Table 1. Severity of the environment according to the partial pressure of the CO2
DESARROLLO E IMPLEMENTACIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD EN POZOS CON CALENTAMIENTO ELÉCTRICO
DEVELOPMENT AND IMPLEMENTATION OF A METHODOLOGY FOR INTEGRITY EVALUATION IN WELLS WITH ELECTRIC HEATING
JULIO
PÉREZ
Centro de Investigación del Gas
y del Petróleo. Universidad Industrial de Santander, UIS. Bucaramanga, jperez@uis.edu.co
MANUEL CABARCAS
Centro de Investigación del Gas
y del Petróleo. Universidad Industrial de Santander, UIS. Bucaramanga
LINA VELILLA
Centro de Investigación del Gas
y del Petróleo. Universidad Industrial de Santander, UIS. Bucaramanga
IVAN URIBE
Grupo de Investigación
en Corrosión. Universidad Industrial de Santander, UIS. Bucaramanga
CUSTODIO VASQUEZ
Grupo de Investigación en Corrosión.
Universidad Industrial de Santander, UIS. Bucaramanga
Recibido para revisar Octubre 03 de 2006, aceptado Abril 24 de 2007, versión final Octubre 05 de 2007
RESUMEN: La integridad de los equipos en la Industria Petrolera, es de gran importancia por razones de seguridad, cumplimiento con regulaciones ambientales, reducción de costos de mantenimiento y prevención de paros inesperados de producción. El objetivo de este artículo es establecer una metodología para evaluar la integridad de pozos que utilicen el Calentamiento Eléctrico como método de recobro mejorado, de tal manera que se pueda definir si los pozos en estudio se encuentran en condiciones mecánico - metalúrgica adecuadas para implementar dicho método. La metodología propuesta se divide en tres etapas como son: planeación, criterios de evaluación y análisis de resultados. La planeación está dirigida hacia la elaboración de un plan de trabajo que será realizado en el sistema con el propósito de recolectar información histórica de inspección, mantenimiento y cálculos de velocidad de corrosión; para evaluar las condiciones actuales se utiliza una matriz de evaluación que determina la aplicabilidad del método de calentamiento eléctrico en los pozos en función de los parámetros que definen el ambiente del sistema y del material del revestimiento; luego de analizar los resultados el ingeniero de corrosión da su juicio determinando si el pozo es apto para la aplicación del método de recobro. Finalmente el artículo muestra dos ejemplos de aplicación de la metodología a pozos del campo La Hocha de la empresa (HOCOL S.A.) que se encuentran ubicados en Huila – Colombia. El mayor aporte de este artículo a la industria petrolera, es el desarrollo de una metodología que permita evaluar en forma conjunta diferentes parámetros estructurales y de operación para dar un diagnóstico del pozo antes de diseñar e implementar el calentamiento eléctrico como método de recobro, evitando de esta forma pérdidas económicas.
PALABRAS CLAVE: integridad, metodología, corrosión, calentamiento eléctrico resistivo,
ABSTRACT: The integrity of actives in the petroleum industry is highly important for safety reasons, compliance of environmental regulations, reduction of maintenance cost and prevention of unexpected production shut-down.
The objective of this article is to establish a methodology to evaluate the integrity of wells that use electric heating as enhanced oil recovery method, in such a way that can be established if the wells in study are under appropriate mechanic - metallurgic conditions to implement this method. The proposed methodology can be divided in the following stages: planning, evaluation approaches and analysis of results. The planning is directed toward the elaboration of a working plan that will be carried out in the system with the purpose of gathering historical information of inspection, maintenance and rate of corrosion calculations; to evaluate the current conditions an evaluation womb is used in order that determines the applicability of the method of electric heating in the wells in function of the parameters that define the ambient of the system and the coating material. After analyzing the results it is determined if the well is capable for the application of the recovery method. Finally the article shows two examples of application of the methodology to the wells of the HOCOL`s Hocha field from Huila - Colombia. The major contribution of this article is the development of a methodology that allows to evaluate different structural and operation parameters to give a diagnosis of the well before designing and implementing the electric heating as recovery method, avoiding this way economic losses.
