Casing Corrosion Measurement to Extend Asset Life

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Medición de la corrosión en las
tuberías de revestimiento para
prolongar la vida de los activos
Dalia Abdallah Los desafíos que plantea la corrosión no son nuevos para la industria del petróleo y
Mohamed Fahim
el gas, y las compañías productoras buscan constantemente nuevas formas de frenar
Abu Dhabi Company for Onshore
Oil Operations
la corrosión. Los especialistas han logrado avances en materia de monitoreo de la
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
corrosión a lo largo de varios frentes. La implementación de estas tecnologías puede
Khaled Al-Hendi
ayudar a los operadores a optimizar la utilización de la infraestructura, maximizar la
Mohannad Al-Muhailan
Ram Jawale producción y minimizar el impacto negativo en el medio ambiente.
Kuwait Oil Company
Ahmadi, Kuwait
Las compañías de petróleo y gas se enfrentan a cumplimiento de la legislación ambiental requiere
Adel Abdulla Al-Khalaf
Qatar Petroleum una permanente disyuntiva. Por un lado, la renta- que las compañías lleven a cabo las operaciones
Doha, Qatar bilidad impone que las compañías productoras de exploración y producción de manera ambien-
maximicen la producción en el largo plazo y a la talmente segura y responsable.
Zaid Al-Kindi vez minimicen los costos operativos. Por el otro, el
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
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 Energía incorporada durante
Dhahran, Arabia Saudita la refinación de metales
Abderrahmane Benslimani
Ahmadi, Kuwait
M. Aiman Fituri
Doha, Qatar
Mineral de hierro (óxidos)
Metal o aleación refinada
Mahmut Sengul y productos de corrosión
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.
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
Oilfield Review
AUTUMN 13
Corrosion Fig. 1
ORAUT 13 CORSN 1
Y ambos mandatos tienen un enemigo en
Problema Causa de la corrosión Métodos de control Monitoreo
común. La corrosión, que es la tendencia natural
de los materiales a volver a su estado termodiná- Corrosión por oxígeno (cid:127) Agua oxigenada (cid:127) Materiales resistentes (cid:127) Muestreo de agua y oxígeno
micamente más estable a través de la reacción con (cid:127) Ataque interno (cid:127) Secuestradores de (cid:127) Niveles de hierro
oxígeno
los agentes del medio adyacente, ataca a casi todos (cid:127) Ataque externo (cid:127) Probetas de corrosión
los componentes de un pozo. Los pozos se constru- (cid:127) Desorción de oxígeno (cid:127) Sensores de oxígeno
(cid:127) Diseño de sellos
yen principalmente con acero, que se refina a par- mejorado (cid:127) Análisis de cupones
(cid:127) Estudios de espesor de pared
tir del mineral de hierro natural. El proceso de (cid:127) Revestimientos
(cid:127) Inspecciones visuales internas
refinación del mineral de hierro para obtener una (cid:127) Protección catódica
(cid:127) Análisis visuales
aleación de acero adecuada para las operaciones
de perforación y producción de petróleo y gas Picaduras de corrosión (cid:127) Agua de un acuífero (cid:127) Desgasificación a (cid:127) Probetas
lleva al mineral a un estado de energía superior. por ácido sulfhídrico daecu pífreordou cpcroiófnu nud ootro baja presión (cid:127) Niveles de hierro
(cid:127) Control del gas
La corrosión invierte este proceso y retorna el (cid:127) Agua contaminada con contaminado (cid:127) Estudios de espesor
de pared
metal a su estado de energía inferior original gas de desorción o gas (cid:127) Utilización de
para levantamiento materiales resistentes
(página anterior).1 artificial
El proceso de corrosión, que comienza en el
Bacterias sulfato (cid:127) Fluidos anaeróbicos (cid:127) Biocidas (cid:127) Recuentos de bacterias
momento en que se funde el acero, se acelera en el reductoras (SRB) anaeróbicas
(cid:127) Fluidos estancados (cid:127) Cloración
campo petrolero debido a la presencia de especies (cid:127) Mediciones de residuos
(cid:127) Condiciones debajo
de cloro
ácidas —tales como el ácido sulfhídrico [HS] o el de incrustaciones u
2
otros depósitos
dióxido de carbono [CO]— en muchos fluidos de
2
formación, y a causa de las presiones y tempera- Corrosión por dióxido (cid:127) Agua de un acuífero (cid:127) Desgasificación a (cid:127) Probetas
de carbono de producción u otro baja presión
turas elevadas de las formaciones productivas. acuífero profundo (cid:127) Niveles de hierro
(cid:127) Control del gas
Entre las consecuencias de la corrosión se encuen- (cid:127) Agua contaminada con contaminado (cid:127) Estudios de espesor
de pared
tran la reducción del espesor de las paredes y la gas de desorción o gas (cid:127) Utilización de
para levantamiento
materiales resistentes
pérdida de resistencia, ductilidad y resistencia al artificial
impacto del acero que compone los tubulares de
Fisuración por (cid:127) Fluidos producidos (cid:127) Materiales adecuados (cid:127) Control de calidad
fondo de pozo, los cabezales de los pozos y las tensocorrosión que contienen ácido de los materiales
producida por sulfhídrico
tuberías de superficie, y el equipo de procesa-
ácido sulfhídrico
(cid:127) Sistemas anaeróbicos
miento ubicado aguas abajo (derecha). Fisuración inducida contaminados con SRB
La falta de reacción temprana a los ataques por hidrógeno
corrosivos incide en la rentabilidad de los pozos
Corrosión por ácido (cid:127) Ácidos para (cid:127) Inhibidores de ácidos (cid:127) Controles de inhibidores
porque los operadores deben implementar méto- tratamientos de de ácidos
estimulación y limpieza
dos de mitigación potencialmente costosos y proba-
blemente extensivos. Las medidas de mitigación no Corrosión galvánica (cid:127) Dos metales con (cid:127) Aislamiento eléctrico de (cid:127) Revisiones de diseños
(bimetálica) diferentes potenciales metales (revestimiento
sólo incrementan los costos operativos, sino que
iónicos en un medio catódico)
además pueden obligar a los operadores a cerrar un corrosivo
(cid:127) Diseño mejorado
pozo durante un cierto tiempo. En el peor de los
Corrosión por (cid:127) Inmersión (cid:127) Selección de (cid:127) Inspecciones de equipos
casos, si no se encara, la corrosión puede producir
picadura (corrosión materiales
(cid:127) Películas superficiales
fugas o rupturas, que constituyen amenazas para la rápida en los defectos inertes
de las películas
seguridad del personal petrolero, generar pérdidas superficiales inertes)
de producción e introducir hidrocarburos y otros
fluidos de yacimiento en el medio ambiente. Corrosión por (cid:127) Depósitos de sólidos (cid:127) Limpieza con diablo (cid:127) Inspecciones de equipos
subdepósitos húmedos
(cid:127) Biocidas (cid:127) Recuentos de bacterias
(cid:127) Biopelículas
(cid:127) Sellado y diseño
.Resumen de los problemas de corrosión (cid:127) Empaquetaduras mejorados
porosas
y sus soluciones. En el campo petrolero, (cid:127) Diseño de velocidad
mínima
la corrosión es un fenómeno generalizado
y adopta diversas formas. Mediante la
identificación correcta de la fuente del Corrosión fisurante (cid:127) Diseño pobre (cid:127) Diseño mejorado (cid:127) Desmontaje e inspecciones
ataque corrosivo, un operador puede (cid:127) Imperfecciones (cid:127) Selección de materiales de equipos
implementar un programa adecuado de en el metal (cid:127) Detectores de fugas
monitoreo y control de la corrosión.
