CEMENTACION DE REVESTIDORES

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LA FUERZA ARMADA ARMADA UNEFA  – ISABELICA VALENCIA – EDO. CARABOBO

Profesor: Ing. Luis Barroso

Autores:

Asignatura: Cementación de pozos petroleros Carrera: Carrera: Ing. de Petróleo Sección: I-002D

Valencia; abril del 2011 1

Ávila Carlos C.I: 19.962.205 Castillo Adriana C.I: 19.942.491 Pérez Ángel C.I: 19.247.112 Rivas Lisayudith C.I: 19.949.540 Rivero Keyber C.I: 19.862.640

INDICE Pág. Introducción……...…………………………………………………………………….… 3 Tipo de Cementación de Revestidores…................................. ................................................. ................................. ........................ ....... ….5 Propiedades del Cemento............ Cemento............……....……………………………………………..10 Cementación Primaria............... Primaria...............………...……………………………………………..1 7 Conclusión………………………………………………………………………………21 Bibliografía……………………………………………………………………………… 22

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INTRODUCCIÓN La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo. Parte de este proceso de completación es la cementación, que es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor. Durante la construcción de un pozo de petróleo el proceso de cementación es de suma importancia para el mismo, primeramente porque influye directamente en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen de una buena cementación y en efecto una deficiente operación de cementación traería drásticas consecuencias; tales como incremento de los costos, riesgo de pérdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad. De igual forma, la selección apropiada de las tuberías de revestimiento es un factor importante en la programación, planificación y operaciones de un pozo petrolero que se deben considerar al momento de llevar a cabo las cementaciones de los distintos pozos. El tipo de cementación, técnicas y materiales que se empleen dependerán directamente del tipo de pozo y objetivo que se busque, es por ellos que se presentan dos tipos de cementación en la industria petrolera (la primaria y secundaria).

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El objetivo de una cementación primaria es colocar la lechada de cemento en el espacio anular detrás de la cañería de revestimiento. En muchos casos eso puede hacerse en una operación simple, a través de bombear cemento debajo de la cañería, a través de la zapata de cañería y hacia arriba dentro del espacio anular. Sin embargo, en sartas de cañerías largas y particularmente donde las formaciones son débiles y no pueden soportar la presión hidrostática generada por una larga columna de lechada de cemento, la operación de cementación puede ser llevada a cabo en dos etapas. Por otro lado, el objetivo de una cementación secundaria es básicamente la corrección de una cementación primaria mal realizada. En el presente trabajo se presentarán con mayor claridad las ideas previamente expuestas y se tocarán otros puntos que se deben tomar en cuenta a la hora de realizar el diseño de una cementación, los equipos que se requieren para efectuarla y las diferentes técnicas de cementación empleadas en la industria petrolera y en qué casos se puede aplicar cada una de ellas.

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DESARROLLO 1. TIPOS DE CEMENTACIÓN DE REVESTIDORES. Durante la construcción de un pozo de petróleo el proceso de cementación es de vital importancia para el mismo, dado que una deficiente operación de cementación traería drásticas consecuencias; tales como incremento de los costos, riesgo de pérdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad. Por tal motivo al momento de diseñar y cementar un pozo petrolero se deben tomar en cuenta las nuevas técnicas, así como las mejores prácticas operacionales dirigidas al proceso de cementación. Por lo tanto este curso está diseñado para cumplir estos objetivos. En las cementaciones es importante realizar una perfecta planificación de todas las operaciones que se llevarán a cabo. Por ello, la empresa ejecutante deberá presentar un plan de trabajo detallado que será supervisado por técnicos especialistas. En el plan de trabajo se detallaran las operaciones y se relacionarán los medios técnicos y humanos con que se va a contar. En cementaciones de tuberías, éstas deben estar correctamente centradas en la perforación (centradores), existiendo suficiente margen de diámetro entre tubería y perforación (al menos 50-100 mm). El anular debe estar ausente de sustancias contaminantes. La tubería debe estar limpia, sin grasas, de modo que facilite la adherencia del cemento. Además deberá existir una preparación adecuada de la lechada de cemento en composición, volumen y tiempo. El tipo de cemento utilizado deberá ser fabricado para responder a la variedad de condiciones impuestas por las operaciones. Algunos de ellos tendrán que ser de fraguado lento o rápido; de desarrollo rápido o lento de su resistencia inicial; resistentes a la contaminación y reacciones químicas que puedan impartirles las aguas de las formaciones. En muchos casos, para proteger las formaciones productivas contra la filtración de agua de la mezcla, se exige que la filtración sea mínima. Cuando se teme que pueda haber pérdida de circulación se le añade a la 5

