monitoreo y manejo de la integridad de la tubería...

50 Oilfield Review

Monitoreo y manejo de la integridad de la tubería flexible

La tubería flexible es sometida a desgaste y fatiga en cada viaje de entrada y salida

de un pozo. Un nuevo sistema de escaneo en la localización del pozo ayuda a los

operadores a minimizar las fallas prematuras de la tubería a través del monitoreo

continuo de sus anomalías a medida que se desarrollan.

Rich ChristieZhanke LiuSugar Land, Texas, EUA

Roderic StanleyCoiled Tube Resource ManagementHouston, Texas

Michelle TorregrossaHouston, Texas

Andrew ZhengKaty, Texas

Liam ZsoltPrudhoe Bay, Alaska, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015).Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Greg Bowen, Houston.CoilScan, CoilScan RT y CoilScan AP son marcas de Schlumberger.

Los avances registrados en las tecnologías de per-foración y estimulación de pozos están revelando nuevas extensiones productivas (plays) para el desarrollo de recursos no convencionales. El éxito de estas extensiones productivas depende en gran medida de la capacidad de los operadores para maximizar la exposición de los pozos a los yacimientos y su posterior puesta en producción.

Estas estrategias se basan en la perforación de pozos horizontales o de alcance extendido, seguida por tratamientos de estimulación por fractura-miento hidráulico. Para bajar las herramientas y los equipos para los tratamientos de estimulación en los pozos de alto ángulo, los operadores recu-rren cada vez con más frecuencia a las capacida-des que proporciona la tubería flexible.

Oilfield Review WINTER 14/15CoilScan Fig OpenerORWINT 14/15 CLSCN Opener

Deformación, ε

Esfu

erzo

, σ

Falla

Deformación plástica

Límite elástico

Defo

rmac

ión

elás

tica

Umbral de fluencia plástica

Volumen 27, no.1 5151

La tubería flexible (TF) está diseñada para ser suficientemente flexible y dúctil como para tole-rar la acción de enrollado y desenrollado en su carrete de almacenamiento y a la vez mantener suficiente resistencia como para bajar y extraer las herramientas del fondo del pozo. Esta tubería está fabricada con acero al carbono de baja aleación, sus diámetros oscilan entre 0,75 y 3,5 pulgadas y su longitud puede exceder los 9 100 m [30 000 pies]. Desde las áreas de tierra firme hasta las áreas marinas, y desde las operaciones de perforación y terminación de pozos hasta las de remediación, la tecnología de TF ha demostrado su versatilidad. La TF se utiliza para la perforación de pozos de re-entrada, la adquisición de registros (perfi-laje), las operaciones de pesca, disparos, fractu-ramiento, acidificación, limpieza y descarga de pozos, las instalaciones de bombas eléctricas sumergibles y otras aplicaciones.1 Una operación con TF típica somete la tubería a numerosos y variados tipos de esfuerzos que, con el tiempo, debilitan levemente la tubería y finalmente con-ducen a su puesta fuera de servicio.

Durante cada despliegue de la TF, diversas fuerzas actúan en concierto para degradar la duración en servicio de la sarta. En su trayecto hacia el interior del pozo, la sarta se extrae de su carril de almacenamiento, se dobla por encima de un arco de guía y luego se endereza cuando pasa por el cabezal inyector para ingresar en el pozo; en el fondo, la tubería debe flexionarse para extenderse más allá del talón del pozo, en el caso de un tramo lateral (derecha). Los esfuerzos flexores tienden a alcanzar valores máximos en el arco de guía y en el carrete, donde pueden exce-der el límite de elasticidad de la tubería de acero, sometiendo la sarta a deformación plástica.

Una vez concluidas las tareas de fondo de pozo, el proceso se invierte cuando la tubería se extrae del pozo y se vuelve a enrollar en el carrete.2 Las flexio-nes, dilataciones y esfuerzos de tracción reiterados ejercen cargas cíclicas en la tubería. Las tensiones resultantes imparten fenómenos de fatiga de bajo número de ciclos y daño acumulado, que pro-ducen la formación de microfisuras y finalmente obligan a retirar la sarta de servicio.3 Además de la fatiga de bajo número de ciclos, ciertas condicio-nes de operación exacerban las cargas de esfuer-zos habituales: un radio de curvatura estrecho o la existencia de condiciones de alta temperatura o alta presión interna pueden obligar a retirar de servicio la sarta de TF al cabo de tan sólo algunos cientos de ciclos.

Muchos otros factores afectan la duración en servicio de la TF. La composición metalúrgica deter-mina su resistencia a la tracción y los tipos de

ambientes en los que puede operar. Las inclusiones o las soldaduras deficientes pueden causar defec-tos. Los fluidos bombeados en el fondo del pozo, tales como los utilizados para los tratamientos áci-dos o las terminaciones con salmuera, pueden pro-ducir corrosión, al igual que la humedad residual que queda en la tubería durante su almacena-miento. La corrosión produce picaduras y degrada el espesor de la pared de la tubería.4 El daño mecá-nico —resultado de las operaciones rutinarias con TF causado por el contacto con el carrete, el cabezal inyector, los preventores de reventón, las partes internas del cabezal de pozo y el equipamiento de terminación de fondo de pozo— se manifiesta en forma de defectos superficiales, tales como rayadu-

ras, muescas o melladuras. Los elementos tubulares de producción de cromo son particularmente abra-sivos para las tuberías de acero al carbono.

