El documento describe los pasos básicos de una operación de cementación primaria con dos tapones. Después de perforar un intervalo, se baja una sarta de revestimiento con una zapata protectora y centralizadores. Se bombean lavados químicos y fluidos espaciadores para desplazar el fluido de perforación, luego se inserta un tapón inferior seguido de lechada de cemento para rellenar el espacio anular. Se inserta un tapón superior y fluido de desplazamiento para sellar el cemento dentro del espacio anular.

1. > Operación de cementación primaria básica con dos tapones. Después de
perforar un intervalo de un pozo hasta la profundidad deseada, la columna
de perforación se remueve y se baja una sarta de revestimiento hasta el
fondo del pozo (extremo superior). El extremo inferior de la sarta de
revestimiento usualmente está provisto de una zapata de protección, y los
centralizadores mantienen la tubería de revestimiento centrada en el pozo.
Los ingenieros bombean lavados químicos y fluidos espaciadores por el
interior de la tubería de revestimiento, desplazando de ese modo el fluido
de perforación (centro a la izquierda). A continuación, insertan un tapón
inferior, seguido por un volumen de lechada de cemento que es suficiente
para llenar el espacio anular (centro a la derecha). El bombeo continuo de
la lechada de cemento hace que el fluido de perforación salga del interior
de la tubería de revestimiento, ascienda por el espacio anular y salga
del pozo. Cuando el tapón inferior se asienta en el extremo inferior de la sarta
de revestimiento, se rompe una membrana que posee el tapón, lo que abre
un trayecto para el ingreso de la lechada de cemento en el espacio anular.
Los ingenieros insertan un tapón superior después de la lechada de
cemento, y luego del tapón superior un fluido de desplazamiento (extremo
inferior izquierdo). El bombeo del fluido de desplazamiento empuja el tapón
superior hacia abajo hasta que se asienta sobre el tapón inferior, aislando
de este modo el interior de la tubería de revestimiento y el espacio anular y
rellenando este último con la lechada de cemento (extremo inferior derecho).
Desplazamiento
Fluido de
desplazamiento
Lavado químico
Tapón inferior
Lechada
de cemento
Fluido
espaciador
Tapón superior
Fluido de perforación circulante
Bombeo del lavado, el espaciador
y la lechada de cemento
Desplazamiento Operación concluida
Fluido de perforación
Sarta de revestimiento
Espacio anular
Zapata
Centralizadores
Volumen 24, no.2 63
DEFINICIÓN DE CEMENTACIÓN
Fundamentos de la cementación de pozos
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Erik B. Nelson
Editor colaborador
La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones princi-
pales: la cementación primaria y la cementación con fines de remediación.
La cementación primaria es el proceso de colocación de una lechada de
cemento en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y
la formación. La cementación con fines de remediación tiene lugar después
de la cementación primaria, cuando los ingenieros inyectan cementos en
posiciones estratégicas de los pozos con diversos fines, incluidos la repara-
ción del pozo y su abandono.
La cementación primaria es un procedimiento crítico dentro del proceso
de construcción de pozos. La cementación proporciona un sello hidráulico
que establece el aislamiento zonal, lo que impide la comunicación de los
fluidos entre las zonas productivas del pozo y bloquea el escape de los fluidos
hacia la superficie. Además, la cementación produce el anclaje y la sustenta-
ción de la sarta de revestimiento y protege la tubería de revestimiento de
acero contra la corrosión producida por los fluidos de formación. Si no se
logran estos objetivos, la capacidad del pozo para explotar todo su potencial
productivo puede verse severamente limitada.
La mayoría de las operaciones de cementación primaria emplean un
método de emplazamiento del cemento que incluye dos tapones (derecha).
Después de perforar un intervalo hasta una profundidad deseada, una
brigada remueve la columna de perforación, dejando el pozo lleno de fluido
de perforación. Luego, la brigada baja una sarta de revestimiento hasta el
fondo del pozo. El extremo inferior de la sarta de revestimiento está prote-
gido con una zapata guía o una zapata flotante. Ambas zapatas son disposi-
tivos ahusados, con el extremo en forma de bala, que guían la tubería de
revestimiento hacia el centro del pozo para minimizar el contacto con los
bordes rugosos o los derrumbes durante la instalación. La zapata guía difiere
de la zapata flotante en que la primera carece de una válvula de retención.
