diseño de cabezal de distribución para generador de vapor en el

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
UNIDAD PROFESIONAL ZACATENCO
SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN
DISEÑO DE CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN
PARA GENERADOR DE VAPOR EN EL FONDO
DE UN POZO PETROLERO MADURO
TESIS
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE
MAESTRO EN CIENCIAS
EN INGENIERÍA MECÁNICA
PRESENTA:
ING. ANGEL SALVADOR CORONA MEJIA
DIRECTORES DE TESIS:
DR. LUIS HÉCTOR HERNÁNDEZ GÓMEZ
DRA. BEATRIZ ROMERO ÁNGELES
MÉXICO. D.F. JULIO 2014
AGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios por darme la oportunidad de existir. Porque estoy vivo y porque tengo una familia
a quien amar.
Gracias al IPN el cual fue mi segunda casa por aproximadamente 8 años, tiempo en el cual aprendí
cosas nuevas que me hicieron una mejor persona
Se de antemano que con un gracias no basta para expresar a todas las personas importantes en mi
vida mi más profundo agradecimiento, quienes con su ayuda, apoyo y comprensión me alentaron
a obtener este logro
A ti mama, aun sabiendo que no existiría una forma de agradecer una vida de sacrificio y esfuerzo,
de la cual he sido testigo quiero que sientas que este logro también es tuyo y para ti, la fuerza que
me ayudo a conseguirlo fue tu apoyo, cariño y comprensión.
A mis hermanos que me han acompañado por todo este camino, gracias por las risas, los momentos
para recordar, los quiero. A mis tíos que con su ejemplo me impulsaron a llegar a este momento y
que en más de una ocasión me han dado su mano para ayudarme o su hombro para llorar. A las
personas que estuvieron al inicio de mi vida conmigo y hoy se encuentran en un lugar mejor y a
aquellas que fue conociendo durante este viaje y hoy son parte importante de mi vida.
A esos hermanos que tienes la oportunidad de escoger, a los que puedo llamar mis amigos, ya que
durante la escuela sabía que no estaba solo.
Al personal de la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación de la Unidad Profesional Adolfo
López Mateos. Al Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología por el apoyo brindado.
Gracias los profesores de la sección de Biomecánica que durante este periodo de la maestría me
parte de su sabiduría y así fortalecer mis conocimientos.
Gracias a mis directores de tesis por guiarme y tolerar mis errores, ayudándome a corregirlos y
alentándome a seguir adelante, por su tiempo, esfuerzo, dedicación y su conocimiento.
Dr. Luis Héctor Hernández Gómez
Dra. Beatriz Romero Ángeles
I
Resumen
Este trabajo forma parte del proyecto SENER-CONACyT (147061) “Sistema Integral para la
Generación de Vapor en Fondo de Pozo.” El trabajo se enfocó en el diseño del cabezal de
distribución de dicho equipo. Su función es inyectar oxigeno (𝑂2), metano como combustible (𝐶𝐻4 )
y agua (𝐻2 𝑂). Esta última se usará para dos propósitos: (1) su evaporación y (2) como una película
protectora de los componentes del generador.
Este cabezal de distribución tendrá una conexión con un tubo “umbilical”, que permite la inclusión
de los tubos de alimentación. Será unido a la cámara de combustión por medio de una brida de
cuello soldable. El diámetro de la boquilla de inyección de oxígeno será de 16.6 mm, mientras que
para el metano será de 5.86 mm. Para este dispositivo se diseñó una carcasa de 101.6 mm, la cual
servirá de protección para el cabezal, donde irán las líneas de alimentación de los fluidos antes
mencionados, así como también las venas por las cuales circulará el agua para la formación de la
película protectora con un espesor de 2 mm. Estudios realizados por el LABINTHAP referentes a
la correcta formación de la película de agua, muestran que para una buena distribución del agua en
el reactor se debe considerar un plato estabilizador con una pendiente de 10°.
Para el dimensionamiento de la carcasa se usó el código ASME para recipientes sujetos a presión.
El espesor calculado y considerando la corrosión fue de 5 mm. De acuerdo a la regulación UW-12
ASME VIII División 1, la soldadura será de categoría B. El material seleccionado para el cilindro
es SA-53 GRADO B y para el cabezal SA 515 GRADO 70.
La integridad estructural se evaluó con el programa ANSYS. La malla empleada tiene 1,186,826
nodos y 581,719 elementos. Estos últimos fueron tetraedros y hexaedros, con un tamaño de
0.088161 mm. Como condiciones de carga se aplicó una presión interna de 200 bares a una
temperatura de 750 °c. De acuerdo con la teoría de falla de von Mises, los esfuerzos máximos están
por debajo del límite elástico del material. La deformación máxima ocasionada por las condiciones
de carga está dentro de parámetros aceptables.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
II
Abstract
This work is part of the project SENER-CONACyT (147061) “Integral system for steam generation
at the bottom of an oil well.” This work was focused on the design of a distribution head, which
injects oxygen (𝑂2), methane as fuel (𝐶𝐻4 ) and water (𝐻2 𝑂) to the steam generator. Water will be
used for two purposes: (1) in the steam generation and (2) as a protective film of the internal
surfaces of the generator.
The distribution head will have a connection with an "umbilical" tube, which allows the inclusion
of feed tubes. It will be joined by a welding |neck flange to the combustion chamber. Oxygen will
be injected through nozzles. Their diameter is 16.6 mm. For the injection of methane, nozzles of
5.86 mm will be used. This device is housed in a shell which will serve as protection for the head.
Its diameter is 101.6 mm. Also, the feed lines and the waterways will be installed. Such waterways
generate a protection film of 2 mm thick. Studies carried out by the LABINTHAP demonstrated
that a good distribution of the water in the reactor is obtained when a stabilizing plate with a 10°
slope is used.
ASME code was used in the design of the housing shell. The calculated thickness is 5 mm. It
withstands the internal pressure and the corrosion which will take place. In accordance with UW12 of ASME VIII Division, category B welds have to be used. The shell and the head will be
manufactured with SA-53 grade B and SA 515 grade 70, respectively.
The structural integrity was evaluated with ANSYS code. The mesh used for this purpose has
1,186,826 nodes and 581,719 elements. The size of tetrahedral and hexahedron elements
is 0.088161 mm. An internal pressure of 200 bar and a temperature of 750 °c were taken into
account. In accordance with the failure theory of von Mises, the peak stresses are below the elastic
limit. The deformation of the components of the generator are in an acceptable range.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
III
Índice general
Resumen
I
Abstract
II
Índice general
III
Índice de figuras
VI
Índice de tablas
IX
Objetivo
X
Objetivos particulares
X
Justificación
XI
Introducción
XII
I.- Estado del arte
1
I.1.- Generalidades
2
I.2.- Exploración
5
I.2.1.- Ingeniería de yacimientos
5
I.2.2.- Yacimientos de petróleo
5
I.2.3.- Roca madre madura
5
I.2.4.- Roca yacimiento
6
I.2.5.- Proceso de migración
7
I.2.6.- Trampas
7
I.2.7.- Sello permeable
8
I.3.- Perforación
8
I.3.1.- Perforación a percusión
8
I.3.2.- Perforación rotatoria
9
I.3.3.- Proceso de perforación
13
I.4.- Regiones petroleras del territorio nacional
14
I.5.- Estimulación de pozos petroleros maduros
17
I.5.1.- Recuperación de petróleo
18
1.6.- Planteamiento del problema
25
1.7.- Metodología de diseño
26
I.8.- Sumario
27
I.9.- Referencias
28
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
IV
II.- Marco teórico
II.1.- Recipientes sujetos a presión
32
II.1.1 Tipos de recipientes
33
II.2 Análisis de esfuerzos en recipientes sujetos a presión
34
II.3 Teorías de falla
35
II.3.1 Teoría del esfuerzo cortante máximo
36
II.3.2 Teoría de falla de la máxima energía de distorsión por unidad de volumen
37
II.3.3 Teoría del esfuerzo principal máximo
39
II.4 Recipientes a presión cilíndricos y esféricos
39
II.5 Esfuerzos térmicos
43
II.6 Diseño de recipientes sujetos a presión
45
II.6.1 Recipientes cilíndricos
46
II.6.2 Recipientes esféricos y cabezas hemisféricas
47
II.7 Diseño de uniones soldadas
49
II.9 Factor de seguridad
52
II.10 Sumario
53
II.11 Referencias
53
III.- Análisis del caso de estudio
III.1.- Generalidades
56
III.2.- Diseño del cabezal de distribución para el generador de vapor
57
III.2.1.- Funcionamiento del cabezal de distribución
58
III.2.2.- Dimensionamiento del cabezal
60
III.3.- Modelado del cabezal de distribución para el generador de vapor
62
III.4.- Diseño de uniones
66
III.4.1.- Uniones soldadas
67
III.4.2.- Unión bridada
68
III.5.- Manufactura de los componentes
70
III.5.1.- Formado del cilindro
70
III.5.2.- Formado de cabezas hemisféricas
70
III.5.3.- Soldadura circunferencial
71
III.6. – Sumario
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
73
V
III.7. – Referencias
73
IV.- Análisis Numérico del Cabezal de distribución
IV.1.- Método de elemento finito
75
IV.1.1.- Antecedentes del método de elemento finito
76
IV.1.2.- Generalidades del método
77
IV.1.3.- Procedimiento de análisis por el del Método de Elemento Finito
79
IV.1.3.1.- Fase de pre procesamiento
79
IV.1.3.2.- Fase de solución
79
IV.1.3.3.- Fase de post-procesamiento
80
IV.1.4.- Aplicaciones del Método de Elemento Finito
80
IV.1.5.- Ventajas y limitaciones del Método de Elemento Finito
81
IV.1.6.- Programas computacionales para el método de elemento finito
82
IV.2.- Implementación de geometría para formación de película de agua
82
IV.3.- Análisis de la integridad estructural del cabezal del generador de vapor
85
IV.3.1.- Discretizado del cabezal
86
IV.3.2.- Aplicación de condiciones de frontera
87
IV.4.- Análisis numérico del cabezal de distribución a una sobrecarga
IV.4.1.- Aplicación de condiciones de frontera
90
90
IV.5. – Sumario
92
IV.6.- Referencias
92
V.- Análisis de resultados
V.1.- Análisis del campo de esfuerzos obtenidos en condiciones normales
94
V.2.- Deformación en condiciones normales de trabajo
96
V.3.- Análisis del campo de esfuerzos obtenidos en sobrecarga
98
V.4.- Deformación en sobrecarga
99
V.5.-Factor de seguridad
101
V.6.- Generación del prototipo rápido
102
V.7.-Sumario
104
Conclusiones
106
Trabajos futuros
109
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
VI
Índice de figuras
Capítulo I
Figura I.1.- Representación de la porosidad en una roca
6
Figura I.2.- Representación gráfica sobre la ley de Darcy
7
Figura I.3.- Perforación a percusión
8
Figura I.4.- Perforación rotatoria
9
Figura I.5.- Sistema de rotación
12
Figura I.6.- Tipos de barrenas
13
Figura I.7.- Regiones petroleras de la república Mexicana
17
Figura I.8. Inyección cíclica de vapor
23
Figura I.9.- Representación método SAGD
24
Capítulo II
Figura II.1.- Representación radio medio y espesor
32
Figura II.2.- Recipiente de almacenamiento
34
Figura II.3.- Recipiente de proceso
34
Figura II.4.- Representación gráfica de los casos de esfuerzo plano
37
Figura II.5.- Estado de esfuerzos tridimensional
38
Figura II.6.- Representación para el análisis de esfuerzos en recipientes cilíndricos
40
Figura II.7.- Representación gráfica de la relación entre los esfuerzos
41
circunferenciales multiplicados por sus áreas
Figura II.8.- Diagrama de esfuerzos recipiente cilíndrico
41
Figura II.9.- Diagrama de esfuerzos recipiente esférico
42
Figura II.10.- Gradiente térmico lineal a través de una pared
44
Figura II.11.- Representación espesor recipiente cilíndrico
47
Figura II.12.- Tipos de cabezas
48
Figura II.13.- Cabeza hemisférica
49
Figura II.14.- Ubicación de las uniones
50
Capítulo III
Figura III.1.- Arreglo esquemático de un DFDSG
56
Figura III.2.- Concepto del generador de vapor.
57
Figura III.3.- Dimensionamiento de las boquillas de inyección
58
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
VII
Figura III.4.- Esquema de inyección.
59
Figura III.5.- Modelado en 3D cabeza hemisférica de la carcasa
63
Figura III.6.- Modelado en 3D del cilindro de la carcasa
64
Figura III.7.- Elementos para la formación de película protectora de agua
65
Figura III.8.- Cabezal con las líneas para la alimentación de fluidos
65
Figura III.9.- Modelado en 3D cabezal de distribución. a) Vista explosionada. b) Isométrico.
66
Figura III.10.- Zonas de interés del cabezal de distribución
66
Figura III.11.- Ubicación del cordón de soldadura
67
Figura III.12.- Tipo de soldadura a utilizar
67
Figura III.13.- Dimensionamiento de la brida
69
Figura III.14.- Rolado para la formación de tubos para recipientes a presión
70
Figura III.15.- Embutido para la formación de cabeza hemisférica
71
Figura III.16.- Inspección de soldadura. a) Visual. b) Por radiografía. c) Por ultrasonido
73
Capítulo IV
Figura IV.1.- Discretización de una aeronave de combate
76
Figura IV.2.- Descripción de elementos. a) Línea. b) Área. c) Volumen.
77
Figura IV.3.- División del dominio en subdominios
78
Figura IV.4.- Geometría del plato estabilizador
82
Figura IV.5.- Análisis del comportamiento del fluido
84
Figura IV.6.- Vectores de velocidad de la geometría con plato estabilizador
85
Figura IV.7.- Modelo en 3D del cabezal de alimentación
86
Figura IV.8.- Discretización. a) Relevancia 0. b) Relevancia 100
86
Figura IV.9.- Discretización de la pieza en programa computacional ANSYS
87
Figura IV.10.- Sujeciones en brida de conexión
88
Figura IV.11.- Aplicación de la presión de operación (20 MPa)
89
Figura IV.12.- Aplicación de la temperatura de operación (730°c)
89
Figura IV.13.- Aplicación de la sobrecarga 40 MPa
91
Figura IV.14.- Aplicación de la temperatura de operación (730°c)
91
Capítulo V
Figura V.1.- Esfuerzos von-Mises en la geometría externa del cabezal
94
Figura V.2.- Esfuerzos von-Mises en la geometría interna del cabezal
95
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
VIII
Figura V.3.- Análisis de esfuerzos von-Mises en la brida
95
Figura V.4.- Ubicación del esfuerzo máximo y mínimo
96
Figura V.5.- Cabezal de distribución. a) Sin deformar. b) Deformada.
96
Figura V.6.- Deformación total en la geometría externa del cabezal
97
Figura V.7.- Deformación total en la geometría interna del cabezal
97
Figura V.8.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría externa
98
Figura V.9.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría interna
99
Figura V.10.- Deformación en la geometría externa del cabezal
100
Figura V.11.- Deformación total en la geometría externa del cabezal
100
Figura V.12.- Deformación total en la geometría interna del cabezal
101
Figura V.13.- Impresora Dimension sst 1200
103
Figura V.14.- Paquetería impresora Dimension sst 1200
103
Figura V.15.- Proceso de impresión de prototipos rapidos
104
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
IX
Índice de tablas
Capítulo I
Tabla I.1.- Grados de densidad API
4
Capítulo II
Tabla II.1.- Eficiencia de uniones
51
Capítulo III
Tabla III.1.- Propiedades mecánicas acero ASTM A-53 GRADO B
60
Tabla III.2.- Propiedades mecánicas acero al carbón SA 515 GRADO 70
61
Tabla III.3.- Partes del cabezal de alimentación
63
Tabla III.4.- Tolerancias en la soldadura circunferencial
71
Capítulo IV
Tabla IV.1.- Perturbaciones en problemas ingenieriles
75
Tabla IV.2.- Condiciones de operación
83
Tabla IV.3.- Información de la malla
87
Tabla IV.4.- Condiciones de frontera y restricciones de movimiento
88
Tabla IV.5.- Condiciones de frontera y restricciones de movimiento en análisis de
sobrecarga
Capítulo IV
90
Tabla V.1 Factores de seguridad cabezal de alimentación
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
102
X
Objetivo
La recuperación mejorada presenta una solución viable para los problemas relacionados con la
extracción del petróleo, siendo los métodos térmicos los que presentan una mayor tasa de
oportunidad de su implementación. La presente tesis forma parte de un proyecto en conjunto, el
cual busca la construcción de un generador de vapor con todos sus componentes. El objetivo
principal de este trabajo es el diseño de un cabezal de distribución como parte de este generador de
vapor. Este cabezal tendrá como función la distribución de los fluidos que intervienen directamente
en la combustión como lo son el metano, oxígeno y agua. Esta última tendrá dos funciones
principales; su evaporación y la generación de una película protectora.
Objetivos particulares
Para alcanzar el objetivo general anteriormente propuesto es necesario el cumplimiento de los
objetivos particulares que se presentan a continuación:

Estudio y entendimiento del proceso de extracción de petróleo, así como también adquirir
una visión global de los métodos de recuperación mejorada que existen actualmente.

Conocer los fundamentos teóricos de recipientes sujetos a presión, los cuales son
utilizados en la industria petrolera.

Conocer las condiciones de frontera a las cuales estará sometida el cabezal a diseñar, así
como también el funcionamiento del generador de vapor.

Realizar el diseño de este cabezal de distribución, tomando en cuenta cada uno de los
parámetros involucrados en su operación.

Realizar un modelo en 3D en un programa computacional del cabezal.