Corrosión por cloruros (cid:127) Solución salina (cid:127) Selección de materiales (cid:127) Inspecciones de equipos
1. Para obtener más información sobre el proceso (fisuración rápida por (cid:127) Oxígeno y calor (cid:127) Análisis de oxígeno
de corrosión, consulte: Brondel D, Edwards R, exposición a medios
con cloruros calientes)
Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: “Corrosion
in the Oil Industry,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de
1994): 4–18. Fatiga (cid:127) Equipo rotativo (cid:127) Diseño contra (cid:127) Inspecciones de equipos
vibraciones
(cid:127) Carga inducida por
oleaje, vientos o
corrientes
Oilfield Review
Volumen 25, no.3 AUTUMN 13 1199
Corrosion Fig. Table 1
ORAUT 13 CORSN Table 1
Diseño Perforación y Puesta fuera
del pozo terminaciones Producción Declinación del pozo de servicio
n
ó
ucci
d
o
Pr
(cid:127) Modelado de (cid:127) Selección del (cid:127) Utilización de herramientas y servicios (cid:127) Implementación de evaluaciones de integridad (cid:127) Aseguramiento de
yacimientos lodo de perforación de monitoreo de la corrosión de los activos más estrictas y más expansivas la contención del
adecuado pozo abandonado
(cid:127) Análisis (cid:127) Utilización de tecnologías de mitigación (cid:127) Implementación o expansión de las operaciones en el largo plazo
de núcleos (cid:127) Selección de de la corrosión (inhibidores de corrosión, de separación de petróleo y agua
las aleaciones sistemas de control de la producción de (cid:127) Aseguramiento
(cid:127) Selección de adecuadas para arena y secuestradores de oxígeno) del cumplimiento
materiales las tuberías y de la legislación
(cid:127) Análisis los equipos (cid:127) yE vraalsutarecoió dne d leols e ísntdaidcoe sd dee l ac oinrrforaseiósntructura ambiental aplicable
de riesgos (cid:127) Selección de
secuestradores (cid:127) Implementación de reparaciones y de
de oxígeno y estrategias de reemplazo, cuando
sulfuros sea necesario
adecuados
>
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 sola- • Inyección: bombeo de fluidos a base de surfac- ción del pozo para mitigar la corrosión en la
mente se estima en alrededor de USD 1 400 millones, tantes que se congregan en la superficie del superficie interna de las tuberías y los equipos.
de los cuales USD 589 millones corresponden a metal y obturan el contacto entre el agua y el Los inhibidores de corrosión suelen ser formula-
costos de líneas de conducción e instalaciones de metal, inhibiendo la corrosión ciones químicas a base de surfactantes, que se
superficie, USD 463 millones son costos de tube- • Protección catódica: utilización de corriente agregan a la corriente de producción en concen-
rías de producción de fondo de pozo y USD 320 continua (CC) para generar una protección traciones oscilantes entre decenas y varios cien-
millones corresponden a erogaciones de capital.2 catódica por corriente impresa.3 tos de partes por millón (ppm). Las moléculas de
Estas estimaciones no contemplan las multas que La primera opción —mejoramiento de los inhibidor migran y se agrupan en las superficies;
pueden imponer los organismos normativos guber- tubulares para que se equiparen con los com- en el caso de la infraestructura de producción de
namentales a los operadores que experimentan puestos de CRA— puede ser prohibitiva en térmi- un pozo, las moléculas se agrupan en la superfi-
descargas de fluidos de producción relacionadas nos de costos en gran escala. En EUA solamente, cie del metal para formar una barrera entre ésta
con la corrosión en el medio ambiente. Además, los existen más de 100 000 pozos productores de petróleo y la fase de fluido corrosivo. De esta manera,
costos y los riesgos pueden incrementarse a y gas con tuberías de revestimiento, tuberías de actúan de manera similar a un revestimiento,
medida que se descubren fuentes de hidrocarbu- producción, cabezales, equipos de procesamiento pero a un costo inferior al de un revestimiento
ros en ambientes más desafiantes —yacimientos y redes de recolección. permanente o una CRA. Además, a diferencia de
más profundos con temperaturas y presiones más Los fabricantes pueden emplear otra opción un revestimiento, un inhibidor de corrosión debe
elevadas, y mayores concentraciones de gases de mitigación: aplicar revestimientos permanen- ser reaplicado para reponer la película de inhibi-
ácidos— que pueden constituir ambientes de tes que combaten la corrosión mediante la forma- dor que ha sido degradada o eliminada por la
corrosión más agresivos. ción de una barrera resistente entre los medios acción de flujo de la corriente de producción.6
Oilfield Review
La industria ha propuesto diversos métodos con fluidos corrosivos y la superficie del metal. En la prevención de la corrosión mediante la
AUTUMN 13
para combatir la corrosión y prolongar la vida Existen muchos tipos de revestimientos, pero en protección catódica, se hace que las superficies
Corrosion Fig. 2
operativa de un pozo. Estos métodos pueden divi- general se dividen OenR AlaUs Ts i1gu3i eCnOtResS cNa t 2egorías: anódicas del metal —las superficies suscepti-
dirse en líneas generales en cuatro categorías • metálicos: zinc, cromo y aluminio bles al ataque corrosivo— se vuelvan catódicas o
principales: • inorgánicos: esmaltes, vidrios, cerámicos y reves- no corrosivas. Para ello, los operadores aplican
• Metalurgia: sustitución de los tubulares tradi- timientos con vidrio reforzado una corriente continua a través del metal a fin de
cionales de los pozos por tubulares fabricados • orgánicos: resinas epóxicas, acrílicos y poliure- contrarrestar la corriente de corrosión —técnica
con aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) tanos.4 denominada protección catódica por corriente
• Química: modificación de los fluidos de produc- Al igual que con las CRAs, los revestimientos impresa (ICP)— o utilizan ánodos de sacrificio,
ción para reducir la intensidad de los ataques ofrecen una vida operativa más larga con un man- que están compuestos por un metal con una mayor
