CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Antecedentes

La ejecución de un buen trabajo de cementación para pozos de la faja petrolífera del Orinoco lleva a

el estudio de las características mecánicas del cemento que se va a utilizar, esto se debe a los diferentes

estados de solicitación que sufren las lechadas de cemento a lo largo de la vida útil de un pozo, también es

importante resaltar que la faja petrolífera del Orinoco se caracteriza por tener una gran acumulación de

crudo pesado y extrapesado y que debido a ello se emplean diferentes métodos de recuperación térmica con

el fin de mejorar la movilidad del petróleo hacia los pozos productores, uno de ellos la inyección alterna de

vapor. Es importante el conocimiento de trabajos ya realizados en lo que a caracterización mecánica se

refiere o a inyección alterna de vapor en la faja petrolífera del Orinoco con sistemas cementante para tener

indicios de las mejoras y buen desarrollo de lechadas térmicas.

(Martín C, 2002), realizó pruebas mecánicas a sistemas cementantes reforzados con distintos tipos

de fibras (carbono, mineral y polipropileno) en diferentes porcentajes con el fin de mejorar la resistencia del

cemento a diferentes esfuerzos y garantizar un buen aislamiento zonal. En los resultados que obtuvo en la

resistencia a la compresión y en la tracción con el sistema mejorado o reforzado con fibra, observó mejoras

sólo en los sistemas reforzados con fibra de carbono pero no hizo un estudio económico para saber que tan

factible era este sistema.

(Echenique T., 2013), estudió las características de diferentes sistemas cementantes mediante sus

propiedades mecánicas y acústicas tanto a condiciones de laboratorio como a condiciones de pozo, Se

definieron 4 sistemas cementantes: cemento clase G más agua, cemento clase H más agua, cemento clase G,

aditivos más agua y cemento clase H, aditivos más agua. Determinó los esfuerzos y deformaciones mediante

el ensayo mecánico para obtener la resistencia a la compresión, el módulo de Young y la energía de

deformación; evaluó las velocidades de propagación de las ondas P y S a través del ensayo acústico para

obtener la resistencia a la compresión, la relación de Poisson, el módulo de Young. Realizó comparación

entre el diseño utilizado en la formación de estudio con el diseño de la lechada utilizada en la completación

del mismo, pudiendo concluir que el cemento G aditivado es apropiado ya que la lechada una vez fraguada no

es de fácil fracturamiento y contribuye a un buen sello hidráulico.

(Lozada S., 2014), realizó una Caracterización Mecánica de la lechada de cemento Portland tipo I Para

determinar la resistencia de la lechada de cemento Portland tipo I después de fraguada se elaboraron

ensayos de compresión simple, tracción indirecta y ensayo de corte. De esta manera, se pudo obtener varios

de datos de resistencia los cuales permitieron hacer una descripción general de la lechada mediante el

criterio de Mohr-Coulomb, evidenciando que se comporta como una roca de baja resistencia con un

comportamiento semejante a arcilitas y lutitas. En este trabajo se pudo concluir que la lechada de cemento

Portland Tipo I, en general, tiene un comportamiento similar de una roca débil debido a los valores de

resistencia que obtenidos en los ensayos y el valor de cohesión adquirido aplicando los criterios de fractura.

De acuerdo a las condiciones del crudo en el yacimiento puede ser necesario recurrir a métodos de

recuperación térmica para optimizar la producción, situación en la que el sello de cemento suele estar

expuesto a temperaturas por encima de 200°C. Es por ello que la industria petrolera tiene la necesidad de

contar con materiales cementantes de alto desempeño, que prolonguen el tiempo de vida útil del pozo.

(Duarte Nieto, Marzo 2015), realizó tres formulaciones de lechadas térmicas Cemento con Sílice,

Cemento con Metacaolín, Cemento con Metacaolín – Sílice. Las lechadas de cemento fueron curadas a

distintos tiempos entre 24 y 168 horas en condiciones de yacimiento (10,34MPa y 52°C). Posteriormente, las

muestras fueron llevadas a una autoclave para someterlas a un ambiente simulado de inyección de vapor

(10,34MPa y 288°C). Se midieron propiedades físicas como la reología, resistencia mecánica, permeabilidad

y tendencia a la sedimentación, siguiendo los lineamientos de la norma API 10B. Los resultados mostraron

que el metacaolín es una puzolana efectiva que mejora la resistencia compresiva (con una ganancia de hasta

50% respecto al blanco al cabo de 5 días) y disminuye la permeabilidad mediante la formación de fases

cementantes adicionales. Por otro lado, aquellos sistemas con fases ricas en sílice (relación CaO/SiO2 ≤ 1)

fueron menos propensos a sufrir de retrogresión (la permeabilidad se mantuvo en 0,048mD, por debajo de

límite máximo recomendado por la API).