Para prevenir los problemas asociados con el desgaste y la fatiga de la tubería, la industria de la TF ha instituido prácticas de manejo de tuberías para la manipulación y el tratamiento de las tube-rías flexibles. La mayoría de los sistemas de manejo de tuberías estiman el avance de la fatiga de la TF con el tiempo mediante el rastreo del número de ciclos de flexión impuestos por el carrete y el arco de guía, o cuello de ganso, además del seguimiento de los diversos parámetros operativos. Las normas industriales establecen límites para la dimensión del daño mecánico externo que resulta aceptable

1. Para obtener más información sobre la tecnología de tubería flexible (TF) y sus aplicaciones, consulte: Varhaug M: “Carretes de grandes dimensiones en la localización del pozo,” Oilfield Review 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 71–73.

Boumali A, Brady ME, Ferdiansyah E, Kumar S, van Gisbergen S, Kavanagh T, Ortiz AZ, Ortiz RA, Pandey A, Pipchuk D y Wilson S: “Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozos,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 30–45.

2. Asociación Internacional de Tecnología de Tubería Flexible: “An Introduction to Coiled Tubing: History, Applications, and Benefits,” Longview, Texas, EUA: ICoTA, 2005.

> Puntos de flexión. En los pozos horizontales, la tubería flexible normalmente encuentra al menos tres puntos de flexión: el carrete, el arco de guía y el talón del pozo.

Oilfield Review WINTER 14/15CoilScan Fig 1 optionalORWINT 14/15 CLSCN 1 optional

Preventorde reventón

Cabezalinyector

Talón

Profundidad total

Unidad de la tubería flexibleCarrete

de la tubería flexible

Arco de guía

3. La duración por fatiga se expresa en términos de la cantidad de ciclos de carga requeridos para que se inicie y luego se propague una grieta hasta alcanzar un tamaño crítico específico que vuelve inutilizable la tubería. En general, la fatiga de bajo número de ciclos se define como la falla de un material en 1 000 o menos ciclos; no obstante, la tubería flexible puede fallar después de tan sólo algunos cientos de ciclos de carga, dependiendo de la severidad de la deformación acumulada con el tiempo.

4. MacArthur J, Shearer C, Crabtree A y Nelson R: “Coiled Tubing NDT Inspection: Implementation, Experience and Results,” artículo SPE 56940, presentado en la Conferencia del Área Marina de Europa, Aberdeen, 7 al 9 de septiembre de 1999.

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para las operaciones con TF; la mayoría de las especificaciones se basa en la profundidad del daño, expresada como porcentaje del espesor nominal de la pared. La tubería generalmente es retirada cuando la pérdida de metal excede el 10% del espesor de la pared.5

Los daños y las imperfecciones se identifican normalmente durante las inspecciones periódi-cas de las tuberías, en que pueden utilizarse téc-nicas de evaluación no destructiva (NDE) para medir la geometría de los defectos que producen discontinuidades en la superficie. Diversos métodos NDE, incluidos ensayos con líquidos penetrantes, ensayos radiográficos, de partículas magnéticas, corrientes parásitas y fugas de flujo magnético, han sido adaptados para la identificación de daños y defectos en las TF. Dependiendo de la técnica empleada, los inspectores de TF miden el diámetro externo (OD), la ovalidad y el espesor de la pared de la tubería; identifican soldaduras, rayaduras externas, muescas y fisuras; y detectan picaduras internas por corrosión y defectos de soldadura.

Las inspecciones regulares forman parte del plan de mantenimiento programado de las sartas de TF y, en general, se llevan a cabo fuera de la locali-zación del pozo; en centros de servicios de tuberías. Como tales, estas inspecciones obtienen sólo un reporte instantáneo del estado de la tubería antes o después del despliegue. Estos reportes instantá-neos son intermitentes y pueden no ser suficientes para evaluar la severidad de los defectos y la funcio-nalidad de una sarta de TF o para determinar la causa del daño. En la localización del pozo, las con-diciones que afectan la integridad de la TF y su duración en servicio pueden cambiar rápidamente. Si los problemas son detectados de manera tem-prana, en ciertos casos es posible modificar los parámetros de operación para prolongar la vida útil de la sarta.

Este artículo analiza un sistema de inspec-ción de tuberías flexibles que opera en la locali-zación del pozo en tiempo real. Instalado cerca

del carrete de almacenamiento, el sistema de ins-pección de tuberías en tiempo real CoilScan RT cuenta con una serie de sensores incorporados que permiten al operador monitorear el estado de la sarta de TF a medida que se enrolla y se desen-rolla para ser bajada y extraída del pozo. El sis-tema de inspección establece la localización y la magnitud de las anomalías internas y externas, que indican la existencia de defectos y daños en la tubería. Esta tecnología permite a las brigadas de operaciones con TF identificar defectos y monitorear su desarrollo a lo largo de la vida útil de la tubería.

Problemas en la fabricaciónBajo las condiciones de esfuerzos y deformacio-nes de las operaciones petroleras, los defectos y las imperfecciones poco importantes de la tube-ría pueden convertirse en problemas de conside-ración que socavan la integridad de la sarta de TF y comprometen las operaciones. Estos defectos pue-den atribuirse a tres fuentes principales: defectos de manufactura, corrosión y daño mecánico indu-cido en servicio.