corrosivos o creación de barreras que aíslan el tenimiento reducido, pero su costo es elevado.5 tendencia a la corrosión que el metal a proteger.7
metal de los fluidos producidos a través de la Los operadores pueden utilizar la inhibición
aplicación de un revestimiento de protección con medios químicos durante la etapa de produc-
20 Oilfield Review
Este artículo se centra en las técnicas de moni- mente corrosivos. La columna de perforación toma de decisiones sobre las medidas de mitiga-
toreo y medición de la corrosión de la infraestruc- puede experimentar diversos tipos de mecanis- ción de la corrosión que han de ser incluidas en la
tura de fondo de pozo durante la producción. mos de corrosión, incluidas picaduras localizadas, fase de terminación. Por ejemplo, la anticipación
Algunos casos de estudio de Medio Oriente en las que el HS, el cloruro o el oxígeno de los de la producción de HS o CO puede conducir al
2 2 2
demuestran cómo las herramientas de monitoreo lodos de perforación a base de agua generan una operador a utilizar aleaciones CRA en las sartas
de la corrosión y las tecnologías de mitigación han tasa de corrosión que excede los 25 cm [9,8 pulga- de revestimiento para la terminación del pozo, las
ayudado a los operadores a identificar la localiza- das] por año.8 Otras fuentes de corrosión son la válvulas de control, los medidores de fondo de
ción y la gravedad de la corrosión producida en la presencia de CO a una presión parcial que oscila pozo instalados en forma permanente y las líneas
2
infraestructura del subsuelo, proporcionando a entre 20 y 200 kPa [3 y 30 lpc] o mayor, la corro- de control hidráulicas y eléctricas.11
cada compañía la información básica para selec- sión influida microbiológicamente (MIC) cau- Al final del ciclo de vida del pozo, los niveles
cionar la solución más adecuada de mitigación. sada por la presencia de ciertas bacterias de producción de hidrocarburos caen —a menudo
(microbios) en los fluidos producidos y la corro- con un incremento correspondiente de las tasas de
La corrosión y el ciclo de vida del pozo sión fisurante en la que los índices de corrosión producción de agua— hasta un punto en el cual el
La corrosión constituye una preocupación impor- localizada en las interfaces entre un metal y otro pozo deja de ser redituable y el operador debe
tante durante toda la vida productiva de un pozo metal o entre un metal y un no metal, tal como en taponarlo y abandonarlo (P&A). Las estrategias de
y en cada etapa se requieren consideraciones y los acoplamientos de juntas o en las empaqueta- mitigación de la corrosión del operador se des-
estrategias de mitigación específicas. El personal duras, alcanzan niveles elevados y producen pica- plazan entonces hacia la prevención permanente
a cargo de los activos de las compañías usual- duras o fisuras.9 de las descargas de fluidos de yacimiento en el
mente comienza tomando decisiones relaciona- El ingrediente en común de estos diversos medio ambiente después de abandonar el pozo.
das con la mitigación de la corrosión de un pozo fenómenos de corrosión es el lodo de perforación. Los pasos básicos de una operación de P&A com-
antes de la perforación. Durante la etapa de Para evitar que los lodos de perforación se vuel- prenden la remoción del equipamiento de termi-
diseño del pozo, el operador lleva a cabo estudios van corrosivos, los ingenieros de lodo utilizan nación, la colocación de tapones de aislamiento y
integrales del yacimiento, lo que incluye el mode- tratamientos químicos específicos en el lodo. la inyección forzada de cemento en los espacios
lado del yacimiento, estudios de núcleos y análisis Estos tratamientos se centran en mantener el pH anulares, a diferentes profundidades, para aislar
de fluidos a partir de los datos de pozos vecinos. del lodo dentro de un rango aceptable —habi- permanentemente las zonas productivas de las
Los ingenieros utilizan la información obtenida tualmente entre 9,5 y 12— mediante su dosifica- zonas acuíferas.12
de estos estudios con el fin de evaluar riesgos ción con álcali o el agregado de secuestradores Las operaciones de P&A representan un costo
para las amenazas de corrosión en las etapas sub- de oxígeno para reducir los niveles de oxígeno neto, por lo que los operadores llevan a cabo
siguientes del pozo. Y luego desarrollan e imple- disuelto por debajo de 1 ppm o la incorporación estas actividades de la forma más rápida y efi-
mentan estrategias de mitigación que incluyen la de secuestradores de sulfuro que eliminan el HS ciente posible. Al mismo tiempo, una operación de
2
selección de materiales adecuados, tasas de pro- del sistema de lodo.10 P&A debe ser llevada a cabo respetando estricta-
ducción óptimas, programas de monitoreo y tra- La fase de terminación de un pozo se refiere al mente los requisitos normativos gubernamentales.
tamientos con inhibidores de corrosión (página montaje y la instalación de los tubulares y equipos Si bien estas regulaciones varían significativa-
anterior, arriba). de fondo de pozo, tales como empacadores y siste- mente en cuanto a severidad y medidas punitivas,
Durante el proceso de perforación, los opera- mas de bombeo para operaciones de levanta- si un organismo regulador descubre una fuga en
dores centran las estrategias de mitigación de la miento artificial. La información recolectada un pozo previamente abandonado, es responsabi-
corrosión en la prolongación de la vida útil de la durante la etapa de planeación del pozo, incluidos lidad del operador retornar para efectuar las
columna de perforación, que se encuentra expuesta datos de temperatura y presión del yacimiento y reparaciones necesarias y volver a taponar el
a grandes esfuerzos operacionales y a lodos de la composición de los fluidos de producción, pozo; a menudo a un costo significativamente más
perforación y fluidos de formación potencial- ayuda a proveer información al operador para la elevado que el de la operación de P&A original.
