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MATERIALES CEMENTANTES PARA POZOS PETROLEROS
Araujo Javier, Bonillo Celeste, Medina Adrián, Vásquez Andrés, Vieira Carla.
Universidad Simón Bolívar. Valle de Sartenejas. Baruta. Venezuela
e-mail: [email protected], [email protected], [email protected],
[email protected], [email protected]
Resumen
El cemento portland es el material más usado para operaciones de cementación. El principal producto
de hidratación es el gel CSH (tobermorita), gel responsable de la resistencia temprana del cemento. Sin
embargo, la mezcla de agua con cemento no es suficiente para crear una adecuada resistencia
mecánica, por lo cual se hace necesario el uso de aditivos formulados para modificar el
comportamiento del sistema de cemento.
El conjunto de cemento portland, agua y aditivos constituye la principal base de muchos materiales
cementantes, los cuales varían en función de otros componentes y agregados que son añadidos en
pequeñas cantidades para que el material resista ciertas condiciones de operación extremas y no sufra
detrimento de sus propiedades mecánicas. En este sentido, se pueden encontrar cementos térmicos,
cementos resistentes a ambientes corrosivos, cementos resistentes a zonas de congelamiento, etc.
Asimismo, se han desarrollados sistemas cementantes con algún fin en particular, ya sea de tipo
económico, ambiental o mejoramiento de las propiedades mecánicas, entre los cuales se pueden
mencionar: lodo cementante, geopolímeros o cemento espumado, por mencionar solo un ejemplo de
los materiales que pueden cubrir uno o más de estos tres objetivos que se buscan.
Por otro lado, cabe destacar el gran número de variables de proceso que se deben considerar al
momento de realizar la cementación, entre ellas, el control y estabilidad del pozo. Se debe trabajar la
lechada dentro de la ventana de trabajo, donde la presión del poro y la estabilidad del pozo delimitarán
el límite inferior de la densidad de la lechada. Mientras que un gradiente de fractura delimita el límite
superior de la densidad de la lechada. Asimismo se debe tener control con la bombeabilidad, perdida de
fluido etc.
Con el fin de solventar muchos de estos problemas de cementación, han sido desarrollados sistemas de
cementos especiales. Estos sistemas consisten en tecnologías de cemento específicas que intentan
solucionar problemas como pérdida de circulación, asentamiento de la lechada, formaciones de sales a
través de la cementación y ambientes corrosivos. En el caso particular de pozos HPHT (alta presión, alta
temperatura), materiales específicos han sido desarrollados, como por ejemplo el cemento FlexSTONE,
el cual presenta un valor menor de módulo de Young y permeabilidad en comparación al cemento
convencional, brindando un aislamiento zonal adecuado para este tipo de pozos de condiciones críticas.
Finalmente, las fallas en la tecnología de aislamiento zonal presentan la necesidad de revisar el proceso,
materiales y herramientas que permitan deducir el riesgo de la operación y desarrollar nuevas
tecnologías.
Palabras claves: Cemento portland, fluido de perforación, aislamiento zonal, falla.
1. INTRODUCCIÓN
El petróleo constituye en Venezuela la principal fuente
de ingreso, por lo que básicamente toda la economía y
el presupuesto nacional del país dependen de la renta
petrolera. De aquí, la importancia de mantener una
industria petrolera fortalecida y con alta productividad.
Uno de los factores de vital importancia en esta
productividad es el proceso de perforación, y entre
ellos, la cementación de los pozos petroleros. Durante
la construcción de un pozo, la cementación es vital,
dado que una deficiente operación del proceso traería
drásticas consecuencias, tales como el riesgo de pérdida
del pozo, contaminación por comunicación entre zonas
ambientalmente sensibles, migración de gases, entre
otras.[1]
La cementación de los tubulares de revestimiento tiene
como objetivo primordial lograr el aislamiento zonal
efectivo, mediante el empleo de materiales
cementantes que presenten los menores costos y a la
vez desarrollen las mejores propiedades físicas y
mecánicas para cumplir con los requerimientos del pozo
en el corto y largo plazo. [2] En este sentido, el trabajo
de investigación que aquí se presenta, constituye un
compendio de una gran variedad de materiales
cementantes de amplio uso en cementación de pozos
petroleros. El trabajo también abarca nuevos materiales
y tecnologías tales como cemcret, lodo cementante y
geopolímeros, que si bien hoy en día, no han sido
totalmente desarrollados, en un futuro pueden
representar grandes avances en técnicas de
cementación.
De tal manera, con este trabajo, se busca que el lector
encuentre un gran material de referencia en cuanto a la
amplia variedad de materiales cementantes y
formulaciones que se pueden obtener para cada
necesidad o condición de operación en particular, pero
además, se incluyen aspectos relevantes en torno a la
selección y usos de estos materiales, como por ejemplo,
la disponibilidad, factibilidad económica, control del
pozo para llevar a buen término la operación, así como
también las fallas típicas que se presentan en la
cementación de pozos.
2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1 Química y caracterización del cemento portland
El cemento portland es el material más usado para las
operaciones de cementación. Está constituido
principalmente por 4 componentes: Silicato tricálcico
(C3S. silicato dicálcico (C2S), aluminato tricálcico (C3A) y
ferroaluminato tetracálcico (C4AF). [3]
Se produce a partir de materiales calcáreos que
reaccionan en un horno rotatorio a temperaturas
cercanas a los 1500ºC, es enfriado violentamente y
posteriormente mezclado con pequeñas cantidades de
yeso (3 a 5%) y pulverizado hasta obtener un producto
fino y muy reactivo. La calidad y finura del cemento
depende de la tasa de enfriamiento. El mejor Clinker se
obtiene con enfriamiento lento hasta 1250ºC seguido
de un enfriamiento rápido de 18-20ºC/min. [3]
Los distintos componente del cemento portland tienen
diferentes cinéticas de hidratación. El principal
producto de hidratación es el gel CSH. Sin embargo, los
silicatos cálcicos hidratados no tienen una composición
única, la relación S:H varía con la concentración de
calcio en la fase acuosa, la temperatura y la presencia
de aditivo.
Según las condiciones de cementación se requieren
distintos tipos de cemento, por lo que la API ha creado
una clasificación donde se establece el rango de
presión, temperatura y profundidad en los que pueden
ser utilizados. En la Tabla 2.1.1 se observa dicha
clasificación.
Tabla 2.1.1. Clasificación API del cemento portland. [3]
Clase Propiedades
A 6.000 pies sin requerimiento especiales.
B 6.000 pies con resistencia los sulfatos (RS) moderada a alta.
C 6.000 pies con desarrollo temprano de resistencia, disponible en tres grados de resistencia a los sulfatos
D Profundidades de 6.000 a 10000pies. Condiciones de presión y temperatura moderada. RS moderada a alta.
E 10.000 a 14.000 pies, altas presiones y temperatura. RS de moderada a alta.
F 10000 a 16000 pies en condiciones extremas de temperatura y presión. RS moderada a alta.
G y H
8000 pies, usado con retardadores y aceleradores la principal diferencia entre G y H es el área superficial. H es significativamente más grueso que G.
En la cementación de pozos suelen haber un gran
número de parámetros con los cuales cumplir según las
características de la formación y del pozo. Lechadas
constituidas sólo de agua y cemento portland no
cumplirían con todos los requerimientos necesarios, ya
que se deben modificar una gran cantidad de variables
para obtener los resultados óptimos. En este sentido, se
han desarrollado aditivos que modifican el
comportamiento del sistema de cemento. La influencia
en las propiedades químicas y físicas es muy variable
según el tipo de cemento que se utilice.
En la actualidad existen más de 100 aditivos en
distintas presentaciones los cuales pueden ser
agrupados en 8 categorías principales: aceleradores,
retardadores, extendedores, agentes modificadores de
la densidad, dispersantes, controladores de perdida por
filtrado, agentes controladores de pérdida por
circulación y aditivos especiales.
Debido a la complejidad del proceso de hidratación del
cemento y el gran número de parámetros involucrados
el método más eficiente para el diseño de las lechadas
de cemento son las pruebas de laboratorio. [3]
2.2. Cementos térmicos
Los cementos térmicos engloban tres tipos
fundamentales de cementación; pozos profundos,
pozos geotérmicos y pozos sometidos a tratamientos de
recuperación térmica. [3]
El gel CSH que se forma producto de la hidratación del
cemento portland al aumentar la temperatura por
encima de 230ºF; experimenta transformaciones de
fase que van en detrimento de las propiedades
mecánicas y la permeabilidad, este fenómeno es
normalmente conocido como “retrogresión”.
