inyección de fluidos monofásicos calientes

InyecciInyeccióónn de de Fluidos MonofFluidos Monofáásicos sicos Calientes Calientes

((AguaAguay Gas)y Gas)

NOVIEMBRE DE 2.010

INTEGRANTES:

� GUTIERREZ, M.

� LUCES, D.

� MARTINEZ, K.

� RODRÍGUEZ, C.

INTRODUCCIINTRODUCCIÓÓNN

La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En las dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del POES, quedando el resto atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas, capilares, presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación.

A partir de los años 70s los elevados precios del crudo en el mercado internacional y el agotamiento de las reservas de crudo liviano y mediano, demandan un mayor aprovechamiento de los recursos disponibles por lo que la recuperación mejorada se convierte en la principal alternativa a esta demanda mundial.

Motivado a lo anteriormente expuesto, se han desarrollado tecnologías para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos. Dentro de ellas se puede mencionar la Inyección de Fluidos monofásicos calientes (Agua y Gas).

RecuperaciRecuperacióón Tn TéérmicarmicaTodo proceso donde se inyecta u origina energía térmica en el yacimiento,

con el fin de aumentar la recuperación de petróleo. Son especialmente adecuados

para petróleo viscosos (5º – 20º API), aunque son usados para petróleo de hasta

45º API. En este grupo se consideran: la inyección de agua caliente, gas, químicos,

combustión in-situ, etc.

ObjetivosObjetivos� Reducción de la viscosidad del petróleo (mejorar su movilidad)

� Reducción de la saturación residual de petróleo a consecuencia de la

expansión térmica

� Aumento de la eficiencia areal por efecto de la mejora en la razón de

movilidad

� Destilación con vapor, craqueo térmico, etc.

RECUPERACIRECUPERACIÓÓN TN TÉÉRMICARMICA

ANTECEDENTES ANTECEDENTES RECUPERACIRECUPERACIÓÓN TN TÉÉRMICARMICA

1865:1865:Primera patente para desarrollar calentadores de fondo (Patente a Perry-Warner).

1917:1917: Posiblemente primeros intentos de combustión en sitio (inyección de aire).

1920: 1920: Wolcott y Howard consideraron algunos elementos claves de los procesos de combustión en sitio

1928:1928: Primer registro de un proceso de Inyección de Gas Caliente en un yacimiento petrolífero. (Lindsly)

19311931--1932:1932:Inyección Continua de Vapor.

1942:1942: E.W. Hartman promueve en E.E.U.U. las primeras aplicaciones de campo documentadas del proceso de combustión

19591959: Inyección Alternada de Vapor (Schoonebeek, Holanda y Tía Juana, Venezuela.)

1.959:1.959:La Compañía Shell de Venezuela, suspende un proyecto de Inyección Continua de Vapor en Mene Grande por irrupciones de vapor, agua y petróleo en superficie.

ººAPI Y VISCOSIDADAPI Y VISCOSIDAD

Figura 1. Gravedad API Vs. Viscosidad

(Fuente: OGJ EOR Survey. Abril 2004)

FAJA PETROLFAJA PETROLÍÍFERA DEL ORINOCO (FPO)FERA DEL ORINOCO (FPO)

EXTENSION 55.314 Km2

NUMERO DE POZOS más de 1500

POES * TOTAL (estimado) 1360 MMMBLS

RANGO DE PROFUNDIDAD 2.000’ – 4.500’

RANGO DE ESPESORES 20’ - 400’

RANGO °API 8 - 12

RANGO DE VISCOSIDADES 1.500- 25.000 cP

PERMEABILIDAD ABSOLUTA 100-15.000 mD

SATURACION INICIAL DE AGUA 16-26%

SATURACION INICIAL DE PETROLEO 84-74%

POROSIDAD 18-36%

Boi 1,060 BY/BN

UBICACIÓN

Figura 2. Distribución de las mayores reservas de Crudo Pesado y Extrapesado en Venezuela

(Fuente: MPPEP (Venezuela) / PDVSA (2009)

PROCESOS DE PRODUCCIPROCESOS DE PRODUCCIÓÓNN

(Fuente: Ferrer M. 2001)