2. Koch GH, Brongers MPH, Thompson NG, Virmani YP 6. Los inhibidores de corrosión son aplicados en forma 9. Para obtener más información sobre la corrosión
y Payer JH: “Corrosion Costs and Preventive Strategies continua mediante su inyección estratégica en el pozo influida microbiológicamente, consulte: Augustinovic
in the United States,” Washington, DC: Administración o en la sarta de producción, a una velocidad constante, Z, Birketveit O, Clements K, Freeman M, Gopi S, Ishoey
Federal de Autopistas del Departamento de Transporte para mantener una concentración deseada o bien por T, Jackson G, Kubala G, Larsen J, Marcotte BWG,
de EUA, Oficina de Investigación y Desarrollo de medio de la aplicación por lotes, proceso en el cual se Scheie J, Skovhus TL y Sunde E: “Microbios:¿ Enemigos
Infraestructura, Publicación Nº FHWA-RD-01-156, aplica periódicamente en el pozo un volumen más o aliados de los campos petroleros?,” Oilfield Review
septiembre de 2001. grande de inhibidor al que se alude a menudo como 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 4–17.
3. Nalli K: “Corrosion and Its Mitigation in the Oil & lote, bache, camada o bolsón. La inyección continua 10. Sloat B y Weibel J: “How Oxygen Corrosion Affects
Gas Industry—An Overview,” PetroMin Pipeliner ofrece una ventaja adicional ya que el inhibidor puede Drill Pipe,” Oil and Gas Journal 68, no. 24 (Junio de
(Enero- marzo de 2010): 10–16. ser aplicado sin cerrar el pozo. 1970): 77–79.
4. Heim G y Schwenk W: “Coatings for Corrosion 7. Para obtener más información sobre la protección 11. Saldanha S: “Intelligent Wells Offer Completion Solution
Protection,” en von Baekman W, Shwenk W y catódica por corriente impresa, consulte: Brondel for Lower Tertiary Fields,” Offshore Magazine 72, no. 8
Prinz W (eds): Handbook of Cathodic Corrosion et al, referencia 1. (1º de agosto de 2012): 54–57.
Protection, 3a ed. Houston: Gulf Coast Publishing 8. El índice de corrosión es el espesor de metal que podría 12. Para obtener más información sobre las operaciones de
Company (1997): 153–178. perderse en un año como consecuencia de la corrosión. taponamiento y abandono de pozos, consulte: Abshire
5. Craig BD, Lane RA y Rose DH: Corrosion Prevention and Este índice indica claramente que en mucho menos LW, Desai P, Mueller D, Paulsen WB, Robertson RDB y
Control: A Program Management Guide for Selecting de un año podría formarse un agujero en la columna Solheim T: “Abandono permanente de los pozos de
Materials, Spiral 2, 2nd ed. Rome, Nueva York, EUA: de perforación. áreas marinas,” Oilfield Review 24, no. 1 (Septiembre
Centro Avanzado de Análisis de Información de de 2012): 48–57.
Materiales, Manufactura y Pruebas, Alion Science &
Technology (Septiembre de 2006): 40.
Volumen 25, no.3 21
Recubrimiento tra dentro del sistema, el operador no podría uti-
de cemento lizar 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
Fisuras inducidas extraer el cupón resulta fácil o práctico.
por la corrosión
Esta segunda limitación imposibilita esencial-
mente el monitoreo de los cupones, o cualquier
técnica de inspección visual, para las sartas de
revestimiento y los tubulares de fondo de pozo.
Arenisca acuífera
Las otras opciones disponibles son las técnicas de
medición indirecta, que incorporan una o más de
las diversas herramientas de adquisición de regis-
tros (perfilaje) desplegadas en el fondo del pozo
mediante cable, tractor o tubería flexible.
Empacador
Avances en el monitoreo de la
Disparos corrosión en el fondo del pozo
Las técnicas de perfilaje para el monitoreo de la
corrosión en el fondo del pozo incluyen métodos
Arena petrolífera ultrasónicos, electromagnéticos y mecánicos, que
proporcionan información detallada sobre la loca-
lización y el alcance de un problema de corrosión.
El monitoreo ultrasónico emplea una sonda cen-
tralizada que se sumerge en el fluido del pozo y
utiliza un subconjunto que contiene un transductor
> rotativo para obtener las mediciones.15 La mayoría
Impacto de la corrosión en la integridad de la tubería de revestimiento.
Las fugas en la tubería de revestimiento se producen generalmente como de las herramientas ultrasónicas funcionan sobre
resultado de la corrosión excesiva del sistema de producción. Es probable la base del principio de las mediciones de ecos de
que estas fugas, que pueden ser costosas y perjudiciales para el medio
pulsos y los operadores escogen un transductor
ambiente, permitan el ingreso de agua de formación adicional y arena en
con las características necesarias para el tipo de
la sarta de producción del pozo (flecha azul). Alternativamente, pueden
producirse flujos cruzados (flechas verdes), difíciles de caracterizar y medición a obtener. Las mediciones incluyen la
tratar, y en casos severos, puede ser necesario que el operador extraiga evaluación del cemento, la generación de imáge-
y reemplace toda la sarta de revestimiento.
nes en agujero descubierto y la generación de
imágenes de la corrosión.