La manufactura de la tubería flexible comienza en la fábrica, en donde los rollos de acero en pla-cas se estiran y se cortan en tiras que se conocen con el nombre de planchas o chapas (skelps). Cada plancha se corta al sesgo, generalmente con un ángulo de 45°. Los bordes oblicuos de varias planchas se sueldan entre sí para formar una tira continua de planchas de acero y las propiedades mecánicas de la soldadura oblicua son casi idénti-cas a las de la plancha. A continuación, se le da forma tubular a la tira de planchas de acero mien-tras que una soldadora por inducción, de alta fre-cuencia, fusiona sus dos extremos para formar un cordón de soldadura longitudinal continuo. Una vez que se forma un tubo con la plancha de acero, la soldadura oblicua con un ángulo de 45° se enrolla helicoidalmente alrededor de la tubería y se distribuye de manera uniforme a lo largo de

una mayor extensión de tubería que en el caso de las soldaduras a tope (izquierda). La fresadora remueve el material sobrante de la parte externa del cordón de soldadura para obtener un OD parejo en la tubería, cuyo interior se lava para remover cualquier incrustación o material suelto. En ciertos casos, también debe removerse el material sobrante de la soldadura del interior de la tubería.6

Si bien las compañías de tuberías adoptan medidas para prevenir su ocurrencia, durante el proceso de manufactura se presentan dos tipos de problemas. A veces, en la acería, pueden intro-ducirse inclusiones no metálicas, tales como el óxido de calcio, en la tira de acero.7 Esas impure-zas e inclusiones pueden producir la delamina-ción de la pared de la tubería, la degradación de las propiedades mecánicas del acero y un incre-mento del riesgo de corrosión. El segundo tipo de problema es provocado por cualquier interrupción del proceso de soldadura. Las interrupciones de la soldadura pueden producir una falta parcial o

> Soldaduras de la tubería flexible. Los procesos de manufactura iniciales utilizaban soldaduras a tope (izquierda) para unir entre sí las secciones de tubería. Después de descubrir numerosas fallas en la zona afectada por el calor, adyacente al cordón de soldadura, los fabricantes de tuberías desarrollaron un nuevo procedimiento de manufactura, que implica la utilización de fajas planas de planchas de acero cuyos extremos se unen antes de adquirir forma tubular. Estas fajas se cortan en ángulo y se unen mediante una soldadura oblicua (derecha). Cuando la faja se enrolla para conformar un tubo, esta soldadura forma una espiral (centro). La soldadura oblicua distribuye los esfuerzos de la zona de soldadura a lo largo de la espiral en vez de concentrarlos en una banda estrecha como sucede en las soldaduras a tope.

Oilfield Review WINTER 14/15CoilScan Fig 1ORWINT 14/15 CLSCN 1

Tubería

Soldadura a topeCordón de soldadura longitudinal Soldadura oblicua Soldadura oblicua

> Daño relacionado con el servicio. El daño mecánico, tal como las marcas, rayaduras y muescas del inyector, puede ser considerado el resultado normal de los viajes de entrada y salida del pozo. Sin embargo, ciertos tipos de daños relacionados con el servicio, tales como los procesos de dilatación, estrechamiento y erosión, pueden reducirse o evitarse si se presta especial atención a los parámetros operacionales, tales como la presión de la tubería.


Daño del inyector

Erosión

Estrechamiento

Dilatación

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completa de fusión, que a su vez puede generar porosidad, un relleno deficiente de la zona de sol-dadura y orificios abiertos a lo largo de las soldadu-ras oblicuas y las soldaduras continuas.

La corrosión puede constituir un problema sig-nificativo a lo largo de la vida útil de una sarta de TF. A través del despliegue en el pozo, la tubería puede ser expuesta a tratamientos ácidos, fluidos de terminación a base de salmuera, agua, ácido sulfhí-drico [H2S] y dióxido de carbono [CO2]. Esa expo-

sición favorece la corrosión, que puede producir picaduras en la pared de la tubería y reducir su espesor.8 Para combatir estos problemas, los fabri-cantes de tuberías y los usuarios han establecido diversas medidas. Durante la ejecución de las pruebas de presión hidrostática, las compañías de tuberías mantienen el fluido de prueba con niveles de pH levemente alcalinos, oscilantes entre 8 y 9. Después de las pruebas, proceden a vaciar y limpiar el interior de la tubería para remover cualquier resto de fluido. Algunas com-pañías bombean nitrógeno en la tubería y man-tienen una leve presión para eliminar todo el oxígeno posible durante el almacenamiento y el transporte. También pueden utilizarse inhibido-res de corrosión para recubrir las superficies internas y externas de las tuberías.

Las amenazas más comunes para la integridad de la tubería son quizás las que tienen su origen en las operaciones de rutina llevadas a cabo en la loca-lización del pozo (arriba). La manipulación normal de la TF en la localización del pozo somete la tube-ría a daños mecánicos —rayaduras, abrasiones, melladuras o muescas— a través del contacto

Oilfield Review WINTER 14/15CoilScan Fig 2AORWINT 14/15 CLSCN 2A

Utilización en pozos contubulares de cromo

Indicadores Tipo de daño Mecanismos de daño Pasos de mitigación

Defectos externosaislados visibles

Desgaste extendidovisible

Pérdida de espesor de la paredcon pérdida de diámetro externo

Pérdida de espesor de la paredsin pérdida de diámetro externo

Alto nivel de fatiga

Reducir la presión cuando el dañopasa el cuello de ganso

Enderezar la tubería para evitar una alta fatiga

Operar por debajo del umbral de fluencia plástica

Evitar aplicar esfuerzo cíclicoa las secciones dañadas

Mover la tubería lentamente através de los tubulares de cromo

Reducir las velocidades de bombeo

Bombear fluidos menos abrasivos

Incrementar el inhibidor de corrosión

Incrementar el volumen deinhibidor de ácidos o H2S

Mejorar los procedimientos de purga

Evitar ácidos y H2S en el fondo del pozo

Fuga o filtraciones internas

Dentelladas, muescasy marcas de tipo arado

Abrasión de superficie

Corrosión por ácido

Corrosión por almacenamiento

Corrosión por H2S

Deformación plástica como resultado de operarpor encima del umbral de fluencia plástica

