usit modo corrosion-ultimo

REGISTROS USIT CORROSIÓN

Introducción y Corrosión – Jennifer callan 1-15 Registros de Corrosión - Roberto Soto 16-27 Descripción de la Herramienta – Brenda Boza - José Timana 28-52 Interpretación de los Registros – Roberto Soto 53-68

Integrantes

Introducción

En la perforación, terminación y durante la vida productiva del pozo, el flujo de los hidrocarburos en la

mayoría de los casos vienen acompañados de ácido sulfhídrico

y/o bióxido de carbono (presentes en pequeñas o altas concentraciones).

De tal manera que la Ingeniería del pozo

respecto al diseño de las tuberías de revestimiento, producción y

conducción deben de ser capaces de resistir estas

condiciones severas de operación.

Introducción

El USIT Ultrasonic Imager Tool es una de las

herramientas de Imagen acústica de última

generación. La sonda gira 360 grados

dándonos una imagen acimutal . El análisis de

la onda ultrasónica reflejada nos

proporciona la información sobre la

impedancia del material que se encuentra

inmediatamente detrás del casing.

Como resultado obtenemos un mapa, indicador visual de la

calidad del cemento. Lo mismo obtenemos con el

registro de corrosión, donde se ven las

deformaciones y/o roturas de la camisa. Se debe

conocer los parámetros dentro del pozo:

densidad, velocidad de las ondas acústicas e impedancia acústica.

El objetivo de este trabajo es el

conocimiento de la aplicación de la

herramienta USI en el completamiento de pozos nuevos y

verificación del estado técnico de

pozos viejos.

Corrosión

La corrosión es un fenómeno espontáneo que se presenta prácticamente en todos los materiales procesados por el hombre.

Si bien existen varias definiciones, es común describir la corrosión como una oxidación acelerada y continua que desgasta, deteriora el material.

Incluso puede afectar la integridad física de los objetos o estructuras.

Corrosión 33%

Fatiga 18%

Daño mecánico

14%

Fractura frágil 9%

Defecto de fabricación

9%

Defecto de soldadura

7%

Otros 10%

Daños de la Corrosión en la Industria Petrolera

De todas las fallas que ocurren en las operaciones de la industria del gas y del petróleo la más importante es la corrosión con el 33% de los casos.

Los tipos de corrosión por su recurrencia:

Tioos de Corrosión0

5

10

15

20

25

30

CO2H2SSoldaduraPittingErosiónGalvánicaImpacto

Mecanismos de Corrosión

Electroquímico

Químico Mecánico

•Galvánico•Picaduras•Intergranular

•CO2

•H2S•Acido•Hidrogeno•Bacteria

•Estrés•Erosión

El ataque a la tubería por la presencia del ácido sulfhídrico disuelto, es conocida como corrosión amarga. La reacción química es la siguiente:

Fe + H2S FeS + 2H+

El sulfuro de fierro que se produce de la reacción química, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.

Corrosión por H2SReacción química

H2O

El bióxido de carbono está en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentración del CO2 en el agua

está determinada por la presión parcial del gas en contacto con el agua de formación. La reacción química por presencia del CO2

es:

CO2 + H2O H2CO3 (ácido carbónico)

H2CO3 + Fe FeCO3 (carbonato de hierro) + H2

Corrosión por CO2

Reacción química

La corrosión por efecto del bióxido de carbono ocurre cuando se presenta el mojamiento del acero con el agua de formación. Si el porcentaje de agua se incrementa, la posibilidad de corrosión se incrementara, por lo que la composición química del agua representa un papel importante en este efecto corrosivo.

Cuando en el flujo de hidrocarburos del pozo se presenta la

combinación de los compuestos del H2S y CO2, hacen que el

efecto sea más corrosivo sobre el acero.

Corrosión por CO2

Fenómeno

Esfuerzo de cedencia o dureza de la tubería. Limpieza del acero (inclusiones y segregación

central). Intensidad de esfuerzos aplicados (Tensión). Concentración del ácido sulfhídrico y del bióxido de

carbono. pH de la solución. (fluidos utilizados ó agua de la

formación). Temperatura.

Presiones parciales del H2S y CO2.

Factores que influyen en la corrosión

Problemas en el casing La integridad del casing y la tubería son esenciales para los

largos éxitos de la inversión en el pozo. El entendimiento de las capacidades y limitaciones de varios

casing and tuberías mediante la inspección de herramientas de registros permiten al operador diseñar un programa para determinar el estado de las tuberías en el fondo del pozo.

Causas de los problemas en el casing y en el tubing:• Mecánicos• Corrosión

Mecánicos Evaluación de Colapso Localizar roturas(Split) Localizar tuberías separadas Localizar Mandriles, Coples y otros. Localización de perforados Localización del asiento del Paker.Corrosión Determinar condición de casing debido a la

corrosión. Monitoreo de corrosión. Determinar efectividad de inhibición de corrosión.

