Registros geofísicos para el control del estado técnico de los pozos petroleros

Introducción

En la búsqueda, exploración y explotación de yacimientos de petróleo y gas la geofísica aplicada ha encontrado uno de sus mayores campos de desarrollo. Los métodos geofísicos se basan en la medición de campos físicos naturales y artificiales que están influenciados por la distribución de las rocas y minerales que presentan propiedades físicas diferentes en el subsuelo, así como por los fluidos que saturan las mismas; estos métodos se utilizan antes, durante y después de la puesta en marcha de la extracción de hidrocarburo. Según la etapa de investigación se pueden dividir en dos grupos: métodos geofísicos de superficie en la etapa de búsqueda y métodos geofísicos de pozos en la etapa de exploración, explotación e incluso en el ulterior abandono de los yacimientos. Este último grupo ha sido empleado a lo largo de la historia de la industria petrolera en diferentes investigaciones, y de manera especial en el control del estado técnico de los pozos, aplicación de vital importancia para garantizar una óptima puesta en producción de los yacimientos.

La geofísica de pozos surge inicialmente para la exploración y caracterización estructural de yacimientos de petróleo y gas, aplicada exitosamente para determinar las propiedades petrofísicas de las rocas que constituyen los reservorios. El control del estado técnico constituye otra aplicación de la geofísica de pozos, de vital importancia para garantizar no solo una óptima puesta en producción de los yacimientos sino la seguridad del medio ambiente.

A finales del siglo XIX y primeros años del siglo XX, los pozos que se perforaban se dejaban a caño desnudo; posteriormente, debido al incremento de las profundidades de perforación y por consiguiente a las dificultades para lograr la estabilidad del pozo, los técnicos se vieron en la obligación de colocar tuberías de revestimiento cementadas para aislar los intervalos productivos, controlar zonas de derrumbes, pérdidas de lodos y otras afectaciones. Desde entonces la cementación fue el método por excelencia utilizado para fijar las camisas a la pared de los pozos, de ahí surge la imperiosa necesidad de evaluar la calidad de la cementación y el estado de las camisas.

La primera cementación de una tubería de revestimiento fue introducida por E. P. Halliburton, en Oklahoma en el año 1920, con el fin de aislar un intervalo productivo; años más tarde se introduce el primer método para evaluar la calidad de la cementación, que fue un registro continuo de termometría corrido por Schlumberger en 1933 con el fin de determinar el tope del anillo de cemento. Otras técnicas de evaluación de cemento fueron empleadas posteriormente sin éxito, pues no resultaron eficientes y no es hasta 1961 que con el desarrollo de las herramientas sónicas aparece el Cement Bond Log–Registro de Adherencia de Cemento (CBL) (Schlumberger, 1989).

Hoy día el estudio de estos factores se puede llevar a cabo con diversas herramientas. En esta monografía se presentan las herramientas CBL y Registro de Densidad Variable (Variable Density Log, VDL) que se basan en el principio de los métodos acústicos principalmente para el estudio de la calidad de cementación; el Ultrasonic Imager que se basa en los métodos ultrasónicos y permite evaluar la calidad de la cementación y el estado de la camisa (Beristain y Angel, 2009). Se presenta también el registro Caliper o Cavernometría, dispositivo que en sus inicios fue mecánico-eléctrico pero con el desarrollo de la tecnología se pueden encontrar cavernómetros acústicos, permite evaluar el diámetro del pozo para calcular el volumen de cemento a inyectar para fijar la tubería de revestimiento. Se presenta además la Termometría la cual aporta gran información en el control del estado técnico y es pionera en los estudios de cementación.

La utilización de herramientas de registros geofísicos para el control del estado técnico de los pozos presupone una garantía para el cuidado del medio ambiente por las razones siguientes: al detectar alteraciones en el estado de la cementación y las camisas estas pueden ser reparadas, permiten certificar la seguridad del caño del pozo y no son en lo absoluto contaminantes ya que se limitan a la realización de mediciones de diferentes campos físicos dentro del mismo. Además, su utilización permite prevenir averías que pudieran provocar derrames de hidrocarburos, emisiones de gases tóxicos, incendios, contaminación del manto freático, y otros efectos nocivos.

