Detección de la corrosión en el fondo del pozo Irlec Alexandra Acuña Alan Monsegue La Haya, Países Bajos Thilo M. Brill Princeton, Nueva Jersey, EUA Hilbrand Graven Frans Mulders GDF SUEZ E&P Nederland B.V. Zoetermeer, Países Bajos Jean-Luc Le Calvez Edward A. Nichols Fernando Zapata Bermúdez Clamart, Francia Dian M. Notoadinegoro Balikpapan, Indonesia Iván Sofronov Moscú, Rusia

La corrosión y las picaduras de corrosión en las tuberías de fondo de pozo pueden monitorearse empleando herramientas de inducción electromagnética. Utilizando una combinación de sensores, una nueva herramienta de monitoreo de la corrosión provee mediciones del espesor promedio de las tuberías e imágenes bidimensionales de las paredes de las tuberías para diferenciar el daño interno del externo. Esta herramienta ofrece además una medición cualitativa de la pérdida de metal en las sartas de revestimiento externas.

La corrosión es una de las muchas formas en que la naturaleza somete a la actividad humana. Se trata de un proceso despiadado que, si no se controla, convierte a nuestras construcciones más maravillosas en poco más que basura. No obstante, para nuestro bienestar económico global, utilizamos infraestructuras de metal en los edificios, puentes, fábricas, vehículos y líneas de conducción. La red de tuberías que se extiende desde los estratos hidrocarburíferos, en las profundidades del subsuelo, hasta las refinerías—incluso Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Primavera de 2010: 22, no. 1. Copyright © 2010 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Nash Asrar, Richard Byrd y Martin Isaacs, Sugar Land, Texas, EUA. EM Pipe Scanner y PS Platform son marcas de Schlumberger. 1. Koch GH, Brongers MPH, Thompson NG, Virmani YP y Payer JH: “Corrosion Cost and Preventive Strategies in the United States,” Informe FHWA-RD-01-156 preparado por CC Technologies Laboratories, Inc., para la Administración Federal de Carreteras de EUA (FHWA), dependiente de la Oficina de Investigación y Desarrollo de Infraestructura (Septiembre de 2001), http:// www. corrosioncost.com/home.html (Se accedió el 3 de febrero de 2010). 2. Hays GF: “Now Is the Time,” Advanced Materials Research 95 (2010), http://www.scientific.net/ AMR.95.-2.pdf (Se accedió el 3 de febrero de 2010). 3. Koch et al, referencia 1. 4. Para obtener más información sobre los fundamentos del 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. 5. Para obtener más información sobre la medición de la corrosión, consulte: Cased Hole Log Interpretation Principles/Applications. Houston: Schlumberger Educational Services, 1989.

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hasta las hornallas de nuestros hogares—es crucial para el suministro de la energía que alimenta nuestra economía. Y así la batalla contra la corrosión continúa. Y es una batalla onerosa. En un estudio masivo, publicado en el año 2001, se calculó que el costo total directo de la corrosión en EUA era de US$ 276,000 millones por año, aproximadamente un 3.1% del producto bruto interno (PBI) de ese país.1 Se estima que los costos mundiales constituyen una fracción similar del PBI global, lo cual se traduce en un costo mundial de aproximadamente US$ 1.8 trillón.2 Dentro de EUA, los costos de la corrosión en la industria de E&P se estimaron en casi US$ 1,400 millones anuales, lo cual comprende US$ 589 millones por tuberías e instalaciones de superficie, US$ 463 millones en tuberías de producción de fondo de pozo y US$ 320 millones en erogaciones de capital.3 Los gastos y el lucro cesante resultantes de la pérdida de producción y las fugas no se incluyeron en estas cifras. La corrosión es causada por diversos mecanismos, incluyendo los efectos electroquímicos, químicos y mecánicos.4 Una forma de mitigar esta acción consiste en utilizar aleaciones resistentes a la corrosión, tales como el acero al cromo en lugar del acero al carbono. Otra consiste en utilizar un cubrimiento, cuya forma más simple es la pintura. Un diseño puede requerir protección catódica que trasfiere el efecto corrosivo de los componentes estructurales esenciales a una pieza de metal no esencial de sacrificio. Este enfoque también puede lograrse para las estructuras grandes mediante el suministro de una corriente continua (CC).

Oilfield Review

Un elemento fundamental en la lucha contra la corrosión es el monitoreo. Además de mitigar los costos directos, el monitoreo de la corrosión reduce los riesgos para la seguridad y el medio ambiente mediante la detección de puntos débiles antes de que fallen o presenten fugas. En la superficie, el monitoreo a veces puede efectuarse visualmente pero además existen herramientas diseñadas para detectar pérdidas ocultas en metales debidas a la corrosión. En cuanto a las sartas de revestimiento y tuberías de producción de fondo de pozo, las herramientas de adquisición de registros constituyen la única forma de monitoreo.