La retrogresión puede prevenirse reduciendo la relación
C/S en el cemento. Esto se logra reemplazando parte
del cemento por arena o harina de sílice, según sea
pertinente. Normalmente se adiciona 35-49% de sílice
BWOC lo que lleva la relación C/S a valores cercanos a 1.
Sin embargo, a temperaturas mayores a 750ºF las fases
estables empiezan a deshidratarse generándose la
desintegración del cemento. [3]
En este sentido, existen algunos materiales
cementantes especiales que se utilizan para estas
aplicaciones:
Cemento tipo J: clasificado como J en la designación
API, se utiliza a T mayores a 260ºF. No se influye en la
clasificación oficial por su poco uso. Este cemento no
posee aluminatos ni sulfatos tricálcicos, por lo que
presenta una mayor resistencia a los sulfatos.
Sistemas Calcio/Sílice: Consisten en una mezcla de α-
cuarzo y calcia hidratado, su comportamiento es más
predecible que el del cemento portland por la ausencia
de impurezas y se pueden usar los mismos aditivos.
Cementos de alta alúmina: Tiene especial aplicación a
temperaturas mayores a los 740ºF, posee estabilidad
ante fluctuaciones de temperatura debido a la ausencia
de hidróxido de calcio. La resistencia y durabilidad entre
los 440 y 1830ºF está asociada a la relación
agua/cemento, la cual varía según la aplicación. El
cemento aluminoso es el material preferido para pozos
de combustión in-situ. [3]
Las condiciones atmosféricas de este tipo de
cementaciones suelen involucrar a sustancias altamente
corrosivas por lo que puede haber degradación del
cemento. En este sentido, recientemente se han
desarrollado cementos sintéticos que se utilizan para
complementar las cementaciones, en las zonas donde
puedan haber condiciones agresivas de CO2. (Este punto
se trata con mayor detalle en la sección de sistemas de
cementos especiales) [3].
Los sistemas poliméricos de base epóxica son comunes
en estas aplicaciones, pero pueden degradarse a altas
temperaturas. Investigaciones han desarrollado
polímeros como los organosiloxano o sistemas de
cemento a base de alcohol furfurilico y carbón los
cuales son estables a altas temperaturas pero aun no
son usadas comercialmente.
En la Tabla 2.2.1 se resumen las principales aplicaciones
de los cementos térmicos y los detalles de la
cementación.
Tabla 2.2.1. Tipos de cementos y sus aplicaciones. [3]
Cem
enta
ció
n
Térm
ica
Po
zos
pro
fun
do
s Profundidades que exceden los 15.000 pies. Altas T y presiones, presencia de fluidos corrosivos. Se utiliza cementos tipos H o G con 35 a 40% de sílice BWOC, dispersantes, controladores de filtrado, retardadores y controladores de densidad.
Po
zos
Geo
térm
ico
s
T mayores a 500ºF y profundidades menores a 10.000 pies. Problemas de perdida de circulación, se usan lechadas de baja densidad. Los extendedores más usados son bentonita y perlita. Se requiere resistencia a la compresión y permeabilidad menor a 0,1md. Problemas de corrosión por CO2, se utiliza harina de sílice 20%BWOC
Rec
up
erac
ión
de
po
zos
Esti
mu
laci
ón
po
r va
po
r
Lechadas de alta densidad por lo general, si hay pérdida de circulación se usan lechadas de baja densidad utilizando perlita y bentonita como extendedores. Presencia cambios cíclicos de temperatura que generan esfuerzos, por lo que puede ser recomendable el cemento espumado.
Co
mb
ust
ió
n in
-sit
u
Temperaturas entre 700 y 1700ºF. Se utiliza cemento de alta alúmina
2.3. Nuevos materiales para la cementación de pozos
Actualmente en Venezuela, el IVIC (Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas) e INTEVEP (Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo), se encuentran en el desarrollo de nanomateriales que puedan ser utilizados como aditivos con propiedades específicas aplicadas a la producción petrolera. [1]
La investigadora María Goite, del Laboratorio de Química de Metales de Transición del Centro de Química del IVIC, hizo énfasis en que el equipo multidisciplinario conformado por Gema González del Laboratorio de Materiales del Centro de Ingeniería de Materiales y Nanotecnología y Alejandra Balza, Oscar Corona y Alicia Colina de la Gerencia de Investigación Estratégica en Producción de Intevep, han logrado, en un una primera etapa, sintetizar y caracterizar nuevos aditivos esenciales para reforzar la matriz de cemento de los pozos petroleros con el fin de evitar posibles fallas futuras y garantizar una mejor funcionalidad del pozo. [1]
En adición, se planteó que al finalizar el proceso de caracterización de los nanomateriales, se realizaran ensayos mecánicos con la finalidad de que en un largo o
mediano plazo, estos productos puedan ser aplicados a las zonas petroleras del país. [1]
Actualmente a nivel mundial se están desarrollando e incluso ya han sido utilizado nuevos materiales cementantes, en campo como lo es el caso del “cemCRETE”, material desarrollado por la empresa Schlumberger. Este nuevo tipo de cementos es una alternativa para lechadas de cementos base aceite. [4]
2.3.1. CemCRETE
El sistema CemCRETE es una alternativa de alto desempeño para lechadas de pozos de base aceite. [4]
CemCRETE aumenta la cantidad de proporción de sólido en la lechada empleando una distribución de tamaño de partícula. Con un menor tamaño de partícula se logran llenar los espacios existentes entre las de mayor tamaño, resultado de esta forma en una lechada con menor contenido de agua. Este tipo de tecnología permite colocar columnas más largas, ligeras y encofrados (casing) más profundos manteniendo las propiedades óptimas durante la producción. [4]
Las lechadas de cemCRETE requieren menos agua durante el mezclado y el bombeo. Al colocar mayor cantidad de sólido en el cemento, lo cual contribuye a mayores esfuerzos a la compresión, reducción de la permeabilidad y un incremento en la resistencia a fluidos corrosivos. [4]
2.3.2 Geopolímeros
Los geopolímeros son una nueva clase de materiales cerámicos provenientes de materiales naturales (silicoaluminatos) térmicamente activados como el metacaolín o subproductos industriales tales como cenizas volantes o las escorias de alto horno. [5]
Estos materiales se forman por la copolimerización del aluminio y especies de silicato que proceden de la disolución de la alúmina y la sílice presentes en la materia prima. Este proceso ocurre a altos valores de pH (medio básico). [6]
Su estructura está conformada por una red de Si-O-Al enlazados alternativamente con átomos de oxígeno. Entre las propiedades más resaltantes del cemento geopolimérico se destacan: su estabilidad a temperatura ambiente, baja permeabilidad, buena resistencia a la compresión e incluso mayores que el cemento Portland convencional y buena trabajabilidad.[5]
Su principal aplicación se encuentra en la industria de elementos prefabricados, pero también otros elementos como postes de luz y bloques para pavimentación o edificación. [7]
En la actualidad el producto de geopolímero comercial más empleado y conocido mundialmente es el PYRAMENT PBC, el cual es una mecla de 80% cemento Portland y 20% geopolímero. Su principal característica es la rápida ganancia de altos valores de resistencia, lo cual lo hace idóneo para reparación de pistas de hormigón, carreteras, etc. [8]
Esta tecnología aún no se encuentra aplicada en Venezuela o al menos desde el punto de vista comercial, sin embargo, resulta ser una alternativa muy viable como material cementante ya que otorga propiedades óptimas e incluso superiores a las del cemento portland. Además de que poseen una alta resistencia a los sulfatos en medios ácidos y medios ricos en dióxido de carbono, lo cual promueve su uso en pozos petroleros. Se debe tomar en cuenta que los geopolímeros poseen la ventaja ecológica de no producir CO2 durante su producción a diferencia del cemento Portland donde se produce casi 1Ton de CO2 por Ton de cemento producida. [9]
Es importante mencionar que este tipo de cemento aún se encuentra en estudio y desarrollo a nivel de síntesis, comportamiento y propiedades. Sin embargo, se puede apreciar que para un futuro a mediano o largo plazo puede ser un nuevo material a utilizar para la cementación de pozos petroleros a nivel mundial.
