capítulo 6 en espaÑol del handbook vapor

Sergio García Prada 2111641

Capítulo 6

Generación de vapor

Introducción

El vapor para el recobro térmico es usualmente generado en el encendido directo, la circulación forzada o a través de generadores. Una típica operación de inyección de vapor requiere grandes cantidades de vapor para una inyección continua, el costo del tratamiento del agua de alimentación para la generación de vapor debe mantenerse bajo. El diseño permite el uso de agua de alimentación de baja calidad que está esencialmente libre de solidos suspendidos, pero con un nivel relativamente alto de sólidos disueltos (TDS). Los generadores de vapor de los campos petrolíferos llevan un ritmo de millones de BTUs por hora en sus salidas de calor. Algunos fabricantes los clasifican en términos de libras por hora en su salida de vapor, o en términos de caballos de fuerza calóricos.

Los típicos generadores de vapor en un campo petrolero alcanzan los 180 millones de BTUs por hora. Los generadores más pequeños son usados en proyectos piloto y en aplicaciones de vapor de remojo, las unidades más grandes son utilizadas en operaciones de inyección continua de vapor. De hecho, los 50 millones de BTU por hora se han vuelto un estandarizado en la inyección continua de vapor. Cuando todos los generadores de vapor de un campo petrolero son ofrecidos como unidades de montado deslizadas, las unidades más pequeñas (40 millones de BTU por hora) son igualmente ofrecidas como autónomas unidades montadas en un tráiler. El tamaño de una unidad de 50 millones de BTU por hora oscila entre los 11 y los 80 pies y su peso oscila entre 170.000 y 230.000 libras. Las unidades de 50 millones de BTU por hora son las más largas que pueden ser fácilmente transportadas en un riel a un punto donde sean necesitadas. Una lista de los vendedores de los generadores de vapor está incluida en el apéndice 6-F.

Características generales de los generadores de vapor de un campo petrolero

Los generadores de vapor en un campo petrolero, también conocidos como generadores de vapor húmedo, calentadores de recobro térmico, calentadores de campo petrolífero, etc., Difiere de los tradicionales calentadores de calderas, que están específicamente diseñados para producir vapor de baja calidad a partir de agua salada con el más mínimo tratamiento. Los generadores de vapor de un campo petrolero pueden manejar aguas con un contenido mayor a 6.000 partes por millón de TDS y generar cerca de un 80% de vapor de calidad. La tapa en la estofa está ajustada para prevenir la precipitación y el depósito de los sólidos disueltos en los tubos de la caldera.


Básicamente, en un generador de este tipo, el agua entra en un tubo caliente por una punta y sale en forma de vapor húmedo por la otra punta. Este tipo de construcción permite una gran flexibilidad en la operación, una rápida respuesta frente a los cambios de carga, y no requiere una constante supervisión. Además, como la máxima capacidad de almacenamiento de agua del generador es pequeña, sólo una pequeña muestra de vapor y agua mezclado es liberado si la bobina calentadora falla. En consecuencia, estas unidades son seguras de operar bajo condiciones de operación continuas. Sin embargo, para responder rápidamente a condiciones de cambio de carga repentinas, es importante controlar precisamente la proporción del flujo de agua a través del tubo, la proporción de inyección de combustible, y el flujo de aire. La figura 6.1 es una vista isométrica de un generador de vapor de un campo petrolífero de 50 millones de BTU por hora mostrando la mayor parte de sus componentes.

El generador es totalmente autónomo y equipado con los controles necesarios y la instrumentación para monitorear presiones, flujos, temperaturas, etc. Las tablas de flujos de los generadores estándar de vapor de un campo son mostradas en la figura 6.2.


Una unidad autónoma está lista para operar, y el único trabajo de campo requerido para preparar el generador para una operación luego de su transporte consiste en conectar el tubo de descarga de la unidad al pozo, conectar el agua de alimentación a la bomba, alimentarlo con electricidad, y conectar el suplemento de combustible al generador.

Selección del generador

La capacidad de un generador debe ser escogida cuidadosamente en cada aplicación para evitar ralentizar la capacidad del vapor. Los generadores de vapor de un campo trabajan con presiones de 1.000, 1.500, y 2.500 psig, basados en la capacidad de resistencia de la bobina. Los generadores vienen en rangos estándares desde 10 hasta 150 millones de BTU por hora (Esto equivale desde 650 hasta 9.864 barriles de agua o vapor por día aproximadamente) y están diseñados para quemar gas y aceite.

Las tasas de vapor en los Estados Unidos son normalmente reportadas en barriles de vapor por día (BSPD) sin tener en cuenta la presión o la calidad del mismo. Esto es también la tasa de “equivalente de agua fría” (CWE). La tasa CWE es mucho más pequeña que la actual tasa volumétrica para vapor húmedo y es equivalente a la tasa de flujo másico. El término BSPD se originó desde el primer día en que se practicó la inyección de vapor cuando el indicador de agua de alimentación del generador fue calibrado en barriles y fue la forma más conveniente de cuantificar la cantidad de vapor inyectado.

La tabla 6.1 es una tabla de selección de generadores facilitada por el fabricante. La tabla 6.2 presenta las capacidades y el requerimiento de


combustible según la unidad. El requerimiento eléctrico para estas unidades aparece en la tabla 6.3. La capacidad y requerimiento de combustible en estas tablas está basada en una temperatura de agua de alimentación de 100ºF y un vapor de 80% de calidad a 1.000 psig.


La salida de vapor del generador en libras de agua evaporada por hora para otras presiones de operación, calidad de vapor, y temperaturas de agua de alimentación es mostrada en la figura 6.3. El costo aproximado del combustible para el funcionamiento de los diversos generadores quemando crudos california de gravedades API entre 10º y 20º es mostrado en la figura 6.4. Esta figura se basa en la tabla 6.2 y puede ser usada para estimar el costo de combustible en la generación de vapor. En la figura 6.5, el costo de la generación de vapor quemando gas natural (1.000 BTU/SCF) es representado.


La figura 6.3 asume una eficiencia del generador de vapor de un 90%. EL siguiente procedimiento es empleado para determinar gráficamente la capacidad del generador de vapor de la figura 6.3. Para determinar la capacidad de un generador de 50 millones de BTU por hora generando un vapor del 80% de calidad a 1.500 psig (La temperatura del agua de alimentación se asume como 100ºF), entra en la tabla a 1.500 psi y produce verticalmente en una línea del 80% de calidad. Luego se ubica horizontalmente ubicando la línea de 100ºF de la temperatura del agua de alimentación y continúa verticalmente para leer la capacidad de evaporación como 33 lb/hr/bhp. De la tabla 6.1, los caballos de fuerza de la caldera correspondientes a un generador de 50 millones de BTU por hora son 1.494 y por lo tanto la medida de salida del generador en lbs/hr es aproximadamente 49.300 lbs (33 x 1.494) por hora.

Los requerimientos de vapor para una operación térmica no son uniformes y varían con el tiempo, es importante escoger los generadores apropiadamente, especialmente para proyectos pequeños. Es importante tener en cuenta que en toda operación habrá un tiempo de inactividad por mantenimiento, y que esto no pasará al mismo tiempo en todos los inyectores. Por lo tanto, para evitar ralentizar la capacidad del generador, la selección debe basarse en un máximo esperado de una tasa de inyección de vapor por inyector, y que el número de inyectores pueda estar en servicio en cualquier momento. Un mínimo puñado de generadores que cumplen estos requisitos con alguna capacidad ahorradora para satisfacer las demandas inesperadas deben ser especificados. La selección basada en los requerimientos de vapor para iniciar todo un proyecto de una vez debe evitarse. Además, en proyectos pequeños donde los requerimientos de vapor son pequeños, deberíamos considerar en tener dos o más unidades generadoras pequeñas en lugar de una grande. Esto permite más flexibilidad en la operación de la demanda de vapor al tener al servicio varias unidades. Esta estrategia garantiza que si alguna unidad falla tendremos al servicio otras para suplir la faltante. En proyectos de estimulación de vapor, el exceso de la capacidad de vapor puede ser evitado vaporizando los pozos en rotación. Por ejemplo, consideremos una operación de empape de vapor en 20 pozos a una tasa de 3.200 barriles equivalentes por ciclo, dos ciclos por año. También, asumimos que la duración de cada inyección es 3 semanas. Si todos los pozos van a ser vaporizados simultáneamente, esta operación necesitaría unos 3.050 barriles de vapor por día. De la tabla 6.1, para satisfacer este requerimiento, el operador debe especificar una unidad de 50 millones de BTU por hora. Por otro lado, si sólo 5 pozos van a ser vaporizados al mismo tiempo, el requerimiento máximo de barriles de vapor por día se reduce a 763, y una pequeña unidad de 18 millones de BTU por hora sería suficiente para satisfacer la demanda con una amplia capacidad de reserva. Como el generador es más pequeño, resulta más fácil moverlo entre los pozos, en consecuencia, minimiza la pérdida la pérdida de calor en las líneas de


distribución. Otra ventada de adoptar esta estrategia es que la producción que desciende de los primeros pozos vaporizados se compensa con el incremento de la producción de los pozos que fueron vaporizados después.

En grandes operaciones de inyección de vapor, debido al requerimiento de continuas inyecciones de vapor, la demanda de vapor es grande y muchos generadores de vapor son empleados para tal labor. Dado que el requerimiento de vapor disminuye con el tiempo la demanda de vapor fluctúa, y el operador debe tener esto en mente durante el ensamble del generador. Escoger el tamaño del generador debe estar basado primordialmente en la relación global vapor-aceite. Como se dijo anteriormente, el tamaño de los generadores no debe basarse en el requerimiento total de vapor del proyecto, debe ser basado en la tasa esperada de inyección de vapor por inyector y en el número de inyectores que serán usados a la vez. Por esta razón, es preferible escoger un generador con una capacidad más pequeña que la que se estima como el total del requerimiento de vapor en la operación de inyección continua de vapor. También, es preferible tener algunas unidades generadoras de reserva por si algo llegase a ocurrir o para proporcionar vapor a los pozos periféricos que están muy lejos de la unidad principal.

Requerimientos de diseño para los generadores de vapor de un campo petrolífero

Un generador de vapor bien diseñado debe cumplir los siguientes criterios:

Debe soportar la dureza del agua de alimentación que contiene un monto apreciable de TDS sin una significativa escala de depósitos en las tuberías.

En gran parte debe operar sin supervisión con una mínima atención del operador.

Debe estar preparada para instalaciones al aire libre con una mínima protección climática y en los climas más severos.

Debe ser fácilmente portable para reubicarla en diferentes sitios. Debe tener la capacidad de operar en un amplio intervalo de eficiencia

térmica. Debe operar eficientemente a altas presiones de vapor. Debe tener la capacidad de producir vapor en la calidad que se desee.


Componentes de un generador de vapor

Un generador de vapor estándar posee los siguientes componentes básicos:

1. Sistema de agua de alimentación

El sistema de agua de alimentación de un generador “de un paso” consiste en una bomba de desplazamiento positivo, un sistema bypass, y controles para registrar y regular el flujo de agua del generador. La bomba de desplazamiento positivo impulsa el agua desde la presión inicial hacia la presión requerida por el sistema de distribución de vapor.

2. Precalentador del agua de alimentación

Los precalentadores de agua de alimentación son un intercambiador de calor de dos tubos cuya función es precalentar el agua de alimentación entrante utilizando el efluente caliente de la sección de convección. El propósito de precalentar dicha agua radica en elevar la temperatura de entrada del agua ligeramente sobre la temperatura de rocío del gas de combustión para eliminar la condensación de algunos componentes ácidos del gas.

3. Sistema de combustible

Los generadores de vapor modernos están diseñados para quemar diferentes tipos de combustibles incluyendo gas natural, aceite combustible, gas natural compreso, etc. El sistema de combustible a base de aceite normalmente incluye un filtro, un intercambiador de calor, un calentador eléctrico, un controlador de temperatura, un regulador de presiones, un sistema bypass, sistemas atomizadores a base de aire y vapor, y válvulas de apagado de seguridad.

4. Sistema de combustión de aire

El sistema de combustión de aire provee el aire necesario para la combustión e incluye un soplador de aire de alta presión y unos controles asociados en regular la descarga del soplador.

5. Sección de convección

El gas de combustión que sale de la sección radiante contiene grandes cantidades de calor. El propósito de la sección de convección es capturar todo este calor y así aumentar la eficiencia térmica del generador. La sección de convección es esencialmente un intercambiador de calor diseñado para transferir el calor de los gases de combustión al agua de alimentación.