Daño del fabricante

Soldaduras de campo deficientes

Surcos o marcas detensión en la tubería

Defectos MFLaislados invisibles

Estrechamiento aislado(pérdida de diámetro externo)

Dañomecánico

Dañopor fluidos

Dañoreactivo

Dañometalúrgico

Anomalías internasperiódicas de tipo fuga

de flujo magnético (MFL)

Utilización en pozoscon H2S

Utilización en operacionesde bombeo de ácido

g

M l t b í l t t

Evitar aplicar esfuerzo cíclico al defecto

Utilizar reductores de fricción de metales

Ajustar el equipo de superficie

> Indicadores y mitigación de daños. El daño resultante de las operaciones con tubería flexible a menudo puede diagnosticarse y mitigarse en la localización del pozo.

con el inyector, el cabezal del pozo, la tubería de revestimiento y el equipo de terminación, y tam-bién a través del contacto con las formaciones abrasivas en los ambientes de agujero descubierto. Otros daños operacionales pueden manifestarse de distintas formas (página anterior, abajo), entre las cuales se encuentran las siguientes: • dilatación: expansión localizada de la tubería

causada por las altas presiones durante las maniobras

• estrechamiento: estiramiento y afinamiento causado por la aplicación de excesiva fuerza de tracción

• erosión: desgaste de las superficies interna y externa de la tubería como resultado de las altas tasas de flujo o la abrasión

• daño del inyector: las marcas transversales de sujeción o las muescas longitudinales produci-das a medida que la TF se inyecta en el fondo del pozo pueden ser el resultado de la opera-ción incorrecta del inyector, la mala alineación de los bloques de agarre del inyector o la pre-sencia de objetos extraños entre los bloques de agarre y la tubería flexible.

5. Si se produce una pérdida de metal en una sección pequeña de la tubería, se puede cortar esa sección y soldar el resto de la tubería antes de volver a ponerla en servicio; si la pérdida de metal a lo largo de la sarta de tubería es considerable, se puede retirar toda la sarta.

6. Asociación Internacional de Tecnología de Tubería Flexible, referencia 2.

7. El óxido de calcio ayuda a remover las impurezas del acero, tales como el fósforo y el azufre. Si se agrega óxido de calcio, estas impurezas forman una escoria en la superficie del metal fundido, que luego puede ser despumada para su remoción.

8. Para obtener más información sobre la corrosión en los equipos de campos petroleros, 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.

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Los defectos de manufactura, la corrosión y el daño relacionado con el servicio producen defec-tos de superficie que afectan la capacidad de la tubería para manejar las cargas de esfuerzo cíclico ya que concentran el esfuerzo. Idealmente, cuando se aplica una carga en una parte de la tubería, el esfuerzo resultante se distribuye uniformemente. Sin embargo, las rayaduras, muescas, picaduras o agujeros de alfiler, producen huecos en la superfi-cie de la tubería metálica y esos huecos no pueden tolerar las cargas. El esfuerzo debe redistribuirse entonces a lo largo del resto del metal, lo que pro-duce una distribución despareja que alcanza valo-res máximos en los bordes de los huecos. Esto a su vez produce la concentración del esfuerzo.9 Además, estos factores que incrementan el esfuerzo acele-ran la formación de fisuras por fatiga.

Cuando la tubería ha sido sometida a un cierto número de ciclos de esfuerzo, cabe la posi-bilidad de que se formen fisuras por fatiga en los lugares donde se concentra el esfuerzo. Las fisu-ras por fatiga normalmente se inician en la superficie de la tubería; por consiguiente, los defectos de superficie, tales como la abrasión, las picaduras o las rayaduras, pueden reducir la duración en servicio. Contrariamente, las super-ficies parejas incrementan el tiempo requerido para la formación de fisuras por fatiga.

Dado que la TF es dúctil, esos defectos en general no causan la falla de la tubería al princi-pio y no necesariamente producen la inaptitud de toda la sarta. Las imperfecciones secundarias pro-ducidas en la superficie pueden rectificarse con una pulidora y un cepillo. A veces, se deben cortar secciones de tubería enteras y dejar las secciones sanas a ambos lados del corte para volverlas a unir mediante soldadura. No obstante, con el tiempo, hasta las imperfecciones secundarias pueden con-vertirse en defectos de consideración y amenazar la integridad estructural de la tubería.

El sistema de escaneo de la TFEl sistema de inspección de la tubería en tiempo real CoilScan consiste en un cabezal de inspec-ción, un sistema de adquisición de datos y el software de monitoreo. Este sistema emplea dos técnicas comprobadas de evaluación no destruc-tiva para detectar defectos en la tubería: las pruebas de fugas de flujo magnético (MFL) y las pruebas por corrientes parásitas. Estas técnicas son muy adecuadas para las operaciones petrole-ras y no requieren superficies de tuberías limpias ni ningún tipo de agente de acoplamiento entre los sensores y la tubería. Dado que el sistema CoilScan RT utiliza sensores sin contacto, se adapta a sartas de TF con superficies rugosas,

> Fuga de flujo magnético. El flujo magnético en una tubería puede ser interrumpido por cualquier tipo de discontinuidad producida a través de la superficie interna o externa de la tubería. El espacio de aire existente en la discontinuidad de la superficie no puede sustentar la misma magnitud de flujo que el acero. Esto hace que el campo magnético se filtre por el metal y se extienda fuera del defecto.


Sensor

Flujo magnético

Daño interno

Daño externo

> Corrientes parásitas. Para medir el diámetro externo y la ovalidad de una sarta de TF, se utiliza una probeta de corrientes parásitas. La corriente fluye a través de la bobina primaria de la probeta, generando un campo magnético. Este campo produce corrientes parásitas en la tubería conductiva. Las corrientes parásitas generan sus propios campos magnéticos, que se encuentran desfasados con respecto al campo magnético de la bobina primaria original.


