Casing Corrosion Measurement to Extend Asset Life

Medición de la corrosión en las
tuberías de revestimiento para
prolongar la vida de los activos
Dalia Abdallah
Mohamed Fahim
Abu Dhabi Company for Onshore
Oil Operations
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Khaled Al-Hendi
Mohannad Al-Muhailan
Ram Jawale
Kuwait Oil Company
Ahmadi, Kuwait
Adel Abdulla Al-Khalaf
Qatar Petroleum
Doha, Qatar
Zaid Al-Kindi
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Los desafíos que plantea la corrosión no son nuevos para la industria del petróleo y
el gas, y las compañías productoras buscan constantemente nuevas formas de frenar
la corrosión. Los especialistas han logrado avances en materia de monitoreo de la
corrosión a lo largo de varios frentes. La implementación de estas tecnologías puede
ayudar a los operadores a optimizar la utilización de la infraestructura, maximizar la
producción y minimizar el impacto negativo en el medio ambiente.
Las compañías de petróleo y gas se enfrentan a
una permanente disyuntiva. Por un lado, la rentabilidad impone que las compañías productoras
maximicen la producción en el largo plazo y a la
vez minimicen los costos operativos. Por el otro, el
cumplimiento de la legislación ambiental requiere
que las compañías lleven a cabo las operaciones
de exploración y producción de manera ambientalmente segura y responsable.
Abdulmohsen S. Al-Kuait
Hassan B. Al-Qahtani
Karam S. Al-Yateem
Saudi Aramco
Dhahran, Arabia Saudita
Nausha Asrar
Sugar Land, Texas, EUA
Syed Aamir Aziz
J.J. Kohring
Dhahran, Arabia Saudita
Energía incorporada durante
la refinación de metales
Abderrahmane Benslimani
Ahmadi, Kuwait
M. Aiman Fituri
Doha, Qatar
Mahmut Sengul
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Ram Sunder Kalyanaraman, Clamart, Francia.
Avocet, EM Pipe Scanner, FloView, Petrel, PS Platform,
PipeView, Techlog, UCI y USI son marcas de Schlumberger.
Mineral de hierro (óxidos)
y productos de corrosión
Metal o aleación refinada
Energía liberada por la corrosión
> Ciclo de evolución habitual de la corrosión durante la refinación de metales. La energía se almacena
en un metal cuando el mismo se refina a partir de su estado natural (tal como mineral de hierro) y se
convierte en una aleación. La corrosión se produce espontáneamente y libera la energía almacenada,
lo que retorna al metal a un estado de energía inferior. Ese proceso puede retardarse en el campo
mediante la aplicación de una o más medidas de mitigación.
18
Oilfield Review
Y ambos mandatos tienen un enemigo en
común. La corrosión, que es la tendencia natural
de los materiales a volver a su estado termodinámicamente más estable a través de la reacción con
los agentes del medio adyacente, ataca a casi todos
los componentes de un pozo. Los pozos se construyen principalmente con acero, que se refina a partir del mineral de hierro natural. El proceso de
refinación del mineral de hierro para obtener una
aleación de acero adecuada para las operaciones
de perforación y producción de petróleo y gas
lleva al mineral a un estado de energía superior.
La corrosión invierte este proceso y retorna el
metal a su estado de energía inferior original
(página anterior).1
El proceso de corrosión, que comienza en el
momento en que se funde el acero, se acelera en el
campo petrolero debido a la presencia de especies
ácidas —tales como el ácido sulfhídrico [H2S] o el
dióxido de carbono [CO2]— en muchos fluidos de
formación, y a causa de las presiones y temperaturas elevadas de las formaciones productivas.
Entre las consecuencias de la corrosión se encuentran la reducción del espesor de las paredes y la
pérdida de resistencia, ductilidad y resistencia al
impacto del acero que compone los tubulares de
fondo de pozo, los cabezales de los pozos y las
tuberías de superficie, y el equipo de procesamiento ubicado aguas abajo (derecha).
La falta de reacción temprana a los ataques
corrosivos incide en la rentabilidad de los pozos
porque los operadores deben implementar métodos de mitigación potencialmente costosos y probablemente extensivos. Las medidas de mitigación no
sólo incrementan los costos operativos, sino que
además pueden obligar a los operadores a cerrar un
pozo durante un cierto tiempo. En el peor de los
casos, si no se encara, la corrosión puede producir
fugas o rupturas, que constituyen amenazas para la
seguridad del personal petrolero, generar pérdidas
de producción e introducir hidrocarburos y otros
fluidos de yacimiento en el medio ambiente.
. Resumen de los problemas de corrosión
y sus soluciones. En el campo petrolero,
la corrosión es un fenómeno generalizado
y adopta diversas formas. Mediante la
identificación correcta de la fuente del
ataque corrosivo, un operador puede
implementar un programa adecuado de
monitoreo y control de la corrosión.
1. Para obtener más información sobre el proceso
de corrosión, consulte: Brondel D, Edwards R,
Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: “Corrosion
in the Oil Industry,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de
1994): 4–18.
Volumen 25, no.3
Problema
Métodos de control
Monitoreo
• Agua oxigenada
• Ataque interno
• Ataque externo
• Materiales resistentes
• Secuestradores de
oxígeno
• Muestreo de agua y oxígeno
• Niveles de hierro
• Probetas de corrosión
• Sensores de oxígeno
• Análisis de cupones
• Estudios de espesor de pared
• Inspecciones visuales internas
• Análisis visuales
Picaduras de corrosión
por ácido sulfhídrico
• Agua de un acuífero
de producción u otro
acuífero profundo
• Agua contaminada con
gas de desorción o gas
para levantamiento
artificial
• Desgasificación a
baja presión
• Control del gas
contaminado
• Utilización de
materiales resistentes
• Probetas
• Niveles de hierro
• Estudios de espesor
de pared
Bacterias sulfato
reductoras (SRB)
• Fluidos anaeróbicos
• Fluidos estancados
• Condiciones debajo
de incrustaciones u
otros depósitos
• Biocidas
• Cloración
• Recuentos de bacterias
anaeróbicas
• Mediciones de residuos
de cloro
Corrosión por dióxido
de carbono
• Agua de un acuífero
de producción u otro
acuífero profundo
• Agua contaminada con
gas de desorción o gas
para levantamiento
artificial
• Desgasificación a
baja presión
• Control del gas
contaminado
• Utilización de
materiales resistentes
• Probetas
• Niveles de hierro
• Estudios de espesor
de pared
Fisuración por
tensocorrosión
producida por
ácido sulfhídrico
• Fluidos producidos
que contienen ácido
sulfhídrico
• Sistemas anaeróbicos
contaminados con SRB
• Materiales adecuados
• Control de calidad
de los materiales
Corrosión por ácido
• Ácidos para
tratamientos de
estimulación y limpieza
• Inhibidores de ácidos
• Controles de inhibidores
de ácidos
Corrosión galvánica
(bimetálica)
• Dos metales con
diferentes potenciales
iónicos en un medio
corrosivo
• Aislamiento eléctrico de
metales (revestimiento
catódico)
• Diseño mejorado
• Revisiones de diseños
Corrosión por
picadura (corrosión
rápida en los defectos
de las películas
superficiales inertes)
• Inmersión
• Películas superficiales
inertes
• Selección de
materiales
• Inspecciones de equipos
Corrosión por
subdepósitos
• Depósitos de sólidos
húmedos
• Biopelículas
• Empaquetaduras
porosas
• Limpieza con diablo
• Biocidas
• Sellado y diseño
mejorados
• Diseño de velocidad
mínima
• Inspecciones de equipos
• Recuentos de bacterias
Corrosión fisurante
• Diseño pobre
• Imperfecciones
en el metal
• Diseño mejorado
• Selección de materiales
• Desmontaje e inspecciones
de equipos
• Detectores de fugas
Corrosión por cloruros
(fisuración rápida por
exposición a medios
con cloruros calientes)
• Solución salina
• Oxígeno y calor
• Selección de materiales
• Inspecciones de equipos
• Análisis de oxígeno
Fatiga
• Equipo rotativo
• Carga inducida por
oleaje, vientos o
corrientes
• Diseño contra
vibraciones
• Inspecciones de equipos
Corrosión por oxígeno
Fisuración inducida
por hidrógeno
Causa de la corrosión
• Desorción de oxígeno
• Diseño de sellos
mejorado
• Revestimientos
• Protección catódica
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. Table 1
ORAUT 13 CORSN Table 1
19
Perforación y
terminaciones
Producción
Declinación del pozo
Puesta fuera
de servicio
Producción
Diseño
del pozo
• Modelado de • Selección del
yacimientos
• Análisis
de núcleos
• Selección de
materiales
• Análisis
de riesgos
lodo de perforación
adecuado
• Selección de
las aleaciones
adecuadas para
las tuberías y
los equipos
• Selección de
secuestradores
de oxígeno y
sulfuros
adecuados
• Utilización de herramientas y servicios
• Implementación de evaluaciones de integridad
• Utilización de tecnologías de mitigación
• Implementación o expansión de las operaciones
de monitoreo de la corrosión
de la corrosión (inhibidores de corrosión,
sistemas de control de la producción de
arena y secuestradores de oxígeno)
de los activos más estrictas y más expansivas
de separación de petróleo y agua
• Evaluación del estado de la infraestructura
y rastreo de los índices de corrosión
• Aseguramiento de
la contención del
pozo abandonado
en el largo plazo
• Aseguramiento
del cumplimiento
de la legislación
ambiental aplicable
• Implementación de reparaciones y de
estrategias de reemplazo, cuando
sea necesario
> Consideraciones acerca de la corrosión en cada etapa del ciclo de vida de los activos. Durante cada etapa de la vida productiva de un pozo, los
ingenieros deben considerar los factores operacionales para controlar la corrosión y minimizar la amenaza de pérdidas de los fluidos de producción
en el ambiente adyacente.