KEY WORDS: integrity, methodology, corrosion, electric heating.
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad, se estima que el 64% de las reservas mundiales corresponden a crudos extra pesados y el 36% a crudos convencionales. Ante la posibilidad, cada vez menor, de encontrar yacimientos de crudos livianos, las reservas de crudo pesado se han convertido en recursos estratégicos. Por ello, la tarea de los responsables de asegurar el abastecimiento energético de los países se ha concentrado en estudiar las bases de recursos existentes y es ahí donde se percatan de la importancia de desarrollar los crudos pesados [1]. Pero no se debe olvidar, el problema de flujo en el yacimiento de los crudos pesados debido a su alta viscosidad, para lo cual, tradicionalmente, se han planteado y aplicado dos soluciones: la primera tiene que ver con métodos químicos donde se mezcla el crudo con un diluyente, ya sea con un crudo más liviano o con un derivado y la segunda solución considera técnicas de recobro donde se emplea el calor para mejorar la movilidad del crudo, entre ellas figuran la estimulación cíclica y continua de vapor, combustión “in situ” y otra alternativa es el Calentamiento Eléctrico (CE).
La empresa HOCOL S.A., que opera el campo de crudo pesado La Hocha en Huila – Colombia ha propuesto dentro de su plan de desarrollo tecnológico evaluar el calentamiento eléctrico en fondo de pozo para el aumento del factor de recobro. En este método se hace pasar corriente eléctrica a través del yacimiento, y a medida que la corriente fluye, la energía eléctrica asociada a ésta es convertida en calor, produciéndose un aumento en la temperatura promedio en la formación alrededor del pozo. Como en estas condiciones la corrosión es acelerada y la integridad mecánica de los equipos de producción de los pozos se ve comprometida, es necesario hacer un estudio de integridad para garantizar la seguridad de todas las actividades a lo largo de todo el servicio de producción.
La integridad de equipos en la industria petrolera es de gran importancia por razones de seguridad, cumplimiento con regulaciones ambientales, reducción de costos de mantenimiento y prevención de paros inesperados de producción. Actualmente, no existe una metodología para la evaluación de integridad en pozos de producción sometidos a calentamiento eléctrico. Lo que normalmente se usa son programas de Inspección Basada en Riesgos (RBI) según la norma API RP-581 que describe los mecanismos de degradación, define la probabilidad y consecuencia de falla, desarrolla estrategias para mitigar el riesgo “inaceptable” y finalmente se designa un riesgo mitigado[2]. El propósito de un programa de inspección es definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas.
El objetivo de este artículo es establecer una metodología para evaluar la integridad de pozos que utilicen el Calentamiento Eléctrico como método de recobro mejorado, de tal manera que se pueda definir si los pozos en estudio se encuentran en condiciones mecánico-metalúrgicas adecuadas para implementar dicho método.
2. MECANÍSMOS DE DAÑOS COMÚNES EN POZOS DE PETRÓLEO
Es de vital importancia el conocimiento de los mecanismos de daños más comunes en los pozos de petróleo para poder predecir o estimar los defectos y fallas catastróficas que pueden ocurrir en este tipo de sistemas. La corrosión es un problema costoso en la industria del petróleo, lo cual requiere unas consideraciones especiales en el diseño de los equipos de producción. En los pozos de petróleo existen dos tipos de ambientes desde el punto de vista de la corrosión[3]:
Tabla 1. Severidad
del ambiente según la presión parcial del CO2
Table 1. Severity of the environment
according to the partial pressure of the CO2
Al igual que la presencia de CO2 y H2S determina el tipo de ambiente del pozo, el oxigeno y las bacterias sulfato reductoras, contribuyen al incremento de la velocidad de corrosión. Otros factores que afectan la velocidad de corrosión son:
Existen varios tipos de corrosión en pozos de petróleo [3,7]: La corrosión electroquímica y galvánica, agrietamiento bajo esfuerzo inducido por azufre (SSC) y la fragilización por hidrogeno. Estos problemas se presentan en recobro mejorado por la presencia de fluidos corrosivos, elevadas temperaturas y altos esfuerzos. La falla por fragilización y la corrosión por pérdida de material son los dos principales problemas de la corrosión; la primera, suele ser más grave porque ocurre sin aviso y es asociada con altas presiones, altos esfuerzos, y ambientes ácidos; y la última, sin embargo, puede ser monitoreada con cupones y registros de inspección; además suele ser controlada con inhibidores y el material corroído puede reemplazarse durante un servicio planificado, lo cual suele ser menos costoso que una parada de emergencia.