Determinar por medio del Método de Elemento Finito la integridad estructural del cabezal
de distribución.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
XI
Justificación
El trabajo desarrollado en esta tesis es parte del proyecto SENER-CONACYT denominado Sistema
Integral para la Generación de Vapor en Fondo de Pozo (147061) y continuación de la
investigación desarrollada en la tesis “Diseño y análisis numérico de las características mecánicas
de un quemador prototipo como parte de un generador de vapor de fondo de pozo para recuperación
de crudo”.
El declive en las reservas y la producción del petróleo es de considerar, de acuerdo a los boletines
emitidos por las páginas oficiales del Instituto Mexicano del Petróleo. Día a día, la cantidad de
pozos explotados es de consideración, estos pozos periódicamente son abandonados debido a que
el tipo de petróleo que se encuentra al fondo se denomina como pesado y no es factible, tanto en
términos económicos, como tecnológicos, la recuperación de este. Estos pozos, denominados como
maduros, requieren un método no convencional de recuperación. En la actualidad, estos métodos
de recuperación han llegado a ser una práctica común. Se puede decir que todos los pozos han sido
estimulados por lo menos una vez.
En la República Mexicana se han realizado pruebas piloto con métodos térmicos de recuperación
que involucran específicamente el vapor como catalizador para el proceso de extracción del
petróleo pesado. El principal objetivo de los métodos térmicos es aumentar en la temperatura para
reducir la viscosidad del petróleo, permitiendo que fluya de una manera más fácil.
Aproximadamente el 60% de la producción por recuperación mejorada se debe a estos métodos,
en específico la inyección de vapor. Los resultados obtenidos son alentadores y proporcionan la
oportunidad de pensar que la implementación de un sistema de recuperación térmico en cada uno
de estos pozos maduros es viable. Con este trabajo se pretende realizar el diseño de un generador
y su puesta en marcha dentro de un pozo petrolero maduro, se iniciara con un periodo de pruebas
en campo para así determinar si la implementación de este dispositivo es algo factible de hacer en
el territorio nacional.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
XII
Introducción
La extracción del petróleo dentro del territorio nacional se vincula directamente con la economía
de México, debido a que es la fuente más importante de ingresos para el presupuesto federal. De
acuerdo a los boletines de exploración y producción expedidos por la página oficial del Instituto
Mexicano del Petróleo se puede observar que desde el 2006 la producción de crudo ha decaído
como se muestra la Figura 1. [1]
Año
Producción de crudo (miles
3300
de barriles)
3200
3256
2007
3076
2008
2792
2009
2601
3100
PRODUCCIÓN DE CRUDO
(MMDB)
2006
3000
2900
2800
2700
2010
2577
2600
2011
2553
2012
2540
2500
2004
2006
2008
2010
2012
2014
AÑO
Figura 1. Producción de crudo anual 2006-2012 [1]
Consecuentemente, uno de los objetivos es incrementar las reservas a partir de la extracción de
crudo en pozos maduros por medio del desarrollo de tecnología, con base en la inyección de vapor
generado en fondo de pozo. El principio en donde se sustenta está tecnología, es en el efecto
térmico. El desarrollo de un generador de vapor de fondo es lo que se propone. Este debe operar
bajo la tecnología de combustión rápida de alta presión y temperatura y debe controlarse y
ensamblarse desde superficie. Este generador de vapor requiere del diseño de varios componentes
mecánicos para hacer que su funcionamiento sea óptimo. En este trabajo se desarrollará el diseño
de un cabezal de distribución que conectará la cámara de combustión con las líneas de
alimentación, que en este caso serán de metano, oxígeno y agua. El vapor generado en fondo de
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
XIII
pozo con calidades altas constituye una alternativa prometedora y de gran valor para lograr el
incremento del factor de recuperación en pozos maduros. El desarrollo de dicho generador, forma
parte del proyecto SENER-CONACYT denominado Sistema Integral para la Generación de Vapor
en Fondo de Pozo (147061), dentro de este proyecto se realizaron investigaciones paralelas que
quedaron plasmadas en la tesis “Diseño y análisis numérico de las características mecánicas de un
quemador prototipo como parte de un generador de vapor de fondo de pozo para recuperación de
crudo” y “Diseño de un prototipo de laboratorio de cabezal de distribución para la extracción de
crudo en yacimiento petrolero maduro” elaborada por el Ing. Alejandro García Solís y el Ing.
Rafael Espinoza Zavala respectivamente. Para lograr el objetivo anterior, esta tesis se ha
desarrollado con los siguientes capítulos:
En el Capítulo 1 se describe el proceso de extracción del petróleo dentro del territorio nacional,
así como también se presentan las principales zonas productoras. Se realiza una revisión de los
diversos métodos de recuperación mejorada. Se presenta el planteamiento del problema, así como
la metodología de diseño a seguir.
En el Capítulo 2 se realiza la revisión de literatura referente al diseño, cálculo y construcción de
los recipientes sujetos a presión.
En el Capítulo 3 se presenta el diseño del dispositivo para la distribución de los fluidos específicos
que servirán para el funcionamiento del generador de vapor. Se tomaron en cuenta las condiciones
de operación así como también se hizo la selección de los materiales adecuados para su
funcionamiento. Se establecieron los parámetros necesarios para el posterior modelado en 3D.
En el Capítulo 4 se realizó el análisis de este dispositivo por medio del Método de Elemento Finito,
para asegurar la integridad estructural del cabezal de distribución. Se aplicaron las condiciones de
frontera pertinentes, sujeciones, presión de operación y la temperatura.
En el Capítulo 5, se analizaron los resultados obtenidos por el análisis numérico realizado por
medio del Método de Elemento Finito, para asegurar la integridad estructural del cabezal de
distribución. Se evaluaron los factores de seguridad de todos los elementos del cabezal de
distribución y finalmente, se generó un prototipo rápido para posteriores evaluaciones
experimentales no destructivas.
[1] Petróleos mexicanos. Reporte ejecutivo de producción al 1 de enero 2013.Página Web,
www.pep.pemex.com.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
1
CAPÍTULO I
ESTADO DEL
ARTE
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
2
I.1.- Generalidades
Etimológicamente, la palabra petróleo se puede dividir en dos; petro y óleum, cuyos significados
son roca y aceite respectivamente. Por lo que gramaticalmente se puede definir como aceite de
roca [I.1]. A lo largo del tiempo, el petróleo ha recibido gran cantidad de nombres como; Lacus
Asfaltitus designado por los romanos, mumiya por los egipcios, etc. En mayor o en menor escala,
dentro de la Tierra existen emanaciones que han atraído la atención de diversos exploradores.
Con el propósito de extraer el petróleo se han logrado una gran cantidad de avances científicos y
tecnológicos que han permitido detectar estas emanaciones no solo en tierra firme, sino también
en el fondo del mar.
Desde 1859, cuando se inició la explotación del petróleo, los Geólogos, Químicos e Ingenieros se
han dedicado a estudiar e investigar los procesos y características de los hidrocarburos. En 14
décadas de investigación, se ha recabado información de gran valía acerca de las teorías y
diferentes aspectos del origen del petróleo. Estas se fundamentan, en que tanto residuos vegetales
y animales en el proceso descomposición tiene una participación de importancia. Se propone que
la formación del petróleo es de origen vegetal, aunque su contraparte propone que es de origen
animal. De estas teorías se destacan dos [I.2]:
 Teoría vegetal.- La abundancia de algas y otras plantas marinas permiten tener la
creencia de que hay suficiente material para formar petróleo después de su correcto
procesamiento. Dado que en bahías cerradas, pantanos, etc. se dan las condiciones
como temperatura, presión y el tiempo que se necesita.
 Teoría del Carbón.- Se permitió, por medio de experimentos, llegar a la conclusión
de que por la destilación de ciertos tipos de Carbón como el lignifico y el bituminoso
se obtienen hidrocarburos componentes del petróleo.
Tambien existen teorías inorgánicas que explican el origen del petróleo de una manera química.
Las cuales ocurren por medio de reacciones y no intervienen agentes vegetales y/o animales.
Dentro de estas teorías destacan [I.3]:
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I

3
Teoría del carburo.- Fundamentada con experimentos de laboratorio mediante los
cuales, carburos de Calcio, Hierro y otros elementos, en la presencia de agua,
producían hidrocarburos.

Teoría a base de carbonato de Calcio, sulfato de Calcio y agua caliente.- Esta
apoya la idea de que tanto el carbonato y el sulfato de Calcio, ambos elementos de
gran abundancia en la tierra,
pueden producir constituyentes del petróleo
reaccionando con agua caliente.
El término petróleo se emplea generalmente para designar los compuestos resultantes de la
combinación química del Carbón y el Hidrógeno. Estos compuestos se pueden encontrar en
forma líquida, gaseosa, semisólida y sólida. En estado líquido se pueden presentar petróleo de
varios tipos [I.4]:
 Liviano.
 Mediano.
 Pesado.
 Extra pesado.
Estas combinaciones al natural del de Carbón e Hidrógeno posteriormente son sometidas a
procesos específicos para así obtener un gran número de derivados. De acuerdo al tipo de
petróleo, ya sea liviano mediano, pesado o extra pesado tienen características físicas y químicas
que ayudan a diferenciarlos. Estas son [I.5]:
Color.- Los crudos, por transmisión de la luz solar, pueden tener color amarillo pálido,
tonos de rojo y marrón y algunos llegan al negro. Por reflexión de luz las diferentes
tonalidades pueden ir de verdes, pasando por amarillos con tonos azules, hasta
marrones o negros. Los crudos livianos pueden llegar a tener un color blanquecino
lechoso y suele utilizarse en el campo como gasolina cruda. Mientras que los crudos
pesados y extra pesados son negros casi en su totalidad.
Olor.- El olor, en general, es como el de gasolina o cualquier derivado de este. Al
contener Azufre, se torna fuerte y hasta repugnante. Algunos vapores que pueden
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Capítulo I
4
desprenderse, pueden mortíferos, como los que emanan cuando hay presencia sulfuro
de Hidrógeno.
Densidad.- En general, debido a las diversas características del petróleo se estableció una
manera de medir su densidad. Esta es llamada grados API (American Petroleum
Institute). Estos denotan la relación correspondiente de peso específico y la fluidez de
los crudos con respecto al agua. La industria petrolera ha adoptada esta escala para
realizar la comparación y clasificación de los diferentes tipos de crudos que existen.
La ecuación general de los grados API es la siguiente.
141.5
𝑨𝑷𝑰 = 𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎 − 131.5
I.1
La clasificación de los tipos de crudos es prácticamente la misma a nivel internacional y es la que
se muestra en la Tabla I.1:
Tabla I.1.- Grados de densidad API [I.5]
Tipo de crudo
API
Extra pesados
16°
Pesados
21.9°
Medianos
22.0° a 29.9°
Livianos
30° -
Sabor.- Esta propiedad toma relevancia únicamente cuando el contenido de sal es alto.
Esto conlleva a que el crudo tiene que ser tratado para dejar el contenido de sal al
mínimo.
Índice de refracción.- Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de un
cuerpo a otro. Los hidrocarburos generalmente tienen valores de 1.39 a 1.49.
Coeficiente de expansión.- Entre 0.00036°C-1 y 0.00096 °C-1.
Punto de ebullición.- Este no es constante, esta puede variar de la temperatura
atmosférica hasta por arriba de 300° C.
Punto de congelación.- Varía desde 15.5°C hasta -45°C. Esto dependerá del tipo de
crudo y de sus propiedades.
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Capítulo I
5
Poder calorífico.- En BTU/libra puede ser de 15.350 a 22.000.
Calor específico.- El promedio de los crudos es de 0.45.
I.2.- Exploración
El término de exploración en la industria petrolera, define al conjunto de actividades, tanto en
campo, como en oficinas, para para la búsqueda y localización de yacimientos petroleros. Estos
métodos se pueden definir en directos e indirectos [I.6].
 Indirectos.- Se adquieren datos del subsuelo desde la superficie y solo se forman
hipótesis de sus formaciones, clasificación de rocas, etc.
 Directos.- Se derivan del análisis directo de muestras obtenidas del lugar de
exploración mediante diversas técnicas.
El proceso de exploración inicia con reconocimiento de la superficie. Posteriormente, se realizan
estudios sismológicos y determinar si existe petróleo. Con la información obtenida se perfora el
primer pozo, pozo exploratoria, para así confirmar la presencia o no de hidrocarburos.
I.2.1.- Ingeniería de yacimientos
La Ingeniería de yacimientos se pude definir como; la aplicación de métodos y principios
científicos para el estudio del comportamiento de los yacimientos, para así, al ser explotados, se
obtengan la mayor ganancia posible [I.7].
I.2.2.- Yacimientos de petróleo
Los yacimientos se pueden definir como la parte dentro de una trampa que contiene petróleo, gas
o ambas. Se encuentran conectados mediante un solo sistema hidráulico. Algunos yacimientos se
encuentran conectados a grandes masas de agua denominados acuíferos [I.8].
I.2.3.- Roca madre madura
Se trata de materia orgánica con un alto contenido de bacterias con partículas de roca. Después de
un complejo proceso físico-químico que ocurre en el centro de la Tierra, donde restos de seres
vivos se asentaron en los mares junto con arena y arcillas, se forman varias capas a lo largo de la
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Capítulo I
6
costa y del fondo oceánico. Para que se genere el petróleo, estas arcillas con restos de seres vivos,
se necesita que maduren por acción de presión y temperatura [I.9].
I.2.4.- Roca yacimiento
La roca yacimiento debe de tener dos características principales: porosa y permeable. El concepto
de porosidad es básico para la estimulación de reservas. Tiene sus fundamentos en la forma en
como los granos estas distribuidos, la forma en como hacen contacto y que materiales los unen.
La porosidad se puede definir como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la
roca [I.10]:
∅=
𝑉𝑝
𝑉𝑡
I.2
Donde Vp es el volumen poroso y Vt es el volumen total. Durante el proceso de sedimentación,
algunos de los poros desarrollados pudieron haber quedado aislados. Es decir, habrá poros que
estén conectados y otros aislados. Esto conlleva a que se puede clasificar a la porosidad en:
 Absoluta.- Esta considera que el volumen poroso de roca esté interconectado o no.
Una roca puede tener porosidad absoluta y no tener conductividad de fluidos debido a
la falta de conexión entre los poros.
 Efectiva.- Esta porosidad relaciona el volumen poroso interconectado con el volumen
bruto de la roca. Al contrario de la absoluta, este tipo de porosidad es una indicación
de la habilidad de conducir fluidos de la roca.
Algunos autores, definen un tercer tipo de porosidad, porosidad no efectiva, que es la diferencia
que existe entre la absoluta y la efectiva (Figura I.1) [I.11].
Figura I.1.- Representación de la porosidad en una roca [I.12]
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Capítulo I
7
La permeabilidad dentro de la roca yacimiento se pude definir como la habilidad de permitir el
flujo de fluido dentro de espacios porosos interconectados [I.13].
P1
P2
A
Viscosidad µ
q
q
L
Figura I.2.- Representación gráfica sobre la ley de Darcy
De acuerdo con Henry Darcy, en 1956 dedujó la fórmula que puede definir esta capacidad y se
puede enunciar de la siguiente manera; la velocidad de un fluido es proporcional al gradiente de
presión e inversamente proporcional a la viscosidad de este [I.14]:
𝑞𝜇𝐿
𝑘 = 𝐴∆𝑃
I.3
Donde k es la permeabilidad, µ es la viscosidad en la dirección de recorrido del fluido, L denota
la distancia recorrida del fluido, A es la sección transversal del contenedor, P representa a la
diferencia de presión y q es la tasa de producción.
I.2.5.- Proceso de migración
Aunque no es bien conocido, la generación del petróleo en conjunto con los cambios de volumen
de la roca, pueden llegar a provocar altas presiones en puntos específicos. Esto ocasiona micro
fracturas que proporcionan una vía de escape en la roca yacimiento. Este proceso se realiza en
dos ambientes; la migración primaria que se da a través de la roca madre y la migración
secundaria que se da a través de la roca yacimiento [I.15].
I.2.6.- Trampas
El petróleo se encuentra acumulado en estructuras geológicas, las cuales se denominan trampas,
estas generalmente se clasifican en tres tipos [I.16]:
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Capítulo I
8

De tipo estructural.- Estas son generadas debido a plegamientos y fallas.

De tipo estratigráfico.- Provocadas por cambios en la secuencia de los estratos.