2.4. Cemento espumado
Es una dispersión gruesa de lechada de cemento, agentes espumantes y gas. El cemento espumado se crea cuando un gas, usualmente nitrógeno, es inyectado a una alta presión a una lechada base que a su vez se le incorporan agentes espumosos y estabilizadores. El nitrógeno puede ser considerado como un gas inerte por lo que no reacciona o modifica el producto de hidratación del cemento. Es importante mencionar que el aire comprimido puede ser usado como sustituyente del nitrógeno para crear este tipo de cementos, pero únicamente bajo condiciones especiales. [10]
Las espumas se caracterizan por su “calidad”, la cual es la proporción (expresada en porcentaje) entre el volumen ocupado por el gas y el volumen total de la espuma. Dependiendo de esta “calidad” podemos encontrar dos situaciones extremas. Las espumas concentradas, las cuales son mayoritariamente una fase
gaseosa y consisten en celdas poliédricas gaseosas separadas por delgadas membranas de líquido. Mientras que las espumas diluidas consisten en burbujas casi esféricas separadas por una membrana espesa de líquido. Los cementos espumados pertenecen a esta segunda categoría, con una calidad que generalmente no excede el 80% pero no es menor al 50%.[3]
El cemento espumado es un fluido compresible, por lo que su calidad presentará variaciones a través de su circulación por el pozo gracias a los cambios de presión. Debido a que es un sistema trifásico (líquido/Sólido/Gas) con muchas variables variando constantemente, se hace muy difícil de caracterizar. [3]
Se cree que las pequeñas y finas burbujas de la espuma proveen unas paredes de cemento más fuertes alrededor de las mismas, además de promover un aumento de la integridad del cemento. Esto genera poros discretos, no interconectados en la lechada de cemento como se muestra en la Figura 2.4.1. Tal integración de los espacios discretos reduce la densidad de la lechada de cemento. Cuando el proceso se realiza de forma adecuada, se crea una lechada ligera con baja permeabilidad y una relativa alta resistencia a la compresión comparada con los cementos convencionales. [10]
Figura 2.4.1. Muestra de Cemento Espumado
El cemento espumado es más económico que el cemento con microesferas y las lechadas son más fáciles de diseñar. En adición, el cemento espumado se pueden obtener densidades tan bajas como 0,42 Kg/L. [10]
Entre las ventajas que presenta el cemento espumado en comparación con el cemento convencional encontramos: una baja densidad de trabajo, una mayor resistencia a la compresión, ofrece mayores esfuerzos comparados con lechadas ligeras, un buen control de pérdida de fluido y mejores propiedades para el bombeo de la lechada. [11]
Mientras que entre sus desventajas se destacan: es más costoso que las lechadas convencionales, se requiere un control estricto del flujo de nitrógeno (N2), el retorno de la espuma en algunos casos y existe cierta dificultad para caracterizar propiedades. [11]
Este tipo de cemento es usado a la hora de solucionar problemas en la cementación tales como: formaciones que presenten fracturas, muy permeables o carvernosos. [3]
2.4.1. Reología
Presentan anisotropía, y heterogeneidad en su composición y propiedades que varían bajo la cizalla. Son dependientes del historial de cizalladura, en donde la burbuja continuamente se destruye y vuelve a rehacerse, además de presentar inestabilidad dinámica. Debido a lo mencionado anteriormente, viscosímetros rotacionales no son los más adecuadas para realizar mediciones reológicas de este tipo de fluido. [3]
2.4.2 Agentes Espumantes, Estabilizadores y Aditivos
En campo se deben cumplir varias condiciones para lograr la estabilidad del espumado. En primer lugar, se deben mezclar en la proporción óptima de agua, evitando usar la proporción agua-cemento ya que contribuye a la segregación de las lechadas para cemento espumado.
La densidad base de la lechada va a depender de las propiedades finales deseadas. Si se selecciona una densidad base usada para lechadas convencionales con el fin de obtener altos esfuerzos a la compresión, se debe emplear un alto volumen de gas para conseguir la densidad de espuma, lo cual genera una alta permeabilidad. Por el otro lado, si se selecciona una densidad base muy por debajo del valor convencional, se logra alcanzar el cemento espumado con mayor facilidad por lo que se obtiene una baja permeabilidad pero también bajos esfuerzos a la compresión. [3]
Los químicos utilizados para estabilizar el cemento espumado deben ser efectivos a elevadas temperaturas y presiones en medios altamente alcalinos. Es esencial que la espuma sea estable por un período de tiempo mayor al requerido por el cemento para asentarse. [3]
Los polímeros como el látex, o alcoholes de cadena larga son usados como estabilizadores del espumado. Las partículas de cemento juegan un papel importante en la estabilidad del cemento, ya que cuando una partícula sólida de adhiere a la burbuja, se reduce la coalescencia de la misma y promueva la estabilidad de
la espuma. También una variable importante es la mojabilidad de la partícula, si el ángulo de contacto es muy bajo, las partículas son mojadas por el líquido y se hunden. Si el ángulo es muy grande la adhesión a la lamela es insuficiente para lograr la estabilidad de la partícula, el ángulo óptimo de contacto está entre 40º y 70º. [3]
2.4.3 Cizallamiento
A medida que el cemento pierde presión hidrostática gracias a la gelificación, la presión del gas funciona para mantener en contacto ajustado entre el cemento y el encofrado o la formación en sí. Se ha reportado cementos espumados con densidades cercanas a 7,9 lb/gal (1,14 g/cm3) poseen un mayor esfuerzo al cizallamiento que un cemento con un 12% de bentonita de densidad 12,7 lb/gal (1,52 g/cm3). También se encontró que la proporción de esfuerzo de cizallamiento y esfuerzo a la compresión es mayor en cementos espumados y esta aumenta a medida que sube la concentración de nitrógeno utilizado. [3]
2.4.4. Tiempo de Espesamiento
Según estudios realizados, el estudio de esta variable resulta ser la más difícil de ejecutar y la menos conclusiva. Para que sea un estudio significativo se debe realizar en condiciones de fondo del pozo, en adición, la lechada de ser preparada en un mezclador presurizado y ser transportado bajo presión a un consistómetro presurizado. [3]
El ensayo de tiempo de espesamiento consiste en medir la evolución de la relación reología-propiedad en un rango de cizallamiento. Debido al comportamiento reológico muy particular que posee la espuma, el campo de cizallamiento no es uniforme, una gran parte de la espuma permanece estática mientras que una pequeña porción es la que sufre la desestabilización.[3]
En lugar de trabajar con el sistema de espumas, el procedimiento convencional es medir el tiempo de espesamiento en la lechada base que contenga los aditivos, surfactantes y estabilizadores. [3]
2.4.5 Parámetro de Diseño de Ingeniería
Junto con las propiedades físicas y químicas del cemento; la localización y la técnica de colocación deben ser diseñadas según las condiciones del pozo a cementar. Los cementos espumados se usan comúnmente en formaciones con una presión de fractura baja. Por lo tanto, este es uno de los problemas
que se encuentran en campo por lo ingenieros, ya que deben asegurar que la presión del pozo, durante y luego
de la colocación de la espuma, nunca exceda la presión de fractura. La presión del pozo es la variable que se toma como primer parámetro para el criterio del diseño. [3]
2.4.6. Aplicaciones en Venezuela
Actualmente en Venezuela esta tecnología ya se encuentra en uso. Por ejemplo, ya se han realizado cementaciones en pozos del campo Lagomar, en el Lago de Maracaibo; Campo Carito, en el Oriente del país y en Campo La Paz en el Lago de Maracaibo. Estas cementaciones han resultado exitosas, con buenos aislamientos zonales. [12]
2.5. Sistemas de cemento especial
Con el fin de solventar problemas en procesos de
cementación de pozos, han sido desarrollados sistemas
de cementos especiales. Estos sistemas consisten en
tecnologías de cemento específicas que intentan
solucionar problemas como pérdida de circulación,
asentamiento de la lechada, formaciones de sales a
través de la cementación y ambientes corrosivos. [3]
2.5.1. Cementos tixotrópicos
Sistemas de cementos tixotrópicos tienen varias
aplicaciones importantes. La mayoría de estos sistemas
usan el cemento portland como componente principal y
agregados de arcilla y sulfato de calcio para impartir
tixotropía. Otros sistemas cementantes tixotrópicos
son sistemas de sulfato de hierro/sulfato de aluminio y
polímero de celulosa reticulado. [3]
Los cementos tixotrópicos a menudo son usados en
pozos donde excesivo asentamiento de la columna de
cemento (presencia de agua libre) es una ocurrencia
común, generando zonas débiles en el pozo que
fracturan a baja presión hidrostática. El uso de estos
cementos disminuye la presión hidrostática a medida
que incrementa la fuerza de gel y se evita el
“asentamiento”. [3]
Otra aplicación importante es en el tratamiento de
pérdida de circulación durante la perforación. Cuando
una lechada tixotrópica ocupa la zona de la tolerancia
entre revestimiento y formación, la velocidad del frente
de flujo disminuye y una estructura de gel se comienza
a desarrollar. Eventualmente, la zona se “tapona”
debido al incremento de la resistencia al flujo, y una vez
que el cemento se establece, la zona se consolida
satisfactoriamente.