Una mala evaluación del control del estado técnico de los pozos podría suponer grandes pérdidas en la economía e impactos negativos en el medioambiente de una región, como es el caso del pozo Macondo 252 en el Golfo de México, el 20 de abril del 2010, que desencadenó el peor derrame de crudo en la historia de Estados Unidos; el petróleo fluyó sin control por 87 días vertiendo cuatro millones de barriles de crudo. Entre los principales problemas encontrados figura la mala decisión de no efectuar el registro CBL y la mala cementación que provocó una falla de aislación en el zapato de la camisa que se encuentra en el fondo del pozo, lo cual permitió que los hidrocarburos de la formación productiva penetraran en la cañería de producción. Tal incidente dejó 11 muertos en la plataforma Deepwater Horizon y dio paso a un desastre ecológico que afectó las costas de cuatro estados norteamericanos dejando una superficie contaminada de 86.500 a 180.000 km2 (Velasco, 2010).

En Cuba se dispone de modernas herramientas para evaluar el estado técnico de los pozos. En el sector occidental del país, región donde opera la Empresa de Producción y Extracción de Petróleo de Occidente (EPEP Occidente), se ha evaluado el estado técnico de una gran cantidad de pozos, sin embargo la creciente búsqueda de yacimientos de petróleo y gas ha puesto en marcha nuevos pozos que requieren una evaluación técnica. Se hace necesario desarrollar investigaciones que permitan valorar integralmente los resultados obtenidos en pozos del sector occidental del país. Sin embargo, la bibliografía que existe referente a los métodos geofísicos para el control del estado técnico del pozo es muy dispersa y en ocasiones escasa por lo que se hace necesario disponer de un material de consulta valioso para especialistas que trabajan en la perforación y extracción de yacimientos de petróleo y gas.

Por todo lo anterior los autores han considerado necesario y de gran utilidad elaborar una monografía en el tema "Registros Geofísicos para el Control del Estado Técnico de los Pozos" y para ello ha sido necesario realizar una amplia Investigación bibliográfica que permitió precisar el principio físico, características de las sondas de medición y metodologías de interpretación de los registros geofísicos aplicados al control del estado técnico de los pozos. De manera particular se ha profundizado en el estudio de los registros geofísicos de pozos disponibles en Cuba.

Disponer de este documento será de gran utilidad en la formación de pregrado y posgrado del ingeniero geofísico y de otros especialistas afines, contribuirá a incrementar la eficacia en el uso de estas técnicas y permitirá mayor seguridad en las operaciones de perforación, explotación o abandono de los pozos.

ASPECTOS TEÓRICOS DE LOS MÉTODOS GEOFÍSICOS PARA EL CONTROL DE ESTADO TÉCNICO DE LOS POZOS

Conceptos generales

A continuación se abordan los métodos geofísicos fundamentales para el control del estado técnico del pozo, sus fundamentos teóricos y características principales de las herramientas o sondas de medición. .

Técnicamente no es fácil mantener el pozo en completa verticalidad desde la superficie hasta la profundidad final. Mientras más profundo sea, mayor control exigirá la trayectoria de la barrena para mantener el pozo recto. Tampoco es fácil garantizar la construcción de pozos inclinados para lograr la trayectoria precisa hasta las coordenadas (x, y, z) de interés. Varios factores mecánicos y geológicos influyen en el proceso de construcción del pozo. Entre los factores mecánicos están las características, diámetros y peso por unidad de longitud de los tubos que componen el mecanismo de perforación; el tipo de barrena, y otros; los factores geológicos se relacionan con el tipo de rocas presentes y muy particularmente con el grado de dureza, lo que influye mucho en el progreso y avance de la perforación. Antiguamente se terminaban los pozos en agujeros sin revestir. Ahora esta práctica se ha abandonado y se efectúa solamente en yacimientos con baja presión, en una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas sea muy grande. Estas terminaciones son recomendables para formaciones de calizas.

El procedimiento actual para dar terminación a un pozo consiste en introducir y cementar la tubería de revestimiento de explotación (TR o camisa) arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su explotación. Hoy día es el mejor procedimiento para terminar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo, efectuando los disparos productores en las tuberías de revestimiento por medio de pistolas a chorros de distintos tipos. Por tanto, se puede describir que las principales funciones del revestimiento son:

• 1. Prevenir el ensanchamiento o lavado del hoyo por erosión.

• 2. Prevenir la contaminación de las zonas perforadas entre sí.

• 3. Aislar el agua de las formaciones productoras.

• 4. Mantener confinada la producción dentro del pozo.

• 5. Proveer los medios para controlar presiones del pozo.

• 6. Servir de conducto para los fluidos producidos.

• 7. Permitir la instalación de equipos para el levantamiento artificial de los fluidos producidos.

