PROCESAMIENTO Y ACONDICIONAMIENTO DEL GAS POR Dr. John M. Campbell PRESIDENTE John M. Campbell and Co. Instituto Internacional del petróleo, Ltd. Con la colaboración en el capítulo 11 por el Dr. R.N. Maddox Un manual diseñado para su uso como un documento de referencia conveniente y para la formación de ingenieros que se ocupan de la producción, transporte, acondicionamiento y procesamiento del gas natural y sus líquidos asociados. La información sobre los programas de capacitación están disponibles en John.M. Campbell and Company, P.O. Box 869, Norman, Oklahoma 73069. CAPITULO 16 PROCESOS DE LICUEFACCIÓN La extensión de los procesos de refrigeración tradicionales a niveles criogénicos ha progresado rápidamente por la razón habitual - factores tecnológicos y económicos "unirse" para producir una situación atractiva. Los factores económicos principales son. 1. La necesidad de rápida expansión de la energía en las áreas con limitadas (o costoso) fuentes de combustible locales, junto con un superávit de gas natural en otras áreas. 2. El atractivo económico del gas natural licuado (GNL) para la neutralización de picos frente a métodos más tradicionales. 3. Una necesidad rápidamente creciente de helio, oxígeno, nitrógeno, gases nobles y más producidos económicamente por medio de licuefacción. Algunas autoridades creen que alrededor del diez por ciento de la l a demanda de gas natural de Europa Occidental será ocupado por GNL para 1975. Los Países Bajos son el único de l8 países de Europa occidental donde el gas es capaz de satisfacer hasta en una quinta parte las necesidades energéticas. Se ha sugerido que 4-5 billones std. cu. ft. por día posiblemente podría moverse como GNL desde África a Europa, 3-5 billones en los EE.UU., y alrededor de un billón a Japón - en 1985. El movimiento global bien podría estar por encima de 11 billones std. cu. ft por día en 1985. Todos estos números son meramente conjeturas y probablemente inexactos, pero sirven para ilustrar el potencial.
Recuperación de Helio Una planta de licuefacción es poco más que una colección de expansores (o válvulas de estrangulamiento) compresores e intercambiadores de calor combinados de tal manera que el rendimiento térmico final es atractivo. Los principios son simples, pero la asistencia encargado mecánica y problemas de funcionamiento no lo son. Sin embargo, mientras más experiencia práctica es obtenida, la operación de la planta de licuefacción debe convertirse en rutina. El principio básico del proceso es el "bombeo" ascendente de calor a una temperatura donde se puede desechar, en etapas sucesivas. Esto se puede lograr por varios ciclos de refrigeración en serie por elección acertada del refrigerante para ser utilizado en cada nivel de temperatura. La otra alternativa es aumentar la corriente a ser licuada y el uso de intercambio de calor más compresión hasta hacer el bombeo ascendente. El uso de la refrigeración de expansión sólo se requiere para el helio, hidrógeno, y neón debido a sus bajas temperaturas críticas. Para estos gases es necesaria una expansión final para producir temperaturas por debajo de las que pueden obtenerse con la expansión o refrigeración por compresión de vapor. La figura 16.1 muestra el punto de ebullición atmosférico y los aceros comunes utilizados para las operaciones criogénicas. Este diagrama es una adecuada referencia para las discusiones que siguen. La figura 16.2 muestra las características generales de una planta de helio utilizando ciclos Joule-Thomson (JT). El ciclo consta de enfriamiento y luego expande el gas a través de una válvula. Alrededor del 80% de la entrada de gas es licuada en el primer separador. El vapor procedente de esta etapa se enfría y se expande en el segundo separador, donde cerca del 80% es licuado (16% de la alimentación). Un paso similar para la tercera etapa de separación produce un vapor que contiene cerca del 60% de helio y 40% de nitrógeno, que puede ser licuado. El líquido de cada etapa se utiliza para pre-enfriar el vapor a cada válvula de expansión y se comprime. La recuperación de helio próxima al 100% es posible. El calor debido es grande cerca de 170 MM Btu por hora que se necesita para enfriar 500 MMpc./d. de alimentación a menos 1600°F. Para las plantas a las que se aplica la figura 16.2, fueron utilizados intercambiadores que contienen 112,000 pies cuadrados de área. Estos eran del tipo espiral que contiene 216 millas de tubo de aluminio con O.D. de 3/8-pulg. Proximidades tan bajas como 2-3°F a veces son necesarias para reducir los efectos irreversibles en el plano económico. Todos los equipos de baja temperatura están contenido dentro de una caja fría usando perlita como aislamiento. En una planta mediante el proceso de flujo que se muestra, la caja fría es de 42 ft por 34 ft en la base y tiene una altura máxima de 118 ft. El volumen total de la caja es más de 100,000 cu. ft y el peso del contenido excede las 500,000 libras.