De tipo combinado.- Resultado de plegamientos y cambios de porosidad.
I.2.7.- Sello permeable [I.17]
Es la barrera impermeable que limita la trampa y detiene que escape petróleo hacia la superficie.
I.3.- Perforación
El cavar en la tierra para encontrar agua, es una práctica que se lleva a cabo desde tiempos
remotos. En algunas ocasiones, se encontraba con acumulaciones de petróleo. Antiguamente, el
petróleo carecía de un valor. Fue hasta el año de 1859 en Estados Unidos de América, cuando se
comenzó a utilizar al petróleo como fuente de energía y cavar estos pozos. Hallar petróleo se
volvió en proceso de tecnología muy elevada [I.18]
I.3.1.- Perforación a percusión [I.19]
Este método es conocido como a cable, fue el primero que se utilizó en la industria petrolera. Se
hacía uso de una barra de un diámetro y peso específico. Sobre esta se enroscaba una sección
metálica que aportaba mayor peso, rigidez y estabilidad. En la parte superior de esta barra se
colocaba un percutor, al tope de este se conectaba el cable de perforación (Figura I.3).
Figura I.3.- Perforación a percusión
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Capítulo I
9
El principio de este método era subir estas herramientas para después dejarlas caer de una forma
violenta y repetitiva, que como resultado ocasiona el rompimiento de las rocas y genera más
profundidad en el hoyo que se está cavando. Este método era considerado el mejor para
perforaciones con poca profundidad y sobre roca dura. Sin embargo, el proceso es lento y en
formaciones blandas la efectividad de la barra disminuye considerablemente. Como esta
perforación se realiza en seco, este método no ofrece un sostén para la pared del pozo. Aunque
rustico, este fue utilizado hasta la primera década del Siglo XX, hasta que se desarrolló el método
de perforación rotatoria.
I.3.2.- Perforación rotatoria [I.20]
Utilizado por primera vez en 1901 y desarrollado por el capitán Anthony F. Lucas, quien era un
pionero de la industria como explorador. Con innovaciones que lo hacen muy diferente del
sistema a percusión. Sin embargo, el principio básico de funcionamiento es el mismo que el
método de percusión (Figura I.4).
Figura I.4.- Perforación rotatoria
Las innovaciones más marcadas en este tipo de perforación son la implementación de elementos
como:
Planta de fuerza motriz.- La potencia de esta debe de ser suficiente para satisfacer la
demanda del sistema de izaje del sistema rotatorio y del sistema de circulación del
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Capítulo I
10
fluido de perforación. Esta consiste generalmente de uno o más motores para as tener
una mayor flexibilidad de intercambio y aplicación de potencia. Durante la
perforación, la potencia debe de distribuirse entre el sistema rotatorio y el de
circulación de fluido de perforación. Se puede emplear una planta de tipo mecánica,
eléctrica o la combinación de ambas. Generalmente se utiliza gas natural como
combustible.
Sistema de izaje.- La función esencial de este sistema es básicamente la introducción de
la sarta de tubos que reviste la pared del hoyo. Para esto, se requiere de un sistema
robusto con la potencia suficiente para realizar las operaciones sin poner en ningún
tipo de riesgo, tanto al personal, como al equipo de operación. Dentro de este sistema
se encuentran componentes principales como:
Malacate.- Actúa como centro de distribución de potencia para el sistema de izaje
y el sistema rotatorio. La función del carrete principal es la de devanar y
mantener enrollado el cable de perforación. La función de los ejes auxiliares es
enroscar y desenroscar la tubería de perforación y la de revestimiento o para el
manejo de tubos u otros implementos. Su peso puede ser desde 4.5 hasta 3.5
toneladas, de acuerdo con la capacidad de perforación.
Cable de perforación.- Este es el que se devana y desenrolla del carrete del
malacate. Consta generalmente de seis ramales torcidos que a su vez cada uno
está formado por 6 o 9 hebras. Estos cubren el alma del cable que puede ser de
fibras de acero. Este cable debe resistir grandes fuerzas a tensión, desgaste.
Además de ser resistente a la corrosión, abrasión y debe ser flexible. El diámetro
de los cables va de los 22 a los 44 mm. Esto varía de acuerdo a las características
que se requieran.
Cabría de perforación.- Fabricadas en dos tipos; portátil y autopropulsada. Su
principal función es el de perforar, reacondicionar y limpiar los pozos. La altura
de la cabria puede variar desde 26 hasta 46 metros. Se coloca una plataforma a
1/3 de la altura total donde se lleva a cabo el proceso de introducir y sacar la
sarta de perforación. La cabria debe ser resistente, ya que debe resistir vientos de
hasta 160 km/h.
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Capítulo I
11
Aparejo.- Al usar este dispositivo, se busca obtener una mayor ventaja mecánica al
subir o bajar las tuberías utilizadas.
El sistema de rotación es parte esencial de la sarta de perforación, ya que es por medio de sus
componentes que se cava el hoyo. Este sistema se compone de los siguientes elementos:
Junta giratoria
Cuadrante
Malacate
Motores
Mesa rotativa
Junta Kelly
Sarta de
perforación
Barrena
Figura I.5.- Sistema de rotación
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Capítulo I
12
Mesa rotatoria.- Instalada en el centro del piso de la cabria, desempeña dos funciones
principales; dar el movimiento rotatorio a la sarta de perforación y sostener su peso al
momento que se le enrosca otro tubo para dar mayor profundidad al pozo. Teniendo
que resistir tanto cargas estáticas, como de rotación, se construye de una manera
rigida, las dimensiones de esta varían en relación a las especificaciones requeridas.
Junta Kelly.- Es una sección tubular que generalmente tiene una configuración cuadrada,
hexagonal o redonda. Se denomina así debido a su creador. Básicamente, su función
es transmitir el movimiento rotatorio de la mesa rotatoria a la sarta de perforación.
Sarta de perforación.- Está formada por un conjunto de tubos de acero. En el extremo
inferior se encuentra la sarta de las trabarrena y en el otro extremo se encuentra la
barrena de perforación. Recibe todo el movimiento rotatorio de la mesa rotatoria por
medio de la junta Kelly. La sarta se compone principalmente de: la barrena, los lastra
barrena, la sarta de perforación y la junta Kelly. Los componentes se seleccionan de
acuerdo a las características de la roca del yacimiento y del tipo de perforación que se
esté llevando a cabo. Esto determinará si la sarta será flexible, normal, rígidas o con
estabilizadores.
Barrena.- Con un diámetro especifico determinado por la apertura del hoyo que se quiera
tener. Estos pueden ir de 610 a 1068 milímetros o de 24 a 42 pulgadas. Su
funcionamiento es con base en dos principios: romper la roca venciendo sus esfuerzos
de corte y de compresión. El ataque de la barrena inicia con la incrustación de los
dientes en la roca y su posterior avance en esta. De ahí surgen dos tipos que son los
principales; de dientes y de arrastre. Las patentes de las primeras barrenas surgieron en
1901. Los tipos más utilizados en la industria petrolera se clasifican en; tricónicas, de
cortadores fijos y especiales (Figura I.5).
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Capítulo I
a)
13
b)
c)
Figura I.6.- Tipos de barrenas. a) Tricónica. b) Fijos. c) Especiales.
I.3.3.- Proceso de perforación [I.21 a I.23]
El equipo de perforación representa el fin del proceso de exploración, donde se define a la
perfección el mejor lugar a perforar. Se detalla un plan a seguir en cada una de sus fases, se
establecen criterios como la localización del pozo, su profundidad, el tamaño de la barrena a
utilizar, los tipos de lodos a encontrar, etc. Por lo regular se contrata una compañía de
perforación, la cual provee del equipo y la cuadrilla de operarios.
Se desplaza el equipo hacia la ubicación del lugar a perforar, se inicia con el montaje del equipo
como lo es la tubería guía que regularmente se suelda entre sí. El extremo superior de esta se fija
un cabezal de pozo. Los operarios hacen la instalación de la barrena de perforación, los lastra
barrenas, los estabilizadores y en algunos casos rectificadores. Este conjunto baja por el interior
de la tubería guía hasta que se enrosca al elemento tubular superior de la columna de perforación,
este se inserta en la junta Kelly y finalmente se acopla a la unidad rotativa.
La mesa rotatoria comienza a girar, así como la sarta de perforación, es aquí cuando inicia la
perforación. A medida que la barrena penetra, se va añadiendo más tramos a la columna de
perforación, por lo tanto la sarta de perforación se vuelve más larga. Con la finalidad de lubricar
y enfriar la barrena se bombea líquido de perforación. Este transporta los restos de rocas que se
encuentren en el fondo del pozo, generalmente es agua con barita en polvo y otros aditivos.
Mediante bombas se extrae el lodo que se pudo haber formado en el pozo y se envía por la
columna de perforación. El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. Lo
que se bombea en el fondo sirve para compensar los incrementos de presión del fondo de pozo,
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Capítulo I
14
que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a ingresar en el pozo. Lo cual produciría
un golpe de presión y hasta un reventón.
Las superficies de corte que se encuentran en la barrena sufren un desgaste gradual debido a la
acción de triturar la roca. Este disminuye la velocidad de penetración, por lo cual se debe de
reemplazar cada cierto tiempo. Esta acción requiere de una serie de pasos específicos a seguir y
envuelve a casi todos los operarios. La mayoría de los pozos necesitan una forma de evitar el
colapso para que se pueda seguir perforando. La tubería de revestimiento es la encargada de esto.
Esta es bajada por un grupo de operarios hasta el fondo del pozo. Se debe tener la seguridad de
que existe la separación correcta entre la tubería y la formación para permitir el paso del cemento.
La integridad de la operación de cementación se evalúa mediante la ejecución de una prueba
llamada de pérdida de fluido.
I.4.- Regiones petroleras del territorio nacional
Los recursos petroleros hacen referencia a todos los volúmenes de hidrocarburos que se estiman
en el subsuelo. Aunque desde el punto de vista de explotación únicamente se refiere a la parte
potencialmente recuperables. A estas porciones recuperables se les denomina recursos
prospectivos, recursos contingentes o reservas. Los recursos prospectivos es el volumen de
hidrocarburos estimado hasta cierta fecha, de acumulaciones que aún no han sido descubiertas,
pero que se estiman como potencialmente recuperables. Para cuantificarlos se hace uso de la
información geológica y geofísica del área. Los recursos contingentes se refieren a las
acumulaciones potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas [I.24]. Las reservas son
las cantidades que se pretenden recuperar para su comercialización. Estas deben de ser
descubiertas, recuperables, comerciales y que sean sustentables. Existen diferentes categorías de
reservas, estás de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones [I.25]:
 Probadas.- Son cantidades estimadas de aceite, gas y líquidos del gas natural que
demuestran que serán recuperadas comercialmente en el futuro.
 Desarrolladas.- Son las que se espera se recuperen de pozos existentes.
 No desarrolladas.- Se espera su recuperación a través de pozos nuevos en áreas no
perforadas.
 No probadas.- Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones
atmosféricas.
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en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
15
 Probables.- Son aquellas no probadas que gracias a la información geológica y de
ingeniería del yacimiento son más factibles de ser comercialmente recuperables.
 Posibles.- Son las que su recuperación comercial es menos factibles debido a la
información geológica y la ingeniería del yacimiento.
México cuenta con 4 zonas donde se encuentran estas reservas y que son de gran importancia en
la producción petrolera [I.26], las cuales se presentan a continuación (Figura I.6):
Región Marina Noreste.- Incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo
de México, con una superficie de cerca de 166,000 kilómetros cuadrados. Constituida
principalmente por los activos:
 Cantarell.
 Ku-Maloob-Zaap.
La producción promedio diaria durante el 2011 fue de 1,342.7 miles de barriles de
aceite y 1,405.6 millones de pies cúbicos de gas natural.
Región Marina Suroeste.- Ubicada en aguas marinas de la plataforma y talud
continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados.
Dentro de esta región se encuentran los activos:
 Abkatún-Pol-Chuc
 Litoral de Tabasco
Al 1 de enero del 2012, se registra una reserva probada de 2,115.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, es decir, 15.3% del total nacional.
Región Norte.- Posee la mayor extensión de territorio, la cual se extiende a 27 estados e
incluye 1.8 millones de kilómetros cuadrados. La región se compone por cuatro
activos:
 Aceite terciario del Golfo.
 Burgos.
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Capítulo I
16
 Poza Rica-Altamira.
 Veracruz.
Esta región es la que opera el mayor número de campos y por ende la que registra
mayor actividad del país. Durante el 2011, produjo un volumen de 42.4 millones de
barriles de aceite. En este periodo,la cifra de pozos terminados ascendió a 844.
Región Sur.- Con una superficie de 390,000 kilómetros cuadrados, colinda al Norte con
el Golfo de México. Esta región comprende 8 estados: Guerrero, Oaxaca, Veracruz,
Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Consta de cuatro activos:
 Bellota-Jujo.
 Cinco Presidentes.
 Macuspana-Muspac.
 Samaria-Luna.
El Activo Macuspana-Muspac posee el mayor número de campos con 56, seguido del
Activo Bellota-Jujo con 31 campos. Mientras que los activos Cinco Presidentes y
Samaria-Luna son los que menos campos administran con 21 y 13, respectivamente.
La Región Sur produjo en 2011, 193.7 millones de barriles de aceite y 617.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural. Lo que representó una producción diaria de
530.6 miles de barriles de aceite y 1,692.3 millones de pies cúbicos de gas natural.
Estas cifras significaron, a nivel nacional, 20.8 y 25.7 por ciento de las producciones
de aceite y gas natural.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
17
a)
b)
c)
d)
Figura I.7.- Regiones petroleras de la república Mexicana.
a) Región Marina Noreste. b) Región Marina Suroeste. c) Región Norte. d) Región Sur.
I.5.- Estimulación de pozos petroleros maduros
Una fuente atractiva para la extracción de petróleo yace en los campos petroleros que ya existen,
estos son llamados pozos maduros. Con el paso de los años, los campos petroleros maduros
seguirán existiendo y aumentará el número de estos. Los yacimientos se explotan, como máximo
al 40%. Por esta razón, los yacimientos son abandonados. Antes de utilizar un método de
recuperación mejorada, se realiza un estudio del yacimiento para obtener las características
necesarias para así decidir si es factible o no la implementación de esta tecnología [I.27]. La
estimulación de un pozo maduro se puede definir como los procesos a los cuales se crean para
facilitar el flujo del fluido en un pozo. El objetivo principal es el aumento de producción de
petróleo y/o la optimización de patrones de flujo. Esta ha llegado a ser una práctica común,
actualmente se puede decir que todos los pozos han sido estimulados por lo menos una vez. Esta
práctica se ha llevado a pozos de agua, de vapor, etc. [I.28].
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
18
I.5.1.- Recuperación de petróleo
La recuperación de petróleo principalmente se dividen en 3 [I.29]; recuperación primaria,
secundaria y terciaria. El petróleo crudo carece de la habilidad de salir de los poros de la roca en
la que se encuentra. La extracción del petróleo se logra mediante el empuje con otro fluido como
el gas o el agua. A este proceso se le llama desplazamiento.
Recuperación primaria.- Es el desplazamiento que impulsa al petróleo es por medio de
la energía natural que se encuentra ya dentro del yacimiento. Este tipo de producción
utiliza las fuentes de energía presentes en el pozo como lo son; empuje por agua, por
gas en solución, la expansión de la roca y los fluidos, empuje por capa de gas y
drenaje por gravedad.
 Empuje por agua.- Este tipo de recuperación se da cuando el yacimiento está
conectado hidráulicamente a una roca con porosidad saturada con agua. Este tipo
de roca se suelen llamar acuíferos, puede estar debajo de todo el yacimiento o
solamente bajo una parte. Por lo general, el agua se encuentra comprimida. Sin
embargo, al momento de recuperar el petróleo, el volumen de agua se expande
empujándolo.
 Empuje por gas en solución.- Bajo ciertas condiciones de presión y
temperatura, existen yacimientos que contienen gas disuelto. De igual manera
que el empuje por agua. Este método de recuperación ocurre al momento de la
extracción del petróleo, ya que el gas se desprende y empuja el petróleo.
 Expansión de la roca y de fluidos.- Se denomina petróleo subsaturado cuando
este contiene una cantidad menor de gas al que se necesita para saturar al
petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. La energía del yacimiento se
almacena por la compresibilidad que posee tanto la roca como los fluidos. Al
extraer el petróleo, la presión declina, entonces el empuje por gas es el
encargado de desplazarlo.
 Empuje por capa de gas.- Este método de recuperación se da cuando el
yacimiento cuenta con una capa de gas muy grande. En esta se almacena una
gran cantidad de energía. Se libera después de comenzar la extracción de
petróleo. Este tipo de pozos pueden contener una porción de agua en el fondo, lo
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
19
cual permite el uso de un método de recuperación combinado entre la inyección
de gas y agua.
 Drenaje por gravedad.- Es principalmente usado en yacimientos de gran
espesor. Es un proceso muy lento ya que el gas debe migrar al tope del
yacimiento para llenar el volumen que ocupa el petróleo y posteriormente crear
otra capa de gas.
Recuperación Secundaria.- Principalmente se fundamenta en la inyección de agua y/o
gas. La inyección de estos fluidos ayuda al desplazamiento del petróleo. En el caso del
gas, se inyecta para mantener la presión, también se puede inyectar dentro de la
columna de petróleo para lograr el desplazamiento inmiscible de este. Debido a que no
es muy eficiente, es muy poco utilizado en la actualidad.
 Inyección de agua.- El primer patrón de flujo que recibió el nombre de invasión
circular, consistía en la inyección de un solo pozo el fluido invadía los pozos que
se encontraban en la periferia. Estos se convertían en inyectores lo que creaba un
frente circular. Posteriormente, este patrón se cambió a un método donde se
alternaban dos filas de pozos productores por una de pozos inyectores de agua.
Con base a la posición de los pozos productores y los inyectores, la inyección de
agua se puede llevar a cabo de dos maneras.
 Inyección externa.- Se inyecta el agua fuera de la zona del petróleo
principalmente en los flancos del yacimiento.
 Inyección dispersa.- La inyección se lleva a cabo dentro de la zona del petróleo.
La invasión por el agua ocasiona que los fluidos del pozo, como el petroleó y/o
gas se desplacen.
Inyección de gas.- Este fue el primer método que se sugirió para la recuperación
adicional de petróleo. Al inyectar el gas al pozo petrolero, la energía del yacimiento
aumentaba y desplazaba el petróleo. Existen diversos factores como las propiedades de
los fluidos que se encuentren dentro del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría
del yacimiento, las propiedades de la roca, la temperatura y presión del yacimiento, los
cuales que determinan la cantidad de petróleo que puede obtenerse mediante esta
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
20
técnica. De la misma manera que la inyección de agua, la del gas se puede clasificar en
dos.
 Inyección de gas interna.- El gas se inyecta directamente en la zona donde se
encuentra el petróleo. Generalmente se aplica en yacimientos que cuentan con
empuje por gas en solución o en aquellos que no cuenten con una capa de gas
inicial. El gas inyectado previamente emerge a la par que el petróleo.
 Inyección de gas externa.- Se inyecta el gas en la cresta dela estructura donde
se encuentra la capa de gas, generalmente se usa en yacimientos de gran relieve
para permitir que la capa de gas desplace el petróleo.
Recuperación mejorada.- La recuperación mejorada (Enhanced Oil Recovery) es el
conjunto de procesos utilizados para la recuperación de una cantidad mayor de
petróleo en un yacimiento de lo que se logra únicamente con la recuperación primaria
y secundaria. Básicamente, estos métodos consisten en la inyección gases y de
químicos líquidos y/o el uso de la energía térmica. Los químicos más utilizados en
estos procesos son el Nitrógeno, gases de combustión, CO2 e hidrocarburos gaseosos.
Por otra parte los métodos térmicos utilizan el vapor o agua caliente. Existe también la
generación in situ, esta se deriva de la combustión de petróleo en el yacimiento. Este
tipo de recuperación está presente en países productores de petróleo como Venezuela,
U.S.A., Indonesia, Venezuela, Canadá, entre otros.
De este tipo de recuperacion adicional de petróleo se pueden destacar 2 tipos principalmente;
térmicos y no térmicos. Esta división se fundamenta en el tipo de petróleo con el cual el método a
emplear será el más efectivo. El primero es más efectivo con petróleos de tipo pesado mientras
que el segundo es más apropiado con petróleo ligero. Esto no quiere decir que no funcione con
petróleos pesados pero la efectividad es mucho menor.
Métodos no térmicos.- En este tipo de métodos se pueden incluir principalmente
procesos químicos y los miscibles, dentro de este tipo de métodos de recuperación se
encuentran principalmente:
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en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
21
 Invasión con polímeros.- Modificación de la inyección de agua, básicamente es
añadir al agua con la que se inyectará el pozo, una cantidad de polímeros que va
desde 200 hasta 1000 ppm. Esta solución posee gran viscosidad y es gracias a
esta propiedad que la movilidad agua petróleo mejora considerablemente.
 Invasión con surfactantes.- Los surfactantes son básicamente compuestos
orgánicos derivados del petróleo, que mezclados a bajas concentraciones de agua
su tensión interfacial baja. Esta condición ayuda a que el petróleo atrapado se
haga móvil y así lograr su desplazamiento por el fluido que se haya inyectado.
 Invasiones alcalinas.- Es un método donde se emplea un proceso de
emulsificacion. Se requiere la adición en el agua de sustancias como el hidróxido
de Sodio y así lograr un reacción con los ácidos orgánicos del petróleo para que
se generen surfactantes y se provoque el mismo efecto que en la invasión
anterior.
 Inyección de espuma.- Esta se da mediante una acumulación de gas que están
separadas por películas de líquidos. Se inyecta aire, agua y un agente químico
para estabilizar. La inyección de la espuma en la porosidad de las rocas crea
interfaces elásticas, las cuales generan una fuerza que actúa como pistón sobre el
petróleo que es desplazado.
Desplazamientos miscibles.- Estos se dan al inyectar un agente que desplace el petróleo
y que sea miscible con este. La tensión interfacial entre ambos fluidos es nula. Por lo
tanto, el desplazamiento del petróleo se asegura en un 100% por los poros donde el
agente inyectado pase. Este desplazamiento puede ser de primer contacto como el que
ocurre entre hidrocarburos, el dióxido de Carbón y el Carbón. Son usados también
como agentes miscibles de desplazamiento en condiciones donde existe una presión
alta y en crudos de gravedad API elevada. De este tipo de desplazamientos, los de
mayor relevancia son:
 Proceso de tapones miscibles.- Básicamente el proceso consiste en la inyección
de un solvente líquido que se torna miscible después del primer contacto con el
petróleo. Este tapón se inyecta generalmente en forma alternada con agua. Se
requieren bajas presiones y se puede aplicar en un gran número de yacimientos.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
22
 Proceso WAG.- Es un proceso donde ocurre una inyección alternada de agua y
gas creando unos tapones, los cuales se mueven recorriendo la misma ruta en el
yacimiento hasta los pozos productores.
 Inyección de Nitrógeno.- Para que se puede hacer uso de este método, el
yacimiento debe contar con ciertas características específicas como; el petróleo
debe ser ligero, debe haber saturación de metano y el yacimiento debe tener una
profundidad igual o mayor a 5000 pies. Al ser inyectado el Nitrógeno, reacciona
con los componentes livianos del petróleo y se forma una vaporización.
Posteriormente se convierte en una solución que es completamente miscible con
el petróleo y así logra desplazarlo.
Métodos térmicos.- Estos métodos son usados principalmente con petróleos viscosos, ya
que con el incremento en la temperatura se reduce esta viscosidad, permitiendo que el
petróleo fluya de una manera más fácil [I.30]. El método más antiguo conocido es el
de los calentadores de fondo, que se remonta al año de 1865 cuyo principal objetivo
era aumentar la temperatura para reducir la viscosidad. Aproximadamente el 60% de la
producción por recuperación mejorada se debe a estos métodos, en específico la
inyección de vapor. Se dividen principalmente en 2 tipos [I.31]:
 Inyección de fluidos (agua caliente).- Se inyecta agua caliente a través de un
cierto número de pozos, mientras que por otros se produce el petróleo. Durante
el proceso, las cercanías del pozo inyector se calientan y a su vez parte de ese
calor se pierde hacia formaciones cercanas. El agua que se inyecta tiene una
disminución en su temperatura, la cual se mezcla con la temperatura de los
fluidos del yacimiento. Se genera una zona que se calienta, la cual aumenta y
mejora el desplazamiento y la recuperación final.
 Inyección continúa de vapor.- Es un método de empuje con pozos de inyección
y de producción. El vapor se inyecta de una manera continua. Posteriormente
genera una zona de vapor, el cual se condensa y donde se condensa los
hidrocarburos que estén presentes lo harán de igual manera. Como resultado hay
una reducción en la viscosidad del petróleo, sumándose también que se da un
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
23
desplazamiento más eficiente. Este método proporciona una mayor extracción de
petróleo en comparación con la inyección de agua caliente.
 Inyección cíclica de vapor.- Este método consiste en la inyección de una
cantidad de vapor importante directamente al pozo. Esta fase va de 1 a 3
semanas. Posterior a la inyección de vapor, se procede a una fase de remojo, la
cual permite la transferencia de calor al yacimiento. Este proceso se repite hasta
que se calienta un volumen considerable. Por último el vapor inyectado después
de haber calentado el petróleo lo diluye, y lo desplaza hacia los pozos de
producción.
b)
a)
Producción
Inyección de vapor
Vapor
condensado
Petróleo calentado
Vapor
Petróleo
Petróleo
Vapor
condensado
c)
Petróleo
calentado
Vapor
condensado
Petróleo
Figura I.8. Inyección cíclica de vapor.
a) Fase de inyección. b) Fase de remojo. c) Fase de extracción
Este método es aplicado en yacimientos con petróleo pesado para aumentar la tasa de extracción
durante la producción primaria [I.32].
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
24
Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD).- Este método consiste en la
inyección de vapor directamente a un pozo horizontal, esto crea una zona caliente. El
petróleo calentado se desplaza hacia un pozo paralelo inferior y finalmente es
producido. La cámara de vapor creada se mantiene a una presión constante durante
todo el proceso y está rodeada por arena petrolífera fría, lo cual hace que el vapor se
condense. Esto permite que el petróleo drene por gravedad [I.33].
Pozo productor
Pozo inyector
Cámara de vapor
Bitumen caliente
Figura I.9.- Representación método SAGD
Combustión IN-SITU.- Consiste en la combustión del petróleo presente en el pozo. Esto
genera una alta eficiencia térmica. Se inyecta aire, el Oxígeno contenido en ese aire
oxida al petróleo generando calor, monóxido de Carbón, dióxido de Carbón y agua. De
acuerdo a la reactividad del petróleo, se puede generar la ignición de este o se puede
hacer uso de un calentador para provocarla. El calor generado de la combustión del
petróleo reduce su viscosidad, mejorando su movilidad. Existen tres tipos de
combustión:
 Convencional.- La zona de combustión avanza en la misma dirección que los
fluidos.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
25
 En reverso.- La combustión se mueve en dirección contraria a los fluidos.
 Húmeda.- Se inyecta agua en forma alternada con aire. Se crea vapor lo cual
permite utilizar de una mejor manera el calor y reduce los requerimientos de
aire.
1.6.- Planteamiento del problema
Con base en la revisión de la literatura existente de cada uno de los métodos de recuperación
mejorada, la tesis “Diseño y análisis numérico de las características mecánicas de un quemador
prototipo como parte de un generador de vapor de fondo de pozo para recuperación de crudo”
[I.33] y la colaboración de las instituciones involucradas en el proyecto SENER-CONACYT
denominado Sistema Integral para la Generación de Vapor en Fondo de Pozo (147061) , se llegó
a la conclusión de que los métodos térmicos son los que han presentado una mejor solución a la
problemática que enfrenta el sistema petrolero nacional con relación a los hidrocarburos.
El problema es claro, se necesita aumentar las reservas del petróleo en México de una manera
integral y efectiva. Los métodos actúales de recuperación mejorada presentan una oportunidad de
importancia para resolverlo. Sin embargo, México aún no cuenta al 100% con esta tecnología, se
han dado casos donde se han realizado pruebas de la factibilidad del uso de estas técnicas de
recuperación mejorada como la ocurrida en el campo Samaria Neógeno en el 2009, donde se
realizaba una inyección cíclica de vapor. Se hizo la perforación de 8 pozos de diferentes
geometrías para su estudio. Se realizó un análisis en frio de la producción por un periodo de seis
meses para después realizar la inyección de vapor, inyectando 5,000 toneladas de vapor a cada
pozo por un periodo mínimo de 18 meses. Al inyectar el primer ciclo de vapor, la producción
tuvo un incremento de más de 1,000 BPD por día. Estos resultados muestran que la aplicación de
un método térmico para el recobro adicional del petróleo es factible. [I.34]
La aplicación de un método que implica la inyección cíclica de vapor aunque es factible, tiene
limitaciones tales como la profundidad del pozo, ya que entre más profundo, se presentan más
perdidas de energía durante el flujo del vapor. A lo largo de los años, la inyección de vapor
únicamente se ha dado con equipo ubicado en la superficie del pozo. Sin embargo la tecnología
ha ido avanzando en este campo permitiendo la implementación de otras alternativas de
inyección, como lo es la generación de vapor en fondo de pozo. [I.35]
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
26
La generación de vapor en el fondo de pozo es un concepto desarrollado por la empresa Sandia
National Laboratories, la cual fue la iniciadora del desarrollo de estas tecnologías. La principal
ventaja de este método es la reducción de las pérdidas de calor, ya que la combustión toma lugar
muy cerca del manto petrolero. El concepto desarrollado por Sandia National Laboratories se
divide en dos partes, un generador de baja presión y uno de alta presión siendo la mayor
diferencia los productos de combustión. En el de baja presión los productos de combustión son
liberados al ambiente y en de alta presión son usados en el proceso. Existen dos tipos de
generadores de vapor; de contacto directo y de contacto indirecto. Para el presente proyecto el
generador de vapor a diseñar será de contacto indirecto, el cual consta de tuberías que
alimentaran oxígeno, agua y el combustible hasta la cámara de combustión en la cual se
producirá la reacción química que liberara la energía necesaria para evaporar el agua que se
inyectara en forma de gotas. Este tipo de recuperación se apoya principalmente en la inyección de
oxígeno, un combustible y agua en el pozo. Para obtener mejores resultados el agua se debe de
atomizar. [I.36]
El diseño de este generador conjunta varias áreas de Ingeniería, desde el diseño mecánico de cada
uno de sus componentes, hasta los análisis numéricos y/o experimentales para asegurar un
funcionamiento óptimo y seguro.
El generador de vapor de fondo de pozo consta de los
siguientes componentes:

Líneas de alimentación.

Cabezal de distribución.

Cámara de combustión.
Las líneas de alimentación inyectarán oxigeno (𝑂2), metano como combustible (𝐶𝐻4 ) y agua
(𝐻2 𝑂). Esta última se usara para dos propósitos, su evaporación y como una película protectora
de los componentes del generador. Este trabajo se enfocara en el diseño de un cabezal de
distribución que permita la correcta inyección de los fluidos antes mencionados para la correcta y
segura operación del dispositivo.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
27
1.7.- Metodología de diseño
Para el diseño del cabezal se iniciará con la búsqueda bibliográfica sobre los diferentes métodos
térmicos de recuperación mejorada. Posteriormente, con base en requerimientos especiales,
condiciones de trabajo y la revisión de análisis previos de este sistema, los cuales son planteados
por investigadores del Laboratorio de Ingeniería Térmica e Hidráulica Aplicada (LABINTHAP)
del Instituto Politécnico Nacional., quienes trabajan de forma conjunta con el Instituto Mexicano
del Petróleo (IMP). Para el diseño de este cabezal se tomaron en cuenta varias condiciones a las
cuales estará sometido; diámetro máximo de 4 in, temperatura y presión de trabajo.
Se generaran diseños conceptuales del cabezal donde se toma en consideración únicamente la
distancia entre las boquillas, la modificación en la geometría para la obtención de la película de
agua y algunos análisis numéricos donde se toma en cuenta la presión de trabajo máxima. Para el
diseño de cada uno de los componentes del cabezal de distribución se seguirá el Código ASME
para el diseño de recipientes sometidos a presión.
Finalmente se realizará un análisis térmico-estructural por medio del Método de Elemento Finito
con ayuda de un programa computacional, el cual nos proporcionará datos de gran relevancia
sobre los esfuerzos que se generaran en el dispositivo, esto para asegurar una correcta y segura
operación.
I.8.- Sumario
La extracción del petróleo toma gran importancia desde 1859, cuando se inició la explotación de
este. Se han llevado acabo grandes avances en la investigación sobre los procesos y
características de los hidrocarburos, para facilitar su obtención. Debido a las divisiones del
petróleo, existen diversas técnicas de recuperación, dentro de estas se encuentra la recuperación
mejorada. Esta recuperación se auxilia de la inyección de químicos al pozo y de procesos
térmicos, esta técnica ha tenido gran auge en los últimos años debido a que se obtienen buenos
resultados. En México, el campo de aplicación de la recuperación mejorada es grande, debido a la
gran cantidad de campos petroleros abandonados y que dentro de los cuales se localizan los pozos
maduros.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo I
28
I.9.- Referencias
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Recuperación de Crudo Tesis de Maestría en Ciencia. Instituto Politécnico Nacional. SEPIESIME-Zacatenco. 2013
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Capítulo I
30
I.34.- Exploración, P. y Producción, A. I. S. L. Prueba Piloto de Inyección Cíclica de Vapor,
Campo Samaria Neógeno–Primera Etapa, Sección Técnica, Ingeniería Petrolera Vol 52 No 3
2012.
I.35.- Montes Páez, E. G. y Pacheco-Rodríguez, H. D., Aplicación de Nuevas Tecnologías para la
Recuperación de Crudo Pesado en Yacimientos Profundos, Revista de la Facultad de
Ingeniería Fisico-Mecanicas 2012.
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Department of Energy, pp 6-20, 1981.
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en el fondo de un pozo petrolero maduro
31
CAPÍTULO II
MARCO
TEÓRICO
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
32
II.1.- Recipientes sujetos a presión
Se le considera así a cualquier contenedor cerrado que tenga la capacidad de almacenar algún
fluido a una presión [II.1]. En la vida cotidiana se pueden observar muchos ejemplos de este tipo
de recipientes como tanques de gas, tubos, cabinas a presión en aeronaves, etc. En estos
recipientes, un análisis preciso permite calcular el esfuerzo en cualquier punto.
En general, la magnitud del esfuerzo de un recipiente sometido a presión varía en función de la
posición en la pared. Sin embargo, el hecho de que el recipiente tenga un espesor pequeño en la
pared produce una variación en el análisis insignificante. Tal suposición ayuda a desarrollar un
número de ecuaciones simples para la determinación de este. El criterio a seguir para estrablecer
si un recipiente se puede considerar como de pared delgada es el siguiente:
“Si la relación del radio medio del recipiente a sus espesor de pared es de 10 o mayor, el
esfuerzo es casi uniforme y se puede suponer que todo el material de la pared resiste por igual
las fuerzas aplicadas. A este tipo de recipientes se les denomina de pared delgada” [II.2]
Espesor
Radio medio
Figura II.1.- Representación radio medio y espesor.
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Capítulo II
33
Como regla general, los recipientes a presión se consideran de pared delgada cuando la razón del
radio r al espesor de la pared t es mayor a 10, permitiendo determinar los esfuerzos en las paredes
[II.3]. Obviamente, si el recipiente no cumple con el criterio antes mencionado, se considera
como un recipiente de pared gruesa.
Rm
t
Rm
t
> 10 Pared delgada
II.1
< 10 Pared gruesa
II.2
II.1.1 Tipos de recipientes
Existen varios tipos de recipientes, los cuales están clasificados de la siguiente manera:
Recipientes a presión
USO
 Almacenamiento
 De proceso
FORMA
 Cilíndricos
 Esféricos
Los de almacenamiento únicamente sirven para la contención de fluidos a presión, mientras que
los de procesos tienen una amplia gama de usos, tal es el caso de intercambiadores de calor,
reactores, etc.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
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Capítulo II
34
Figura II.2.- Recipiente de almacenamiento
Por otra parte, debido a su forma, el principal uso de ambos es el almacenaje de grandes
volúmenes de fluidos a altas presiones, siendo el esférico el más conveniente [II.1].
Figura II.3.- Recipiente de proceso
II.2 Análisis de esfuerzos en recipientes sujetos a presión
Al analizar un recipiente, el objetivo principal es determinar el esfuerzo en su pared para
garantizar la seguridad. Establecer la relación entre las fuerzas externas aplicadas al recipiente así
como también las fuerzas correspondientes. Para iniciar con un análisis de los esfuerzos que
actúan en un recipiente a presión se deben contemplar todas las condiciones de diseño y
posteriormente determinar todas las fuerzas externas relacionadas.
Entonces se relacionaran estas fuerzas externas al recipiente a presión para así encontrar los
esfuerzos a los cuales será sometido. Se deben tomar consideraciones tales como si las cargas
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
35
generaran algún efecto a corto o largo plazo o si la aplicación de estas será de una manera
uniforme.
Para tener un análisis completo de como los esfuerzos afectan al recipiente en cuestión o qué tipo
de esfuerzo se está aplicando se determina: [II.4]
 La teoría de falla a utilizar.
 El tipo de carga.
 El posible riesgo que el esfuerzo representa para el recipiente.
Generalmente el esfuerzo se puede categorizar como; esfuerzo primario, secundario y pico.
Esfuerzo primario: Se define como cualquier esfuerzo normal o cortante que sea
consecuencia del agente externo aplicado al recipiente. Este esfuerzo es necesario para
satisfacer el equilibrio entre las cargas internas y externas. Generalmente, este esfuerzo es
resultado de la aplicación de una fuerza mecánica, como lo puede ser una presión.
Esfuerzo secundario: Se origina a través de la auto-contracción de una estructura, la cual
debe satisfacer la deformación o desplazamiento para estar en equilibrio con la fuerza
externa aplicada. Los esfuerzos secundarios son auto-equilibrantes. Su mayor
característica es que se trata de una condición de deformación controlada. Ocurren en
discontinuidades estructurales y pueden ser causados por cargas mecánicas o expansiones
térmicas.
Esfuerzo pico: Este es el esfuerzo máximo producido en una región por una concentración
o por algún esfuerzo térmico. Este esfuerzo puede no causar distorsiones significantes
pero podría causar falla por fatiga. [II.5]
II.3 Teorías de falla
La importancia del esfuerzo radica en su ubicación en el recipiente, así como también en la
relación que tuvo con la última falla del recipiente (en caso de haber existido una). Al paso de los
años, un gran número de teorías han sido desarrolladas a partir de combinar la medición de los
esfuerzos y el modo potencial de falla. Desafortunadamente no existe una teoría de falla universal
que explique un caso general de las propiedades del material y el estado de esfuerzos. El
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
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Capítulo II
36
comportamiento del metal generalmente se clasifica en frágil o dúctil. Sin embargo bajo
condiciones especiales, un material dúctil puede fallar frágilmente. Los materiales dúctiles tienen
como característica que 𝜀𝑓 ≥ 0.05 y regularmente tienen una resistencia a la fluencia que a
menudo es la misma a tensión que a compresión, mientras que los materiales frágiles 𝜀𝑓 < 0.05.
Las teorías aceptadas para estos tipos de materiales son: [II.6]
Materiales dúctiles
 Esfuerzo cortante máximo
 Máxima energía de distorsión por unidad de volumen
Materiales frágiles
 Esfuerzo principal máximo
II.3.1 Teoría de falla del esfuerzo cortante máximo
Esta teoría marca que la fluencia del material inicia cuando el esfuerzo cortante máximo de
cualquier elemento se equipara al esfuerzo cortante máximo en un ensayo a tensión de una pieza
del mismo material, también es conocida como la teoría de Tresca.
Al llevar un material dúctil al límite de fluencia se pueden observar patrones de líneas de
desplazamiento a 45°, como el esfuerzo cortante es máximo a 45° es comprensible pensar que de
ahí se deriva el mecanismo de falla.
𝑃
Recordando que para el esfuerzo en tensión simple 𝜎 = 𝐴, y que el esfuerzo cortante máximo
𝜎
ocurre a 45° de la superficie en tensión con una magnitud de 𝜏𝑚𝑎𝑥 = 2 . De tal manera que el
esfuerzo cortante máximo en la fluencia es 𝜏𝑚𝑎𝑥 =
𝑆𝑦
2
. Para un estado de esfuerzo general se
determinan 3 esfuerzos principales, 𝜎1 ≥ 𝜎2 ≥ 𝜎3 .
De tal que el esfuerzo cortante máximo se puede representar de la siguiente manera:
τmáx =
σ1 −σ3
2
≥
Sy
2
o
σ1 − σ3 ≥ Sy
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
II.3
Capítulo II
37
Para propósitos de diseño, la Ecuación II.3 se pude modificar agregando un factor de seguridad,
n.
τmáx =
Sy
o
2n
σ1 − σ3 =
Sy
n
II.4
El esfuerzo plano se presenta comúnmente cuando uno de los esfuerzos principales es 0. Existen
tres casos a tomar en cuenta cuando se usa la Ecuación II.3 para esfuerzo en dos dimensiones.
Caso no. 1: Ocurre cuando, σA ≥ σB ≥ 0 . En este caso, la Ecuación II.3 y se reduce a una
condición de fluencia: σA ≥ Sy .
Caso no. 2: Ocurre cuando, σA ≥ 0 ≥ σB . En este caso, la Ecuación II.3 se convierte en σA −
σB ≥ Sy
Caso no. 3: Ocurre cuando, 0 ≥ σA ≥ σB . En este caso, la Ecuación II.3 cambia a σB ≥ Sy
𝜎𝐵
Sy
Caso 1
Sy
𝜎𝐴
-Sy
Caso 2
-Sy
Caso 3
Figura II.4.- Representación gráfica de la zona de esfuerzos principales seguros
II.3.2 Teoría de falla de la máxima energía de distorsión por unidad de volumen
Predice que la falla ocurre cuando la energía de deformación total por unidad de volumen alcanza
o excede la energía de deformación por unidad de volumen correspondiente a la resistencia a la
fluencia en tensión o en compresión del material. Esta teoría tiene su base en la comprobacion
que los materiales dúctiles que son sometidos esfuerzos hidrostáticos presentan resistencia a la
fluencia exceden en gran medida los valores que resultan en un ensayo a tensión simple. Se
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
38
postuló entonces que la fluencia estaba relacionada con la distorsión angular del elemento
sometido a esfuerzo. Un volumen unitario sometido a un estado de esfuerzos tridimensional,
𝜎1 , 𝜎2 , 𝜎3 , el cual se muestra en la Figura II.5.
𝜎2
𝜎2 − 𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚
𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚
𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚
𝜎1
+
=
𝜎3
𝜎1 − 𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚
𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚
𝜎3 − 𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚
𝜎1 < 𝜎2 < 𝜎3
a) Esfuerzos triaxiales
b) Componente hidrostático
c) Componente de distorsión
Figura II.5.- Estado de esfuerzos tridimensional
El estado es de esfuerzos mostrado en la Figura II.5 es debido a tensión hidrostática como
consecuencia de los esfuerzos promedios que actúan en las direcciones principales:
𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚 =
𝜎1 +𝜎2 +𝜎3
II.5
3
Se puede apreciar que en la Figura II.5 en el inciso b el elemento no sufre una distorsión angular.
Considerando 𝜎𝑝𝑟𝑜𝑚 como un componente de los esfuerzos, este componente se puede sustraer
de ellos, quedando el inciso c como el estado de esfuerzos, el cual está sometido a distorsión
angular pura.
En un caso de tensión 𝜎 , la fluencia podría ocurrir cuando 𝜎 ≥ 𝑆𝑦 . Por lo tanto es considerado
como un esfuerzo sencillo o efectivo del estado general total de esfuerzos dado por 𝜎1 , 𝜎2 , 𝜎3 , el
cual es llamado como esfuerzo de von Mises, en honor al doctor R. von Mises quien colaboró en
el desarrollo de esta teoría.
′
𝜎 =[
(𝜎1 −𝜎2 )2 +(𝜎2 −𝜎3 )2 +(𝜎3 −𝜎1 )2
2
1/2
]
II.6
Mientras que para esfuerzo en dos dimensiones, sean 𝜎𝐴 y 𝜎𝐵 diferentes de cero la ecuación se
puede expresar.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
39
𝜎 ′ = (𝜎𝐴2 − 𝜎𝐴 𝜎𝐵 + 𝜎𝐵2 )1/2
II.7
Esta teoría es conocida también como:

Teoría de von Mises
II.3.3 Teoría del esfuerzo principal máximo [II.7]
Esta teoría nos dice que la falla ocurre al momento en que uno de los tres esfuerzos principales es
igual o sobrepasa la resistencia. Los esfuerzos principales son colocados en forma ordenada 𝜎1 ≥
𝜎2 ≥ 𝜎3 . Entonces se reduce la falla cuando:
𝜎1 ≥ 𝑆𝑢𝑡
𝜎3 ≤ −𝑆𝑢𝑐
O
II.8
Donde 𝑆𝑢𝑡 y 𝑆𝑢𝑐 son las resistencias a la tensión y a la compresión, respectivamente. En el caso
de esfuerzo en dos dimensiones, los esfuerzos principales son dados σA ≥ σB , la ecuación se
pude escribir como:
𝜎𝐴 ≥ 𝑆𝑢𝑡
O
𝜎𝐵 ≤ −𝑆𝑢𝑐
II.9
II.4 Recipientes a presión cilíndricos y esféricos
Los recipientes a presión comúnmente tienen formas geométricas de esferas, cilindros, conos,
elipsoides o alguna mezcla de estos. Cuando se trata de un recipiente de pared delgada, este se
analiza como una membrana y el esfuerzo resultante de presión interna es llamado esfuerzo de
membrana. Estos esfuerzos son generalmente a tensión o compresión y se consideran también
uniformemente distribuidos.
En cualquier recipiente sujeto a una presión, ya sea interna o externa, los esfuerzos se sitúan en
la pared exterior, en es te caso el estado de esfuerzos es triaxial y se pueden definir tres:
𝜎𝑋 = Esfuerzo longitudinal
𝜎𝜑 = Esfuerzo circunferencial
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
40
𝜎𝑟 = Esfuerzo radial
También se pueden presentar esfuerzos a flexión y esfuerzo cortante. El esfuerzo radial es un
directo y se da como el resultado de la presión actuando directamente en la pared del recipiente,
el cual produce un esfuerzo a compresión igual a la presión a la que se encuentra sometida. En
algunos casos, este esfuerzo puede despreciarse debido a que la pared puede ser muy delgada, por
lo tanto se asume para propósitos de análisis que es estado de esfuerzos es biaxial. Al hacer este
análisis, para propósitos de diseño
se debe considerar un factor de seguridad mayor para
compensar ese esfuerzo desconocido. [II.4]
Una esfera es una forma ideal para un recipiente a presión cerrado si el contenido es de peso
insignificante; mientras que uno cilíndrico es buena opción con el inconveniente de las uniones
de los extremos. El análisis comenzara considerando un recipiente cilíndrico, se aísla un
segmento del recipiente a analizar pasando dos planos perpendiculares al eje y un plano
longitudinal por el mismo eje.
𝜎1
2𝑟𝑖
𝜎2
L
Figura II.6.- Representación para el análisis de esfuerzos en recipientes cilíndricos
Las condiciones existentes de simetría hacen que no haya esfuerzos cortantes, ya que estos
causarían una distorsión incompatible de cilindro. A los largo del cilindro únicamente existen
esfuerzos normales, los cuales están representados como esfuerzos circunferenciales (𝜎1 ) y los
longitudinales (𝜎2 ). Estos esfuerzos multiplicados por su respectiva área mantienen al cilindro en
equilibrio con la presión interna.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
41
Multiplicando esta presión por la el área 2𝑟𝑖 L, donde r es el radio interior, genera la fuerza que
actúa sobre el cilindro. Esta fuerza se encuentra equilibrada por las fuerzas que se generan por los
esfuerzos circunferenciales multiplicados por sus respectivas áreas 𝐿(𝑟0 − 𝑟𝑖 ), donde 𝑟0 es el
radio exterior del cilindro. Haciendo la igualación de las fuerzas opuestas se tiene:
p(2ri L) = 2σ1 (r0 − ri )L
II.10
σ1 (r0 − ri )L = P
r0
p(2ri L) = 2P
ri
σ1 (r0 − ri )L = P
Figura II.7.- Representación gráfica de la relación entre los esfuerzos circunferenciales
multiplicados por sus áreas
Considerando al espesor del cilindro t como (𝑟0 − 𝑟𝑖 ), la ecuación para determinar su esfuerzo
circunferencial es:
σ1 =
pri
t
II.11
La Ecuación II.11 solo es válida para recipientes cilíndricos de pared delgada. Sin embargo, el
espesor de pared puede alcanzar un décimo del radio interno y cualquier error al aplicar la
Ecuación II.10 es pequeño. Debido a la suposición de membrana, las fuerzas P en el aro deben de
considerarse tangenciales a este. Las componentes horizontales de las fuerzas P mantienen la
componente horizontal de la presión interna en un estado de equilibrio estático.
El otro esfuerzo principal sobre el cilindro 𝜎2 , actúa de una manera longitudinal a este, y se
determina resolviendo un problema de fuerza axial.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
42
𝜎2
P
Figura II.8.- Diagrama de esfuerzos recipiente cilíndrico
La fuerza desarrollada por la presión interna es 𝑝 𝜋 𝑟𝑖2 , y la fuerza desarrollada por el esfuerzo
longitudinal en las paredes es 𝜎2 (𝜋 𝑟02 − 𝜋 𝑟𝑖2 ). Igualando y despejando 𝜎2 .
p π ri2 = σ2 (π r02 − π ri2 )
σ2 =
II.12
p r2i
(r0 +ri )(r0 −ri )
II.13
Simplificando
σ2 =
pr
II.14
2t
Se puede apreciar que para recipientes cilíndricos de pared delgada, 𝜎2 ≅
𝜎1
2
.
Para recipientes a presión esféricos de pared delgada, se puede utilizar un método análogo para
deducir una expresión. Pasando un plano por el centro de la esfera, un hemisferio queda aislado.
𝜎1 = 𝜎2
P
Figura II.9.- Diagrama de esfuerzos recipiente esférico
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
43
Usando la misma notación antes mencionada, puede obtenerse una ecuación idéntica a la
Ecuación II.14. Sin embargo para una esfera, cualquier sección que pasa por su centro da el
mismo resultado cualquiera que sea la inclinación del plano. Por lo tanto, los esfuerzos máximos
de membrana para recipientes esféricos sometidos a presión de pared delgada son:
𝜎1 = 𝜎2 =
𝑝𝑟
2𝑡
II.15
Es importante resaltar que para tamaño y espesor de pared comparable, el esfuerzo normal
máximo en un recipiente a presión esférico es solo aproximadamente la mitad que en un
cilíndrico. En el recipiente cilíndrico, los esfuerzos longitudinales, paralelos a su eje, no
contribuyen a mantener el equilibrio con la presión interna p que actúa sobre la superficie curva;
mientras que en uno esférico, un sistema de esfuerzos iguales resiste la presión interna aplicada.
Estos son tratados como biaxiales, aunque la presión que actúa sobre la pared causa esfuerzos
locales de compresión sobre el interior iguales a esta presión, los cuales son pequeños y pueden
ser ignorados. [II.7]
II.5 Esfuerzos térmicos
Estos son resultado del cambio de la temperatura del material, ya sea expansión o contracción.
Estos esfuerzos son secundarios debido a que son auto-limitantes. No causan ruptura en
materiales dúctiles excepto por la aplicación de estos de una manera repetida, sin embargo
pueden causar falla por deformaciones excesivas. [II.8]
Las restricciones mecánicas pueden ser externas o internas. Las primeras ocurren cuando el
material está contenido o soportado de una manera que restrinja la expansión térmica. Las
internas suceden cuando la temperatura de un material no es uniforme. El esfuerzo causado por
un gradiente térmico es de carácter interno. Los gradientes de temperatura en un recipiente
pueden ser logarítmicos o lineares a través de este. La diferencia principal entre esfuerzos
mecánicos y los térmicos radica principalmente en la naturaleza de la carga. Las fibras a altas
temperaturas se comprimen mientras que a una baja temperatura se estiran. Los patrones de
esfuerzo solo deben de satisfacer los requerimientos para el equilibrio de las fuerzas internas.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
44
Figura II.10.- Gradiente térmico lineal a través de una pared
Las ecuaciones básicas para esfuerzos térmicos son simples. Sin embargo, se vuelven complejas
al involucrar otras variables como gradientes térmicos, gradientes logarítmicos, restricción
parcial, etc. Si la temperatura cambia en una unidad cubica de una temperatura inicial T1 a una
final T2 y el crecimiento de este se contrae totalmente. A continuación se ejemplificaran 4 casos
de estudio:

Caso 1: La barra se encuentra con restricción solo en una dirección pero es libre de
expandirse en cualquier otra.
𝜎 = −𝐸𝛼(𝑇2 − 𝑇1 )
II.16
Si 𝑇2 > 𝑇1 se trata de un esfuerzo de compresión, mientras que si 𝑇2 < 𝑇1 el esfuerzo
será a tensión.

Caso 2: Restricciones tanto en X y Y.
𝜎𝑥 = 𝜎𝑦 =

−𝛼(𝑇2 −𝑇1 )
1−
Caso 3: Restricciones en las tres direcciones (x, y, z):
𝜎𝑥 = 𝜎𝑦 = 𝜎𝑧 =

II.17
−𝛼(𝑇2 −𝑇1 )
1−2
II.18
Caso 4: si un gradiente térmico linear está a través de la pared del recipiente (figura II.9)
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
45
𝜎𝑥 = 𝜎𝜑 =
±𝛼𝐸(𝑇2 −𝑇1 )
2(1− )
II.19
Este esfuerzo es de flexión. El lado caliente del material se encuentra a tensión, mientras
que el frio está a compresión. [II.4]
Donde:
𝑇1 = Temperatura inicial
𝑇2 = Temperatura final
𝛼= Coeficiente de expansión térmica
E= Modulo de elasticidad
= Coeficiente de Poisson
∆𝑇= Diferencia de temperatura
II.6 Diseño de recipientes sujetos a presión
Al diseñar un recipiente sujeto a presión es necesario tomar en cuenta las diferentes presiones a
las que estará sometido.

Presión de operación: Es aquella presión a las que estará sometido el equipo en
condiciones normales de trabajo.

Presión de diseño: Esta presión es la utilizada en el diseño del recipiente. Esta
regularmente es superior a la presión de operación en un 10%.

Máxima presión de trabajo: Esta presión es a la que puede ser sometido el recipiente,
en condiciones de trabajo después de que el material fue corroído, bajo efectos de
temperatura, en operación normal y bajo el efecto de cargas como la debida al viento y/o
presión hidrostática.

Presión de la prueba hidrostática: Una y media veces la presión máxima permitida de
operación. Si le esfuerzo del material del recipiente a la temperatura de diseño es menor
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
46
que la de la prueba, la presión hidrostática deberá sufrir un incremento proporcional,
(viento, reacciones externas, etc) que puedan causar flexión o tensión longitudinal.

Temperatura de operación: Es la temperatura a la que el metal estará sometido en
condiciones de operación. [II.1]
II.6.1 Recipientes cilíndricos
Este tipo de recipientes son usualmente usados en la industria nuclear y la petroquímica, también
son utilizados como intercambiadores de calor. Generalmente son fáciles de fabricar e instalar,
así como también de dar mantenimiento. El diseño considera un comportamiento lineal.
El mayor parámetro de diseño a considerar es el espesor del cilindro, que usualmente es regido
por la presión interna y en algunas ocasiones por la externa. El espesor requerido para un
recipiente cilíndrico sometido a presión interna es determinado por la ecuación siguiente:
𝑡=
Cuando t<0.5R
o
𝑃𝑅
II.20
𝑆𝐸−0.6𝑃
P<0.385SE
Esta ecuación se puede utilizar para calcular la presión máxima cuando el espesor es conocido:
𝑃=
𝑆𝐸
II.21
𝑅+0.6𝑡
Se pude apreciar que existe una similitud entre la Ecuación II.20 que provee el código ASME con
la descrita en la teoría clásica del esfuerzo de membrana en un cilindro, siendo la única variable
el factor de 0.6P, el cual toma en consideración la no linealidad del esfuerzo que se puede
desarrollar en estos recipientes cuando el espesor excede 0.1R.
De una manera similar la
ecuación para determinar el espesor necesario longitudinalmente para presión interna.
𝑡=
Cuando t<0.5R
o
𝑃𝑅
2𝑆𝐸−0.4𝑃
P<1.25SE
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
II.22
Capítulo II
47
Figura II.11.- Representación espesor recipiente cilíndrico
Donde:
E= Factor de eficiencia de la junta
P= Presión interna
R= Radio interna
S= Esfuerzo permisible por el material
t= Espesor
Cuando el recipiente está sometido a presión externa se generan fuerzas a compresión, las cuales
pueden causar pandeo. Las ecuaciones para este caso pueden ser simplificadas considerando el
pandeo mínimo en términos de distancia, diámetro y espesor del cilindro.
II.6.2 Recipientes esféricos y cabezas hemisféricas
Las cabezas son una parte de gran importancia dentro de los recipientes sujetos a presión. Son
generalmente fabricadas del mismo material que todo el recipiente y pueden ser soldadas. El
diseño geométrico de la cabeza depende de la forma del recipiente, así como también la
temperatura y presión a la que estará sometida. Se pueden encontrar cabezas:
 Planas
 Elipsoidales
 Hemisféricas
 Cónicas
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
48
a) Bridada
b) Hemisférica
c) Elipsoidal
d) Cónica
Figura II.12.- Tipos de cabezas. a) Bridada. b) Hemisférica. c) Elipsoidal. d) Cónica.
La selección de la cabeza se toma con base en su función, consideraciones económicas y su
localización en el recipiente. Los recipientes esféricos sujetos a presión se consideran como
cabezas hemisféricas. [II.8]
El espesor requerido para una cabeza hemisférica, considerando la presión interna es dado por:
𝑡=
Cuando t<0.356R
o
𝑃𝑅
2𝑆𝐸−0.8𝑃
II.23
P<0.665SE
Esta ecuación se puede utilizar para calcular la presión máxima que pude soportar la cabeza
conociendo el espesor. [II.5]
𝑃=
2𝑆𝐸
𝑅+0.8𝑡
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
II.24
Capítulo II
49
Donde:
E= Factor de eficiencia de la junta
P=Presión interna
R=Radio interno
S=Esfuerzo permisible en el material
t=Espesor de la cabeza
Figura II.13.- Cabeza hemisférica
II.7 Diseño de uniones soldadas
Una vez obtenido el espesor mínimo requerido en el recipiente a presión, se deben de unir los
componentes, usualmente se utilizan uniones por medio de soldadura. El escoger la soldadura
como método de unión, depende de varios factores tales como: el tamaño del recipiente, las
condiciones de operación, etc. El Código ASME limita el diseño y uso de estas uniones con base
en el tipo de soldadura, el material y donde estará ubicada.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
50
Categorías en uniones soldadas
Las categorías en las uniones definen la localización en el recipiente, pero no su tipo.
A
C
A
D
A
B
Figura II.14.- Ubicación de las uniones [II.10]
Categoría A: Soldadura longitudinal en la carcasa principal o en boquillas; soldadura en
esferas, cabezas, o recibientes con un lado plano; uniones circunferenciales conectando una
cabeza hemisférica a un recipiente.
Categoría B: Soldadura circunferencial en una carcasa o un una boquilla o conectando una
cabeza hemisférica a un recipiente.
Categoría C: Soldadura conectando bridas, tubos o cabezas planas al recipiente.
Categoría D: Soldadura que conecta boquillas al recipiente.
Tipos de uniones soldadas
Con base en la regulación UW-12 ASME VIII División. 1 se obtienen valores de la eficiencia de
las juntas. El esfuerzo de la costura circunferencial rige únicamente cuando la eficiencia de la
junta circunferencial es menor que la mitad de la eficiencia de la longitudinal. También es
aplicable cuando hay cargas adicionales. La eficiencia de cada unión es dada en la Tabla II.1.
[II.10]
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
51
Tabla II.1 Eficiencia de uniones [II.10]
Eficiencia de la unión al estar
radiografiada
Norma UW-12
100%
Por puntos
Sin
Inspección
Soldadura a tope
unida por ambos
lados. Si se usa
solera como
respaldo se debe
1.00
0.85
0.70
0.90
0.80
0.65
retirar después de
aplicar la soldadura
Soldadura simple a
tope con solera de
respaldo, la cual
permanecerá en el
recipiente
0.60
Unión simple por
un solo lado, sin
-------
-------
solera de respaldo.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
52
Unión traslapada
-------
-------
0.55
con doble cordón
de soldadura
Unión traslapada
con cordón sencillo
0.50
y tapón de
soldadura
-------
-------
-------
-------
Unión traslapada
con cordón sencillo
sin tapón de
soldadura
0.45
II.9 Factor de seguridad
Este factor existe para solventar algún problema con la carga, como que no sea aplicada
homogéneamente o que exista alguna carga súbita, las dimensiones y características del material.
El factor de seguridad está relacionado con los diferentes modos de falla. Estos son aplicados en
materiales donde se tiene la certidumbre de que el funcionamiento será de una manera segura en
condiciones de trabajo normales. La Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME),
sugiere los siguientes criterios como factor de seguridad mínimo:

Un 25% del mínimo especificado de fuerza a tensión a temperatura ambiente.

Un 25% del mínimo especificado de fuerza a tensión a temperatura de diseño.

Un 62.5 % del límite elástico mínimo especificado a temperatura ambiente.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
53

Un 62.5 % del límite elástico mínimo especificado a temperatura de diseño.

Un 80% del esfuerzo mínimo requerido para producir ruptura en el material, al final
de 100,000 horas de trabajo temperatura de diseño.
Sin embargo los códigos europeos de construcción de recipientes sujetos a presión aplican un
factor de seguridad de 1.5. [II.5]
II.10 Sumario
El Código ASME es una base teórica de gran ayuda para realizar el diseño de recipientes sujetos a
presión, los cuales son usados en la industria petroquímica. El correcto diseño de estos, parte de
tener conocimientos básicos de la mecánica de materiales, como lo es el análisis de esfuerzos y
las diferentes teorías de falla existentes. La construcción de estos recipientes abarca varias áreas
como el tipo de soldadura para su unión, el calculó de su espesor así como también tomar en
cuenta la presión y temperatura a la cual estará trabajando. Con base en el Código ASME, se
utilizaran los conceptos teóricos desarrollados previamente para el correcto dimensionamiento y
diseño del cabezal de distribución.
II.10 Referencias
II.1.- Estrada, J, M., Diseño y Cálculo de Recipientes a Presión. Editorial Inglesa pp 1-6, . 2001.
II.2.-Mott, R., Resistencia de Materiales Aplicada, Editorial Prentice-Hall Hispanoamericana SA,
3ª. Ed., México, pp 536-554, 1996.
II.3.-Gere J, M., Mecánica de Materiales, 930 pp. Thomson Learning. Quinta Edición, pp 541550, 2002.
II.4. - Moss, D. R., y Basic, M. M., Pressure Vessel Design Manual. Elsevier, pp 1-10, 2004.
II.5. - Chattopadhyay, S., Pressure Vessels: Design and Practice. CRC press, pp 2-37, 2004.
II.6.- Popov, E. P., Introducción a la Mecánica de Sólidos. Limusa, pp 169-172,1976.
II.7.- Shigley, J. E., Mischke, C. R., Budynas, R. G., Liu, X., y Gao, Z., Mechanical Engineering
Design, McGraw-Hill Vol. 89. New York, pp 213-240, 1989.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo II
54
II.8.-Barron, R. F., y Barron, B. R. Design for Thermal Stresses. John Wiley & Sons, pp 1-5,
2011.
II.9.- Farr, J. R., y Jawad, M. H., Guidebook for the Design of ASME Section VIII Pressure
Vessels. ASME press, 1998.
II.10.-Stewart, M., y Lewis, O. T., Pressure Vessels Field Manual: Common Operating Problems
and Practical Solutions. Gulf Professional Publishing, pp 217-231, 2012.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
55
CAPÍTULO III
ANÁLISIS
DEL CASO DE
ESTUDIO
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
56
III.1.- Generalidades
Como bien se señaló en los capítulos anteriores, el concepto de un generador de vapor no es algo
nuevo. Sin embargo, con el paso del tiempo se han implementado nuevas tecnologías para hacerlo
más eficiente. Los laboratorios Sandia, alrededor de 1980, fueron pioneros en el concepto de
generadores de vapor en fondo de pozo. El generador de alta presión o DFDSG, que es operado
con la inyección de los gases de combustión en la formación, tiene potencial para estimular pozos
maduros (Figura III.1). El problema de este sistema desarrollado por Sandia es la alta corrosión.
Lo cual, principalmente se debe a la formación de ácidos altamente dañinos a la estructura y que
al inyectar los gases de escape al yacimiento.
72”
Vaporizador
de agua
Agua
Bujía
Combustible
Combustor
Aire
Vapor y
gases de
combustión
dentro del
pozo
Termocople
Figura III.1.- Arreglo esquemático de un DFDSG
Las cuatro ventajas principales del uso de un generador de vapor para fondo de pozo son las
siguientes:

Reducción en la contaminación del aire.

Reducción en las pérdidas de calor.

Inyección de vapor más profunda. El DFDSG se puede aplicar a profundidades mayores
de 1800 m.