2.5.2. Sistemas de cemento expansivo
Sistemas de cemento que expanden un poco después
de haber sido colocados, son valorados por sus
características de sellamiento en la zona anular de
colocación de la lechada y también como mejoradores
en resultados de cementación primaria. El
mejoramiento de la adherencia entre revestimiento y
lechada y entre lecha y formación se traduce en
resistencia mecánica o “enganche” del cemento contra
la tubería y formación. Gracias a estos materiales, se
pueden obtener muy buena adherencia incluso si hay
lodo pegado al revestimiento o superficie de la
formación. Existen cementos expansivos basados en
etringita. Dado la formulación de estos cementos,
pueden ser también sistemas tixotrópicos. Si esto no es
deseado, la tixotropía puede ser prevenida por la
adición de un dispersante del cemento. La limitación
principal de los sistemas basados en etringita es su
inhabilidad para proveer una expansión significante a
temperaturas de curado sobre los 170°F (76°C). [3]
Algunos sistemas de cemento expansivo son:
- Cementos con sales. Lechadas de cemento con
altas concentraciones de NaCl y/o Na2SO4. En
este caso la expansión del cemento ocurre
debido a la presión interna ejercida por la
cristalización de las sales dentro de los poros y
reacciones de clorosilicatos.
- Polvos de aluminio, hierro, magnesio y zinc
pueden también ser usados para preparar
cementos expansivos. Estos polvos reaccionan
con el álcalis de la lechada de cemento para
producir pequeñas burbujas de gas hidrógeno
- El uso de oxido de magnesio calcinado en la
lechada también puede resultar en expansión
del cemento al hidratarse a hidróxido de
magnesio. El material hidratado ocupa más
espacio que los materiales originales.
2.5.3. Cementos protegidos contra congelación.
Zonas “permafrost” en Alaska y norte de Canadá
presentan varias dificultades de cementación únicas.
Las zonas “permafrost” se definen como cualquier
formación del subsuelo permanentemente congelada.
Cuando estas zonas existen, se debe evitar a toda costa
el descongelamiento de la formación durante los
trabajos de perforación. El descongelamiento puede
causar que la formación ceda, se desplome,
generalmente por sobre 200 ft (60 m) del pozo. Bajo
estas condiciones, El sistema de cemento debe tener
un bajo calor de hidratación y ser capaz de desarrollar
suficiente resistencia a compresión (sin congelamiento)
a temperaturas tan bajas como -3°C.
Sistemas de cemento portland convencional no son
satisfactorios en condiciones “permafrost” debido a que
se congelan antes de desarrollar suficiente resistencia a
la compresión. Es posible añadir sal, alcohol u otros
materiales contra el congelamiento al agua de mezcla,
sin embargo se ha demostrado efectos adversos sobre
la calidad del cemento colocado. [3]
Dos tipos de sistemas de cemento han respondido
satisfactoriamente en este tipo de ambientes severos:
cemento de aluminato de calcio y mezcla de cemento
portland con yeso. El cemento de aluminato de calcio es
un material de uso especial de producción limitada que
tiene la propiedad de ganar resistencia rápidamente y a
temperaturas bajas, cercanas a temperaturas de
congelamiento. Se usa como diluyente fly ash para
reducir el calor de hidratación del cemento y por
razones económicas. La mezcla de cemento portland
con yeso y cloruro de sodio es otro sistema
ampliamente usado para cementación de zonas con
condición de congelamiento, este sistema tiene bajo
calor de hidratación por lo tanto es adecuado para
consolidar formaciones “permafrost”. El yeso colocado
gana resistencia rápidamente a temperaturas de
congelamiento y protege del congelamiento al cemento
portland que se colocó más lento. [3]
2.5.4. Sistema de cemento de sal
Son aquellos que tienen cantidades significativas de
NaCl y KCl. Estos sistemas pueden actuar como aditivos
de una manera muy versátil: pueden incrementar la
conductividad eléctrica del cemento, para preparar
cementos contra la congelación, para dispersar lechadas
de cemento, también pueden actuar como acelerador o
retardador dependiendo de su concentración en la
lechada. Además es muy económico y de gran
disponilbilidad.
Por otro lado, cementos saturados en sales o de alta
salinidad son más compatibles con formaciones de
arcillas que si se usara el agua fresca, previniendo el
hinchamiento de las arcillas y el posterior daño a la
formación. Sin embargo, se recomienda que las
lechadas empleadas tengan un nivel de salinidad en
equilibrio al de la formación. Estudios han demostrado
que una colocación adecuada de sales, conlleva a una
cementación primaria exitosa. [3]
2.5.5. Sistema de cemento modificado con látex
Concretos modificados con látex favorecen el
rendimiento de la mezcla ya que mejoran la
trabajabilidad, disminuyen permeabilidad, incrementan
el esfuerzo tensil, reducen la contracción e incrementan
elasticidad. [3]
Estos sistemas tienen una aplicación muy importante
desde el punto de vista de resistencia mecánica del
cemento. Una contracción absoluta en el volumen es
observada como un resultado de la hidratación del
cemento portland. Debido a esto se crean esfuerzos en
la matriz de cemento que desencadenan en la
formación de microgrietas. La propagación de las
microgrietas disminuye la capacidad tensil del cemento
colocado e incrmenta su permeabilidad. Usando
sistemas modificados con látex, las partículas de látex
coalescen para formar una película plástica que rodea y
cubre el gel C-S-H (tobermorita). Debido a su elasticidad
y alta resistencia de enlace, se crean puentes de látex
entre las microgrietas y restringe su propagación, como
resultado, la resistencia tensil de la cementación
incrementa y la permeabilidad disminuye. El látex
también disminuye la velocidad de pérdida de fluidez y
mejora durabilidad. [3]
El acetato de polivinilo y butadieno-estireno son dos
materiales látex que se han empleado con buenos
resultados en cementación de pozos, para temperaturas
específicas.
2.5.6. Cementos para ambientes corrosivos
En pozos petroleros, el cemento portland está sujeto a
ataque químico por ciertas formaciones y por sustancias
inyectadas desde la superficie.
Uno de los daños más importantes es la contaminación
por CO2. Las aguas cargadas de dióxido de carbono
pueden destruir la integridad estructural de los
cementos portland. La corrosión del cemento portland
por dióxido de carbono es termodinámicamente
favorecida y no puede ser prevenida. Una solución fácil
a estos sistemas puede ser el uso de cementos
sintéticos. Sin embargo, tales sistemas no son
económicamente factibles para la gran mayoría de
“inundaciones” de CO2.. Por esta razón, se toman
medidas para disminuir la velocidad de degradación de
los sistemas de cemento portland. La adición de
materiales puzolánicos es usado para reducir la
permeabilidad y así inhibir la invasión de agua cargada
de dióxido de carbono, disminuyendo hasta un 50% la
velocidad de corrosión.
En ambientes corrosivos, los cementos de
polímeros orgánicos, usualmente base epoxi son usados
para mejorar la resistencia química. Estos se
caracterizan por su resistencia a la corrosión y alta
resistencia a esfuerzos de cizalla y de compresión. Son
resistentes a ácidos y bases fuertes, así como
hidrocarbonos y alcoholes.
2.5.7. Fluidos de perforación cementante.
Muchos problemas de cementación tales como
pérdida de circulación, excesiva pérdida de fluido y
migración de fluido en la sección anular podrían ser
prevenidos si el fluido de perforación fuera cementante.
En este sentido, un buen aislamiento zonal pudiera
lograrse, debido que la remoción de lodo por una
lechada de cemento incompatible ya no sería una
preocupación. Pocas técnicas han sido desarrolladas y
aún su uso no ha sido generalizado. Algunas de ellas
son: sistemas de cemento portland- bentonita con un
retardador, activadores como cloruro de calcio, lodos
de polímeros activados por radiación y lodos base
cementos activados por calor. [3]
2.6. Incidencia del costo de los materiales
cementantes.