(Marcano Herrera & Contreras Caicedo, 2015), destacaron la nanotecnología como una opción

novedosa y potencialmente prometedora en la cementación, debido al uso de nanomateriales como la

nanoalúmina y los nanotubos de carbono han demostrado aportar mejoras significativas en las propiedades

de materiales cementantes en la ingeniería civil. Determinaron características mecánicas del diseño en

estudio como la resistencia a la compresión simple, resistencia a la tracción, entre otros, comparando los

resultados obtenidos entre los sistemas de cemento petrolero clase H con y sin nanoaditivos y, obtuvieron

como resultado que, la aplicación de estos nanomateriales adquiere gran relevancia en el comportamiento

mecánico del cemento petrolero, evidenciando aportes en la resistencia a la compresión y la resistencia a la

tracción.

2.2. Cementación

La cementación es importante en la construcción de un pozo, bien sea para completarlo o

abandonarlo, uno de los objetivos principales es el aislamiento zonal entre la tubería y el espacio anular,

para ello es bombeada una lechada de cemento con el fin de rellenar dicho espacio y de proporcionar

hermeticidad al sistema, evitando con ello la migración de gases y otros fluidos presentes en la formación,

para alcanzar dicho objetivo se deben tener algunos requerimientos técnicos y operacionales para el cual ha

sido diseñado el cemento.

(Díaz V. & Méndez A., 2007) Definieron la cementación como un proceso que consiste en mezclar cemento

seco más aditivos y agua para obtener una lechada que es bombeada al pozo a través de la tubería de

revestimiento y colocada en el espacio anular entre la formación y la superficie externa del revestidor con la

finalidad de asegurar el acceso óptimo de los fluidos del yacimiento hacia la superficie. El volumen a

bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas (alrededor del fondo de la zapata, espacio

anular, formación permeable, hoyo desnudo, etc.). Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera

permanente e impermeable que impide el movimiento de los fluidos detrás del revestidor.

2.3. Cementación Primaria

Existen dos procesos de cementación diferenciados en su fin y procedimiento. La cementación

primaria es la técnica utilizada para colocar lechadas de cemento en el espacio anular entre el revestidor y

las paredes del hoyo. El cemento, se endurece y forma un sello hidráulico en el hoyo evitando la migración de

fluidos de formación hacia el espacio anular, yacimientos de menor presión o hacia la superficie.

2.3.1. Objetivos de la Cementación Primaria

Sostener la tubería

Restringir movimiento de fluidos no deseados.

Proteger la tubería contra la corrosión.

Proteger la tubería contra impactos generados por la perforación subsecuente.

Sellar zonas de pérdida de circulación o zonas ladronas.

2.4. Cemento Portland

En 1824, un albañil Inglés llamado Joseph Aspdin, patentó un producto que él llamó cemento Portland,

pues al endurecerse adquiría un color semejante al de una piedra de la isla Portland en Inglaterra. Dicho

cemento fue implementado por primera vez en pozos petroleros en 1903 para solventar los problemas

encontrados inicialmente durante el uso de este material en pozos profundos (desarrollo tardío de

resistencia a la compresión y corto tiempo de espesamiento), la industria modificó las especificaciones

convencionales de construcción con cemento y se adaptaron a la construcción de pozos de petróleo. Hoy en

día, el Instituto Americano de Petróleo (API) regula y emite especificaciones para los diferentes tipos de

cemento usados en la industria de petróleo. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

Este tipo de cemento es el ejemplo más común de un cemento hidráulico, los cuales fraguan y

desarrollan resistencia a la compresión como un resultado de la hidratación. Este fenómeno involucra una

serie de reacciones químicas entre el agua y los componentes del cemento. Por definición, el cemento

Portland es el que proviene de la pulverización del clinker obtenido por fusión incipiente de materiales

arcillosos y calcáreos, que contengan óxidos de calcio, silicio, aluminio y hierro en cantidades

convenientemente dosificadas y sin más adición posterior que yeso sin calcinar, así como otros materiales

que no excedan del 1% del peso total y que no sean nocivos para el comportamiento posterior del cemento.