Bobina

+–

Tubería flexible

Campo magnéticode la bobina

Corrientesparásitas

Campo magnético dela corriente parásita

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sucias, húmedas o lodosas. Las únicas partes que tocan la tubería durante las operaciones normales son los rodillos de guía de acero inoxidable y las ruedas de los odómetros. Los sensores MFL locali-zan defectos y determinan el espesor de la pared; los sensores de corrientes parásitas miden el OD y la ovalidad de la sarta de tubería. Este sistema pro-porciona un proceso de monitoreo continuo en tiempo real con una velocidad operacional de hasta 40 m/min [130 pies/min].10

9. Para obtener más información sobre el esfuerzo, la deformación, la carga mecánica y la fatiga, consulte: NDT Resource Center, https://www.nde-ed.org/ (Se accedió el 1º de octubre de 2014).

10. Zheng A, Liu Z, Zwanenburg M, Burgos R, Scuadroni N y Stayer A: “State-of-the-Art Portable Measurement and Defect Detection Technology for Coiled Tubing String,” artículo SPE 163945, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de la SPE/Asociación de Operaciones de Intervención y Tubería Flexible, The Woodlands, Texas, 26 al 27 de marzo de 2013.

11. Un sensor de efecto Hall es un transductor que varía su voltaje de salida en respuesta a la fuerza de un campo magnético.

La fuga de flujo magnético constituye la base para la detección de las anomalías magnéticas pre-sentes en la sarta de tubería. Las anomalías se origi-nan normalmente a partir de muescas, picaduras, pérdidas de metal u otras imperfecciones, incluidos daños de materiales o defectos de manufactura. El dispositivo MFL emplea imanes fuertes para inducir un campo magnético en la pared de acero de la tubería flexible. Este campo magnético fluye desde su polo sur o negativo —por donde ingresa

en el acero— hasta su polo norte o positivo, por donde sale. Cualquier discontinuidad o hueco producido en la tubería magnetizada tendrá una orientación polar similar; cuando el campo magné-tico encuentra una discontinuidad —una fisura, por ejemplo— sale por el polo norte de la fisura y vuelve a ingresar por su polo sur. El espacio de aire existente entre los bordes de la fisura no puede sustentar tanto flujo magnético como el acero, por lo que el campo magnético se dispersa o se filtra (página anterior, arriba). Esta fuga del flujo es detectada por los sensores de efecto Hall del cabezal de inspección.11 Las mediciones de la intensidad y la distribución de la fuga de flujo magnético infieren los defectos subyacentes pre-sentes en el acero. Este método también puede ser utilizado para determinar el espesor de la pared de la TF.

Las corrientes parásitas son corrientes eléc-tricas circulares inducidas dentro de un conduc-tor por los campos magnéticos cambiantes de ese conductor. En una probeta de corrientes parási-tas, la corriente eléctrica alterna fluye a través de una bobina de alambre y genera un campo magné-tico oscilante (página anterior, abajo). Cuando la probeta se aproxima a la TF, se producen corrientes parásitas en la superficie de la tubería. Las corrien-tes parásitas generan su propio campo magnético, que es opuesto al campo magnético originado en la bobina de alambre. Como resultado de ello, la impedancia eléctrica de la bobina de alambre se altera, y a partir de las mediciones del cambio de impedancia eléctrica producido en la bobina, es posible determinar la distancia entre la probeta de corrientes parásitas de la bobina y la superfi-cie conductora de la TF. Mediante la utilización de estas mediciones, el sistema CoilScan RT determina el OD de la tubería y la ovalidad de la sarta de TF.

Las dos mitades del cabezal de inspección de la TF forman un cucharón de quijadas o almeja que se coloca alrededor de la tubería y las medicio-nes se obtienen a medida que la TF se desenrolla y se enrolla en el carrete (izquierda). El cabezal

> Cabezal de inspección del sistema CoilScan RT. Una charnela longitudinal permite fijar el cabezal de inspección alrededor de la tubería, que es escaneada a medida que se sube a través del centro del cabezal de inspección. Los rodillos de baja fricción permiten que la tubería pase libremente a través del cabezal.


Unidad de medición de la ovalidad del OD

Probeta demedicióndel OD

Mitad superior delanillo sensor MFL

Mitad inferior delanillo sensor MFL

Unidad de mediciónde fugas de flujomagnético (MFL)

Rueda delodómetro

Rodillo

Codificador rotativode profundidad

Tuberíaflexible

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> Gráfica de la rúbrica de la fuga de flujo magnético (MFL), de alta definición y en tres dimensiones, correspondiente a una anomalía de soldadura oblicua típica. Las soldaduras oblicuas son muy utilizadas en el proceso de manufactura y se encuentran en casi todas las sartas de tubería flexible. Una anomalía asociada con estas soldaduras es causada principalmente por cambios localizados en las propiedades de los materiales, en especial los cambios producidos en la permeabilidad del acero entre dos planchas o chapas. En algunas sartas de TF, las soldaduras oblicuas unen planchas de diferente espesor, y este cambio de espesor también puede incidir en la fuga de flujo magnético. Esta representación muestra un conjunto de lecturas de amplitud MFL de todos los sensores de efecto Hall (extremo superior). La misma anomalía se mapea en 2D y en 3D (extremo inferior). Los colores corresponden a valores de MFL en gauss, de más bajo (azul) a más alto (rojo). La vista en planta puede ser rotada para una mejor visualización de los datos.