Analisis de problemas de Casing

REGISTROS DE CORROSION A fin de estimar el tiempo de vida esperado para los

forros de un pozo, y poder evaluar trabajos de reparación, programas de protección o reparaciones especiales, es necesario obtener información acerca de la localización, estado, rate y mecanismos de corrosión. Para ello es necesario el empleo de registros de corrosión cuyo amplia variedad las divide en:

Registros mecánicos. Registros electromagnéticos. Registros sónicos. Registros ultrasónicos.

Fuga del flujo magnético Resolución del caliper Electromagnéticos (Eddy current) UltrasónicoOtros métodos secundarios: Video pruebas hidrostáticas( Hydrotest) Noise/temperature Radioactivo

Inspección del casing

Medida de la perdida de flujo magnetico

Registro magnetico

REGISTROS MECÁNICOS (MULTIFINGER CALIPER)

Los calibradores para la inspección de tuberías de revestimiento y de producción determinan con precisión el diámetro interno y condición de las mismas. Para lograr esta información, el calibrador está equipado con brazos múltiples, debidamente centralizados.

Las herramientas están equipadas con 30,40 ó 60 brazos, cada brazo puede mover el activador de diámetro máximo o mínimo.

Todos los brazos están cerrados al correr la herramienta dentro del pozo. Al llegar al intervalo de interés, se abren los brazos mediante un motor. Esta operación de cerrar y abrir, se puede realizar cuantas veces sea necesaria a través de controles en superficie, lo que permite efectuar varias corridas para detectar fallas que son más pequeñas que la separación entre los extremos de los brazos.

Registros electromagnéticos

PRINCIPIO DE OPERACION

Las ondas electromagnéticas desde la bobina transmisora inducen corrientes de eddi en toda la pared del revestimiento. Por el cual determinan el espesor del casing usando curvas de interpretación.

El servicio de 360° de HRVRT muestra con precision el mapa de la ubicación, el tamaño y la forma de un defecto del casing ya sea interna o externa.

High-Resolution Vertilog Service

Micro Vertilog vs HR Vertilog

Video

Diseño del Pozo: Las profundidades de entubamiento promedias de

los pozos es en la parte superficial con tuberíaconductora de 20” hasta 50 m., casing de superficie de 13 3/8” hasta 500 m. y casing intermedio de 9 5/8” hasta 2500 m., siendo este tramo el que ha presentado mayores daños por corrosión. La completación de los pozos se efectua con laina de producción de 7” y en algunos casos con casing de 7” hasta superficie

Factores que inciden en el daño al Casing de 9 5/8”

Geometría del Pozo

Metalurgia del casing: La resistencia del casing a la corrosión dependen del tipo de microestructura conseguido por el tratamiento térmico y composición química del acero. En algunos casos la corrosión del casing intermedio puede haberse motivado por el empleo de casing que no cumplió con estos requisitos.

Fricción por viaje y rotación de tuberia. Trabajos de pesca y molienda. Punto de burbuja por sistema de producción: Las

fallas por corrosión se producen a partir del punto de burbuja a superficie, en este punto el CO2 se separa del crudo y empieza a disolverse en el agua salada generándose ácido carbónico que corroe el metal.El bajo nivel de sumergencia de las bombas electrosumergibles ocasiona liberación de CO2. Porejemplo, la presión de burbuja de los crudos producidos en el Yacimiento Corrientes del Mienbro Cetico es 760psi y Miembro Pona de 460psi.

Colapso por bajo nivel de fluido: El bajo aporte de fluido de las arenas productivas ocasiona el empleo de bombas electrosumergibles de bajo rate de extracción con bajo nivel de sumergencia, las que tienen que ser instaladas a profundidades hasta de 2100 m. Esta es condición para ocasionar colapso en el casing de 9 5/8” por presión diferencial debida a la presión hidrostática de la formación, situación que se agrava cuando no se tiene una buena cementación del casing.

Presencia de fluidos corrosivos.

Inadecuada cementación.

Principios de la Herramienta

USITUltraSonic Imager Tool

Impedancia AcústicaLa impedancia acústica (Z) es una propiedad de estado intensiva. Es la resistencia que opone un medio a que las ondas se propagan sobre este, es decir, es una forma de disipación de energía de las ondas que se desplazan en un medio. La impedancia característica de un material puede calcularse como el producto entre la densidad (ρ) y la velocidad del sonido (c) en el material.

Z = ρ * V

Unidad: MRayls (kg/m2s).

Un transductor es un dispositivo capaz de transformar o convertir un determinado tipo de energía de entrada, en otra de diferente a la salida.

Es decir: Transducción =

Transformación de energía

En este caso se tiene un transductor electroacústico que convierte la energía eléctrica en energía acústica.