mezcla un cierto aditivo que pueda contrarrestar tal inconveniencia. En el caso de cementaciones especiales se le puede añadir a la mezcla radiactivos para seguir su rastro. Para terminaciones de pozos sujetos a inyección de vapor se seleccionan cementos resistentes a muy altas temperaturas. En áreas donde la corrosión de tuberías es problema muy serio se le añade a las mezclas anticorrosivas especiales. Dentro de los tipos de cementación de revestidores se encuentran: 1.1.

Cementación de la cañería guía.

Para la cementación de la tubería conductora de los requerimientos son mínimos, debido a la poca profundidad de asentamiento de esta sarta (promedio 50m). De hecho, únicamente dos factores deben cumplirse: a) El tiempo de bombeo, el cual debe ser suficiente para efectuar la preparación de la lechada bombeando al pozo y el desplazamiento de la misma. b) El desarrollo de la resistencia a la comprensión a las 8 horas que debe ser mínimo de 105 Kg/cm2 en condiciones ambientales de presión y temperatura c) Esta cañería presenta un diámetro exterior de 20” a 30” y alcanzan una profundidad de 40 a 1000 pies. Esta cañería se cementa hasta superficie. Funciones de la Cañería Guía. i. Consolidar el primer tramo del pozo. ii. Evitar el derrumbe de los estratos superficiales que por lo general son desconsolidados. iii. Evitar el lavado del pozo. Cemento Recomendado. i. Cemento neto acelerado. ii. Cementos Thixotrópico. iii. Puede ser necesario usar aditivos para pérdidas de circulación. 6

Prácticas de la cementación. i. A menudo se usa la técnica de cementación “inner string” el exceso de volumen es determinado por la experiencia del área. ii. El bottom plug puede no ser usados. iii. Los tapones para grandes diámetros son de madera (bajo rango de presión).

1.2.

Cementación de la cañería superficial.

Esta cañería presenta un diámetro exterior de 7” a 20” y alcanzan una profundidad de hasta 4500 pies. Esta cañería generalmente se cementa hasta la superficie. Funciones de la Cañería Superficial. i. Servir de base para la instalación del sistema de seguridad del pozo (BOP). ii. Proteger el pozo de los niveles acuíferos encontrados a profundidades someras. iii. Soportar las próximas cañerías de revestimiento. iv. Es un dispositivo controlador de los derrumbes de las formaciones superficiales. v. Asilar zonas de pérdidas de circulación. Prácticas de la Cementación. i. Evitar el tapón inferior (bottom plug) cuando se usa materiales de pérdida de circulación. ii. Comparar la presión de asentamiento del tapón con la resistencia al colapso y estallido del casing. iii. De acuerdo a la presión diferencial puede ser necesario encadenar el casing en la superficie para prevenir que el casing se levante. 7

iv.

Para el método “inner string”, asentar suficiente peso para evitar 

que el stinger se desconecte.

1.3.

Cementación cañería intermedia.