La mayoría de los procesos de recobro mejorado son candidatos para generar H2S, por introducción de bacterias sulfato reductoras, calor o como producto de una reacción química “In situ”. Por esta razón, los ingenieros de producción deben diseñar completamientos con los que se intente eliminar la fragilización.
3. DESCRIPCIÓN DE METODOLOGÍA
Para que la evaluación de la integridad cumpla con los objetivos proyectados, se deben explorar las posibilidades de actuación de todos los mecanismos de daños potencialmente activos en las condiciones particulares de operación de los pozos. Para tal fin, el procedimiento debe seguir una metodología de trabajo que puede ser resumida en las siguientes etapas: (1) planeación; (2) criterios de evaluación y (3) análisis de resultados.
3.1 Planeación
Consiste en elaborar un programa de inspección
que sirva de orientación a los trabajos que se vayan a llevar a cabo en los
pozos. La planeación se inicia con la adquisición de informaciones, teniendo
como fuente los diseños y especificaciones de fabricación y montaje, diseño
de equipos, los registros de operación, los informes de inspección y las memorias
de las intervenciones de mantenimiento. El análisis de las informaciones en
la etapa de planeación comprende las siguientes acciones: definición de los
límites físicos, modelamiento de los daños esperados y plan de inspección [8].
3.1.1 Definición
de límites físicos
En esta etapa se trata de establecer cuáles de
los equipos de un sistema, o cuáles de las partes integrantes de un equipo
deben ser sometidas a la evaluación de integridad. La definición de los límites
depende los objetivos trazados inicialmente en el proyecto.
3.1.2
Modelamiento de los daños esperados
Con base en el análisis de la información adquirida
en esta etapa de planeación se definen: los mecanismos de acumulación de daños
relevantes, las áreas del equipo o del sistema en que tales mecanismos son
potencialmente más activos y la forma de daño que de ellos se espera. Para
el desarrollo de esta etapa son recomendables las siguientes herramientas:
(a) Históricos de inspección y mantenimiento y (b) Cálculo de la Velocidad
de Corrosión. La integración de esta información permitirá
estimar los daños esperados teniendo en cuenta las condiciones a las que será
sometido el sistema.
(a) Históricos de Inspección y Mantenimiento: Los históricos de inspección y mantenimiento constituyen una herramienta útil para la evaluación de integridad de un componente. Es recomendable que los históricos presenten un análisis de la historia de los eventos de los pozos del campo, además se deben mostrar los mecanismos potenciales de daño presentes y un comentario acerca del estado del pozo con respecto a las fallas más frecuentes. El objetivo de los históricos es detectar las áreas de acumulación de daños más comunes del sistema para así poder dirigir el plan de inspección a dichas áreas.
(b) Cálculo de Velocidad de Corrosión: La velocidad de corrosión tiene que ver con el deterioro de un material con el paso del tiempo, por esta razón es importante calcular este valor para cada uno de los pozos del campo, dado que es un parámetro que resulta muy útil para calcular la vida remanente del equipo o sistema de estudio. Esta metodología utiliza el modelo computacional que predice la velocidad de corrosión de aceros al carbono en ambientes de la industria del petróleo, el cual fue elaborado y publicado por la CLI – Intercorr Internacional [9].