Volumen 22, no.1

Hoy, los cuatro tipos principales de herramientas de adquisición de registros y monitoreo de la corrosión son los calibradores mecánicos, las herramientas acústicas ultrasónicas, las cámaras y las herramientas electromagnéticas (EM).5 Los calibradores de brazos múltiples son herramientas bien establecidas para evaluar problemas internos pero no proveen datos sobre la corrosión externa y se ven afectados por los depósitos de incrustaciones acumulados en la pared interna. Las mediciones ultrasónicas proporcionan información excelente sobre el espesor de las cañerías de una sola sarta de revestimiento y poseen resolución acimutal superior. No obstante, las herramientas ultrasónicas no pueden operar en pozos de gas ni a través de restricciones estrechas o con monocables, y sus mediciones pueden ser alteradas por la rugosidad de las tuberías y el exceso de corrosión. Además, pueden utilizarse cámaras de fondo de pozo para la detección de la corrosión si el pozo está lleno de gas u otro fluido cristalino. Las herramientas EM de monitoreo de la corrosión que se utilizan hoy en día, se basan en uno de dos principios físicos: pérdida de flujo e inducción electromagnética. Una herramienta de detección de pérdida de flujo utiliza un imán permanente o un electroimán para magnetizar la tubería hasta alcanzar prácticamente el nivel de saturación. Cerca de una picadura, agujero o zona de corrosión, parte del flujo magnético se pierde fuera del metal; esta pérdida de flujo es detectada por las bobinas de los sensores de la herramienta montados sobre patines. Una herramienta de detección de pérdidas de flujo detecta los defectos presentes en el interior o en el exterior de la tubería de revestimiento, pero dado que el imán debe estar lo más cerca posible de la tubería para examinar la tubería de revestimiento, se requiere que los operadores extraigan la tubería de producción del pozo. Por otro lado, las herramientas de detección de pérdidas de flujo son eficaces para medir los cambios repentinos de espesor, pero carecen de eficacia si la corrosión es constante o varía lentamente a lo largo de todo un tramo de tubería. La probeta de inducción EM más reciente de Schlumberger para el monitoreo de la corrosión, es la herramienta EM Pipe Scanner. Esta herramienta posee excelente resolución vertical y buena resolución del espesor, si bien el nivel de resolución acimutal no es tan alto como el de las mediciones ultrasónicas. La herramienta detecta

la pérdida de metal, tanto dentro como fuera de la tubería de revestimiento además de la pérdida proveniente de una sarta de revestimiento externa si existen múltiples sartas presentes. Puede operar en cualquier fluido, correr con monocables y atravesar restricciones pequeñas. Este artículo describe la física del proceso de inducción EM aplicable a esta herramienta. Algunos casos de estudio de Indonesia y los Países Bajos ilustran el empleo de la herramienta en el campo. La física de la herramienta La herramienta EM Pipe Scanner provee el servicio de inspección no destructiva de la tubería de revestimiento mediante inducción electromagnética. Su principio de operación es similar al de un transformador con pérdidas. La bobina primaria de un transformador genera un campo magnético variable en el tiempo que fluye a través de un núcleo magnético para inducir un voltaje en su bobina secundaria. En comparación, la bobina de transmisión de la herramienta—que actúa como una bobina primaria—genera un campo magnético cuyo flujo es guiado por la tubería de revestimiento; este flujo magnético induce un voltaje en una bobina secundaria o bobina de recepción. La guía de flujo representada por la tubería de revestimiento es disipativa—la energía se pierde o se disipa en el medio—debido a las corrientes inducidas en el metal de la tubería de revestimiento. La herramienta mide estas pérdidas para determinar las propiedades geométricas, eléctricas y magnéticas de la tubería de revestimiento, incluyendo la corrosión o picaduras de corrosión en la tubería. La herramienta EM Pipe Scanner contiene varios transmisores EM y los receptores asociados. La física EM básica es la misma para todos los pares de transmisor-receptor, pero las respuestas difieren debido a la frecuencia de la señal y al espaciamiento entre transmisores y receptores. Los aspectos generales de la física de la inducción EM se describen a continuación y luego se tratan las aplicaciones específicas de la herramienta. Cuando una onda EM variable en el tiempo penetra en un cuerpo conductivo, tal como el conducto de acero de la tubería de producción o la tubería de revestimiento, su magnitud decae exponencialmente. La tasa de decaimiento depende de la conductividad del cuerpo y de la permeabilidad magnética y la frecuencia de la onda; la tasa de decaimiento se caracteriza por una longitud deno-

47

Distancia en múltiplos de la profundidad de penetración efectiva (skin depth), δ

5

5

4

4

3

Distancia en múltiplos de la profundidad de penetración efectiva, δ

Si la tubería presenta un defecto, como el causado por un proceso de corrosión o picadura por corrosión, la corriente parásita ya no puede formar una lámina cerrada porque se ve obligada a pasar por alto el defecto. Este comportamiento es como el del agua en una corriente que fluye alrededor de una roca en su recorrido. El campo EM de respuesta es alterado por este trayecto de flujo anómalo. Los receptores colocados en los patines múltiples presionados contra el interior de la tubería de revestimiento responden a estas perturbaciones presentes en el trayecto de flujo de la corriente. La salida de los patines de los sensores provee una imagen 2D a partir de la cual los ingenieros pueden evaluar el campo EM alterado que proporciona evidencias del daño.

minada profundidad de penetración efectiva (skin depth) de una onda electromagnética (abajo). La fase de la onda también cambia conforme ésta atraviesa el conductor, propiedad que es útil para medir el espesor del material. El decaimiento de la señal EM resulta de las corrientes de respuesta—denominadas corrientes parásitas—que se crean en el conductor. En la geometría de una tubería circular con un transmisor en su eje, la corriente parásita forma una lámina de corriente cerrada que fluye azimutalmente por el interior de la pared de la tubería. La corriente parásita establece un campo EM de respuesta que actúa oponiéndose al campo primario del transmisor. Esto atenúa el campo mucho más rápidamente que cuando no existe tubería de revestimiento presente.