Esta cañería presenta un diámetro exterior de 7” a 11 ¾” y su profundidad a alcanzar es variable. Pueden llegar a cementarse más de una cañería intermedia. Esta cañería suele cementarse de forma parcial presentando las siguientes características: a) b) c) d) e)

Grandes columnas de cemento. Lechada de alto rendimientos. Tiempo de bombeabilidad. Gradientes de Fractura. Lavadores, espaciadores. Funciones de la Cañería Intermedia. i. Sellar o aislar zonas problemáticas que puedan contaminar los lodos de perforación. ii. Aislar zonas que presentan problemas de perforación tales como zonas de aprisionamiento, zonas cavernosas, zonas con tectónica complejas proclive a súbitos cambios de rumbo y desviación (formación de patas de perro u ojos de llave). iii. Permite controlar zonas con altas presiones de formación (gradiente anormal).

1.4.

Cementación cañería de producción. Esta cañería presenta un diámetro exterior de 2 3/8” a 9 5/8” y su profundidad

llega hasta la zona productora. Esta cañería puede ser cementada parcialmente o en algunos casos totalmente según criterio técnico.

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Propósitos de la cementación. i. Aislar zonas de gas, petróleo, agua, sal y shale (lutitas). ii. Provee control de pozo en la cabeza del pozo (durante la producción & control de presión). iii. Aísla las zonas de interés de fluidos indeseables. iv. Provee la oportunidad de cambiar el lodo por el fluido de completación. Practicas de Cementación. i. Centralizar los casing. ii. Uso de espaciadores y lavadores (flushes). iii. Mover el casing mientras se cementa. iv. Uso de scratchers (raspadores) para ayudar a limpiar el pozo (wellbore). v. Bombear tan rápido como sea posible (control ECD). vi. Liberar la presión después que el cemento es colocado. vii. Realizar test de compatibilidad y reología de la lechada y espaciador. viii. Realizar los ensayos de tiempo de bombeabilidad (thickening time) y resistencia a la compresión. ix. Correr el OPTICEM para el diseño del trabajo.

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2. PROPIEDADES DEL CEMENTO. El cemento es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto contenido de carbonato de calcio), sílice, fierro y arcilla, molidos y calcinados, que al entrar en contacto con el agua forma un cuerpo sólido. Esta mezcla de ingredientes se muele, se calcina en hornos horizontales con corriente de aire y se convierte en clinker, el cual contiene todos los componentes del cemento, excepto el sulfato de calcio, que se le agrega como ingrediente final. Los componentes que forman el cemento son óxidos superiores de oxidación lenta. Esto significa que terminan su grado de oxidación al estar en contacto con el aire al enfriarse. De todos los cementos, el Portland es el más importante en cuanto a términos de calidad. Es el material idóneo para las operaciones de cementación de pozos. Fue inventado en 1824 en Inglaterra por el constructor Joseph Aspdin. El nombre se debe a la semejanza en aspecto con las rocas que se encuentran en la isla de Portland, en el condado de Dorset. Aspdin llevó una búsqueda de un material que pudiera ser una alternativa al cemento natural o romano (derivado de la ceniza volcánica y de otros minerales), sus experimentaciones llevaron al descubrimiento y patentado de este cemento. Algunos cementos Portland son de fabricación especial, debido a que las condiciones de los pozos difieren significativamente entre sí al variar su profundidad. En la solución de algunos problemas específicos de pozos se utilizan cementos de menor uso. El cemento Portland es, además, el ejemplo típico de un cemento hidráulico: fragua y desarrolla resistencias a la compresión como resultado de la hidratación, la cual involucra reacciones químicas entre el agua y los componentes presentes en el cemento.