La sección de convección tiene dos partes: La baja sección desnuda del tubo y la sección alta con aletas del tubo. El agua de alimentación precalentada entra


en la sección de convección por la parte alta del tubo y viaja a la sección del fondo. Los gases de combustión calientes de la sección radiante entran en la sección de convección por abajo y la abandonan saliendo por la parte superior. Este flujo a contracorriente resulta en una eficiente transferencia de calor de los gases hacia el agua. Dado que los tubos desnudos son los primeros en estar expuestos a los gases calientes, están sujetos a recibir fuertes choques térmicos y son conocidos como los tubos de choque.

Normalmente en una unidad de 50 millones de BTU por hora, existen entre seis y diez filas de tubos de choque. En cada fila existen doce tubos de doce pies de largo cada uno. La función principal de los tubos de choque es la de reducir la temperatura del gas de combustión y de proteger los tubos con aletas de la exposición directa al calor radiante. Usualmente hay de seis a diez filas de tubos con aletas en la sección superior. En cada fila, hay nueve tubos ubicados en sus centros.

En las unidades de quema de aceite, la sección de convección está equipada con paneles laterales removibles para facilitar la limpieza del hollín que se acumula. Un desagüe está comúnmente ubicado en el fondo de la zona de transición (la zona donde el tubo desnudo es remplazado por un tubo con aletas) para drenar el agua de limpieza en la operación de drenaje del hollín. Los arreglos de la tubería en una típica sección de convección son mostrados en la figura 6.6.


6. Sección radiante

La sección radiante está compuesta por una cámara de combustión de forma cilíndrica que alberga los tubos de la sección radiante, tubos de suspensión de apoyo, y el quemador de montaje. Las dimensiones de una sección radiante de un generador de 50 millones de BTU por hora provisionadas por el fabricante son 11 pies de diámetro y 40 pies de largo. Los tubos dentro de la sección radiante son de tres pulgadas de diámetro y se mantienen en su lugar mediantes perchas primarias ubicadas en la planta final y por tres o cuatro filas de perchas secundarias ubicadas en el muro curvo. Dependiendo de la tasa de la presión de salida, 40, 80 o 160 tubos son usados. Estos tubos están organizados en filas y recorren la longitud del generador. En muchos casos, ellos penetran las dos salidas de la sección radiante. El quemador está localizado en el centro de una salida de combustión. En la otra salida, la sección de transición conecta la sección radiante con la sección de convección. La cubierta de la pared de la sección radiante está alineada con los ladrillos ligeros refractantes que protegen de los gases corrosivos de combustión que


vienen a altas temperaturas. El tipo de refractante que se usa depende de la naturaleza del combustible que se quema y del medio ambiente.

Controles de un generador de vapor

Los controles y los instrumentos son partes íntegras que aseguran que un generador de vapor está operando con seguridad. Estos incluyen válvulas de alivio y de seguridad, alarmas de varios tipos, alarmas de alerta de cambio de presión, alarmas de alerta de cambio de temperatura, alarma de fallo de llama, alarma de baja presión de combustible, alarma de baja presión del quemador, alarma de baja temperatura del combustible, alarma de bajo flujo de agua de alimentación, alarma de alta temperatura en la pared del tubo. Estos dispositivos de monitoreo están diseñados para asegurar una operación segura de un generador y para tener las fallas al mínimo. Para adicionar, los controles para monitorear la calidad del vapor, el contenido de oxígeno, los amortiguadores de aire, etc. También son provisionados.

Descripción del proceso

La figura 6.7 es un típico generador de vapor mostrando el sistema de alimentación de agua, el sistema de combustión de aire, y los asociados controles e instrumentación.

El sistema de alimentación de agua de un generador de vapor “de un paso” consiste en una bomba de desplazamiento positivo triplex o quintaplex y un sistema bypass para controlar la tasa de flujo de agua en proporción al flujo de agua con la entrada de combustible. La bomba de desplazamiento positivo impulsa el agua desde la presión operativa hasta la presión que requiera el sistema de distribución de vapor. El bucle del bypass alrededor de la bomba conecta la descarga de la bomba con la succión de la misma. Una válvula del motor en esta línea controla la fracción de la descarga que será enviada de vuelta a la succión, y así controla la tasa de alimentación del generador de vapor. El orificio en la línea de agua de alimentación mide el flujo y es conectado a una celda de diferente presión que suple la señal de control por la tasa de disparo. De esta forma, la tasa de inyección de combustible y el flujo de aire son ajustados a la correspondiente tasa de flujo de agua.

El agua de alimentación bajo presión es forzada a pasar por el precalentador, allí es calentada hasta casi 260ºF y luego pasa de la sección de convección a la sección radiante. Precalentando el agua se asegura que la temperatura en la salida del tubo de la convección se mantiene por encima de la temperatura de punto de rocío del trióxido sulfúrico y/o dióxido sulfúrico de los gases de combustión. La condensación de estos gases con la humedad de los gases de


combustión da como resultado la formación de ácido sulfúrico corrosivo que da a lugar a la rápida corrosión de los tubos de la sección de convección y sus aletas.

La temperatura de punto de rocío del gas de combustión, y por lo tanto, el agua de alimentación precalentada requerida, está dada en función del contenido sulfúrico del combustible quemado en el generador. En general, a una baja gravedad, el crudo de alto contenido sulfúrico va a tener una alta temperatura de punto de rocío, así que requiere temperaturas más altas para el agua de alimentación precalentada.

El agua de alimentación precalentada entra por la parte de arriba de la sección de convección y los flujos caen a contracorriente a los gases de combustión provenientes de la sección radiante. Los calientes gases de combustión (1600ºF) provenientes de la sección radiante entran en la sección de convección por la parte de abajo haciendo contacto con los tubos desnudos.


Estos tubos son escogidos para resistir altísimas temperaturas y están ubicados a 4.5 pulgadas uno de otro. El gas de combustión, luego de perder parte de su calor, hace contacto con una serie de tubos con aletas en la sección superior y reduce aún más su temperatura. Luego de esto el gas de combustión sale por la parte superior de la sección de convección con una temperatura de entre 300 y 600ºF.

Los tubos con aletas, que incrementan la tasa de transferencia de calor entre el gas de combustión y el agua de alimentación, no pueden ser usados en la sección del fondo debido al incremento de la corrosión a altas temperaturas. La transición entre tubos desnudos y tubos con aletas es escogida cuidadosamente para asegurar que la máxima temperatura que pueda soportar la aleta del tubo no sea excedida. Dado que la quema del crudo da como residuo una gran cantidad de hollín en la sección de convección, el generador requiere una limpieza regular en la sección de la superficie de los tubos, los ciclos de limpieza varían entre tres semanas o tres meses, dependiendo del tipo del aceite combustible.

Luego de suministrar los requerimientos calóricos del precalentador de agua de alimentación, y usualmente se necesita precalentar el aceite combustible, el efluente de la sección de convección entra en la sección radiante del generador de vapor. Los tubos dentro de la sección radiante son calentados mediante radiación directa de los gases de combustión y radiación del revestimiento refractario detrás de los tubos. El proceso de la transferencia de calor en la sección radiante no es simple. Para garantizar que un correcto flujo de calor es entregado a los tubos, los fabricantes usan sofisticados programas de computadores para calcular el espacio del tubo y su posición con respecto a la pared refractaria. El calor fluye en tasas de 20000 BTU/ hora por pie cuadrado. Una falla en el patrón del flujo de calor puede representar una pobre eficiencia del generador y prematuras fallas de la tubería.

El diseño y la construcción, que son comunes para los generadores de vapor de un campo petrolífero, incluyen tubos cerca unos de los otros para minimizar el calor absorbido por el refractario, y reducen los tamaños de los tubos para minimizar la liberación de calor en caso de alguna falla. El agua de alimentación abandona la sección radiante como un vapor de 80% de calidad.

Ya que algunas formaciones son susceptibles a hincharse, no es posible inyectar vapor húmedo en tales depósitos. Para estos, El vapor efluente y el agua del generador deben estar separados, y solamente el vapor seco puede ser inyectado. Luego esta agua separada puede ser usada para calentar el agua de alimentación.


Sistema de combustible

Aunque sólo el sistema de aceite combustible es mostrado en la figura 6.7, los generadores de vapor de un campo petrolífero están diseñados para quemar diferentes combustibles, incluyendo crudo, gas natural, gas licuado de petróleo, etc. Para proveer eficiencia en la combustión de aceite combustible, debe ser bombeado al quemador, dividido en pequeñas gotas y luego mezclarlo con aire después de quemarlo. El proceso de dividir el aceite combustible en pequeñas gotas se llama atomización.

El vapor o el aire comprimido son usados generalmente como un agente atomizante, la atomización se lleva a cabo en la boquilla del quemador. La atomización es completada forzando el crudo a través de la boquilla del aceite combustible a una suficiente presión que garantice un buen patrón de dispersión. Un compresor de aire atomizante es usado para atomizar el combustible. Para asegurar que la gota se formará apropiadamente, el aceite debe entrar por la boquilla a una correcta viscosidad. Muchas boquillas están diseñadas para funcionar correctamente a una viscosidad de aceite de 100 a 150 saybolts (SSU).

Un típico crudo california de 14ºAPI debe ser precalentado hasta los 250ºF para lograr la viscosidad de boquilla adecuada. Por lo tanto, los campos petrolíferos están equipados con un precalentador de aceite combustible para precalentar el aceite. Electricidad, agua caliente, o vapor, son usados para precalentar el aceite. En la figura 6.7, electricidad y vapor son usados para precalentar el aceite. En muchos contratos de arrendamiento, el aceite producido es lo suficientemente caliente para disparar el generador.

Cerrar el control de la temperatura del aceite bombeado al quemador es crítico. Se necesita cerrar el control de la temperatura para proveer aceite a constante presión y viscosidad. Si el aceite llega a sobrecalentarse o a volverse menos viscoso, el quemador puede sobre dispararse. Si el aceite está muy frio y la viscosidad se incrementa, sería muy difícil de manejar e imposible de atomizar y quemar. La bomba de aceite y la tubería entre el tanque de almacenamiento de aceite y el generador de vapor debe estar aislada para mantener la temperatura correcta del aceite. Para una operación de boquilla adecuada, el aceite debe ser entregado en la boquilla a una presión adecuada. Para un generador de 50 millones de BTU por hora, el aceite debe ser entregado en la boquilla a 100psi de la tasa de 6.5 gpm.

Los componentes básicos del sistema de combustible de un generador incluyen una bomba de presión de combustible, un calentador de aceite combustible, equipo atomizador, almacén climatizado de combustible. Un sistema de combustible suministrado por el fabricante del generador incluye un sistema bypass para evitar cualquier exceso de combustible en la boquilla. Las bombas de engranaje son usadas usualmente para servicios combustibles. Sin


embargo, la lubricación del aceite combustible debe ser considerada antes de especificar el equipo de bombas.

Cuando el gas natural es usado como combustible en el generador de vapor, un sistema separado de combustible es usado. En lugar de una boquilla de combustible, un anillo de tubería es usado en la transición desde la garganta del quemador a la sección radiante. El gas natural se suministra a este anillo que está aproximadamente a 10 pulgadas de la columna de agua. El gas natural es liberado en la cámara de combustión a través de pequeños huecos en el anillo, allí se mezcla con aire de combustión y se quema. El patrón de la llama de la llama de gas es más estable que la llama de aceite, y por lo tanto, más fácil de controlar. Los requerimientos de gas de un generador de 50 millones de BTU por hora son cerca de 1000 pies estándares cúbicos por minuto o 1000 Btu/SCF gas.

Sistema de combustión de aire

El aire necesario para la combustión del combustible es provisionado por un soplador de aire de alta presión. Un generador de 50 millones de BTU por hora que quema 6.5 gpm de crudo requiere aproximadamente 17 SCFM o 52,280 libras por hora de aire. Este aire no se filtra a menos que la atmósfera esté cargada de polvo. Al filtrarlo, se le añaden unos caballos de fuerza extra al soplador.

El sistema de combustión de aire incluye un soplador de aire del tipo forzado y controles asociados a regular la descarga del soplador. El sistema del soplador de aire debe ser diseñado para condiciones de operación locales. La salida BTU de un generador de vapor al nivel del mar es más alta que en altitudes más altas. También, si el generador es instalado en un edificio mal ventilado (para protegerlo del duro invierno), es probable que el soplador chupe aire caliente de dentro del edificio, causando un desgaste mayor. Por lo tanto, el soplador debe ser ubicado en un área bien ventilada.