3

Pared de la tubería 2

2

1

1

0

0

–1

–1

–2 –100

–2 0

0

100

Amplitud del campo eléctrico, relativa

90

180

270

360

Corrimiento de fase del campo magnético, grados

Medium

Permeabilidad magnética relativa, µr

Conductividad, σ , S/m

Frecuencia, f, Hz

Profundidad de penetración efectiva, δ, mm

Vacío

1

0

Arbitraria

Infinita

10

22,500

1,000

2,250

10

21

Salmuera Cobre Tubería de revestimiento

1 1 100

50 60 x 10 6 5 x 10 6

1,000

2

10

7

1,000

0.7

> Profundidad de penetración efectiva (skin depth). Cuando un campo EM que impacta desde debajo encuentra un material conductor, tal como el metal de una tubería (azul), la amplitud (rojo, extremo superior izquierdo) disminuye exponencialmente con una tasa característica dada por la profundidad de penetración efectiva, δ. A los fines comparativos, se muestra una señal no atenuada (guiones grises). Al mismo tiempo, la fase cambia casi linealmente con la distancia de viaje a través del metal (extremo superior derecho). La fase puede cambiar de 360°, como ocurre en este caso. La Oilfield más Review profundidad de penetración efectiva varía considerablemente, dependiendo del medio (tabla, extremo Spring 10 inferior). El aire posee propiedades similaresPipeScanner a las de un vacío, que exhibe una profundidad infinita de Fig. 1A penetración efectiva en todas las frecuencias. Un material conductor y ferromagnético, tal como el de ORSPRG10-PPSCN Fig. 1A la tubería de revestimiento, posee una profundidad de penetración efectiva corta. Todos los medios, fuera de un vacío, poseen profundidades de penetración efectiva más cortas con frecuencias más altas. La resistividad es la inversa de la conductividad (σ). La frecuencia angular ω es 2πf. Los valores utilizados para µr y σ son típicos para los diversos medios.

48

Oilfield Review Spring 10 PipeScanner Fig. 1 ORSPRG10-PPSCN Fig. 1

El campo EM generado por una bobina de transmisión se extiende por el espacio hasta el infinito. En los límites físicos existentes dentro de ese espacio, tales como las paredes interna y externa de la tubería, el campo proveniente de ambos lados debe coincidir. Debido a este ajuste requerido de las condiciones de borde, el comportamiento del campo en cada región incide en su comportamiento en todas las demás regiones (próxima página). El campo EM total puede ser representado como una superposición de tres campos constituyentes. El primer campo es el de un transmisor presente en el espacio libre; es decir, en ausencia de tuberías. A una distancia suficiente respecto de la bobina, éste es el campo débilmente atenuado de un dipolo magnético simple. El segundo campo se agrega a través de una tubería de espesor suficiente como para que cualquier campo EM que lo penetre sea absorbido por completo. Esto introduce la influencia de la condición de borde en la superficie interna de la tubería; el borde externo no desempeña rol alguno en este campo. Las corrientes parásitas inducidas en el interior de la tubería conductiva originan un campo de respuesta secundario que es opuesto al campo emisor—fuera de fase en 180°—y posee amplitud similar. Como resultado, la suma del primer y segundo campo—que se conoce como el campo directo dentro de la tubería—es débil y decae en forma exponencial. Esta situación es similar al caso de la propagación de las microondas en una guía de ondas: las frecuencias utilizadas por la herramienta están más allá de la frecuencia de corte, de modo que la señal se atenúa rápidamente dentro de la tubería.6 La atenuación axial es más rápida que la atenuación radial. La aproximación de la tubería de espesor grande es apropiada para las señales de alta frecuencia porque el campo decae rápidamente dentro del metal y las corrientes parásitas se localizan cerca de la superficie interna de la tubería. El campo de respuesta de una señal de ese tipo, la cual es afectada por la conductividad y la permeabilidad del acero, puede ser detectado con una bobina de recepción que está cerca del transmisor. Dado que el campo directo es la suma del campo de espacio libre y el campo secundario inducido de un conducto de gran espesor, no contiene información alguna acerca del espesor de la tubería sino que la provee la contribución de un tercer campo; el campo indirecto.

Oilfield Review

Corriente parásita de campo remoto (RFEC)

Corriente parásita de campo cercano (NFEC)

5

5

4

4

3

3

2

2

Bobina del transmisor

1

Bobina del transmisor

Radio, pulgadas

Radio, pulgadas

Pared de la tubería

1

0

0 0

25

50

75

Distancia a lo largo de la tubería, pulgadas

100

0

25

50

75

100

Distancia a lo largo de la tubería, pulgadas

> Líneas de potencial para las bobinas de transmisión ubicadas en el interior de una tubería, a partir de modelos de diferencias finitas. Cada curva de contorno en color representa una reducción de un decibel del voltaje potencial del campo eléctrico creado por una bobina de transmisión. Una señal de baja frecuencia (izquierda) penetra en la pared de la tubería y decae lentamente fuera de ésta. Por esta razón, en la región RFEC con un gran desplazamiento respecto del transmisor, el flujo principal de energía (flechas amarillas) pasa a través de la pared de la tubería, a lo largo del exterior de ésta, y luego nuevamente a través de la pared hacia el interior de la tubería. Por el contrario, la señal directa que se encuentra dentro de la tubería (flecha negra) decae rápidamente. Una señal de alta frecuencia (derecha) llega a la pared de la tubería pero decae rápidamente en su interior. La señal y la respuesta, en esta región NFEC (flechas negras), proveen información sobre las propiedades del metal de la superficie interna de la pared de la tubería. La escala radial se encuentra significativamente expandida en comparación con la escala axial, y los tamaños de las bobinas de transmisión de baja y alta frecuencia son los típicos para una herramienta EM de monitoreo de la corrosión.

El campo indirecto es causado por la condición de borde existente en la superficie externa de la tubería que no se tuvo en cuenta para el caso de una tubería de gran espesor. A una distancia grande, este campo también debe satisfacer la condición de borde del espacio libre de un dipolo magnético simple. En términos simplistas, el tercer campo puede considerarse relacionado con la reflexión del campo EM penetrante en la superficie externa de la tubería. El campo indirecto es atenuado intensamente por el pasaje de la señal a través del metal de la tubería pero contiene la información buscada acerca del espesor de la tubería. Esta información proviene del corrimiento de fase que es aproximadamente lineal con la distancia de viaje dentro de la tubería, como se analizó previamente en la descripción de la profundidad de penetración efectiva. La profundidad de penetración efectiva depende de la frecuencia, de modo que sólo las señales de baja frecuencia contribuyen a este campo indirecto. La señal de baja frecuencia se propaga más allá de la pared externa de la tubería y penetra el material de menor conductividad, tal como el cemento, la roca, el petróleo, la salmuera o, en el caso de los caños coaxiales, un gas tal como el aire. Si existen sartas múltiples y la señal es suficientemente intensa, la señal seguirá propagándose a través de