Según Kopliku y Bazzoni[10] la velocidad de corrosión puede ser clasificada de acuerdo a la siguiente categorización cualitativa, la cual puede ser usada para evaluar los resultados:
3.1.3 Plan de inspección
Un plan de inspección detallado debe ser preparado como resultado final de la etapa de planeación, el cual debe ser orientado para la detección de los daños acumulados en servicios. Un requisito para la preparación del plan de inspección es la jerarquización de las áreas de acumulación de daños, la verificación del dimensionamiento del equipo, así como otros procedimientos simples de cálculo pueden ser empleados para la jerarquización. La experiencia demuestra que los daños se limitan casi siempre a la funcionalidad de un equipo y se hallan localizados en pequeñas áreas. El plan de inspección debe ser diseñado para maximizar la probabilidad de encontrarlos. Los métodos de inspección a ser aplicados a cada área deben ser escogidos teniendo en cuenta el daño que se espera encontrar y sus características físicas específicas, tales como posición relativa, tamaño, forma, etc. Las herramientas usadas en el plan de inspección son los ensayos no destructivos (END) usuales.
El registro de la información generada por la inspección y ensayos debe ser cuidadosamente ordenado en el plan de inspección. Tales registros deben contener todos los elementos necesarios para repetir la aplicación del ensayo en la misma área y con el mismo procedimiento, de tal modo que se puedan establecer tareas de acumulación de daños a través del tiempo. Es necesario registrar no solamente los daños encontrados sino también los ensayos negativos, tal información es fundamental para la planeación de futuras evaluaciones de integridad que tengan que ser aplicadas al mismo equipo.
3.2 Criterios
de Evaluación
En esta etapa se hace una evaluación del estado
actual de los pozos del campo teniendo en cuenta las características que debe
cumplir un pozo que será sometido a un método de recobro térmico de calentamiento
eléctrico resistivo en fondo de pozo. Esta evaluación se hace a través de
una matriz (tabla 2), que define la aplicabilidad del método de calentamiento
eléctrico en los pozos en función de los parámetros que definen el ambiente
del sistema y del material del revestimiento.
La matriz de evaluación debe cumplir necesariamente con el siguiente procedimiento lógico, el cual fue propuesto por González [11]:
La ponderación para cada uno de estos parámetros es asignada de acuerdo a la influencia de cada uno en el proceso de calentamiento eléctrico resistivo. Para cada parámetro se tiene una escala que va de menor a mayor a medida que las condiciones son más cercanas o similares a las que se recomiendan para la aplicabilidad del método; de modo que la mayor calificación será la del pozo que tenga las propiedades más cercanas a las recomendadas para la aplicación del calentamiento eléctrico resistivo.
Tabla 2. Matriz
de evaluación
de pozos que serán sometidos a calentamiento eléctrico.
Table 2. Matrix of evaluation
of wells that they will be subdued to electric heating.
Los parámetros que se tendrán en cuenta en la evaluación son los siguientes:
De acuerdo al puntaje total de los grados se define si el pozo es adecuado o no para implementar el método de recobro de calentamiento eléctrico resistivo. Se ha determinado que el puntaje límite es 750 puntos sobre 1000, es decir que los pozos que obtengan un puntaje inferior a 750 no son adecuados para calentamiento eléctrico resistivo desde el punto de vista del ambiente corrosivo, mientras que los que obtengan más de 750 puntos si son recomendados para implementar este método de recobro. Se escogió este puntaje teniendo en cuenta los diferentes escenarios que podrían presentarse con las variables de mayor ponderación como son la presión parcial del CO2 y H2S, el material del revestimiento y la temperatura; dado que son los que más influyen en el aumento de la velocidad de corrosión.