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El fraguado y endurecimiento no solamente ocurre si la mezcla de cemento y agua se deja estática al aire, también se presenta si la mezcla se coloca en agua. El desarrollo de resistencia es predecible, uniforme y relativamente rápido. El cemento fraguado tiene baja permeabilidad y es insoluble en agua, de tal forma que expuesto a ésta no se destruyen sus propiedades. Tales atributos son esenciales para que un cemento obtenga y mantenga el aislamiento entre las zonas del subsuelo. Los principales compuestos del cemento y sus funciones son: a) Silicato tricálcico (3CaO.SiO2) habitualmente conocido como C3S.: Es el componente más abundante en la mayoría de los cementos y, además, el factor principal para producir la consistencia temprana o inmediata (1 a 28 días). Generalmente, los cementos de alta consistencia inmediata contienen en mayor concentración este compuesto; más que el Portland común y los retardados. b) Silicato dicálcico (2CaO.SiO2) habitualmente conocido como C2S.: Compuesto de hidratación lenta que proporciona la ganancia gradual de resistencia. Ocurre en un período largo: después de 28 días. c) Aluminato tricálcico (3CaO.Al2O3) habitualmente conocido como C3A.: Tiene influencia en el tiempo de espesamiento de la lechada. Es responsable de la susceptibilidad al ataque químico de los sulfatos sobre los cementos. Esta susceptibilidad se clasifica en moderada y alta resistencia al ataque químico, cuando contienen este compuesto en 8 y 3% respectivamente. d) Alúmino ferrito tetracálcico (4CaO.Al2O3 .Fe2O3) habitualmente conocido como C4AF.: Este compuesto es de bajo calor de hidratación y no influye en el fraguado inicial.

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2.1.

TIPOS: Clasificación API Y ASTM de los cementos:

Las Normas API se refieren a clase de cemento; las Normas ASTM a tipo de cemento. a) Cemento clase A o tipo I: Está diseñado para emplearse a 1830 m de profundidad como máximo, con temperatura de 77°C, y donde no se requieran propiedades especiales. b) Cemento clase B o tipo II: Diseñado para emplearse hasta a 1830 m de profundidad, con temperatura de hasta 77°C, y en donde se requiere moderada resistencia a los sulfatos. c) Cemento clase C o tipo III: Está diseñado para emplearse hasta 1830 m de profundidad como máximo, con temperatura de 77°C, donde se requiere alta resistencia a la compresión temprana; se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos d) Cemento clase D: Este cemento se emplea de 1830 hasta 3050 m de profundidad con temperatura de hasta 110°C y presión moderada. Se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos. e) Cemento clase E: Este cemento se usa de 1830 hasta 4270 m de profundidad con temperatura de 143°C y alta presión. Se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos.

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f) Cemento clase F: Este cemento se usa de 3050 hasta 4880 m de profundidad con temperatura de 160°C, en donde exista alta presión. Se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos. g) Cementos clase G Y H: Comúnmente conocidos como cementos petroleros, son básicos para emplearse desde la superficie hasta 2240 m tal como se fabrican. Pueden modificarse con aceleradores y retardadores para usarlos en un amplio rango de condiciones de presión y temperatura. En cuanto a su composición química son similares al cemento API Clase B. Están fabricados con especificaciones más rigurosas tanto físicas como químicas, por ello son productos más uniformes. h) Cemento clase J: Se quedó en fase de experimentación y fue diseñado para usarse a temperatura estática de 351°F (177°C) de 3660 a 4880 metros de profundidad, sin necesidad del empleo de harina sílica, que evite la regresión de la resistencia a la compresión. 2.2.

Requerimiento de agua.

Las proporciones de agua de mezcla detalladas anteriormente, dependen de: La necesidad de una lechada bombeable. Un monto mínimo de aguas libres en caso de permitir que se quede/asiente. Reducir la proporción de agua de mezcla tiene el siguiente efecto: Causa un incremento en la densidad, fuerza de compresión y viscosidad de la lechada. La lechada se hace más difícil de bombear. Se construye menos volumen de lechada por saco de cemento utilizado, es decir, baja la resistencia. Durante una operación de cementación típica una lechada de llenado o relleno y lechada principal o de amarre son muchas veces utilizados. La diferencia entre

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estas es debido a la reducción en la cantidad de agua de mezcla siendo usada. Un incremento en contenido de agua para la lechada de amarre, va a permitir tiempos de bombeo y tiempo de asentamiento más largo pero resulta en una fuerza de compresión menor y en agua libre adicional. El agua libre puede volver a ser utilizada con adicionando bentonita en la lechada para ligar el agua libre. 2.3.