Volumen 22, no.1

las otras tuberías y decaerá de la misma manera que para la sarta más interna, adquiriendo un corrimiento de fase similar dependiente del espesor. La señal fuera de la tubería (o tuberías) es dominada por el campo establecido por las corrientes parásitas presentes en el metal de la tubería. Debido al comportamiento dipolar aproximado del campo, la señal decae como el cubo inverso de la distancia recorrida. Se trata de un decaimiento significativamente más pequeño que el experimentado por la señal directa dentro de la tubería. Por consiguiente, con el empleo de una señal de baja Oilfield Review frecuencia ySpring un espaciamiento largo entre transmi10 sores y receptores, el campo PipeScanner Fig. 2directo puede ser Fig.indirecto 2 mucho más ORSPRG10-PPSCN pequeño que el campo en la posición del receptor. Para la geometría de la herramienta y las señales de baja frecuencia utilizadas, ese espaciamiento es aproximadamente el doble del diámetro de la tubería. Dado que el campo directo es tan pequeño a esta distancia del transmisor, el trayecto del flujo de energía sigue el campo indirecto. El campo decae durante el viaje desde la bobina hasta la pared interna de la tubería. Luego se produce un decaimiento exponencial al atravesar el metal (produciéndose un corrimiento de fase en ese recorrido). En el medio externo a la tubería, el decaimiento corresponde al cubo inverso de la distancia

recorrida. El campo experimenta una segunda atenuación y un corrimiento de fase al atravesar el metal de la tubería hasta llegar a la bobina del receptor, la cual mide un voltaje inducido.7 En la práctica, la señal de la herramienta es normalizada con una medición obtenida en el aire para cancelar la geometría y los efectos de la herramienta. Esto genera una señal normalizada que ha sido atenuada por el producto entre el decaimiento exponencial en el metal (incluido el 6. Con ciertas frecuencias, una guía de ondas, tal como una tubería metálica, transmite las señales EM con poca pérdida. Este rango es limitado por la frecuencia superior y la frecuencia inferior de corte; las señales que exceden esos valores de corte decaen exponencialmente con la distancia. 7. Si bien parece que la posibilidad de medir el espesor de una tubería utilizando una fuente y un receptor que se encuentran en el interior de la tubería va en contra del razonamiento, la física está bien definida. El flujo de energía, como lo indica el vector de Poynting, fluye hacia afuera de manera aproximadamente radial, a través de la pared de la tubería en el transmisor, a lo largo de la pared externa de la tubería, y de nuevo hacia el interior de manera aproximadamente radial siempre que el receptor se encuentre a una distancia equivalente a unos dos diámetros de la tubería con respecto al transmisor. Para ver un ejemplo de la técnica de análisis por elementos finitos, consulte: Lord W, Sun YS, Udpa SS and Nath S: “A Finite Element Study of the Remote Field Eddy Current Phenomenon,” Transcripciones del IEEE sobre Magnetismo 24, no. 1 (Enero de 1988): 435–438.

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Fase 5

4

4

Pared de la tubería 3

3

2

2

Bobina del transmisor

1

Bobina del transmisor

Radio, pulgadas

Radio, pulgadas

Potencial 5

1

0

0 0

25

50

75

Distancia a lo largo de la tubería, pulgadas

100

0

25

50

75

100

Distancia a lo largo de la tubería, pulgadas

> Respuesta a una fuente de baja frecuencia en una tubería ranurada. Las líneas de potencial eléctrico (izquierda) y fase (derecha) son perturbadas por las ranuras de la superficie interna (recuadro blanco en 10 pulgadas) y la superficie externa (recuadro blanco en 90 pulgadas) de la pared de la tubería. Tanto las perturbaciones de potencial como las perturbaciones de fase dentro de la tubería, donde se obtienen las mediciones, son idénticas para las ranuras internas y externas.

corrimiento de fase) y los factores geométricos constantes. La pérdida de metal por picaduras o corrosión afecta tanto el corrimiento de fase como la atenuación detectada en la bobina del receptor (arriba). El comportamiento físico del campo, dada la geometría de las bobinas ubicadas en el interior de una tubería conductora, genera una división clara en dos regiones y dos rangos de frecuencia, cada uno de los cuales posee una medición relativamente fácil de interpretar. Con un desplazamiento corto entre transmisores y receptores, es posible utilizar una señal de alta frecuencia para investigar las propiedades de la pared interna de la tubería. Esta configuración mide el campo directo de las corrientes parásitas de la tubería cercana a la bobina del receptor. Esta región se denomina región de corrientes parásitas de campo cercano (NFEC). Un desplazamiento largo entre transmisores y receptores, con una señal de baja frecuencia, investiga lo que se conoce como región de corrientes parásitas de campo remoto (RFEC). Esta región es dominada por el campo indirecto que involucra el trayecto de la señal descripto previamente: el trayecto atraviesa el metal de la tubería dos veces en su recorrido desde el transmisor hasta el receptor. Ese pasaje a través del metal genera tanto la atenuación de la señal como un corrimiento de fase. Entre la región RFEC y la región NFEC se encuentra la región de transición. Aquí, tanto la señal directa como la señal indirecta inciden en el campo y la interpretación puede ser muy com-