La cementación forma parte de las operaciones de
perforación de un pozo petrolero y constituye el 8% de
los gastos totales asociados a estos procesos. Sin
embargo, a pesar de que los trabajos de cementación
constituyen un porcentaje considerablemente bajo en
costos, la economía de las operaciones de perforación
se favorecerá a medida que estos costos disminuyan y
la producción de crudo aumente. En este sentido, se
presenta a continuación, aspectos importantes
relacionados con la factibilidad económica de estos
materiales cementantes. [2]
Con el objetivo de analizar la factibilidad económica, se
considerarán dos tipos de materiales cementantes, el
primero de ellos, y más ampliamente usado, es el
cemento portland, y el segundo material, constituye la
tecnología de lodo cementante. La Figura 2.6.1 se
obtuvo de un análisis realizado en 2004 acerca de
relación costos para una lechada de cemento portland y
varios tipos de lechadas a partir de fluidos de
perforación con formulaciones diferentes. Esta figura
se presenta con la intención de mostrar la factibilidad
en precio que presenta una lechada de cemento
portland frente a un lodo cementante en operaciones
de cementación en Venezuela; donde el elevado precio
del lodo se atribuye principalmente a la escoria como
componente fundamental en estas formulaciones. La
escoria, al ser un producto importado, es 4 o 5 veces
más costosa que la misma cantidad de cemento
portland que se puede emplear en una cementación.
Asimismo, dependiendo de la formulación, pueden
obtenerse lechadas de lodo cementante que compitan
en costo con las de base cemento portland tal como se
puede apreciar en la figura.
Figura 2.6.1. Comparación de los costos por barril para
diferentes tipos de lechada [2]
Por otro lado, es importante destacar la incidencia en
costo del material cementante dentro del costo total de
la operación de cementación. La Figura 2.6.2 permite
mostrar esta incidencia. Los datos que se presentan
también son el resultado de un análisis de factibilidad
económica en cementación de pozos realizado en el año
2004. Como se aprecia en el esquema, para el cemento
portland, el uso de aditivos representa el 60% de costo
total de la cementación, mientras que el material
cementante (cemento portland) solamente representa
el 6% de los costos de la operación, un porcentaje
significativamente pequeño en relación al
correspondiente a aditivos. Caso contrario ocurre con
los lodos cementantes, donde el material cementante
(escoria) representa aproximadamente el 40% de los
costos totales de cementación. De lo que se concluye
que la tecnología de cementación de lodos constituye
una reducción de costos significativa en cuanto al uso
de aditivos. Sin embargo, toda implementación de
sistemas cementantes que permitan reducir costos va a
estar sujeta a la disponibilidad de componentes y
materiales cementantes para la lechada.
Figura 2.6.2. Gráfica comparativa del porcentaje que
representa del costo total de la cementación los
equipos y servicios, material cementante, fluidos de
perforación y aditivos para diferentes tipos de
lechadas.[2]
2.7 Cementación de pozos HTHP, dificultades tecnológicas Los pozos que presentan alta presión y alta temperatura (HTHP), son construidos generalmente como los pozos convencionales, sin embargo, las condiciones de HTHP
limita el rango de materiales y tecnologías para explotar estos yacimientos. A pesar de que no existen normas que especifiquen las condiciones HPHT, Schlumberger los clasifica en tres categorías (Figura 2.7.1). Se les llama pozos HPHT a aquellos que presentan presiones de fondo que pasan los 69MPa o que presentan temperaturas de fondo superiores a 150°C. Los pozos Ultra-HPHT son aquellos que presentan temperaturas mayores de 205°C o 138 MPa de presión, dichos valores exceden los límites operativos prácticos de la tecnología de componentes electrónicos existentes, por lo tanto se le colocan dispositivos disipadores de calor interno o en la instalación del dispositivo dentro de un recipiente al vacío. Por último están los pozos HPHT-hc que son los ambientes más críticos por presentar temperaturas y presiones más altas que 260°C o 241 MPa. [13]
Figura 2.7.1. Sistema de clasificación HTHP
[13]
Un parámetro fundamental de los pozos HPHT, es el tiempo que van a estar expuestas las herramientas, materiales y productos químicos en dichas condiciones. En cuanto a las herramientas de obtención de registros, los lodos de perforación y los fluidos de estimulación, están expuestos a dichas condiciones por un tiempo limitado; sin embargo, las tuberías, filtros, equipos de monitoreo de yacimientos y sistemas de cementación deben permanecer por varios años. [13] Previo a la perforación del pozo HTHP, se requiere el uso de equipos e instalaciones que validen o evalúen los fluidos, los dispositivos mecánicos y los componentes electrónicos en las condiciones similares a las que serán expuestas. Algunas herramientas de adquisición de registros y los componentes electrónicos pueden ser verificados en un simulador de tubería de revestimiento HPHT (Figura 2.7.2), los cuales se ensayan a temperaturas de hasta 316°C y presiones de 207 MPa. También se usan consistómetros HPHT (Figura 2.7.3) los cuales se encargan de evaluar el comportamiento de espesamiento y fraguado de las lechadas de cemento, logrando simular temperaturas hasta de 371°C [700°F] y presiones de 207 MPa para verificar su
comportamiento. Por otra parte para asegurar las mediciones de flujo. [13]
Figura 2.7.2 Figura 2.7.3
Fig. 2.7.2 Tubería de revestimiento HTHP. [13]
Fig. 2.7.3 Consistómetro HTHP. [13]
Cuando se realiza una perforación de pozos HTHP, se hallan formaciones sobrepresionadas, lutitas reactivas y zonas débiles. Por lo tanto es importante que la presión hidrostática del fluido sea bastante alta para resistir la presión de poro de la formación, pero lo suficientemente baja como para que no ocurra la fractura de la formación y la pérdida de circulación. De esta forma el rango adecuado de densidades del fluido se ve reducido. Los fluidos también deben poseer características de inhibición del hinchamiento de las arcillosas, deben ser químicamente estables y no corrosivos bajo dichas condiciones de HPHT. En las últimas décadas se han usado fluidos de perforación a base de sales de formiato las cuales se basan en el ácido fórmico (HCOOH), éstos sustituyeron a los fluidos a base de haluros de los pozos HTHP que eran altamente corrosivos. Dichos fluidos a base de sales de formiato no presenta problemas de corrosión, tienen un pH básico, se biodegradan con facilidad, son solubles en agua y presentan densidades hasta de 2,370 kg/m3 [19.7 lbm/galón] que hace innecesario el uso de agentes espesantes. Las salmueras a base de formiatos poseen baja actividad de agua, reduciendo la posibilidad de hidratación de arcillas de la formación, influyendo en la estabilidad del pozo. [13] Para el aislamiento zonal de los pozos HTHP, se requieren sistemas de cementación que sean estables a altas presiones y temperaturas, debido a que el comportamiento físico-químico de los cementos es diferente en estas condiciones. Si no se logra hacer un diseño de lechada adecuado, la integridad del cemento fraguado puede deteriorarse, ocurriendo así la pérdida del aislamiento zonal. Los cementos para éste tipo de pozos debido a sus condiciones deben asegurar el soporte de la tubería de revestimiento y debe mantener el aislamiento zonal por mucho tiempo. Como bien sabemos el cemento Pórtland es el material muy usado, sin embargo, a temperaturas altas como de 110°C, se producen transformaciones mineralógicas que generan
que el cemento fraguado se contraiga, pierda resistencia y aumente su permeabilidad. Este detrimento sus propiedades puede evitarse con la utilización de un 35% de sílice por peso de cemento en el agregado, el cual induce la formación de la fase CSH preservando las propiedades mecánicas del cemento. Sin embargo, este cemento con sílice solo puede usarse hasta temperaturas de 370°C. [13] Un sistema de cemento térmicamente estable puede brindarnos un aislamiento zonal bueno, sin embargo, los cambios ocurridos en el fondo del pozo, pueden inducir esfuerzos que deterioran la integridad del revestimiento de cemento o pueden ocasionar su rompimiento. Las fluctuaciones radiales de la tubería que ocurren en estos pozos, pueden dañar la adherencia entre el cemento fraguado y la tubería de revestimiento o la formación generando vacíos contraproducentes. [13]