El silicato tricálcico es el principal constituyente en el cemento Portland. Puede encontrarse en

concentraciones tan altas como 70%. El silicato dicálcico conocido como belita, es el segundo mayor

constituyente del cemento. Su cantidad no suele exceder 20% en peso. Como el cemento Portland está

constituido por varios compuestos y su hidratación involucra un gran número de reacciones simultáneas,

para facilitar su comprensión puede suponerse que la hidratación de cada compuesto es independiente de

los otros que se encuentran en el cemento. Esta simplificación no es totalmente válida, pues la hidratación

de ciertos compuestos puede afectar la reacción de otros, pero en la mayoría de los casos es razonable.

2.5. Hidratación del Cemento

La hidratación del cemento es la secuencia de reacciones químicas entre los compuestos del Clinker,

Sulfato de Calcio y agua. Este es un proceso exotérmico donde generalmente, la cantidad de calor de

hidratación depende de las cantidades relativas de cada uno de los compuestos del cemento. Desde el punto

de vista químico, es un complejo proceso de disolución/precipitación. Las varias reacciones de hidratación

se dan simultáneamente a diferentes velocidades y cada una de las fases es influenciada por presencia de

otras. (Nelson, 1990)

Figura 2.1. Hidratación del Cemento

Fuente: Nelson, 1990

En la figura 2.1. se observa el proceso de hidratación del cemento Portland, comenzando por el

período de preinducción, el mismo, dura pocos minutos luego de la mezcla del agua con el cemento con un

incremento de temperatura mientras el silicato tricálcico (C3S) entra en contacto con el agua y suceden

disoluciones tempranas (Nelson, 1990). En este período, la hidratación del C3S es más rápida que la difusión

de los productos de reacción. En consecuencia, en la interfase C3S/solución, donde la concentración iónica

es más alta, ocurre una sobresaturación y una delgada capa de gel C-S-H comienza a precipitar, en la

superficie del C3S. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

En el periodo de inducción la velocidad de reacción y la liberación de calor caen dramáticamente, en

temperaturas ambientes, puede durar pocas horas. En esta fase, ocurre un incremento de la permeabilidad

por lo tanto se acelera la hidratación y aumenta la concentración de Ca y OH a medida que continua

lentamente la precipitación del gel C-S-H (Nelson, 1990).

Los períodos de aceleración y desaceleración representan la fase más rápida de la hidratación en

donde el sistema comienza a desarrollar resistencia a la compresión, la porosidad disminuye como

consecuencia de la deposición de los geles C-S-H en los espacios llenos de agua que se interconectan

formando una red cohesiva; en condiciones ambientales, estos eventos ocurren entre cinco y diez horas

para el periodo de aceleración mientras que las reacciones en el periodo de desaceleración pueden persistir

incluso meses después del curado hasta que el lodo el C3S sea consumido. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

En el período de difusión la hidratación continúa a un ritmo lento debido al continuo descenso de la

porosidad. La red de productos hidratados es cada vez más densa y la resistencia mecánica incrementa. Los

cristales de portlandita continúan creciendo y envuelven a los granos de silicato de calcio. La duración de

esta fase es indefinida y es posible que la hidratación total no sea alcanzada, ya que están granos de C3S y

C2S que no reaccionan. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

2.5.1. Hidratación del Cemento entre 25ºC (77ºF) y 100ºC (212ºF)

A medida que aumenta la temperatura las fases ferritoaluminato tetracálcico (C4AF) y silicato

dicálcico (C2S) se vuelven más reactivas respecto al silicato tricálcico (C3S) y el aluminato tricálcico (C3A)