Procesos de Producción

TérmicosNo Térmicos

Invasiones Químicas

Desplazamientos Miscibles

Empuje con Gas Inyección deVapor

Inyección de Agua Caliente

Combustión En Sitio

InvasionesAlcalinas

Invasiones con

Surfactantes

Invasionescon

Polímeros

InvasionesMicelar

InvasionesÁlcali-Surfactante-

Polímero

PROCESOS DE RECUPERACIPROCESOS DE RECUPERACIÓÓN TN TÉÉRMICARMICA

CLASIFICACIÓN DE LOSPROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA

FUNCIÓN LUGAR DE APLICACIÓNORIGEN DE FUENTEGENERADORA DE CALOR

Externos InternosDesplazamientos

TérmicosTratamientos

de Estimulación

PROCESOS DE RECUPERACIPROCESOS DE RECUPERACIÓÓN TN TÉÉRMICARMICA

� APLICABLES A LA FORMACIÓN1. Fuente Externa de Calor

a. Inyección de Agua Caliente

b. Inyección Continua de Vapor

c. Inyección Alternada de Vapor

d. Explosiones Nucleares

e. Inyección de Electricidad

2. Fuente Interna de Calora. Combustión en el Yacimiento

b. Calor Geotérmico

� APLICABLES EN LA VECINDAD DEL HOYO DEL POZO1. Fuente Externa de Calor

a. Inyección de Agua Caliente o Vapor

b. Inyección de Aceite Caliente

c. Inyección de Gases Calientes

d. Calentador en el fondo del pozo

2. Fuente Interna de Calor1. Combustión directa limitada

� APLICABLES EN EL HOYO DEL POZO1. Vapor para remover depósitos de parafinas

ClasificaciClasificacióón de los Mn de los Méétodos de Recuperacitodos de Recuperacióón Tn Téérmica ( Lugar de Aplicacirmica ( Lugar de Aplicacióón)n)

INYECCIINYECCIÓÓN DE AGUA CALIENTEN DE AGUA CALIENTE

Definición

Es un proceso de desplazamiento inmiscible, el cual involucra el flujo de dos

fases (agua y petróleo). Consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto

número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y

producción se perforan en arreglos.

Figura 4. Comparación cualitativa entre la distribución detemperatura verdadera en el yacimiento (Fuente: Manucci, 2010)

Fig. 3.- Esquema del desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo (Según Clark)

ENTRADA DE AGUA

SALIDA DE AGUA Y PETRÓLEO

AGUA CONNATA

GRANOS

DE

ARENA

� ConducciónEs la transferencia de calor de una parte de un cuerpo a alta temperatura, a otra parte del mismo, a menor temperatura, o de un cuerpo a alta temperatura a otro cuerpo a menor temperatura, en contacto físico con él.

� Convección Es la transferencia de calor desde una superficie hacia un fluido en movimiento (o del fluido en movimiento hacia la superficie) en contacto con ella, o de una parte de un fluido en movimiento a mayor temperatura hacia otra parte del mismo fluido a menor temperatura.

� RadiaciónEs el proceso por el cual el calor es transferido por ondas electromagnéticas, por el espacio. Las sustancias que intercambian calor no tienen que estar en contacto, pueden estar separadas por un vacío.

Mecanismos de transferencia de CalorMecanismos de transferencia de Calor


CADA MECANISMOS TIENE SUS LEYES, A SABER:Ley de Fourier (Conducción)Ley de Newton(Convección)Ley de Stephan Boltzman


A medida que el fluido inyectado desplaza parcialmente al petróleo, al agua y al gas, transporta el calor a los espacios porosos. Así, los fluidos en la formación son calentados por conducción y convección, la roca matriz es calentada por conducción, y los fluidos desplazados son calentados por conducción y convección, con la predominancia de alguno de los dos dependiendo del tipo de fluido inyectado y de la viscosidad del petróleo.

La transferencia de calor hacia las formaciones adyacentes es por conducción, ya que no hay flujo de fluidos.