Debido a las dificultades que se presentaban, ya sea por el comportamiento mecánico de las tuberías o del cemento fraguado, los científicos de Schlumberge adaptaron los modelos de geometría de pozos y los introdujeron en un software llamado CemSTRESS, dicho programa analiza analiza el comportamiento de un revestimiento de cemento ante las condiciones de pozos HTHP, esfuerzos radiales y tangenciales ante la presión sometida y los cambios que se generan en las distintas formaciones. También se reportan resultados de módulo de Young, relación de Poisson y resistencia a la tracción. [13]
Por otra parte es importante que el cemento presente una leve expansión después de su fraguado, de esta forma se garantiza un contacto firme con la tubería de revestimiento y la formación. Por tal motivo, Schlumberger desarrolló un cemento flexible para condiciones de altas temperaturas denominado FlexSTONE HT. Dicho cemento forma parte del concepto de distribución de partículas que pertenece a la tecnología CemCRETE que poseen partículas flexibles con el objetivo de la disminución del módulo de Young, y a su vez genera la expansión leve del cemento para obtener una fijación firme entre la tubería de revestimiento y la formación. Dicho cemento tiene una temperatura límite de 250°C. En la Figura 2.7.4 se presenta una comparación entre el cemento convencional y el FlexSTONE HT a 200°C, observándose que la expansión lineal del cemento FlexStone es de 2%, ligeramente mayor en comparación con los convencionales, que brinda una buena fijación ya antes mencionda y el otro gráfico muestra que el cemento FlexSTONE posee valores de módulo de Young y
permeabilidad inferiores al cemento convencional importante para obtener un excelente aislamiento zonal. [13]
Fig. 2.7.4. Propiedades del cemento FlexSTONE HT a 200°C,
comparadas con las de los cementos convencionales[13]
Por otra parte se tiene el cemento SOREL, el cual se ha implementado en la cementación de pozos HTHP. Dicho cemento fue descubierto en 1867 y está formado por la combinación de óxidos de magnesio (MgO) y una solución de cloruro de magnesio (MgCl2), también llamado oxicloruro de magnesio (MOC), el cual en conjunto con el agua forma los sulfatos o cloruros de magnesio hidratados. Se caracteriza por presentar un tiempo de espesamiento rápido, logra obtener una resistencia a la compresión alta en pocas horas, es resistente a la abrasión, no requiere de un curado en húmedo, tiene una baja conductividad térmica y presenta una alta resistencia al fuego. También es un candidato importante porque es respetuoso con el medio ambiente, debido a que no requiere una fuente de calor, luz o energía para su configuración, por lo tanto se puede ahorrar una gran cantidad de energía, sin embargo, igual contribuye en la emisión de CO2.
[14][15][16][17] El MOC dependiendo de las condiciones de temperatura que se expone, forma diferentes fases, por debajo de los 100°C se forman 3Mg(OH)2.MgCl2.8H2O (fase 3), 5Mg(OH)2.MgCl2.8H2O (fase 5) y Mg(OH)2 (brucita), y por encima de los 100°C se forman las fases 2Mg(OH)2.MgCl2.4H2O (fase 2) ó 9Mg(OH)2.MgCl2.5H2O (fase 9). La inclusión de éste cemento en aplicaciones de cementación de pozos se vió limitada debido al rápido fraguado del mismo, sin embargo, se han logrado desarrollar retardadores capaces de alargar el tiempo de espesamiento y por ende hacerlo más bombeable limitado a temperaturas de 200 °F. Sin embargo, se estudia la posibilidad para implementar nuevas tecnologías y aditivos retardantes que hagan posible la bombeabilidad de la lechada a temperaturas tan altas como de 400°F. [14]
Uno de los aditivos retardadores que se han usado en el cemento Sorel es el borato soluble en agua y una azúcar elegida del grupo de sacarosa, dextrosa y lactosa. Se puede usar una variedad de boratos solubles en agua como aquellos que incluyen sodio, potasio, litio y amonio pentaborates, tetraboratos, octaborates, biborates y ácido bórico. Uno de los preferidos es el octoborato de disodio tetrahidratado. [18] Un cemento de oxicloruro de magnesio que contiene una relación molar 5:1:13 de óxido de magnesio, cloruro de magnesio y agua, respectivamente, tiene un tiempo de espesamiento de 120 min a 140°F y otro de 35 min a 200 °F. Dichos tiempos de espesamientos son muy cortos, por tal motivo es necesaria la adición del aditivo retardador para asegurar la bombeabilidad y un tiempo necesario para su colocación. Cuando se hace uso del borato soluble en agua se recomienda usar entre 0,02 y 0,08 libras por óxido de magnesio. Dicho borato soluble en agua es el responsable del alargamiento del tiempo de espesamiento, sin embargo, también se incluye un azúcar del grupo de la sacarosa, lactosa y dextrosa. Ésta se recomienda usar en un rango de 0,01 y 0,06 libras por óxido de magnesio. Dichas composiciones han registrado un alargamiento del tiempo de espesamiento de 120 min hasta 360 min aproximadamente, dependiendo la cantidad de borato y el tipo de azúcar.[18]
En una investigación realizada por Totten y col, formularon un cemento de 0,1576 galones de oxicloruro de magnesio que contienen 27% en peso de solución de cloruro de magnesio por libra de óxido de magnesio, tenía 1,5 libras de carga de carbonato de calcio molido y diversas cantidades de octaborato disódico tetrahidratado y el azúcar. Dichos ensayos se hicieron hasta una temperatura de 200°F. Los resultados obtenidos en dicha experimentación se obtuvo que la combinación del retardante borato soluble en agua y el azúcar, hacen que el tiempo de espesamiento de la muestra aumente. Por ejemplo para el caso del cemento sin ningún tipo de aditivo presentaba un tiempo de espesamiento de 30 min, mientras que al agregrarle 0,08 lb de octaborato disódico tetrahidratado por lb de óxido de magnesio, el tiempo de espesamiento subió a 3 horas con 5 min, y además si le agregaba adicionalmente una cantidad de 0,06 de lactosa aparte del borato, entonces el tiempo de espesamiento subía a 5 horas con 56 min. [18]
2.8. Principales problemas de la cementación de pozos que se deben tomar en cuenta durante el diseño2:
Entre los principales problemas figuran: el control del pozo, el cual se relaciona con controlar la presión de los poros hasta que el cemento es colocado en el pozo. [19]
La bombeabilidad, en donde el tiempo de bombeado de la lechada debe ser lo suficientemente largo para garantizar un flujo constante durante la cementación.[19]
La torta de barro, debe ser removida para que el cemento logre formar un sello efectivo en la formación.
El control de Pérdida de Fluidos, luego de retirar la torta de barro, si el cemento se encuentra deshidrato o con poca cantidad de agua, éste no puede ser bombeado. [19]
Control de Comunicaciones, se debe evitar la formación de los canales. Ya que la formación de estos canales puede producir que la lechada se pierda a través de la formación impidiendo la cementación y por ende la formación de la barrera. También pueden actuar como lugares de pérdida de control de fluido, lo que resulta en la deshidratación de la lechada. [19]
Se debe trabajar la lechada dentro de la ventana de trabajo, donde la presión del poro y la estabilidad del pozo delimitarán el límite inferior de la densidad de la lechada. Mientras que un gradiente de fractura delimita el límite superior de la densidad de la lechada. [19]
2.8.1. Problemas del cemento y fallas:
El cemento en el fondo no es lo suficientemente fuerte como para contener las presiones ejercidas en las profundidades del pozo, por lo que se debe realizar una reparación previa antes de iniciar la perforación. [19]
La cubierta (casing) no está centralizada lo cual genera una reducción del tamaño del canal de flujo del lodo. Esto puede traer como consecuencia una fuga a largo plazo.