En la industria petrolera la cementación de pozos es una operación que consiste en preparar y bombear una lechada de cemento al espacio anular entre la tubería y las formaciones geológicas atravesadas por el pozo (Figura 1). La lechada de cemento se diseña de acuerdo a las características de cada pozo como son: profundidad, diámetro, temperatura, formaciones de interés, etc. La finalidad de la operación de cementado es generar un sello entre las distintas formaciones de interés (productoras de gas, petróleo y acuíferos), puestas en comunicación durante la operación de perforación, además, se busca controlar la migración de gases, consolidar formaciones mecánicamente inestables, eliminar barros, residuos sólidos generados durante la perforación y proteger la tubería. El cemento proporciona un completo aislamiento de las formaciones, protege el medio ambiente, aumenta la seguridad de las operaciones de perforación y ayuda a optimizar la producción.

Figura 1. Esquema de cementación. El cemento se inyecta por dentro de la sarta de revestimiento y llega al espacio anular que existe entre la tubería y las formaciones geológicas (Barberii, 1998).

Un programa de evaluación de la cementación deberá ser capaz de determinar no solo la calidad de la operación de cementación o la necesidad de trabajos de reparación, sino analizar también las causas de fallas con el fin de mejorar el programa de cementación de futuros pozos en el mismo campo.

El éxito de mantener el control técnico de un pozo depende en gran medida de los registros geofísicos. De acuerdo al principio físico de medición se pueden clasificar como se muestra en la figura 2, sin embargo para el control del estado técnico los principales registros que se utilizan están basados en el principio de los métodos acústicos, mecánicos y térmicos. También se han desarrollado los registros de imágenes y algunos de ellos se basan en los métodos eléctricos y actualmente se utilizan también herramientas que se sustentan en el principio electromagnético para evaluar las camisas.

Figura 2. Clasificación de registros geofísicos según el principio físico.

A continuación se describen algunos accesorios que se requieren para lograr una óptima puesta de las tuberías de revestimiento (Schlumberger, 2004):

Zapatas: Dispositivos que se colocan en la parte inferior de la tubería de revestimiento para garantizar su protección; pueden ser:

Zapata guía: Es la forma básica de zapata para tuberías de revestimiento, no contiene válvulas de contra presión ni mecanismos de control de flujo y se utiliza para proteger las aristas de la parte inferior de la tubería de revestimiento, son generalmente usadas en profundidades someras o moderadas. En la figura 3, se muestra varios tipos de zapata guía que incluyen diferentes perfiles y orificios de salida.

Figura 3. Zapatas guías utilizadas en las perforaciones, (Schlumberger, 2013).

Zapatas flotantes: El uso de zapatas flotantes reduce los esfuerzos y fatigas producidos por incremento de la longitud y peso de las tuberías que se incrementa a altas profundidades. Este equipo consiste de zapatas y coples (Figura 4) especiales con válvulas de contrapresión que impiden la entrada de fluidos en el pozo.

Figura 4. Zapatas flotantes utilizadas en las perforaciones (Schlumberger, 2013).

Centralizadores: Los centralizadores son colocados en el exterior de la tubería de revestimiento para centralizarla en el agujero descubierto y obtener una mejor distribución de cemento alrededor de esta, mejorando la cementación primaria, además los centralizadores son utilizados en sondas de medición puesto que una descentralización de las sonda provocaría una mala interpretación de las mediciones. En la figura 5 se muestran centralizadores para diferentes diámetros de tuberías.

Figura 5. Centralizadores de la tubería de diferentes diámetros, (Schlumberger, 2004).

Los centralizadores de la tubería de revestimiento tienen dos funciones principales:

• 1. Asegurar una distribución uniforme del cemento alrededor de la tubería.

• 2. Obtener un sellado completo entre la tubería de revestimiento y la formación.

Raspadores: Los raspadores de la tubería de revestimiento proporcionan una buena adherencia del cemento con la formación. Una vez que la tubería de revestimiento es corrida en el hueco, los raspadores son colocados en el exterior, similar a los centralizadores. Al momento que la tubería de revestimiento pasa por la sección del agujero descubierto, los raspadores ayudan a remover las irregularidades de la pared del pozo (Figura 6).

Figura 6. Diferentes tipos de raspadores, (Schlumberger, 2004).

Según (Jiménez, Ticonas y Arellano, 2012) el proceso de cementación se puede dividir en:

• a) Cementación primaria: Proceso que consiste en colocar cemento en el espacio anular, (espacio entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta del agujero), asegurando un sello completo y permanente. Los objetivos de la cementación primaria son:

• Proporcionar aislamiento entre las zonas del pozo que contienen gas, aceite y agua.

• Soportar el peso de la propia tubería de revestimiento.

• Reducir el proceso corrosivo de la tubería de revestimiento por la acción de los fluidos del pozo y de los fluidos inyectados de estimulación.