Figura 5.- Pérdidas de calor durante la inyección de fluidos calientes

Mecanismos de transferencia de CalorMecanismos de transferencia de Calor


ConsideracionesConsideracionesGeneralesGenerales

� Profundidad

� Petróleo In Situ

� Porosidad

� Saturación de Agua

� Heterogeneidad del Yacimiento

� Espesor de la Formación

� Movilidad del Petróleo

� Gravedad del Crudo

� Viscosidad del Crudo

En recuperación térmica, se debe tener presente una serie de consideraciones respecto a las variables básicas del yacimiento, a saber:

ConsideracionesConsideracionesGenerales Generales (Cont)(Cont)

� Profundidad: A mayor profundidad mayor presión de inyección

requerida, por ende, un aumento en profundidad significa que se puede

aplicar una mayor caída de presión a los pozos productores, lo cual

resultará en mayores tasas de producción para un crudo dado en una

formación específica. Cuando los yacimientos son poco profundos y la

presión de los mismos es baja, los fluidos inyectados pueden fluir hacia la

superficie o a través de caminos de flujo que no conduzcan hacia los

pozos productores. Si esto ocurre es poco lo que se puede hacer para

evitarlo.

La mayoría de los proyectos térmicos existentes se realizan en

yacimientos a profundidades menores de 2500 pies, sin embargo, existen

proyectos exitosos a mayores profundidades.


� Petróleo “In Situ”: Una de las preguntas más frecuentes es cuánto petróleo

debe existir en sitio para iniciar un proyecto de recuperación térmica. No existe

una respuesta sencilla a esta pregunta.

� Porosidad : Además de su influencia en la cantidad de petróleo “in situ”, la

porosidad tiene un papel importante en recuperación térmica. A medida que la

porosidad aumenta, mayor es el volumen de petróleo que se calienta y menor el

volumen de roca que se calienta. (Finol, 1978)



Figuras 6.- Influencia de la porosidad en la inyección de fluidos calientes

� Saturación de Agua:En yacimientos donde se haya efectuado una inyección de agua exitosa, son pocas las probabilidades de que un proyecto térmico sea exitoso; sin embargo, existen muchas excepciones a esta regla, especialmente si el precio del crudo es alto. (Finol, 1978)

Se piensa que muchos yacimientos agotados por empuje natural hidráulico pueden ser buenos candidatos para la recuperación térmica, cuando la viscosidad es tan alta que la recuperación primaria es baja. Así por ejemplo, si en un yacimiento de petróleo pesado que produce por empuje hidráulico, la recuperación es sólo el 7% del petróleo “in situ”, éste se puede considerar como un candidato para recuperación térmica. (Finol, 1978)

Bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan en el yacimiento después de las operaciones primarias.


� Heterogeneidad del Yacimiento:La estratificación y/o lenticularidadsevera en un yacimiento, hace difícil correlacionar propiedades de pozo a pozo. Esto puede resultar en cálculos erróneos del petróleo “in situ”, al mismo tiempo que dificulta la predicción de la eficiencia areal y vertical. (Finol, 1978)

El flujo de un fluido es esencialmente en la dirección de los planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial. Por otra parte, un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.



Figura 7.- Heterogeneidad del Yacimiento

� Espesor de Arena: Para inyección de vapor o de agua caliente es

conveniente tener espesores moderadamente altos, ya que de esta manera la

pérdida de calor hacia las formaciones adyacentes es baja.

Para arena de poco espesor, las pérdidas verticales de calor pueden dominar los

procesos de inyección de vapor y de agua caliente. Una arena con menos de 50

pies de espesor se considera de poco espesor para inyección de fluidos. Esto no

quiere decir que tales procesos no puedan aplicarse en arenas de menor espesor,

sino que deben considerarse otros parámetros que puedan ser importantes para tal

tipo de formación.



� Movilidad de Petróleo: Se encuentra altamente influenciada por la viscosidad del fluido y las permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los fluidos desplazantes y desplazados.