Cemento mezclado con demasiada agua causando apertura de una canal a lo largo de la parte superior del agujero. [19]
No hay suficiente cemento en el espacio anular para generar la barrera protectora. [19]
2.9. Fallas típicas de la cementación de pozos versus materiales cementantes 2.9.1 Cemento Petrolero El cemento portland (CP) es el material usado universalmente en cementación de pozos de petróleo y gas debido a los atributos que presenta este material producto de su hidratación, una vez que los diferentes
componentes silicatos y aluminatos del cemento entran en contacto con el agua, se hidratan con cinéticas diferentes, siendo, el más reactivo es el aluminato tricálcico (C3A), si este no se inhibe incorporando yeso al Clinker molido se tendrá problemas con la reología de la lechada, la presencia de C3A por encima del 8% hace que no sea resistente a los sulfatos que puedan estar presentes en la formación, formando sulfatos de calcio que reaccionan con los aluminatos generando etringita la cual causa expansión del material después que el cemento fragua pudiéndose provocar fractura del material e incluso daños al revestidor. Es así como API en su normativa 10A regula el contenido máximo de aluminato tricalcico en cementos petroleros entre 8 y 3% para sus grados de resistencia a los sulfatos moderada y alta respectivamente, estableciendo así una exigencia para los manufactureros de cementos petroleros que deben asegurar estas especificaciones de calidad en sus cementos. [20] Otro aspecto importante es la variabilidad entre los lotes de manufactura de los cementos petroleros, ya que el 50 a 60% de la lechada empleada en el pozo en peso es básicamente cemento, estas variabilidades se manifiestan mediante el análisis de alguna propiedad requerida por la normativa API 10A, estas variabilidades se relacionan con un cambio en las propiedades fisicoquímicas del cemento lo cual requerirá un retrabajo de la compañía de servicio en el diseño de las diferentes lechadas, así mismo representa riesgos en el trabajo de cementación. Así la compañía de servicio debe cuidar de no mezclar diferentes lotes de este cemento y asegurarse que el escalamiento de la lechada obtenida en el laboratorio se realice con el mismo lote para evitar dificultades entre la prueba piloto y la correspondiente de tanque. En la Fig 2.9.1.1. Se muestra la variación de tiempo de espesamiento de un cemento petrolero con el lote de manufactura cambia considerablemente de lote a lote, tomando en cuenta que de acuerdo a las norma API para un cemento clase G o H debe estar entre 90 y 120 min. [20]
Figura 2.9.1.1. Variación del tiempo de espesamiento encontrado en un cemento petrolero vs el lote de manufactura. En la Tabla 2.9.1.1 se muestra el efecto que presenta la temperatura sobre la reología (viscosidad plástica y punto cedente) de la misma lechada formulada con un cemento con problemas y otro con propiedades satisfactorias, a temperatura de 80°F las dos lechadas formuladas, arrojan reologías similares; sin embargo a medida que la temperatura es incrementada, la lechada formulada con el cemento con problemas, altera su reología y es aproximadamente 6 veces mayor que la que corresponde a la otra lechada, así esta inducirá mayores presiones durante el bombeo en la construcción de un pozo profundo (alta temperatura). Tabla 2.9.1.1 Comparación de los cambios de las propiedades reológicas de una lechada con un cemento satisfactorio vs. uno con problemas.
80 οF 130 οF
180 οF
Cemento satisfactorio*
Vp (Cps) 62,9 39,8 24,6
Pc (lb/100 PIES
2)
5,9 3,6 2,7
Cemento con problemas*
Vp (Cps) 54,8 99,1 143,2
Pc (lb/100 PIES
2)
4,5 11,5 18,2
*Lechada formulada con: C.P. + 35% harina sílice + 8% silicato de calcio + 3% bentonita + 0.4 controlador de filtrado + 1.3% retardador.
2.9.2. Diseño de la lechada Otra fuente de falla en la cementación de pozo es el diseño de la lechada, constituida básicamente, por cemento (50-60% del peso total de la lechada), agua (20-30%) y aditivos (5-20%). Siendo estos últimos de gran importación ya que permiten adaptar el cemento petroleros a las condiciones particulares de cada pozo, su uso debe ser cauteloso para evitar complicaciones, debido a las características multifuncionales que presentan estos aditivos además de la química del sistema multicomponente que el cemento supone. En general desde este punto de vista se puede señalar como de regla principal, que la lechada más simple va a representar un menor riesgo para la cementación, y este debe satisfacer el ambiente donde será colocada, estos aspectos añaden un factor de riesgo a la operación si no se cuenta con información confiable e involucra la necesidad de procedimientos de comunicación entre compañía petrolera y de servicios.[20] Así mismo la calidad de la data es de suma importancia en la definición de la densidad de la misma para las
pruebas posteriores, siendo el gradiente de fractura crítico para el control de la estabilidad del hoyo durante toda la operación, así como los datos de temperatura estimada puede provocar lechadas sobre retardadas a mayores temperaturas a las reales o que la lechada fragüe en la tubería si la temperatura es menor a la real, junto con todas las consecuencias que ello implica para el pozo, de la misma forma es de gran importancia que la densidad que se establezca para los ensayos se mantenga durante la aplicación de campo ya que esta propiedad está relacionada directamente con la presión hidrostática, desviaciones de la misma pueden ocasionar cambios en el desarrollo de geles, tiempo de espesamiento gua libre, perdida de fluido, reología y resistencia a la compresión, por esto es de gran importancia conocer la sensibilidad en las propiedades de la lechada con respecto a cambios en la densidad de manera de tener criterio en cuanto al grado de control requerido durante la operación de campo y lograr disminuir el riesgo de fallas debidas a la baja reproducibilidad en campo de la lechada diseñada en el laboratorio. En la tabla 2.9.2.1 se presenta la evaluación de variaciones porcentuales en las propiedades de varias lechadas con respecto a variaciones de densidades de 0,1 lb/gal donde la magnitud en la variación de las propiedades es función de diseño de la lechada y del rango de densidades. [20] Tabla 2.9.2.1. Efectos en las propiedades de lechadas en porcentaje, como consecuencia de cambios de 0,1 lb/galón la densidad de diferentestipos de lechada.
2.9.3. Acondicionamiento del hoyo Se entiende como la etapa previa a la cementación donde se prepara el hoyo desplazando todos los ripios y lodo gelificado que son resultados de la perforación del mismo, de manera tal que se obtenga la máxima área de flujo con la finalidad de que la lechada a ser colocada en el anular posteriormente sea capaz de asegurar el aislamiento zonal requerido en el pozo. Esto se puede lograr mediante el bombeo del lodo a la máxima tasa de flujo posible que dependerá de los equipos disponibles y permisibles debido a que la formación puede o no ser capaz de soportar las presiones derivadas de esa máxima tasa de bombeo, el procedimiento consiste en observar el cambio de presión en superficie durante el bombeo hasta que se estabilice, para luego aumentarla
progresivamente hasta lograr la máxima permisible logrando la máxima tasa de bombeo. Una de las practicas comunes realizadas es disminuir la reología del lodo, de forma que durante el bombeo se facilite la remoción del lodo gelificado, de igual forma la centralización del revestidor es crucial en este proceso ya que en muchos casos de espacios anulares excéntricos, el lodo gelificado que se encuentra en la parte más angosta de la tubería va a tener mayor dificultad de ser removido de forma eficiente. [20] [21] Así mismo ya que obtener condiciones de bombeo que permitan la remoción efectiva del lodo gelificado no siempre es posible, se recurre al movimiento de la tubería durante el acondicionamiento, tales como la rotación o reciprocación ya que ayudara a mejorar la remoción del fluido de perforación gelificado, así mismo el uso de herramientas tales como los raspadores en conjunto con el movimiento de la tubería pueden ayudar a remover mecánicamente el lodo gelificado ayudando al acondicionamiento del hoyo. [20] [21] El acondicionamiento del hoyo en uno de los procesos que presentan mayores fallas en la tecnología de cementación, entre ellas se pueden encontrar que no se dispone de metodologías o criterios API que soporten las mejores prácticas en el acondicionamiento del hoyo lo cual produce que no exista un consenso a nivel industrial sobre el valor mínimo de tasa de flujo conveniente para asegurar el acondicionamiento del hoyo, entre los valores teóricos se indica una velocidad anular mayor a 250 pies/min es recomendable (95%de limpieza), pero es prácticamente imposible de conseguir para espacios anulares mayores a 2 pulgadas; la poca sensibilidad de los manómetros a la entrada del pozo, (200 psi) es un impedimento para hacerle un seguimiento apropiado a los cambios de presión en superficie y esta técnica se ve aún más limitada en hoyos con litologías complejas (formaciones de arenas-lutitas o arcillas intercaladas) por la creación de cavernas donde aumenta el área de flujo por lavado de zonas débiles lo cual conduce a una disminución de la presión sin mayor acondicionamiento del hoyo, haciendo que estos hoyos irregulares (diámetros diferentes presenten difícil acondicionamiento, de igual forma no se poseen herramientas u oportunidades para planificar el acondicionamiento del mismo aunque existe APICES® que permite simular la presión en función del diámetro del hoyo para una reología de lodo determinada (práctica común es no correr capiler para todos los hoyos) [20] 2.9.4. Dispersión de las medidas API para cementación
El Instituto Americano de Petróleo (API), organiza un programa cooperativo de pruebas, en el que participan un número significativo de compañías relacionadas a la cementación de pozos entre las cuales se encuentran compañías petroleras, de servicios, fabricantes de cemento y fabricantes de equipos para laboratorio, los cuales se encargan de realizar los ensayos correspondientes a las especificaciones API 10A (tiempo de espesamiento, fluido libre, resistencia a la compresión, etc), lo cual muestra las dificultades de realización de las mediciones API usadas en cementación, llamando a atención pues las compañías son profesionales y conocedoras de la industria, en la Fig 2.9.4.1. se observa la alta variación de resultados obtenidos para la medición de tiempo de espesamiento en un total de 10 ejercicios realizados hasta ese año, así mismo en la figura 2.9.4.2 se observa la dispersión en la medición realizada del tiempo de espesamiento por 80 compañías, esta dispersión de mediciones es de gran importancia por el riesgo que podría significar para las operaciones de cementación, esta dispersión puede ser atribuida a causas como el adiestramiento inadecuado o insuficiente, problemas del método de medición y calibración/error constante. [20]
Figura 2.9.4.1Historia de los porcentajes de variación en la medida de tiempo de espesamiento.