El costo anual total de la corrosión en EUA solamente se estima en alrededor de USD 1 400 millones,
de los cuales USD 589 millones corresponden a
costos de líneas de conducción e instalaciones de
superficie, USD 463 millones son costos de tuberías de producción de fondo de pozo y USD 320
millones corresponden a erogaciones de capital.2
Estas estimaciones no contemplan las multas que
pueden imponer los organismos normativos gubernamentales a los operadores que experimentan
descargas de fluidos de producción relacionadas
con la corrosión en el medio ambiente. Además, los
costos y los riesgos pueden incrementarse a
medida que se descubren fuentes de hidrocarburos en ambientes más desafiantes —yacimientos
más profundos con temperaturas y presiones más
elevadas, y mayores concentraciones de gases
ácidos— que pueden constituir ambientes de
corrosión más agresivos.
La industria ha propuesto diversos métodos
para combatir la corrosión y prolongar la vida
operativa de un pozo. Estos métodos pueden dividirse en líneas generales en cuatro categorías
principales:
•Metalurgia: sustitución de los tubulares tradicionales de los pozos por tubulares fabricados
con aleaciones resistentes a la corrosión (CRA)
•Química: modificación de los fluidos de producción para reducir la intensidad de los ataques
corrosivos o creación de barreras que aíslan el
metal de los fluidos producidos a través de la
aplicación de un revestimiento de protección
20
•Inyección: bombeo de fluidos a base de surfactantes que se congregan en la superficie del
metal y obturan el contacto entre el agua y el
metal, inhibiendo la corrosión
•Protección catódica: utilización de corriente
continua (CC) para generar una protección
catódica por corriente impresa.3
La primera opción —mejoramiento de los
tubulares para que se equiparen con los compuestos de CRA— puede ser prohibitiva en términos de costos en gran escala. En EUA solamente,
existen más de 100 000 pozos productores de petróleo
y gas con tuberías de revestimiento, tuberías de
producción, cabezales, equipos de procesamiento
y redes de recolección.
Los fabricantes pueden emplear otra opción
de mitigación: aplicar revestimientos permanentes que combaten la corrosión mediante la formación de una barrera resistente entre los medios
Oilfield
con fluidos corrosivos
y laReview
superficie del metal.
AUTUMN 13
Existen muchos tipos de revestimientos, pero en
Corrosion Fig. 2
general se dividen ORAUT
en las siguientes
categorías:
13 CORSN
2
•metálicos: zinc, cromo y aluminio
•inorgánicos: esmaltes, vidrios, cerámicos y revestimientos con vidrio reforzado
•orgánicos: resinas epóxicas, acrílicos y poliuretanos.4
Al igual que con las CRAs, los revestimientos
ofrecen una vida operativa más larga con un mantenimiento reducido, pero su costo es elevado.5
Los operadores pueden utilizar la inhibición
con medios químicos durante la etapa de produc-
ción del pozo para mitigar la corrosión en la
superficie interna de las tuberías y los equipos.
Los inhibidores de corrosión suelen ser formulaciones químicas a base de surfactantes, que se
agregan a la corriente de producción en concentraciones oscilantes entre decenas y varios cientos de partes por millón (ppm). Las moléculas de
inhibidor migran y se agrupan en las superficies;
en el caso de la infraestructura de producción de
un pozo, las moléculas se agrupan en la superficie del metal para formar una barrera entre ésta
y la fase de fluido corrosivo. De esta manera,
actúan de manera similar a un revestimiento,
pero a un costo inferior al de un revestimiento
permanente o una CRA. Además, a diferencia de
un revestimiento, un inhibidor de corrosión debe
ser reaplicado para reponer la película de inhibidor que ha sido degradada o eliminada por la
acción de flujo de la corriente de producción.6
En la prevención de la corrosión mediante la
protección catódica, se hace que las superficies
anódicas del metal —las superficies susceptibles al ataque corrosivo— se vuelvan catódicas o
no corrosivas. Para ello, los operadores aplican
una corriente continua a través del metal a fin de
contrarrestar la corriente de corrosión —técnica
denominada protección catódica por corriente
impresa (ICP)— o utilizan ánodos de sacrificio,
que están compuestos por un metal con una mayor
tendencia a la corrosión que el metal a proteger.7
Oilfield Review
Este artículo se centra en las técnicas de monitoreo y medición de la corrosión de la infraestructura de fondo de pozo durante la producción.
Algunos casos de estudio de Medio Oriente
demuestran cómo las herramientas de monitoreo
de la corrosión y las tecnologías de mitigación han
ayudado a los operadores a identificar la localización y la gravedad de la corrosión producida en la
infraestructura del subsuelo, proporcionando a
cada compañía la información básica para seleccionar la solución más adecuada de mitigación.
La corrosión y el ciclo de vida del pozo
La corrosión constituye una preocupación importante durante toda la vida productiva de un pozo
y en cada etapa se requieren consideraciones y
estrategias de mitigación específicas. El personal
a cargo de los activos de las compañías usualmente comienza tomando decisiones relacionadas con la mitigación de la corrosión de un pozo
antes de la perforación. Durante la etapa de
diseño del pozo, el operador lleva a cabo estudios
integrales del yacimiento, lo que incluye el modelado del yacimiento, estudios de núcleos y análisis
de fluidos a partir de los datos de pozos vecinos.
Los ingenieros utilizan la información obtenida
de estos estudios con el fin de evaluar riesgos
para las amenazas de corrosión en las etapas subsiguientes del pozo. Y luego desarrollan e implementan estrategias de mitigación que incluyen la
selección de materiales adecuados, tasas de producción óptimas, programas de monitoreo y tratamientos con inhibidores de corrosión (página
anterior, arriba).
Durante el proceso de perforación, los operadores centran las estrategias de mitigación de la
corrosión en la prolongación de la vida útil de la
columna de perforación, que se encuentra expuesta
a grandes esfuerzos operacionales y a lodos de
perforación y fluidos de formación potencial2. Koch GH, Brongers MPH, Thompson NG, Virmani YP
y Payer JH: “Corrosion Costs and Preventive Strategies
in the United States,” Washington, DC: Administración
Federal de Autopistas del Departamento de Transporte
de EUA, Oficina de Investigación y Desarrollo de
Infraestructura, Publicación Nº FHWA-RD-01-156,
septiembre de 2001.
3. Nalli K: “Corrosion and Its Mitigation in the Oil &
Gas Industry—An Overview,” PetroMin Pipeliner
(Enero- marzo de 2010): 10–16.
4. Heim G y Schwenk W: “Coatings for Corrosion
Protection,” en von Baekman W, Shwenk W y
Prinz W (eds): Handbook of Cathodic Corrosion
Protection, 3a ed. Houston: Gulf Coast Publishing
Company (1997): 153–178.
5. Craig BD, Lane RA y Rose DH: Corrosion Prevention and
Control: A Program Management Guide for Selecting
Materials, Spiral 2, 2nd ed. Rome, Nueva York, EUA:
Centro Avanzado de Análisis de Información de
Materiales, Manufactura y Pruebas, Alion Science &
Technology (Septiembre de 2006): 40.
Volumen 25, no.3
mente corrosivos. La columna de perforación
puede experimentar diversos tipos de mecanismos de corrosión, incluidas picaduras localizadas,
en las que el H2S, el cloruro o el oxígeno de los
lodos de perforación a base de agua generan una
tasa de corrosión que excede los 25 cm [9,8 pulgadas] por año.8 Otras fuentes de corrosión son la
presencia de CO2 a una presión parcial que oscila
entre 20 y 200 kPa [3 y 30 lpc] o mayor, la corrosión influida microbiológicamente (MIC) causada por la presencia de ciertas bacterias
(microbios) en los fluidos producidos y la corrosión fisurante en la que los índices de corrosión
localizada en las interfaces entre un metal y otro
metal o entre un metal y un no metal, tal como en
los acoplamientos de juntas o en las empaquetaduras, alcanzan niveles elevados y producen picaduras o fisuras.9
El ingrediente en común de estos diversos
fenómenos de corrosión es el lodo de perforación.
Para evitar que los lodos de perforación se vuelvan corrosivos, los ingenieros de lodo utilizan
tratamientos químicos específicos en el lodo.
Estos tratamientos se centran en mantener el pH
del lodo dentro de un rango aceptable —habitualmente entre 9,5 y 12— mediante su dosificación con álcali o el agregado de secuestradores
de oxígeno para reducir los niveles de oxígeno
disuelto por debajo de 1 ppm o la incorporación
de secuestradores de sulfuro que eliminan el H2S
del sistema de lodo.10
La fase de terminación de un pozo se refiere al
montaje y la instalación de los tubulares y equipos
de fondo de pozo, tales como empacadores y sistemas de bombeo para operaciones de levantamiento artificial. La información recolectada
durante la etapa de planeación del pozo, incluidos
datos de temperatura y presión del yacimiento y
la composición de los fluidos de producción,
ayuda a proveer información al operador para la
toma de decisiones sobre las medidas de mitigación de la corrosión que han de ser incluidas en la
fase de terminación. Por ejemplo, la anticipación
de la producción de H2S o CO2 puede conducir al
operador a utilizar aleaciones CRA en las sartas
de revestimiento para la terminación del pozo, las
válvulas de control, los medidores de fondo de
pozo instalados en forma permanente y las líneas
de control hidráulicas y eléctricas.11
Al final del ciclo de vida del pozo, los niveles
de producción de hidrocarburos caen —a menudo
con un incremento correspondiente de las tasas de
producción de agua— hasta un punto en el cual el
pozo deja de ser redituable y el operador debe
taponarlo y abandonarlo (P&A). Las estrategias de
mitigación de la corrosión del operador se desplazan entonces hacia la prevención permanente
de las descargas de fluidos de yacimiento en el
medio ambiente después de abandonar el pozo.