Se acelera el endurecimiento, pero la resistencia en el largo plazo generalmente se reduce, esto sucede en

parte por cambios microestructurales en la pasta. A 50ºC (122ºF) los productos hidratados se encuentran

distribuidos de manera menos uniforme que en pastas hidratadas a 5ºC (41ºF), también se observan poros

más grandes y numerosos. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

Alrededor de los 70-90 °C (158-194 °F) el tiempo de espesamiento se prolonga más de lo normal,

debido al incremento en la hidratación de la ferrita (C4AF) y la obstaculización de la hidratación de la alita

(C3S). Aumenta la reactividad de todas las fases del cemento con la temperatura y el comportamiento

habitualmente esperado. Las transformaciones de las fases sulfato y aluminato son modificadas a

temperaturas iguales o superiores a 70°C (158°F) y pueden causar un daño al cemento, a través de un

efecto conocido como formación de etringita retardada. En cuanto a la fase C-S-H, estudios de difracción de

rayos X concluyen que no hay cambios importantes en su cristalinidad con la temperatura hasta los 100°C

(212°F). (Duarte Nieto, Marzo 2015)

2.5.2. Hidratación del Cemento a temperaturas superiores a 100ºC (212ºF)

Por encima de 100°C (212°F), se produce una fase C-S-H de baja cristalinidad denominada C-S-H (II),

caracterizado por una baja permeabilidad y alta resistencia compresiva donde, si no se emplea algún

inhibidor de la retrogresión, el C-S-H (II) se transforma en un material cristalino denso, llamado alfa silicato

dicálcico hidratado (α-C2SH) que presenta mayor permeabilidad y una resistencia a la compresión más baja.

Esta última fase, superado los 200°C (392°F), da lugar a un silicato tricálcico hidratado o jaffeita (C6S2H3),

que al igual que el α-C2SH exhibe baja resistencia y alta permeabilidad. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

La retrogresión en la resistencia es la declinación de la resistencia de una lechada de cemento

endurecida con el tiempo, lo cual debe ocurrir a temperaturas por encima de 82ºC (182ºF). La presencia de

cantidades significativas de las fases α-C2SH y el C6S2H3, en el producto endurecido deben ser evitados;

normalmente los valores de resistencia a la compresión no decaen tanto como para evitar el soporte de los

revestidores en el espacio anular, pero si hay un severo aumento de la permeabilidad del cemento utilizado

facilitando la comunicación interzonal. Los valores de resistencia a la compresión en presencia de

retrogresión, se encuentran regularmente por encima de 5MPa (725psi) y el incremento en la permeabilidad

de los productos cementantes endurecidos es de 0,1mD (máximo permitido) para el C-S-H (II) a 10-100 mD

para las fases α-C2SH y C6S2H3. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

El problema de la retrogresión puede prevenirse reduciendo la relación Calcio/Sílice en el cemento

(CaO/SiO2 o C/S). La adición de entre 35-40% en peso de arena de sílice o harina de sílice permite la

formación de tobermorita (C5S6H5), una fase cristalina con elevada resistencia compresiva e

impermeabilidad. Para lograr esto, el cemento Portland es parcialmente reemplazado por cuarzo molido, en

general por finos de arena de sílice o harina de sílice. En algunas áreas, los cementos especiales son

utilizados cuando los cuarzos han sido integrados al cemento Portland con clinker. Este hecho se ilustra en

el diagrama de la Figura 2.2. que representa las condiciones para la formación de varios compuestos de

silicato de calcio, muchos de los cuales se producen geológicamente. La relación C / S se representa frente

a la temperatura de curado. El gel C-S-H tiene una variable de relación C / S, con un promedio de 1.5. La

conversión para α-C2SH a 230 ° F (11 O'C) se puede prevenir con la adición de 35% a 40% de sílice (BWOC),

reduciendo la relación C/S a aproximadamente 1.O. (Nelson, 1990)

Sobre los 150°C (302°F) la tobermorita se convierte progresivamente en girolita (C2S3H2) y xonotlita

(C6S6H). Aunque ambas fases involucran una pérdida de resistencia a la compresión y estructuras más

permeables que la tobermorita, estos cambios son menores que en el caso del alfa silicato dicálcico

hidratado (α-C2SH) y la jaffeita (C6S2H3) y, a diferencia de estas últimas, no causan problemas de durabilidad

y retrogresión de las propiedades mecánicas. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