Figura 2.9.4.2Variabilidad de las medidas de tiempo de espesamiento en el programa cooperativo de prueba API-2000 2.9.5. Programas computacionales usados en cementación de pozos
En el trabajo de cementación los cálculos matemáticos son una parte principal para la estimación de las propiedades de los factores que controlan la cementación tales como densidades, volúmenes, presiones, temperaturas, reología centralización, esquema de bombeo y desplazamiento. Con los avances tecnológicos se ha producido el desarrollo de simuladores cada vez más sofisticados, estos requieren el suministro de datos que en ocasiones no son precisos para el problema a enfrentar, y esto es el principal inconveniente en la utilización de estos sistemas ya que los resultados arrojados no son los mejores ajustados al problema, esto hace necesaria la creación de grandes bases de datos (BD) particulares para cada compañía de servicios sin embargo por si solo estas BD con pruebas de laboratorio y resultados de campo no garantizan la ejecución adecuada de diseños, por lo tanto deben realizarse mecanismos de manejo de las BD basados en redes neurales o métodos matriciales que permitan la creación de sistemas que generen resultados adecuados. En la Fig 2.9.5.1 se evidencia los problemas que conllevan el no considerar parámetros tales como la temperatura en las estimaciones de presión durante un trabajo de cementación convencional de un pozo vertical, en este caso si la presión de poro se encontrara entre 15800 y 16100 psi, se estima que podrían haber problemas a nivel del pozo si se considera el efecto de la temperatura, lo cual no se evidencia si no se toma en cuenta la temperatura. [20]
Figura 2.9.5.1. Efecto de la temperatura en las presiones de circulación. 2.9.6. Incertidumbre en el volumen de cemento requerido en cementación. El diámetro promedio de la sección y el diámetro del revestidor permiten calcular el volumen del anular que se va a cementar, teniendo en el mejor de los casos entre un 10 a 20% de error en el volumen de cemento a emplear, la dificultad de determinar los volúmenes de lechada requerida es inherente al tipo de sistema de perforación, la experiencia y buenas practicas permiten
manejar la incertidumbre sobre el volumen de cemento a utilizar. Cabe destacar que compañías de servicio usar e 10 hasta 100% de exceso dependiendo de la calidad del hoyo. [20]
2.9.7. Centralizadores y tipos de pozos Los centralizadores del revestidor ayudan al desplazamiento de los fluidos en el hoyo, además de facilitar el movimiento de la tubería durante el trabajo de cementación, la cantidad, la manera de instalarlos en el revestidor y el diseño del esquema de centralización conllevan dificultades en el proceso de cementación, siendo de gran importancia garantizar la calidad de la herramienta ya que defectos en su fabricación producen atascamientos de tubería en su descenso y también restricciones de flujo no previstas, hasta el punto de optar por no centralizar en ocasiones sin embargo es una solución desfavorable desde el punto de vista de cementación al estar la tubería de forma excéntricamente, fallas comunes en la elección de un diseño de centralizador se presenta al no considerar la geometría del hoyo, espacio anular disponible, características de la formación, movimiento del revestidor, material del centralizador, interacción centralizados/hoyo, etc. [20] [21] 2.9.8. Lechadas con propiedades antimigratorias de gas La migración de los fluidos de la formación, gas o agua, se produce cuando estos se mueven a la superficie u otra zona de la formación de menor presión a través del paso creado en el anular cementado, trayendo como consecuencias una presión residual de unos pocos psi hasta la pérdida del mismo por un flujo catastrófico, es de gran importancia prevenir la migración de gas durante la cementación primaria debido a la severidad de la ocurrencia del fenómeno y la dificultad para corregirla. En la Fig2.9.8.1 se presenta la disminución de la presión hidrostática de la columna de cemento que se produce durante el proceso de hidratación de la lechada colocada en el anular y que puede originar la entrada de gas al anular, los restos de revoque entre el cemento y la formación pueden conformar un canal para la migración del gas a través del anular, aunque el mecanismo de este problema que ocurre en el mediano a largo plazo aun no es bien entendido, este problema aún más severo cuando se tratan de gases agrios, presencia de CO2 y H2S, esto representa un tercio aproximado de las fallas de cementación a nivel internacional, siendo unos de los campos que deben ser estudiados. [20]
Figura 2.9.8.1 Declinación de la presión hidrostática durante el proceso de hidratación del cemento colado en el anular. 3. CONCLUSIONES En cuanto a nuevos materiales empleados para la cementación de pozos, actualmente en Venezuela se están desarrollando nuevos nanomateriales que servirán como aditivos, los cuales otorgarán propiedades específicas al cemento según las necesidades. De esta forma se podrá tener un mejor control de las propiedades y reología del cemento en un futuro, logrando un mayor éxito en la cementación del pozo y prolongando la vida útil del mismo. Otra alternativa puede ser el uso de otros materiales cementantes ya existentes como el cemCRETE dependiendo de las condiciones del pozo. El sistema CemCRETE es una alternativa de alto desempeño para lechadas de pozos de base aceite. Este sistema requiere menos agua durante el mezclado y el bombeo. lo cual contribuye a mayores esfuerzos a la compresión, reducción de la permeabilidad y un incremento en la resistencia a fluidos corrosivos.
En presencia de sustancias altamente corrosivas, se
puede generar una inminente degradación del
cemento. En este sentido, se han desarrollado
recientemente, cementos sintéticos que se utilizan
para complementar las cementaciones, en las zonas
donde puedan haber condiciones agresivas de CO2.
Con el fin de evitar problemas en la cementación del pozo, se deben tomar en cuenta ciertos factores a la hora del diseño de la lechada. Así como también se deben considerar las condiciones de campo, como localización, presión y temperatura del pozo.
En el caso de pozos difíciles, se han desarrollado materiales con excelentes resultados, como por ejemplo el cemento espumado, este material es una alternativa muy conveniente a la hora de tomar en cuenta la densidad y las propiedades que otorga en comparación con el cemento convencional, y asegura una mejor cementación para condiciones de pozos difíciles, como baja presión de fractura.
Otros pozos considerados “difícil” son los HTHP (alta temperatura, alta presión). En la cementación de estos pozos se pueden usar fluidos de perforación a base de sales de formiato ya que no presenta problemas de corrosión, tienen un pH básico, se biodegradan con facilidad y tienen una densidad de 2,370 kg/m3, también se usan las salmueras a base de formiatos la cual impide la hidratación de arcillas de la formación.
En cuanto a los aspectos más importantes a considerar en el proceso de construcción de pozos para asegurar disminuir significativamente los riesgos de falla se encuentran: mínima variabilidad posible entre lote y lote de material, garantizar el compromiso en conjunto de los tres protagonistas involucrados en la operación de cementación (compañía petrolera, de servicios y manufacturera del cemento), disponibilidad de programas computacionales que permitan la planificación y simulación de la operación y conocer y dominar normas y especificaciones. Todo esto conlleva a la necesidad de revisar el proceso, materiales y herramientas que permitan deducir el riesgo de la operación y desarrollar nuevas tecnologías con el objetivo de disminuir fallas en el proceso de aislamiento zonal.
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