Los pasos básicos de una operación de P&A comprenden la remoción del equipamiento de terminación, la colocación de tapones de aislamiento y
la inyección forzada de cemento en los espacios
anulares, a diferentes profundidades, para aislar
permanentemente las zonas productivas de las
zonas acuíferas.12
Las operaciones de P&A representan un costo
neto, por lo que los operadores llevan a cabo
estas actividades de la forma más rápida y eficiente posible. Al mismo tiempo, una operación de
P&A debe ser llevada a cabo respetando estrictamente los requisitos normativos gubernamentales.
Si bien estas regulaciones varían significativamente en cuanto a severidad y medidas punitivas,
si un organismo regulador descubre una fuga en
un pozo previamente abandonado, es responsabilidad del operador retornar para efectuar las
reparaciones necesarias y volver a taponar el
pozo; a menudo a un costo significativamente más
elevado que el de la operación de P&A original.
6. Los inhibidores de corrosión son aplicados en forma
continua mediante su inyección estratégica en el pozo
o en la sarta de producción, a una velocidad constante,
para mantener una concentración deseada o bien por
medio de la aplicación por lotes, proceso en el cual se
aplica periódicamente en el pozo un volumen más
grande de inhibidor al que se alude a menudo como
lote, bache, camada o bolsón. La inyección continua
ofrece una ventaja adicional ya que el inhibidor puede
ser aplicado sin cerrar el pozo.
7. Para obtener más información sobre la protección
catódica por corriente impresa, consulte: Brondel
et al, referencia 1.
8. El índice de corrosión es el espesor de metal que podría
perderse en un año como consecuencia de la corrosión.
Este índice indica claramente que en mucho menos
de un año podría formarse un agujero en la columna
de perforación.
  9.Para obtener más información sobre la corrosión
influida microbiológicamente, consulte: Augustinovic
Z, Birketveit O, Clements K, Freeman M, Gopi S, Ishoey
T, Jackson G, Kubala G, Larsen J, Marcotte BWG,
Scheie J, Skovhus TL y Sunde E: “Microbios:¿ Enemigos
o aliados de los campos petroleros?,” Oilfield Review
24, no. 2 (Diciembre de 2012): 4–17.
10.Sloat B y Weibel J: “How Oxygen Corrosion Affects
Drill Pipe,” Oil and Gas Journal 68, no. 24 (Junio de
1970): 77–79.
11.Saldanha S: “Intelligent Wells Offer Completion Solution
for Lower Tertiary Fields,” Offshore Magazine 72, no. 8
(1º de agosto de 2012): 54–57.
12.Para obtener más información sobre las operaciones de
taponamiento y abandono de pozos, consulte: Abshire
LW, Desai P, Mueller D, Paulsen WB, Robertson RDB y
Solheim T: “Abandono permanente de los pozos de
áreas marinas,” Oilfield Review 24, no. 1 (Septiembre
de 2012): 48–57.
21
Recubrimiento
de cemento
Fisuras inducidas
por la corrosión
Arenisca acuífera
tra dentro del sistema, el operador no podría utilizar el cupón sólo para determinar su tiempo de
ocurrencia con precisión. Además, la técnica de
los cupones es aplicable solamente en los lugares
del sistema a los que el acceso para colocar y
extraer el cupón resulta fácil o práctico.
Esta segunda limitación imposibilita esencialmente el monitoreo de los cupones, o cualquier
técnica de inspección visual, para las sartas de
revestimiento y los tubulares de fondo de pozo.
Las otras opciones disponibles son las técnicas de
medición indirecta, que incorporan una o más de
las diversas herramientas de adquisición de registros (perfilaje) desplegadas en el fondo del pozo
mediante cable, tractor o tubería flexible.
Empacador
Disparos
Arena petrolífera
> Impacto de la corrosión en la integridad de la tubería de revestimiento.
Las fugas en la tubería de revestimiento se producen generalmente como
resultado de la corrosión excesiva del sistema de producción. Es probable
que estas fugas, que pueden ser costosas y perjudiciales para el medio
ambiente, permitan el ingreso de agua de formación adicional y arena en
la sarta de producción del pozo (flecha azul). Alternativamente, pueden
producirse flujos cruzados (flechas verdes), difíciles de caracterizar y
tratar, y en casos severos, puede ser necesario que el operador extraiga
y reemplace toda la sarta de revestimiento.
Los operadores obtienen ganancias durante estas herramientas se exponen a la corriente de
la fase de producción de un pozo, que puede flujo de producción. Otras técnicas proporcionan
durar desde tan sólo algunos años hasta varias el análisis de los efectos de la corrosión, a postedécadas. En esta fase, los esfuerzos para mitigar riori, en un ambiente de laboratorio.13
la corrosión se centran generalmente en manteLa técnica de pérdida de peso que utiliza
ner bajos los índices de corrosión y prevenir las cupones, un método de identificación visual
fugas (arriba). El operador debe monitorear e directa, constituye un proceso de monitoreo siminspeccionar continuamente la infraestructura ple y conocido. En esta técnica, una muestra de
para medir la integridad de las tuberíasOilfield
y de losReview
material —el cupón— se expone al ambiente del
AUTUMN
equipos de superficie y fondo de pozo y la
efecti- 13proceso durante un tiempo dado y luego un técnico
Corrosion Fig.
3
vidad de la mitigación.
lo extrae
del sistema y lo analiza para determinar
ORAUTde13 CORSN
3 físico y la cantidad de peso perdido.14
Las compañías utilizan diversas técnicas
su estado
monitoreo de la corrosión en los campos de petró- La técnica de los cupones de corrosión es ventaleo y gas. En parte, las técnicas se seleccionan josa porque los cupones pueden ser fabricados
sobre la base de la facilidad de implementación con la misma aleación del sistema en estudio, el
del sistema para una aplicación o una localización índice de corrosión puede ser calculado fácildada dentro del sistema de producción, la facili- mente a partir de la pérdida de peso del cupón
dad con que pueden implementarse los resultados durante el tiempo de exposición y la técnica pery la severidad relativa del ataque corrosivo. mite la verificación visual de los depósitos de
Algunas técnicas de medición de la corrosión uti- corrosión o de la corrosión localizada. No obslizan herramientas de monitoreo en línea coloca- tante, si se produjera un problema de corrosión
das directamente en el sistema de producción; tal como una fuga mientras el cupón se encuen-
22
Avances en el monitoreo de la
corrosión en el fondo del pozo
Las técnicas de perfilaje para el monitoreo de la
corrosión en el fondo del pozo incluyen métodos
ultrasónicos, electromagnéticos y mecánicos, que
proporcionan información detallada sobre la localización y el alcance de un problema de corrosión.
El monitoreo ultrasónico emplea una sonda centralizada que se sumerge en el fluido del pozo y
utiliza un subconjunto que contiene un transductor
rotativo para obtener las mediciones.15 La mayoría
de las herramientas ultrasónicas funcionan sobre
la base del principio de las mediciones de ecos de
pulsos y los operadores escogen un transductor
con las características necesarias para el tipo de
medición a obtener. Las mediciones incluyen la
evaluación del cemento, la generación de imágenes en agujero descubierto y la generación de
imágenes de la corrosión.
Un transductor generador de imágenes ultrasónicas USI, que transmite una señal ultrasónica
con una frecuencia que oscila entre 200 y 700 kHz
para hacer resonar la tubería de revestimiento,
está diseñado habitualmente para la evaluación
de la adherencia del cemento y la inspección de
las tuberías. La calidad de la adherencia del
cemento se relaciona directamente con el grado
de resonancia de la tubería de revestimiento: una
buena adherencia del cemento amortigua la señal
acústica y hace que una señal secundaria de baja
amplitud retorne al transductor; una operación
de cementación deficiente o una tubería suelta
permite que la tubería de revestimiento repique y
retorne un eco de mayor amplitud. Además, las
mediciones USI incluyen la generación de imágenes 2D del radio interno de la tubería de revestimiento —derivadas del tiempo de tránsito del eco
principal proveniente de la superficie interna— y
el espesor 2D de la tubería de revestimiento, derivado de la respuesta de frecuencia.
Oilfield Review
13.“Introduction to Corrosion Monitoring,” Metal Samples:
Corrosion Monitoring Systems, www.alspi.com/
introduction.htm (Se accedió el 20 de marzo de 2013).
14.“Introduction to Corrosion Monitoring,” referencia 13.
15.Hayman AJ, Hutin R y Wright PV: “High-Resolution
Cementation and Corrosion Imaging by Ultrasound,”
Transcripciones del 32o Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, París,
16 al 19 de junio de 1991, artículo KK.
16.Hayman AJ, Parent P, Rouault G, Zurquiyah S, Verges P,
Liang K, Stanke FE y Herve P: “Developments in
Corrosion Logging Using Ultrasonic Imaging,”
Transcripciones del 36o Simposio Anual de Adquisición
de Registros de la SPWLA, París, 26 al 29 de junio de
1995, artículo W.
Volumen 25, no.3
Tubería de
revestimiento
Transductor
Señal ultrasónica
Amplitud
Con el generador de imágenes ultrasónicas de
la tubería de revestimiento UCI, que utiliza un
transductor de 2 MHz enfocado con resolución
mejorada respecto de la herramienta USI, pueden
obtenerse mediciones de mayor resolución de la
tubería de revestimiento (derecha).16 La herramienta UCI registra dos ecos: el eco principal
proveniente de la superficie interna de la tubería
de revestimiento y el eco más pequeño proveniente de la superficie externa. El radio y el espesor de la tubería de revestimiento se computan a
partir de los tiempos de arribo de los dos ecos.
