54       0,67        0,99     1.04
MOT-047    15.D6          0,51       0,68        0,90     1.04
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Author:Grobas, Jacqueline; Escobar, Marcos
Publication:Revista Tecnica
Article Type:Report
Date:Aug 1, 2012
Words:5175
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