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pleja. Por ese motivo, los diseños de las herramientas de inducción comerciales para la detección de la corrosión evitan la colocación de los receptores en esta región. Aplicación de los principios a las mediciones La herramienta EM Pipe Scanner aprovecha tanto del efecto de la profundidad de penetración efectiva como de la diferencia de la señal, entre la región cercana y la región remota, para obtener cuatro mediciones especiales (próxima página). La primera determina las propiedades eléctricas y magnéticas de la tubería de revestimiento, aludidas como impedancia o propiedades Z. El transmisor envía señales alta frecuencia a la tubería y OilfielddeReview nuevamente a los receptores montados en el Spring 10 Fig.2Acon un desplazamandril dePipeScanner la herramienta ORSPRG10-PPSCN Fig. en 2A una medimiento corto, lo cual la convierte ción NFEC. La segunda mide el espesor promedio del metal normalizado por la profundidad de penetración efectiva y utiliza una señal de baja frecuencia de la región RFEC. Las dos mediciones finales son imágenes 2D de la tubería que utilizan 18 sensores con patines presionados contra la pared interna de ésta. Una imagen utiliza las señales de baja frecuencia de la región RFEC para obtener información del espesor 2D. La otra utiliza las señales NFEC de alta frecuencia para discriminar los rasgos de la pared interna de los rasgos presentes en otras partes. Medición de las propiedades Z—Para interpretar otras mediciones de la herramienta, es necesario conocer las propiedades electromagnéticas de la tubería. Se dispone de dos desplaza-

mientos entre transmisores y receptores de 3.81 y 6.35 cm [1.5 y 2.5 pulgadas]; el operador decide cuál utilizar en base al diámetro de la tubería. El sistema de propiedades Z transmite tres señales cuya frecuencia oscila entre media y alta, cada una de las cuales posee una profundidad de penetración efectiva suficientemente pequeña para que la señal no penetre demasiado en la pared de la tubería. La medición resultante es una función de dos cantidades: el diámetro interno de la tubería y la raíz cuadrada de la relación entre la permeabilidad magnética y la conductividad del metal. Un modelo físico ayuda a definir la geometría y las propiedades EM como una solución de un problema inverso. Espesor EM promedio—En la región RFEC, el corrimiento de fase de una señal de baja frecuencia es casi una función lineal del espesor de la pared de la tubería, expresado como la relación entre el espesor real d y la profundidad de penetración efectiva, o d/δ. Conforme la señal atraviesa la tubería en el transmisor, el corrimiento de fase es proporcional a d/δ, luego a medida que vuelve a pasar por la tubería en el receptor, la fase cambia nuevamente en forma proporcional a d/δ. Debido a la simetría cilíndrica con el transmisor y el receptor en el centro de la tubería, la medición del espesor es un promedio de la circunferencia en las dos localizaciones. Para sartas de revestimiento múltiples, el resultado es cualitativo pero la medición del espesor puede compararse con las de las carreras pasadas y futuras para indicar los cambios. Con la inclusión de la medición de las propiedades Z, el espesor de una sola sarta puede calcu-

Oilfield Review

Diámetro externo de la herramienta

Discriminación 2D Región sensible

Transmisor discriminador, TH

TH RP

Tubería

Receptor de patín,, RP

RP

RLL

RP

TH Espesor promedio

RP RLS R LL RLS

TL

TL

Espesor 2D

RLS

larse a partir de la conductividad de la tubería o bien a partir de su permeabilidad magnética. La conductividad depende de la química de la tubería y habitualmente es constante para una unión de tubería dada e incluso para la mayor parte de las uniones existentes en un pozo, ya que a menudo provienen de una misma línea de manufactura. Un cálculo basado en la conductividad provee la medición básica del espesor. Por el contrario, la permeabilidad magnética es altamente variable por lo que se utiliza la obtención del espesor en base a la permeabilidad como medida de control de calidad. El espesor se mide en una frecuencia seleccionada por el usuario. El operador habitualmente selecciona una señal con una frecuencia de 8.75 Hz para sartas múltiples, de 17.5 o 35 Hz para una sola sarta, y de 70 Hz para sartas de acero al cromo. En el procesamiento se combinan datos de múltiples receptores, todos con desplazamientos suficientes para estar en la región RFEC, con el fin de eliminar las señales fantasma.8 Si bien el espesor es casi una función lineal del corrimiento de fase, se obtienen valores más precisos mediante modelado inverso para dar cuenta de la falta de linealidad. 8. Una señal fantasma es un duplicado de la señal generada por un defecto. Es el resultado del recorrido de la señal a través de la tubería, tanto en la posición del transmisor como en la posición del receptor. Por consiguiente, la existencia de un defecto se indica una vez que el transmisor lo pasa y, nuevamente, cuando lo pasa el receptor. El empleo de varios receptores desplazados permite el agregado y la sustracción de registros para eliminar la señal fantasma.

RLL TL

d

Decaimiento en la profundidad de penetración efectiva RLS

Propiedades Z

RLL RZ

RZ

RZ

RZ

TZ

TZ

τ=

1 1 µ0 ID

Oilfield Review Spring 10 PipeScanner Fig. 3 ORSPRG10-PPSCN Fig. 3

Volumen 22, no.1

µ ωσ

, Configuraciones de las bobinas de la herramienta EM Pipe Scanner. La herramienta obtiene cuatro mediciones. La medición de las propiedades Z (extremo inferior) utiliza un transmisor (TZ) que opera en tres frecuencias y uno de los dos receptores cercanos (RZ). La señal de respuesta puede ser utilizada para determinar una cantidad, τ, que es una función del diámetro interno de la tubería, la frecuencia angular ω, y las propiedades EM 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 d es determinado a partir del 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 inferior central). Los dos receptores de baja frecuencia (RLL) se denominan receptores con espaciamiento largo y los otros dos, receptores con espaciamiento corto (RLS), pero todos se encuentran en la región RFEC. El corrimiento de fase de la señal—que es una función de la profundidad de penetración efectiva δ —conforme atraviesa la tubería en el transmisor, y nuevamente en cada receptor, se utiliza para determinar el espesor EM 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. La combinación 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 (porción central superior). Los 18 sensores se utilizan además con un transmisor discriminador (TH) de alta frecuencia, colocado en el mandril de la herramienta, alineado con los patines de los sensores (extremo superior). La señal de alta frecuencia no penetra la pared de la tubería, de manera que esta parte de la herramienta proporciona un mapa 2D que distingue el daño existente en la pared interna de otras señales.

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> Configuración de 18 brazos con sensores. Especialistas en sensores de pozos examinan los patines de los sensores y efectúan tareas de mantenimiento después de una carrera de adquisición de registros.

Generación de imágenes 2D del espesor— Mediante 18 patines de sensores presionados contra la superficie interna de la tubería que incorpora el mismo transmisor de baja frecuencia que el utilizado para la medición del espesor EM promedio, se obtiene una imagen del espesor de alta resolución (arriba). Cada patín es sensible al espesor de la tubería cercana, muestreándose un área azimutal que se extiende aproximadamente 1.27 cm [0.5 pulgada] a ambos lados del patín. La cobertura de la superficie interna de la tubería con la herramienta depende del diámetro y del peso de la tubería. El tamaño mínimo de tubería que se puede acceder es de 27/8 pulgadas de diámetro externo (OD), y la cobertura completa (100%) de una sola sarta es posible para diámetros OD de hasta 7 pulgadas, para tuberías pesadas. La herramienta puede obtener mediciones precisas con un diámetro interno (ID) máximo de la tubería de 95/8 pulgadas. En los diseños de sartas de revestimiento múltiples, la medición de la herramienta incluye todas las sartas (hasta el límite de su relación señal-ruido) pero es más influida por la sarta más interna. Al igual que la medición del espesor pro-

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medio, la imagen 2D del espesor se basa en el corrimiento de fase de la señal conforme atraviesa el metal de la pared o paredes de la tubería. Puede ser normalizada a través de la sustracción del promedio de las 18 mediciones en la localización. Esto elimina la variación de espesor que es uniforme alrededor de la tubería, tal como la variación producida por un collar de la tubería de revestimiento (próxima página, arriba). Generación de imágenes 2D por discriminación—La imagen 2D del espesor no diferencia entre los defectos existentes en el interior y los presentes en el exterior de la tubería interna. Para obtener esa medición, la herramienta posee un transmisor de alta frecuencia (8 kHz) montado en el mandril de la herramienta, en el centro del anillo de 18 patines de sensores. La señal de alta frecuencia penetra levemente el metal de la tubería, de manera que la respuesta detectada por esta señal NFEC proviene estrictamente de la superficieOilfield interna de la tubería, inmediatamente Review adyacente a los patines. Spring 10 Por consiguiente, si aparece unaPipeScanner anomalía en la Fig. imagen 4 2D del espesor pero no ORSPRG10-PPSCN en la imagen 2D del discriminador, tal Fig. 4 anomalía no puede encontrarse en la pared

interna de la tubería. La imagen 2D del discriminador también puede ser normalizada mediante la sustracción del promedio acimutal. Descubrimiento de tuberías corroídas Energy Equity Epic opera el campo terrestre de gas Kampung Baru, situado en Sulawesi, Indonesia. El gas producido contiene tanto dióxido de carbono [CO2] como ácido sulfhídrico [H2S]; la corriente es tratada para eliminar el agua y estos gases corrosivos, en una central de procesamiento antes de su transporte hasta una central eléctrica.9 El campo contiene tres pozos productores que se encuentran en operación desde hace 12 años. Debido al potencial para la corrosión de la tubería, causada por la presencia de H2S en la corriente de gas, los pozos del campo fueron registrados utilizando la herramienta EM Pipe Scanner y el generador de imágenes de brazos múltiples PS Platform (PMIT) para evaluar la corrosión. 9. “HALFYR: EWC: Energy World Corporation Half Year Ended 31 December—Directors’ Report,” 2 de marzo de 2009, http://www.findata.co.nz/Markets/NZX/14125/ HALFYR_EWC_Energy_World_Corporation_Half_ Year_Ended_31_December.htm (Se accedió el 22 de febrero de 2010).

Oilfield Review

Espesor EM 0

pulgadas

1.5

Diámetro interno de la tubería de revestimiento (EM) 3.7

pulgadas

4.7

Radio interno máximo (Calibrador) 1.85

pulgadas

2.35

Radio interno mínimo (Calibrador) 1.85

pulgadas

Distancia relativa

2.35 0 grados 360

Radio interno promedio (Calibrador) 1.85

Prof., m

pulgadas

Tensión

2.35 10,000 lbf 0

ºAPI 150 Velocidad del cable CCL discriminado

Propiedades de la tubería de revestimiento (EM) 20

Rayos gamma 0

200 0 m/h 1,200 9

Collar externo de la tubería de revestimiento

V

Radios menos promedio (Calibrador)

Espesor 2D menos promedio (EM)

Discriminador 2D menos promedio (EM)

–1

X,580

X,590

X,600

Prof., pies

Diámetro interno de la tubería de revestimiento 4

pulgadas

6 0

Espesor EM

Propiedades de la tubería de revestimiento

pulgadas 0.4 0

Amplitud de bobina doble

10 –30

dB

Fase de bobina doble 0 0

X,X40

X,X60

Espesor 2D menos promedio

grados 270 –0.2 pulg

Discriminador 2D menos promedio

0.2 –0.15 pulg 0.15

, Tubería no corroída en una sarta doble. Este registro ilustra la respuesta de un intervalo no corroído de tubería, medido tanto con la herramienta EM Pipe Scanner como con el generador de imágenes de tipo calibrador de brazos múltiples PS Platform (PMIT). La visualización 2D del espesor (Carril 4) ha sido normalizada a través de la sustracción de la medición promedio de los 18 sensores, de cada medición de los sensores. Fuera del ruido de fondo, sólo están presentes los collares de la tubería de revestimiento como bandas horizontales de colores más oscuros. La imagen 2D del discriminador (Carril 5) carece relativamente de rasgos, al igual que la imagen de los radios PMIT (Carril 3), salvo por algunas indicaciones de los collares de la tubería de revestimiento. El Carril 1 contiene las mediciones del diámetro interno obtenidas con ambas herramientas, las cuales concuerdan—con una precisión del 5%—con el valor nominal. La medición de las propiedades de la tubería de revestimiento (Carril 1, dorado) es casi constante a través de esta sección. La medición del espesor EM promedio (Carril 1, verde) y la imagen 2D del espesor (Carril 4) detectaron un collar en la sarta de revestimiento externa, a X,583 m, que no fue detectado con las otras mediciones, incluido el localizador de los collares de la tubería de revestimiento (CCL, Carril 2).