Los tamaños relativos, o amplitudes, de los dos
ecos son indicadores cualitativos del estado de la
tubería de revestimiento. Si bien el dispositivo
UCI proporciona una mejor indicación del estado
de la tubería de revestimiento que el generador
de imágenes USI, su utilización se limita a aquellas operaciones en las que el fluido del pozo consiste en salmueras, petróleo y lodos a base de
petróleo liviano o agua. Los lodos espesados producen una atenuación acústica que es demasiado
intensa para permitir la obtención de una medición válida.
La inspección ultrasónica ofrece numerosas
ventajas como herramienta de medición de la
corrosión, lo que incluye su sensibilidad tanto a
los defectos internos como a los defectos externos y la notificación instantánea en el campo
cuando se detecta un defecto. Además, la técnica
requiere el acceso a un solo lado del material para
medir el estado de todo el objeto y obtener imágenes exteriores e interiores detalladas del mismo.
No obstante, la inspección resulta ardua para los
materiales de composición heterogénea, de
forma irregular o de escaso espesor; para mejorar
los resultados de la inspección, los técnicos
deben preparar la superficie interna, previo a la
medición, mediante la remoción de las incrustaciones u otros detritos.
Los operadores también pueden emplear otro
método de monitoreo de la corrosión: la inspección
electromagnética (EM). El principio básico de esta
técnica consiste en medir los cambios producidos
en un campo magnético a medida que pasa a través
de un objeto metálico; los cambios se relacionan
Tiempo
Amplitud
Radio
Espesor
> Principios básicos de la herramienta ultrasónica de imágenes de
corrosión UCI. La herramienta UCI utiliza un transductor enfocado de
2 MHz para mejorar la resolución de la medición ultrasónica. El transductor
actúa además como receptor de la señal reflejada y registra su amplitud
y su tiempo de arribo. Esta señal es emitida (o pulsada) a través del fluido
del pozo hacia el interior de la tubería de revestimiento (extremo superior).
Cuando encuentra una discontinuidad, tal como la pared interna o externa
de la tubería de revestimiento (centro), la señal se refleja. La mayor parte de
la energía se refleja en el eco inicial, en la pared interna de la tubería de
revestimiento, debido al gran contraste de impedancia existente entre el
lodo y el acero; la energía remanente transmitida hacia el interior de la
tubería de revestimiento se vuelve a reflejar en la pared externa. La señal
que se vuelve a reflejar en la pared interna puede ser utilizada para evaluar
el estado y el radio de la tubería de revestimiento. La diferencia de tiempo
entre los dos primeros ecos puede ser utilizada para determinar el espesor
de la tubería de revestimiento (extremo inferior). En comparación, la
herramienta USI se utiliza con más frecuencia para la inspección
ultrasónica de las tuberías y emplea un transductor ultrasónico no enfocado
de 200 a 700 kHz para inducir una resonancia en la tubería de revestimiento.
En la medición USI, el espesor se determina a partir de la frecuencia de la
resonancia. (Adaptado de Hayman et al, referencia 15.)
con el estado del material, lo que incluye su espesor dañada o un agujero en el material, parte del flujo
magnético se pierde fuera del metal; esta pérdida
y sus propiedades electromagnéticas.
Oilfield Review
Actualmente, la industria utiliza dos herramienAUTUMN 13es detectada por las bobinas de los sensores de
4
la herramienta.
Si bien este método es útil para
tas de monitoreo EM de la corrosión. LaCorrosion
primera, Fig.
ORAUT 13 CORSN
4
medir cambios
abruptos en el espesor de las
una herramienta de pérdida de flujo, magnetiza
el objeto metálico utilizando un electroimán. tuberías, tales como picaduras o agujeros en la
Cuando el flujo magnético encuentra una sección sarta interna, y la localización de esos cambios,
resulta menos efectivo para monitorear el incre17.Para obtener más información sobre la inducción
mento regular de la corrosión o la corrosión que
electromagnética como método de monitoreo de la
corrosión, consulte: Acuña IA, Monsegue A, Brill
varía gradualmente a lo largo de una sección
TM, Graven H, Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA,
grande de tubería o de configuraciones de tubeZapata Bermúdez F, Notoadinegoro DM y Sofronov I:
“Detección de la corrosión en el fondo del pozo,”
rías de revestimiento concéntricas.
Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.
La segunda tecnología de monitoreo electro Brill TM, Le Calvez JL, Demichel C, Nichols E y Zapata
Bermúdez F: “Electromagnetic Casing Inspection
magnético —la herramienta de corrientes paráTool for Corrosion Evaluation,” artículo IPTC 14865,
sitas de campo remoto— mide la señal no sólo
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al
del campo EM primario sino también del campo
9 de febrero de 2012.
secundario a partir de las corrientes parásitas
inducidas de la tubería adyacente.17
23
Discriminación 2D
Diámetro externo
de la herramienta
Transmisor
discriminador, TH
TH
RP
Tubería
Receptor
de patín, RP
RP
RP
TL
RLL
Espesor 2D
TH
Espesor promedio
RP
RLL
RLS
RLS
TL
RLS
RLL
d
TL
Decaimiento en la
profundidad de
penetración efectiva
RLS
RLL
RZ
Propiedades Z
RZ
RZ
TZ
RZ
TZ
τ=
1 1
μ0 ID
μ
ωσ
La herramienta electromagnética de inspección
de la tubería de revestimiento EM Pipe Scanner
obtiene cuatro mediciones bien diferenciadas.
Mediante la utilización de un transmisor —que
opera en tres frecuencias— y dos receptores, la
herramienta EM Pipe Scanner obtiene una medición de la impedancia (Z), que depende de las
características eléctricas y magnéticas de la
tubería de revestimiento. Si se utiliza un transmisor de señales de baja frecuencia en la porción
central de la herramienta y dos conjuntos de
receptores —uno por encima y el otro por debajo
del transmisor— la herramienta mide el espesor
promedio del metal normalizado por la profundidad de penetración efectiva.18
Las dos mediciones restantes proporcionan
imágenes 2D de la tubería; la herramienta obtiene
estas mediciones presionando los sensores del patín
contra la pared interna de la tubería. Una medición
utiliza una señal de baja frecuencia para obtener
información del espesor 2D y la otra utiliza un
24
, Herramienta EM Pipe Scanner. La herramienta
(izquierda) obtiene cuatro mediciones. La medición
de las propiedades Z (extremo inferior derecho)
utiliza un transmisor (Tz ), que opera en tres
frecuencias, y uno de los dos receptores de la
herramienta (R z ). La señal de respuesta de
impedancia depende considerablemente de la
cantidad adimensional, τ, que es una función del
diámetro interno (ID) de la tubería, la frecuencia
angular, ω, y las propiedades electromagnéticas
del metal de la tubería: la permeabilidad μ y la
conductividad σ. El término μ0 es la permeabilidad
constante del espacio libre. El espesor promedio
de la pared de la tubería, d, se determina con el
transmisor de baja frecuencia (TL ) ubicado en la
porción central de la herramienta, junto con dos
receptores por encima y dos por debajo del
transmisor (extremo derecho central). Los dos
receptores de baja frecuencia (RLL ) se denominan
receptores con espaciamiento largo y los otros
dos, receptores con espaciamiento corto (RLS ).
El corrimiento de fase de la señal —que es
una función de la profundidad de penetración
efectiva δ— conforme la señal atraviesa la
tubería desde el transmisor y retorna hacia cada
receptor, se utiliza para determinar el espesor de
la tubería d/δ. Cerca de la parte superior de la
herramienta, los 18 brazos de los calibradores
presionan los receptores de patines (RP ) contra
el interior de la tubería (extremo superior
derecho). La combinación de las mediciones de
estos sensores con la señal de baja frecuencia
del transmisor (TL ), en la parte central de la
herramienta, proporciona una medición del
espesor 2D. Los 18 sensores se utilizan además
con un transmisor discriminador de alta
frecuencia (TH ) localizado en el mandril de la
herramienta, alineado con los patines de los
sensores (extremo superior izquierdo).
La señal de alta frecuencia no penetra la pared
de la tubería; esta parte de la herramienta
proporciona un mapa 2D que distingue el daño
existente en la pared interna de otras señales
que pueden indicar otros fenómenos.
transmisor discriminador de alta frecuencia localizado en el mandril de la herramienta para generar señales que no penetran en la pared de la
tubería, creándose un mapa 2D en el que se diferencia el daño de la pared interna del daño de la
pared externa. Los cambios producidos en las
propiedades geométricas del metal, tales como el
espesor o el diámetro, provocarán cambios en la
impedancia mutua, que es producida por los
defectos de la tubería de revestimiento.
Desde el año 2009, la sonda EM Pipe Scanner
ha sido utilizada en pozos de todo el mundo para
detectar agujeros grandes, grietas en las tuberías
de revestimiento y pérdidas de metal asociadas
con la corrosión tanto desde la superficie interna
como desde la superficie externa de la tubería de
revestimiento; además, puede medir las pérdidas
desde una sarta de revestimiento externa si existen
múltiples sartas presentes. La herramienta consta
de 18 brazos radiales con sensores de patines adosados en torno a un pequeño mandril. Los sensores
exploran la superficie interior y el espesor local de
la tubería de revestimiento de producción; la medición del mandril ayuda a identificar la pérdida de
metal promedio, los daños y las grietas de la tubería
de revestimiento (izquierda).