Los operadores obtienen ganancias durante estas herramientas se exponen a la corriente de Un transductor generador de imágenes ultra-
la fase de producción de un pozo, que puede flujo de producción. Otras técnicas proporcionan sónicas USI, que transmite una señal ultrasónica
durar desde tan sólo algunos años hasta varias el análisis de los efectos de la corrosión, a poste- con una frecuencia que oscila entre 200 y 700 kHz
décadas. En esta fase, los esfuerzos para mitigar riori, en un ambiente de laboratorio.13 para hacer resonar la tubería de revestimiento,
la corrosión se centran generalmente en mante- La técnica de pérdida de peso que utiliza está diseñado habitualmente para la evaluación
ner bajos los índices de corrosión y prevenir las cupones, un método de identificación visual de la adherencia del cemento y la inspección de
fugas (arriba). El operador debe monitorear e directa, constituye un proceso de monitoreo sim- las tuberías. La calidad de la adherencia del
inspeccionar continuamente la infraestructura ple y conocido. En esta técnica, una muestra de cemento se relaciona directamente con el grado
para medir la integridad de las tuberíasO yi ldfiee lldo sR evimewat e rial —el cupón— se expone al ambiente del de resonancia de la tubería de revestimiento: una
equipos de superficie y fondo de pozo y lAaU eTfeUcMti-N 13proceso durante un tiempo dado y luego un técnico buena adherencia del cemento amortigua la señal
vidad de la mitigación. Corrosion Filgo. e3xtrae del sistema y lo analiza para determinar acústica y hace que una señal secundaria de baja
ORAUT 13 CORSN 3
Las compañías utilizan diversas técnicas de su estado físico y la cantidad de peso perdido.14 amplitud retorne al transductor; una operación
monitoreo de la corrosión en los campos de petró- La técnica de los cupones de corrosión es venta- de cementación deficiente o una tubería suelta
leo y gas. En parte, las técnicas se seleccionan josa porque los cupones pueden ser fabricados permite que la tubería de revestimiento repique y
sobre la base de la facilidad de implementación con la misma aleación del sistema en estudio, el retorne un eco de mayor amplitud. Además, las
del sistema para una aplicación o una localización índice de corrosión puede ser calculado fácil- mediciones USI incluyen la generación de imáge-
dada dentro del sistema de producción, la facili- mente a partir de la pérdida de peso del cupón nes 2D del radio interno de la tubería de revesti-
dad con que pueden implementarse los resultados durante el tiempo de exposición y la técnica per- miento —derivadas del tiempo de tránsito del eco
y la severidad relativa del ataque corrosivo. mite la verificación visual de los depósitos de principal proveniente de la superficie interna— y
Algunas técnicas de medición de la corrosión uti- corrosión o de la corrosión localizada. No obs- el espesor 2D de la tubería de revestimiento, deri-
lizan herramientas de monitoreo en línea coloca- tante, si se produjera un problema de corrosión vado de la respuesta de frecuencia.
das directamente en el sistema de producción; tal como una fuga mientras el cupón se encuen-
22 Oilfield Review
Con el generador de imágenes ultrasónicas de Tubería de
revestimiento
la tubería de revestimiento UCI, que utiliza un
transductor de 2 MHz enfocado con resolución
mejorada respecto de la herramienta USI, pueden
Transductor Señal ultrasónica
obtenerse mediciones de mayor resolución de la
tubería de revestimiento (derecha).16 La herra-
mienta UCI registra dos ecos: el eco principal
proveniente de la superficie interna de la tubería
de revestimiento y el eco más pequeño prove-
niente de la superficie externa. El radio y el espe-
sor de la tubería de revestimiento se computan a
partir de los tiempos de arribo de los dos ecos. ud
Los tamaños relativos, o amplitudes, de los dos mplit
ecos son indicadores cualitativos del estado de la A Tiempo
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 aque- Amplitud
llas operaciones en las que el fluido del pozo con-
siste en salmueras, petróleo y lodos a base de Radio Espesor
petróleo liviano o agua. Los lodos espesados pro- >
Principios básicos de la herramienta ultrasónica de imágenes de
ducen una atenuación acústica que es demasiado corrosión UCI. La herramienta UCI utiliza un transductor enfocado de
intensa para permitir la obtención de una medi- 2 MHz para mejorar la resolución de la medición ultrasónica. El transductor
ción válida. 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
La inspección ultrasónica ofrece numerosas
del pozo hacia el interior de la tubería de revestimiento (extremo superior).
ventajas como herramienta de medición de la Cuando encuentra una discontinuidad, tal como la pared interna o externa
corrosión, lo que incluye su sensibilidad tanto a de la tubería de revestimiento (centro), la señal se refleja. La mayor parte de
los defectos internos como a los defectos exter- 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
nos y la notificación instantánea en el campo
lodo y el acero; la energía remanente transmitida hacia el interior de la
cuando se detecta un defecto. Además, la técnica tubería de revestimiento se vuelve a reflejar en la pared externa. La señal
requiere el acceso a un solo lado del material para 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
medir el estado de todo el objeto y obtener imáge-
entre los dos primeros ecos puede ser utilizada para determinar el espesor
nes exteriores e interiores detalladas del mismo.
de la tubería de revestimiento (extremo inferior). En comparación, la
No obstante, la inspección resulta ardua para los herramienta USI se utiliza con más frecuencia para la inspección
materiales de composición heterogénea, de 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.
forma irregular o de escaso espesor; para mejorar
En la medición USI, el espesor se determina a partir de la frecuencia de la
los resultados de la inspección, los técnicos
resonancia. (Adaptado de Hayman et al, referencia 15.)
deben preparar la superficie interna, previo a la
medición, mediante la remoción de las incrusta-
ciones u otros detritos. con el estado del material, lo que incluye su espesor dañada o un agujero en el material, parte del flujo
Los operadores también pueden emplear otro y sus propiedades electromagnéticas. Oilfield Revimewag n ético se pierde fuera del metal; esta pérdida
método de monitoreo de la corrosión: la inspección Actualmente, la industria utiliza dos heArrUaTmUieMn-N 13es detectada por las bobinas de los sensores de
electromagnética (EM). El principio básico de esta tas de monitoreo EM de la corrosión. La Cporrimroesriao,n Filga. h4erramienta. Si bien este método es útil para
ORAUT 13 CORSN 4
técnica consiste en medir los cambios producidos una herramienta de pérdida de flujo, magnetiza medir cambios abruptos en el espesor de las
en un campo magnético a medida que pasa a través el objeto metálico utilizando un electroimán. tuberías, tales como picaduras o agujeros en la
de un objeto metálico; los cambios se relacionan Cuando el flujo magnético encuentra una sección sarta interna, y la localización de esos cambios,
resulta menos efectivo para monitorear el incre-
13. “Introduction to Corrosion Monitoring,” Metal Samples: 17. Para obtener más información sobre la inducción
Corrosion Monitoring Systems, www.alspi.com/ electromagnética como método de monitoreo de la mento regular de la corrosión o la corrosión que
introduction.htm (Se accedió el 20 de marzo de 2013). corrosión, consulte: Acuña IA, Monsegue A, Brill varía gradualmente a lo largo de una sección
14. “Introduction to Corrosion Monitoring,” referencia 13. TM, Graven H, Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA,
Zapata Bermúdez F, Notoadinegoro DM y Sofronov I: grande de tubería o de configuraciones de tube-
15. Hayman AJ, Hutin R y Wright PV: “High-Resolution
Cementation and Corrosion Imaging by Ultrasound,” “Detección de la corrosión en el fondo del pozo,” rías de revestimiento concéntricas.
Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.
Transcripciones del 32o Simposio Anual de La segunda tecnología de monitoreo electro-
Adquisición de Registros de la SPWLA, París, Brill TM, Le Calvez JL, Demichel C, Nichols E y Zapata
16 al 19 de junio de 1991, artículo KK. Bermúdez F: “Electromagnetic Casing Inspection magnético —la herramienta de corrientes pará-
Tool for Corrosion Evaluation,” artículo IPTC 14865,
16. Hayman AJ, Parent P, Rouault G, Zurquiyah S, Verges P, sitas de campo remoto— mide la señal no sólo
presentado en la Conferencia Internacional de
Liang K, Stanke FE y Herve P: “Developments in
Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al del campo EM primario sino también del campo
Corrosion Logging Using Ultrasonic Imaging,”
9 de febrero de 2012.
Transcripciones del 36o Simposio Anual de Adquisición secundario a partir de las corrientes parásitas
de Registros de la SPWLA, París, 26 al 29 de junio de
inducidas de la tubería adyacente.17
1995, artículo W.
Volumen 25, no.3 23
,
Diámetro externo Herramienta EM Pipe Scanner. La herramienta exploran la superficie interior y el espesor local de
Discriminación 2D de la herramientaTransmisor (izquierda) obtiene cuatro mediciones. La medición la tubería de revestimiento de producción; la medi-
discriminador, T de las propiedades Z (extremo inferior derecho)
TH H utiliza un transmisor (Tz), que opera en tres ción del mandril ayuda a identificar la pérdida de
R Receptor Tubería frecuencias, y uno de los dos receptores de la metal promedio, los daños y las grietas de la tubería
P
de patín, R herramienta (R ). La señal de respuesta de de revestimiento (izquierda).
P z
impedancia depende considerablemente de la Las compañías operadoras pueden obtener
cantidad adimensional, τ, que es una función del
estas mediciones sin extraer la tubería de pro-
diámetro interno (ID) de la tubería, la frecuencia
angular, ω, y las propiedades electromagnéticas ducción del pozo, lo que ahorra tiempo de equipo
del metal de la tubería: la permeabilidad μ y la de reparación de pozos y costos de operaciones
R R
P P conductividad σ. El término μ0 es la permeabilidad de intervención. Mientras el ingeniero baja la
constante del espacio libre. El espesor promedio
herramienta EM Pipe Scanner en el pozo con cable,
de la pared de la tubería, d, se determina con el
transmisor de baja frecuencia (T) ubicado en la tractor o tubería flexible, ésta efectúa un reconoci-
L
porción central de la herramienta, junto con dos miento inicial a alta velocidad a fin de rotular las
T
L receptores por encima y dos por debajo del áreas de interés para la obtención de exploraciones
transmisor (extremo derecho central). Los dos
RLL Espesor 2D receptores de baja frecuencia (R ) se denominan de diagnóstico detalladas a medida que la herra-
LL
T receptores con espaciamiento largo y los otros mienta se lleva a la superficie. La herramienta
RH Espesor promedio dos, receptores con espaciamiento corto (RLS). graba un registro continuo tanto del diámetro
P R El corrimiento de fase de la señal —que es
LL interno promedio de la tubería de revestimiento
RLS R una función de la profundidad de penetración
LS efectiva δ— conforme la señal atraviesa la como del espesor total del metal y proporciona esti-
tubería desde el transmisor y retorna hacia cada maciones de la corrosión. La herramienta responde
T
L receptor, se utiliza para determinar el espesor de al espesor total del metal, permitiendo la detección
la tubería d/δ. Cerca de la parte superior de la
de la corrosión de la tubería de producción o de la
RLS herramienta, los 18 brazos de los calibradores
RLL presionan los receptores de patines (RP) contra tubería de revestimiento externa. Las mediciones
el interior de la tubería (extremo superior del radio interno del metal de la tubería de reves-
T d derecho). La combinación de las mediciones de timiento son válidas en presencia de la mayoría de
L
estos sensores con la señal de baja frecuencia
los diferentes tipos de incrustaciones. Su diámetro
del transmisor (T), en la parte central de la
L
herramienta, proporciona una medición del de 21/8 pulgadas posibilita el acceso a través de res-
espesor 2D. Los 18 sensores se utilizan además tricciones estrechas. La herramienta opera en
Decaimiento en la
R profundidad de con un transmisor discriminador de alta medios gaseosos o líquidos.
LS penetración efectiva frecuencia (T ) localizado en el mandril de la
R H
LL herramienta, alineado con los patines de los
RZ Propiedades Z sensores (extremo superior izquierdo). Mejor prevenir que curar
RZ RZ 1 1 μ La señal de alta frecuencia no penetra la pared En el año 2011, utilizando la sonda EM Pipe Scanner,
TZ RTZ τ=μ0ID ωσ dpero lpao trucbioenríaa ;u ens mtaa ppaar t2eD d qeu lea dhiesrtrinagmuiee netla d año Saudi Aramco llevó a cabo una campaña de moni-
Z toreo de la corrosión en las tuberías de revesti-
existente en la pared interna de otras señales
que pueden indicar otros fenómenos. miento de los pozos de un campo que contenía
pozos terrestres y marinos. Las exploraciones ini-
La herramienta electromagnética de inspección transmisor discriminador de alta frecuencia loca- ciales de siete pozos de tierra firme indicaron
de la tubería de revestimiento EM Pipe Scanner lizado en el mandril de la herramienta para gene- pérdidas de metal relativamente pequeñas y confir-
obtiene cuatro mediciones bien diferenciadas. rar señales que no penetran en la pared de la maron que el sistema ICP existente estaba funcio-
Mediante la utilización de un transmisor —que tubería, creándose un mapa 2D en el que se dife- nando satisfactoriamente. Debido a la falta de una
opera en tres frecuencias— y dos receptores, la rencia el daño de la pared interna del daño de la fuente de alimentación suficientemente impor-
herramienta EM Pipe Scanner obtiene una medi- pared externa. Los cambios producidos en las tante, el ICP de los pozos marinos era limitado, lo
ción de la impedancia (Z), que depende de las propiedades geométricas del metal, tales como el que incrementaba la posibilidad de que los índi-
características eléctricas y magnéticas de la espesor o el diámetro, provocarán cambios en la ces de corrosión fueran más elevados.