Densidad.

La densidad es uno de los factores más importantes a considerar cuando se diseña una lechada de cemento. La densidad de la lechada especifica la relación aguacemento, la cual a su vez influye notoriamente en el desarrollo de la resistencia a la compresión durante el fraguado del cemento. En pozos que presentan presiones bajas o en zonas con pérdida de circulación, la presión hidrostática de la lechada debe ser bastante liviana para que no ocasione daños a la formación. En cambio, en pozos con alta presiones de fondo, la presión hidrostática debe ser suficientemente alta para prevenir un reventón durante la cementación. Una densidad alta tiene la ventaja de minimizar la contaminación de la lechada, fluidos de perforación, como también, ayuda a remover el lodo que va delante del cemento. La densidad de la lechada debe ser igual o mayor que la densidad de lodo a fin de minimizar su remoción. 2.4.

Tiempo de espesamiento.

El tiempo de espesamiento de una lechada es definido por él A P. I., como el tiempo que transcurre entre la aplicación inicial de presión y temperatura a una lechada y el instante en que ésta alcanza 100 unidades Bearden de consistencia (Bc).

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Desde el punto de vista operacional, la principal inquietud es el tiempo requerido para bombear una lechada. El diseño del tiempo espesamiento depende del tipo de trabajo, condiciones del pozo y el volumen del cemento. El tiempo espesamiento es entonces diseñado para acceder el tiempo trabajo por un periodo que depende del tipo de operación, pero es recomendado al menos una hora por encima del tiempo de operación estimado. Este período permite un margen de seguridad adecuado. Por ejemplo, cuando la profundidad a cementar sea de 6000 a 8000 pies, el tiempo de bombear visitas comúnmente previstas en el diseño de la lechada será de 3 a 3: 30 (hrs.: min). 2.5.

Resistencia a la compresión.

La resistencia del cemento se define como el esfuerzo que éste ofrece a ser comprimido (resistencia la compresión), cual se fracturado por tracción (resistencia la tensión). En condiciones normales, el cemento fraguado está sometido fuerzas comprensivas horizontales debido a la presión de poro de la formación y a fuerzas de tensión verticales debido al peso de la tubería. Asumiendo la resistencia a la compresión del cemento y conociendo el diámetro y libraje de un revestido, se puede calcular la capacidad de soporte de una columna de cemento recurriendo a la Ecuación de Bearden Lane: F = 0.969.Sc.d.H Donde: F= fuerza o carga necesaria para romper la adherencia del cemento (lb). Sc= resistencia a la compresión del cemento (PSI). d= diámetro exterior de revestido (pulg).

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H= altura de la columna de cemento (pies). Como las investigaciones y ensayos sobre resistencias del cemento están más enfocados hacia la compresión, se ha establecido como regla general de la resistencia a la compresión y de cinco a diez veces mayor que la resistencia a la tensión. Es generalmente aceptado que una resistencia a la compresión que de 500 psi es adecuada para las operaciones que se efectúan en el pozo. Esta mínima resistencia es necesaria para: Asegurar y/o sostener el revestido en el hoyo. Prevenir la entrada de fluidos indeseados al revestidor o la migración de fluidos de una formación a otra. Confinar los fluidos inyectados a la formación deseada. Hay dos razones que explican el deterioro del cemento alta temperatura: un cambio en la estructura del cemento hidratado y la pérdida de agua. Uno de los componentes del cemento fraguado en el silicato de calcio hidratado que calentado alrededor de 250°F se convierte en Alfasilicato de calcio hidratado, el cual tiene una estructura porosa. Este cambio en la estructura es la causa principal de la retrogresión de la resistencia.