3.3 Análisis
de resultados
Esta etapa comprende la preparación de un informe
basado en el análisis de la interpretación y juzgamiento del conjunto de informaciones
obtenidas en las etapas de planeación y trabajo de campo, se deben reunir de
modo sistematizado todas las informaciones relevantes, presentar un análisis
interpretativo, establecer un periodo seguro para la operación del equipo o
sistema y proporcionar un plan de inspección a ser aplicado en una nueva evaluación
de integridad. Además, se pueden incluir las eventuales operaciones de mantenimiento
o alteraciones en los procedimientos que conduzcan a extender la vida útil.
4. EJEMPLOS DE LA METODOLOGÍA
La metodología de integridad mencionada anteriormente aplicada a los campos Tello 08 y La Hocha 02 de la empresa HOCOL S.A., se encuentra consignada en los siguientes ejemplos.
4.1 Ejemplo
1
En este ejemplo se aplicará la metodología de evaluación
al pozo La Hocha 09.
Planeación
Como se explicó anteriormente esta etapa
está
conformada por tres partes que se definen a continuación para el caso particular
de estudio.
Tabla 3. Velocidad
de corrosión
del pozo La Hocha 09 para cada temperatura.
Table 3. Velocity of corrosion
of the well La Hocha 09 for each temperature.
Se puede visualizar el efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión y como era de esperarse la temperatura incrementa este valor (figura 1).
Figura
1. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión del pozo La
Hocha 09
Figure 1. Effect of the temperature in the velocity of corrosion of
the well La Hocha 09
Según la clasificación hecha por Kopliku y Bazzoni (1994), el pozo La Hocha 09 se encuentra en la categoría de velocidad de corrosión moderada para temperaturas mayores de 450º F, así como se puede ver en al figura 1.
Tubería de producción
Tubería de revestimiento
4.1.2 Criterios
de Evaluación
En esta etapa se analizan los datos
de las condiciones actuales del pozo La Hocha 09 que se encuentran en la tabla
4, los cuales son introducidos en la matriz de evaluación del método de calentamiento eléctrico
que se muestra en la tabla 5.
Tabla 4. Datos del pozo La Hocha
09
Table 4. Data of the well la
Hocha 09.
Tabla
5. Matriz de evaluación del método de calentamiento eléctrico
aplicada al pozo La Hocha 09.
Table 5. Matrix of evaluation of the method of electric heating applied
to the well La Hocha 09.
Como se puede apreciar en la tabla 5, el pozo La Hocha 09 no aplica para implementar el método de recobro de Calentamiento Eléctrico Resistivo desde el punto de vista de la integridad estructural del pozo y de la corrosión del mismo, pues se obtuvo un puntaje de 725/1000 que está por debajo del estipulado en la evaluación; esto se debe a que el material del “casing” (tubería de revestimiento) no es el recomendado para este tipo de ambiente y el porcentaje de cloruros es alto, lo que puede generar picaduras.
4.1.3
Análisis de resultados
De la velocidad de corrosión se tiene que la temperatura
actual 116º F (46º C) la velocidad de corrosión está en 0.38mpy y a la máxima
temperatura que alcanzaría con Calentamiento Eléctrico 572º F (300º
C) se presenta un aumento en la velocidad de corrosión bastante importante
de 9.00mpy el cual es un valor que representa deterioro seguro del sistema. Y
de la matriz de evaluación se tiene que las condiciones actuales del pozo La
Hocha 09 no son las adecuadas para implementar el método de Calentamiento Eléctrico
Resistivo porque los parámetros de ambiente y material de casing no se encuentran
dentro del rango de valores aceptable.
Ejemplo
2
En el presente ejemplo se analizará el pozo La
Hocha 02 para implementar la metodología de evaluación.
4.2.1 Planeación.
Tabla 6.Velocidad
de corrosión
del pozo la Hocha 02
Table 6. Velocity of corrosion
of the well La Hocha 02
Figura 2. Efecto
de la temperatura en la velocidad de corrosión del pozo la Hocha 02.
Figure 2. Effect of the temperature
in the velocity of corrosion of the well La Hocha 02.