Las compañías operadoras pueden obtener
estas mediciones sin extraer la tubería de producción del pozo, lo que ahorra tiempo de equipo
de reparación de pozos y costos de operaciones
de intervención. Mientras el ingeniero baja la
herramienta EM Pipe Scanner en el pozo con cable,
tractor o tubería flexible, ésta efectúa un reconocimiento inicial a alta velocidad a fin de rotular las
áreas de interés para la obtención de exploraciones
de diagnóstico detalladas a medida que la herramienta se lleva a la superficie. La herramienta
graba un registro continuo tanto del diámetro
interno promedio de la tubería de revestimiento
como del espesor total del metal y proporciona estimaciones de la corrosión. La herramienta responde
al espesor total del metal, permitiendo la detección
de la corrosión de la tubería de producción o de la
tubería de revestimiento externa. Las mediciones
del radio interno del metal de la tubería de revestimiento son válidas en presencia de la mayoría de
los diferentes tipos de incrustaciones. Su diámetro
de 21/8 pulgadas posibilita el acceso a través de restricciones estrechas. La herramienta opera en
medios gaseosos o líquidos.
Mejor prevenir que curar
En el año 2011, utilizando la sonda EM Pipe Scanner,
Saudi Aramco llevó a cabo una campaña de monitoreo de la corrosión en las tuberías de revestimiento de los pozos de un campo que contenía
pozos terrestres y marinos. Las exploraciones iniciales de siete pozos de tierra firme indicaron
pérdidas de metal relativamente pequeñas y confirmaron que el sistema ICP existente estaba funcionando satisfactoriamente. Debido a la falta de una
fuente de alimentación suficientemente importante, el ICP de los pozos marinos era limitado, lo
que incrementaba la posibilidad de que los índices de corrosión fueran más elevados.
Para determinar la magnitud de la pérdida de
metal en las tuberías de revestimiento de los
pozos de la porción marina del campo y ayudar al
operador a mapear geográficamente los pozos
que exhibían las pérdidas de metal más severas,
se desplegó la herramienta EM Pipe Scanner.
Durante una campaña, en cuatro pozos adyacentes terminados originalmente en el año 1976,
Saudi Aramco realizó controles para determinar
si alguno de estos pozos estaba provisto de tuberías de revestimiento concéntricas que pudieran
presentar fugas rápidamente.19 Si los ingenieros
observaban una pérdida de metal, planificaban el
Oilfield Review
18.Cuando el campo electromagnético (EM) encuentra
un material conductor, tal como el metal de una tubería,
la amplitud del campo se reduce exponencialmente
con una tasa característica dada por la profundidad
de penetración efectiva. Un material conductor y
ferromagnético, tal como la tubería de revestimiento,
tiene una profundidad de penetración efectiva corta.
Todos los medios, salvo el vacío, poseen profundidades
de penetración efectiva más cortas en las frecuencias
más altas.
19.Dado que se sabía que los fluidos de producción de
estos pozos no eran corrosivos y que el espacio anular
existente entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento contenía diésel e inhibidor de corrosión,
se asumió que cualquier pérdida de metal medida era
externa solamente.
Volumen 25, no.3
pulgadas
1 000
2 000
Pérdida de metal del
65% de las tuberías de
revestimiento dobles
1,5
0
pulgadas
1,5
1 000
1 000
2 000
2 000
Pérdida de metal del
62% de las tuberías de
revestimiento dobles
3 000
3 000
4 000
4 000
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
5 000
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
0
pulgadas
Pérdida de metal del
65% de las tuberías de
revestimiento dobles
3 000
1,5
Profundidad vertical verdadera, pies
0
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
Profundidad vertical verdadera, pies
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
Profundidad vertical verdadera, pies
Profundidad vertical verdadera,pies
análisis del perfil de pérdidas con el fin de
mapear y anticipar la probabilidad de corrosión
en las tuberías de revestimiento de los pozos cercanos no registrados.
Los registros adquiridos con la herramienta
EM Pipe Scanner mostraron pérdidas variables de
metal en cada uno de los cuatro pozos de referencia, si bien aquellos indicaron una clara correlación en profundidad entre los mismos. Se observó
una correlación notable entre 760 y 850 m [2 500 y
2 800 pies], donde los cuatro pozos exhibieron pérdidas de metal en las tuberías de revestimiento,
oscilantes entre 62% y 65% (derecha). El operador
llegó a la conclusión de que los otros pozos de
estas inmediaciones geográficas eran susceptibles de experimentar pérdidas de metal significativas y corrían el riesgo de presentar fugas por la
tubería de revestimiento en este intervalo de profundidad. Es probable que esta conclusión guíe las
decisiones de terminación de los pozos futuros del
área, lo que podría incluir el asentamiento de la
sarta de revestimiento más externa —habitualmente de 13 3/8 pulgadas— a mayor profundidad
que en los pozos previos. La profundidad de asentamiento original de 213 m [700 pies] podría
extenderse hasta 914 m [3 000 pies] para proporcionar a la sarta interna una capa adicional de
protección contra la corrosión. Otra solución
consistiría en agregar un nivel adicional de protección mediante la utilización de tubería de
revestimiento de 13 3/8 pulgadas con revestimiento
o aleación de cromo, desde 300 m [1 000 pies]
hasta 914 m [3 000 pies].
Los perfiles de pérdida de metal de estos
pozos también pueden incidir en la decisión del
operador de implementar reacondicionamientos
más eficientes y económicamente efectivos para
reparar las fugas. Por ejemplo, el operador podría
reducir los costos de reacondicionamiento de
pozos mediante la ejecución de una operación de
inyección forzada de cemento limitada a la profundidad de la pérdida significativa de metal en
vez de incurrir en los costos adicionales de una
tubería de revestimiento corta (liner), un parche
Espesor total derivado
de la herramienta
EM Pipe Scanner
0
pulgadas
1,5
1 000
2 000
Pérdida de metal del
63% de las tuberías de
revestimiento dobles
3 000
4 000
4 000
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
5 000
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
Zapata de tubería
de revestimiento
de 95/8 pulgadas
5 000
> Registros obtenidos con la herramienta EM Pipe Scanner. Los registros correspondientes a los
cuatro pozos de Saudi Aramco mostraron grados variables de pérdida de metal (rojo), espesor
remanente (gris) y espesor medido total (verde) con respecto a la profundidad. Entre los pozos
se observó una clara correlación de patrones y una reducción similar del espesor total con la
profundidad. Todos los pozos mostraron pérdidas de metal variables entre el 62% y el 65% de
las tuberías de revestimiento dobles externas a una profundidad de aproximadamente 2 500 pies.
El operador utilizó esta información para anticipar patrones de pérdida de metal similares y
esperó una severidad de la corrosión comparable en los pozos adyacentes aún no registrados.
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 6
ORAUT 13 CORSN 6
25
Centralizadores
motorizados
Calibradores
Centralizadores
motorizados
PMIT-24 brazos
PMIT-40 brazos
> Calibradores de brazos (o dedos) múltiples. Los calibradores de brazos
múltiples miden el diámetro interno de las tuberías de revestimiento.
Numerosos calibradores, o brazos, presionados contra la pared de la
tubería detectan pequeños cambios en el diámetro interno de la tubería,
que pueden ser interpretados como fenómenos de desgaste o corrosión.
En general, los calibradores de brazos múltiples cuentan con un número
variable de brazos; para los diámetros internos más grandes se necesita
un mayor número de brazos.Oilfield
El generador
Reviewde imágenes de brazos múltiples
de los servicios de producción
de nueva
AUTUMN
13 generación PipeView PS Platform,
la herramienta PMIT de 24 brazos
(izquierda),
Corrosion
Fig. 7 requiere centralizadores
mecánicos (no mostrados).ORAUT
La herramienta
PMIT7 PipeView de 40 brazos
13 CORSN
(derecha) cuenta con centralizadores motorizados incorporados.
Una tercera versión, no mostrada aquí, posee 60 brazos.
26
de tubería de revestimiento o una tubería de
revestimiento de reparación (scab), lo que se
recomendaría normalmente si una pérdida de
metal masiva cubriera un intervalo largo.20
Además de las técnicas acústicas y electromagnéticas de monitoreo analizadas, resultan de
utilidad los métodos mecánicos. Existe un calibrador mecánico de brazos múltiples basado en un
criterio esencialmente diferente. Los dispositivos
de calibradores se basan en el contacto físico
directo con la pared de la tubería para la obtención
de mediciones y la detección de cambios pequeños
en las paredes de los tubulares, tales como las
deformaciones que se producen como consecuencia de la acumulación de incrustaciones o las
pérdidas de metal ocasionadas por la corrosión.
Aunque bien establecidos para evaluar problemas
internos, los calibradores no proporcionan datos
sobre el estado de la pared externa.
El calibrador de brazos múltiples PipeView de
Schlumberger para la sarta de sonda PS Platform
ha sido desplegado para investigar la corrosión en
numerosos tipos de pozos, pero especialmente en
aquellos que presentan excesiva corrosión e
incrustaciones, en los que no pueden correrse
herramientas acústicas. La sonda, que puede ser
desplegada con 24, 40 o 60 brazos y utilizarse con
diámetros de tuberías de revestimiento oscilantes
entre 13/4 pulgadas y 14 pulgadas, proporciona una
imagen mecánica de la corrosión interna de los
tubulares utilizando un software de visualización
y análisis 3D (izquierda).
Las mediciones con el tiempo
Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations
(ADCO) desplegó la herramienta PipeView para
medir la corrosión producida con el tiempo en un
pozo de un campo maduro prolífico. El pozo fue
perforado originalmente en el año 1969 y ha sido
sometido a numerosas operaciones de reacondicionamiento. Durante el reacondicionamiento más
reciente llevado a cabo en el año 2006, se corrió y se
cementó hasta la superficie una tubería de revestimiento corta de empalme de 7 pulgadas, para
cubrir una sección corroída de tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas. Luego, el operador perforó
un pozo horizontal de 5 7/8 pulgadas en una formación carbonatada previamente pasada por alto.