Los generadores de vapor convencionales están limitados por su tamaño. Sin embargo,
el DFDSG es de menor tamaño y tiene la posibilidad de utilizar agua de mar.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
57
La implementación de un generador de vapor en el fondo de un pozo petrolero maduro reduce
significativamente la contaminación del aire, las pérdidas de calor y puede aplicarse para
profundidades mayores que los sistemas de vapor de inyección desde la superficie. Por otra parte,
los costos asociados con la implementación de este tipo de generadores son muy cercanos a los
costos de un sistema generador de vapor convencional. [III.1]
III.2.- Diseño del cabezal de distribución para el generador de vapor
El concepto básico de un generador de vapor consiste en una parte de alimentación, una cámara de
combustión y finalmente, una tobera por donde saldrá el vapor (Figura III.1). El propósito de este
trabajo es el diseño de un cabezal de distribución, ya que para el correcto funcionamiento del
generador de vapor se necesitan llevar a cabo la inyección de fluidos específicos para que exista la
combustión requerida y se evapore el agua inyectada. Dichos fluidos son:
 Oxígeno (𝑂2).
 Metano como combustible (𝐶𝐻4 ).
 Agua (𝐻2 𝑂).
El agua se usará para dos propósitos, el principal es su evaporación y el segundo para la formación
de una película protectora de los componentes del generador. Este cabezal de distribución tendrá
una conexión con un tubo umbilical.
a)
Cabezal de
alimentación
b)
Líneas de
alimentación
Brida clase
300
Metano
Oxigeno
Cámara de
combustión
Brida clase
300
Figura III.2.- Concepto del generador de vapor. a) Ubicación del cabezal de alimentación en el
generador de vapor. b) Partes del cabezal de alimentación.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
58
Para el diseño de este tipo de cabezal se tomaron en cuenta varias condiciones a las cuales estará
sometido:
 Diámetro máximo de 4 plg.
 El sistema estará sometido a una presión de trabajo de 200 bar.
 Se tiene como parámetros iniciales una temperatura de enfriamiento de 730°C.
 Se debe implementar un diseño al cabezal para la generación de una película de agua
protectora de 2 mm de dimensión.
 El ángulo de los aspersores no influyen en la mezcla, ni en la combustión de esta.
 La longitud total del todo el reactor es aproximadamente de 1 m.
 La inclusión de un plato estabilizador con un ángulo aproximado de 10° para la correcta
distribución del agua.
 Diámetro del cabezal de distribución; 101.6 mm.
 Diámetro de boquillas para inyección de Oxígeno; 16.6 mm.
 Diámetro de boquillas para inyección de metano; 5.86 mm.
Estos datos de diseño fueron proporcionados por el Laboratorio de Ingeniería Térmica e
Hidráulica Aplicada (LABINTHAP) del Instituto Politécnico Nacional.
16.60 mm
33.87 mm
5.86 mm
Espesor (t)
Figura III.3.- Dimensionamiento de las boquillas de inyección
III.2.1.- Funcionamiento del cabezal de distribución
En la generación de vapor, la combustión es una parte fundamental. Esta se puede definir como la
oxidación rápida que genera calor, aunque tambien se puede generar luz [III.2]. La función
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
59
principal del cabezal es la inyección del combustible y el oxidante. La esquematización de cómo
será esta inyección se muestra en la Figura III.4.
Cabezal de distribución
2
3
1
3
2
4
Figura III.4.- Esquema de inyección.
1.- Oxígeno. 2.- Metano. 3.- Agua. 4.- Película de enfriamiento por agua.
 Inyección de combustible, el cual puede ser gas natural o metano.
 Inyección de oxidante, se usará Oxígeno comprimido. El coeficiente de exceso de
oxígeno es 1.0 para excluir penetración del Oxígeno en el yacimiento.
 Inyección de agua, la cual se usa para enfriar paredes de la cámara de combustión por
la generación de una película protectora, la cual tendrá una dimensión de 2 mm.
También esta última será utilizada en la formación del vapor inyectandola en el núcleo
de la llama, teniendo en cuenta, que la cantidad de agua que se evapora es 100% de agua
que se inyecta en el reactor.
Para este dispositivo se diseñará una carcasa, la cual servirá de protección para el cabezal, donde
irán las líneas de alimentación con los fluidos antes mencionados. Así como, las venas por las
cuales circulara el agua para la formación de la película con un espesor de 2 mm.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
60
III.2.2.- Dimensionamiento del cabezal [III.3]
Para el correcto dimensionamiento de la carcasa se utilizará el código ASME para recipientes
sujetos a presión cilíndricos. Este tipo de recipientes son usualmente usados en la industria nuclear
y la petroquímica. Son utilizados como intercambiadores de calor. Generalmente son fáciles de
fabricar, instalar y darles mantenimiento. Su diseño supone que el material tiene un
comportamiento lineal y elástico.
El mayor parámetro de diseño a considerar es el espesor del cilindro, que usualmente es regido por
la presión interna y en algunas ocasiones por la externa. El espesor requerido para un recipiente
cilíndrico para presión interna es determinado por la ecuación siguiente:
𝑡=
𝑃𝑅
III.1
𝑆𝐸−0.6𝑃
Dónde; E = Factor de eficiencia de la junta, P = Presión interna, R = Radio interno, S = Esfuerzo
en el material y t = Espesor de la cabeza.
Material.- Se utilizará un acero ASTM A-53 GRADO B, las tuberías de dicho material están
destinadas a aplicaciones mecánicas y de presión. También es aceptable para usos
ordinarios en la conducción de vapor, agua, gas, y las líneas de aire. Este tipo
de tubería es apta para ser soldada. Así como, para operaciones de formado tales como
enrollado, plegado, y aplicación de bridas.
Tabla III.1.- Propiedades mecánicas acero ASTM A-53 GRADO B
Material
Límite de cedencia
Límite elástico
Elongación %
ASTM A-53 GRADO B
240 MPa
415 MPa
Max. 25
Min. 23
Presión de operación; 200 bar = 20000000 𝑁⁄𝑚2
Presión de diseño; (20000000 𝑁⁄𝑚2 )*(1.1) = 22 000000 𝑁⁄𝑚2
Limite elástico material; 240 000000 𝑁⁄𝑚2
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
61
Eficiencia de la junta; 0.90
Diámetro interior; 0.080 m
𝑡=
𝑃𝑅
(22 000000 )(0.040)
=
= 0.0043 𝑚
𝑆𝐸 − 0.6𝑃 (240 000000). 90 − 0.6(22 000000 )
Tomando en cuenta el factor de la corrosión, el espesor tendrá un valor final de 5 mm
Se realizó el cálculo de espesor parea la cabeza, estas son generalmente fabricadas del mismo
material que todo el recipiente y puede ser soldada. El diseño geométrico de la cabeza depende de
la geometría del recipiente. Así como, la temperatura y presión a la que estará sometida. La
selección de la cabeza se toma con base en su función, consideraciones económicas y
consideraciones de donde estará colocado el recipiente. Los recipientes esféricos sujetos a presión
se consideran como cabezas hemisféricas. El espesor requerido para una cabeza hemisférica
considerando la presión interna es dado por:
𝑡=
𝑃𝑅
III.2
2𝑆𝐸−0.8𝑃
Dónde, E = Factor de eficiencia de la junta, P = Presión interna, R = Radio interno, S = Esfuerzo
en el material y t = Espesor de la cabeza.
Material.- Para aplicaciones que interactúen con vapor se recomienda un acero al Carbón,
los grados utilizados comúnmente para recipientes sujetos a presión son SA 285 GRADO
C, SA 515 GRADO 70 y SA 516 GRADO 70. Se usara el acero al Carbón SA 515
GRADO 70 ya que este es recomendable para condiciones de operación a altas
temperaturas.
Tabla III.2.- Propiedades mecánicas acero al carbón SA 515 GRADO 70
Material
Límite de cedencia
Limite elástico
Elongación %
SA 515 GRADO 70
260 MPa
485 MPa
Max. 21
Min. 17
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
62
Presión de operación; 200 bar = 20000000 𝑁⁄𝑚𝑚2
Presión de diseño; (20000000 𝑁⁄𝑚2 )*(1.1) = 22 000000 𝑁⁄𝑚𝑚2
Limite elástico material; 240 000000 𝑁⁄𝑚2
Eficiencia de la junta; 0.90
Diámetro interior; 0.080 m
𝑡=
𝑃𝑅
(22 000000 )(0.040)
=
= 0.0019 𝑚
2𝑆𝐸 − 0.8𝑃
𝟐(260 000000). 90 − 0.8(22 000000 )
Tomando en cuenta el factor de la corrosión, el espesor tendrá un valor final de 5 mm. Ambos
espesores son considerando la presión a la cual trabajara el generador de vapor internamente.
III.3.- Modelado del cabezal de distribución para el generador de vapor
Hoy en día, las herramientas computacionales son de gran ayuda e importancia al diseñar elementos
mecánicos. El diseño asistido por computadora CAD resulta ser de verdad útil. La principal
finalidad de estas herramientas es la de crear, analizar y optimizar el diseño dentro de la Ingeniería.
Normalmente este tipo de programas proporcionan al usuario una interfaz gráfica que permite
introducir y manipular objetos geométricos en 2 y 3 dimensiones [III.4].
El uso de estos programas ayuda a la reducción de tiempos. Incrementa la productividad ya que el
realizar un dibujo en cualquier programa computacional de dibujo resulta ser hasta 3 veces más
rápido que la forma convencional. Se puede realizar un diseño tridimensional permitiendo una
mayor visualización del componente. Se reutilizan los diseños y se aumenta la precisión en el
dibujo permitiendo así la eliminación de los prototipos.
Para el modelado de este prototipo, se utilizó el programa computacional Solidworks. Este
programa desarrollado por Solidworks Corporation. Con este programa computacional se puede
generar fácilmente dibujos en 2D y en 3D. A partir de los datos de diseño se procedió a realizar el
modelado en 3D de cada uno de los componentes citados en la Tabla III.3. Cada componente se
modeló por separado y al final se realizó un ensamble la carcasa que cubrirá al cabezal, dicho
componente es el que estará sometió a las condiciones de frontera.
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Capítulo III
63
Tabla III.3.- Partes del cabezal de alimentación
Componente
Cantidad
Cabeza hemisférica de la carcasa
1
Cilindro de la carcasa
1
Cabezal con venas de distribución
1
Brida clase soldable
1
5 mm
50 mm
90 mm
Entrada para
Oxígeno
Entrada para
Metano
Figura III.5.- Modelado en 3D cabeza hemisférica de la carcasa
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Capítulo III
64
5 mm
80 mm
90 mm
Figura III.6.- Modelado en 3D del cilindro de la carcasa
Una vez que se modelaron los componentes de la carcasa, en la cual estar contenido el cabezal, se
modeló, tomando en consideración las condiciones para la correcta formación de la película de
agua protectora. Estas fueron 2 principalmente:

La inclusión de un plato estabilizador para la correcta distribución y desplazamiento
del agua.

La integración de las venas por donde correrá el agua de la película protectora.
Este dispositivo tendrá una serie de 5 perforaciones, por las cuales se conectaran los tubos de
alimentación de los fluidos antes mencionados.
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Capítulo III
65
Ángulo 10°
Plato estabilizador
Venas de distribución
Figura III.7.- Elementos para la formación de película protectora de agua
Inyección de Oxígeno
Inyección de metano
Figura III.8.- Cabezal con las líneas para la alimentación de fluidos
Con el modelo en 3D de cada uno de los componentes (carcasa y cabezal con las venas de
distribución), se realizó el ensamble general del prototipo (Figura III.9). El modelo resultante se
guardó con una extensión compatible con el programa computacional ANSYS. Este se utilizó para
realizar el análisis por elemento finito del cabezal de alimentación. Come se mencionó
anteriormente el material seleccionado es usualmente usado en conducción de fluidos y gases para
la industria petroquímica. Con base en las condiciones de frontera; presión, temperatura y las
restricciones se determinó que las zonas de interés en este modelo son los componentes de la
carcasa y la unión con la brida en cuestión.
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Capítulo III
a)
66
b)
Cabeza hemisférica
Brida
Socket-welding
Cilindro
Cabezal con venas
de distribución
Figura III.9.- Modelado en 3D cabezal de distribución. a) Vista explosionada. b) Isométrico.
Cilindro
carcasa
Cabeza
carcasa
Brida
Uniones por
soldadura
Figura III.10.- Zonas de interés del cabezal de distribución
III.4.- Diseño de uniones [III.5]
El procedimiento que más se utiliza actualmente dentro de la fabricación de recipientes a presión
es el de soldadura. El material de aporte, deberá ser compatible con el material base. Al soldar
recipientes a presión, los electrodos más utilizados son el 6010. El cual es un electrodo con polvo
de Hierro en el revestimiento. Esto aumenta la velocidad de depósito, así como tambien, facilita su
aplicación. Tiene un amplio campo de aplicación como en barcos, cañerías y tuberías de presión y
el 7018 que es muy similar. Existen un gran número de métodos para hacer uniones soldadas, la
elección depende principalmente de las circunstancias en las que se dará la soldadura, el Código
ASME y los aspectos económicos.
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Capítulo III
67
III.4.1.- Uniones soldadas
Una vez obtenido el espesor mínimo requerido en el recipiente a presión, se deben de unir los
componentes, usualmente se utilizan uniones por medio de soldadura. El escoger la soldadura como
método de unión depende de varios factores tales como; el tamaño del recipiente, las condiciones
de operación, etc. El código ASME limita el diseño y uso de estas uniones con base en el tipo de
soldadura, el material y donde estará ubicada.
Aplicación
de
soldadura
Figura III.11.- Ubicación del cordón de soldadura
Con base en la regulación UW-12 ASME VIII División 1 se obtienen valores de la eficiencia de las
juntas. El esfuerzo de la costura circunferencial rige únicamente cuando la eficiencia de la junta
circunferencial es menor que la mitad de la eficiencia de la longitudinal. También es aplicable
cuando hay cargas adicionales.
Figura III.12.- Tipo de soldadura a utilizar
Se utilizará una soldadura a tope unida por ambos lados. Si se usa solera como respaldo, se debe
retirar después de aplicar la soldadura. La eficiencia de cada unión es de 0.90. Este valor se utilizará
en el cálculo de los espesores mínimos requeridos para la carcasa del cabezal. La soldadura será de
categoría B, la cual es circunferencial en una carcasa o un una boquilla o conectando una cabeza
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Capítulo III
68
hemisférica a un recipiente. Con respecto a la norma ASME UW-16.1, la cual especifica las
dimensiones del espesor los cordones de soldadura del recipiente [III.3].
𝑎 = 𝑡, 𝑡𝑛
III.3
Donde; a = Espesor del cordón de soldadura, t = Espesor del recipiente y 𝑡𝑛 = Espesor del
recipiente menos las consideraciones de la corrosión
Las consideraciones anteriores indican el espesor y las aproximaciones para determinar las
dimensiones de las soldaduras. Estas se realizan con respecto a los espesores de los elementos de
la carcasa a ensamblar, dicho espesor (a) será de 3 mm. La mayoría de las soldaduras son
circunferenciales, como en la unión entre la cabeza hemisférica y el cilindro así como también la
unión con la brida.
III.4.2.- Unión bridada [III.5]
Los accesorios en los recipientes a presión cuentan con aditamentos como boquillas, válvulas, etc.
En estos casos se utilizan conexiones bridadas, las cuales dan una solución para el ensamble en los
recipientes. La amplia variedad existente en estas es de gran ayuda al diseñar un recipiente a
presión, ya que se adaptan a las diversas necesidades de los recipientes. La selección de la brida
normalmente se hace a partir de la presión de diseño con la cual se calculó el recipiente. De acuerdo
a la forma en la que la brida se une al recipiente es como se dividen en:
 Bridas de cuello soldable (welding neck).- Cuenta con un cono largo el cual
gradualmente cambia su espesor. Dicho cambio se da desde espesor de la brida hasta el
espesor de la pared del tubo. Este tipo de brida se usa para condiciones de operación
severas, como altas presiones o de temperaturas elevadas o menores de cero. Las bridas
de cuello soldable se recomiendan para el manejo de fluidos explosivos, inflamables o
costosos, donde una falla puede ser acompañada de desastrosas consecuencias.
 Bridas deslizables (slip-on).- Debido a su costo más bajo, a la menor precisión
requerida al cortar los tubos a la medida y a la mayor facilidad de alineamiento en el
ensamble son más seleccionadas que las de cuello soldable. Sin embargo estas presentan
una menor resistencia a las condiciones de operación del recipiente.
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Capítulo III
69
 Bridas de enchufe soldable (socket welding).- Cuando se manejan fluidos tóxicos,
altamente explosivos o muy corrosivos, el uso de estas bridas es recomendable, también
es recomendable usarlas en tuberías que trabajan a muy altas presiones.
 Bridas roscadas.- Son recomendables al unir
tuberías difíciles de soldar, como
Aluminio, PVC, etc. No recomendables para condiciones que involucren altas
temperaturas, bajo condiciones cíclicas donde puede haber fugas a través de las cuerdas
en pocos ciclos de esfuerzos o calentamiento.
 Bridas especiales.- Estas son bridas que se fabrican al no encontrar una comercial que
satisfaga las necesidades del diseñador.
La brida a seleccionar será una socket welding, la cual funcionará como conector con resto del
cuerpo del generador de vapor. Esto ayudará en que se pueda realizar un ensamble y desensamble
de una manera práctica. Las dimensiones se muestran en la Figura III.12. Así como, el número de
perforaciones para su sujeción que serán un total de 8.
100 mm
10 mm
90 mm
15 mm
120 mm
Figura III.13.- Dimensionamiento de la brida
III.5.- Manufactura de los componentes. [III.6]
Generalmente, los componentes para la fabricación de los recipientes sujetos a presión son
manufacturados con placas. El formado de los componentes, algunas veces puede presentar una
reducción en el espesor, estos deben de ser considerados por los fabricantes de.
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Capítulo III
70
III.5.1.- Formado del cilindro
El método de fabricación más común es llamada rolado y soldado. La placa es cortada con el
espesor y longitud requeridos. En el caso de recipientes muy largos o con gran espesor se pueden
requerir más de una placa para su construcción. El corte de la placa puede ser por medio de
oxiacetileno o por arco de plasma, ya que estas opciones reducen costos y tiempo de maquinados.
Se obtiene el diámetro correcto cuando los bordes de la placa rolada se unen para aplicar la
soldadura longitudinal. Las placas con un espesor menor a 3 pulgadas son generalmente roladas en
frío, mientras que con un espesor mayor a 3 pulgadas, son roladas en caliente para reducir la fuerza
necesaria para el rolado.
Actualmente, se ofrecen tubos de acero con y sin costura de soldadura, los cuales están enfocados
a la conducción de fluidos y gases, servicios a altas temperaturas. Usualmente utilizados en la
industria petroquímica. Los fabricantes ofrecen espesores desde 3 mm hasta 33 mm.
Figura III.14.- Rolado para la formación de tubos para recipientes a presión.
III.5.2.- Formado de cabezas hemisféricas
Para el formado de las cabezas hemisféricas, elípticas o esféricas es necesario una placa, la cual
debe tener el espesor requerido. Dicha placa es cortada en una forma circular cuyo diámetro debe
permitir la generación de toda la cabeza. Esta placa circular es presionada entre dos dados, los
cuales son manufacturados para darle la forma, así como también deben proporcionar el diámetro
interior y exterior requerido. Es aceptable el soldar dos o más piezas cuando no se logran las
dimensiones esperadas. Se usan las mismas consideraciones de espesor tanto para el formado en
frio o en caliente.
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Capítulo III
71
Placa
circular
Cabeza
formada
Dados
Figura III.15.- Embutido para la formación de cabeza hemisférica.
III.5.3.- Soldadura circunferencial
La soldadura circunferencial, la cual es la que se usara para el ensamble del cabezal, es usualmente
hecha usando un procedimiento combinado de soldadura automática y de soldadura manual. Para
realizar esta soldadura, el recipiente debe ser colocado de forma horizontal en rollos donde se
puedan girar para así generar una soldadura continua. En la Tabla III. 4, se muestran las tolerancias
en el desajuste de los componentes que puede haber al momento de la aplicación de la soldadura.
Tabla III.4.- Tolerancias en la soldadura circunferencial
Espesor (t)
Tolerancia
Más de ½ plg
¼t
De ½ plg a ¾ plg
¼t
De ¾ plg a 11⁄2 plg
De ¾ plg a 11⁄2 plg
De
11⁄
2
plg a 2 plg
Más de 2 plg.
3⁄
16
plg.
1⁄
8
t
1⁄
8
t
1⁄
8
t
Para la correcta aplicación de esta soldadura siempre es necesario emplear sujetadores para
asegurar que cada uno de los elementos se mantenga lo mayor alineados posible. Generalmente se
utiliza soldadura de arco sumergido (SAW). Es un proceso automático, donde un alambre desnudo
es alimentado hacia la pieza. Se caracteriza porque el arco se encuentra sumergido en una masa
fundente. Tiene una tolva la cual se desplaza delante del electrodo, los espesores posibles de soldar
con esta técnica varían desde los 5 mm hasta los 40 mm. Actualmente se usan procesos automáticos
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Capítulo III
72
que controlan desde la velocidad de los elementos a soldar y la cabeza soldadora, la velocidad de
aporte de electrodos, la corriente de soldadura, etc. Este tipo de técnica es altamente recomendable
para su uso en altas temperaturas y presiones, para aplicaciones de la industria de generación,
transporte y petroquímica. Para la reducción de los esfuerzos metalúrgicos y las condiciones no
deseadas [III.7].
Existen diversos métodos de inspección para verificar la calidad de la soldadura. La inspección
visual es el método no destructivo más utilizado. En este método si la soldadura se ve bien, se
acepta o si no, se rechaza. Por otra parte, existen métodos como la inspección radiográfica y el
ultrasonido que permiten una inspección mucho más profunda. La inspección por radiografía
detecta los defectos dentro del conjunto de piezas soldadas. Se utilizan rayos de onda corta
desarrollados para las máquinas de rayos X. Dichos rayos son capaces de penetrar materiales
sólidos y así revelar la mayoría de las imperfecciones de la soldadura, estas imperfecciones
aparecen como áreas oscuras o claras en las películas contra un fondo de contraste después de la
exposición. Esto se debe a que si existe algo menos denso que la soldadura, como un poro o algún
defecto, se absorben menos rayos X oscureciendo la película.
La inspección por ultrasonido es un método rápido y relativamente económico. Emplea ondas de
sonido de alta frecuencia que penetran en los metales y demás materiales a una elevada velocidad.
Generalmente se utilizan dos tipos de equipo ultrasónico, pulso y resonancia. El pulso, es el más
empleado en el campo de la soldadura, utiliza sonido generado en pequeñas ráfagas o pulsos. El
sonido se dirige hacia la pieza con una sonda en un ángulo preseleccionado o en una dirección en
que los defectos reflejaran energía de retorno a la sonda [III.8].
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Capítulo III
73
b)
a)
c)
Figura III.16.- Inspección de soldadura. a) Visual. b) Por radiografía. c) Por ultrasonido.
III.6. – Sumario
Se realizó el diseño del dispositivo para la distribución de los fluidos específicos que servirán para
el funcionamiento del generador de vapor. Se tomaron en cuenta las condiciones de operación así
como también se hizo la selección de los materiales adecuados para su funcionamiento. Se
establecieron los parámetros necesarios para el posterior modelado en 3D por medio de Solidworks,
se exportó este modelo a un formato compatible con la plataforma ANSYS para así poder realizar
el análisis de este dispositivo por medio del Método de Elemento Finito.
III.7. - Referencias
III.1.- Eson, R. L., Downhole Steam Generator-Field Test, Regional Meeting of the Society of
Engineers, pp 8, 1982.
III.2.- Turns, S. R., An introduction to combustion, Mc Graw Hill New York, pp 6-8, 1996.
III.3.- Farr, J. R. y Jawad, M. H., Guidebook for the Design of ASME Section VIII Pressure Vessels,
ASME Press, pp 27-62, 1998.
III.4.- Cecil, J., Jay, H. y Dennis, S., Dibujo y Diseño en Ingeniería, 6ta Edición, Ed. Mc GrawHill, pp 19-30, 2004.
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en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo III
74
III.5.- Megyesy E. F., Manual de Recipientes a Presión. Diseño y Cálculo, Editorial Limusa,
Mexico, pp 140-150, 1992.
III.6.- Stewart, M. y Lewis, O. T., Pressure Vessels Field Manual: Common Operating Problems
and Practical Solutions, Ed. Gulf Professional Publishing, pp 217-231, 2012.
III.7.- Otegui, J. L y Rubertis, E., Cañerías y Recipientes a Presión, Editorial UNMdP Argentina,
pp 210-211, 2008.
III.8.- Jeffus, L., Manual de Soldadura GTAW (TIG), Editorial Paranininfo, pp 185-186, 2008.
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74
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS
NUMÉRICO DEL
CABEZAL DE
DISTRIBUCIÓN
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Capítulo IV
75
IV.1.- Introducción al Método del Elemento Finito
Existe un gran número de problemas reales de Ingeniería para los cuales no se puede obtener una
solución que se acerque a la realidad. Esto puede deberse a la complejidad de las ecuaciones
diferenciales que lo gobiernan o bien las dificultades con las condiciones que intervienen con
este. Para éste tipo de problemas se puede auxiliar con aproximaciones numéricas. Se acepta que
los métodos de análisis directos que son más utilizados en Mecánica se pueden clasificar en dos
grupos; diferencias finitas y elementos finitos. Para las diferencias finitas, se escriben ecuaciones
diferenciales por cada nodo, esto proporciona un resultado cercano en un grupo de ecuaciones
lineales simultáneas. Aunque este método es fácil de entender y de utilizar en problemas simples,
se vuelve difícil al involucrar geometrías o condiciones de frontera complejas. Por otra, parte los
elementos finitos usan formulaciones integrales para desarrollar sistemas de ecuaciones
algebraicas.
Tabla IV.1.- Perturbaciones en problemas ingenieriles
Tipo de problema
Parámetros causantes de perturbaciones en un sistema
Mecánica de solidos
Agentes externos (presión, momentos, etc.)
Transferencia de calor
Diferencia de temperatura
Dinámica de fluidos
Diferencia de presión
Redes eléctricas
Diferencia de voltaje
El Método del Elemento Finito es una técnica de análisis numérico para obtener soluciones
aproximadas para una amplia variedad de problemas de ingeniería que involucran esfuerzos,
transferencia de calor, fluido, etc.
La inclusión de estos métodos numéricos es de gran ayuda en casos cuando un análisis
experimental no puede ser realizado, debido a diferentes razones como, por ejemplo, que los
componentes sean de gran tamaño. El Método de Elemento Finito se apoya en la discretización
de un dominio, en un gran número de elementos para así obtener la solución. Básicamente, un
problema puede ser dividido en sub-problemas y su solución es obtenida mediante la unión de
cada una de las soluciones de estos sub-problemas. Esto es logrado mediante la división de la
geometría a analizar en un gran número de formas simples [IV.1].
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
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Capítulo IV
76
IV.1.1.- Antecedentes del Método del Elemento Finito [IV.2]
El empleo de métodos de discretización y aproximación numérica para la obtención de soluciones
es conocido desde tiempos antiguos. Los egipcios utilizaban métodos de discretizado para
determinar el volumen de las pirámides. Arquímedes, de igual manera, usaba este principio para
calcular áreas y volúmenes. Por otro lado, en oriente, el matemático chino Lui Hui hacia uso de
un polígono regular para calcular longitudes de circunferencias.
El desarrollo de este método como se conoce hoy en día ha estado ligado a lo hecho por Courant
en los años 40, donde propone el uso de funciones polinómicas para la formulación en
subregiones triangulares. Esto para la aproximación de soluciones. Sin embargo no fue hasta el
trabajo presentado por Turner, Clough, Martin y Topp donde introdujeron la aplicación de
elementos finitos simples como barras y placas triangulares, con la aplicación de cargas en su
plano, para realizar el análisis de estructuras aeronáuticas que formalmente se utilizó el término
de discretizado. Oden, con su trabajo de revisión a trabajos previos, aporto de manera
significativa en el campo de las matemáticas al método. Al pasar de los años han surgido un gran
número de aportes al desarrollo del método y sin lugar a dudas esto ha beneficiado a su
aplicación.
Figura IV.1.- Discretización de una aeronave de combate [IV.3]
En la actualidad, el uso de este método es amplio en la industria y continúan apareciendo un gran
número de investigaciones en este campo. Las herramientas computacionales han aportado un
medio eficaz para la aplicación de este método, ya que la unión de métodos de análisis con las
técnicas de diseño y fabricación permite la realización de un diseño más confiable.
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Capítulo IV
77
IV.1.2.- Generalidades del método
En cualquier sistema a analizar por este método se pueden definir 3 aspectos:
 Dominio es el espacio geométrico donde se analizará el problema.
 Condiciones de frontera, son todas las variables conocidas y que afectan al sistema
que se analizará. Estas pueden ser; cargas, desplazamientos, temperatura, etc.
 Incógnitas, son las variables que se desean conocer después de la aplicación de las
condiciones de carga y frontera.
La idea principal de este método, parte de la división de un elemento continúo en un conjunto de
pequeños elementos. Dependiendo de la naturaleza física del problema, pueden ser líneas, áreas o
volúmenes. Cada elemento es identificado por el número de nodos que es definido por una
secuencia global de números de nodos.
a)
1
2
b) 3
)
2
1
c)
)
3
4
2
1
Figura IV.2.- Descripción de elementos. a) Línea. b) Área. c) Volumen.
Los elementos están interconectados por una serie de puntos llamados nodos. Estos nodos
especifican la localización en coordenadas en el espacio, donde los grados de libertad y acciones
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
78
del problema físico existen. Sobre estos nodos se evaluan las incógnitas fundamentales del
problema.
Nodo
Figura IV.3.- División del dominio en subdominios
En elementos estructurales, estas incógnitas son los denominados desplazamientos nodales, ya
que a partir de estos se puede calcular las incógnitas restantes como tensiones, deformaciones
unitarias, etc. También son denominadas grados de libertad, los cuales determinan el estado y/o
posición del nodo. Dependiendo del tipo de problema estudiado, estos grados de libertad pueden
ser:
 Desplazamientos.
 Temperatura.
 Presión.
 Velocidad.
 Potencial eléctrico.
 Potencial magnético.
El sistema, debido a las condiciones de frontera, evoluciona a un estado final. En dicho estado
final se puede determinar incógnitas como; esfuerzos, deformaciones unitarias, etc. Al plantear la
ecuación diferencial que rige el comportamiento del medio continuo para el elemento, se
obtienen las fórmulas que relacionan el comportamiento interior, con los valores que tomen los
grados de libertad. Esto se realiza mediante interpolaciones. Conociendo las matrices que definen
el comportamiento del elemento se ensamblan y se forma un conjunto de ecuaciones lineales,, las
cuales nos proporcionan los valores de los grados de libertad en los nodos deseados.
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Capítulo IV
79
IV.1.3.- Procedimiento de análisis por el Método de Elemento Finito [IV.4]
Aunque el procedimiento del MEF puede variar dependiendo del problema y de la solución, las
etapas básicas involucradas en cualquier análisis son similares y consisten en:
IV.1.3.1.- Fase de pre procesamiento
En esta fase se define la geometría, las propiedades de los materiales que estarán en el
modelo, el tipo de elemento a utilizar, así como también, el tipo de análisis a realizar.
Posterior a esto se prosigue con los siguientes aspectos:
 Desarrolla y discretiza el dominio en nodos y elementos. Se selecciona el más
apropiado para el análisis, ya que la variación del tamaño y el tipo son primordiales
para la solución del problema, muchas veces esta selección se realiza con juicio
ingenieril. La discretización es la parte fundamental del método, ya que la precisión
del resultado dependerá de los detalles de esta.
 Se asume una función de forma para representar el comportamiento físico de un
elemento.