Según la clasificación hecha por Kopliku y Bazzoni [10] las velocidades de corrosión para el pozo La Hocha 02 se encuentran dentro de la categoría de baja y muy baja para temperaturas por debajo de 572º F.
4.2.2 Criterios
de Evaluación
Los datos de las condiciones actuales del pozo
La Hocha 02 se encuentran en la tabla 7, los cuales son introducidos en la
matriz de evaluación del método de Calentamiento Eléctrico Resistivo para determinar
si se encuentra en buenas condiciones mecánico-metalúrgicas para soportar el
ambiente al que será sometido el sistema.
Tabla 7. Datos del pozo La Hocha
02
Tabla 7. Data of the well La
hocha 02
En la tabla 8 se muestra que el pozo La Hocha 02 aplica para implementar el método de recobro de Calentamiento Eléctrico Resistivo debido a que el puntaje obtenido para este pozo se encuentra por encima del aceptable.
Tabla
8. Matriz de evaluación del método de calentamiento eléctrico
aplicada al pozo La Hocha 02.
Table 8. Matrix of evaluation of the method of electric heating applied
to the well La Hocha 02.
4.2.3 Análisis
de resultados
De la velocidad de corrosión se tiene que a la
temperatura actual 116º F (46º C) la velocidad de corrosión está en 0.26mpy
y a la máxima temperatura que alcanzaría con Calentamiento Eléctrico 572º F
(300º C) se obtiene un valor de 9.00mpy.
Este valor es aceptable, lo cual es positivo desde el punto de vista de la
integridad. Y de la matriz de evaluación se tiene que las condiciones actuales
del pozo La Hocha 02 son las adecuadas para implementar el método de Calentamiento
Eléctrico Resistivo porque los parámetros como el ambiente y material de casing
se encuentran dentro del rango de valores aceptables.
5. CONCLUSIONES
6. AGRADECIMIENTOS
Los autores desean expresar su sincero agradecimiento al Instituto Colombiano para el desarrollo de la Ciencia y Tecnología Francisco José de Caldas, COLCIENCIAS, por su valioso apoyo en la financiación del proyecto, a la Universidad Industrial de Santander-Centro de Investigación del Gas y del Petróleo (CIGP) y a HOCOL por su apoyo técnico-económico.
7. REFERENCIAS
[1] TREVIÑO M., “Venezuela y Canadá son el boom con sus crudos y bitúmenes”, Carta Petrolera, Edición
114, 2006.
[2] RUSS P.R, “Equipment Strategy Development for Down-hole Tubulars”,
SPE 77803, 2003.
[3] DUNCAN G., “Enhanced Recovery Engineering Including Design, Completion and Production Practices. Corrosion”,
World Oil, 1997.
[4] NACE MR 0175-88, Standard Materials Requeriments, “Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment”.
[5] ESAKLUL K.A, “Innovative Approaches to Downhole Corrosion Control”,
SPE 25584, 1993.
[6] SRIDHAR S., RUSSELL D, “Prediction of Corrosivity of CO2/H2s Production Environments”, Corrosion/96, Paper Nº 11,
1996.
[7] TUTTLE R.N, “Corrosion in Oil and Gas Production”, SPE Reprint Series Nº.46
Corrosion, 1997.
[8] URIBE I, Estrategia para la evaluación de integridad de equipos estáticos. Primer seminario colombiano sobre evaluación de integridad y análisis
de falla. Bucaramanga - Colombia , 1991.
[9] VAMSHI R., JANGAMA, “A computer model for prediction of corrosion of carbon steels”, Corrosion/97, paper N° 318,
1997.
[10] KOPLIKU A, BAZZONI B., “Expert System for Corrosion Evaluation and Material Selection in Oil and Gas Weell”,
SPE 27553, 1994.
[11] GONZALEZ L, Principios sobre la formulación y evaluación de proyectos económicos, Ediciones UIS. Bucaramanga –Colombia,
1996.