La válvula de retención impide el flujo inverso, o formación de tubo en U, de
los fluidos que pasan desde el espacio anular hacia el interior de la tubería
de revestimiento. Los centralizadores se colocan a lo largo de las secciones
críticas de la tubería de revestimiento para ayudar a evitar su atascamiento
mientras se baja en el pozo. Además, los centralizadores mantienen la tube-
ría de revestimiento en el centro del pozo para ayudar a asegurar la unifor-
midad de la cementación en el espacio anular existente entre la tubería de
revestimiento y la pared del pozo.
A medida que se baja la tubería de revestimiento en el pozo, el interior de
la tubería de revestimiento puede llenarse con fluido de perforación. Los obje-
tivos de la operación de cementación primaria son: remover del fluido de per-
foración del interior de la tubería de revestimiento y del pozo, colocar una
lechada de cemento en el espacio anular y llenar el interior de la tubería de
revestimiento con un fluido de desplazamiento, tal como fluido de perfora-
ción, salmuera o agua.
Las lechadas de cemento y los fluidos de perforación suelen ser química-
mente incompatibles. Su mezcla puede generar en la interfase una masa espe-
sada o gelificada difícil de remover del pozo, que posiblemente impida la

2. Oilfield Review64
DEFINICIÓN DE CEMENTACIÓN
uniformidad de la cementación en todo el espacio anular. Por consiguiente,
los ingenieros emplean medios químicos y físicos para mantener la separación
de los fluidos. Los lavados químicos y los fluidos espaciadores pueden ser bom-
beados después del fluido de perforación y antes de la lechada de cemento.
Estos fluidos presentan la ventaja adicional de limpiar las superficies de la
tubería de revestimiento y la formación, lo que ayuda a obtener una buena
adherencia del cemento.
Los tapones limpiadores son dispositivos elastoméricos que propor-
cionan una barrera física entre los fluidos bombeados dentro de la tubería
de revestimiento. Un tapón inferior separa la lechada de cemento del fluido
de perforación, y un tapón superior separa la lechada de cemento del fluido
de desplazamiento. El tapón inferior posee una membrana que se rompe
cuando éste se asienta en la parte inferior de la sarta de revestimiento, gene-
rando un trayecto a través del cual la lechada de cemento puede fluir hacia
el interior del espacio anular. El tapón superior no posee ninguna membrana;
por consiguiente, cuando se asienta sobre el tapón inferior, se anula la comu-
nicación hidráulica entre el interior de la tubería de revestimiento y el espa-
cio anular. Después de la operación de cementación, los ingenieros esperan
que el cemento se cure, fragüe y desarrolle resistencia; proceso que se
conoce como esperando fraguado de cemento (WOC). Después del período
WOC, que usualmente es de menos de 24 horas, pueden comenzar las opera-
ciones adicionales de perforación, disparos y de otro tipo.
El proceso de construcción de pozos habitualmente consiste en la instala-
ción de varias sartas de revestimiento, cada una de las cuales requiere una
operación de cementación primaria (derecha). A medida que el pozo se pro-
fundiza, el diámetro de cada sarta de revestimiento es normalmente más
pequeño que el precedente.
Casi todas las operaciones de cementación utilizan cemento portland,
consistente principalmente en compuestos de silicato de calcio y aluminato
de calcio que se hidratan cuando se agregan al agua. Los productos de la hidra-
tación, fundamentalmente los hidratos de silicato de calcio, proveen la resis-
tencia y la baja permeabilidad requeridas para lograr el aislamiento zonal.
Las condiciones a las que se expone el cemento portland en un pozo difie-
ren significativamente de las condiciones ambiente de superficie asociadas
con los edificios, caminos y puentes. Los cementos de los pozos petroleros
deben enfrentar un amplio rango de temperaturas; desde temperaturas infe-
riores al punto de congelamiento en las zonas de permafrost (pergelisol)
hasta temperaturas superiores a 400°C [752°F] en los pozos geotérmicos.