Figura 2.2. Condiciones de formación de varios silicato de Calcio en el cemento

Fuente: Duarte Nieto, 2015

Por encima de 250 °C (482 °F) se forma la truscotita, a partir de la girolita y de tobermorita

residual. Comparado con la girolita, la truscotita es menos permeable, pero menos resistente ante esfuerzos

compresivos. Sin embargo, ambas propiedades son suficientes para evitar problemas de durabilidad y

retrogresión de la resistencia en circunstancias normales. La forma en la cual la sílice está presente en el

sistema es muy importante, ya que define la secuencia de reacciones que ocurren. Cuando se utiliza arena

de sílice (tamaño de partícula entre 75-210 m) en lugar de harina de sílice (tamaño de partícula < 75μm)

para la cementación de pozos con presencia de salmueras muy salinas se forman productos cementantes

muy pobres. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

Con humo de sílice de muy alta área superficial (~20.000 m2/kg) la sílice reacciona más rápido que

la cal (CaO) para formar inicialmente hidratos amorfos, los cuales luego reaccionan con más cal para

formar truscotita y girolita, sin pasar por la fase tobermorita. El hidróxido de calcio no se encuentra

comúnmente bajo condiciones hidrotermales, puesto que reacciona junto con la sílice dando lugar a más

hidratos cristalinos de silicato de calcio. También se forman silicatos de calcio hidratados substituidos en

condiciones hidrotermales. Entre estos están la reyerita (KC14S24H5), la escawtita (C7S6 H2) y la pectolita

(NC4S6H). (Duarte Nieto, Marzo 2015)

La temperatura límite de uso, para los cementos petroleros G y H (estabilizados con 35-40% de

harina de sílice), es 400°C (752°F), ya que a temperaturas superiores las fases más estables térmicamente

(xonotlita y truscotita) empiezan a descomponerse (deshidratación) y el cemento endurecido experimenta

una fuerte contracción y desintegración. (Duarte Nieto, Marzo 2015)

2.6. Tipos de Cemento

El Instituto Americano del Petróleo (API) ha establecido especificaciones para los diferentes tipos de

cemento, basado en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, así como ciertas

características físicas y químicas. Se clasifican en:

Clase A: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando no se requieren

propiedades especiales. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sacos. El cemento clase

A es similar al ASTM C 150, Tipo I, usado en la construcción civil.

Clase B: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando hay condiciones

moderadas a altas resistencia al sulfato. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sacos .

El cemento clase B es similar al ASTM C 150, Tipo II, usado en construcción civil.

Clase C: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando se requieren

condiciones de alto esfuerzo. La relación agua/cemento recomendada es 6.3 gal/sacos. El cemento

clase C es similar al ASTM C 150, Tipo III, usado en construcción civil.

Clase D: usado generalmente para pozos desde 6000’ hasta 10000’, para condiciones moderadas de

presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento

recomendada es 4.3 gal/sacos.

Clase E: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 14000’, para condiciones altas de

presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sacos.

Clase F: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 16000’, para condiciones extremas de

presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento

recomendada es 4.3 gal/sacos.

Clase G y H: Diseñados para ser usados desde superficie hasta 8000 pies. Pueden ser usados con

retardadores o aceleradores para cubrir un amplio rango de presiones y temperaturas. La

composición de estos cementos es muy similar pero el cemento H requiere menos agua que el

cemento clase G. Al requerir menos agua, la lechada es de mayor densidad y más resistente. El

requerimiento de agua para una lechada con cemento clase G es de 44% y de 38% para una lechada

con cemento clase H.

2.7. Aditivos utilizados en la preparación de las lechadas de cemento

La función de los aditivos es adaptar las lechadas de cemento a las especificaciones requeridas en un

programa de cementación, los aditivos pueden ser secos/granulares, líquidos o estar mezclados con el

cemento. Las cantidades de aditivos secos se expresan en porcentaje por peso de cemento, % BWOC por sus

siglas en inglés By Weight Of Cement, y los aditivos líquidos en galones por saco, GPS por sus siglas en inglés

Galon Per Sac of cement.