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3. CEMENTACIÓN PRIMARIA El objetivo de una cementación primaria es colocar la lechada de cemento en el espacio anular detrás de la cañería de revestimiento. En muchos casos eso puede hacerse en una operación simple, a través de bombear cemento debajo de la cañería, a través del zapato de cañería y hacia arriba dentro del espacio anular. Sin embargo, en sartas de cañerías largas y particularmente donde las formaciones son débiles y no pueden soportar la presión hidrostática generada por una larga columna de lechada de cemento, la operación de cementación puede ser llevada a cabo en dos etapas. La primera etapa es completada de la manera descrita arriba, con la excepción que la lechada de cemento no llena todo el espacio anular, pero llega solo a una determinada altura sobre el zapato. La segunda etapa es llevada a cabo con una herramienta especial en la sarta de cañerías la cual puede abrirse permitiendo bombear cemento de la cañería hacia el espacio anular. Esta herramienta es llamada “Herramient a de Cementación Multi-etapa” y es colocada a la profundidad de la cañería donde se requiere la segunda etapa. Cuando la lechada de la segunda etapa esta lista para ser bombeada, la herramienta multi-etapa se abre y la lechada es bombeada hacia debajo de la cañería, a través de la herramienta y dentro del espacio anular. Una vez se termina de bombear toda la lechada, la herramienta multi-etapa se cierra. Esto es conocido como “Operación de Cementación en Dos Etapas” . Las funciones principales de la cementación primaria son: Evita el flujo de fluidos entre las formaciones. Une las cañerías a la formación, la soporta y la refuerza. Evita las contaminaciones de acuíferos usados para labores domésticas, o de la contaminación del lodo por estos y protege los estratos que puedan contener petróleo o gas. Ayuda a evitar surgencias descontroladas de alta presión detrás de la cañería. 17

Protege a la cañería de la corrosión. Sella zonas de pérdida de circulación del lodo. Protege a las cañerías durante las operaciones de perforación. Generalmente las cañerías que no están recubiertas de cemento presentan problemas de fisuras o grietas.

a) b) c) d) e) f) g) h) i)

3.1 Condiciones a tomar en cuenta Tener la densidad apropiada. Ser fácilmente mezclable en superficie. Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo. Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está colocando. Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente. Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido bombeado. Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación. Tener una permeabilidad lo más baja posible. Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas de presión y temperatura. 18

3.2 Factores que afectan a la cementación. Las calificaciones de profundidad de cemento se basan en las determinaciones de laboratorio del tiempo de fraguado y de la resistencia a la compresión mínima de desarrollo, en los que las muestras se someten a temperaturas y presiones de un gran porcentaje de condiciones reales. El tiempo de fraguado es el tiempo requerido para alcanzar el límite superior aproximado de consistencia bombeable. Las especificaciones de tiempo mínimo de fraguado (y máximo para las clases G y H) se basan en los tiempos de bombeo a partir de datos de campo. Las fuerzas de compresión mínimas se especifican después de las 8 y/o 24 horas de tiempo de curado para muestras sometidas a una presión (3000 psi, excepto para simulaciones de 1.000 y 2.000 pies) y temperatura (sobre la base de un gradiente geotérmico de 1,5 ° C por cada 100 pies). Se añade agua al cemento para hacer la mezcla bombeable, y proveer hidratación (la reacción química). Aunque sólo el 25% de agua por peso de cemento es necesaria para la hidratación, el contenido normal de agua es más alto para proporcionar capacidad de bombeo. El contenido normal de agua es diferente para las diversas clases de acuerdo a la finura del molido. El exceso de agua se debe evitar para prevenir la estratificación del cemento y el agua. La API requiere que la Clase G y H tengan menos de 1,4% solución de agua libre, medida en un cilindro graduado de 250 ml en dos horas. Se debe tener cuidado al añadir la cantidad adecuada de agua para el cemento a utilizar. Por ejemplo, la clase H es a veces manejada por equivocación como Clase A, y la mezcla resultante tiene una disminución de fuerza, retraso en el tiempo de fraguado y exceso de agua libre. El contenido de agua libre es generalmente más alto a medida que la temperatura aumenta debido al adelgazamiento, y pruebas de laboratorio a una 19