• Evitar derrumbes de la pared de formaciones no consolidadas.

• b) Cementación secundaria: Proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras en la tubería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa y tiene como objetivos:

• Mejorar el sello hidráulico entre dos zonas que poseen flujo.

• Corregir la cementación primaria en la boca de una tubería corta, o en la zapata de una tubería cementada que manifieste ausencia de cemento.

• Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor mediante tapones de cemento.

• Sellar un intervalo explotado.

La cementación de las diferentes tuberías de revestimientos se describe a continuación por (Shlumberger, 2013):

Cementación de tuberías de revestimiento superficiales: La función principal de la cementación de estas tuberías es aislar formaciones no consolidadas y evitar la contaminación de mantos acuíferos que se encuentren a profundidades someras; mantener el agujero íntegro y evitar la probable migración de aceite, agua y gas de algún reservorio productor superficial, además de permitir la continuación de la etapa de perforación. Dentro de las tuberías superficiales se incluyen las tuberías conductoras. Su función principal es la de permitir la circulación y evitar derrumbes de arenas poco consolidadas, además, ser el primer medio de circulación de lodo a la superficie. Los rangos de diámetro de estas camisas superficiales van de 0.14 a

0.76 m (9 5/8 a 30 pulgadas).

Cementación de tuberías de revestimiento intermedias: Esta tubería es necesaria para mantener la integridad del pozo al continuar la perforación para profundizarlo. Sus rangos del diámetro varían de 0.10 a 0.12 m (6 5/8 a 13 3/8 pulgadas). Normalmente es la selección más larga de las tuberías en los pozos y van corridas hasta la superficie. Generalmente se emplean para cubrir zonas débiles que pueden ser fracturadas con densidades de lodo mayor, que son necesarias al profundizar el pozo y así evitar pérdidas de circulación. También aíslan zonas de presión anómalas y la cementación se puede realizar con una sola lechada.

Cementación de tuberías de revestimiento de explotación o producción: Esta tubería sirve para aislar los yacimientos de hidrocarburo de fluidos indeseados, pero deben conservar la formación productora aislada. La cementación de esta sarta de tubería es objeto de cuidado minucioso debido a la calidad exigida y a los atributos requeridos para lograr una operación exitosa. Un aislamiento eficiente de esta tubería permite efectuar apropiadamente tratamientos de estimulación necesarios para mejorar la producción del pozo.

En la figura 7 se muestra un esquema generalizado de la construcción de un pozo, donde se muestran las camisas descritas anteriormente.

Figura 7. Esquema generalizado de la ubicación de las camisas en un pozo, (Shlumberger, 2013).

Existen errores en la cementación, cuyas causas pueden ser clasificadas en dos grandes categorías (Shlumberger, 2013):

• 1. Problemas de flujo de origen mecánico que pueden ser provocadas por:

• Tuberías mal centralizadas en pozos desviados.

• Agujeros derrumbados.

• Preflujo ineficiente.

• Régimen de flujo incorrecto.

Estas condiciones se caracterizan por una remoción incompleta del lodo en el espacio anular del cemento.

• 2. Degradación de la lechada de cemento durante la etapa de curado.

La causa fundamental de muchas fallas en la cementación es la presión diferencial entre la presión de poros del cemento y la presión de formación.

Mediciones de laboratorio han demostrado que un cemento bien curado tiene una permeabilidad del orden de 0.001 md, con un tamaño de poro debajo de 2 mm y una porosidad de alrededor de 35 %. Sin embargo, cuando se permite que el gas migre dentro de la lechada antes de completarse el curado, la estructura de poros es parcialmente destruida y el gas genera una red de poros tubulares los cuales pueden alcanzar hasta 0.1 mm de diámetro y crear permeabilidades tan altas como 1 a 5 md. Este cemento gaseoso, a pesar que soporta la camisa, no es capaz de proporcionar un sello apropiado para el gas de la formación. Actualmente se dispone de ciertos aditivos que previenen este mecanismo y aseguran un aislamiento apropiado de la zona en intervalos que contienen gas. Ya sea que la causa de mala cementación tenga origen mecánico o por diferencias de presión, el resultado afectará el aislamiento hidráulico entre las formaciones lo cual es la función principal de una cementación primaria.

Otros conceptos se definen a continuación:

Impedancia acústica (Z): Es la resistencia que opone un medio a la onda que se propaga. Se define como la densidad del material (kg/m3) por la velocidad del sonido en el material (m/s) y se expresa en MRayl (106kg.m-2.s-1). La cantidad de sonido transmitido entre dos materiales depende de la diferencia entre sus impedancias acústicas (Figura 8).