En consecuencia, los fabricantes de cemento producen versiones especiales
de cemento portland para ser utilizadas en pozos. Además, se dispone de más
de 100 aditivos de cemento para ajustar el rendimiento del cemento, lo que
permite que los ingenieros adecuen una formulación de cemento para un
ambiente de pozo en particular. El objetivo principal es formular un cemento
que sea bombeable durante un tiempo suficiente para la colocación en el
espacio anular, que desarrolle resistencia a las pocas horas de la colocación y
que mantenga su duración a lo largo de toda la vida productiva del pozo.
Los aditivos pueden ser clasificados de acuerdo con las funciones
que cumplen. Los aceleradores de fragüe reducen el tiempo de fraguado del
cementoeincrementanlavelocidaddedesarrolloderesistenciaalacompresión.
Los retardadores demoran el tiempo de fraguado y extienden el tiempo
durante el cual una lechada de cemento es bombeable. Los extendedores dismi-
nuyen la densidad de la lechada de cemento, reducen la cantidad de cemento
por unidad de volumen del producto fraguado, o ambas cosas. Los espesantes
incrementan la densidad del cemento. Los agentes de control de pérdida de
fluidos controlan las pérdidas de agua de la lechada de cemento a las for-
maciones porosas, con lo cual preservan las propiedades de la lechada de
cemento diseñada. Los agentes de control de pérdidas de circulación limi-
tan el flujo de toda la lechada desde el pozo hacia las formaciones débiles,
fisuradas o vugulares, y ayuda a asegurar que la lechada de cemento llene
todo el espacio anular. Los dispersantes reducen la viscosidad de la lechada
de cemento, lo que hace posible una presión de bombeo más baja durante
el emplazamiento. Los aditivos especiales son, entre otros, los agentes anti-
espumantes, las fibras y las partículas flexibles. Los aditivos del cemento
representan un dominio activo de las actividades de investigación y desarro-
llo, y la industria introduce productos nuevos y mejorados con regularidad.
> Programa de entubación habitual. La tubería de revestimiento guía de
gran diámetro protege las formaciones someras contra la contaminación
con fluido de perforación y ayuda a prevenir los derrumbes que involucran
las capas superficiales no consolidadas del terreno y los sedimentos.
La tubería de revestimiento de superficie, la segunda sarta, posee un
diámetro más pequeño, mantiene la integridad del pozo y previene la
contaminación del agua subterránea somera con hidrocarburos, salmueras
subterráneas y fluidos de perforación. La tubería de revestimiento
intermedia aísla las zonas hidrocarburíferas, anormalmente presionadas,
fracturadas y de pérdida de circulación, lo cual provee el control del pozo
a medida que los ingenieros avanzan con la perforación. Para acceder a la
zona productiva objetivo pueden requerirse múltiples sartas de tubería de
revestimiento intermedia. La tubería de revestimiento, o la tubería de
revestimiento corta (liner) de producción es el elemento tubular más
pequeño y último del pozo. Esta tubería aísla las zonas que se encuentran
por encima y dentro de la zona de producción y tolera todas las cargas
anticipadas a lo largo de la vida productiva del pozo.
Tubería de
revestimiento guía
Tubería de revestimiento
de superficie
Cemento
Tubería de
revestimiento intermedia
Tubería de revestimiento
corta (liner) de producción

3. 65
Después de ejecutar una operación de cementación y una vez fraguado el
cemento, los ingenieros con frecuencia efectúan pruebas para confirmar que
la integridad y el desempeño de la cementación satisfacen los criterios de
diseño previstos. Las técnicas de evaluación del cemento incluyen las prue-
bas hidráulicas y varios métodos de adquisición de registros de pozos.
Las pruebas de presión constituyen el método de prueba hidráulica más
común; los ingenieros efectúan este tipo de prueba después de cada operación
de cementación de la tubería de revestimiento de superficie o intermedia.
Primero, realizan una prueba de presión de la tubería de revestimiento para
verificar la integridad mecánica de la sarta de tubulares y luego remueven el
cemento residual de la zapata de la tubería de revestimiento. A continuación,
llevan a cabo una prueba de integridad de presión mediante el incremento de
la presión interna de la tubería de revestimiento hasta que excede la presión
que será aplicada durante la fase de perforación siguiente. Si no se detecta
pérdida alguna, el sello del cemento se considera exitoso.