Aceleradores: son utilizados para reducir el tiempo de fraguado de las lechadas de cemento,

también aumentan la velocidad de desarrollo de la resistencia a la compresión del cemento y se

suelen utilizar en pozos someros con bajas temperaturas. Algunos aceleradores usados: cloruro

de calcio (CaCl2, más usado), silicato de sodio (Na2SiO3), cloruro de sodio (NaCl), acido oxálico

(H2C2O4), entre otros.

Retardadores: se usan para aumentar el tiempo de fraguado y tiempo de espesamiento de las

lechadas de cemento, no reducen la resistencia a la compresión del cemento. Son usados a

altas temperaturas para darle tiempo a la lechada para que ésta endurezca, algunos

retardadores usados: lignitos, lignosulfonato de calcio, ácidos hidroxicarboxílicos, azúcares, etc.

Extendedores: tienen la característica de disminuir la densidad de las lechadas de cemento,

esto permite una reducción en la presión hidrostática en el hoyo y un aumento en el rendimiento

de la lechada. Algunos extendedores utilizados: microesferas (vidrio y cerámica), silicato de

sodio (Na2SiO3).

Densificantes: son utilizados para aumentar la densidad de la lechada de cemento, esto se hace

cuando se quiere aumentar la presión hidrostática en el pozo. Entre los más usados: barita,

hematita, ilmenita y otros.

Controladores de filtrado: permiten controlar la pérdida de la fase acuosa de un sistema

cementante frente a una formación permeable. Previenen la deshidratación prematura de la

lechada de cemento. Entre ellos se encuentran: polímeros orgánicos, reductores de fricción.

Antiespumantes: se usan para reducir el entrampamiento de aire durante la preparación de la

lechada. Entre los más usados: siliconas, y éteres de poliglicoles.

Dispersantes: son materiales que reducen la viscosidad de la lechada de cemento, mejorando

así las propiedades de flujo y desplazamiento de la lechada. Algunos dispersantes usados:

lignosulfonatos, polímeros y sales sódicas.

2.8. Lechada de Cemento

Una lechada de cemento se define como el fluido que resulta de mezclar agua y aditivos químicos al

cemento seco o a mezclas de cementos en diferentes proporciones con el objetivo de ser bombeada al

espacio anular entre la formación y el revestidor. Después que se ha desplazado el volumen de mezcla

necesario para cubrir el espacio anular, la lechada de cemento tiene la propiedad de endurecer o fraguar

formando una matriz de cemento sólida y resistente a las condiciones de presión y temperatura a las cuales

está expuesta.

Durante el proceso de bombeo de la lechada hacia el espacio anular la mezcla o lechada de cemento

debe ser capaz de mantener sus propiedades originales hasta colocarse por completo en el anular y fraguar;

para ello deben agregarse aditivos químicos que no sólo permiten conservar las propiedades de la lechada

sino que también permiten mantener la estabilidad del cemento durante toda la vida productiva del pozo.

(Díaz V. & Méndez A., 2007)

Una buena lechada de cemento debe reunir las siguientes características:

Baja pérdida de fluido durante el proceso de colocación en el espacio anular y después del fraguado.

Reología adecuada a las características de cada pozo en particular.

Corto tiempo de transición, parta evitar la migración de fluidos a través de la ella, ya que durante

este período la mezcla pierde presión hidrostática para convertirse en sólida.

Densidad adecuada para cada tipo de pozo.

Estabilidad para conocer las condiciones de presión y temperatura una vez que ha sido colocada en

el espacio anular.

2.9. Lechadas Térmicas

El cemento Portland es un material esencialmente formado de silicato de calcio, los componentes

más abundantes son silicato tricálcico y silicato dicálcico. Tras la adición de agua, ambos forman un hidrato

gelatinoso de silicato de calcio llamado "gel C-S-H” que, es el responsable de la resistencia y la estabilidad

del cemento fraguado a temperaturas ordinarias. Además del gel C-S-H, una cantidad sustancial de

Hidróxido de Calcio es liberada. A temperaturas mucho mayores a los 110ºC, se presenta una declinación de

la resistencia compresiva y un aumento de la permeabilidad del cemento fraguado conocido como la “Fuerza

de Retrogresión”. Este problema se puede prevenir mediante la reducción de la relación Calcio/Sílice, para

lograr esto, el cemento Portland es parcialmente reemplazado por cuarzo molido, por general tan fino como

la harina de Sílice.