100

50

–50

1 815,4 1 815,5 1 815,6 1 815,7

Ampl

itud

MFL

, gau

ss

0Am

plitu

d M

FL, g

auss

Profundidad, m

Circunferencia, grados

90

50

10

720

144216

288360

1 815,41 815,7

130

–30

Profundidad, m

consiste en un subsistema MFL, un subsistema de medición de la ovalidad del OD y un subsis-tema de odómetro.

El subsistema MFL se encuentra ubicado en el centro del cabezal de inspección y emplea ima-nes permanentes y sensores de efecto Hall para examinar el espesor de la pared de la TF y detec-tar anomalías en sus paredes interna y externa. Los datos del sensor MFL son procesados a través de filtros digitales especialmente diseñados para detectar fisuras por fatiga, corrosión, agujeros, entalladuras, muescas y picaduras por corrosión, y los datos procesados son utilizados además para cuantificar las pérdidas de metal producidas con el tiempo.

El subsistema de medición de la ovalidad del OD mide el diámetro externo de la tubería. Estas mediciones son utilizadas para calcular la ovali-dad. Las mediciones del OD se obtienen a partir

de probetas de desplazamiento de corrientes parásitas dispuestas en pares opuestos a lo largo de la circunferencia de la tubería.

El subsistema de odómetro mide la profundi-dad, longitud y posición de la tubería a medida que es inspeccionada. Dos subconjuntos de odómetros proporcionan redundancia y confiabilidad en la medición de distancia. Cada subconjunto está pro-visto de una rueda de medición y un codificador rotativo de alta resolución para convertir la rota-ción de la rueda en distancia lineal.

Un subsistema de adquisición de datos inte-ractúa con el cabezal de inspección, procesa e interpreta los datos de los sensores de corrientes parásitas y MFL, y los conteos del codificador de profundidad, y luego envía los resultados al monitor para su visualización. Este subsistema indepen-diente de adquisición y procesamiento de datos puede colocarse a una distancia de hasta 30 m

[100 pies] del cabezal de inspección. Las capacida-des esenciales bajo condiciones de operación nor-males son las siguientes: • medición del espesor de la pared con una pre-

cisión de ±0,127 mm [±0,005 pulgadas]• medición del diámetro externo con una preci-

sión de ±0,254 mm [±0,01 pulgadas]• detección de defectos de tipo agujeros pasan-

tes de tan sólo 0,79 mm [0,031 pulgadas]• detección de afinamientos de la pared, aguje-

ros ciegos, entalladuras transversales y longitu-dinales en las superficies internas y externas de la sarta de tubería

• cálculo de la ovalidad y mediciones de la ampli-tud MFL, el espesor de la pared y del diámetro externo obtenidas cada 1,2 cm [0,5 pulgadas] a lo largo del eje de la TF.

Todas las mediciones son integradas con un software de modelado e interpretación 3D que ayuda al operador a detectar, identificar, visuali-zar con un ángulo de 360° y rastrear las anoma-lías que se desarrollan con el tiempo.

Procesamiento y visualización de datos en la localización del pozoLas señales del sensor MFL codifican una combi-nación compleja de mediciones relacionadas con la geometría y la severidad de los defectos de la superficie de la tubería y las anomalías de su pared. En la unidad de TF, la tecnología de caracteriza-ción CoilScan AP procesa las señales del codifica-dor de profundidad, las corrientes parásitas y la MFL para ayudar a la brigada a cargo de las ope-raciones con TF a interpretar las condiciones cam-biantes de la tubería. Desde la interfaz gráfica de la unidad de TF, el ingeniero especialista en opera-ciones con TF y el operador pueden establecer los parámetros de la operación, fijar niveles de alarma asociados con la detección de anomalías y ejecutar funciones de presentación de informes posteriores a la operación.

Cuando las anomalías alcanzan un valor umbral especificado por el usuario, la tecnología CoilScan AP envía alarmas visuales y audibles al operador de la unidad de TF. Las alarmas son detonadas cuando sucede lo siguiente: • la amplitud de la señal MFL excede el valor

umbral especificado• el espesor de la pared se reduce por debajo del

valor umbral• los cálculos de la ovalidad exceden el valor

umbral.El software de la tecnología CoilScan AP con-

serva un registro de todos los eventos disparadores de alarmas en su tabla de registros de alarmas. Durante una operación, el operador de la TF puede

Volumen 27, no.1 57

ingresar notas en el campo de comentarios de esa tabla. Todos los comentarios se guardan con los datos principales para pasar a ser un adjunto permanente de los datos de las inspecciones. Si se selecciona cualquier fila de la tabla, se iniciará una pantalla de amplitud MFL de la anomalía asociada (página anterior). El ingeniero especia-lista en operaciones con TF puede evaluar las rúbricas de MFL en la localización del pozo y archivar los datos para una revisión más exhaus-tiva después de la operación.

A medida que la tubería se enrolla y se desen-rolla para ser introducida y extraída del pozo, la brigada a cargo de las operaciones con TF moni-

torea la amplitud MFL y diversos parámetros de la operación utilizando la gráfica logarítmica. Para la tubería usada, no es poco común observar decenas e incluso cientos de picos en la tabla de amplitud de una sarta típica. Cada pico corres-ponde a una anomalía magnética y, por ende, a un defecto potencial (arriba). Para abordar el gran número de picos y las dificultades asociadas con la interrupción de la operación con TF a fin de ejecutar una comprobación —la localización física del defecto que produjo la alarma MFL y su posterior investigación más exhaustiva utilizando evaluaciones no destructivas— los investigado-res de Schlumberger desarrollaron un programa

para identificar y rastrear automáticamente las anomalías registradas.