El soplador entrega aire en la sección radiante del generador a través de la garganta de la boquilla del quemador. El aire y el combustible atomizado son mezclados turbulentamente en la transición a la sección radiante, y la combustión se inicia.

La tasa de aire entregada al proceso de combustión está determinada por las “persianas” ubicadas en la descarga del soplador. El acumulado de exceso de oxígeno en el gas combustible, a medida que deja la sección radiante, controla la posición de estas persianas. La concentración del exceso de oxígeno en una operación normal va del 1.5 al 3%. Un exceso de oxígeno fuera de este rango


causa que el controlador de las persianas tome una acción apropiada para corregirlo.

Para asegurar una combustión completa, el equipo de generación de vapor debe ser operado con un exceso de aire del 3%. Cualquier exceso de aire sobre esta medida causará un funcionamiento ineficiente, pues el exceso de aire roba el calor del proceso de combustión que podría ser usado para generar vapor. Por otro lado, si existiese un exceso de aire menor al 1.5% muy probablemente existiría una combustión incompleta.

Como parte de una eficiente operación de la unidad, la pila de gases liberada por el generador debe ser monitoreada para asegurar que ocurrió una combustión completa y que no está siendo usado un aire indebido. La determinación cuantitativa del aire total (100% + exceso de aire) requiere un análisis completo de gas de combustión para CO2, O2, CO y N2. Sin embargo, N2 es usualmente determinado por una resta. La no presencia de oxígeno en el análisis indica una combustión incompleta con una pérdida de combustible. Un gran exceso de oxígeno indica una innecesaria pérdida elevada de la pila de gases. Realizando estos análisis y ajustando el generador cuando sea necesario, el operador puede ahorrar combustible.

Especificaciones de un generador de vapor

Dado que las operaciones de inyección de vapor son específicas para cada sitio, los generadores de vapor deben estar diseñados para cumplir los requerimientos de cada sitio específico. Los operadores deben proporcionar una mínima información a los vendedores de los generadores de vapor, para asegurar que un mínimo diseño, la seguridad y las consideraciones ambientales se cumplen. EL instituto americano del petróleo (API por sus siglas en inglés) recomienda que los operadores de un inyector de vapor incluyan la siguiente hoja de especificaciones mínimas de un generador de vapor:

1. Análisis de aceite combustible (Véase apéndice 6-A para análisis de aceite combustible en la hoja de especificaciones).

2. Análisis de gas combustible (Véase apéndice 6-B para análisis de gas combustible en la hoja de especificaciones).

3. Análisis de otros combustibles (Si los hay).4. Análisis de agua de alimentación (Véase apéndice 6-C para análisis de

agua de alimentación en la hoja de especificaciones).5. Especificación de utilidades Electricidad: __V__ph__Hz

o (Ejemplo: 440V, 3ph, 60Hz)

Aire comprimido: __SCFM__psig__Punto de rocío en ºF Combustible del piloto: __Tipo__SCFM__psig


6. Condiciones del sitio: Temperatura ambiente del aire, ºF: __Max__Min__Design Velocidad del viento, MPH: __Max__Min__Desing Elevación, pies sobre el nivel del mar: __ Zona sísmica: __ Precipitaciones, Pulgada/yarda: __Avg. Humedad, %: __Max__Min__Design Condiciones atmosféricas: Enlistar cosas fuera de lo común, como H2S,

arena, polvo, sal, aire, etc.

7. Consideración ambiental Límites de emisión de SO2, PPM: __Actual__Futuro Límites de emisión de NOx, Libras/ hora: __Actual__Futuro Límite de emisión de partículas, Gr/SCF: __Actual__Futuro,

Libras/hora:__Actual__Futuro Límites máximo de residuos líquidos

8. Transporte

Los operadores deben enlistar cualquier problema de transporte que los vendedores pueden encontrarse mientras transportan el generador de la tienda al sitio donde va a usarse. Esta lista debe incluir obstáculos como túneles, estrechos o débiles puentes, carreteras con restricciones, etc. Si se requiere de algún permiso especial para el transporte de maquinaria pesada en las carreteras nacionales debe especificarse.

9. Instrumentación y equipo de seguridad

Los operadores deben especificar las características de seguridad que deben ser incluidas con los generadores de vapor para asegurar la mayor seguridad del personal y el equipo operativo. Cualquier equipo de seguridad requerido para cumplir las legislaciones de seguridad locales debe ser listado. En lo mínimo, los generadores deben estar equipados con la siguiente instrumentación de seguridad para cumplir los códigos estándar:

Válvulas de seguridad especificadas en el código ASME Dispositivo electrónico de monitoreo de llama y controlador de

combustión. Esto incluye lavado de cámara, prueba de piloto, prueba de la llama principal, y una secuencia de purga.

Controlador de presión de vapor. Transmisor y controlador de la tasa de flujo del agua de alimentación. Válvula de alivio de la bomba de agua de alimentación. Controlador de la tasa de disparo del quemador.


Dispositivos indicadores de temperatura y presión.

10.Dispositivos limitados de seguridad

La API recomienda que los generadores de vapor de un campo petrolífero estén equipados con los siguientes interruptores de seguridad. Debido al mal funcionamiento, uno o más de estos dispositivos deben cerrar la válvula (o válvulas) de combustible del quemador y requerir un reseteo manual. Muchos de estos interruptores son también requeridos por los códigos Federales y estatales.

Falla de flama. Alta presión de vapor. Alta temperatura de tuberías. Alta temperatura del cañón. Alta temperatura de la garganta del quemador (Sólo a aceite). Interruptor de alta o baja presión de atomización (Sólo a aceite). Interruptor de alta presión de gas combustible (Sólo a gas). Interruptor de baja presión de aceite combustible (Sólo a aceite). Interruptor de baja temperatura de aceite combustible (Sólo a aceite). Control de bajo flujo de agua de alimentación. Interruptor de baja presión del aire de combustión. Instrumento de baja presión de aire. Baja presión de vapor. Falla de energía.

11.Enganche

Si se deben considerar diseños especiales para conexiones, el operador debe especificar el servicio, el tamaño, y la ubicación de los siguientes:

Entrada de agua de alimentación. Salida de vapor. Entradas de combustible. Conexión eléctrica. Cualquier otro requerimiento especial.

Combustibles para generadores de vapor de un campo petrolífero

Los generadores de vapor queman varios combustibles, los más comunes vienen siendo el gas natural y los crudos. Otros combustibles para los generadores pueden ser el aceite industrial combustible y el gas licuado de petróleo. El criterio principal a la hora de seleccionar un combustible o combustibles es su disponibilidad en un sitio particular a un costo razonable.


Debido a la naturaleza fluctuante de los costos del combustible entregado en relación a su precio, tarifas de flete, las variaciones estacionales y la disponibilidad y escases temporal, el operador debe planear el uso de más de un combustible para asegurar una continua operación a un costo razonable.

Gas natural

Si el gas natural está fácilmente disponible, es el combustible más conveniente pues puede ser fácilmente dosificado al quemador a una presión que asegure una tasa deseada de volumen de alimentación. Otra ventaja del gas es la limpieza de su operación, la relativa simplicidad de su control de entrada de calor, y los menores problemas de operación. Sin embargo, si el gas se deja acumular en válvulas potencialmente defectuosas una explosión puede ocurrir. El riesgo de explosión puede ser minimizado con operadores bien entrenados. Algunos de los problemas asociados con el uso del gas natural como combustible del generador de vapor son: Agua en las líneas de suministro de gas, inadecuada presión de gas, una tasa de flujo con una presión excesiva. La típica tasa de consumo de gas para diferentes sitios de un generador de vapor son mostrados en la tabla 6.2.

Gas licuado de petróleo

Hidrocarburos ligeros como el propano y el butano son distribuidos y almacenados bajo presión como un gas líquido. Cuando la presión es liberada, el líquido se reduce produciendo combustibles gaseosos. El uso de los gases licuados de petróleo tiene muchas de las ventajas del gas natural, pero requiere capacidad de almacenamiento y vaporizadores para convertirlos en forma gaseosa para su combustión. Los gases licuados de petróleo son más costosos que el gas natural. Una típica tasa de consumo para el propano se acerca a los 1500 galones por día (2520 BTU/SCF) para un generador de 5 millones de BTU por hora.

Crudo

El crudo es el combustible más común usado en un generador de vapor. Sin embargo, la dificultad de sus operaciones y por lo tanto el costo asociado con quemar este crudo son significativamente altos a comparación de quemar gas natural. Los crudos contienen agua que es corrosiva y susceptible a formar lodo tras el almacenamiento. Aditivos pueden ser adicionados al crudo para minimizar estos problemas.


Los siguientes requerimientos deben cumplirse antes de que el crudo sea usado como combustible:

Propiedades del aceite como la gravedad API a 60ºF, la viscosidad entre 100 y 300ºF, el porcentaje básico de sedimentos y agua (BS y W), y el punto de inflamación deben ser conocidos para un satisfactorio control de quemado. El punto de inflamación es definido como la temperatura a la cual el aceite comienza a vaporizarse. Estos vapores van a inflamarse con el encendido.

El atomizador debe ser capaz de vaporizar el aceite. El sistema de control de quemado debe ser evaluado para asegurar

que es compatible con la bomba de aceite.

Operaciones y problemas en la generación de vapor

Los generadores de vapor de un campo petrolífero son una red compleja de varios dispositivos mecánicos interconectados que están equipados con varios instrumentos y dispositivos de seguridad para asegurar la seguridad y la eficiencia en la distribución de vapor. Como con cualquier dispositivo mecánico, las fallas son inevitables, y una falla en un generador de vapor puede mantenerse al mínimo adoptando buenas prácticas de operación y realizando seguidos mantenimientos mecánicos. En esta sección, se relataran los problemas de operación y las soluciones en un generador de vapor. Las prácticas de mantenimiento serán discutidas en la siguiente sección.

Falla de la tubería

Aunque la tubería de un generador de vapor decae y falla con el uso y requiere remplazamientos periódicos, las fallas prematuras de tubería pueden ser prevenidas conociendo las causas de la falla de tubería y evitándolas. Muchas de las causas de la falla de la tubería están directamente relacionadas a una llama en los tubos, temperatura de agua de alimentación inapropiada, tasa agua/combustible inapropiada, y una pobre operación de quemado resultante de una muy alta o muy baja temperatura de combustible precalentado.

Un choque directo de una llama en la tubería o en la percha causa pequeñas perforaciones y un eventual agotamiento del tubo. Este problema puede ser evitado ajustando la llama para minimizar el choque en la tubería o en las perchas. Una limpia boquilla de combustible, una apropiada tasa aire/combustible y una correcta presión en la sección radiante puede contribuir a un buen patrón de llama. En un generador de vapor (solo a aceite), un buen patrón de flama puede ser mantenido, por una correcta presión y viscosidad del


combustible, y un empleo de vapor de la calidad correcta a una adecuada presión de atomización.

El uso de una inapropiada agua de alimentación calentada para generar vapor puede causar falla en la tubería. Cuando el agua de alimentación fría es usada para generar vapor en un generador de vapor diseñado para agua de alimentación precalentada, puede causar un incremento de la carga de vapor en la unidad. Este incremento de la carga causa acumulaciones calientes que pueden generar una eventual falla de la tubería. Además, si la temperatura del agua de alimentación que entra en la sección de convección es baja, la temperatura del tubo puede volverse menor que la temperatura del punto de rocío de los gases calientes de combustión. Esto puede producir una precipitación acida en la tubería y un prematuro ensuciamiento en su superficie de transferencia de calor, así como la corrosión de tuberías y aletas.

La falla en la tubería también puede ocurrir a través de la formación y acumulación de sarro dentro de las tuberías. La acumulación de sarro puede ocurrir si el agua de alimentación y la tasa de flujo de combustible no están sincronizadas. Si la tasa agua/combustible es baja. Puede causar concentración de los solidos disueltos en la fase liquida que acaban siendo una formación de sarro. El sarro formado dentro de las tuberías de agua puede bajar el total de la transferencia de la tasa de calor y causar puntos calientes. Si esto no se controla, la acumulación de sarro puede disminuir la esperanza de vida de las tuberías. A menudo, la formación de sarro puede ser detectada teniendo un registro cuidadoso de la presión de agua de alimentación. Revisando y ajustando la tasa agua/combustible periódicamente, la formación de sarro puede ser minimizada y la vida del tubo prologada.

La falla en la tubería también puede ocurrir como resultado de una operación de quemado inapropiado. En generadores (solo a aceite) que queman crudo, el combustible debe ser precalentado a la temperatura correcta antes de quemarse. Precalentarlo a una temperatura muy alta o muy baja puede resultar en una no constante operación de quemado y un pobre patrón de llama. Hampton ha señalado que los siguientes problemas pueden resultar de una muy alta o muy baja temperatura de precalentado.