Se desarrollan las ecuaciones para el elemento, las cuales se obtienen utilizando los
principios teóricos disponibles. Estas ecuaciones describen la relación entre los grados
de libertad y los parámetros nodales para el elemento.
 Se unen los elementos para representar el problema en su totalidad.
 Finalmente, se aplican las condiciones carga y de frontera, las ultimas son las
restricciones o soportes que puedan existir en el problema. Dichas condiciones
comúnmente especificadas en valores conocidos.
IV.1.3.2.- Fase de solución
Durante esta fase se permite aplicar las condiciones de carga y frontera. Con el modelo ya
generado se procede a obtener la solución deseada al problema planteado. Durante esta fase
se:
 Resuelve una serie de ecuaciones algebraicas lineales y no lineales de una manera
simultánea para obtener una solución nodal, como lo puede ser valores de
desplazamiento o temperatura.
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Capítulo IV
80
IV.1.3.3.- Fase de post-procesamiento
En esta fase se tienen las herramientas necesarias para mostrar los resultados, los cuales se
pueden mostrar en forma de gráficas y/o animaciones. Por otra parte se pueden generar
análisis posteriores al modelo, tales como una secuencia de carga y descarga y la obtención de
información adicional como esfuerzos principales, transferencia de calor, etc.
IV.1.4.- Aplicaciones del Método de Elemento Finito [IV.5]
El MEF puede ser utilizado para resolver cualquier problema en varias áreas de Ingeniería como
Mecánica de Sólidos, de Fluidos, Térmicos e incluso análisis estáticos y transitorios. Los
problemas que pueden ser resueltos por este método se pueden dividir en de equilibrio, de valor
propio y transitorios. Los problemas de equilibrio generalmente son estables, es decir, las
condiciones de frontera y cargas aplicadas no cambian conforme al tiempo, algunos problemas
típicos son:
 Análisis estático de vigas, placas, carcasas, puentes y estructuras de concreto.
 Distribución de temperatura en sólidos y fluidos.
 Análisis de esfuerzos en recipientes sujetos a presión, materiales compuestos y
cualquier componente mecánico.
Los problemas de valor propio de igual manera son estables, sin embargo incluyen la estimación
de los modos de vibración y las frecuencias naturales en sólidos:
 Frecuencia natural y estabilidad en estructuras
 Frecuencias naturales y estabilidad en aeronaves, cohetes y misiles.
En los problemas transitorios, el MEF estudia problemas de propagación en medios continuos
con respecto al tiempo:
 Propagación de esfuerzos, respuesta de las estructuras a cargas periódicas.
 Respuesta de aeronaves a cargas súbitas, así como su respuesta dinámica.
 Transferencia de calor, análisis de motores a combustión interna, turbinas, etc.
 Mecánica de la fractura bajo cargas dinámicas.
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Capítulo IV
81
IV.1.5.- Ventajas y limitaciones del Método de Elemento Finito [IV.6]
Aunque este método puede aplicar a casi cualquier problema, no quiere decir que sea la única
solución. Existe gran número de métodos numéricos disponibles. Sin embargo, dependiendo de
la complejidad del problema se debe hacer la selección del método correcto. Tiene numerosas
ventajas sobre otros métodos numéricos, algunas de estas son:
 Este método es aplicable a cualquier problema real como análisis de esfuerzos, de
fluidos, transferencia de calor, etc.
 No existen restricciones acerca de la geometría, se pude utilizar prácticamente
cualquier geometría compleja.
 No hay restricciones en la aplicación de las condiciones de frontera.
 Se pueden analizar materiales isotrópicos, ortotrópicos, así como compuestos.
 La precisión deseada puede ser obtenida con la implementación de una malla que se
adapte a las necesidades del diseñador.
 Existe una gran variedad de programas computacionales que ayudan en la aplicación
de este método numérico.
Algunas limitaciones del MEF son:
 La solución obtenida puede ser utilizada para solo un problema específico.
 Una gran cantidad de datos es requerida
 Generalmente se tiene que analizar una gran cantidad de resultados.
 La experiencia, un buen juicio ingenieril y un entendimiento del problema físico son
requeridos para el modelado en el MEF.
 Una pobre selección del elemento o la discretización puede llevar a resultados
erróneos.
IV.1.6.- Programas computacionales para el método de elemento finito
El avance tecnológico en el área de las computadoras ha sido de ayuda en el desarrollo de
programas computacionales para realizar análisis por MEF. Hoy en día existen una gran variedad
de estos programas como; ANSYS, Msc/Nastram, NISA, ABAQUS, ALGOR, ADAMS, etc. Todos
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Capítulo IV
82
estos ofrecen poder, flexibilidad, una interfaz amigable, etc. Para la correcta selección de un
programa computacional, este debe de ofrecer los siguientes aspectos:
 Una buena colección de elementos finitos.
 Base de datos de materiales.
 Una buena colección de procesamiento.
 Generación autónoma de malla
 Documentación en línea.
 Mostrar animaciones de las geometrías con deformación.
 Documentación en línea.
IV.2.- Implementación de geometría para formación de la película de agua
El análisis del flujo de fluidos se hace con base en los principios fundamentales de la Mecánica
de Fluidos, que estudia el comportamiento de estas sustancias, tanto en reposo como en
movimiento y evalúa sus efectos sobre el entorno que lo rodea.
Durante el funcionamiento del generador de vapor, se lleva a cabo una combustión de metano y
Oxígeno a altas presiones. La temperatura que se alcanza es superior a la temperatura de fusión
del material del reactor. Por esa razón, debe protegerse la pared interior del reactor por medio de
una película de agua, que no debe romperse por ningún motivo, ya que esto provocaría la fusión
del reactor.
Estudios realizados por el LABINTHAP de la ESIME Zacatenco del Instituto Politécnico
Nacional referentes a la correcta formación de la película de agua, muestran que para una buena
distribución del agua en el reactor se debe considerar un plato estabilizador de 10°. El plato
inclinado con área anular compensada, proporciona mejores resultados, pues evita la formación de
vórtices en el interior de su área anular. Por lo que al descender el fluido y generar la película de
enfriamiento no se observa un flujo perturbado. Con el objeto de la generación de una película de
agua uniforme de entre 2 y 2.5 mm de espesor, que servia de protección y enfriamineto del sistema de
generación de vapor, se estudiaron diferentes geometrías, así como su influencia en la dinámica de
esta.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
83
10°
Figura IV.4.- Geometría del plato estabilizador
Tabla IV.2.- Condiciones de operación
Fluido
Agua
Flujo másico de agua
0.75, 1.125 y 1.5 kg/s
Diámetro del plato estabilizador
91.5 mm
Diámetro del tubo de Oxígeno
16.6 mm
Diámetro del tubo de metano
5.86 mm
Diámetro cabezal
101.6 mm
Las condiciones de frontera y de simulación del flujo de agua en el sistema son:

El fluido transportado cumple con un régimen estacionario y transitorio

La velocidad de corriente incide paralelamente en la superficie de la tubería.

Tubería de acero sin rugosidad.

Se consideró las condiciones de los alrededores del reactor.

Modelo en una sola fase utilizando el modelo k-épsilon para la turbulencia.