Mediante la utilización de algoritmos avanza-dos de identificación, reconocimiento y correspon-dencia de patrones, el programa identifica el tipo de defecto subyacente y proporciona información valiosa acerca de la severidad del defecto. Igualmente importante es el hecho de que el pro-grama rastrea la iniciación y el desarrollo del defecto en diversos momentos de la vida útil de la tubería. La identificación automática de los defectos se basa en una librería de defectos que ha sido car-gada previamente en el programa. Esta librería compara las rúbricas MFL con fotografías de

> Comparación de gráficas logarítmicas correspondientes a tuberías flexibles nuevas y usadas. Una gráfica logarítmica típica del sistema CoilScan RT permite a las brigadas a cargo de las operaciones con TF monitorear los parámetros de la tubería en función de la profundidad. La gráfica de la tubería abierta (carril 1) es un mapa a color a lo largo del eje de la tubería, que muestra la circunferencia como una superficie aplanada de 0° a 360°. Los colores más oscuros (negro, azul y púrpura) indican la ausencia de anomalías, los colores intermedios (verde, amarillo y anaranjado) indican anormalidades secundarias y el rojo significa la presencia de una anomalía, que puede ser un defecto o no. El valor umbral a color es especificado a través de la configuración del control de amplitud. La gráfica de amplitud (carril 2) es el conjunto de todas las señales proporcionadas por los sensores MFL y muestra la amplitud máxima del campo magnético. Si la señal exhibe un pico con una magnitud que supera el umbral de amplitud especificado, disparará una alarma audible. La gráfica de vibraciones (carril 3) indica la vibración máxima detectada por el anillo sensor de MFL y se mide en términos de la aceleración gravitacional (g = 9,81 m/s2 o 32,17 pies/s2). Esta gráfica es utilizada para correlacionar las alarmas falsas que podrían ser disparadas por la manipulación tosca de la tubería o del cabezal de inspección en sí, como lo indican las áreas rojas del mapa a color y los picos de la gráfica de amplitud que coinciden con los picos de la gráfica de vibraciones. La gráfica del espesor de la pared (carril 4) indica los valores máximos (verde), promedio (azul) y mínimos (rojo) de todas las mediciones del espesor de la pared obtenidas en la circunferencia de la tubería. Si el valor promedio de espesor de la pared es inferior a un valor crítico, se disparará la alarma audible. La gráfica del diámetro externo (OD) (carril 5) muestra las mediciones del diámetro máximo (verde), promedio (azul) y mínimo (rojo). En esta comparación, la amplitud MFL (carril 2) es relativamente baja para la TF nueva (izquierda). La misma sarta de TF, después de un servicio pesado (derecha), exhibe numerosos picos de amplitud MFL (carril 2) y cambios en el espesor de la pared (carril 4).

0 0 0,075 1,95 2,050,179–1,7 1,7360 400gauss pulgpulggradosAmplitudCircunferencia

Espesor dela pared ODVi

brac

ión,

g

0 0 1,95 2,05–1,7 1,7360 400gauss pulgpulggradosAmplitudCircunferencia

Espesor dela pared ODVi

brac

ión,

g

Prof.,pies


2 200

0,075 0,168Prof.,pies

2 600

3 000

3 400

3 800

4 200

4 600

5 000

5 400

5 800

6 200

6 600

7 000

2 200

2 600

3 000

3 400

3 800

4 200

4 600

5 000

5 400

5 800

6 200

6 600

7 000

TF nueva TF usada

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numerosos defectos recolectadas en inspeccio-nes de obradores y de campo. El software identi-fica los defectos recién descubiertos mediante la correlación de sus rúbricas MFL con los patrones de la librería predefinida de referencia (arriba).

Este proceso de rastreo automático de defectos permite a las brigadas a cargo de las operaciones con TF llevar un historial de los defectos importan-tes para cada sarta, caracterizados por su seme-janza con las rúbricas MFL, las profundidades y los espesores de paredes catalogados. El rastreo de las rúbricas MFL a medida que se desarrollan puede arrojar luz sobre la severidad de cada defecto y su impacto en la integridad de la tube-ría (próxima página, arriba).

En las operaciones subsiguientes, la tecnolo-gía CoilScan AP permite al ingeniero especialista en operaciones con TF identificar y rastrear los defectos con el tiempo. Mediante la compilación de todos los defectos equivalentes, registrados en

las operaciones de inspección individuales, es posible reconstruir todo el desarrollo de un defecto en particular (próxima página, abajo).

Inspección continua A través del monitoreo MFL continuo de la tube-ría —desde su primera utilización hasta el final de su vida útil— es posible identificar, aislar y rastrear los defectos, proceso que genera evalua-ciones mejoradas del estado y la funcionalidad futura de una sarta de TF. Mediante la integra-ción de estas características en un dispositivo portátil pequeño para la inspección en tiempo real, el sistema CoilScan RT mejora significativa-mente la capacidad para monitorear la integri-dad general de la tubería.

Una vez que los sensores localizan un defecto, la prioridad siguiente consiste en evaluar la seve-ridad del defecto en relación con su efecto en la integridad de la TF. La severidad del defecto puede ser determinada mediante la obtención de su longitud, ancho y profundidad. Los investiga-dores de Schlumberger están utilizando el análi-sis por elementos finitos (FEA) para modelar la fuga de flujo magnético para defectos mecánicos específicos de la TF. Los modelos FEA, seguidos por pruebas de laboratorio de las respuestas de MFL en tuberías reales, indican que la geometría de los defectos puede ser medida con precisión utilizando las pruebas MFL. Los investigadores continúan avanzando en la definición de las relaciones exis-tentes entre los perfiles de las mediciones MFL y

12. Liu Z, Minerbo G y Zheng A: “Steel Coiled Tubing Defect Evaluation Using Magnetic Flux Leakage Signals,” artículo SPE 168260, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de la SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 25 al 26 de marzo de 2014.