Transductor

USITEl USIT es una herramienta ultrasónica que utiliza un transductor para emitir pulsos de alta frecuencia (200 @ 700kHz), y mide la energía de las ondas reflejadas en el casing.

El transductor va colocado sobre un UltraSonic Rotating Sub (USRS) en el fondo de la herramienta que nos permite escanear los 360° de circunferencia del casing, girando de 7 a 10 rps, y funciona como transmisor y receptor a la vez. Los transductores se eligen de acuerdo al espesor de la tubería, ID de la tubería y densidad de lodo

La energía de las ondas ultrasónicas reflejadas dependen de la impedancia del casing y de los materiales adyacentes.Se tienen 2 casos: En caso las impedancias sean parecidas la energía pasará al siguiente medio y habrá poco reflejo. Por el contrario si las impedancias son muy disímiles en valor la energía se reflejará casi en su totalidad.

Una vez que la onda llegue a la pared del casing parte de la energía es reflejada y parte entra al acero originando una resonancia dentro de él. La amplitud de cada reverberación va decayendo de acuerdo a la diferencia de impedancias entre el casing y el material exterior. A mayor contraste de impedancias entre el casing y el material exterior habrá mayor energía para cada reflexión.

La primera reflexión del casing es independiente del medio detrás del casing y se usa para medir la excentricidad, ovalidad y diámetro interno.

Además la frecuencia de resonancia del casing nos indica el espesor de la tubería

en la zona de inspección. Para un

determinado espesor se tiene una frecuencia de resonancia.

Como podemos observar, las propiedades del medio son muy importantes para la correcta interpretación del registro, por ello, se realiza además una Medida de las Propiedades del Fluido del pozo (FPM).

Se busca determinar la velocidad de la señal en el fluido del pozo (FVEL), de acuerdo al tipo de fluido:

• Salmuera: 160 – 184 msec/ft

•WBM: 184 – 218 msec/ft•OBM: 218 – 254 msec/ft

La impedancia acústica (Zmud), dentro de los valores teóricos y con poca dispersión.

El USIT puede entonces distinguir entre sólido, líquido y gas utilizando valores umbrales de impedancia acústica.

Zsólido > Zlíquido > Zgas

FPM / Measurement Position

FPM POSITION LOGGING POSITION

Registro USIT modo Corrosión y Cemento ventanas

Evaluación de cementación (solo USIT)

Detección, evaluación y monitoreo del grado de corrosión

Detección de daños mecanicos, internos y externos en tubería

simple

Análisis de espesor de casing para cálculos de presiones

remanentes

Identificación de intervalos cañoneados

Identificación de agujeros

Identificación de cambios de peso en los tubulares

Identificación de centralizadores

Ovalización y deformación del casing

Aplicaciones

PROCESO DE LA INFORMACIÓN DEL USIT

1. Ultrasonic Rugosity Measurement

2. Ultrasonic Radius Measurement

3. Ultrasonic Thickness Measurement

4. Ultrasonic Decay Rates

Processing flags

USIT Corrosión - Interpretación 1.-. Se empieza revisando los controles de calidad del registro, revisados

en las láminas previas.

2.- Identificar patrones en la imagen y en las lecturas individuales: Ovalización, Desgaste, Cambios de diámetros, Perforaciones y Colapso.

3.- Cálculo de ovalización y desgaste

* Ovalización OV (%) = ((Radio interno max./Radio interno min.)-1) * 100 * Desgaste (%) = (Espesor prom. - Espesor min.)/Espesor prom.*100

4.- Cálculo de las presiones de colapso y estallido remanentes

* Presión de Colapso = Presión de Colapso Nominal * ( 1 - Desgaste %)

* Presión de Estallido = Presión de Estallido Nominal * ( 1 - Desgaste %) 

1. Debemos tener un control adecuado de la calidad del registro

Radio Interno………………………… Espesor……………………................

2. Identificar los patrones de imagen en las lecturas:

Cambios de espesor………………….Cambio de peso……………………… Desgaste interno……………………...Ovalización…………………………….PerforacionesColapsos

Interpretaciones

Ejemplo

Ejemplo

Ejemplo

Ejemplo

Ejemplo

Cálculo

Ejemplo

Revestimiento en buen estado

7” 26 lbs/pie soldado, D Interno nom = 6.276”, Espesor mon = 0.362”

Revestimientos en buen estado7” 29 lbs/pie sin costura, D Interno nom = 6.184”, Espesor nom = 0.408”

Revestimientos con desgaste por corrosión externaMientras que las ventanas de radios internos muestran datos cerca de valores nominales, las ventanas de espesores muestran desgaste

Revestimientos con desgaste interno9-5/8” 53.5 lbs/pie sin costura, Espesor Promedio= 0.55”, Espesor Mín = 0.4”, Desgaste 27%

Revestimientos con Deformación Corrosión Interna.