Este tramo lateral fue terminado como un pozo
productor de petróleo mediante levantamiento
artificial por gas.21
Los ingenieros de la compañía utilizaron el gas
producido naturalmente sin tratamiento alguno
de inhibición de la corrosión como gas de inyección, que ingresaba en el sistema a través de un
mandril de cavidad lateral para el levantamiento
artificial por gas. Preocupados por el potencial de
Oilfield Review
X 550
Pérdida de metal promedio, %
Profundidad, pies
X 500
Pérdida de metal promedio, 2009
Pérdida de metal promedio, 2010
Pérdida de metal promedio, 2011
50
40
30
20
10
0
1 000 pies
Y 050
Pérdida de metal promedio, %
Profundidad, pies
Y 000
Profundidad
Pérdida de metal promedio, 2009
Pérdida de metal promedio, 2010
Pérdida de metal promedio, 2011
50
40
30
20
10
0
500 pies
Profundidad
> Registros de corrosión obtenidos con un calibrador. Los datos obtenidos con el servicio PipeView (extremo superior izquierdo) y la pérdida de metal
promedio versus la profundidad (extremo superior derecho) fueron registrados en los años 2009, 2010 y 2011 para la tubería de producción en el punto de
inyección de gas. Los registros del carril 1 (extremo superior y extremo inferior izquierdos) incluyen una medición del radio interno nominal (línea negra
de guiones), el radio externo nominal (línea verde de guiones), la excentricidad (línea roja de guiones), el radio interno mínimo (línea azul sólida), el radio
interno máximo (línea roja sólida) y el radio interno promedio (línea negra sólida) por encima y por debajo del punto de inyección de gas (extremo superior
y extremo inferior izquierdos, respectivamente). El carril 2 es una traza de cada calibrador. El carril 3 es un registro de imagen de la pérdida de espesor de
la tubería de revestimiento. El azul oscuro indica la presencia de incrustaciones, el azul al blanco indica una pérdida de espesor del 0% al 20%, el blanco
al rosado representa una pérdida del 20% al 40% y el anaranjado al rojo indica una pérdida del 40% al 80%. El rojo puro (no mostrado) indicaría una pérdida
del 100% y la presencia de un agujero en la tubería de revestimiento. La pérdida de metal promedio por encima del punto de inyección de gas (extremo
superior derecho) no cambió significativamente durante los tres años, lo que indica que el gas produjo un efecto de mitigación de la corrosión.
Una gráfica similar para la tubería de producción por debajo del punto de inyección de gas (extremo inferior derecho) indicó una pérdida de metal
mayor, que se incrementó durante un período de tres años, lo que insinúa un fenómeno de corrosión más agresivo.
corrosión que planteaba el gas de inyección, los
ingenieros de ADCO optaron por ejecutar levantamientos de monitoreo entre lapsos de tiempo
(técnica de repetición) con el generador de imágenes de brazos múltiples para identificar, cuantificar y rastrear el desarrollo de la corrosión
interna en la tubería de producción y estimar un
índice de corrosión y el tiempo hasta la falla.
20.La inyección forzada de cemento es una operación de
remediación diseñada para forzar cemento en los
trayectos de las fugas existentes en los tubulares de los
pozos y en las sartas de revestimiento. Las operaciones
de inyección forzada de cemento se llevan a cabo para
reparar operaciones deficientes de cementación primaria,
aislar disparos o reparar tuberías de revestimiento o
tuberías de revestimiento cortas (liner) dañadas.
21.El levantamiento artificial por gas es un método de
terminación en el que se inyecta gas en la tubería de
producción para reducir la presión hidrostática de la
columna de fluido del pozo y la presión de fondo de
pozo. Este método permite que los fluidos del yacimiento
ingresen en el pozo con una tasa de flujo más alta.
Volumen 25, no.3
ADCO efectuó los levantamientos durante un
período de tres años —desde 2009 hasta 2011—
utilizando una versión de la herramienta de
111/16 pulgadas y 24 brazos.
Los registros de calibración revelaron una
corrosión variable en dos secciones de la sarta de
producción, una por debajo y otra por encima del
punto de entrada
del Review
gas de inyección en el manOilfield
dril de cavidadAUTUMN
lateral (arriba).
13 La sección inferior,
Corrosion
desde el extremo
inferiorFig.
de 8la tubería de produc13 inyección
CORSN 8del gas, había
ción hasta elORAUT
punto de
experimentado una corrosión significativa y la subsiguiente pérdida de metal, que se incrementó
entre el año 2009 y el año 2011. El intervalo superior, comprendido entre el mandril de levantamiento artificial por gas hasta el extremo superior
de la sarta de producción, experimentó una corrosión mínima durante el mismo período y conservó
las dimensiones de manufactura originales.
El operador presupuso que el gas de inyección, que ingresa en el flujo de petróleo-agua producida en el mandril y fluye hacia arriba, genera
un efecto inhibidor en los fluidos de producción.
Este efecto redujo el índice de corrosión en el
intervalo superior, pero dado que los fluidos producidos por debajo del mandril no contenían gas
para el levantamiento artificial, esa sección experimentó una corrosión más severa.
Los ingenieros de ADCO aún continúan conjeturando acerca del mecanismo de inhibición exacto;
según una teoría muy verosímil, el gas inyectado
agrega turbulencia al flujo de producción y altera el
régimen de flujo, lo que reduce la fracción volumétrica del agua y el contacto del agua con la superficie interna de la tubería de producción. Este mismo
fenómeno de menor corrosión por encima del
punto de inyección de gas ha sido observado en
otros pozos que producen mediante levantamiento
27
Profundidad, pies
Rayos gamma,
2011
0 ºAPI 100 0
Rayos gamma,
2010
0 ºAPI 100 0
Rayos gamma,
2009
0 ºAPI 100 0
Pérdida de metal promedio, 2011
%
100
Pérdida de metal promedio, 2010
%
100
Vista en imagen
Pérdida de metal promedio, 2009
%
100 0
Fracción
volumétrica
del agua,
volumen de
flujo corregido
0,9 0,4
1
Régimen
de flujo
Distribución de la
fracción volumétrica
del agua en
sección transversal
D 500
E 000
E 500
F 000
Por encima del
mandril de
cavidad lateral,
el gas rompe
el contacto
agua/metal
F 500
G 000
Inyección
de gas
G 500
H 000
H 500
Por debajo del
mandril de
cavidad lateral,
el contacto
agua/metal se
mantiene estable
I 000
I 500
J 000
> Cambios producidos en el perfil de la fracción volumétrica del agua. Un registro de calibración corrido en combinación
con las sondas de medición de la fracción volumétrica del agua FloView en un pozo de ADCO muestra el incremento de la
corrosión con el tiempo (carril 2) por debajo del punto de inyección de gas y muy poca corrosión por encima de dicho punto.
Este fenómeno se atribuye a una reducción de la fracción volumétrica del agua por encima del punto de entrada del gas.
Según los analistas, existe un incremento del gas en el régimen de flujo (derecha, puntos rojos), lo que también incluye un
volumen significativo de agua (azul) y petróleo (puntos verdes). La fracción volumétrica del agua, corregida por el volumen
de la línea de flujo (carril 4), se reduce en la sección superior; el índice de corrosión es más bajo en la sección superior que
en la inferior, en la que existe menos gas presente. El carril 3 es una imagen de la fracción volumétrica del agua; el azul
Oilfield Review
representa el agua y el rojo, el petróleo y el gas.
artificial por gas, en los que se efectuaron levantamientos con calibradores. Un registro de calibración de un pozo similar, en combinación con una
medición de la fracción volumétrica FloView, corrobora la teoría de que la inyección de gas puede
estar reduciendo el contacto del agua con la tubería de producción (arriba). El operador tiene previsto utilizar estos resultados para refinar el diseño
de las terminaciones de pozos futuros que produz-
28
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 9
ORAUT 13artificial
CORSNpor9 gas a fin
can mediante levantamiento
de aprovechar este efecto.
Combinación de mediciones para el
mejoramiento del monitoreo de la corrosión
Los operadores pueden incrementar su conocimiento de la localización y extensión de la corrosión
en los tubulares de fondo de pozo combinando la
información proveniente de múltiples herramientas.
Kuwait Oil Company (KOC) aplicó este criterio en
un pozo de un campo de tierra firme que contiene
pozos que producen desde hace más de 60 años.
Diversos factores, incluida la antigüedad, el incremento de la mezcla de la producción de agua de
formación y el alto contenido de CO2 y H2S de los
fluidos producidos, instaron a KOC a examinar el
potencial de corrosión de estos pozos.