Para yacimientos de crudos de alta movilidad, permeabilidad homogénea y con poco o sin buzamiento, son preferibles para obtener un alto desplazamiento y un barrido volumétrico. Por el contrario, para yacimientos con crudos de baja movilidad, un perfil de permeabilidad heterogéneo, o líneas de alta permeabilidad, es preferentemente un relieve de moderado a muy alto buzamiento en una formación con baja productividad y alta viscosidad de crudo.



o

okυ w

wkυ g

gkυ

desplazada

edesplazant

Fase

Fase=Μ

Movilidad del Fluido:

; ;

Razón de Movilidad:

PETRÓLEO Y AGUA

AGUA

POZO INYECTOR

POZO PRODUCTOR

M= 0.15

PETRÓLEO Y AGUA

AGUA

POZO INYECTOR

POZO PRODUCTOR

M= 0.15

PETRÓLEO Y AGUA

AGUA

POZO INYECTOR

POZO PRODUCTOR

M= 4.58

PETRÓLEO Y AGUA

AGUA

POZO INYECTOR

POZO PRODUCTOR

M= 4.58

Fig 8. Estabilidad del frente de desplazamiento (Según Habermann)

Mecanismos de recuperaciMecanismos de recuperacióón en inyeccin en inyeccióón de agua calienten de agua caliente

Figura 9. Contribuciones relativas de los mecanismos a la eficiencia de desplazamiento del petróleo por agua caliente


(Fuente: Recuperación térmica de petróleo. Alvarado, D. 2002 )

Según Willman y Col (1961).

� Mejoramiento en la Movilidad del petróleo.

� Reducción del petróleo residual a altas temperaturas.

� Cambios en las Kr por efecto de la temperatura.

Factores que se deben tener presente para el diseFactores que se deben tener presente para el diseñño o de un proyecto de inyeccide un proyecto de inyeccióón de agua caliente: n de agua caliente:

� Posibilidad de utilizar pozos existentes a medida que estén disponibles o bien luego de ser reacondicionados.

� La necesidad de pozos adicionales para reducir el espaciamiento o mejorar la extracción.

� El efecto de la profundidad y de la inyectividad promedio del yacimiento sobre la duración y economía del proyecto.

� El tipo y la ubicación de las instalaciones de superficie que deben utilizarse.

� El suministro y el tratamiento del agua.

� Las restricciones ambientales sobre la utilización de combustible y el desecho de efluentes.

INYECCIINYECCIÓÓN DE AGUA CALIENTE N DE AGUA CALIENTE



Modelos de inyecciModelos de inyeccióón n

� Proporcionar una capacidad productiva deseada.

� Proporcionar la suficiente rata de inyección para un adecuado rendimiento en la producción de petróleo.

� Maximizar la producción de petróleo con un mínimo de producción de agua.

� Tomar ventajas de las anomalías conocidas en el yacimiento

� Ser compatibles con el patrón de pozos existentes y requerir un mínimo de pozos nuevos.

� Ser compatible con los modelos de inyección ya existentes en el yacimiento.



Modelos de Inyección

Modelo RegularModelo Irregular

Inyecciónperimetral

Inyección en lacresta o basal de

la estructura

Geométricos en línea recta

Geométricos periféricos

Línea directa Lineal escalonado

Cinco pozos Siete pozos Nueve pozos

(Fuente: Recobro adicional de petróleo por métodos convencionales. CIED. 1997 )


Modelos de inyecciModelos de inyeccióón irregularn irregular

� Inyección perimetral

� Inyección en la cresta de la estructura


Fig 10.- Inyección perimetral

Fig 11.- Inyección en la cresta


Modelos de inyecciModelos de inyeccióón irregularn irregular

� Inyección basal en una estructura


Fig 12.- Inyección basal


Modelos de inyecciModelos de inyeccióón regularn regular


� Geométricos en línea recta

Línea directa

Lineal escalonado

PRI/PP = 6/6 = 1

PRI/PP = 6/6 = 1

PRI/PP = 4/4 = 1

Fig 13.- Arreglo inyección línea directa

Fig 14.- Arreglo inyección linela escalonado




� Geométricos periféricos

Cinco pozos

Siete pozos normal

PRI/PP = 6/6 = 1

PRI/PP = 6/3 = 2

PRI/PP = 4/4 = 1

Fig 15.- Arreglo inyección cinco pozos

Fig 16.- Arreglo inyección siete pozos normal




Siete pozos invertidos

Nueve pozos normal

PRI/PP = 3/6 = 1/2

PRI/PP = 4/4+4/2 = 3

Fig 17.- Arreglo inyección siete pozos invertidos

Fig 18.- Arreglo inyección nueve pozos normal




Nueve pozos invertidos

Fig 19.- Arreglo inyección nueve pozos invertidos

CCÁÁLCULO DE LA RECUPERACILCULO DE LA RECUPERACIÓÓN DE PETRN DE PETRÓÓLEOLEO

Existen enfoques diferentes para estimar el comportamiento de la inyección de agua caliente:

� Van Heiningen y Schwarz y Croes y Schwarz

� Buckley y Leverett modificado por Willman y Coll

� Lawerier

� Fourier

� Simuladores térmicos numéricos

(Fuente: Recuperación mejorada por métodos térmicos. J. Mannuci. 2010 )

� El calor contenido en 1 Libra de vapor saturado a 401 °F y a 250 Psi es de 1133 BTU, mientras que ; el calor contenido en 1 Libra de agua a 401 °F y a 250 Psi es de 308 BTU

� La inyección de agua introduce mayor cantidad de agua a la formación, como resultado mayor agua producida y menos calor permanece en la formación (Dietz, 1975)

� La inyección de agua caliente es preferida en reservorios poco profundos que contengan petróleos con viscosidades entre 100 y 1000 Cp, mientras que la inyección de vapor es aplicada en un rango de viscosidades mucho mayor (100- 10000 Cp)

� Las pruebas de campo han demostrado que la inyección de agua caliente tiene menor eficiencia de barrido volumétrico que la inyección de vapor.


Ventajas y DesventajasVentajas y Desventajas

Fig 20.- Esquema de inyección de agua caliente.

Fuente: H.K. Van Poollen and associates Inc (1980). Enhanced oil recovery

Ventajas y DesventajasVentajas y Desventajas


� La experiencia de campo demuestra una tendencia del agua caliente a formar canales y a digitarse.

� Los problemas de equipo en inyección de agua caliente son menos severos que en inyección de vapor.

� La inyección de agua caliente es deseable en el caso de formaciones contentivas de arcillas sensitivas al agua, puesto que el vapor daña a la formación en tales casos.

� Los costos de operación son bajos con respecto a la inyección de vapor

� Las pérdidas de calor en las líneas de superficie y en el pozo causan en algunos casos una apreciable disminución en la temperatura del agua, mientras que en el caso del vapor sólo hay una reducción de la calidad del vapor.

Fig 21.- Esquema de inyección de agua caliente.


ESTIMULACIESTIMULACIÓÓN CON AGUA CALIENTEN CON AGUA CALIENTE

La estimulación con agua caliente ha sido reportada en muy pocos casos, sólo se conoce de un proyecto a gran escala, el reportado por Socorroy Reid y Araujo en el Campo Morichal en el Oriente de Venezuela, donde se estimularon 31 pozos, de los cuales sólo 9 resultaron ser exitosos en el sentido de que la tasa de producción se incrementó sustancialmente.

Los resultados de campo de este proyecto sugieren, que la limpieza del hoyo del pozo (remoción de depósitos asfálticos y escamas hoyo abajo) juega un papel posiblemente más importante que la estimulación misma. Además, se piensa que la inyección de agua caliente puede causar daño a la formación, debido al incremento en la saturación de agua alrededor del pozo, y a la formación de emulsiones que pueden reducir su capacidad productiva luegoque se disipan los efectos térmicos.

Fuente: S.M. Farouq Ali. (1974). Heavy OiI Recovery - Principles, Practicality, Potential , and Problems. Pennsylvania

Rango de aplicaciRango de aplicacióón por gravedad APIn por gravedad API


° API8 - 36COMBUSTIÓN IN SITU

° API20 - 25INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

° API12 - 15INYECCIÓN DE VAPOR

° API< 15ESTIMULACIÓN CÍCLICA DE VAPOR

RANGORANGOMM ÉÉTODOTODO

ESQUEMATICO CON FACILIDADES DE INYECCIESQUEMATICO CON FACILIDADES DE INYECCIÓÓN N

Fuente: Sanjay Kumar, Rohit Tandon, Dennis Believeau. (Diciembre de 2008). Hot Water Injection pilot. A key to the waterflood desing for the waxy crude of the Mangala Field.