1. Pobre atomización resultante de una pobre combustión.2. Una muy alta temperatura de precalentado que da como resultado un no

constante disparo de quemado.3. Una muy baja temperatura de precalentado hace que la ignición del

combustible sea imposible, especialmente en un inicio frio.4. Un precalentado inadecuado del aceite combustible que da como

resultado formaciones de hollín y carbón en la garganta del quemador y en el área de combustión.


5. Un inapropiado precalentamiento da como resultado la cavitación de la bomba de aceite.

6. La cavitación de la bomba de aceite da como resultado una entrada reducida de combustible en los quemadores y una pobre regulación de presión del quemador.

Otros problemas de operación

Los modernos generadores de vapor de un campo petrolífero están altamente instrumentados para asegurar operaciones seguras y para apagarse si existen condiciones inseguras. A raíz de este grado de automatización, lo generadores de vapor experimentan frecuentes apagadas y reactivadas. Tales apagadas y reiniciadas frecuentes dan como resultado un estrés cíclico térmico en el material refractario y las tuberías. Como resultado, el revestimiento refractario de la superficie interior del generador puede decaer y fallar. La perdida de las propiedades aislantes en el revestimiento refractario puede permitir que los gases corrosivos de combustión entren en contacto con la carcasa exterior del generador y puede generar una falla en la cascara debido a la corrosión. Además. La expansión y la contracción de las tuberías de la sección radiante pueden causar fallos en los sellos de las perchas. En adición, los tubos dentro de la sección radiante del generador pueden sufrir perdida del material de su carcasa exterior debido a la acción erosiva de los gases calientes de combustión. Los tubos dentro de la sección de convección se pueden deteriorar con el tiempo debido al desgaste y al ataque de la corrosión producida por la combustión. Por lo tanto, los generadores de vapor deben ser reconstruidos periódicamente.

La experiencia en el campo california ha mostrado que en una unidad de 50 millones de BTU/hora quemando crudo, debe ser reconstruida una vez cada siete años. En general la primera reconstrucción requiere el remplazo de todo el revestimiento refractario y una porción de las tuberías. La segunda reconstrucción requiere el remplazo de todo el revestimiento refractario y de todas las tuberías.

Otros componentes mecánicos de un sistema de generación de vapor que puedan fallar, serán como resultado de un pobre mantenimiento. Las partes rotantes del soplador que pueden fallar prematuramente, si no están alineadas apropiadamente. De la acumulación de hollín en las tuberías del generador pueden causar que los motores del soplador sufran una sobrecarga y eventualmente fallen. La presencia de excesiva agua en el crudo puede causar


una falla de quemado. La boquilla de aceite combustible es otra área problemática que requiere frecuente limpieza. Los sellos en la bomba de combustible y en la de agua de alimentación pueden fallar frecuentemente y requieren reparación. La experiencia del campo puede definir mejor otras áreas que requieren frecuente reparación. Muchos de los problemas en los sistemas de generación de vapor pueden mantenerse al mínimo con buen mantenimiento.

Mantenimiento de un sistema de generación de vapor

La experiencia del campo ha indicado que un buen mantenimiento es la clave para un exitoso proyecto de inyección de vapor. Es recomendable que en una rutina de mantenimiento se establezcan mantenimientos para ser realizados diaria, mensual, y anualmente. Todas las reparaciones y mantenimientos deben ser documentadas. Estas formas deben ser diseñadas para cada aplicación específica. La API recomienda formatos que son mostrados en el apéndice 6-D. las recomendaciones del fabricante deben ser una parte integral de las sesiones de mantenimiento e inspección. El medio ambiente en el que el generador opera dicta ciertos tipos de chequeos y mantenimientos.

Basados en la experiencia del campo, la API recomienda las siguientes sesiones de mantenimiento:

Inspección y mantenimiento diario

La rutina de inspección y registro de todas las lecturas de los instrumentos es recomendado. Las lecturas de los instrumentos que deben ser registradas incluyen: presión de descarga de la bomba de agua de alimentación, tasa de flujo del agua de alimentación. Temperatura de entrada de agua de alimentación, temperatura de salida de vapor, presión de salida de vapor, temperatura de la cascara de la tubería radiante, temperatura de cañón, presión de la sección radiante, presión de la boquilla de combustible, tasa de combustible, y exceso de aire.

En adición, el operador debe visualizar todas las llamas durante cada cambio para asegurar que la llama es limpia, brillante, libre de humo, y ubicada en el centro de la sección radiante. Esto se hace para detectar un mal funcionamiento del quemador y tomar una acción correctiva. Los siguientes comentarios ofrecen una guía para una mejor operación de quemado en generadores de vapor (solo a aceite).

Un ajuste apropiado en la quema de aceite da como resultado una limpia y brillante llama amarilla, sin rastro de humo y con un borde blanco.


La combustión insuficiente de aire y/o una insuficiente atomización de vapor da como resultado una gran llama humeante.

Demasiada atomización de vapor y/o demasiada combustión de aire da como resultado una deslumbrante llama blanca.

Demasiada atomización de vapor da como resultado una delgada y oscilante llama.

Una combustión insuficiente de aire da como resultado una llama rojiza con rebaños de humo sobre las partes brillantes de la llama.

La presencia de mucha agua o solidos en el combustible puede causar que la llama chispee u oscile.

Una válvula de combustible conectada a una baja presión de combustible que la llama se apague.

Ya que las condiciones como una temperatura muy fría del aceite combustible, un amplio ángulo de llama, mucho exceso de aire, o mucho suplemento de combustible dan como resultado una excesiva llama que choca con las tuberías, deben ser evitadas.

En adición el operador debe monitorear y registrar diariamente estos parámetros necesarios para los cálculos y la eficiente operación en la inyección continua de vapor. Esto incluye: calidad del agua, calidad del vapor, niveles de lubricación del aceite de la bomba de agua de alimentación y los compresores de aire, y un filtro. El registro diario recomendado por la API es mostrado en la tabla 6.4. También, puesto que la actividad mas cara en la operación de inyección continúa de vapor es la producción de vapor quemando un combustible, un registro diario del uso de combustible debe ser parte de cada operación de inyección continua de vapor. Esto se discute mas a detalle en un capitulo subsecuente de las herramientas de monitoreo en la inyección continua de vapor.

Mantenimiento e inspección mensual

En adición al registro de mantenimiento diario, los horarios de mantenimiento mensual deben ser establecidos. La API recomienda que el operador adopte el siguiente horario de mantenimiento e inspección mensual:

El operador debe seguir las recomendaciones de mantenimiento del fabricante e inspeccionar la bomba de agua de alimentación y los sistemas de manejo una vez al mes. La caja del cigüeñal del aceite debe ser inspeccionada y remplazada.

Todos lo motores deben ser inspeccionados y lubricados siguiendo las especificaciones del fabricante.

Filtros de combustible, agua, y aire deben ser limpiados y sometidos a mantenimiento.


Los generadores de vapor deben ser apagados y la condición de la sección de convección y de la sección radiante de deben ser registradas. Cualquier falla, acumulación de hollín, deterioro de aletas, y la condición de la superficie refractaria deben ser registradas

También es recomendable que la superficie de transferencia de calor de la sección de convección (adentro y afuera) sea limpiada regularmente para reducir la temperatura del camión e incrementar la eficiencia del generador. El hollín debe ser removido de la superficie exterior y la formación de sarro en el interior del tubo debe ser removida circulando una débil solución de acido hidroclórico a través de los tubos a temperatura ambiente.La lista de verificación recomendada por la API para una inspección mensual de un generador de vapor es mostrada en la tabla 6.5.

Inspección anual

En adición a la inspección mecual, todos los componentes de un sistema de generación de vapor (agua, combustible, instrumentación, aire, dispositivos de


seguridad, etc.) deben ser minuciosamente inspeccionados una vez al año y los registros permanentes deben guardarse. La inspección externa debe incluir calibración y remplazo de instrumentos de presión y temperatura; la inspección de la válvula de alivio de seguridad por la acumulación de óxido, suciedad, material extraño; y la inspección del equipo eléctrico, el daño aislado, el cableado roto, y la corrosión. Las inspecciones internas deben incluir una inspección de toda la superficie de la tubería en busca de erosión, corrosión, deformación, abultamientos, roturas y hundimientos, y la inspección de las perchas. La lista recomendada por la API para un inspección anual de un generador de vapor esta incluida en el apéndice 6-E. las practicas recomendadas arriba deberían ser consideradas solo como el punto de comienzo para una buena y minuciosa jornada de mantenimiento. La ayuda del

fabricante del equipo del sistema de generación de vapor debe ser enlistada en una buena, flexible y optimo programa de mantenimiento.

Problemas de operación debido al pobre mantenimiento

Si no s siguen las recomendaciones de mantenimiento del fabricante se pueden causar severos problemas de operación que dan como resultado costosos tiempos de inactividad. Algunos de estos problemas son detallados en los siguientes párrafos.

Una operación de inyección de vapor libre de fallas comienza con el uso de agua de alimentación de buena calidad para generar vapor. Idealmente, el agua de alimentación debe tener una dureza menor que un ppm, menos de 0.05 ppm de oxigeno disuelto, un pH que oscile entre 9 y 11, y menos de 4000 ppm TDS. No usar agua de alimentación de buena calidad da como resultado la formación de sarro dentro de las tuberías y causa que el tubo se corroa. El sarro formado dentro de las tuberías puede causar una variedad de problemas en adición a disminuir la tasa total de transferencia de calor y la formación de puntos calientes. El agua de alimentación debe estar libre de aceite. La contaminación de aceite en el agua de alimentación puede traer depósitos de alfasteno dentro de los tubos. El aceite y otras materias suspendidas son removidos del agua de alimentación pasándolas a través de un sistema de filtrado mecánico. Dichos filtros deben ser lavados cada 24 horas para minimizar la formación de pasta y prolongar su vida.


1. Mantener todos los motores limpios y ventilar para limpiar polvo, suciedad y otros escombros. No sobre engrasar. PELIGRO: Desconectar toda fuente de poder de la unidad y descargar todas las partes que puedan retener carga eléctrica antes de intentar hacer algún mantenimiento o reparación. Las pantallas y las cubiertas deben mantenerse en su sitio cuando la unidad esta en operación.

Algunos motores pequeños están sellados de fábrica y no requieren re lubricación.

Motores que no requieran re lubricación pueden ser re engrasados deteniendo el motor, removiendo el accesorio de drenaje y bombeando nueva grasa en el orificio de llenado. Arrancar el motor con el accesorio de drenaje removido, por un corto periodo, para descargar el exceso de grasa, remplace el accesorio de drenaje.

Los motores que operan a velocidades mayores a 1800 RPM deben ser lubricados mas frecuentemente dependiendo de cada ciclo.

2. En ocasiones será necesario remover el depósito de entre las aletas de las tuberías de la sección de convección. La frecuencia de limpieza en las aletas de las tuberías será determinada por el tipo de aceite combustible que se esté usando.


Las aletas de los tubos de la sección de convección pueden requerir limpieza cuando se incrementa la contrapresión en aproximadamente 2 w.c., esta nueva condición de limpieza es indicada en el manómetro de la sección radiante.

3. La frecuencia de mantenimiento requerida por los filtros esta determinada por el tiempo en que se usa aceite combustible y la calidad del mismo. Una indicación de un elemento sucio radica en la caída de presión en el aceite en el quemador (esto se indica en el medidor de presión).

Cada esfuerzo debe hacerse para quemar solo combustible limpio en el generador. Si el gas de campo es usado como combustible, debe estar libre de aceite. Gas aceitoso puede causar que la válvula piloto de gas solenoide se vuelva pegajosa y falle.

Cuando se quema crudo, el aceite debe ser filtrado para remover arena, lodo y otros materiales solidos el combustible sucio causa que la boquilla se pegue y contribuye a un patrón errático de llama y una eventual falla de tubo. La presencia de arena en el combustible pude llevar a un excesivo uso de la bomba, los reguladores de presión y la boquilla. Los lodos pesados pueden provocar una falla de llama. Los problemas de lodo pueden ser evitados agregando aditivos al crudo. El crudo debe libre de excesiva agua libre. Por encima del 3% de agua, dispersada a lo largo del aceite, no es perjudicial para la combustión. El exceso de agua puede llevar a una falla del quemador y a un deterioro refractario.