Oilfield Review
Sección:
3 1/2 pulgadas
5
y 9 /8 pulgadas
Herramienta de inspección de la tubería de
revestimiento EM Pipe Scanner
Calibrador de brazos múltiples PipeView
Espesor de la
tubería de producción
de 3 1/2 pulgadas
Pérdida de metal total
Radio interno máximo
1,4
pulgadas
Radio interno mínimo
1,4
pulgadas
Pérdida de metal en la
tubería de producción
de 3 1/2 pulgadas
1,9
Profundidad, pies
Radio interno nominal
Esquema del pozo
1,4
pulgadas
V
1 1,4
pulgadas
0
Radios menos promedio
1,9 –0,8
pulgadas
0,8
0,2
pulgadas
Pérdida de metal en la tubería de
revestimiento de 9 5/8 pulgadas
9
Espesor de la tubería de
revestimiento externa
0,649 pulgadas
0,4
Bobina doble B
Fase de
espaciamiento largo
Espesor nominal de la
tubería de producción
0,254 pulgadas
pulgadas
Espesor total nominal
Pseudo-espesor de la
tubería de producción
1,9
Radio externo nominal
Profundidad del
localizador de los 1,4
pulgadas
1,9
collares de la tubería
de revestimiento
Radio interno promedio
–8
Espesor de la
tubería de producción
más la tubería de
revestimiento
1,9
0
grado
0
360
pulgadas
1
Línea de base del espesor de
la tubería de revestimiento externa
0,395 pulgadas
X 000
100% de pérdida
de metal
Y 000
Z 000
> Comparación en paralelo. Los registros adquiridos con el calibrador de brazos múltiples PipeView y la herramienta de inspección de la tubería de
revestimiento EM Pipe Scanner, corridos a través del intervalo que contenía las sartas de revestimiento de 3 1/2 pulgadas y 9 5/8 pulgadas, mostraron la
existencia de daños y agujeros en la tubería de producción de 3 1/2 pulgadas y pérdida de metal (carriles 4, 5 y 6, sombreado verde) en la tubería de
revestimiento de 9 5/8 pulgadas, lo que incluye una sección que experimentó una pérdida de metal del 100%.
Durante una operación de reacondicionamiento destinada a ejecutar una inyección forzada
de cemento en los disparos existentes y reterminar el pozo —que había sido perforado y terminado
en septiembre de 2001 como pozo productor— los
ingenieros descubrieron una fuga en el pozo.
Para localizar la zona de la fuga a través de la
cuantificación de la pérdida de metal en la
tubería de producción de 3 1/2 pulgadas y en las
sartas de revestimiento de 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas, el operador consideró la extracción de la
tubería de producción fuera del pozo y la ejecución de pruebas de presión en la tubería de
revestimiento. No obstante, esto habría sumado
Volumen 25, no.3
un costo significativo y habría puesto el pozo
fuera de producción durante varias semanas.
En cambio, los ingenieros de KOC decidieron
evaluar la integridad de las sartas de producción y
Oilfield Review
revestimiento utilizando
las herramientas PipeView
AUTUMN
13 de perfilaje consistió
y EM Pipe Scanner.
El plan
Corrosion Fig. 10
en correr el calibrador PipeView para evaluar la
ORAUT 13 CORSN 10
pérdida de metal de la tubería de producción y utilizar la herramienta EM Pipe Scanner para medir
el espesor total de las sartas de revestimiento.
Mediante el conocimiento del espesor combinado
total de las sartas de producción y revestimiento
desde el principio y la substracción de la pérdida
de metal de la tubería de producción, los ingenie-
ros pudieron atribuir cualquier pérdida de metal
a las sartas de revestimiento.
La operación de perfilaje se dividió en tres
secciones de acuerdo con el diseño de la tubería
de revestimiento. La primera sección consistió
en tuberías de revestimiento de 3 1/2 pulgadas y
9 5/8 pulgadas; la segunda sección, en tuberías de
revestimiento de 3 1/2 pulgadas, 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas; y la tercera sección consistió en una tubería de revestimiento de 7 pulgadas. Los registros
calibradores mostraron daños en la tubería de
producción, en el intervalo del pozo con tuberías
de revestimiento de 3 1/2 pulgadas y 9 5/8 pulgadas,
lo que indicó la presencia de agujeros (arriba).
29
Radios menos promedio
Excentricidad
0
pulgadas
1
Radio interno promedio
2
pulgadas
Orientación relativa
Visualización obtenida con el
calibrador de brazos múltiples
3
0
grado
360
Radio interno máximo
2
pulgadas
3
Radio interno mínimo
2
pulgadas
3
Collar
Excentralización
0
pulgadas
1
Radio externo nominal
2
pulgadas
3
Espesor de la tubería
de producción de
31⁄2 pulgadas
Radio interno máximo
Radio interno mínimo
Radio interno nominal
Radio interno menos
promedio PMIT-A
Radio externo nominal –0,08 pulgadas
0,08
También en la primera sección, la medición del
espesor promedio obtenida con la herramienta
EM Pipe Scanner reveló la pérdida de metal en la
sarta externa de la tubería de revestimiento de
9 5/8 pulgadas.
Sobre la base de estos resultados, KOC extrajo
la tubería de producción para confirmar el daño.
El registro de calibración procesado y una fotografía del daño de la tubería de producción muestran una correlación directa entre las mediciones
de la corrosión y la localización del daño (izquierda).
Los resultados de este levantamiento inspiraron
la confianza de KOC en cuanto a que podría
medir con exactitud la corrosión e identificar un
intervalo con pérdidas detrás de la tubería de
producción en los pozos futuros sin tener que
extraer la tubería de producción del pozo.
Qatar Petroleum implementó además una
estrategia combinada de medición de la corrosión en un pozo de un campo marino. El pozo, perforado en 1998, contenía sartas de revestimiento
de 9 5/8 pulgadas, 13 3/8 pulgadas y 20 pulgadas, una
tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y
una sarta de producción de 3 1/2 pulgadas (abajo).
Radio interno promedio Radios menos promedio
1,4
pulgadas
1,9 –0,16 pulgadas
0,44
Zapata de tubería
de revestimiento
de 20 pulgadas
Agujeros visibles en la imagen 3D y en el perfil
Zapata de tubería
de revestimiento
de 133/8 pulgadas
Tubería de producción
de 31/2 pulgadas
Calibrador, pulgadas
1,500 1,625 1,750
> Registro de calibración procesado. Los registros de campo obtenidos con el calibrador de brazos
múltiples PipeView en el intervalo con tuberías de producción de 3 1/2 pulgadas y de revestimiento de
9 5/8 pulgadas (extremo superior) se correlacionaron con precisión con el daño visual observado en la
tubería de producción recuperada (extremo inferior derecho). El registro de calibración (extremo
superior izquierdo) incluye mediciones correspondientes a la excentricidad (línea roja de guiones), el
radio interno promedio (línea negra sólida), el radio interno máximo (línea roja sólida), el radio interno
mínimo (línea azul sólida), la excentralización (línea negra de guiones) y el radio externo nominal
(línea verde de guiones). El registro de calibración (extremo superior, centro) se compone de tres
trazas que indican los collares de la tubería de revestimiento utilizados para la correlación en
profundidad (línea roja horizontal). El registro de imagen (extremo superior derecho) de la tubería
de revestimiento indica pérdidas de espesor. El azul oscuro indica la escala, el azul al blanco indica
una pérdida de metal del 0% al 20%, el blanco al rosado representa una pérdida del 20% al 40% y el
anaranjado al rojo indica una pérdida del 40% al 80%. El rojo (círculo) indica una pérdida del 100% y
un agujero en la tubería de revestimiento. Una imagen del procesamiento 3D (extremo inferior
izquierdo) basada en los datos derivados del calibrador de brazos múltiples muestra además una
Oilfield Review
fuerte correlación con el daño observado en la tubería de producción recuperada, como lo hacen los
AUTUMN
registros procesados (extremo inferior,
centro).13
Zapata de tubería de
revestimiento de
95/8 pulgadas
Zapata de tubería de
revestimiento corta
(liner) de 7 pulgadas
> Programa de entubación. El pozo de referencia
de un campo del área marina de Qatar contenía
una tubería de producción de 3 1/2 pulgadas, una
tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas
y sartas concéntricas de tuberías de revestimiento
de 9 5/8 pulgadas, 13 3/8 pulgadas y 20 pulgadas.
Corrosion Fig. 11
ORAUT 13 CORSN 11
30
Oilfield Review
0
Azimut ultrasónico
Agua
Agua
grado
Espacio anular
Espacio anular
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Radio interno
máximo
Radio interno
máximo
0,5
Velocidad del cable
0
Velocidad del motor
Profundidad, pies
6
RPM
pulgadas
dB
0,5
Amplitud
máxima de onda
0
0,5
Localizador de los
collares de la
tubería de
revestimiento,
ultrasónico
–20 pulgadas
–6
8
Amplitud de
excentricidad
0
Amplitud de onda
menos máximo
pies/h 1 000
0
20 0
dB
100 4,2
5
Radio interno
máximo
pulgadas
Amplitud
mínima de onda
Radio interno
promedio
dB
pulgadas
100 4,2
Amplitud
promedio de onda
Radio interno
mínimo
dB
pulgadas
100 4,2
pulgadas
3,5 5
Radio interno
mínimo
4,7 5
pulgadas
pulgadas
3,5 5
pulgadas
pulgadas
Relación de micro
pérdida de adherencia
Espesor mínimo
3,5
Radio interno
promedio
3,5 5
Radio externo
promedio
4,7 5
Líquido
3,5
Radio interno
mínimo
Radio interno
promedio
4,7 5
pulgadas
Ligado
Micro pérdida de adherencia
pulgadas
0,1
3,5
Radios internos
menos promedio
Radio externo
promedio
3,5 5
pulgadas
pulgadas
Espesor máximo
0,1
pulgadas
1
0,6
0,6
Espesor promedio
de la tubería
de revestimiento
Impedancia acústica
del cemento
1
0,08 0,1
pulgadas
0,6 –0,08
0,08 0
Mrayl
0
Mediciones de
gas / Total
Espesor promedio
3,5 –0,08
0
Mediciones de
cemento / Total
8,0 1
Micro pérdida de adherencia
0 –2,0
Mrayl
8,0
300
310
320
330
340
350
360
Sin pérdidas de metal
severas detectadas
Tope del cemento
370
380
390
400
410
420
430
440
> Tope del cemento. Los ingenieros utilizaron los registros de la herramienta USI para localizar con precisión el tope del cemento por detrás de la tubería de
revestimiento de 95/8 pulgadas (carriles 10 y 11); los datos de la herramienta USI estándar indicaron que la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y la
tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas estaban libres de cualquier problema de corrosión significativo.