Experiencias:Experiencias:Mundo:Mundo:

INYECCIÓN ALTERNADA AGUA CALIENTE Y VAPOR:

� Dornan (1990): Kern River (California) � Messner y Stelling (1990): Kern River (California) � Bousaid (1991): Kern River (California)

INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE Y AGUA FRÍA:

� Goodyear (1996): DesconocidoAgua de Reservorios geotérmicos

� Pederson y Jayadi (2001): Indonesia

VARIACIÓN DE LA MOJABILIDAD:

� Al-hadhrami and Blunt (2001): OmanDepositación de Parafinas

� Cassinat (2002): Desconocido

Tomado de: SPE 120089. Experimental Evaluation of Heavy Oil Recovery By Hot Water in a Middle Eastern Reservoir.


Venezuela:Venezuela:

� Inyección cíclica de agua caliente ( yacimiento Jobo del Campo Morichal)

INYECCION DE AGUA CALIENTE INYECCION DE AGUA CALIENTE

Experiencias:Experiencias:

Tomado de: PDVSA Exploración y Producción

INYECCION DE GAS CALIENTEINYECCION DE GAS CALIENTE

DefiniciDefinicióón:n:

Fig 22.- Esquema inyección gas caliente


Ventajas:

� El gas es mas liviano que el petróleo

� Puede ser aplicado a una variedad de reservorios

� Incrementa la eficiencia de recuperación en comparación con otros procesos en frío

� Incrementa la movilidad del petróleo

Desventajas:

� Deficiencias en arenas con permeabilidades distintas

� Disponibilidad natural y económica de los gases a inyectar

� Formación de pistón menos eficiente

Tomado de: Recobro Adicional de Petróleo por Métodos Convencionales CIED 1997 . PDVSA

.


Mecanismos de Recuperación:

� Reducción de la Viscosidad

� Aumento de la Energía del Yacimiento

� Vaporización


�� Propiedades Petrofísicas:

Permeabilidad <100 md

�� Profundidad del Yacimiento:

Profundidad <10.000 pie

�� Costos

�� Vaporización de hidrocarburos

�� Eficiencia de Desplazamiento

Aspectos PrAspectos Práácticos:cticos:

InyecciInyeccióón CO2n CO2ComparaciComparacióón Mn Méétodos todos


Tomado de: SPE 105425. Enhanced Oil Recovery by Hot CO2 Flooding

.


� Eliminar los componentes corrosivos (Procesos de Endulzamiento)

� Eliminar el agua presente (Procesos de Deshidratación)

� Eliminar los residuos sólidos (Filtración)

Tomado de: SPE 105425. Enhanced Oil Recovery by Hot CO2 Flooding

.

Infraestructura:Infraestructura:

PARAMETROS IAV ICV SAGD IN SITUINYEC. DE

FLUIDO CALIENTE

CONDICIONES DE LA FORMACIÓNPOES

(BN/acre.Ft) > 1200 > 1200 > 1200 > 600 > 1200

Espesor(Ft) > 25 > 30 > 30 > 50 > 20

Profundidad(Ft) ≤ 3000 ≤ 3000 ≤ 3000 2500 - 4500 < 10000

Porosidad(%) > 25 > 30 > 30 > 16 > 16

Permeabilidad(mD) 1000 - 2000 > 4000 > 2000 > 100 > 100

TIPO DE FLUIDOGravedad API 8 -15 13 -25 8 -25 8 > 25

Viscosidad (µ)cp (Yac.) < 3000 < 1000 1000 - 5000 < 5000 < 200

Relación Kh/µ(md.Ft/cps)

≤ 20 ≤ 30 ≤ 30 ≤ 20 ≤ 30

CRITERIOS DE SELECCICRITERIOS DE SELECCIÓÓN DE YACIMIENTOSN DE YACIMIENTOS

TABLA RESUMEN

inyección de fluidos monofásicos calientes

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