Tiempo de tránsito (TT): Es el tiempo que demora en viajar una onda desde el transmisor hasta el receptor. Entre los factores que aumentan el TT se encuentra el alargamiento (stretching) y el salto de ciclo, y disminuyen el tiempo de tránsito las formaciones rápidas y la mala centralización de las herramientas.

Ondas flexurales: Es un tipo de propagación acústica a lo largo del pozo que se visualiza como una sacudida a lo largo de su diámetro. El modo flexural es excitado por una fuente dipolar (utilizadas en la adquisición de registros sónicos para la excitación y la detección de las ondas de corte.) y es medido por receptores dipolares orientados en la misma dirección. La velocidad de las ondas flexurales es fundamentalmente una función de la velocidad de corte de la formación (velocidad de las ondas S), el tamaño del pozo, la velocidad de sus fluidos, y la frecuencia. Se utiliza para estimar la velocidad de corte de la formación y es la única técnica disponible en las formaciones lentas (donde la velocidad de corte es menor que la velocidad del fluido del pozo). En esta situación, una fuente monopolar no genera ondas precursoras de corte (onda que ingresa en un medio de velocidad relativamente alta, cuyo ángulo incidente y refractado es el ángulo crítico), de modo que no pueden utilizarse técnicas monopolares estándar. La onda flexural es sensible a las propiedades de la zona alterada y a la anisotropía de la formación, la atenuación de las ondas flexurales tiene cierta correlación con la impedancia acústica (Figura 9) y en cementos contaminados aumenta fuertemente, (Schlumberger, 2016).

Figura 8. Transmisión del sonido en dos tipos de ambiente diferentes: en a Z1/Z2 es alto, hay poca transmisión del sonido, y en b Z1/Z2 es bajo, existe alta transmisión del sonido, (Sookram, 2008).

Ondas de corte: También llamada onda S, onda volumétrica elástica en la que las partículas oscilan en dirección perpendicular a la dirección en que se propaga la onda. Las ondas P que chocan con una interfaz con un ángulo de incidencia no normal pueden producir ondas S, que en ese caso se denominan ondas convertidas. Del mismo modo, las ondas S pueden ser convertidas en ondas P. Las ondas S, u ondas de corte, se propagan más lentamente que las ondas P y no pueden propagarse a través de los fluidos porque los fluidos no sustentan el esfuerzo cortante. La interpretación de las ondas S permite determinar propiedades de las rocas tales como la densidad de las fracturas y su orientación, (Schlumberger, 2016).

Formaciones rápidas: Es una formación donde la velocidad de la onda compresional (ondas P) que se propaga a través del fluido del pozo es menor que la velocidad de la onda de corte que se propaga a través de la formación adyacente. En tales condiciones se genera una onda precursora de corte, de modo que pueden utilizarse técnicas estándar basadas en transductores monopolares para medir la velocidad de corte de la formación, (Schlumberger, 2016).

Figura 9. Atenuación flexural e impedancia acústica. La atenuación flexural puede distinguir entre cementos ligeros y contaminados. (Sookram, 2007).

Formaciones lentas: Es una formación en la cual la velocidad de la onda compresional que se propaga a través del fluido del pozo es mayor que la velocidad de la onda de corte que se propaga a través de la formación adyacente. En tales condiciones, no existe una refracción crítica de la onda de corte y no se genera ninguna onda precursora de corte, de modo que no pueden utilizarse técnicas estándar basadas en transductores monopolares para medir la velocidad de corte de la formación. Por el contrario, es necesario utilizar fuentes dipolares para excitar el modo flexural. La velocidad de este último se relaciona estrechamente con la velocidad de la onda de corte, (Schlumberger, 2016).

Operaciones de fresado: Procedimiento realizado para cortar y retirar material del equipamiento o las herramientas localizadas en el pozo. Las fresadoras, o herramientas de corte similares, deben ser compatibles con los materiales de la pieza a recuperar y las condiciones del pozo. Los fluidos que circulan deben ser capaces de retirar el material fresado del pozo, en ocasiones pueden dañar la tubería de revestimiento, (Schlumberger, 2016).

Registro Caliper

El Caliper mecánico aporta información de la geometría del pozo y es uno de los dispositivos más viejos para inspeccionar el caño del pozo. Las herramientas modernas tienen excelente sensibilidad al poseer múltiples patas para medir el diámetro del pozo. Los registros pueden correr en cualquier fluido de pozo,

incluyendo gas, y los conceptos de interpretación son fáciles de entender. El número de patas varía en dependencia al tamaño de la herramienta y se han desarrollado hasta el punto de utilizar Caliper acústico y electromagnético que se utilizan fundamentalmente para determinar afectaciones en la tubería de revestimiento.