Modelo en dos fases utilizando VOF y el modelo k-épsilon realizable para la turbulencia.
En la Figura IV.5a, la geometría propuesta utiliza un plato sin inclinación. En este análisis se
puede observar un vórtice que genera una recirculación debido a la velocidad con la que el fluido
choca con la pared del reactor.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
84
a)
0
0.722
Vel.
0.000
0.01
0.005
2.167
1.444
0.02 (m)
0.015
5.056
3.611
4.333
2.889
6.500
𝑚𝑠 −1
5.778
b)
0
0.722
Vel.
0.000
0.005 0.01(m
0.002 0.0075
2.167
1.444
5.056
3.611
2.889
4.333
6.500
𝑚𝑠 −1
5.778
Figura IV.5.- Análisis del comportamiento del fluido. a) Con plato estabilizador. b) Sin plato
estabilizador
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
85
0
1.625
0.005
0.002
5
0.01(m)
0.0075
4.875
𝑚𝑠 −1
Vel
0.000
3.250
6.500
Figura IV.6.- Vectores de velocidad de la geometría con plato estabilizador
Con base en el análisis de fluido fue que se determinó el mejor ángulo posible, el cual afecta
directamente a la forma que tomará el cabezal de distribución, dicha geometría es integrada al
modelo para asegura su integridad estructural. Como se muestra en la Figura IV.6. La recirculación
del agua es mínima permitiendo que la formación de la película sea el correcto.
IV.3.- Análisis de la integridad estructural del cabezal del generador de vapor
Para este trabajo se utilizará el programa computacional denominado ANSYS, el cual es capaz de
realizar análisis estáticos, dinámicos, de transferencia de calor, dinámica de fluidos y de
electromagnetismo. Para iniciar el análisis, el modelo previamente hecho en Solidworks, se
exportó a ANSYS. Esto se realizó mediante un formato con terminación .igs.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
86
0.000
0.100
(m)
0.050
0.025
0.075
Figura IV.7.- Modelo sólido del cabezal de alimentación
IV.3.1.- Discretizado del cabezal
Se inició con la discretización del elemento analizar. En este caso se tomaron en cuenta todos los
elementos que componen al cabezal. La malla se controló cambiando la configuración que viene
en el programa, ya que la malla que al generarse de una manera libre y automática, puede
desarrollar errores en el análisis. ANSYS crea los elementos de forma automática, pero
normalmente la malla no resulta la adecuada para generar los resultados correctos, por lo que es
recomendable controlarla antes de iniciar el análisis. Esto se puede realizar con refinamientos o
cambiando la relevancia de la malla. Este refinamiento se aprecia en la Figura IV.8.
a)
b)
Figura IV.8.- Discretización. a) Relevancia 0. b) Relevancia 100
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
87
La malla utilizada para el análisis tuvo los siguientes detalles:
Tabla IV.3.- Información de la malla
Descripción
Información
Nodos
1186826
Elementos
581719
Tamaño
0.000088161 mm
Forma
tetraedros y hexaedros
0.00
0.05
0.10
(m)
0.02
0.07
Figura IV.9.- Discretización
5 de la pieza en5 programa computacional ANSYS
IV.3.2.- Aplicación de condiciones de frontera
Se ubicaron las sujeciones, que en este caso están en la brida que conectará el cabezal con la
cámara de combustión. Cabe recordar que no se pretende calcular las temperaturas para un ciclo
de trabajo, si no, determinar el comportamiento de los esfuerzos inducidos por las condiciones de
carga que serán las presiones y temperaturas especificadas en capítulos anteriores
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
88
Tabla IV.4.- Condiciones de frontera y restricciones de movimiento
Descripción
Información
Presión
200 bar (20 MPa)
Temperatura
730 °c
Restricción de
No se permite el giro del
movimiento
cabezal,
la
restricción
principal se ubicó en la
brida que se encargará de
la conexión con la cámara
de combustión.
0.000
0.050
0.100
(m)
0.025
0.075
Figura IV.10.- Sujeciones en brida de conexión
Para la aplicación de las cargas, primero se aplicó la presión a la cual estará sometida el cabezal
de alimentación, dicha presión es de 200 bares o de 20 MPa. Dicha presión es la que encuentra
dentro del pozo petrolero. Esta presión se supone en caso de que el dispositivo internamente
tenga una presión menor a la que se encuentra el interior del pozo petrolero.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
89
0.00
0
0.05
0
0.10
(m)
0
0.02
0.075
Figura IV.11.- Aplicación
de
la
presión
de operación (20 MPa)
5
Posterior a la aplicación de la presión de 20 MPa se aplicó la temperatura a la cual estará
sometido el cabezal de distribución.
0.0
0.05
0
0.10
0 (m)
0.0
0.0
Figura IV.12.- Aplicación25
de la temperatura
75 de operación (730°c)
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
90
IV.4.- Análisis numérico del cabezal de distribución a una sobrecarga
El análisis anterior se realizó fue en condiciones normales de trabajo, debido a que se trata de una
dispositivo totalmente nuevo y puede ocurrir problemas al momento de operarlo. Estos pueden
ser ocasionados por error humano o algún mal funcionamiento del equipo. Por esta razón, es de
gran importancia tener datos que ayuden a tener un plan de acción en caso de existir algún
accidente.
IV.4.1.- Aplicación de condiciones de frontera
Se ubicaron las sujeciones, de igual manera están en la brida que conectará el cabezal con la
cámara de combustión. Se pretende determinar el comportamiento de los esfuerzos inducidos por
las condiciones de sobrecarga que serán las presiones y temperaturas que se expresan en la Tabla
IV.5, la temperatura a la cual estará sometido el cabezal será la misma, la única modificación será
el aumento en la presión de operación.
Tabla IV.5.- Condiciones de frontera y restricciones de movimiento en análisis de
sobrecarga
Descripción
Información
Presión
400 Bar (40 MPa)
Temperatura
730 °c
No se permite el giro del
cabezal,
la
restricción
Restricción de
principal se ubicó en la
movimiento
brida que se encargará de
la conexión con la cámara
de combustión.
Al establecer las nuevas condiciones de frontera y de carga, se procede a realizar el análisis por el
MEF, se realizó un análisis termo-estructural. La malla se realizó de la misma manera que en el
análisis anterior, esta se controló cambiando la configuración definida en el programa, el número
de elementos, de nodos y su tamaño son los definidos en la Tabla IV.3.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
91
Se aplicó la presión externa de 40 MPa en el cabezal de distribución como se muestra en la
Figura IV.13.
0.00
0
0.10
(m)
0
0.05
0
0.02
0.075
Figura IV.13.-5Aplicación de la sobrecarga 40 MPa.
Posterior a la aplicación de la carga se aplicó la temperatura a la cual estará sometido el cabezal
de distribución que será la misma utilizada en el análisis anterior.
0.00
0
0.02
5
0.05
0
0.075
0.10
(m)
0
Figura IV.14.- Aplicación de la temperatura de operación (730°c)
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo IV
92
IV.5.- Sumario
Se realizó el análisis numerico de este dispositivo por medio del método de elemento finito, para
asegurar la integridad estructural del cabezal de distribución. Se aplicaron las condiciones de
frontera pertinentes, sujeciones, presión de operación y la temperatura. Se corrió el análisis y los
resultados obtenidos fueron aceptables para el diseño de este cabezal. También se realizó un
análisis simulando una sobrecarga al equipo para determinar si existe algún punto de riesgo
durante la operación.
IV.6. - Referencias
IV.1.- Rao, S. S., The Finite Element Method in Engineering, Ed. Elsevier ButterworthHeinemann, pp 3-10, 2005.
IV.2.- Carnicero, A., Introducción al Método de los Elementos Finitos, Ed. Escuela Técnica
Superior de Ingeniería ICAI, Madrid, España, pp 3-5, 2001.
IV.3.- Moaveni S., Finite Element Analysis: Theory and Application with ANSYS, Ed. Prentice
Hall, pp 1-10, 1999.
IV.4.- Desai, Y. M, Edho T.I.
y Shah A.h., Finite Element Method with Applications in
Engineering, Ed Pearson, pp 27-33, 2011.
IV.5.- Madenci, E. y Guven, I., The Finite Element Method and Applications in Engineering
Using ANSYS®, Ed. Springer, pp 10-20, 2007.
IV.6.- Srinivas, P. y Kumar, R., Finite Element Analysis Using ANSYS 11.0, Ed. PHI Learning
Pvt. Ltd, pp 1-36, 2010.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
93
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE
RESULTADOS
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
94
V.1.- Análisis del campo de esfuerzos obtenidos en condiciones normales de trabajo.
Se realizó el análisis por Elemento Finito para observar como actuaran los esfuerzos en el cabezal
de distribución después de haber sido aplicada la presión y la temperatura a la cual estará sometido
en un ciclo normal de operación. En el análisis ejecutado se muestran la expansión de la carcasa
así como el desplazamiento axial en todo el conjunto ocasionados por la presión y la temperatura.
Por medio de la teoría de falla de von-Mises se aprecia el esfuerzo máximo al cual está sometido
el cabezal de distribución.
0.00
0.10
0.05
0.02
0.07
8.3047e9
2.7728e9
6.7749e7
(m)
5.5687e9
Pa.
1.1071e10
Figura V.1.- Esfuerzos von-Mises en la geometría externa del cabezal
De acuerdo a los resultados arrojados por ANSYS el valor del esfuerzo máximo al que estará
sometido el cabezal es de 67.749 MPa, como se puede apreciar en la Figura V.1. Dicho valor está
presente en toda la geometría, esto se puede concluir con ayuda de los códigos de colores, que
presenta el programa.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
95
En la Figura V.2, se muestra un corte, el cual permite apreciar el valor del esfuerzo presente en la
geometría interna, la cual es la que ayudara con la formación de la película de agua, este valor
permanece constante con el mostrado en la Figura V.1.
0.00
0.02
2.7728e9
6.7749e7
0.05
0
5.5687e9
0.100
(m
0.07
8.3047e9
Pa
1.1071e10
Figura V.2.- Esfuerzos von-Mises en la geometría interna del cabezal
6.7749e7
6.7809e7
6.7678e7
6.8675e7
6.7899e7
6.7456e7
6.7787e7
6.7985e7
Figura V.3.- Análisis de esfuerzos von-Mises en la brida
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
6.77
49e7
Capítulo V
96
Una zona de gran interés y de preocupación relacionada con la integridad estructural del cabezal
de distribución, es su unión con la brida. En la Figura V.3 se muestran los valores de los esfuerzos
presentes en esta sección, como se puede observar los valores oscilan entre el esfuerzo máximo
proporcionado anteriormente, también se puede apreciar que los valores en la circunferencia tienen
el mismo comportamiento.
Figura V.4.- Ubicación del esfuerzo máximo y mínimo
La Figura V.4, muestra la ubicación del esfuerzo máximo y mínimo, esto corrobora que el esfuerzo
von-Mises es similar en toda la geometría.
V.2.- Deformación en condiciones normales de trabajo
La deformación máxima ocasionada por las condiciones de carga de acuerdo a los resultados
arrojados por el análisis numérico, no impedirá el correcto funcionamiento del dispositivo. En la
Figura V.5 y la Figura V.6 se aprecia que el área de la unión entre la cabeza hemisférica y el cilindro
será la parte que más se deformara en la geometría externa.
a)
b)
Figura V.5.- Cabezal de distribución. a) Sin deformar. b) Deformada.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
97
6.8559e
0.00020
0.00034
0.00047
0.00061
m
0
0.00013
0.00027
0.00041
0.00054
Figura V.6.- Deformación total en la geometría externa del cabezal
6.8559e-5
0.00020
0.00034
0.00047
0.00061
m
0
0.00013
0.00027
0.00041
0.00054
Figura V.7.- Deformación total en la geometría interna del cabezal
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
98
La Figura V.7 muestra un plano de la geometría interna del cabezal de distribución, dicho corte
muestra la ubicación de la deformación máxima que tiene un valor de 0.00061 m, y se ubica en la
parte superior de la geometría interna, dicho valor asegura que esta deformación no interfiere con
la operación del dispositivo.
V.3.- Análisis del campo de esfuerzos obtenidos en sobrecarga
Al realizar este análisis numérico, se puede apreciar que aunque el valor del esfuerzo máximo vonMises aumentó, el comportamiento y distribución de los esfuerzos es similar al obtenido en el
análisis realizado a condiciones normales de operación. Los esfuerzos se distribuyen en toda la
geometría de una manera uniforme como se muestra en la Figura V.8.
8.3047e9
2.97141e9
8.7849e7
5.8287e9
Pa
1.1071e10
Figura V.8.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría externa
El valor que se obtuvo fue de 87.849 MPa. Se debe considerar que el espesor elegido toma en
consideración un valor de seguridad al momento de su cálculo. En caso de existir algún problema
durante la operación del cabezal, la integridad estructural está asegurada, esto se establece con base
en los datos obtenidos del análisis numérico. Cabe recalcar que aunque es confiable esta
información, se requieren análisis experimentales, así como también la realización de experimentos
y pruebas en ambientes controlados y debidamente instrumentados.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
99
Para llevar a cabo los análisis experimentales, existe una tesis vinculada a este proyecto
denominada “Diseño de un prototipo de laboratorio de cabezal de distribución para la extracción
de crudo en yacimiento petrolero maduro” elaborada por el Ing. Rafael Espinoza Zavala, que como
su nombre bien indica es el diseño del banco de pruebas
2.97141e9
8.3047e9
Pa
1.1071e10
8.7849e7
5.8287e9
Figura V.9.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría interna
Se secciono el cabezal de distribución para obtener una vista de la geometría interior y los esfuerzos
que en esta actuaban, el valor se mantuvo constante como en la geometría externa.
V.4.- Deformación en sobrecarga
La deformación mostrada por el análisis con una sobrecarga es similar a la mostrada en el análisis
en condiciones normales de operación, mostrando que la mayor deformación en la geometría
externa se concentra en la unión de la cabeza hemisférica con el cilindro de la carcasa como se
muestra en la Figura V.10.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
100
a)
b)
Figura V.2.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría interna
Figura V.10.- Deformación en la geometría externa del cabezal
6.8559e-5
0.00025
0.00045
0.00058
0.00071
m
0
0.00018
0.00036
0.00051
0.00066
Figura V.11.- Deformación total en la geometría externa del cabezal
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
101
6.8559e-5
0.00025
0.00045
0.00058
0.00071
m
0
0.00018
0.00036
0.00051
0.00066
Figura V.12.- Deformación en la geometría interna del cabezal
La Figura V.12, muestra la deformación que sufre la geometría interna, la cual tiene un valor
máximo de 0.00071 m. Dicha deformación es mayor a la sufrida en condiciones normales de
operación. Aunque mayor, esta deformación continua sin afectar la inyección de los fluidos y
tampoco interviene con la operación del cabezal.
V.5.-Factor de seguridad
Debido al lugar de operación de este dispositivo, en el fondo de un pozo petrolero, es importante
seguir las normas que intervienen en la industria petrolera así como también las que dictamina
Petróleos Mexicanos. El equipo está sujeto a presión interna por esta razón el Código ASME
sección VIII fue la bibliografía que se usó para el diseño. En cuanto a los materiales se
especificaron de acuerdo a las normas ASTM.
En cualquier diseño mecánico realizado es de suma importancia y conveniente
realizar la
evaluación de los índices de seguridad en cada uno de los elementos que constituyen el mecanismo
y/dispositivo. Dicho factor se calculó usando la relación siguiente:
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
102
σEsfuerzo de cedencia
σEsfuerzo von Mises
>1
(V.1)
Donde el esfuerzo de cedencia es reportado a la temperatura de operación, de acuerdo a ASME.
Por otra parte, el esfuerzo de von Mises es el valor máximo encontrado en la zona de interés. Con
este factor se puede definir el estado de seguridad que tiene cada zona. Los valores mayores que 1
identifican que el elemento es seguro. Alternativamente, los valores inferiores a este valor
dictaminan que no están en un rango de seguridad.
Como lo muestra la V.1 el esfuerzo máximo por la Teoría de Falla de von Mises fue de 67.749
MPa. Este actúa sobre todo el ensamble. Con esta información se evaluaron los factores de cada
elemento del cabezal.
Tabla V.1 Factores de seguridad cabezal de alimentación
Temperatura
Elemento
Factor de seguridad
750 ° C
Cabeza carcasa
5.6
750 ° C
Cilindro carcasa
5.6
750 ° C
Cabezal
5.6
7500 ° C
Brida
5.6
Se puede concluir que el cabezal tiene integridad estructural en el rango de operación establecido
inicialmente.
V.6.- Generación del prototipo rápido
Inicialmente los prototipos rápidos solo se usaban para la fabricación de prototipos. Hoy en día se
utiliza como un proceso de fabricación más. Un ejemplo se encuentra en el sector dental, en el cual
se utiliza para fabricar las estructuras metálicas que luego irán recubiertas de cerámica creando
coronas y puentes dentales.
Estos prototipos se crean a partir de un diseño 3D, el cual posteriormente se guarda en un archivo
compatible con la impresora que se vaya a utilizar. Con esto se pueden reducir costos de
fabricación y diseño y verificar su producto antes de su fabricación. La generación de prototipos
rápidos pueden ser útiles en:
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
103

Evaluación de aspectos estéticos y ergonómicos.

Probar concordancia geométrica, la forma y los ensambles.

Mostrar las características y patrones de comportamiento en una prueba del producto
final.

Evaluar las funciones de la pieza final.
Para la generación del prototipo rápido se guardó el archivo del modelado 3D de la pieza en un
archivo .STL, el cual es compatible con el equipo de impresión. El equipo de impresión utilizado
es del prototipo rápido fue una impresora Dimension sst 1200. Se encuentra ubicada en la sección
de Biomecánica en la Sección de Posgrado e Investigación de la ESIME Zacatenco.
Figura V.13.- Impresora Dimension sst 1200
A partir de la exportación del archivo del modelado en 3D, este se exportó al programa predefinido
para la impresora. Se ubicaron las piezas en el área de impresión y se calcularon sus tiempos de
impresión como se muestra en la Figura V.14.
Figura V.14.- Paquetería impresora Dimension sst 1200
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Capítulo V
104
El prototipo está destinado para realizar inspecciones visuales principalmente de la formación de
la película de agua. Por otra parte, se utilizara para el dimensionamiento físico del dispositivo
antes de construir el prototipo.
Figura V.15.- Proceso de impresión de prototipos rapidos
V.5.-Sumario
Se analizaron los resultados obtenido por el análisis realizado por medio del Método de Elemento
Finito, lo cual ayudo a asegurar la integridad estructural del cabezal de distribución. Se aplicó un
caso extremo de carga ya que como se trata de un dispositivo nuevo, el diseño debe de ser confiable
y seguro en estos casos. Se evaluaron los factores de seguridad de todos los elementos del cabezal
de distribución, obteniendo datos positivos. Finalmente, se generó un prototipo rápido para
posteriores evaluaciones experimentales no destructivas para asegurar el funcionamiento de este.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
105
CONCLUSIONES Y
TRABAJOS
FUTUROS
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Conclusiones
106
CONCLUSIONES

La problemática referente a los hidrocarburos dentro del territorio nacional, es de gran
preocupación. El desarrollo e implementación de nuevas tecnologías, proceso y/o maquinas
que permitan dar una solución integral es algo primordial.

La estimulación de pozos maduros o recuperación mejorada presenta una gran oportunidad
para explotar los yacimientos petroleros existentes dentro del territorio nacional y así
incrementar las reservas de petróleo existentes.

A nivel mundial estas tecnologías se encuentran ya dando resultados positivos. Lo cual
permite generar un panorama de una futura implementación de cualquier sistema de
recuperación dentro de los campos petroleros en el territorio nacional.

La aplicación de un método térmico para el recobro adicional del petróleo es factible,
debido a que este método es el más aplicado en la actualidad, y se encuentra dando
resultados alentadores.

Esta investigación forma parte de un proyecto, en el cual, ya se tienen productos terminados
con alto contenido de información relevante para este trabajo. A la par se están llevando a
cabo más investigaciones en paralelo para así abordar cada uno de las disciplinas que un
proyecto de esta magnitud requiere.

El uso del Código ASME para realizar el diseño del cabezal de distribución fue de suma
importancia, ya que permitió obtener los parámetros necesarios para garantizar una
operación segura y confiable.

El diseño realizado del cabezal de distribución fue uno totalmente nuevo, este se desarrolló
con base en requerimientos específicos manifestados por el grupo de investigadores del
LABINTHAP.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Conclusiones

107
El dimensionamiento de la geometría propuesta está debidamente desarrollada tomando en
cuenta parámetros de presión, temperatura y corrosión. Estos parámetros son a los cuales
estará expuesto el dispositivo durante todo el ciclo de operación. Dichos datos fueron
proporcionados por el LABINTHAP. Se tomaron en cuenta restricciones de tamaño como
lo fueron la limitación en el diámetro del cabezal a 4 pulgadas, así como también, la
longitud esperada del todo el generador que se espera no rebase 1 metro.

El mayo parámetro a considerar es la temperatura, ya que los rangos de operación del
dispositivo llegan hasta los 730 °C. Para contrarrestar el efecto de la temperatura y para la
protección de cada uno de los elementos que componen el generador de vapor, se generara
una película de agua, el espesor requerido es de 2 mm.

Dentro de este diseño se incluyó geometría especial, la cual permitirá la formación y una
correcta distribución del agua. Para su validación se realizaron análisis numéricos del fluido
a utilizar, mostrando que para los fines antes mencionados se necesitan la adición de un
plato estabilizador con un ángulo de 10°, así como también, la inclusión de venas de
distribución en toda la circunferencia de esta.

Al tener cada uno de los diseños en un modelo 3D se realizó el ensamble de cada uno de
los componentes, para así asegurarse de la integridad estructural del cabezal de distribución.

Para asegurar la integridad estructural se realizó un análisis por medio del Método del
Elemento Finito en un programa computacional.

Para el correcto desarrollo del análisis por MEF, se realizó un mallado controlado de todo
el conjunto por medio de tetraedros y hexaedros. La malla tenía 1, 186,826 nodos y 581,719
elementos, con un tamaño de 0.088161mm.

Se utilizó la teoría de falla de von Mises, ya que esta toma en consideración los esfuerzos
principales así como también los esfuerzos cortantes. Al obtener los resultados se aprecia
que el mayor esfuerzo obtenido fue de 67.749 MPa y se encuentra distribuido de una
uniforme en toda la geometría del cabezal de distribución. Por otro lado la deformación
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Conclusiones
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máximo obtenida fue de 0.00065 mm, dicha deformación no afecta en el funcionamiento
del cabezal de distribución.

Se obtuvieron datos con respecto al factor de seguridad del dispositivo, siendo estos
aceptables y dentro de los parámetros permitidos.

Se realizó un análisis del cabezal de distribución a una sobrecarga, esto para determinar si
existiría un riesgo en caso de un mal funcionamiento de este. Los datos obtenidos por el
análisis del Método de Elemento Finito revelan que el cabezal no presentaría ningún riesgo

El desarrollo e implementación de este tipo de tecnología para la recuperación mejorada es
algo real, los datos obtenidos permiten pasar a la siguiente fase de este proyecto y realizar
análisis experimentales para obtener una mayor visión y posteriormente llegar a la
fabricación de un prototipo.

En otros países el desarrollo de generadores de vapor para aumentar la extracción del
petróleo es algo que sucede hoy en día, existen empresas establecidas que obtienen
ganancias de esta tecnología.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
Trabajos futuros
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TRABAJOS FUTUROS

Implementación de un banco de pruebas del sistema de generación de vapor en el
LABINTHAP. Dicho proyecto se encuentra en la tesis de título “Diseño de un prototipo de
laboratorio de cabezal de distribución para la extracción de crudo en yacimiento petrolero
maduro” elaborada por el Ing. Rafael Espinoza Zavala.

Evaluación de la formación de la película de agua con ayuda del prototipo rápido. Esto
realizando pruebas y experimentos debidamente monitoreados.

Realizar un análisis de fatiga en las zonas donde la temperatura aumenta
considerablemente, en la unión con la cámara de combustión, ya que la fatiga inducida por
el cambio de temperatura es un factor importante a analizar.

Realizar la construcción del prototipo para realizar pruebas en el campo petrolero donde
será ubicado. Instrumentar el dispositivo para corroborar los datos numéricos con datos
experimentales.
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
ANEXOS
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor
en el fondo de un pozo petrolero maduro
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