tubería de revestimiento. Si se utiliza un transmi- impedancia mutua, que es producida por los Para determinar la magnitud de la pérdida de
sor de señales de baja frecuencia en la porción defectos de la tubería de revestimiento. metal en las tuberías de revestimiento de los
central de la herramienta y dos conjuntos de Desde el año 2009, la sonda EM Pipe Scanner pozos de la porción marina del campo y ayudar al
receptores —uno por encima y el otro por debajo ha sido utilizada en pozos de todo el mundo para operador a mapear geográficamente los pozos
del transmisor— la herramienta mide el espesor detectar agujeros grandes, grietas en las tuberías que exhibían las pérdidas de metal más severas,
promedio del metal normalizado por la profundi- de revestimiento y pérdidas de metal asociadas se desplegó la herramienta EM Pipe Scanner.
dad de penetración efectiva.18 con la corrosión tanto desde la superficie interna Durante una campaña, en cuatro pozos adyacen-
Las dos mediciones restantes proporcionan como desde la superficie externa de la tubería de tes terminados originalmente en el año 1976,
imágenes 2D de la tubería; la herramienta obtiene revestimiento; además, puede medir las pérdidas Saudi Aramco realizó controles para determinar
estas mediciones presionando los sensores del patín desde una sarta de revestimiento externa si existen si alguno de estos pozos estaba provisto de tube-
contra la pared interna de la tubería. Una medición múltiples sartas presentes. La herramienta consta rías de revestimiento concéntricas que pudieran
utiliza una señal de baja frecuencia para obtener de 18 brazos radiales con sensores de patines ado- presentar fugas rápidamente.19 Si los ingenieros
información del espesor 2D y la otra utiliza un sados en torno a un pequeño mandril. Los sensores observaban una pérdida de metal, planificaban el
24 Oilfield Review
análisis del perfil de pérdidas con el fin de
mecEmcciianMaóean ,ntlp LoaaP seseosliia p nsentrb e un orpi yb eS ercr encgoaear aifngdsíuanaitatnqsinrs ctuduo erdieisnparde l odalmaa o rrodddseo s qelvse.ai uetnnl rosipdtartsrriiri ecdomoc aobunlirosaae ops btnn cérimt oolrouidn id pnsdi amdoaledaza oo lcssodhs lv.as e eda Sr rpraecerio oa arzcormbeoobrflsroiseeer esrscenier eóldvtnarnóea--- Profundidad vertical verdadera,pies 0EspdEeeMs loa Prp hi upteolegrt araSadlcm adaseinernnivetaardo1,5 Profundidad vertical verdadera, pies 0EspdEeeMs loa Prp h iutpeolegrt araSadlcm adaseinernnivetaard1,o5 Profundidad vertical verdadera, pies 0EspdEeeMs loa Prp h iutpeolegrt araSadlcm adaseinernnivetaard1o,5 Profundidad vertical verdadera, pies E0spdEeeMs loa Prp h iutpeolegrt araSadlcm adaseinernnivetaar1d,o5
una correlación notable entre 760 y 850 m [2 500 y
2 800 pies], donde los cuatro pozos exhibieron pér-
didas de metal en las tuberías de revestimiento, 1 000 1 000 1 000 1 000
oscilantes entre 62% y 65% (derecha). El operador
llegó a la conclusión de que los otros pozos de
estas inmediaciones geográficas eran suscepti-
bles de experimentar pérdidas de metal significa-
tivas y corrían el riesgo de presentar fugas por la
tubería de revestimiento en este intervalo de pro-
fundidad. Es probable que esta conclusión guíe las
decisiones de terminación de los pozos futuros del
área, lo que podría incluir el asentamiento de la
2 000 2 000
sarta de revestimiento más externa —habitual- 2 000 2 000
mente de 133/8 pulgadas— a mayor profundidad Pérdida de metal del
que en los pozos previos. La profundidad de asen- Pérdida de metal del 62%Pé drdei dlaas d teu bmeerítaasl ddeel 65%re vdees tlaims iteunbteor ídaosb dlees Pérdida de metal del
tamiento original de 213 m [700 pies] podría 65% de las tuberías de revestimiento dobles 63% de las tuberías de
revestimiento dobles revestimiento dobles
extenderse hasta 914 m [3 000 pies] para propor-
cionar a la sarta interna una capa adicional de
protección contra la corrosión. Otra solución
consistiría en agregar un nivel adicional de pro-
tección mediante la utilización de tubería de
revestimiento de 133/8 pulgadas con revestimiento 3 000 3 000 3 000
o aleación de cromo, desde 300 m [1 000 pies] 3 000
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
4 000 4 000
inyección forzada de cemento limitada a la pro- 4 000
4 000
fundidad de la pérdida significativa de metal en
vez de incurrir en los costos adicionales de una
tubería de revestimiento corta (liner), un parche
Zapata de tubería
18. Cuando el campo electromagnético (EM) encuentra de revestimiento
un material conductor, tal como el metal de una tubería, Zapata de tubería de 95/8 pulgadas Zapata de tubería Zdaep raetvae sdteim tuiebnetroía
la amplitud del campo se reduce exponencialmente de revestimiento de revestimiento de 95/8 pulgadas
cdoen p uennae ttraascaió cna erafecctetirvíast. iUcan dmaadtae rpiaolr c lao npdroufcutnodr iyd ad de 95/8 pulgadas de 95/8 pulgadas
ferromagnético, tal como la tubería de revestimiento,
tiene una profundidad de penetración efectiva corta. 55 000000 5 000
Todos los medios, salvo el vacío, poseen profundidades 5 000
de penetración efectiva más cortas en las frecuencias >
más altas. Registros obtenidos con la herramienta EM Pipe Scanner. Los registros correspondientes a los
19. Dado que se sabía que los fluidos de producción de cuatro pozos de Saudi Aramco mostraron grados variables de pérdida de metal (rojo), espesor
estos pozos no eran corrosivos y que el espacio anular remanente (gris) y espesor medido total (verde) con respecto a la profundidad. Entre los pozos
existente entre la tubería de producción y la tubería de se observó una clara correlación de patrones y una reducción similar del espesor total con la
revestimiento contenía diésel e inhibidor de corrosión, profundidad. Todos los pozos mostraron pérdidas de metal variables entre el 62% y el 65% de
se asumió que cualquier pérdida de metal medida era
las tuberías de revestimiento dobles externas a una profundidad de aproximadamente 2 500 pies.
externa solamente.