Las variaciones del diámetro del pozo dependen de las características litológicas (Figura 10) y de la reacción de las paredes del pozo con el lodo de perforación. Según la magnitud de las variaciones del diámetro con respecto a la barrena de perforación se pueden clasificar las rocas en tres tipos:

• 1. Rocas frente a las que el diámetro del pozo es igual al diámetro nominal de la barrena de perforación; este generalmente lo encontramos frente a rocas duras y compactas, ejemplo de ellas son las calizas, dolomitas y otras de gran dureza.

• 2. Rocas donde el diámetro del pozo es menor que el de la barrena; en este grupo predominan las rocas que forman costra de lodo en la pared del pozo debido a la penetración en la formación de filtrado de lodo; son porosas y permeables, ejemplo son las areniscas y calizas fracturadas.

• 3. Rocas donde el diámetro del pozo es mayor que el de la barrena; estas se caracterizan por ser afectadas por el proceso de perforación y reaccionar con el lodo, tal es el caso de las arcillas las cuales, inicialmente, por ser higroscópicas, absorben agua del lodo, se hidratan o hinchan provocando un aumento de volumen y por consiguiente una disminución del diámetro del pozo y posteriormente debido al aumento de peso, se derrumban dando lugar a grandes cavernas. Otro ejemplo son rocas muy deleznables y poco cementadas como arenas no consolidadas.

Figura 10. Registro Caliper frente a diferentes tipos de litología. (Schlumberger, 2004).

Las variaciones del diámetro del pozo se obtienen gráficamente en un registro geofísico con una escala apropiada que se realiza mediante el Cavernómetro o Caliper. Este equipo consiste en un dispositivo electromecánico en el que la parte mecánica está constituida por un conjunto de brazos o palancas articuladas en cada uno de sus extremos mientras que los otros extremos de cada palanca están libres y corren pegados a la pared del pozo. Las mediciones del diámetro de los pozos se hacen usando como mínimo 2 brazos, colocados simétricamente uno a cada lado de la herramienta de registro (Figura 11). Para lograr que los extremos libres de las palancas se mantengan pegados a la pared del pozo durante el registro, dentro de la sonda y sobre los extremos articulados de las palancas, actúa un resorte en espiral, el cual está acoplado al cursor de un reóstato que es parte integrante de un puente eléctrico (Puente de Wheastone). La variación del diámetro del pozo produce un aumento o disminución del ángulo que se forma entre las palancas, esta variación se transmite al resorte el cual a su vez cambia la posición del cursor del reóstato por lo que la variación del diámetro del pozo se refleja en el reóstato como un cambio de resistencia (Ruiz y Kobr, 1989).

Figura 11. Caliper de dos patas, (Ruiz y Kobr. 1989)

El diámetro del pozo (d) se determina por la ecuación 1:

Dónde:

• ??o : Diámetro del cavernómetro cerrado, cuando la diferencia de potencial en el puente es cero.

• ??: Constante del cavernómetro.

• ??: Intensidad de corriente.

Existen varios tipos de cavernómetros, los primeros fueron electromecánicos como los que se describen anteriormente y con el paso del tiempo se fueron modificando en algunos aspectos. La parte mecánica puede estar compuesta por dos o más palancas, frecuentemente se utilizan los de dos y cuatro palancas aunque en algunos casos el número es mucho mayor. También se han ido modificando en sensibilidad del resorte que mueve el cursor del reóstato y que le transmite el movimiento a las palancas con el uso de mecanismos hidráulicos. En la actualidad, con el desarrollo de las herramientas acústicas, han surgido los cavernómetros acústicos que utilizan ondas acústicas de frecuencias entre 100 y 150 KHz que posibilitan registrar el diámetro del pozo con mayor exactitud, estos han tenido mayor efectividad para determinar la forma de la sección del pozo pues con las perforaciones realizadas los pozos no son completamente regulares sino que presentan un eje mayor que otro, lo que no puede registrarse con los cavernómetros de dos palancas. Esto deja ver la alta efectividad de los cavernómetros acústicos; con estos dispositivos es posible obtener imágenes tridimensionales del caño del pozo como se muestra en la figura 12.

La utilización del registro Caliper como método de control del estado técnico de los pozos es amplia ya que permite valorar la geometría del caño y determinar la presencia de zonas de derrumbes, cavernas, estrechamientos, lo cual es imprescindible para evitar averías en los pozos. Además, ofrece la información básica para realizar los cálculos del volumen de cemento necesario para fijar las camisas.

Figura 12. Imagen tridimensional del caño del pozo obtenida con herramientas ultrasónicas.