9-5/8” 47 lbs/pie sin costura, D Interno nom. = 8.681”, Espesor nom = 0.472”

A partir del registro ¿Qué infiere Ud?

Rpta: Revestimiento Ovalado y con cambio de diámetro (cambio de peso)

9-5/9” 40 lbs/pie sin costura, D Interno nom = 8.835”, Espesor mon = 0.395”

Rpta: Cambio de Revestimientos 13-3/8” a 9-5/8”

A partir del registro ¿Qué infiere Ud?9-5/8” 47 lbs/pie sin costura, D Interno nom = 8.681”, Espesor nom = 0.472”

POZO 139D CORRIENTES

Todo el año 1998 el pozo 139D estuvo produciendo con 98.7% de corte de agua de la formación Vivian debido a la erosión del empaque hidráulico que aislaba dicha formación. Se tomo un registro TMD para evaluar saturaciones en el reservorio Cetico.

De acuerdo a interpretación del registro se decide aperturar el reservorio Cetico 2 y aislar el reservorio Cetico 4 Se decide tomar el registro ultrasónico CAST en esta parte del pozo, mostrando como resultado que el casing de producción de 7” estaba completamente deteriorado, lo que ocasionaba que el reservorio Cetico 4 que mostraba alta saturación de agua no pueda ser aislado mediante métodos convencionales de reparación.

Se muestra a continuación el resultado del registro ultrasónico tomado en esta parte del pozo:

Aplicación real de un registro Ultrasónico

Zona deteriorada en casing de 7’’

La solución planteada contempló efectuar un tapón balanceado de cemento en todo el reservorio Cetico, para posteriormente perforar la parte superior y dejar mediante rebaleo la parte superior de Cetico 2.Esta solución fue ejecutada de acuerdo a la interpretación del registro que permitió una muy buena interpretación del estado real del casing.El resultado productivo del pozo fue de 1050 BOPD x 250 BWPD lo que mostró que la solución planteada fue la mejor y más eficiente. Se muestra la curva de comportamiento productivo:

POZO 16XCD CORRIENTESREGISTRO ULTRASONICO

En enero de 1997 este pozo estuvo produciendo 104 BOPD x 1716 BWPD x ESP con valores de índice de productividad de 10 bbl/psi y valores de salinidad de 35,000 ppm de cloruros. Estos valores eran anormales para la condición del pozo lo que mostraba claramente que se tenían problemas de daño en el revestimiento de producción.

Se tomó un registro de corrosión ultrasónico USIT, indicando claramente diversas zonas deterioradas en el revestimiento. También se tomó este registro en modo cemento, corroborando la información que eltope de cemento estaba ubicado a 6500’. Se efectuaron diversos trabajos de corte químico y se recuperaron 151 tubos de casing de 5 ½” (profundidad aproximada de 6350’).

Se detectó dentro de los 151 casing recuperados, 2 tubos con hueco, los números 68 (2834’) y el 74 (3059’). En primera instancia se muestra el hueco detectado en el tubo 68 con el correspondiente registro a la misma profundidad.

Tal como se aprecia en el tubo el fenómeno de corrosión presentado en el casing es de origen externo e interno. De acuerdo a la comparación con el casing anterior se concluye que el efecto interno es debido principalmente a efectos del gas carbónico y la corrosión externa por presencia de microorganismos. Esto debido a haber dejado el anular sin cemento. Se bajó casing de 7”, conectando al corte efectuado en casing de 5 ½”, poniendo el pozo en producción. El resultado productivo después de estos trabajos justificaron plenamente el trabajo ejecutado.

CASING PATCH - POZO 16XCDLa técnica de Casing Patch se aplica en pozos donde el casing en mal estado no está cementado, consiste en retirar el casing en mal estado, y reemplazarlo con casing nuevo. La unión entre el casing del pozo y el casing instalado es por medio del casing patch lead seal, el espació anular puede ser cementado a superficie. Cuando se aplica ésta técnica se debe instalar en el cabezal de pozo un carretel colgador para el casing instalado. Esta reparación no limita la profundidad de instalación de la bombas electrosumergibles.

Reparación

FIN

Reporte de corrosión

GRACIAS

Imagen de Radios Interno

Imagen de espesor

Cambio de espesor

Cambio de Peso

Desgaste Interno

Ovalización

Cálculos9-5/8” 53.5 lbs/pie sin costura, Espesor promedio = 0.41, Espesor Mínimo = 0.38

R Interno mím = 3.9”, R Interno máx = 4.7”.

100*(%)

PromedioEspesor

MínimoEspesorPromedioEspesorDesgaste 100*1

int.int

(%)

MínRadioMaxRadio

OvnOvalizació

Rpta : Desgaste = 7 %, Ovalidad = 20 %