Cuando un pozo es sometido a procesos de recuperación térmica se expone a presiones y

temperaturas elevadas (mayores a 100°C), incrementando los niveles de estrés en la lechada de cemento, es

por ello que para tratar de mitigar los esfuerzos, se llevan a cabo formulaciones conocidas como lechadas

térmicas que no permiten que sus propiedades se vean sustancialmente afectadas a la alta exposición.

Los sistemas de cemento utilizados en formaciones con pozos candidatos a inyección de vapor no son

tan eficaces con densidades menores a 12,5 libras/galón (1,5 g/cm3) ya que son requeridos para evitar la

pérdida de circulación o daño de formación. Por lo tanto, Los sistemas de cementos con espumantes de

Sílice estabilizadas y extendedores de microesferas son muy comunes en terminaciones de inyección de

vapor hoy en día.

2.10. Recuperación Térmica

Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdivididas en tres etapas:

primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento

como una secuencia cronológica. La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la

energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que resulta del aumento de la energía natural, al

inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En cuanto a la recuperación

terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua. Estos

procesos utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después

de que un proceso secundario se vuelve no rentable. (París de Ferrer, 2007)

La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica es que muchas

operaciones de producción de los yacimientos no se llevan a cabo en el orden especificado. Ejemplo de esto

es la producción de petróleo pesado que ocurre en todo el mundo (específicamente en Venezuela para este

trabajo): si el crudo es suficientemente viscoso, no puede fluir a tasas económicas mediante empujes de

energía natural, de tal manera que producción primaria sería insignificante; tampoco la inyección de agua

sería factible por lo que el uso de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad

significativa de petróleo. En este caso, un método considerado como terciario una secuencia cronológica de

agotamiento, podría ser utilizado como el primer, y quizás el único, proceso por aplicar. (París de Ferrer,

2007)

Existen diferentes métodos de recobro no convencionales (conocidos también como EOR, Enhanced

Oil Recovery), que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, se

clasifican en dos grandes grupos, térmicos y no térmicos. Los primeros se usan con preferencia para los

crudos pesados, los métodos no térmicos se utilizan para crudos livianos, aunque algunos pueden ser

aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo. (París de Ferrer,

2007)

Los métodos de recuperación térmica, particularmente la inyección cíclica y continua de vapor, han

demostrado ser los procesos de recuperación mejorada de mayor éxito en los últimos años.

Aproximadamente, el 60% de la producción diaria de EOR en Estados Unidos, Canadá y Venezuela proviene

principalmente de procesos de inyección de vapor. El objetivo básico en la aplicación de tales métodos es la

reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo cual son

especialmente adecuados para petróleos viscosos (5-15º API), aunque también se usan en petróleos hasta de

45ºAPI. Otros beneficios obtenidos con los métodos térmicos son: la reducción de la saturación de petróleo

residual a consecuencia de la expansión térmica, el aumento de la eficiencia areal por efecto de la mejora en

la razón de movilidad, destilación con vapor, craqueo térmico, y otros. (París de Ferrer, 2007)

2.11. Propiedades Físicas del Cemento

Densidad: la densidad de la lechada debe proporcionar suficiente presión hidrostática para

mantener el control del pozo y a su vez no exceder el gradiente de fractura de la formación para

evitar pérdidas de circulación.

Permeabilidad: es la propiedad media de un sólido, que permite a un fluido fluir a través de su

cadena de poros interconectados.

Propiedades reológicas: son parámetros que nos indican el comportamiento del fluido o lechada de

cemento antes de fraguar, a través de una tubería, relacionando el esfuerzo de corte y de

deformación de dichos fluidos en movimiento.

Pérdida de filtrado: representa la cantidad de agua que puede perder la lechada de cemento a

condiciones de presión y temperatura de pozo.

Sedimentación: representa las condiciones de estabilidad de la lechada de cemento a condiciones de

presión y temperatura una vez puesta en el anular.

Tiempo de espesamiento: es el tiempo que tarda la lechada en perder sus propiedades de fluidez

(no bombeable) en condiciones de pozo. Se considera que este tiempo es el indicado cuando la

lechada alcanza 100 Bc (Unidades Bearden). Como medida de seguridad se detiene la prueba cuando

se alcanzan 70-75Bc.