Así, las buenas practicas de mantenimiento deben ser una parte integral de una operación de inyección de vapor no solo para bajar costos de operación e incrementar la eficiencia técnica, si no también para asegurar la seguridad del personal de campo.

Eficiencia de un generador de vapor

Una típica eficiencia térmica de un generador de vapor oscila entre le 80% y el 85% y con un diseño especial puede exceder el 90%. La eficiencia térmica de un generador de vapor esta dada por:


Eficiencia térmica del generador =

(calor liberado por la quema de combustible – calor perdido del alrededor)

Calor liberado por la quema de combustible

La definición de arriba es la más aceptada para determinar la eficiencia térmica de un generador de vapor de un campo petrolífero.

La API recomienda que la eficiencia térmica de un generador de vapor se base en la más alta temperatura de calor del combustible. Sin embargo, esto también permite que la eficiencia se base en la temperatura mas baja de calor del combustible. Esta es la práctica aceptada en el campo petrolero para basar la eficiencia térmica del generador en los valores de temperatura del combustible. La diferencia entre las más altas y las más bajas temperaturas de calor del combustible es el calor necesario para vaporizar el agua formada en la reacción de combustión. Este calor puede ser recuperado solamente por la congelación de los gases de combustión a la temperatura que el agua formada durante la combustión se condense. Como no es práctico enfriar los gases de combustión a esta temperatura, la práctica estándar se basa en el valor de calor de combustible.

Las pérdidas básicas de calor de los alrededores e un generador de vapor de un campo consisten en el calor perdido por los gases de combustión liberados a la atmosfera, sumándole el calor perdido por radiación en el montaje del generador de vapor. La eficiencia térmica de un generador de vapor es afectada por la cantidad de exceso de oxigeno (aire) usado en el proceso de combustión y la temperatura de salida del gas de combustión (temperatura de cañón). La temperatura y el exceso de aire contenido en los gases de combustión es determinada por la medición durante la operación del generador. El valor calórico neto del combustible puede ser determinado mediante un calorímetro o con un cálculo basado en la composición química del combustible.

Dado que los gases de combustión contienen la mayor porción de la perdida e calor del generador, la eficiencia del generador de vapor debe aumentarse reduciendo las perdidas de calor del cañón. La cantidad de calor perdido por los gases de combustión es proporcional a la temperatura de los gases de combustión y a la tasa máxima de flujo de los gases de ventilación. En la media posible, el calor de gas de combustión es recuperado en la sección convección e indirectamente en el precalentador de agua de alimentación.

Dado que el generador de vapor quema mayormente combustibles con contenido de azufre, como los crudos california, los gases de combustión contiene óxidos sulfúricos corrosivos. La cantidad de calor recuperable de los


gases de combustión esta limitada por la temperatura de punto de rocío de estos corrosivos gases ácidos. Si se enfría debajo del punto de rocío, estos gases se condensan y forman mayormente corrosivos ácidos sulfúricos. Así, los gases de escape no pueden ser enfriados por debajo del punto de rocío del acido que esta cerca de los 400 º F por debajo de las condiciones típicas de operación. Por lo tanto, la eficiencia térmica de un generador de vapor esta limitada por las temperaturas de punto de rocío de los gases de cañón.

Los puntos de rocío aproximados de los gases de combustión para curdos pesados son mostrados en la figura 6.8 a función del porcentaje de azufre en el combustible y a porcentaje de exceso de aire usado en la combustión. Como puede ver en un cantidad dada de azufre en le combustible, el punto de rocío de los gases de cañón incrementan con el porcentaje de exceso de aire. Además del mayor exceso de aire usado en procesos de combustión, el bajonazo de la eficiencia térmica es causado por el aire que viaja a través del generador robando calor del proceso de combustión que puede ser convertido en energía de vapor. La típica eficiencia neta térmica (definida por la ecuación dada mas arriba) para 3 diferentes combustibles es mostrada en las figuras 6.9 a 6.11, en función de la temperatura de gas de combustión y porcentaje de exceso de aire. Estas tablas asumen un 2% de perdida de calor por radiación. Como pudo ser visto en este párrafo, la eficiencia térmica incrementa una temperatura de gas de cañón y el porcentaje de exceso de aire disminuye.

El conocimiento de la eficiencia térmica es esencial para una apropiada operación de generación de vapor. Una caída en la eficiencia térmica es normalmente una señal de que alguno de los tubos esta fallando o que hay mucho exceso de aire en la combustión. Un análisis de CO2 para le gas puede indicar cuanto aire en exceso esta siendo usado. El equipo de generación de vapor no es normalmente operado con un exceso de aire por encima del 7%. Cualquier cantidad mayor que esta puede causar grandes pérdidas de calor y una baja eficiencia térmica. De otra manera, si se usa muy poco exceso de aire en la combustión puede generarse una combustión incompleta y el depósito de humo y hollín en la superficie de los tubos. En generadores de vapor (a gas), la formación de hollín no debe ser un problema, caídas en la eficiencia térmica generalmente indican que sarro se ha formado dentro de los tubos. La presencia de sarro se indica debido a un incremento de la temperatura del gas de combustión. Las formaciones de sarro son también indicadas por un incremento en la presión de salida de la bomba de agua de alimentación. La acumulación de hollín en las superficies externas del tubo también reduce la tasa de transferencia de calor al agua de alimentación e incrementa la temperatura de gas de combustión.


Cualquier incremento en la eficiencia térmica del generador de vapor reduce los requerimientos de combustible y reduce la carga de enfriamiento de los depuradores de dióxido sulfúrico. Por ejemplo, los requerimientos de combustible de una unidad de 50 millones de BTU/hora pueden reducirse entre 5300 barriles de aceite por año tan solo incrementado la eficiencia térmica en un 5%. Por esta razón, unos fabricantes ofrecen generadores de vapor equipados con secciones de convección especiales y adheribles. Resistencia a la corrosión, tubos intercambiadores de calor recubiertos de plástico son usados en esta sección para capturar calor de los corrosivos gases de combustión. Este arreglo permite el enfriamiento del oxido sulfúrico contenido en los gases de combustión a cerca de 150º F (un poco debajo de su temperatura de punto de rocío) e incrementa la eficiencia térmica en un 8%.

Depuradores del gas de combustión

En los Estados Unidos, muchos generadores de vapor queman crudo. Estos crudos contienen azufre que es convertido en oxido de azufre durante la combustión. Las regulaciones ambientales prohíben la descarga de estos gases de combustión sin ante bajar su contenido de azufre. Por ejemplo en California, las emisiones de azufre de una unidad de 50 millones de BTU/hora esta limitada a ser menor de una libra/hora. Los depuradores húmedos son usados en el campo petrolero para remover óxidos de azufre de los gases de combustión del generador de vapor. Los óxidos de azufre en los gases de combustión existen principalmente como oxido sulfúrico o trióxido sulfúrico. El dióxido y el trióxido de azufre de los gases de combustión son removidos al pasarlos por un depurador húmedo que los absorbe en un licor acuoso seguido de una reacción con los compuestos alcalinos de este licor. Los productos de la reacción son sales con contenido de azufre. Estas son purgadas del depurador en pequeños baches y son enviadas a un depósito.

Diferentes tipos de internos son usados en una torre de depuración para ayudar a la absorción y reacción de óxidos sulfúricos con el licor depurante. Estas incluyen torres de bandeja, torres de llenando, torres del pulverización y eyectores Venturi. Cada una de estas tiene sus propias ventajas y desventajas, y en un diseño de un sistema de depuración debe hacerse un compromiso que incluya una eficiencia de absorción, una rentabilidad de operación y un costo. Muchos de los depuradores que están usándose en los campos petroleros están hechos de platino y un casquete a forma de burbuja para ceder una buena transferencia de masa y características de apagado. Un buen carácter de apagado dicta que el depurador debe ser capaz de operar eficientemente sobre un relativamente amplio rango de tasa de flujo de gas.


Descripción del sistema

La figura 6.12 se muestra los componentes básicos de un sistema común de depuración de gas de combustión. Este incluye un ventilador de tiro forzado, una torre de depuración un sistema de alimentación caustico, un tanque y una bomba de recirculación, un sistema medidor de pH y un sistema distribuidor de agua.

El gas de combustión del generador, en lugar de ser liberado directamente en la atmosfera, es canalizado a una entrada en el fondo del depurador a través del ventilador de tiro forzado. Los gases de combustión suben, primero a través de la sección de humidificación donde es enfriado por agua pulverizada. El agua también remueve las partículas más grandes del gas. El gas enfriado luego pasa a través de la sección de absorción donde entra en contacto con el licor depurante. La sección de absorción consiste en 316 capas de acero inoxidable y una columna rellena. El licor depurante (carbonato de sodio acuoso) es pasado sobre la carcasa y el gas es forzado a subir. El licor


depurante reacciona con el dióxido de azufre en los gases de combustión y lo convierte en sales de sodio solubles y sulfuros como el sulfito de sodio, bisulfito de sodio y el bisulfato de sodio.

Como resultado del contacto liquido-gas en la sección de absorción un poco del licor es arrastrado en el gas. Antes de salir a la atmosfera el gas pasa a través de un dispositivo eliminador de niebla para remover las gotas que hayan entrado. Una falla a la hora de remover estas gotas no solo corroe el equipo y fomenta la formación de sarro, si no que también genera partículas contaminantes como sales de sodio después que se realice la evaporación del licor depurante nubloso. Los dos más comunes eliminadores de niebla son la malla de almohadilla y el eliminador de niebla Chevron. El eliminador de niebla Chevron es una serie de listones ubicados de forma que cause un flujo en zigzag de gas en distancias de unas pocas pulgadas a unos pocos pies.

Otros tipos de equipo de generación de vapor

Mientras que los generadores de vapor estándar son usados en la mayoría de los campos petroleros, los generadores de vapor con un diseño especial también están disponibles para uso de campo. Estos generadores tienen la habilidad de manejar agua de alimentación con un alto contenido de TDS (cercano a las 24000 ppm), generadores con la capacidad del quemar gas agrio como combustible en conjunto con petróleo crudo, generadores que trabajan con combustibles solidos como coque de petróleo, generadores que utilizan un fluido de transferencia de calor intermedia para proveer el calor necesario para producir vapor de agua tratada en un caparazón, una tubería intercambiadora de calor y generadores que son diseñados para quemar cualquier combustible fósil y generar vapor de agua salobre. Aunque estos tipos de generadores de vapor no tienen una amplia aceptación, pueden ser usados en condiciones inusuales. Las especificaciones de algunos de estos generadores se describen en la siguiente sección.

Generador tecnológico de vapor

Los generadores tecnológicos de vapor son pequeños, ligeros, baratos, los generadores de vapor de riel generan vapor usando agua salobre e intratada. Este generador de vapor esta diseñado para quemar cualquier tipo de combustible fósil incluyendo carbón pulverizado, gas natural, crudo, biomasa.

La característica clave en el generador tecnológico de vapor es un quemador resonante que crea una resonancia sónica a una temperatura cercana a los 2500º F. como resultado de la resonancia del quemador los gases de combustión son pulsados. Esta acción de pulsación en los gases de


combustión da como resultado un efecto depurante en la superficie y homogeniza la mezcla vapor/ agua dentro del tubo. Esta homogenización previene la formación de una capa de vapor insolado en la superficie interior de los tubos y causa una más alta transferencia de calor. Además. La acción depurante del gas de combustión previene la formación de una capa fría de gas fuera de la tubería. Como resultado de la ausencia de una capa limite, un gradiente empinado de temperatura alrededor de la pared metálica se logra y hace posible una reducción en la longitud de la bobina de vapor necesaria para llagar a una tasa de transferencia de calor dada. Esto reduce el tamaño y peso de la unidad.

El pulsado gas de combustión también causa una resonancia y vibración en la bobina de vapor. Esta bobina vibrante mantiene la sal precipitada y los químicos que forman el sarro suspendidos en el vapor pulsado. Como resultado, el generador opera satisfactoriamente con agua salobre o salmuera sin ni una pizca de formación de sarro. La unidad más grande ofrecida por el fabricante es una unidad de 10 millones de BTU/hora. Dado que la unidad de naturaleza modular, un número de estas unidades pueden trabajar juntas para lograr la capacidad de salida deseada.

Estas unidades son ligeras, portables, baratas, y no necesitan tratamiento de agua. De acuerdo a lo dicho por el fabricante, una unidad de 10 millones de BTU/hora vale menos de 40000 dólares.