El helio producido se puede purificar por varios métodos (referencia 16.3). El helio líquido puede ser producido por la expansión a través de motores de pistón, o expansores que ayudan a suministrar una porción de la energía de compresión necesaria. Un sistema de refrigeración en cascada similar a la que se describe a continuación para el gas natural también se puede utilizar. Licuefacción de gas natural Hay varios procesos básicos mediante los cuales la licuefacción puede lograrse. Muchas modificaciones de estos son posibles. Ciclo de Licuefacción en Cascada - La figura 16.3 muestra el ciclo de cascada estándar a menudo empleado. Propano o freón se utiliza para proporcionar el primer nivel de refrigeración y para condensar el segundo nivel refrigerante (generalmente etileno). El etileno, a su vez, proporciona refrigeración al segundo nivel y condensa el tercer nivel refrigerante (generalmente metano). El metano proporciona el tercer nivel de refrigeración y también sub-enfría el GNL para almacenamiento. En principio, entonces, el proceso consta de tres sistemas de refrigeración separados, pero entrelazados en serie. Se diferencian sólo en el refrigerante usado. Etapas adicionales podrían ser añadidas usando nitrógeno, hidrógeno, y helio como refrigerantes (para licuefacción de helio). Compresores reciprocantes de refrigeración rara vez utilizan radios de compresión superiores a 5:1. Por lo tanto, se utilizan unidades reciprocantes multi-etapas o centrifugas. Así, varios niveles de temperatura están disponibles para cada refrigerante, como se muestra en la Figura 16.3. La principal ventaja de este ciclo es su bajo consumo de energía. Lo hace, sin embargo, tienen un costo más alto que algunas propuestas alternativas y requiere un gran número de elementos del equipo. Muchas corrientes deben ser monitoreadas y controladas, y los grados adecuados de los refrigerantes son costosos de obtener y almacenar. El Ciclo ARC – ARC – La La figura 16.4 muestra el ciclo patentado por Air Liquid Ltd. de Canadá. Este emplea un ciclo en cascada. Sólo un compresor de refrigeración es necesario, el líquido refrigerante es condensado a partir del gas que se licua, la tubería y la disposición es más simple, y sólo dos niveles de presión son necesarios. El gas de alimentación es parcialmente licuado en la primera y segunda etapa de los intercambiadores. El líquido recogido en el separador de gas se fracciona y se utiliza más adelante antes del ciclo del compresor de gas. Este refrigerante principalmente es una mezcla de metano, etano y propano. La composición del refrigerante es tal que la condensación parcial en cualquier etapa es igual a los requerimientos de la siguiente etapa. De esta manera se mantiene un equilibrio adecuado.