elevada temperatura se requieren a veces. El agua libre puede ser reducida al mínimo: limitando la cantidad de agua de la mezcla, con la adición de bentonita en pequeñas cantidades o con la selección y el control de la cantidad de otros aditivos para la mezcla. El tiempo de fraguado puede variarse con aceleradores y retardadores, éste es una función de la temperatura y la presión, el tiempo puede ser reducido con el corte del bombeo (falta de agitación). Y las pruebas API pueden ser realizadas de esta manera para simular interrupciones durante el vaciado. Aunque, el tiempo de fraguado debe ser establecido a condiciones reales para asegurarse tener un tiempo adecuado de bombeo. Hay que evitar el tiempo excesivo de fraguado para prevenir: retrasos para continuar con las operaciones de perforación, asentamiento y separación de los componentes del cemento, formación de agua libre, pérdida de presión hidrostática. Se deben correr pruebas de resistencia a la compresión con el diseño de la lechada completo, para saber en cuanto tiempo desarrolla el cemento fraguado, su resistencia a la compresión y así poder continuar en el pozo con la perforación de la siguiente etapa o con las operaciones de la terminación del mismo. En la práctica se asume un valor aceptable de resistencia a la compresión de 35 kg/cm2, como mínimo, para que la capa de cemento soporte el peso de la tubería.

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CONCLUSIÓN En el presente trabajo se dio a conocer de manera explícita y conceptual los aspectos más importantes sobre la cementación de revestidores utilizados en la perforación de pozos de petróleo, tomando en cuenta cada una de las explicaciones planteadas sobre sus características y tipos para de esta manera estar al tanto sus distintos usos u objetivos. Es por esto que se llego a conocer que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. La cementación de los revestidores, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente. Cabe destacar que gracias al desarrollo de este trabajo no solamente se obtuvo lo parte conceptual del tema, sino, que también se obtuvo la parte interpretativa mediante la realización de un material de apoyo visual importante como los son las imágenes que se utilizaran en la exposición del tema, las cuales se desarrollaron con plenitud enfocando de manera clara y entendible cada uno de los conceptos planteados a lo largo de esta investigación. De modo que se alcanzó el objetivo del trabajo, lograr un aprendizaje importante que engloba a la gestión petrolera como tal, un tema que nos ayuda a conocer todos y cada uno de los aspectos importantes que presenta la estructura de la asignatura en general.

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BIBLIOGRAFÍA Libros: Barberri E. El Pozo Ilustrado. Ediciones Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo FONCIED. PDVSA. IV Edición Marzo (1998). Caracas-Venezuela. Delon F. Programa de Educación Petrolera, Cementación-PozosPetroleros (PDVSA). Marzo (2004). Caracas-Venezuela. Martínez A. Diccionario del Petróleo Venezolano. Editorial CEC. Enero (1997). Caracas-Venezuela. Prats M. Cementación en Revestidores. Intevep S.A. I Edición. (1987). Los Teques-Venezuela. Microsoft Encarta 2009. 1993-2008 Microsoft Corporation. Enciclopedia Autodidáctica Océano Tomo 6. Pág. 1536 Portales WEB: http://www.monografias.com/trabajos39/cementacion-petroleo/cementacionpetroleo.shtml http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2008/12/mtodos-decementacion-primaria-eor.html http://www.buenastareas.com/ensayos/Procesos-Termicos-De-RecuperacionDel-Petroleo/1132764.html

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