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
Volumen 25, no.3 25
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 electro-
magnéticas de monitoreo analizadas, resultan de
utilidad los métodos mecánicos. Existe un calibra-
dor 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
Centralizadores
motorizados en las paredes de los tubulares, tales como las
deformaciones que se producen como consecuen-
cia 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
Calibradores
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
Centralizadores
tubulares utilizando un software de visualización
motorizados
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 reacondi-
cionamiento. Durante el reacondicionamiento más
reciente llevado a cabo en el año 2006, se corrió y se
cementó hasta la superficie una tubería de revesti-
miento corta de empalme de 7 pulgadas, para
PMIT-24 brazos PMIT-40 brazos
cubrir una sección corroída de tubería de revesti-
miento de 95/8 pulgadas. Luego, el operador perforó
>Calibradores de brazos (o dedos) múltiples. Los calibradores de brazos un pozo horizontal de 57/8 pulgadas en una forma-
múltiples miden el diámetro interno de las tuberías de revestimiento. ción carbonatada previamente pasada por alto.
Numerosos calibradores, o brazos, presionados contra la pared de la Este tramo lateral fue terminado como un pozo
tubería detectan pequeños cambios en el diámetro interno de la tubería,
productor de petróleo mediante levantamiento
que pueden ser interpretados como fenómenos de desgaste o corrosión.
artificial por gas.21
En general, los calibradores de brazos múltiples cuentan con un número
variable de brazos; para los diámetros internos más grandes se necesita Los ingenieros de la compañía utilizaron el gas
un mayor número de brazosO. iElfl igeeldn eRreavdioerw d e imágenes de brazos múltiples producido naturalmente sin tratamiento alguno
de los servicios de produccAióUnT dUeM nuNe v1a3 generación PipeView PS Platform,
de inhibición de la corrosión como gas de inyec-
la herramienta PMIT de 24 bCroarzrooss i(oiznq uFiiegr.d 7a), requiere centralizadores
ción, que ingresaba en el sistema a través de un
mecánicos (no mostrados). OLaR AheUrTra 1m3i eCnOtaR SPMN I T7 PipeView de 40 brazos
(derecha) cuenta con centralizadores motorizados incorporados. mandril de cavidad lateral para el levantamiento
Una tercera versión, no mostrada aquí, posee 60 brazos. artificial por gas. Preocupados por el potencial de
26 Oilfield Review
Pérdida de metal promedio, 2009
X 500 Pérdida de metal promedio, 2010
50 Pérdida de metal promedio, 2011
%
pies medio, 40
Profundidad, de metal pro 3200
a
X 550 did 10
ér
P
0
1 000 pies Profundidad
Y 000 Pérdida de metal promedio, 2009
Pérdida de metal promedio, 2010
50 Pérdida de metal promedio, 2011
%
dio, 40
e
m
ad, pies etal pro 30
Profundid Y 050 dida de m 2100
ér
P
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 ADCO efectuó los levantamientos durante un El operador presupuso que el gas de inyec-
ingenieros de ADCO optaron por ejecutar levan- período de tres años —desde 2009 hasta 2011— ción, que ingresa en el flujo de petróleo-agua pro-
tamientos de monitoreo entre lapsos de tiempo utilizando una versión de la herramienta de ducida en el mandril y fluye hacia arriba, genera
(técnica de repetición) con el generador de imá- 111/16 pulgadas y 24 brazos. un efecto inhibidor en los fluidos de producción.
genes de brazos múltiples para identificar, cuan- Los registros de calibración revelaron una Este efecto redujo el índice de corrosión en el
tificar y rastrear el desarrollo de la corrosión corrosión variable en dos secciones de la sarta de intervalo superior, pero dado que los fluidos pro-
interna en la tubería de producción y estimar un producción, una por debajo y otra por encima del ducidos por debajo del mandril no contenían gas
índice de corrosión y el tiempo hasta la falla. punto de entrOadilafi edledl Rgaesv ideew in yección en el man- para el levantamiento artificial, esa sección expe-
dril de cavidadA lUaTteUraMl (Na r1r3iba). La sección inferior, rimentó una corrosión más severa.
20. La inyección forzada de cemento es una operación de desde el extreCmoorr ionsfieornio rF idge. 8la tubería de produc- Los ingenieros de ADCO aún continúan conje-
remediación diseñada para forzar cemento en los
ORAUT 13 CORSN 8
trayectos de las fugas existentes en los tubulares de los ción hasta el punto de inyección del gas, había turando acerca del mecanismo de inhibición exacto;
pozos y en las sartas de revestimiento. Las operaciones
experimentado una corrosión significativa y la sub- según una teoría muy verosímil, el gas inyectado
de inyección forzada de cemento se llevan a cabo para
reparar operaciones deficientes de cementación primaria, siguiente pérdida de metal, que se incrementó agrega turbulencia al flujo de producción y altera el
aislar disparos o reparar tuberías de revestimiento o
entre el año 2009 y el año 2011. El intervalo supe- régimen de flujo, lo que reduce la fracción volumé-
tuberías de revestimiento cortas (liner) dañadas.
21. El levantamiento artificial por gas es un método de rior, comprendido entre el mandril de levanta- trica del agua y el contacto del agua con la superfi-
terminación en el que se inyecta gas en la tubería de miento artificial por gas hasta el extremo superior cie interna de la tubería de producción. Este mismo
producción para reducir la presión hidrostática de la
columna de fluido del pozo y la presión de fondo de de la sarta de producción, experimentó una corro- fenómeno de menor corrosión por encima del
pozo. Este método permite que los fluidos del yacimiento sión mínima durante el mismo período y conservó punto de inyección de gas ha sido observado en
ingresen en el pozo con una tasa de flujo más alta.
las dimensiones de manufactura originales. otros pozos que producen mediante levantamiento
Volumen 25, no.3 27