Cortesía de EPEP Occidente.

La herramienta de múltiples brazos (PMIT, por sus siglas en inglés) o PS Platform* Multifinger Imaging Tool, es un caliper de múltiples brazos que realiza mediciones radiales altamente precisas del diámetro interno de la camisa. La herramienta está disponible en tres tamaños para registrar diferentes camisas (Figura 13). En la tabla 1 se muestran las especificaciones de las herramientas y las mediciones.

Figura 13. Herramientas PMIT de diferentes tamaños, (Schlumberger, 2008).

El funcionamiento de la herramienta se basa en que los movimientos individuales de los brazos son convertidos a voltajes que son calibrados para dar lecturas independientes de radios internos (Figura 14). Esta información es usada en la evaluación y diagnóstico dentro de tuberías. Las principales aplicaciones de las herramientas son: identificar y cuantificar los daños por corrosión, identificar depósitos o acumulaciones de cera, asfáltenos o acumulaciones de sólidos, localizar daños mecánicos o deformaciones en la tubería, evaluar el aumento de corrosión a través de registros periódicos y determinar el diámetro interno de la camisa.

Figura 14. Registros Caliper de múltiples brazos. En la pista 2 se observa un registro del radio individual de los brazos, en la pista 3 una imagen que enfatiza los cambios en la tubería, (Schlumberger, 2008).

Tabla 1. Especificaciones de las mediciones y técnicas de la herramienta de múltiples brazos (PMIT), (Schlumberger, 2008).

Escáner electromagnético de la camisa (EMIT)

Pipe Scanner Electromagnético (EMIT) sigue el mismo objetivo del Caliper en cuanto a determinar las características internas de la camisa, pero se basa en el principio de los métodos electromagnéticos para proveer una imagen interna de la tubería. Posee un mandril delgado con 18 sensores de contacto que baja a través de la tubería de producción, obtiene un registro cuantitativo de la superficie interior y del espesor del revestimiento, no es necesario sacar el equipo para realizar los registros proporcionando ahorros a la investigación. La aplicación de esta herramienta permite una evaluación cuantitativa de daño hasta en múltiples revestimiento, estima el nivel de corrosión a través de registros periódicos y una eficiente inspección de la camisa.

El resultado de las mediciones es que la herramienta proporciona un espesor total del metal, diámetro interno de la tubería, propiedades del revestimiento, imágenes de alta y baja frecuencia y un reporte de corrosión. La velocidad de registro comprende desde 1097 a 549 m/h. (3600 pies/h a 1800 pies/h) para obtener una resolución estándar y hasta 91 m/h (300 pies/h), (Sookram, 2008). La herramienta está diseñada para utilizarse en cualquier ambiente, independientemente del fluido que presente y se realiza fundamentalmente para dióxido de carbono y ácido sulfúrico. Otras informaciones de la herramienta y las mediciones se muestran en la tabla 2.

Tabla 2. Especificaciones de las mediciones y técnicas de la herramienta EMIT, (Schlumberger, 2008).

El principio de medición se basa en una serie de bobinas receptoras del campo electromagnético en la camisa, que operando a alta frecuencia (Figura 15), permite extraer la relación entre el espesor de la pared de revestimiento y la profundidad del "skin" electromagnético (profundidad máxima hasta donde puede penetrar la onda).

La herramienta provee dos tipos de imágenes:

• Imágenes de baja frecuencia.

• Imagen de discriminación de alta frecuencia.

Ambas imágenes vienen de los 18 sensores montados en los brazos del centralizador.

Figura 15. Receptores y transmisores de alta frecuencia de la herramienta, (Sookram, 2008).

La imagen de alta frecuencia muestra el estado de la pared interna del revestimiento y las imágenes de baja frecuencia permiten realizar controles locales del espesor de la camisa; la esencia de la interpretación de estas imágenes es que en ausencia de defectos se crea un campo electromagnético uniforme y conocido, y en presencia de defectos en la tubería se crean anomalías locales en el campo electromagnético, ejemplo de esto se puede ver en la figura 16.

Figura 16. Izquierda, ausencia de defectos crea un campo uniforme; derecha, presencia de defectos crea un campo irregular, (Sookram, 2008).

La figura 17 muestra los registros proporcionados por el EMIT donde se puede observar que a partir de X, Y20 existe afectaciones en la camisa, y ello se aprecia en la imagen de baja frecuencia (segunda pista desde la derecha) donde existen anomalías producidas por afectaciones en la tubería de revestimiento que se puede confirmar con la curva de la segunda pista donde el espesor disminuye ya que el diámetro nominal es 0.275 pulgada (0,69 cm).