13. Torregrossa M, Zsolt L y Zwanenburg M: “Optimizing Pipe Management with a New Approach of Coiled Tubing Integrity Monitoring,” artículo SPE 168303, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de la SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 25 al 26 de marzo de 2014.

> Identificación de daños en la tubería y la librería de defectos. La curva roja proviene del límite superior de las mediciones de todos los sensores de MFL; la curva azul proviene de su límite inferior. La curva roja y la curva azul juntas constituyen la rúbrica de los defectos MFL. Las gráficas MFL obtenidas a partir de una inspección de una sarta de 2 pulgadas de OD con el sistema CoilScan RT revelan daños severos en la tubería. El software identificó correctamente el defecto como una muesca en la superficie de la tubería y además proporcionó información sobre la severidad. Esta identificación se efectuó sin tener que detener la operación con la TF para comprobar el defecto. El defecto de la TF (extremo superior izquierdo) puede compararse con un defecto similar disponible en la librería predefinida (extremo superior derecho). Las correspondientes rúbricas de amplitud MFL, derivadas del defecto y de la librería, también mostraron concordancia (extremo inferior).


Posición, pulgadas

Defecto seleccionado Defecto correspondiente (muesca)

–200

–100

100

200

300

400

0 0

0 2 4 6 8 10 12

Ampl

itud

MFL

, gau

ss

Posición, pulgadas

–200

–100

100

200

300

400

0 2 4 6 8 10 12Am

plitu

d M

FL, g

auss

3 pulgadas7,6 cm

3 pulgadas7,6 cm

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las correspondientes características geométricas de los defectos.12 Los investigadores también están logrando avances en la evaluación del impacto de los defectos en la fatiga de las tuberías. Mediante la identificación y la agrupación de los defectos en

diferentes tipos —entalladuras, muescas o mella-duras transversales o longitudinales— los investi-gadores pueden establecer una correlación entre las señales MFL de los defectos y la duración en servicio de la tubería.

El manejo de las tuberías ahora puede basarse en mediciones físicas continuas, entre una opera-ción y otra, con un sistema de rastreo orientado a objetos que permite a los operadores de tuberías flexibles monitorear los defectos con el tiempo con un mínimo de interrupción de las operaciones normales en la localización del pozo. Las briga-das a cargo de las operaciones con tubería flexi-ble podrán comprender las circunstancias que producen defectos y que favorecen la degradación posterior de la tubería además de idear técnicas de mitigación.13 Los defectos serán rastreados y registrados simultáneamente con las características de la TF y los parámetros críticos de la operación. La integración del sistema de inspección de la tubería en tiempo real CoilScan RT en las opera-ciones con TF ofrece la promesa de redefinir las prácticas de manejo de las tuberías. —MV

> Desarrollo de un defecto. Numerosas inspecciones fueron llevadas a cabo en una sarta de TF durante cinco meses, utilizando el sistema CoilScan RT. Las lecturas MFL de un defecto en particular muestran un incremento constante desde la etapa inicial de la vida útil de la TF (puntos azules), pasando por la etapa intermedia (puntos verdes), y hasta la etapa final de la vida útil (puntos rojos). La amplitud MFL prácticamente se triplicó durante el período de vida útil de la sarta de TF, pasando de aproximadamente 100 gauss, cuando la tubería fue puesta en servicio, hasta casi 300 gauss cuando se la retiró. Los paneles en colores se centran en el defecto y los colores corresponden a los valores de MFL en gauss, desde el más bajo (azul) hasta el más alto (rojo).


MFL

, gau

ss

Tendencia de la rúbrica de MFL

Jul. 14 Ago.14

Tubería nueva

Tubería retirada

Sep. 14 Oct. 14 Nov. 14

0

50

150

200

300

250

100

> Rastreo de defectos. La rúbrica de un defecto MFL (sombreado rosado) es rastreada desde el desarrollo inicial del defecto (extremo superior izquierdo) hasta su rúbrica final antes de retirar la TF (extremo inferior derecho). Mediante el rastreo de los cambios producidos en las señales con el tiempo y a través de las operaciones, la brigada a cargo de las operaciones con TF puede monitorear con qué rapidez se deteriora un defecto. La relación MFL, que se calcula dividiendo la amplitud MFL del defecto en desarrollo, durante cada operación, por la amplitud MFL del defecto inicial, es una medida normalizada de la severidad del defecto. Dentro de la ventana de muestreo de 30 cm [un pie] mostrada, el desplazamiento lateral leve de la posición del defecto es el resultado del estiramiento de la tubería y de las reacciones a la tensión.


Posición, pulgadas

Relación MFL = 1,00 Relación MFL = 1,01 Relación MFL = 1,11

Relación MFL = 1,85 Relación MFL = 2,11 Relación MFL = 2,34

Operación de rastreo de defectos primarios Operación de rastreo de defectos 1

–250

–150

50

150

250

0

0 2 4 6 8 10 12

Posición, pulgadas0 2 4 6 8 10 12

Ampl

itud

MFL

, gau

ss

–250

–150

50

150

250

0

Ampl

itud

MFL

, gau

ss

–250

–150

50

150

250

0

Ampl

itud

MFL

, gau

ss

Operación de rastreo de defectos 2


Posición, pulgadas

Operación de rastreo de defectos 3 Operación de rastreo de defectos 4

–250

–150

50

150

250

0

0 2 4 6 8 10 12


Ampl

itud

MFL

, gau

ss

–250

–150

50

150

250

0

Ampl

itud

MFL

, gau

ss–250

–150

50

150

250

0

Ampl

itud

MFL

, gau

ss

Operación de rastreo de defectos 5


monitoreo y manejo de la integridad de la tubería...

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