En un intervalo, los registros indicaron un grado sustancial de corrosión en una zona disparada (izquierda, extremo inferior). La imagen 2D del espesor obtenida con la herramienta EM Pipe Scanner mostró claramente la existencia de pérdida de metal, mientras que el registro 2D del discriminador sólo mostró los disparos y no la pérdida de metal. Esta combinación indica que los fluidos corrosivos están removiendo el metal del exterior. En otro intervalo del mismo pozo, la medición del espesor promedio obtenida con la herramienta EM Pipe Scanner reveló pérdida de metal de la sarta externa de la tubería de revestimiento

X,X80

X,Y00

X,Y20

X,Y40

X,Y60

Volumen 22, no.1

Oilfield Review Spring 10 PipeScanner Fig. 5 ORSPRG10-PPSCN Fig. 5

, Corrosión en los disparos en un pozo del Campo Kampung Baru que produce gas natural con H2S. La imagen 2D del espesor (Carril 6) muestra claramente la pérdida de metal (rojos), por debajo de X,Y15 pies, mientras que el registro 2D del discriminador (Carril 7) muestra sólo los disparos (marrones). Esta observación indica que la pérdida se produce en la pared externa de la tubería de revestimiento. En una posición más alta del intervalo mostrado, las respuestas del registro son evidencias de los collares de la tubería de revestimiento y de los patrones de manufactura de la tubería: la tubería se fabrica con acero plano que luego se lamina y se suelda, formándose costuras que son detectadas con las herramientas de análisis de tuberías.

53

Prof., m 13 3/8 pulgadas 72 lbm/pie ID de 12.347 pulgadas Espesor de 0.514 pulgada

Bobina doble Bobina doble Espaciamiento Espaciamiento corto corto Amplitud Fase

CCL 3

V –1

Tensión 1,000 lbf 0

Rayos gamma 0 ºAPI 150 0

–5

dB

0 0 grados 360

Bobina doble Bobina doble Espaciamiento Espaciamiento largo largo Amplitud Fase Espesor computado EM pulgadas

1 –5

dB

0 0 grados 360

Espesor 2D –55

Discriminador 2D

0 55 0.943 grados

1.069

X00

95/8 pulgadas 53.5 lbm/pie ID de 8.535 pulgadas Espesor de 0.545 pulgada

X50

Y00

41/2 pulgadas 12.75 lbm/pie ID de 3.958 pulgadas Espesor de 0.271 pulgada

Y50

> Evidencia de pérdida de metal en la tubería de revestimiento externa. La sección registrada posee una tubería de producción de 41/2 pulgadas y una tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas (diagrama de pozo, izquierda). El espesor computado EM de la sarta doble es significativamente menor que el espesor nominal por encima de X40 m (Carril 1); sin embargo, no existen evidencias de pérdida en el registro 2D del discriminador (Carril 5), lo cual indica que la pérdida no se encuentra en la pared interior de la tubería de producción. LaOilfield curva de espesor computado EM también indica la pérdida Review de metal entre X83 a Y50 m, lo cual tampoco resulta evidente en el registro 2D del discriminador. Spring 10 Además, el registro calibrador PMIT (no mostrado aquí) no indicó pérdida de metal en la superficie PipeScanner Fig. 7 interna de la tubería de producción de 41/2 pulgadas. La respuesta del registro es interpretada como ORSPRG10-PPSCN Fig.revestimiento 7 una pérdida de espesor en la pared externa de la tubería de de 95/8 pulgadas en estas secciones. En el Carril 4, el cambio de espesor es representado como el cambio proporcional del ángulo de fase.

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de 95/8 pulgadas (izquierda). Ni el registro 2D del discriminador de alta frecuencia ni el registro calibrador indicaron la pérdida de metal en este intervalo. Los resultados de la carrera de esta herramienta demostraron claramente que la tubería de producción de un pozo era demasiado delgada para ser extraída en forma segura, por lo que la compañía está perforando un pozo de reemplazo en las adyacencias. Acumulación de incrustaciones en tuberías GDF SUEZ E&P Nederland B.V. opera el campo gasífero K12-B, situado a unos 150 km [93 millas] al noroeste de Ámsterdam en el sector holandés del Mar del Norte. El campo fue descubierto en 1982.10 Aproximadamente 13% del gas producido corresponde a CO2. El CO2 separado, proveniente de la plataforma del Campo K12-B, se reinyecta actualmente en el pozo K12-B6, el primer sitio del mundo que regresa CO2 al mismo yacimiento en el que se origina.11 El proyecto de inyección está siendo estudiado por la organización Nederlandse Organisatie voor Toegepast Natuurwetenschappelijk Onderzoek (TNO, la Organización de Investigación Científica Aplicada de los Países Bajos), como parte de diversos proyectos de inyección de CO2 de Holanda y la Unión Europea. El pozo en cuestión fue utilizado para la producción de gas desde 1991 hasta 1999 y luego permaneció cerrado varios años. El operador comenzó con la inyección de CO2 en enero de 2005. Dado que el proyecto de inyección es un proyecto piloto para la inyección de CO2 en mayor escala, el tema importante de la integridad del pozo puede trascender la vida productiva del campo casi agotado. En contacto con el agua, el CO2 puede ser corrosivo para el acero al cromo al 13% utilizado en la tubería de producción de este pozo. Si bien el CO2 que se está inyectando ahora es seco, el Pozo K12-B6 ocasionalmente produjo agua mientras funcionaba como pozo de producción. GDF SUEZ efectúa estudios anuales de la integridad de las tuberías para el monitoreo de problemas potenciales. Los levantamientos con calibradores de brazos múltiples llevados a cabo por un tercero comenzaron a mostrar resultados anómalos, incrementándose y luego reduciéndose el diámetro interno medido de la tubería con los levantamientos de repetición.12 La cobertura de los brazos del calibrador fue sólo de 25% a 30% de la tubería de producción de 41/2 pulgadas de diámetro externo. El operador optó por recurrir a la herramienta PMIT, en combinación con el servicio EM Pipe Scanner, para obtener el incremento de la cobertura de la superficie interna.

Oilfield Review

El levantamiento resultante indicó que la tubería de producción aún se encontraba en buen estado, en términos de corrosión, pero el registro mostró la presencia de incrustaciones. La acumulación de incrustaciones en el interior de la tubería afecta de diversas maneras a las herramientas de monitoreo de la corrosión. Los calibradores pueden montarse a lo largo de la incrustación, indicando un diámetro interno muy pequeño. El efecto sobre la medición basada en EM depende de la composición de la incrustación en sí. En el caso de las incrustaciones no magnéticas y no conductoras, tales como el carbonato de calcio, no se observa efecto alguno a menos que la acumulación posea el espesor suficiente para que la distancia entre los sensores y la pared de la tubería afecte la resolución 2D.13 En este caso, las mediciones PMIT y EM Pipe Scanner discreparon (derecha). A lo largo de este intervalo, también se observó un fuerte incremento de la señal de rayos gamma, indicativo de una acumulación de incrustaciones que contiene material radioactivo natural. El operador proyecta obtener raspaduras de este intervalo para verificar la indicación de incrustaciones y volver a correr la combinación de herramientas de monitoreo. Los ingenieros quieren identificar el tipo de incrustación y determinar si se desarrolló en el pasado, cuando el pozo se encontraba en producción, o si se genera durante la inyección de CO2 seco y, en ese caso, de qué modo. El resultado de la carrera de monitoreo siguiente tam10. Vandeweijer VP, Van der Meer LGH, Hofstee C, D’Hoore D y Mulders F: “CO2 Storage and Enhanced Gas Recovery at K12-B,” artículo R041, presentado en la 71a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Ámsterdam, 8 al 11 de junio de 2009. 11. van der Meer LGH, Kreft E, Geel CR, D’Hoore D y Hartman J: “CO2 Storage and Testing Enhanced Gas Recovery in the K12-B Reservoir,” presentado en la 23a Conferencia Mundial del Gas, Ámsterdam, 5 al 9 de junio de 2006. Vandeweijer et al, referencia 10. 12. Vandeweijer et al, referencia 10. 13. Para obtener más información sobre problemas de acumulación de incrustaciones, consulte: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–45.

Volumen 22, no.1

bién determinará si la compañía debería seguir aplicando el proceso de monitoreo una vez por año o cada dos años. Inspección de problemas La corrosión no cesa de corroer los metales hasta que no queda nada para consumir. Independientemente de los esfuerzos de los ingenieros para tratar de contenerla, es implacable y aprovecha cualquier oportunidad que se presente. El proceso de monitoreo de la corrosión provee seguridad en el éxito de los esfuerzos de mitigación o rastrea el avance de la corrosión cuando dichos esfuerzos no prosperan. La herramienta EM Pipe Scanner es la herramienta de inducción más nueva de Schlumberger para el monitoreo del estado de la tubería de revestimiento. Su combinación de mediciones permite la evaluación cuantitativa del espesor de la tubería en sartas de revestimiento individuales. Las capacidades de generación de imágenes 2D indican la extensión de la corrosión o de las picaduras de corrosión, y si se están produciendo en el interior o en el exterior de la tubería de revestimiento. En las sartas múltiples, la herramienta es cualitativa ya que las características EM de la tubería externa no pueden ser evaluadas en sitio. El agregado de la dimensión de tiempo a través de los levantamientos de repetición permite la determinación del avance de la corrosión. Esto proporciona a un operador la información necesaria para optar entre reemplazar y reparar los elementos tubulares, o seguir operando un pozo si su operación es segura. Si bien se están registrando avances en materia de metalurgia, revestimientos y diseños de equipos, los métodos básicos de control de la corrosión han permanecido invariables. La lucha para vencer la corrosión sigue desafiando en grado máximo a los ingenieros, y el monitoreo que utiliza equipos tales como el servicio EM Pipe Scanner constituye una herramienta importante del arsenal con que cuentan para evaluar la integridad de la infraestructura. —MAA

Radio interno nominal de la tubería de revestimiento 1.75

pulgadas

2.25

Diámetro interno de la tubería de revestimiento (EM) Prof., m

3.5

Rayos gamma 0

ºAPI

pulgadas

4.5

Radio interno promedio (calibrador) 3,000 1.75

pulgadas

2.25

1,625

1,750

1,875

2,000

2,125

2,250

2,375

2,500

> Indicación de incrustaciones en una tubería de 41/2 pulgadas. Por debajo de 2,033 m, la medición del radio interno con la herramienta calibradora PMIT (Carril 2, negro) concuerda con la medición del diámetro interno (ID) del servicio EM Pipe Scanner (azul). Por encima de ese punto, la medición EM sigue indicando el mismo ID, pero la herramienta calibradora indica un radio más pequeño. Según se interpreta, el gran incremento producido en la respuesta del registro de rayos gamma (Carril 1) resulta de una acumulación de incrustaciones Oilfield Review que contienen material radioactivo Spring 10natural.

PipeScanner Fig. 9 ORSPRG10-PPSCN Fig. 9

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