Los ingenieros pueden seleccionar una de las diversas técnicas de adqui-
sición de registros de pozos para evaluar la calidad del cemento detrás de la
tubería de revestimiento. La brigada de adquisición de registros baja los dis-
positivos de medición en el pozo y representa gráficamente los datos adquiridos
versus la profundidad. Los registros de temperatura ayudan a localizar el tope
de la columna de cemento en el espacio anular. La hidratación del cemento
es un proceso exotérmico que eleva la temperatura del medio circundante.
Los datos obtenidos con las herramientas de adquisición de registros acústi-
cos y ultrasónicos ayudan a los ingenieros a analizar las interfases entre el
cemento y la tubería de revestimiento, y entre el cemento y la formación.
Estas herramientas proporcionan información sobre la calidad de la cementa-
ción y acerca de cuán bien se adhiere, o liga, el cemento a la tubería de reves-
timiento y a la formación.
El registro de adherencia del cemento presenta la amplitud reflejada de
una señal acústica transmitida por una herramienta de adquisición de regis-
tros que se encuentra en el interior de la tubería de revestimiento. La integri-
dad de la adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento es
directamente proporcional a la atenuación de la señal reflejada. Otro registro
acústico presenta las formas de ondas de las señales reflejadas, detectadas
por el receptor de la herramienta de adquisición de registros, y proporciona
conocimientos cualitativos sobre la tubería de revestimiento, la cementa-
ción y la formación. Las herramientas de adquisición de registros ultrasóni-
cos transmiten un pulso ultrasónico corto, que produce la resonancia de la
tubería de revestimiento. La herramienta mide los ecos resonantes; cuando
existe cemento sólido detrás de la tubería de revestimiento, las amplitudes
de los ecos se atenúan. Si existe fluido detrás de la tubería de revestimiento,
los ecos poseen amplitudes altas.
Cuando las operaciones de adquisición de registros indican que la cementa-
ción es defectuosa, ya sea porque la adherencia del cemento es pobre o bien
porque existe comunicación entre las zonas, puede implementarse una técnica
de cementación con fines de remediación denominada inyección forzada de
cementoparaestablecerelaislamientozonal.Losingenierosdisparanlatubería
de revestimiento en el intervalo defectuoso e inyectan la lechada de cemento en
formaforzadaatravésdelosdisparos,yhaciaelinteriordelespacioanular,para
rellenar los vacíos. Además, la técnica de inyección forzada de cemento puede
ser efectiva para reparar las pérdidas de la tubería de revestimiento causadas
por su corrosión o su rajadura.
Cuando un pozo alcanza el final de su vida productiva, los operadores
normalmente proceden a su abandono mediante la ejecución de una opera-
ción de cementación con tapones. Los ingenieros llenan el interior de la
tubería de revestimiento con cemento a diversas profundidades, previniendo
de este modo la comunicación entre zonas y la migración de fluidos hacia
las fuentes subterráneas de agua dulce. El objetivo fundamental es restau-
rar la integridad natural de las formaciones que fueron perturbadas por el
proceso de perforación.
La tecnología de cementación de pozos tiene más de 100 años; no obs-
tante, los químicos e ingenieros continúan introduciendo nuevas formulacio-
nes, materiales y tecnología para satisfacer las necesidades en constante
cambio de la industria energética. Por ejemplo, la durabilidad del aislamiento
zonal durante y después de la vida productiva de un pozo, constituye un tema
de investigación y desarrollo importante. Los sistemas de cementación moder-
nos pueden contener partículas flexibles y fibras que permiten que el cemento
fraguado tolere esfuerzos mecánicos severos. Los sistemas avanzados de
cementos autorreparadores contienen materiales “inteligentes” que, si la
cementación falla, se dilatan y restablecen el aislamiento zonal cuando
entran en contacto con fluidos de formaciones acuosas o hidrocarburíferas.
Los objetivos finales de estas tecnologías de cementación son la tolerancia de
los rigores de las operaciones de pozos y otras irrupciones que pueden tener
lugar con el tiempo y mantener el aislamiento zonal indefinidamente.
Volumen 24, no.2