Resistencia a la compresión: se define como el esfuerzo que ofrece el cemento a romperse una vez

que ha fraguado. El objetivo de la prueba es determinar la fuerza con el cual se rompe el cemento.

Debe tener la resistencia suficiente para asegurar la tubería de revestimiento y soportar esfuerzos

de perforación. (Díaz V. & Méndez A., 2007)

2.12. Propiedades Mecánicas del Cemento

Una vez que la lechada de cemento es ubicada en el espacio anular formación revestidor y la misma

fragua, estará sometida a una serie de esfuerzos que pudieran afectar sus propiedades provocando en ella

posibles fracturas, basado en ensayos o pruebas de resistencia de los cementos, con la finalidad de

construir el criterio de resistencia del tipo de cemento que va hacer ensayado. Los ensayos a realizar serán:

compresión simple, compresión triaxial, ensayo brasilero o tracción indirecta, corte directo y adherencia.

A continuación se dará una descripción resumida de cada uno de los ensayos a realizar y los

resultados obtenidos en cada uno de ellos, si el lector está interesado, puede referirse a la bibliografía y las

normas citada a fin de tener una descripción más detallada de ellos, así como los factores que afectan

dichos ensayos.

Compresión simple (sin confinar): nos permite determinar la resistencia ultima del material

ensayado así como los parámetros asociados al ensayo que son: , , ET, Eg, .

Compresión Triaxial: determinara la resistencia a la compresión de la muestra bajo condiciones de

confinamiento de la muestra a las profundidades a las cuales el cemento será inyectado a la

formación. Se determinaran los siguientes parámetros: 1, 3, 1', 3', , , ET, Eg, en

el caso de que se realicen ensayos con presión de poro, el parámetro µ.

Ensayo Brasilero o tracción indirecta: determinaremos la resistencia a la tracción del cemento.

Por ser el cemento una piedra artificial este puede resistir fuerzas de tracción que son pequeñas

comparadas a la resistencia de compresión simple y compresión triaxial.

Corte directo: nos permitirá determinar la resistencia al corte del cemento. El ensayo de corte

directo en roca o cemento, se realizara sobre superficies de discontinuidad, en vista de que no

existen en la muestra del ensayo se realizara con cuatro puntos, donde el primer punto es el

esfuerzo necesario para generar la discontinuidad y los tres puntos restantes para determinar los

parámetros C y ø.

Adherencia: la adhesión de los distintos materiales involucrados en la cementación, siendo estos:

acero-cemento, cemento-formación. Este ensayo es similar al corte directo; realizando el mismo con

las interfaces antes señaladas.

2.13. Criterios de fractura y resistencia.

Mohr-Coulomb: Según la teoría de Mohr, el material se plastificará o se romperá cuando la tensión

de corte (σq) en el plano de rotura alcance un determinado valor, que depende de la tensión normal

(σn) que actúa sobre dicho plano, o bien, si la tensión principal de tracción máxima alcanza el valor

de la resistencia a la tracción (To), es decir, σ3 = To. Mediante el Criterio Mohr-Coulomb se obtiene la

cohesión y el ángulo de rozamiento interno, así como la representación gráfica de cada uno de los

círculos de Mohr así como de la recta ajustada.

(2.1)

Donde:

σ = esfuerzo normal en el plano de rotura

τ = esfuerzo de corte en ese plano

C = cohesión de la roca

Φ = ángulo de fricción

μ = coeficiente de fricción interna de la roca

Figura 2.3. Círculo de Mohr

Fuente: Castillejo Cans, 1993

En la figura se puede observar el círculo de Mohr el cual representa los esfuerzos a los que son

sometidos el material donde la rotura se presenta en el punto P el cual es tangente con la curva AB.

Hoek y Brown: El criterio propuesto por Hoek y Brown, va dirigido a estimar la resistencia triaxial de

los macizos rocosos, para el diseño de excavaciones subterráneas. Es un criterio experimental que

está definido por la siguiente expresión:

(2.2)

Donde:

σ₁ =es la tensión principal mayor en la rotura.

σ₃ =es la tensión principal menor aplicada a la muestra.

σc =es la resistencia a compresión simple de la roca.

m, s, son constantes que dependen de la roca y el macizo rocoso.