Generador de vapor de combustión de lecho fluidizado

Los generadores de vapor convencionales queman gas o aceite como combustibles. En campos donde una fuente de carbón es fácilmente accesible puede haber más economía al usar baratos carbones como combustible. Un vendedor ofrece un generador de vapor de combustión de lecho fluidizado con una sección economizadora de generación de vapor a base de carbón. Estos generadores permiten la quema de carbón y varios combustibles solidos para generar vapor en un campo petrolero. El diseño del lecho fluidizado tiene el potencial de proveer flujos de calor uniformes, retención mínima del calor y un rápida respuesta a cambios de carga y tendencias de fallo. Este tipo de generador de vapor fue probado en le sur de Texas en un proyecto de inyección continua de vapor donde le vapor fue inyectado en arenas bituminosas para recuperar una gravedad de -2º API. Este tipo de generador se ajusto naturalmente a este proyecto debido a la abundante existencia de vapor y caliza en el Proyecto Vecindad.

Principio de funcionamiento: La figura 6.13 es un esquema de una generador de vapor de combustión de lecho fluidizado. El combustible solido aplastado es mezclado con la caliza y alimenta la cámara de combustión donde


el aire circula a alta velocidad para agitar y suspender los solidos quemados. La caliza reacciona con el azufre en el carbón para limitar la producción de dióxido de azufre. El agua de alimentación es bombeada a través de las bobinas del intercambiador de calor en la cámara de combustión donde es calentada y se convierte en vapor. Las condiciones de operación en la combustión radican en la producción de óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono al mínimo. Las emisiones de este tipo de generador están ligadas a estrictos estándares ambientales sin el uso de quipo de limpieza externo.

La economía de este tipo de generador depende del costo del combustible solido y de la capacidad del generador. Es improbable que el generador sea económico al operara a capacidades menores a 50 millones de BTU/hora. Este sistema debe tenerse en cuenta solo si una confiable fuente de barato combustible solido es cercana y los valores de la calidad del aire deben tenerse en cuenta.

La oxidación húmeda de aire en caldera

Concepto de oxidación húmeda

El termino oxidación húmeda es usado para referirse a un proceso de combustión libre de llama capaz de liberar enormes cantidades de calor bajo ciertas condiciones. Durante el cambio de siglo, se descubrió que el oxigeno disuelto puede atacar combustibles mojados por agua directamente desde la fase liquida.


Si los materiales son presurizados de 300 a 3000 psi. Bajo estas condiciones el proceso de oxidación libre de llama genera temperaturas de 300 a 700º F comparadas a la combustión convencional con llama que producen 1800º F a presión atmosférica. Sin embargo, el número total de BTUs liberados por la oxidación húmeda son los mismos que los liberados por la combustión normal dado que la reacción principal es la misma: dióxido de carbono y agua.

Hervidor WAO: Aunque los reactores de oxidación húmeda de aire generan enormes cantidades de calor y son usados bastamente en la industria de los desechos para el tratamiento de desechos acuosos y lodos, estos no han sido usados en el área petrolera. Sus características inherentes, sin embargo, los hacen ideales para aplicaciones térmicas EOR.

La figura 6.14 muestra el esquema de un arreglo WAO para inyección de vapor. La alimentación al hervidor WAO consiste en combustible suspendido, agua, y aire u oxigeno comprimido. Esto oxida el combustible y produce vapor, CO2, y N2 que pueden ser inyectados en el yacimiento. La base científica de la propuesta para usar el proceso WAO en la inyección de vapor es que el vapor contribuye a la energía térmica del yacimiento, donde la fase gaseosa (CO2 y N2) contribuye a la energía térmica y da solubilidad en los procesos. Dada su inherente naturaleza, el proceso no produce ningún SO2 o partícula similar, y ningún control de emisión es necesario. Además, el proceso puede ser usado en lugares donde los estándares de calidad de aire se han de cumplir.


Otras ventajas del hervidor WAO para inyección de vapor son las siguientes:

Combustibles baratos como el coque de petróleo, carbón, desechos de madera, u otros desechos solidos pueden ser usados para alimentar el reactor.

El agua de alimentación no requiere tratamiento. Agua salubre o salmuera producida en el campo puede ser usada como fuente de agua. Los solidos disueltos en el agua de alimentación son concentrados y removidos en la purga.

El vapor producido en la unidad WAO es de 100% de calidad; por lo tanto, el requerimiento de agua por unidad es significativamente bajo.

La mayor desventaja del hervidor WAO es que requiere el uso de un compresor de aire o de una fuente de oxigeno comprimido para generar vapor, y el proceso es propenso a la corrosión. Por lo tanto, es más caro generar vapor usando un hervidor WAO que usando un hervidor convencional. Otra desventaja del hervidor WAO es el problema del depósito del lodo purgado.

El proceso WAO usa una tecnología de punta. Sin embargo, la presente situación económica y la ausencia de datos de rendimiento de un campo son aparentemente las irresistibles razones de la falta de interés en los hervidores WAO. Debido a que el incremento del costo por cumplir las condiciones de calidad de agua y aire requeridas, los hervidores WAO con sus emisiones y sus ventajas de uso de agua pueden ser rentables en aplicación en inyecciones de vapor.

Sistema termia de vapor

Como en el proceso WAO, el sistema termia de vapor también involucra la generación y la inyección directa de gases de combustión y vapor en yacimientos de crudo pesado. A diferencia de los hervidores WAO, los generadores termia de vapor están diseñados para quemar combustibles líquidos de alta presión o gas natural y utilizar agua filtrada pero no tratada para generar vapor.

La figura 6.15 es un esquema del proceso termia de vapor mostrando la mayor parte del equipo y el flujo del proceso. El generador termia de vapor esta compuesto por (1) un sistema de compresión de aire de alta presión (2) una campara de combustión de alta presión, y (3) un tambor de vapor donde le vapor es formado, los productos perjudiciales de la combustión son removidos, los solidos son removidos. En adición, hay bombas de inyección de agua y de químicos, bombas de alimentación de combustible, e instrumentación y sistemas de control.


El aire es comprimido a la presión deseada (900 psig como máximo) y mezclado con la fuente de combustible en la entrada de la cámara de combustión. La reacción de combustión surge cuando se superan los 2500º F en la cámara de combustión refractaria. El flujo de los gases calientes de combustión sale de la cámara de combustión y entra ala tambor de generación de vapor donde la combustión de los gases calientes es templada con agua de alta presión, produciendo una mezcla de vapor y de gases inertes. En adición a esta función del generador de vapor, el tambor también actúa como un depurador de los gases de combustión. La acción depurante del agua absorbe los gases ácidos como el SO2 que a su vez, es neutralizado por la adición de químicos en el tambor. Los efluentes del tambor de vapor (vapor, CO2, N2) son movidos a la cabeza del pozo a través de tuberías y son inyectados al yacimiento. El tambor de vapor es purgado periódicamente para remover acuosos contenidos de sales acidas y otros solidos.

El proceso termia de vapor requiere filtros de agua, compresores de aire, combustibles líquidos, y químicos para operar. El proceso ha sido testeado satisfactoriamente en dos diferentes y distintos yacimientos. El proceso esta recientemente disponible en el mercado el vapor termia trabaja mejor conforme el yacimiento es mas profundo, donde un capa de gas puede formarse, añadiendo energía de manejo al yacimiento.

El proceso WAO y el proceso termia de vapor tienen la capacidad de producir mas aceite que un sistema convencional de generación de vapor. Sin embargo, son más caros que un generador convencional de vapor y no eliminan las limitaciones inherentes de la generación de vapor: perdida de calor en líneas de superficie y pozos. El mayor competidor en estos procesos es el generador de vapor de fondo de pozo que será expuesto en la siguiente sección.

Generador de vapor de fondo de pozo

El generador de vapor de fondo de pozo fue creado para superar los dos mayores limitantes de las operaciones de vapor convencionales: (1) perdidas de calor en líneas y pozos y (2) las emisiones de escape.


El vapor generado en los generadores convencionales de superficie pierde una porción significante de su calor a medida que fluye a través de la tubería y es inyectado en los pozos. La perdida de calor de los pozos limita la aplicabilidad de los generadores convencionales de vapor a formaciones de 3000 m con tubería no aislada y no mayor a 5000 m con tubería aislada.

Los generadores de vapor de fondo de pozo están diseñados para eliminar la pérdida de calor de superficie y de pozo y para producir vapor de alta calidad en la formación con una alta eficiencia térmica. En adición, algunos diseños de estos generadores permiten la re inyección de gases de combustión con vapor eliminando así los problemas de emisión asociados a la generación en superficie y da más ventajas en los procesos de vapor. Además, para la misma tasa de inyección de calor en una formación, estos generadores requerirán menos combustible y menos aire de combustión que un generador de superficie. Sin embargo, esta reducción se debe a los gastos del compresor de aire que es asociado al uso de la energía. Muchas de las ventajas y desventajas de estos generadores son mostradas en la tabla 6.6. Un esquema


de un sistema de generación de vapor de fondo de pozo es mostrado en la figura 6.16.


Aquí hay casi una docena de diferentes diseños de estos generadores. Muchas investigaciones han dado como resultado el desarrollo de generadores sin mucho éxito. Los generadores existentes pueden clasificarse en 2 grupos: (1) generadores de baja presión o de fuego indirecto y (2) generadores de alta presión o de fuego directo. Los términos alta y baja se refieren a la presión de combustión, no a la inyección de presión. Los dos diseños difieren en el método de la transferencia de calor de gases de combustión calientes para producir vapor.

Generadores de vapor de fondo de pozo de baja presión

Las características claves de este generador son las siguientes:

La energía es transferida a agua a través de intercambiadores de calor, así, el proceso de combustión es conducido a una presión menor que el proceso de inyección.

Los pozos mas pequeños en los que el generador pude ser colocado son de 10 pulgadas de diámetro.

Los productos de combustión son regresados a la superficie donde son limpiados.


La figura 6.17 es un esquema de un generador de baja presión suministrado por el laboratorio nacional Sandia. Los parámetros típicos de operación para este sistema son mostrados en la tabla 6.7. En el diseño Sandia, el combustible y el aire son transportados en la superficie a través de tubos hasta la cámara de combustión y allí ocurre la ignición. Después de la ignición, la combustión es prolongada por la correcta proporción aire/combustible. Los productos de la combustión caliente abandonan la cámara de combustión precalentando el agua de alimentación entrante y son regresados a la superficie como gases de emisión. El agua de alimentación precalentada fluye alrededor de la cámara de combustión donde se calienta aun más y se convierte en vapor. El vapor a una presión más alta que la presión del yacimiento es inyectado en la formación. A una alta temperatura, un empaquetador de alta presión es usado para prevenir que el vapor entre en el anillo que esta entre la cubierta y el generador.

La eficiencia térmica a una baja presión en este generador es extremadamente alta. Estos entregan más que el 90% de la energía disponible en la formación. En comparación, un generador convencional de superficie entrega solo un 65% d la energía a la formación. El mayor inconveniente de estos generadores de baja presión es su largo tamaño y sus gases de emisión que son similares a un sistema de superficie. Debido a estas limitaciones los intereses de la industria en los generadores de vapor de fondo de pozo están exclusivamente centrados en las versiones de alta presión.


Generadores de vapor de fondo de pozo de alta presión

Las características de estos generadores son las siguientes:

El vapor es producido con el contacto directo de los gases de combustión de alta presión, que eliminan la necesidad de los intercambiadores de calor.

El tamaño total del generador es considerablemente más pequeño que su versión de baja presión y permite su instalación en existentes pozos de inyección.

Los productos de la combustión son inyectados en la formación y re presionan el yacimiento. Este re presionamiento puede aumentar el recobro al aumentar el flujo.

La figura 6.18 es un esquema de un generador de vapor de fondo de pozo de alta presión suministrado por el laboratorio nacional Sandia. Los parámetros típicos de operación para este sistema son mostrados en la tabla 6.8. En el diseño Sandia, el combustible y el aire son inyectados y mezclados en la parte superior de la cámara de combustión. Dado que la combustión opera la presión de inyección, un gran compresor de aire es requerido en la superficie para proveer aire de alta presión para la combustión. El combustible y el aire son mezclados a altas presiones en la cámara de combustión para su posterior ignición. Una vez lograda la combustión, agua de alimentación de alta presión es lanzada directamente en la llama a través de boquillas. El agua pasa rápidamente a vapor, y la mezcla de vapor y productos de combustión es inyectada en el yacimiento.

La eficiencia térmica total de un generador de vapor de fondo de pozo de alta presión esta cerca al 80%. Aunque la eficiencia no es tan lata como en uno de


baja presión, es considerablemente más alta que un generador convencional de superficie.

Los resultados de las pruebas de campo han indicado un número de problemas técnicos. Corrosión en los componentes del quemador parece ser el más severo y el más común problema. Otro de los mayores problemas encontrados incluye la dificultad de controlar la combustión a alta presión y frecuente falla del empaquetador debido a los fuertes efectos del medio ambiente.


Aunque estos generadores han sido probados satisfactoriamente, estas pruebas son de poca duración (la mas larga dura 6 meses). Estos generadores necesitan ser probados durante un periodo de 2 o 3 años para establecer su confiabilidad e identificar los problemas de operación.

La ventaja económica de estos generadores es debatible. Aunque los generadores de vapor de fondo de pozo de alta presión tienen una alta eficiencia térmica, esta eficiencia no siempre se traduce en dólares y centavos porque el costo del combustible usado para los compresores casi siempre excede lo ahorrado en el proceso de calor. Además, dado que muchos crudos pesados encontrados en los Estados Unidos son hallados en yacimientos superficiales (menores de 4000 pies) un generador de superficie con tubería aislada puede ser mas barato que una unidad puesta en el yacimiento. La ventaja de los generadores de vapor de fondo de pozo sobre los generadores de superficie en la reducción del costos por cumplir las regulaciones ambientales es debatible porque los gases de combustión inyectados muy probablemente pasaran a través de los pozos productores y reducirán la ventaja económica de los generadores de vapor de fondo de pozo.

Basados en un estudio de balance de calor de un sistemas de generación de vapor en superficie y del sistema de generación de vapor de fondo de pozo, el laboratorio nacional Sandia concluye que los generadores de vapor de fondo de pozo tienen un atractivo menor en yacimientos superficiales y mayor en yacimientos mas profundos. La figura 6.19 representa el sistema de generación de vapor recomendado por Sandia. Este grafico, sin embargo, excluye toda consideración de inversión económica y costos operativos. Los costos de la energía inyectada en un yacimiento (1981 dólares) en función de la profundidad es mostrada en la figura 6.20.

Una comparación justa de la economía de un generador de vapor de fondo de pozo versus un generador de superficie es difícil porque muchos estudios involucran la comparación de tecnología no probada y tecnología establecida. Para llegar a una conclusión honesta, un estudio económico del proceso para cada sitio específico es necesario. En la tabla 6.9, el costo del equipo publicado es mostrado. Muchos de los datos fueron publicados entre 1980 y 1982. Estos fueron actualizados a 1991 dólares usando el índice de precio de producción norteamericano. Note como el costo del equipo varia con la tecnología implementada, el efecto de la inflación, y el estado general de la economía.


A tiempo presente, dado que la actual situación económica y la naturaleza no probada de la tecnología, hay una falta de interés de los petroleros para los generadores de vapor de fondo de pozo. Es poco probable que estos generadores sean usados en los yacimientos superficiales de California. Las aplicaciones de los generadores de vapor de fondo de pozo están limitadas a situaciones especiales como la inyección continua de vapor o los yacimientos de crudo pesado en Alaska donde la frágil naturaleza del medio ambiente y el clima ártico evita el uso de generadores de vapor de superficie. Esto también puede buscar una aplicación práctica lejos de las costas gracias a su tamaño compacto.

CogeneraciónOtro método de generación de vapor usado actualmente, principalmente en California, involucra el uso de un generador de vapor recuperador de calor como un componente integro en un proceso conocido como cogeneración. En el proceso de cogeneración, el combustible es quemado en una turbina de gas para generar la electricidad y el calor del gas de emisión caliente es recuperado en un generador de vapor recuperador de calor para generar vapor. La figura 6.21 muestra un esquema de la disposición de un sistema de cogeneración.


La cogeneración es definida por el gobierno de Estados Unidos como la producción simultanea de electricidad y energía térmica (vapor) de la misma fuente de combustible.

La tecnología de cogeneración esta siendo usada desde 1950 por la industria petrolera en procesos de plantas procesadoras de gas natural, plataformas petroleras marinas, y aplicaciones de oleoductos. Los operadores de inyección de vapor no utilizan la tecnología de cogeneración desde 1970, debido principalmente a razones económicas. En el pasado, el bajo precio del petróleo y el gran capital presupuestado para equipos de cogeneración combinado con la ausencia de un mercado listo para el exceso de electricidad generado hizo que la cogeneración fuese económicamente poco atractiva para los operadores de inyección de vapor. Sin embargo, el paso del ‘acta política reguladora’ (PURPA) en 1978 y los precios elevados de crudo en 1970 aumentaron los atractivos de las operaciones de cogeneración para inyección de vapor. Una de las provisiones de PURPA requería que las agencias estatales debían enviar compañías locales a comprar cualquier exceso de energía que el cogenerador pudiese ofrecer. El contrato con la compañía de utilidad eléctrica es un factor clave para asegurar el éxito económico de un gran sistema de cogeneración. En California, la comisión de utilidad publica ha hecho arreglos para ofertas estándares. Los cogeneradores pueden tomar ventajas o pueden negociar un contrato especial de utilidad si ellos lo eligen.


En california, muchos sistemas de cogeneración son propios de los operadores o de compañías formadas para este propósito. Estas plantas de cogeneración son grandes unidades con una capacidad de generación de poder de 80 MW o más. En la tabla 6.10, el costo de indemnización de un generador de 80 MW es mostrado. Estos datos están incluidos para indicar la inversión que se requiere para una planta de cogeneración grande. Pequeños operadores de inyección de vapor pueden simplemente comprar vapor de estas compañías. La gran limitación de este arreglo es la perdida de calor debido a grandes distancias de tubería de transporte. Los compromisos de compra a largo plazo, donde ellos negocian el vapor a un precio para la duración del proyecto, requieren que los operadores paguen por el vapor que no se usa durante el paro del proyecto. Por esta razón, muchas pequeños operadores de inyección de vapor en California prefieren generar el vapor por si mismos.

Pequeños operadores que no desean tener un contrato con grandes cogeneradores desean aprovechar ellos mismos los beneficios de la cogeneración instalando pequeñas unidades de cogeneración de riel. Estas están diseñadas para operar sin supervisión en un ambiente exterior y generar aproximadamente 2.5 MW de electricidad y 40 millones de BTU/hora de un vapor de 80% de calidad a 1500 psig. Un resumen económico del vendedor de una unidad pequeña de cogeneración (en dólares de 1991) es mostrado en la tabla 6.11. Estos datos monetarios de cogeneración están incluidos solo para ilustrar, y la actual cuota del vendedor debe ser diferente de estos estimados. El costo de red mostrado en la tabla es el costo del sistema menos el costo del generador de vapor que puede ser requerido si el sistema de cogeneración n ha sido instalado.

De acuerdo al operador de una inyección de vapor quien instalo un sistema (a mediados de los 80) en su contrato de arrendamiento, el costo de la energía generada en las unidades de cogeneración fue cerca del 25% del costo de


compra y el rembolso duro cerca de 2.4 años. Su mantenimiento anual superaba cerca de 5% de la inversión inicial.

Con excepción de la turbina y el generador eléctrico, la disposición de cogeneración esta diseñada y opera para producir vapor similar al de un generador de vapor estándar de un campo petrolero. Ambos requieren esencialmente la misma calidad de agua de alimentación y operan a rangos de presión cercanos. Dado que un generador de cogeneración esta diseñado para recuperar el valor que se desperdicia de los gases de combustión, solo una sección de convección de transferencia de calor es usada. Dado que las unidades de cogeneración están diseñadas para quemar dulce gas natural, nada de SO2 se forma. Las emisiones de NOx son usualmente controladas inyectando agua desmineralizada en la turbina de la cámara de combustión.

Los problemas operativos de un generador de cogeneración son similares a los generadores de vapor estándar de un campo. La discusión de la operación y los problemas de la turbina del generador están más allá del alcance de este informa.

Resumen

Los generadores de vapor usados en campo petroleros difieren de las calderas convencionales. El equipo de generación de vapor de un campo y las técnicas que han sido usadas a lo largo de los últimos 30 años son altamente especializadas. Este capitulo hizo un resumen a través de generadores de vapor húmedo que son usados exclusivamente en campos petroleros. Las técnicas esenciales de operación y mantenimiento fueron discutidas. La importancia de buenas practicas de operación y mantenimiento mecánico que reducen los costos totales de mantenimiento y operación fueron enfatizadas las características de otros generadores especializados fueron detalladas.


1. Las inversiones de capital incluidas son las siguientes: Set de turbina y generador a gas Interruptores, controladores, y equipo de subestación Generador de vapor recuperador de calor y componentes asociados.

Esto incluye: Válvula desviadora, ducto del quemador, soplador de aire, generador de vapor, precalentador de agua de alimentación, bomba de agua de alimentación, controles del quemador, y panel de control del generador de vapor.

2. Supuestos: Capacidad del generador de vapor (lb/hora) = 38000 Capacidad eléctrica del generador (Kw/hora) = 2500 Uso (Horas/mes) = 700 Costo de combustible ($ por Millones de BTU) = 1,2 Costo de energía eléctrica ($ por Kw/hora) = 0.07 Eficiencia del generador de vapor = 0.8 Tasa de agua de alimentación (bbl/hora) = 110 Costo de tratamiento de agua de alimentación ($/bbl) = 0.31

La fórmula del valor de vapor está dada por:


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Apéndice 6-A

Hoja de especificación de combustible aceite recomendada por la API

Máximo valor de calentamiento (HHV) __ BTU/lb Mínimo valor de calentamiento (LHV) __ BTU/lb Densidad, 60' F __ Lb/pie^3 Gravedad específica, 60' F __ Gravedad API, 60/60° F __ Viscosidad a 60' F __SSU Viscosidad a 200" F __SSU Viscosidad a otro ºF __SSU Residuos de carbón __% Ceniza __% Hidrógeno (H) __% Azufre (S) __% Nitrógeno (N) __% Agua (H20) __% Sedimentos __% Vanadio (Va) __% Hierro (Fe) __% Magnesio (Mg) __% Sodio (Na) __% NaCl __ Lb/100 bbl

Apéndice 6-B


Hoja de análisis de combustible gas recomendada por la API

Máximo valor de calentamiento __BTU/SCF Mínimo valor de calentamiento __BTU/SCF Peso molecular __ Densidad, 60' F y 14.696 psia __Pie^3/libra Temperatura __ºF Presión de suministro __psig Dióxido de carbono (CO2) __%mol Sulfuro de hidrógeno (H2S) __%mol Nitrógeno (N2) __%mol Oxígeno (02) __%mol Metano (CH4) __%mol Etano (C2H6) __%mol Propano (C3H8) __%mol Butanos + (C4+) __%mol

Apéndice 6-C


Hoja de análisis de análisis de agua recomendados por la API

Fuente __ Presión __psig Temperatura __ºF mínimos __ºF máximos *Calcio, (Ca) __ mg/l *Magnesio, (Mg) __mg/l *Oxígeno, (02) __mg/l Bario, (Ba) __mg/l *Hierro, (Fe) __mg/l *Sodio, (Na) __mg/l Cobre, (Cu) __mg/l Potasio, (K) __mg/l Amonio, (NH4) __mg/l *Cloro, (Cl) __mg/l Yodo, (I) __mg/l Bicarbonato, (HCO3) __mg/l Carbonato, (CO3) __mg/l Sílice, (Si02) __mg/l Sulfatos, (SO4) __mg/l Hidróxidos, (OH) __mg/l Sulfuro de hidrógeno (H2S) __mg/l Ácidos orgánicos __mg/l "Alcalinidad total __mg/l *Dureza total, (CaC03) __mg/l *Total de sólidos disueltos __mg/l *Total de sólidos suspendidos __mg/l *pH __ Color __ *Aceite __mg/l Gravedad específica a 60ºF __ Resistividad a 75ºF __ medidor Ohm

Los datos con “*” son los datos mínimos requeridos.

Apéndice 6-D

Prácticas de mantenimiento recomendadas por la API para un generador de vapor de un campo petrolero


6.1 Es recomendada una inspección y un mantenimiento diario, mensual y anual. Todas las reparaciones y mantenimientos deben ser documentadas. Las recomendaciones del fabricante deben ser parte de la inspección y el mantenimiento, y son especiales para cada tipo de aplicación. Se debe considerar el medio ambiente en el que el generador va a operar. Medio ambiente severo requiere especial mantenimiento e inspección.