El gas que sale del separador de gas de alimentación entra en un intercambiador en la tercera etapa para ser licuado, es despojado de su nitrógeno, y luego es sub-enfriado. El enfriamiento final se lleva a cabo mediante alguna expansión del GNL sub-enfriado y vaporizándolo en intercambiadores de metano frío. Este metano vaporizado más cualquier almacenamiento de evaporación es reinyectado en la siguiente compresión y enfriamiento de la corriente principal de gas. Cualquier fraccionamiento necesario puede ser realizado por un simple control de presión y temperatura, sin un intercambiador de calor, están involucrados desde condiciones subambientales. La separación necesaria no tiene que ser fuerte entre los componentes. Una planta mediante el proceso de ARC podría muy bien tener un costo de capital inicial del 15-20% menos que el ciclo de cascada. Sin embargo, se requerirá 8-10% más de potencia de refrigeración, lo que debería aumentar los costos operativos. La elección final entre ambos requerirá un análisis económico detallado. El Ciclo de Expansión - La Figura 16.5 muestra un ciclo de expansión de dos etapas como la fuente de refrigeración primaria. La potencia desarrollada se utiliza para re-comprimir una parte del gas expandido. El gas alimentado es parcialmente licuado en el intercambiador caliente y el calentador de evaporación, y sale esencialmente libre de propanos plus. Es entonces condensada y subenfriado. El gas sub-enfriado se divide entonces en dos corrientes. Una porción se vaporiza para sub-enfriar el GNL. El otro es expandido en un cilindro de expansión instantánea donde se enfría aún más. La relación de estas dos corrientes se puede variar para mantener control de Btu.. El gas de la tubería para operar las turbinas está parcialmente licuado y se separado antes de entrar en el sistema de turbina. El gas de escape de la turbina de baja presión es recomprimido (si es necesario) a la presión de la línea de venta. El líquido formado a partir de este gas en el enfriamiento y la expansión puede ser calentado y usado como gas generador para el deshidratador de gas (de tipo lecho sólido). La figura 16.6 es para una planta de tipo expansor instalado por Northwest Natural Gas para el servicio de neutralización de picos. El gas entra a 400-500 psia. Y sale a varias presiones (para diferentes servicios) que varían desde 20-250 psia. El gas abandona el sistema expansor-intercambiador a 70 psia. Aproximadamente el 10% de la corriente es licuado, que es típico de la recuperación para un radio de presión de aproximadamente 6:1. El ciclo de expansión es el menos costoso de construir y operar donde el potencia de compresión barata está disponible o una gran cantidad de gas disponible para la expansión. Por tanto, es particularmente atractivo para las plantas de neutralización de picos.
La caída de temperatura obtenida por la expansión de la turbina frente a la expansión Joule-Thomson se muestra en la Figura 16.7. En el primer caso se considera isoentrópico, la línea AC representa el proceso. La línea AB representa la válvula de expansión isoentálpica. Proceso de Absorción Propano-Pentano - La figura 16.8 muestra un ciclo de absorción propano-pentano propano-pentano de tres etapas. Esto no se utiliza para la licuefacción total, pero funciona en la región criogénica. La refrigeración primaria es proporcionada por ebullición de propano en la parte inferior de la vasija (1). El pentano frío absorbe vapor de propano en la parte superior del recipiente (1). Este líquido es bombeado al recipiente (2) y, entonces el recipiente (3), absorbe propano en cada recipiente. El recipiente (4) es un fraccionador para la separación del propano y pentano. Como todos los procesos de refrigeración por absorción, se requiere una entrada de calor alta. Este proceso ofrece la promesa principalmente donde grandes cantidades de calor residual y/o combustible barato están disponibles. Metalurgia Criogénica Como se observa en la Figura 16.1, los metales utilizados para recipientes y tuberías varían con la temperatura. Mientras la temperatura disminuye las propiedades mecánicas incrementa la dureza, rendimiento, resistencia a la tracción y resistencia a la fatiga. La corrosión es también una preocupación menor. El problema es la ductilidad. Muchos metales experimentan fallas frágiles de fractura a bajas temperaturas. Hay varias maneras básicas en que se puede modificar el acero para mejorar su ductilidad a baja temperatura por alteración de su estructura por medio de desoxidación con aluminio y silicio, normalizando y aliviando tensión, y la adición de aleaciones tales como el níquel. La forma o caracterización habitual de las propiedades de ductilidad de un metal es el Charpy Vnotch o prueba keyhole. La sensibilidad a la abertura depende de la estructura de cristal o metal. Las caras centradas de cristales cúbicos mantienen su resilencia a bajas temperaturas. Los aceros inoxidables austeníticos, aceros de alto níquel, aluminio, y cobre todos tienen estructuras cristalinas de caras centradas y por lo tanto poseen propiedades de baja temperatura muy adecuadas. El acero inoxidable Tipo 304 tiene propiedades de baja temperatura muy superiores, pero su gasto rara vez se justifica cuando el acero níquel 3.5-9.0% es muy adecuado para las temperaturas típicas de GNL de alrededor de menos 260°F. El aluminio es preferido sobre el cobre debido a su peso más ligero. Los plásticos se vuelven frágiles en frío excepto Teflón TFE (politetrafluoroetileno), pero la adición de refuerzo de fibra de vidrio ayuda a contrarrestar este problema. La figura 16.9 muestra el efecto de la temperatura sobre la energía de impacto de la prueba Charpy como una función de la temperatura para los aceros al níquel. A un valor de menos de 25 ft-lb, dado que un acero tiene aplicación cuestionable. La figura 16.10 muestra el coeficiente de expansión lineal de varios metales. Los más altos coeficientes
del aluminio y cobre aumentan el problema de proporcionar la expansión por medio de las curvas de expansión, conexiones de tipo fuelle, y similares, ya que las temperaturas pueden variar desde la temperatura ambiente bajando hasta condiciones criogénicas. Sin un adecuado diseño mecánico, pueden ocurrir graves tensiones térmicas. Intercambiadores de Calor La necesidad de acercamientos y zonas de superficie elevadas disponen intercambiadores diferentes del convencional de tubo y carcasa o tipo tubo en tubo utilizados en plantas de mayor temperatura. A bajas temperaturas, un incremento de 1°F. puede requerir un aumento correspondiente de 1-2 BHP/MMpc. para la compresión. Se necesitan intercambiadores con resistencia mínima al flujo, superficie máxima por unidad de peso y volumen, y una capacidad calorífica pequeña. La figura 16.11 muestra varios tipos comunes utilizados. El modelo Hampson utiliza tubería enrollada sobre un mandril. Esto minimiza las tensiones térmicas, da una gran área por unidad de volumen y minimiza la canalización en el lado de la carcasa. El intercambiador Trane consta de láminas de aluminio corrugado soldadas entre placas planas de aluminio en capas y sellada con canales de aluminio para formar los pasos de flujo. El intercambiador de Joy-Collins Joy -Collins tiene dos (o más) tubos concéntricos unidos entre sí por hélices metálicas en espiral soldadas entre sus paredes. El diseño Ramens Lamella es un tipo de tubo y armazón utilizando un haz cilíndrico de tubos aplanados para obtener más área por unidad de volumen. El número de modificaciones es casi interminable, pero esto ilustra las posibles vías que pueden alcanzar los objetivos deseados. Todos pueden ser utilizados de manera que las corrientes implicadas pueden cambiar canales periódicamente (invirtiendo procesos). Esto se utiliza frecuentemente para revaporizar sólidos congelados de alimentación de alta presión (tal como agua y CO2) mediante el uso del residuo de una corriente de presión inferior. El intercambiador de calor del tipo regenerativo utilizado en otros procesos también parece prometedor. Muchos constan de uno o dos recipientes que contienen un empaque de calor de alta capacidad. Dos vasijas son necesarias para la continuidad del servic io. Una de ellas es suficiente para el uso en procesos intermitentes. En funcionamiento, una corriente cede calor a la empaquetadura, el cual el calor es, a su vez, recogido por la otra corriente. Para ser efectivas, las dos corrientes debe tener aproximadamente los mismos requisitos de entalpía y estar bastante cerca de la temperatura media. Los intercambiadores de calor regenerativos son bastante baratos de fabricar y puede tener varios miles de metros cuadrados de superficie por cada pie cúbico de volumen. Varios tipos de empaquetaduras de aluminio se utilizan comúnmente. Almacenamiento El almacenamiento y la manipulación de GNL y materiales similares implican la elección de los metales y aislamiento apropiado. La "fuga de calor" es motivo de preocupación debido