En el año 2011, el operador observó que la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas se había
hundido en el cabezal del pozo. Una prueba de presión, diseñada para verificar la integridad de cada
sarta de revestimiento, demostró la presencia de
flujo de fluido en el espacio anular existente entre
las sartas de 9 5/8 pulgadas y 13 3/8 pulgadas, y en el
espacio anular que separaba las sartas de 13 3/8 pulgadas y 20 pulgadas. Esto indicó que había una fuga
en la sarta de revestimiento de 13 3/8 pulgadas.
Los ingenieros de Qatar Petroleum implementaron una operación de reacondicionamiento, a la
que se puso en marcha mediante la evaluación de
Volumen 25, no.3
la integridad del cemento y la presencia de corrosión en la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y la tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas.
Una prueba de inspección ultrasónica identificó
el tope del cemento por detrás de la tubería de
revestimientoOilfield
de 9 5/8 Review
pulgadas y confirmó que la
AUTUMN 13corta de 7 pulgadas y la
tubería de revestimiento
Corrosion Fig.
tubería de revestimiento
de 13
9 5/8 pulgadas estaban
ORAUT 13 CORSN 13
libres de cualquier tipo de corrosión significativa
o de la presencia de un agujero que pudiera permitir la comunicación de los fluidos. En base a la
localización del tope del cemento, que fue identificado con el registro de adherencia del cemento
adquirido con la herramienta USI, los ingenieros
de Qatar Petroleum lograron determinar el intervalo a cortar para la recuperación de la tubería
de revestimiento (arriba). Luego, pudieron evaluar directamente la tubería de revestimiento de
13 3/8 pulgadas para determinar los defectos producidos por la corrosión.
A continuación, los ingenieros desplegaron la
herramienta EM Pipe Scanner para evaluar las
sartas de revestimiento externas. A pesar de que
las mediciones se efectuaron fuera de las especificaciones recomendadas, la herramienta identificó una anomalía a una profundidad por encima
31
del lecho marino; el nivel de amplitud en la anomalía era alto y el nivel de fase bajo, lo que en ambos
casos sugería que existía menos metal presente a
través de la anomalía del que cabría esperar en circunstancias normales. Esta información reforzó la
interpretación de los datos de la prueba de presión
anular y señaló la localización precisa del agujero
en la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas.
Luego, se corrió el generador de imágenes de brazos múltiples PipeView para evaluar la tubería de
revestimiento de 13 3/8 pulgadas; el registro indicó
que la tubería de revestimiento estaba corroída y
completamente partida a la misma profundidad en
la que la herramienta EM Pipe Scanner había
detectado la pérdida de metal (abajo). Estas mediciones proporcionaron a Qatar Petroleum un conocimiento claro de la localización y la extensión del
daño producido por la corrosión a fin de que los
Calibrador, pulgadas
6,250 6,359 6,469 6,578 6,688
Pérdida de metal
Bobina doble B
Fase de
espaciamiento largo
40
grados
78
82
400
Bobina doble B
Amplitud de
espaciamiento largo
–60
dB
86
90
Profundidad, pies
Tubería de revestimiento
de 95⁄8 pulgadas
Profundidad, pies
Tubería de revestimiento
de 20 pulgadas
Tubería de revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
74
0
90
94
98
102
100
Calibrador, pulgadas
106
6,688
6,578
6,469
6,359
6,250
110
114
118
122
> Pérdida de metal significativa. Si bien la herramienta EM Pipe Scanner fue corrida fuera de su rango
especificado de amplitud y fase, detectó una pérdida de metal significativa en las tres sartas de revestimiento
(recuadro rojo de guiones, extremo superior izquierdo). Las visualizaciones 3D (extremo superior central) y 2D
(extremo superior derecho), producidas a partir del registro de calibración de la herramienta de brazos múltiples
PipeView corrido en la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas, indican que la tubería de revestimiento se
había corroído al punto de fracturarse (extremo inferior izquierdo y derecho) a la profundidad en que la
herramienta EM Pipe Scanner había detectado una pérdida de metal.
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 14
ORAUT 13 CORSN 14
32
Oilfield Review
ingenieros de la compañía pudieran planificar
una estrategia para recuperar la tubería de revestimiento de 13 3/8 pulgadas y colocarle un parche.
Qatar Petroleum había efectuado varias operaciones de reacondicionamiento en otro pozo
marino del campo y lo está utilizando como pozo
inyector de agua, en el que el agua producida se
inyecta en otra formación. Dado que el agua inyectada es agua sin tratamiento, la tubería de revestimiento de producción experimenta regularmente
problemas de corrosión.
El pozo fue entubado originalmente con tres conjuntos de tuberías de revestimiento de acero: una
tubería de revestimiento de superficie de 20 pulgadas, una tubería de revestimiento intermedia de
13 3/8 pulgadas y una tubería de revestimiento de
producción de 9 5/8 pulgadas. Después de detectar
problemas de corrosión en el año 2002, los ingenieros superpusieron la tubería de revestimiento
de producción con la tubería de revestimiento de
7 pulgadas. El pozo se encuentra disparado en una
formación entre 1 918 y 1 926 m [6 290 y 6 320 pies]
y en otra, entre 1 988 y 2 143 m [6 523 y 7 030 pies].
El agua producida de ambas formaciones es
inyectada en una formación, entre 2 284 y 2 344 m
[7 492 y 7 690 pies].
Como parte del monitoreo operacional regular y de la evaluación del pozo, los ingenieros de
Qatar Petroleum desplegaron la herramienta
EM Pipe Scanner para evaluar la corrosión del
pozo. Los resultados obtenidos con esta herramienta indicaron una pérdida de metal significativa en las secciones de 7 pulgadas y 9 5/8 pulgadas.
A aproximadamente 1 900 m [6 250 pies], la
herramienta indicó un espesor de aproximadamente 0,71 cm [0,28 pulgadas], mucho menor
que el espesor nominal esperado de 2,03 cm
[0,797 pulgadas], lo que significó una pérdida de
metal de aproximadamente 65%. La historia del
pozo y la experiencia local del operador en el
campo indicaron que toda la tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas estaba corroída y que la
tubería de revestimiento de 7 pulgadas presen-
Volumen 25, no.3
taba una corrosión parcial con una pérdida de
metal de aproximadamente 10%. La medición
con imágenes de alta frecuencia obtenida con la
herramienta EM Pipe Scanner confirmó que la
tubería de revestimiento interna de 7 pulgadas
no había sido penetrada completamente por la
corrosión, lo que indicó que la pared interna de la
tubería se encontraba en buen estado.
Mitigación mejorada de la
corrosión a través de la gestión
Las herramientas de monitoreo de la corrosión
de fondo de pozo ayudan a los ingenieros a conocer el estado físico de las sartas de producción y
revestimiento. Luego, los operadores pueden
tomar decisiones más informadas y económicamente efectivas de mitigación y reparación. Pero
conforme las compañías continúan buscando
métodos holísticos y más simplificados para proteger sus activos y prolongar la vida productiva de
sus pozos, los proveedores de servicios trabajan
para mejorar las capacidades de monitoreo.
Por ejemplo, la introducción de las capacidades de obtener mediciones en línea, en tiempo
casi real, produjo una progresión natural hacia el
desarrollo de flujos de trabajo de monitoreo de la
corrosión y plataformas de software que maximizan la utilidad de los datos registrados. Estas plataformas utilizan los avances de la tecnología de
la información y la comunicación para mejorar las
gestiones de E&P de las compañías de petróleo y
gas con los objetivos de optimizar las operaciones
de campo y evitar el tiempo no productivo.
Los ingenieros de Schlumberger están trabajando para integrar el proceso de recolección de
datos de mediciones de corrosión en las operaciones de campo generales. Estos esfuerzos se centran en tres plataformas de gestión basadas en
aplicaciones de computación. La plataforma del
software Petrel E&P proporciona a los operadores y las compañías de servicios una visión de la
optimización de los campos petroleros a nivel de
yacimiento, ya que permite a los equipos a cargo
de los activos de las compañías construir flujos de
trabajo en ambientes de colaboración basados en
las propiedades geomecánicas, geoquímicas y de
los fluidos de yacimiento. Junto con información
tal como la temperatura y la presión de yacimiento
y las características corrosivas previstas de los fluidos de producción del mismo, el software Petrel
ayuda a guiar a los planificadores de pozos en la
toma de las decisiones adecuadas para asegurar la
construcción de pozos de alta integridad con aleaciones adecuadas.
La plataforma del software para pozos Techlog
mejora aún más esta evaluación a través de la
provisión de flujos de trabajo centrados en el
pozo para identificar los riesgos de corrosión.
Estos flujos de trabajo incorporan datos sobre
composición de fluidos y tasas de flujo para rotular cualquier problema del pozo inducido por la
corrosión, permitiendo que el operador tome
decisiones de construcción y terminación que
minimicen el impacto de la corrosión. La plataforma del software de operaciones de producción
Avocet combina las operaciones de pozos con los
sistemas de manejo de datos de producción para
generar una imagen clara e integral de las operaciones en la superficie. El software Avocet acepta
los datos de corrosión registrados con diversas
técnicas de monitoreo y los analiza para determinar su impacto en la producción. El software
rotula las áreas con mayor corrosión o con una
historia de fenómenos relacionados con la corrosión, y como resultado, el operador puede priorizar las operaciones de mitigación de la corrosión
e implementar medidas preventivas adecuadas.
A medida que la industria accede a ambientes
de corrosión más agresivos y regiones de producción
técnicamente exigentes, este tipo de avances en
materia de monitoreo de la corrosión debe continuar expandiéndose y evolucionando si se pretende
que los operadores continúen siendo redituables
y a la vez ambientalmente responsables. — TM
33