6.2 Mantenimiento e inspección diaria.6.2.1 Una rutina mínima de inspección y registro de todas las lecturas de

los instrumentos es recomendada en la siguiente lista (ver tabla 6.4):a) Presión de descarga de bomba de agua de alimentación.b) Tasa de flujo de agua de alimentación.c) Presión de salida de vapor.d) Temperatura de salida de vapor.e) Temperatura de agua de entrada.f) Temperatura del tubo radiante.g) Presión de la boquilla de combustible.h) Temperatura de cañón.i) Presión de la sección radiante.j) Tasa de combustible.k) Exceso de aire u oxigeno.

6.2.2 En adición hay otros parámetro que requieren testeo, cálculos, y otros criterios que necesitan monitoreo. Los siguientes ítems son recomendados:

a) Calidad de aguab) Calidad de vaporc) Patrón de llamad) Inspección interna y externa.e) Niveles de lubricación de aceite de la bomba de agua de

alimentación.f) Nivel de lubricación de aceite del compresor de aire.g) Eficiencia del filtro y del colador.

6.3 Mantenimiento e inspección mensual (ver tabla 6.5)6.3.1 Bomba de agua de alimentación, fluidos, energía, y sistemas de

manejo deben ser inspeccionados. Las recomendaciones de mantenimiento del fabricante deben seguirse. La carcasa de aceite debe ser inspeccionada y remplazada bajo las especificaciones del fabricante.

6.3.2 Todos los motores deben inspeccionados y lubricados según las especificaciones del fabricante.

6.3.3 Combustible, agua, coladores y filtros deben ser limpiados cuando lo requieran.


6.3.4 Si el generador de vapor húmedo es apagado la condición de la sección de convección y la sección radiante debe ser revisada. La pérdida y deterioro de aletas o su falla debe ser registrada.

6.3.5 Si el generador de vapor húmedo se apaga, el estabilizador de llama y la boquilla de combustible debe ser inspeccionada y limpiada si lo requiere.

6.4 Inspecciones de seguridad (ver tabla 6-D-1)6.4.1 Es recomendado que todos los dispositivos de seguridad sean

testeados como mínimo cada 60 días. 6.4.2 Algunas regulaciones requiere un mínimo de cinco interruptores de

seguridad para:a) Presión alta de vapor.b) Alta temperatura de tuberíac) Falla de llamad) Baja combustióne) Bajo flujo de agua de alimentación

6.4.3 Muchos fabricantes y compañías compradoras requieren seguridades adicionales, y dependiendo de los códigos locales pueden requerir otras. Cualquier seguridad adicional debe ser probada y sus resultados registrados.

6.4.4 Cuando sea posible se deben testear las porciones eléctricas de cada dispositivo de seguridad.

6.4.5 Cualquier dispositivo de seguridad que no este funcionando debe ser remplazada o reparada.

6.4.6 La siguiente es una lista de los dispositivos de seguridad que deben ser testeados cada 60 días.a) Falla de llama.b) Alta temperatura de vapor.c) Alta presión de vapor.d) Alta temperatura de tubería.e) Alta temperatura de cañón.f) Alta temperatura de garganta de quemador.g) Interruptor del quemador.h) Alta o baja presión de atomización.i) Alta presión de gas combustible.j) Baja presión de combustible.k) Baja temperatura de aceite combustible.l) Baja tasa de flujo de agua de alimentación.m) Baja presión de aire de combustión.n) Baja presión de aire de instrumentador.o) Baja presión de vapor.


Tabla 6-D-1 Hoja de inspección de seguridad de un generador de vapor


1. Escribir “OK” o “Falla” en la columna titulada “Operación apropiada”2. Escribir el punto de control en la columna titulada “Punto de control”.3. Describir cualquier falla de seguridad debajo de “Comentarios” y

describir las reparaciones hechas.4. Dibujar una línea a través de cualquier lista de seguridad que no

existe en dicha unidad.

Operación apropiada

Punto de control Comentarios

Alta presión de vaporAlta temperatura de tuberíaAlta temperatura de vaporFalla de llamaBaja presión de combustión de aireBajo flujo de aguaBaja presión de gas combustibleBaja presión de vaporBajo aire de instrumentaciónTemperatura de la garganta del quemadorInterruptor de quemadorAlta temperatura de cañónBaja presión de atomizaciónBaja temperatura de aceite combustibleVálvulas de alivio de seguridad*


Testeo visual del alambrado externo, conductos, tuberías, cañerías y guarniciones para fugas o defectos obvios. Todos los indicadores deben ser revisados para la apropiada calibración.

*Consulta códigos estatales y locales para cada procedimiento

6.5 Mantenimiento e inspección anual (ver apéndice 6-E)6.5.1 Los registros permanentes y progresivos deben mantenerse para

cada generador de vapor húmedo. Es recomendado que la siguiente información sea incluida:a) Todos los reportes suministrados por el fabricante ASME.b) Ilustraciones mostrando la ubicación de sitios críticos de

inspección.c) Si materiales perdidos son encontrados en la tubería del sistema

la presión máxima y la temperatura deben ser re computadas por un persona calificada y el generador de vapor húmedo debe ser reparado. Todos los cálculos deben ser hechos a partir de un registro anual. Todos los nombres, permisos, etc., deben reflejar el cambio. En adición, la placa de rozamiento debe ser incluida en los registros.

d) La tubería de la descarga de la bomba de agua de alimentación a la salida de vapor deben tener inspecciones hidráulicas. Se debe registrar la presión hidráulica.

e) Se debe indicar la fecha de la siguiente inspección.f) Se debe indicar al fecha de cualquier cambio significativo.g) La información del dispositivo de alivio de presión debe incluir los

datos de la válvula de alivio de seguridad.h) La terminación de los datos del rendimiento es recomendada. los

datos pueden ser útiles para un mantenimiento.


i) Los datos del diseño de un generador de vapor húmedo deben ser parte de los datos iníciales. Esto debe chequearse y actualizarse anualmente para ver cambios.

6.5.2 Un chequeo de seguridad debe coincidir con un procedimiento de mantenimiento anual y en adición a los ítems revisados diaria y mensualmente, los siguientes puntos deben ser inspeccionados en el mantenimiento anual:a) Inspecciones externas. Cualquier evidencia de vapor o fuga de

agua debe ser investigada. El goteo detrás de la insolación, debe ser investigado y una acción correctiva debe tomarse.1) Todos los instrumentos de presión y temperatura deben ser

calibrados y remplazados si se requiere.2) Las válvulas de alivio de seguridad deben ser cuidadosamente

examinadas en cada inspección y no deben existir acumulaciones de oxido, sarro, u otra sustancia extraña en la válvula que puedan interferir en la operación de la misma. Es recomendado que anualmente las válvulas de seguridad sean removidas de la unidad, testeadas y reseteadas para que su evaluación sea fácil.

3) Electricidad. La continuidad y la condición de todos los componentes eléctricos debe chequearse.

b) Inspecciones internas. Donde hay evidencia de insolación o de falla refractaria del material este debe repararse o remplazarse.1) La superficie de todas las tuberías debe ser examinada

cuidadosamente en busca del cualquier evidencia de corrosión, erosión, deformación, roturas o soldaduras defectuosas. La bobina radiante o la tubería y la sección de convección debe ser chequeada para saber su espesor mediante un test no destructivo. Si reparaciones fueron hechas en las secciones código del generador de vapor húmedo, un registro de reparación debe hacerse. Una hoja parcial de datos, forma ASME P-3 para la materia o la tubería usada, debe acompañar al registro de reparación.


2) Las perchas de las tuberías y las perchas de los pernos deben ser inspeccionadas en busca de roturas o deformaciones.

3) Las pruebas hidráulicas de presión deben ser 1-1/2 veces de la máxima presión a la que se puede trabajar y las precauciones de seguridad deben ser tomadas.

Apéndice 6-E Lista de chequeo anual de un generador de vapor

Descripción del ítem

Inspeccionado CondiciónComentariosSI NO OK Fallando Remplazada

Sistema de flujo de aguaBrida de entrada de aguaAmortiguador de succiónVálvula de insolaciónVálvula de drenaje de agua de entradaVálvula enfriante de la bujíaBomba de agua de alimentaciónControl de nivel de aceiteReserva de aceiteBomba de motorCinturón de seguridadBomba bypassBomba de válvula de alivioAmortiguador de descargaOrificio de agua de alimentaciónRegistro de flujo de agua de


alimentación

Válvula de chequeo de entradaVálvula de detención de entradaPrecalentador de agua de alimentaciónVálvulas bypassOrificio desviadoVálvula de ventilación de la bujía radianteSeparador de descarga de vaporVálvula de seguridadVálvula de seguridadIndicadores de seguridadPresión de seguridadTesteo de presión de válvula de seguridadVálvula de ventilaciónVálvula de enfriamiento de bujíaVálvula de drenajeTermómetro con enchufeSección de convecciónVálvula(s) de parada/chequeoEnfriador de muestrasSección radianteVálvula de purgaPanel de anunciosMonitor de llamaAlta temperatura


de vapor

Alta temperatura de tuboAlta temperatura de cañónAlta temperatura de quemadorBaja temperatura de aceiteAlta presión de vaporAlta presión de atomizaciónBaja presión de atomizaciónBaja presión de gasBaja presión de aceiteBaja presión de instrumentador de aireBaja presión de aire de combustiónSistema neumáticoCompresor de aireTanque receptor de aireInterruptor de alta/baja presiónVálvula de alivio de airePresión de amortiguadorVálvula de amortiguadorFiltro de aire de instrumentaciónRegulador de la presión de aireRegulador de la presión de aireTransmisor neumáticoVálvula del transmisor


colectorAmortiguador de tasa de flujo de aguaSeñal de control de quemadorFlujo purga de solenoideAlta purga solenoideBajo fuego solenoideSeñal alta del selectorCargador manual (agua)Regulador parcial (quemador)Posicionador de operador de quemadorControlador de presiónSistema principal de gasEntrada de gasVálvula manual de parada de gasVálvulas de apagado de seguridadVálvula de ventilaciónRegulador de la presión de gasOrificios de bridas de gasSistema piloto de gasVálvula de parada de sistema piloto de gasRegulador pilotoVálvula solenoide pilotoOleoductoVálvula de entrada de aceiteColador de aceite


Válvula manual de bypassVálvula de alivio de la presión de aceiteCalentador de vapor/aceiteVálvula de control de temperaturaControlador de temperaturaVálvula neumáticaCalentador de aceite eléctricoRegulador de la presión de aceiteTermómetroVálvula de retorno de aceiteMedidor de aceiteVálvulas medidoras de aceiteAmortiguador de presiónVálvula de amortiguadorVálvula de quemador de aceiteVálvula solenoideSistema atomizador de aireVálvula de parada de aireRegulador de presión de aireVálvula solenoide de aireVálvula de chequeo de aireSistema atomizador de vaporVálvula de parada de vaporRegulador primario de vapor


Amortiguador de presiónSeparador de vaporVálvula de alivio de presión de vaporTrampa de vaporRegulador de aire secundarioVálvula solenoide de vaporVálvula de chequeo de vaporQuemadorQuemadorMotor sopladorPlaca estabilizadora/difusora de llamaMisceláneaPuertos de observaciónManómetro


Apéndice 6-F

Vendedores de generadores de vapor

Generadores de vapor de un campo petrolífero

Babcock & Wilcox ST Co.Struthers Thermo-Flood Division8900 Fourche Dam Pike RoadP.O. Box 1901Little Rock, AR 72203Telephone: (501) 490-2424Contact: J. D. McNeal

NATCODivision of National Tank Company4550 Pierce RoadBakersfield, CA 93308Telephone: (805) 325-4146Contact: Bert Miles

Daniel En-Fab Systems Inc.3905 Jensen DriveP.O. Box 21361Houston, TX 77226- 1361Telephone: (7 13) 225-49 13

Unidades de cogeneración (Unidades autónomas)

Solar Turbines Inc.Division of Caterpillar


2625 Butterfield Road, Suite 315 WOak Brook, I. 60521Telephone: (708) 572-0303Contact: Cort Van Rensselger

Vogt Machine CompanyDept. 24AP.O. Box 1918Louisville, KY 4020 1 - 19 1 8Telephone: (502) 634- 1500

Depurador de gas combustible

NATCODivision of National Tank Company4550 Pierce Road]8akersfield, CA 93308Telephone: (805) 325-4146

Babcock & Wilcox ST Co.Struthers Thermo-Hood Division8900 Fourche Dam Pike RoadP.O. Box 1901Little Rock, AR 72203Telephone: (50 1) 490-2424

Proveedores de generadores de vapor de un campo petrolífero usados

Virgles Steam ServiceRenfro RoadBakersfield, CA 933 1 2Telephone: (805) 589-2597

capítulo 6 en espaÑol del handbook vapor

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