a los costos de licuefacción y calor de vaporización bastante bajo. El helio, por ejemplo, tiene un calor de vaporización de sólo 9 Btu. Por U.S. galón. A casi 360-380 Btu. se vaporiza una libra de gas natural licuado. La perlita o lana de fieltro son los materiales aislantes comunes que se utilizan en cajas frías y tanques doble pared de almacenamiento. Este último se utiliza sólo donde la entrada para el mantenimiento es probable. El aislamiento de la parte inferior de un recipiente de almacenamiento tiene más de un problema. Perlita granular, por ejemplo, no va a soportar la carga. Cualquier aislamiento de soporte de carga inevitablemente será ligeramente menos eficiente que el material suelto. Tanques de Almacenamiento – La – La figura 16.12 muestra varias formas de almacenamiento utilizado. La elección de almacenamiento variará con las circunstancias. El almacenamiento bajo tierra a menudo muestra ventaja cuando la capacidad es superior a 200,000 barriles (API). Una instalación reciente de almacenamiento en supericie se ha construido en una Terminal en la isla Canvey para 300,000 Bbl. (22,000 toneladas largas) de GNL. No todas las instalaciones subterráneas han tenido éxito. Sin embargo, la referencia 16.11 describe una instalación de almacenamiento en tierra de 296,000 Bbl. que tuvo que ser abandonada. Según informes de prensa, las tasas de evaporación son excesivas cuando el almacenamiento era de un 50-60% de su capacidad. A modo de comparación de costos, el tanque en superficie (con 5 pies de aislamiento) cuesta alrededor de $ 3.28 /Mscf. Está hecho de aluminio. El costo original de la instalación en superficie es $ 2.03 por Mscf. (Hay alrededor de 3.5 Mscf. por barril API). El precio del almacenamiento en superficie de doble pared se ha reducido un poco. Los primeros tanques cuestan alrededor de $6.00 por Mscf. A partir de 1968, estos tanques según reportes, se cotizaron en US$1.80-3.50 por Mscf., dependiendo del tamaño y los detalles de construcción. Almacenamiento en hormigones de concreto subterráneos, a partir de 1968, se reportó con un costo de $ 1.00-2.00 por Mscf. El aislamiento es suministrado normalmente que limitará la velocidad de evaporación para el tanque lleno hasta 0.05-0.10% por día. Buques de GNL – – Los reglamentos Americanos requieren (entre otras cosas) que un tanque de GNL tenga dos barreras. Uno debe ser hermético de gas en contacto con el GNL. El segundo debe ser también hermético a los gases para proteger el casco del GNL en el caso de una fuga. Un método utiliza una barrera estructural auto portante independiente del casco. El segundo, desarrollado por Gaz de France, utiliza una membrana de luz que se basa en la estructura del buque de apoyo. La figura 16.13 muestra la última técnica aplicada a los buques en construcción para el transporte de GNL desde Alaska hasta Japón. Los tanques de membrana son de 0.5 mm. (0.019 pulgadas) Invar, un acero al níquel 35% que no tiene esencialmente ninguna contracción o expansión con la temperatura. Esta membrana está rodeada de cajas de madera
contrachapada de abedul rellenas de perlita expandida. Estas cajas a su vez están soportadas por la parte interior del casco de la nave. La construcción de membrana parece ofrecer una ventaja de precio con un ahorro potencial de aproximadamente 20-30% en el costo de capital. Sin embargo, cuando se tiene en cuenta todos los medios posibles, incluyendo el mantenimiento, la cuestión se ha planteado en cuanto a si la construcción de membrana ofrece una ventaja clara. Sólo los datos definitivos del análisis de riesgos resolverán el problema. W.L. Nelson en una de sus resúmenes de costos estima que los metaneros cuestan alrededor de $700-850 por tonelada, con los l os buques de propano que cuestan entre $ 500500 600 por tonelada. Una consideración también será dada para el almacenamiento de gas natural comprimido a alta presión y baja temperatura. Una alternativa intermedia obvia sería una carga líquida a alta presión y una presión más alta de almacenamiento correspondiente. Una condición típica podría ser de aproximadamente 200 psig. y menos 180°F. Esto reducirá al mínimo ciertos problemas metalúrgicos y fugas calor. La economía del GNL frente al petróleo crudo aún no están muy establecidas. Los buques de GNL cuestan alrededor de 3 veces más que los de petróleo crudo por barril de capacidad, con plantas y ductos son aproximadamente dos veces más en una base equivalente Btu.. Sólo se puede concluir que la expansión futura del GNL depende de muchos eventos que aún no están claramente definidos. Diseño y Operación El mayor problema de diseño es reunir datos precisos. Pequeños errores en datos de entalpía son magnificados por la naturaleza misma del proceso. Los requisitos de energía, la obligación de intercambio de calor, y similares son críticamente afectados. La considerada atención debe dirigirse hacia la obtención de propiedades físicas y de la energía del sistema actual a ser procesado. Las correlaciones del tipo generalizadas adecuadas para los procesos más tradicionales pueden introducir un error crítico. Los errores inherentes en el muestreo, el análisis y la variación normal en condiciones de operación dictan absolutamente la necesidad de flexibilidad en el diseño. Una planta diseñada muy "ajustada" para minimizar indebidamente el costo inicial siempre será una planta costosa de operar. Los cálculos del proceso en sí son bastante simples. El criterio y la calidad de los datos no es necesario. Los problemas operativos surgen habitualmente de menos de diseño adecuado (como en todas las plantas de procesamiento), Hay, sin embargo, algunos problemas especiales en virtud de las temperaturas implicadas: 1. Congelación de los líquidos
2. Protección de los metales ordinarios de bajas temperaturas 3. Manipulación de líquidos altamente volátiles 4. Seguridad 5. Falla mecánica Tenga en cuenta que la mayoría de los hidrocarburos más pesados que el propano son sólidos por debajo de menos 200°F. Esto significa que deben efectivamente eliminarse. Además, el agua, C02, H2S y otros contaminantes sobre la placa en superficies frías. Incluso si el taponamiento total no se produce, la eficiencia es seriamente afectada. El aislamiento debe ser purgado con nitrógeno seco, o un gas similar, bajo una ligera presión para mantener el aire húmedo desde la congelación. El dispositivo de seguridad debe estar instalado para evitar cualquier reflujo de las corrientes de baja temperatura sobre metales comunes, que se producirán un error. Incluso el derrame de GNL en buques normales con placas de cubierta causará pandeo y fallas. Inusuales tensiones térmicas pueden causar fallas costosas e incluso peligrosas. El manejo de volátiles, fluidos de baja densidad aumenta problemas de flujo de dos fases, bombeo pobre, etc., todo lo cual altera el proceso de operación. Estos problemas pueden agravar otros problemas a un punto crítico. La seguridad personal es obligatoria. El GNL se quema instantáneamente al contacto con la piel. Tanto la ropa adecuada de precaución personal y los dispositivos de procesos de seguridad son obligatorios. La atención a todos ellos es costoso pero esencial. Utilización de GNL Al final del proceso de fabricación y transporte debe venir vaporización. La figura 16.14 muestra el sistema utilizado por la Tokyo Electric Power Co. y Tokyo Gas Co. para manejar conjuntamente GNL. El primero utiliza gas de baja presión para la generación de energía de 700.000 Kw. en la planta contigua. Tokyo Gas Co. reformará su parte para la fabricación de gas para su distribución en ciudad. La figura 16.15 muestra una versión de un dispositivo de vaporización de GNL. Se quema el combustible por encima del nivel de agua, pero los gases de escape van directamente en el baño de agua. Las temperaturas de baño son generalmente 100-130°F. en tales dispositivos. Se reporta que el coeficiente de calor de agua de transferencia lateral era de 1000-1400 Btu. por hr.-sq. Ft. -°F. cerca de la tasa de quema completa. Uno puede elegir para vaporizar pasar grandes cantidades de agua a temperatura ambiente sobre una superficie del intercambiador de calor sin ningún fuego directo. El bombeo es simple y el control preciso es posible.
Costos Es difícil llegar a costos significativos a lo largo de las instalaciones de licuefacción. Plantas de carga base tienen un costo de almacenamiento bajo debido a que la capacidad de licuefacción puede ser 50-100 veces de almacenamiento. En el costo de neutralización de picos de almacenamiento es alto en comparación con el precio de licuefacción. La neutralización de picos se complica también por el hecho de que cualquier costo es relativo en comparación con más capacidad de compresión de standby y la línea de gran tamaño, almacenamiento subterráneo, subterráneo, o el uso de gas fabricado. Plantas de carga base se han reportado a un costo de $ 195-400 por Mscf./D. de gas procesado, dependiendo del proceso utilizado, la ubicación y la cantidad procesada. La referencia 16.4 cita costos de neutralización de picos (incluyendo licuefacción, almacenamiento y vaporización) que están representados por la siguiente ecuación: Costo ($) = 1.8 x 10 6 (MMscf./D.) 0.59 Estos costos se basan en la capacidad de almacenamiento de 200-250 veces la capacidad de licuefacción diaria. Obviamente, el costo de la energía es un factor significativo. REFERENCIAS 16.1 - Oil and Gas J., April 29 (1968), p. 86, 16.2 - A.M. Mellen, Ibid, June 28 (1965), p. 96. 16.3 - R.M. Wilson et al., SPE Paper 1952, Oct. (1967), 16.4 - J.L. Kennedy, Ibid, Sept. 18 (1967), p. 75. 16.5 - Ibid, Feb. 13 (1967), p. 116. 16.6 - R.L. Rorschach, Ibid, June 13 (1966), p. 90 16./ - A.R. Duffy and J. Painora, Oil Gas J., May 8 (1967), p. 80, 16.8 - M.B. Emery et al., Ibid, Jan. 1 (1968), p. 55.