Figura 17. Registros EMIT, donde se puede observar afectaciones en la camisa, (Schlumberger, 2009).

Termometría

Según (Schlumberger, 1989) el registro de Termometría en pozos se introduce en el 1933 siendo entonces uno de los primeros registros en utilizarse.

Los métodos térmicos miden tanto el campo calórico natural como artificial mediante termómetros de pozos que inicialmente eran de mercurio y más tarde, con el desarrollo tecnológico, se convirtieron en termómetros eléctricos. Actualmente los termómetros por lo general son eléctricos y se construyen en dos variantes fundamentales: de puente eléctrico y periodómetro. Tanto en un caso como en otro, el elemento sensible es una resistencia eléctrica que al variar la temperatura varía su magnitud. El principio de funcionamiento de ambos termómetros es simple: el de puente eléctrico consiste en un elemento sensible constituido por una resistencia eléctrica RT que al detectar un cambio de temperatura en el pozo varía su magnitud provocando una diferencia de potencial proporcional a RT y por consiguiente a la temperatura del lodo, que se refleja en el registrador con una escala apropiada. El periodómetro posee un generador que emite una señal de período y frecuencia constante; al variar la temperatura, la resistencia RT del generador cambia, entonces, el período de la señal emitida por el generador varía linealmente proporcional a la variación de RT; en este, al igual que en el de puente eléctrico, la resistencia depende de la temperatura del lodo. La calibración de los termómetros de pozo se realiza conectándolos a la estación de registro, con el cable que se usará en la medición posteriormente, e introduciendo la sonda en un tanque con un fluido que tenga diferentes temperaturas, controlado por un termómetro sensible de mercurio. La lectura del termómetro de pozo se realizará para diferentes temperaturas del líquido del tanque y se construye un gráfico de calibración entre T y ?U, (Ruiz y Kobr, 1989). Actualmente el principio de estas herramientas se mantiene, sin embargo, el desarrollo de las tecnologías han llevado a que estos instrumentos alcancen mayor sensibilidad y menor tamaño. Hoy día utilizan sensores que detectan fácilmente los cambios de temperatura con una alta precisión.

Como se expresó anteriormente, las mediciones de temperatura pueden realizarse a campos calóricos naturales y artificiales; los naturales se agrupan en dos vertientes fundamentales: el estudio del campo calórico regional y el campo calórico local, el primero, muy útil para la caracterización geológica estructural de algunas regiones y el segundo para detectar cualquier variación de temperatura en el pozo que pudiera estar relacionada con zonas donde ocurre entrada de agua de la formación al pozo o viceversa, entrada de gas, movimiento de fluidos por detrás de las camisas y otras afectaciones. Particularmente para estudiar el estado técnico del pozo se mide el campo calórico artificial local, con el propósito de valorar la calidad de la cementación por detrás de las camisas.

En este sentido el objetivo de la utilización del registro de temperatura (Termometría) consiste en la determinación del tope del anillo de cemento, que es la altura a la que llega el cemento detrás de la camisa cuando es inyectado desde el fondo del pozo por el espacio anular que queda entre la pared de este y la superficie exterior de la camisa.

El fundamento de las mediciones térmicas para detectar la altura del anillo de cemento consiste en que al fraguar el cemento, la reacción físico-química que se produce es exotérmica por lo que en la zona cementada se disipa calor, lo que da lugar a una anomalía de alta temperatura en el termograma frente a la zona cementada de la camisa. En la zona de aumento brusco de temperatura, se localiza el tope del anillo de cemento. Por otra parte la variación del termograma en la zona cementada corresponde con la distribución de cemento detrás de la camisa de forma que una alta temperatura corresponde con un aumento del contenido de cemento y puede estar relacionado con un aumento del diámetro del pozo, lo que se debe confirmar con el registro cavernométrico (Figura 18), o una disminución de las temperaturas en la zona cementada está asociada a un menor volumen de cemento que puede ser causado por una disminución de diámetro o una mala cementación. Esta ambigüedad se resuelve comparando el registro de temperatura con la cavernometría, (Ruiz y Kobr, 1989).

Figura 18. Registro Caliper a la izquierda; derecha, registro de temperatura, primer cambio es el tope de cemento, y las demás variaciones del termograma coinciden con variaciones del diámetro del pozo, (Smolen, 1996).

Registro localizador de calas (CCL)

El CCL es un dispositivo que registra los cambios de masa metálica tales como: collares, perforaciones, uniones, empaquetaduras y centralizadores, se utiliza como apoyo a los registros de cementación acústica. La herramienta (Figura 19) está compuesta de: