Pruebas de laboratorio

Las principales pruebas de laboratorio que se deben aplicar a los fluidos de perforación, así como lo que se busca con tales pruebas son las siguientes:

Densidad: Balanza de lodos
Objetivo
Método para determinar el peso de un volumen de líquido. La densidad del lodo se puede expresar en libras por galón (lbm/gal), libras por pie cúbico (lbm/pie3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o kilogramos por metro cúbico (Kg/m3). La necesidad de determinar el peso del fluido de perforación se explica en el capítulo Definición y Funciones Principales de los fluidos de perforación.

Ejemplo
Densidad fluido de perforación. = 12 lb/gal (1.44 g/cm3 ) o (peso específico). 1.44

Equipo
1. Balanza de lodos: es el instrumento que se usa generalmente para determinar el peso del lodo; permite mediciones con una precisión de 0.1 lbm/gal y esta diseñada de tal modo que la taza de lodo, que está en un extremo del astil, se puede balancear con un contrapeso fijo en el otro extremo, y tiene un mecanismo de desplazamiento (jinete) que se mueve a lo largo de una escala graduada. El astil está provisto de un nivel tipo burbuja que permite un balance preciso.
2. Jarro de lodos graduado 1 cuarto de galón (946 cm3).
3. Termómetro: 32 a 220°F (0 a 105°C).

Procedimiento
1. Colocar el pedestal de base o caja portadora sobre una superficie plana y a nivel.
2. Tomar una muestra de fluido.
3. Medir y registrar la temperatura de la muestra; Transferir la muestra al jarro de la balanza de lodo.
4. Golpear suavemente el costado del jarro de la balanza de lodo con la tapa del jarro para hacer salir aire o gas atrapado.
Nota: Si hubiera aire o gas atrapado, usar la balanza de densidad de fluido bajo presión para determinar el peso del lodo. El procedimiento para usar la balanza de densidad de fluido bajo presión sigue a continuación de este procedimiento.
5. Colocar la tapa en la taza de la balanza de lodo con un movimiento de torsión y asegurarse de que algo de la muestra de prueba sea expulsado por el agujero de ventilación de la tapa.
Nota: Sumergir la tapa en la muestra de fluido contribuye a un cierre más seguro.
6. Tapar con un dedo el agujero de ventilación y limpiar la balanza con agua, aceite base, o Solvente. Limpiar cualquier exceso de agua, aceite base, o solvente.
7. Calzar el borde agudo de la balanza en el fulcro de apoyo y equilibrar la balanza haciendo correr el cursor a lo largo del brazo.
Nota: La balanza está nivelada cuando la línea en el vidrio del visor está centrada sobre la Burbuja.
8. Registrar la densidad del costado del cursor más próximo a la taza de la balanza (la flecha del cursor apunta a este lado). Registrar la medición con precisión de 0.1 lb/gal, 1 lb/pie3 , 0.01 g/cm3 , ó 10.0 lb/pulg2 /1,000 pies.

Procedimiento de calibración.
Se debe calibrar el instrumento frecuentemente con agua dulce. El agua dulce debe dar una lectura de 8.3 lbm/gal o 62.3lbm/pie3 (1000Kg/cm3) a 70°F (21°C). Si no es así, ajuste el tornillo de balanceo, o la cantidad de carga de plomo que se requiere, en el pozo ubicado en el extremo del brazo graduado (astil).

Propiedades reológicas: Embudo de Marsh
Objetivo
Usar un embudo de Marsh para obtener el valor de viscosidad de un fluido de perforación o de completamiento / Workover. Este sistema de medición de la viscosidad de los fluidos, sirve de guía al operador y encargado del sistema de circulación de lodo para darle una indicación de la cantidad de tiempo que se demora la muestra de fluido en pasar de un recipiente standarizado a otro brindando una base de comparativa de la facilidad de desplazamiento del fluido con respecto a otros.
Unidad seg/cuarto de galón (segundos por 1/4 de galón)

Ejemplo
Viscosidad de embudo = 57 seg/cuarto de galón.

Equipo
Embudo de Marsh (esta calibrado para que un cuarto de galón de agua dulce, a una temperatura de 70 +/- 5°F), tenga un tiempo de salida de 26 +/- 0.5 segundos.
Jarra de lodo graduada de 1 cuarto de galón (946 cm3 )
Termómetro: 32 a 220°F (0 a 104°C)
Cronómetro
Especificaciones
El embudo Marsh deberá tener las siguientes dimensiones:
Cono del embudo
Longitud del cono del embudo 12.3 pulgadas (305 mm)
Diámetro mayor 6.0 pulgadas (152 mm)
Capacidad hasta el fondo de la malla 1500 cm3
Orificio
Longitud 2.0 pulgadas (50.8 mm)
Diámetro interno 3/16 pulgadas (4.7 mm)
Malla número 12
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Tapar con un dedo el orificio del embudo y verter la muestra de fluido a través del tamiz hasta que el nivel de la muestra llegue a la cara inferior del tamiz.
3. Sostener el embudo sobre la jarra de lodo graduada.
4. Retirar el dedo que tapa el orificio del embudo y simultáneamente poner a contar el cronómetro.
5. Registrar como viscosidad del embudo de Marsh el tiempo que tarda para que 1 cuarto de galón de la muestra salga por el embudo.
Nota: Registrar el tiempo en segundos por cuarto de galón. El tiempo para que 1 cuarto de galón de agua dulce limpia pase por el embudo de Marsh a 70°F (21°C) es de 26 segundos (± 0.5 segundos).
6. Medir y registrar la temperatura de la muestra de fluido.
Propiedades reológicas: Viscosímetro rotatorio
Objetivo
Determinar las lecturas del viscosímetro para calcular los siguientes parámetros, de un fluido de perforación o de completamiento / workover: (Estas propiedades y sus unidades, son explicadas en el capítulo Introducción y Definiciones del tema Hidráulica)
Viscosidad plástica (PV)
Punto cedente (YP)
Resistencia del gel
Viscosidad aparente (AV)
Índice de consistencia (K)
Esfuerzo cedente (YS)
Índice de fluidez (n)
Tau0 (τ0 )
Equipo
Viscosímetro rotatorio de cilindro concéntrico FANN calibrado
Taza calentadora de viscosímetro termostáticamente controlada
Termómetro: 32 a 220°F (0 a 104°C)
Especificaciones viscosímetro rotatorio
El viscosímetro deberá tener las siguientes dimensiones:
Camisa rotatoria
Diámetro interno 1.450 pulgadas (36.83 mm)
Longitud total 3.425 pulgadas (87 mm)
Línea marcada 2.30 pulgadas (58.4mm) por encima del extremo inferior de la camisa
Cilindro interno
Diámetro 1.358 pulgadas (34.49 mm)
Longitud 1.496 pulgadas (38.00 mm)
Dos líneas de agujeros, de 1/8 de pulgadas. (3.18 mm) y espaciadas 120 grados (2.09 radianes), están alrededor de la camisa rotatoria, apenas por debajo de la línea marcada.
El cilindro interno está cerrado con una base plana y una parte superior cónica
La constante de torsión del resorte es de 386 dinas-cm/grado de deflexión.
Velocidades del rotor (camisa rotatoria)
velocidad alta 600 rpm
velocidad baja 300 rpm

estos son algunos viscosímetros usados para probar lodos de perforación
El instrumento de palanca manual tiene velocidades de 300 rpm y 600 rpm. Se usa una perilla en el eje de la palanca de cambio de velocidad para determinar la fuerza gel.
El instrumento movido con motor de 12 volt. También tiene velocidades de 300 y 600 rpm. Un interruptor de disparo automático permite el cizallamiento antes de la medición, y se usa una volante estriada para determinar la fuerza gel.
El instrumento de 115 volt. Es accionado por dos motores sincrónicos para obtener velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La de 3 rpm se usa para determinar la fuerza gel.
El instrumento de velocidad de 115 volt. O 240 volt. Es accionado con motor para obtener todas las velocidades entre 1 y 625 rpm. La de 3 rpm se usa para determinar la fuerza gel.
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Colocar la muestra en una taza de viscosímetro termostáticamente controlada.
Nota: Dejar suficiente volumen vacío para el desplazamiento del colgante y la manga.
3. Sumergir la manga del rotor del viscosímetro exactamente hasta la línea marcada.
4. Calentar la muestra a la temperatura seleccionada.
Nota: Para obtener una temperatura uniforme de la muestra, revolver la muestra a una velocidad de arrastre intermitente o constante de 600 rpm mientras se calienta la muestra.
5. Hacer girar la manga del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener una lectura estable en el dial. Registrar la lectura del dial (θ600).
6. Hacer girar la manga del viscosímetro a 300 rpm hasta obtener una lectura estable en el dial. Registrar la lectura del dial (θ300).
7. Revolver la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar reposar el lodo durante 10 segundos.
8. Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura en el dial.
9. Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-segundos, lbf/100 pies2
10. Revolver nuevamente la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar reposar la muestra sin tocar durante 10 minutos.
11. Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura del dial.
12. Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-minutos, lbf/100 pies2 .

Ensayo con azul de metileno (MBT)
Objetivo
La capacidad de azul de metileno de un lodo, es el indicador de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita comercial y/o en sólidos perforados) presentes en él. Esta prueba provee una estimación de la capacidad total de intercambio de cationes de los sólidos (arcillas) de un lodo. Esta capacidad se suministra usualmente en términos de peso (mili equivalentes de hidrogeno por cada 100 gramos de arcilla). La capacidad de azul de metileno y la capacidad de intercambio de cationes no son totalmente iguales; normalmente la primera es un poco menor que la capacidad real de intercambio de cationes.
La solución de azul de metileno se adiciona a la muestra de lodo (que ha sido acidificado y tratado con peróxido de hidrógeno) hasta que se observa saturación por la formación de un halo de tinta alrededor de una gota de la suspensión de sólidos colocada sobre papel de filtro.
Con frecuencia los lodos contienen sustancias, además de las arcillas reactivas que absorben el azul de metileno. El pre-tratamiento con peróxido de hidrogeno tiene como propósito evitar el efecto de materiales orgánicos como lignosulfonatos, lignitos, polímeros celulósicos, poli acrilatos, etcétera.
Unidad
lb/bbl
Ejemplo
CEC = 5 meq/mL de fluido Concentración equivalente de bentonita = 25 lb/bbl (71 kg/m3 )
Equipo
Frasco Erlenmeyer de 250-mL
Jeringa 10-mL (sin aguja)
Dos pipetas de 1-mL
Cilindro graduado de 25-mL
Varilla agitadora
Calentador eléctrico
 Agua destilada
Solución de azul de metileno (3.74 g/L; 1 mL = 0.01 meq)
Solución peróxido de hidrógeno 3%
Solución ácido sulfúrico 5N
Papel de filtro API

Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Agregar 10 mL de agua destilada en el frasco Erlenmeyer.
3. Transferir 1 mL de la muestra de fluido al frasco Erlenmeyer; mover en redondo el frasco para dispersar la muestra.
4. Agregar a la mezcla 15 mL de la solución de peróxido de hidrógeno.
5. Agregar a la mezcla 0.5 mL de la solución de ácido sulfúrico.
6. Colocar el frasco sobre el calentador hasta que hierva la mezcla, y hervir la mezcla a fuego lento durante 10 minutos.
7. Retirar el frasco del calentador y diluir la mezcla a 50 mL con agua destilada. Dejar enfriar la mezcla.
8. Agregar a la mezcla 0.5 mL de solución de azul de metileno.
9. Agitar el contenido del frasco Erlenmeyer durante unos 20 segundos.
10. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel de filtro.
11. Agitar la mezcla durante 2 minutos.
12. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel de filtro.
13. Registrar el volumen de solución de azul de metileno usada para llegar al punto final.
14. Calcular el CEC del azul de metileno.
CEC, meq/mL del fluido = mL de solución de azul de metileno ÷ mL de muestra del fluido
15. Calcular el contenido equivalente de bentonita.
Contenido equivalente de bentonita, lb/bbl = 5 × (CEC) kg/m3 = 14 × (CEC)
Contenido de Arena

Objetivo
Determinar el contenido de arena de un fluido de perforación base agua, base aceite o base sintético. El contenido de arena del lodo es el porcentaje en volumen, de partículas más grandes que 74 micras.
Unidad
% en volumen
Ejemplo
Arena = 0.25 % en volumen
Equipo
Tubo de contenido de arena
Embudo que corresponde al tamiz
Tamiz malla 200
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Echar fluido en el tubo de contenido de arena hasta la marca del lodo.
3. Agregar fluido base hasta la marca del agua.
4. Tapar con un dedo la abertura del tubo de contenido de arena y sacudir fuertemente el tubo.
5. Volcar el contenido del tubo de contenido de arena sobre el tamiz malla 200. Desechar el fluido que pasa a través del tamiz.
Nota: Si fuera necesario, repetir los pasos 3 al 5 hasta que el tubo de contenido de arena esté limpio.
6. Lavar cuidadosamente la arena del tamiz con fluido base para quitar todo lodo remanente.
7. Colocar la parte ancha del embudo por encima del tamiz e invertir lentamente el tamiz y el embudo, poniendo la punta del embudo dentro de la boca del tubo de contenido de arena.
8. Rociar el tamiz con fluido base de modo que la arena del tamiz caiga dentro del tubo.
9. Colocar el tubo en posición completamente vertical y dejar que se asiente la arena.
10. Leer el porcentaje de arena en el tubo de contenido de arena y registrar el contenido de arena como porcentaje en volumen.
Alcalinidad (definición):
Sean:
Mf = Alcalinidad, al anaranjado de metilo, del filtrado
Pf = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del filtrado
Pm = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del lodo

La alcalinidad se considera como el poder ácido-neutralizante de una sustancia. En un lodo, la prueba puede realizarse directamente en él (Pm) o en el filtrado (Mf y Pf ). Los resultados obtenidos pueden usarse para estimar la concentración de los iones hidroxilo (OH-), carbonato (CO3 -2), y bicarbonato (HCO3- ) en el lodo, y que son responsables directos de las alcalinidades del filtrado y del lodo.
La alcalinidad es tan importante como saber su origen. Así, aquella que provenga de los iones hidroxilo se considera benéfica (pues proporciona, sin otros efectos negativos, un ambiente alcalino, no corrosivo y propicio para el buen desempeño de algunos aditivos del lodo); por el contrario, la alcalinidad aportada por los iones carbonato y bicarbonato se considera dañina, pues dichos iones afectan negativamente la fuerza gel y el filtrado de lodo sin permitir acciones correctivas mientras sigan presentes. Los iones carbonato y bicarbonato se pueden remover del lodo mediante la adición de hidróxido de calcio, que convierte los iones bicarbonato en iones carbonato, precipitándolos como carbonato de calcio insoluble, su presencia en el lodo se debe comúnmente a la contaminación del agua del lodo con CO2, contenido en muchas de las formaciones perforadas.
Interpretar los valores de Mf y Pf , y utilizarlos para diferenciar el origen de la alcalinidad, requiere calcular las diferencias entre los valores de titulación obtenidos. Por ello es crucial tener cuidado en seguir exactamente los pasos del procedimiento y así obtener medidas precisas de los reactivos. Es importante aclarar que con los cálculos solo se logra un estimativo se las concentraciones de las especies iónicas presentes, basados en un equilibrio químico teórico de las reacciones.
En ocasiones, la composición del filtrado es tan compleja que interpretar las alcalinidades en función de los componentes iónicos estimados puede conducir a errores, pues otros iones, tales como los boratos, silicatos, sulfuros y fosfatos, pueden también contribuir a la alcalinidad.
Tal vez algo más preocupante en la determinación de alcalinidades en lodos de perforación es la presencia de los adelgazantes orgánicos aniónicos, productores de filtrado con sus productos de degradación, pues pueden contribuir grandemente al valor final de la alcalinidad y también en cubrir el punto final del cambio de color en las titulaciones. Esta contribución es especialmente importante en la determinación de la alcalinidad del filtrado al anaranjado de metilo, haciendo la prueba muy imprecisa. Sin embargo para un sistema de lodo base agua y bentonita que no posee adelgazantes orgánicos, las alcalinidades Mf y Pf , pueden ser usadas para determinar la presencia de iones carbonato y bicarbonato


Alcalinidad: Lodo base agua
Objetivo
Determinar la alcalinidad (Pm ) de un lodo base agua .
Unidad
mL
Ejemplo
Pm = 1.2 mL de 0.02N (N/50) solución de ácido sulfúrico
Equipo
Plato de titulación
Jeringa 3-mL (sin aguja)
Pipeta 5-mL
Varilla agitadora
Cilindro graduado 50-mL (250-mL para lodos de cal)
0.02N (N/50) solución de ácido sulfúrico
Solución indicadora de fenolftaleína
Agua destilada

Procedimiento
1. Recoger una muestra del fluido.
2. Pasar 1 mL de la muestra al plato de titulación usando la jeringa.
3. Agregar 50 mL de agua destilada en el plato de titulación y agitar. Observar el color de la mezcla para el Paso 5.
Nota: Para lodos de cal, usar 200 mL de agua destilada.
4. Agregar 10 a 15 gotas de solución indicadora de fenolftaleína en el plato de titulación y revolver.
5. Agregar la solución de ácido sulfúrico en el plato de titulación de a una gota por vez hasta que el color cambie de rosado o rojo al color original.
6. Registrar la cantidad de solución de ácido sulfúrico usada (en mL) como Pm .
Objetivo
Determinar la alcalinidad de la totalidad del lodo y el contenido de cal de un lodo base aceite, o sintéticos.
Unidad
mL
Ejemplo
Alcalinidad = 1.8 mL de 0.1N (N/10) solución de ácido sulfúrico
Equipo
Frasco Erlenmeyer de 500-mL con tapón de goma, o un bote de la misma capacidad con tapa
Jeringa desechable de 3-mL
Cilindro graduado de 50-mL
Cilindro graduado de 250-mL
Dos pipetas de 1-mL
Dos pipetas de 5-mL
Solvente Arcosol PNP ®
Agua destilada
Nota: Si no hay solvente disponible, se puede usar el fluido base.
Nota: Si no hay disponible agua destilada, se puede usar agua no destilada. El pH del agua debe ser de 7 aproximadamente.
Solución indicadora de fenolftaleína
0.1N (N/10) solución ácido sulfúrico
0.1N (N/10) hidróxido de sodio
Alcalinidad: Lodo base Aceite / Sintéticos
Procedimiento
1. Recoger una muestra del fluido de perforación.
2. Medir 100 mL de solvente Arcosol PNP y echarlo en el frasco Erlenmeyer.
3. Agregar 1.0 mL de la muestra de fluido en el frasco Erlenmeyer usando la jeringa.
4. Tapar el frasco y sacudirlo fuertemente.
5. Agregar en el frasco 200 mL de agua destilada y 10 a 15 gotas de solución indicadora de fenolftaleína.
6. Tapar el frasco y sacudirlo fuertemente durante un mínimo de dos minutos.
7. Dejar que las fases se separen.
8. Agregar 3 mL de solución de ácido sulfúrico en el frasco usando la pipeta de 5-mL.
9. Tapar el frasco y sacudirlo fuertemente.
10. Dejar que las fases se separen.
11. Continuar agregando solución de ácido sulfúrico en incrementos de 3-mL hasta que desaparezca el color rosado.
Nota: Agitar la solución después de cada adición de ácido sulfúrico.
12. Registrar el volumen de ácido sulfúrico usado en mL.
13. Dosificar con hidróxido de sodio usando la pipeta de 1-mL hasta que por primera vez reaparezca y se mantenga el color rosado.
Nota: Agitar la solución después de cada adición de hidróxido de sodio. Agregar hidróxido de sodio solamente hasta que reaparezca el color rosado.
14. Registrar el volumen en mL del hidróxido de sodio usado.
15. Calcular la alcalinidad.
Alcalinidad = mL N/10 ácido sulfúrico – mL N/10 hidróxido de sodio
16. Calcular el exceso de cal en libras por barril de lodo.
Exceso de cal, lb/bbl = 1.3 × alcalinidad
Alcalinidad: Filtrado (P f /Mf )
Objetivo
Determinar las cantidades de iones solubles que contribuyen a la alcalinidad en un fluido de perforación base agua.
Nota: Si el lodo contiene altas concentraciones de diluyentes orgánicos (p.ej., CARBONOX), use el método alternativo de alcalinidad de filtrado (P1 /P2 ).
Procedimiento
1. Recoger una muestra de filtrado usando el método de filtrado API.
2. Pasar 1 mL del filtrado al plato de titulación usando la pipeta de 1-mL.
3. Agregar 10 a 15 gotas de solución indicadora de fenolftaleína en el plato de titulación.
4. Agregar lentamente la solución de ácido sulfúrico en el plato de titulación (usando la pipeta de 2- ó de 5-mL) hasta que el color cambie de rosado o rojo al color del filtrado original.
5. Registrar como Pf la cantidad en mL de solución de ácido sulfúrico usada.
6. Agregar 10 a 15 gotas de solución de indicador metil naranja en la mezcla de filtrado.
7. Continuar dosificando con la solución de ácido sulfúrico hasta que el color cambie de naranja a rosado salmón.
8. Registrar la cantidad total de solución de ácido sulfúrico usada, incluyendo la cantidad del ensayo Pf , como valor Mf.
9. Calcular la concentración de iones de hidroxilo(OH- ), carbonato (CO3 -2), y bicarbonato (HCO3- ) usando la tabla siguiente.

Cálculos de concentración. Usar estos cálculos para los iones de hidróxido (OH- ), carbonato (CO3 -2), y bicarbonato (HCO3- ) en fluidos de perforación base agua.

Exceso de cal, lb/bbl = 0.26 x [Pm - ( Pf x Fw )]

Exceso de cal, kg/m3 = 0.74 x [Pm - ( Pf x Fw )]

Fluidos de perforacion Descripcion del equipo

Los fluidos que se emplean en la perforación de un pozo se administran mediante el llamado sistema de circulación y tratamiento de inyección. El sistema está compuesto por tanques intercomunicados entre sí que contienen mecanismos tales como:

Zaranda/s: dispositivo mecánico, primero en la línea de limpieza del fluido de perforación, que se emplea para separar los recortes del trépano u otros sólidos que se encuentren en el mismo en su retorno del pozo. El fluido pasa a través de uno o varios coladores vibratorios de distinta malla o tamaño de orificios que separan los sólidos mayores;
Desgasificador/es: separador del gas que pueda contener el fluido de perforación;
Desarenador/desarcillador: dispositivos empleados para la separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de perforación durante el proceso de limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efecto de su peso;
Centrífuga: instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad;
Removedores de fluido hidráulicos/mecánicos; Embudo de mezcla: tolva que se emplea para agregar aditivos polvorientos al fluido de perforación;
Bombas centrífugas y bombas a pistón (2 o 3): son las encargadas de recibir la inyección preparada o reacondicionada desde los tanques e impulsarla por dentro de la columna de perforación a través del pasaje o pasajes del trépano y devolverla a la superficie por el espacio anular resultante entre la columna de perforación y la pared del pozo, cargada con los recortes del trépano, y contaminada por los componentes de las formaciones atravesadas.

Las funciones del sistema son las siguientes:
Preparar el fluido de perforación, recuperarlo al retornar a la superficie, mantenerlo limpio (deshacerse de los recortes producidos por el trépano), tratarlo químicamente, según las condiciones de perforación lo exijan, y bombearlo al pozo.

Los fluidos de perforación, conocidos genéricamente como inyección, constituyen un capítulo especial dentro de los elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado, densidad, viscosidad, ph, filtrado, composición química, deben contribuir a cumplir con las distintas funciones del mismo, a saber:
Ø enfriar y limpiar el trépano;
Ø acarrear los recortes que genere la acción del trépano;
Ø mantener en suspensión los recortes y sólidos evitando su asentamiento en el interior del pozo cuando por algún motivo se interrumpa la circulación de la inyección;
Ø mantener la estabilidad de la pared del pozo;
Ø evitar la entrada de fluidos de la formación del pozo, situación que podría degenerar en un pozo en surgencia descontrolada (blow out);
Ø controlar la filtración de agua a la formación mediante un buen revoque;
Ø evitar o controlar contaminaciones no deseadas por contacto con las distintas formaciones y fluídos.

Como fluidos base de perforación se utilizan distintos elementos líquidos y gaseosos, desde agua, dulce o salada, hasta hidrocarburos en distintas proporciones con agua o cien por ciento hidrocarburos. La selección del fluido a utilizar y sus aditivos dependen de las características del terreno a perforar, profundidad final, disponibilidad, costos, cuidado del ambiente, etc.

Durante la perforación de un pozo se realiza el entubado del mismo con cañerías de protección, intermedias y/o de producción, y la posterior cementación de las mismas. Normalmente y con el fin de asegurar el primer tramo de la perforación (entre los 0 y 500 m. Apróx.), Donde las formaciones no son del todo consolidadas (arenas, ripios), hay que proteger napas acuíferas para evitar su contaminación con los fluidos de perforación y proveer de un buen anclaje al sistema de válvulas de control de surgencias (que normalmente se instalan al finalizar esa primera etapa). Se baja entonces un revestidor de superficie, que consiste en una tubería (casing), de diámetro interior mayor al del trépano a emplear en la siguiente etapa, y se lo asegura mediante la circulación del lechadas de cemento que se bombean por dentro de la tubería y se desplazan hasta el fondo, hasta que las mismas desbordan y cubren el espacio entre el caño revestidor y las paredes del pozo. Estas tuberías así cementadas aíslan al pozo de las formaciones atravesadas.

Refinacion

CONTROL DE ARENAS

Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable que a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones.Se ha comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía. Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas prematuramente.
Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).
El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0,074 mm, 74 micras), expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por este tamiz.
Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodo de 100 cm3, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en %, de 100 cm3 de volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente. Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes.

Principales propiedades reológicas y parámetros que definen y deben controlarse en los lodos de perforación

DENSIDAD

Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas.
Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de la balanza (Baroid) da directamente el valor de la densidad del lodo. La densidad de los lodos bentoníticos puede variar desde poco más de la unidad hasta 1,2 aproximadamente. Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo bombeable, es preciso añadir aditivos como el sulfato bárico (baritina) que tiene una densidad comprendida entre 4,20 y 4,35, lográndose lodos con densidades de hasta 2,4. Otros aditivos para aumentar la densidad, aunque menos usados, son la galena (7,5), con cuya adición se pueden alcanzar densidades análogas a la de la baritina, el carbonato cálcico (2,7) o la pirita (5). Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la adición de agua.
En los lodos preparados para perforar pozos para agua, las densidades oscilan entre 1,04 y 1,14 sin que sean más eficaces cuando se sobrepasa esta cifra e incluso pueden aparecer problemas de bombeo y peligro de tapar con ellos horizontes acuíferos. Además, el aumento de la densidad del lodo no tiene un efecto grande en el mantenimiento de las paredes del pozo, más bien, es mayor la influencia de sus propiedades tixotrópicas y la adecuación de los restantes parámetros a la litología y calidad de las aguas encontradas. Si hubiera que controlar, por ejemplo surgencias, la densidad puede incrementarse mediante adición de aditivos pesados.
La densidad tiene una influencia directa en la capacidad de extracción del detritus, pues al regirse, de forma aproximada por la ley de Stoke es proporcional a la densidad del flujo considerado.

VISCOCIDAD

Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes.
En los bombeos, a doble viscosidad será necesaria una doble potencia. Según la fórmula de Stokes, la velocidad de caída del detritus en el fluido es inversamente proporcional a su viscosidad, y por tanto, la capacidad de arrastre lo es directamente.
Es preciso adoptar, por tanto, una solución de compromiso: viscosidad no muy grande para que el lodo sea fácilmente bombeable, pero no tan pequeña que impida al lodo extraer el detritus producido.

La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un determinado volumen de lodo.
Para la perforación de pozos, la viscosidad óptima suele oscilar entre 40 y 45 segundos, preferentemente alrededor de 38 (la viscosidad Marsh es aproximadamente de 26 s). La medida de la viscosidad debe realizarse con lodo recién agitado.
Para cálculos más precisos se determina la viscosidad en laboratorio utilizando el "viscosímetro Stomer" y expresando los datos en centipoises. Las medidas tienen que estar referenciadas con respecto a la temperatura del lodo (el agua a 29ºC tiene una viscosidad de 1 centipoise).

TIXOTROPIA

Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de gel a sol mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan vibran y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Las agitaciones o vibraciones, o incluso menores perturbaciones mecánicas hacen que una sustancia tixotrópica se vuelva más fluida, hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiéndo recuperarse y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.
Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas (p. ej., las suspensiones bentoníticas). Cuando las arcillas tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero líquido, es decir, pasan de "gel" a "sol". Si a continuación se las deja en reposo, recuperan la cohesión y el comportamiento sólido. Para que una arcilla tixotrópica muestre este comportamiento deberá poseer un contenido en agua próximo a su límite líquido. En cambio, en torno a su límite plástico, no existe posibilidad de comportamiento tixotrópico.
Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los lodos colaboran en el mantenimiento de las paredes de la perforación, incluso en formaciones de baja cohesión, al tiempo que ayudan a mantener el detritus en suspensión al interrumpirse la circulación de los mismos (extracción del varillaje, averías de la bomba o del circuito, etc.) evitando en buena parte que se depositen sobre el útil de perforación y lo bloqueen.
Para que un lodo bentonítico pase de sol a gel inmediatamente después de dejarlo de agitar, se requieren concentraciones del orden del 20% en peso. Hasta concentraciones del 3%, prácticamente no gelifica, haciéndolo algún tiempo después de haberse detenido la agitación para concentraciones comprendidas entre el 5-10%. Estas últimas son las que normalmente se utilizan para lodos de perforación.
La medida de la tixotropía puede hacerse valiéndose de un viscosímetro rotativo, generalmente de "tipo Stormer". Mediante este instrumento se determina el peso necesario, en gramos, para que comiencen a girar las aspas, para un gel recién agitado (gel 0), y el peso necesario para que ocurra lo mismo con un lodo, 10 minutos después de haber terminado su agitación (gel 10). La diferencia en peso (expresada en gramos) entre el gel 0 y el gel 10, indica, a "grosso modo", el grado de tixotropía del lodo.
La experiencia con lodos tixotrópicos de buenas características para su empleo en perforaciones, aconseja como valores adecuados para la tixotropía, los siguientes:
- gel en el minuto 0 ................ 8 a 10 g
- gel en el minuto 10 .............. 40 a 50 g

PH

Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.
La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores (sensibilidad alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son delicados para usarlos de forma habitual en el campo. En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentes productos.

CONTENIDO DE ARENAS

Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable que a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones.Se ha comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía. Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas prematuramente.
Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).
El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0,074 mm, 74 micras), expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por este tamiz.
Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodo de 100 cm3, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en %, de 100 cm3 de volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente. Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes.

Floculacion

La floculación es una de las propiedades físicas con las que cuentan los fluidos de perforación (Lodos) y se define como el proceso mediante el cual en una suspensión de arcilla las partículas sólidas se atraen entre si y forman agregados permanentes que se denominan floculos.
El proceso inverso u opuesto se denomina “Defloculacion” y consiste en la dispersión estable de las partículas de arcilla en un estado de subdivisión.

Una suspensión de arcilla como por ejemplo agua + arcilla(Caolinita) es un buen ejemplo un mal lodo de perforación porque este tiende a formar floculos de Caolinita ya que este tipo de arcilla no tiene buena suspensión.
Por este motivo se debe utilizar arcillas mas estables como la Bentonita en la preparación de lodos de perforación ya que la Bentonita es una arcilla con buena suspensión en líquidos y tiende a no formar floculos.

Si se presentan problemas de Floculación es un factor inconveniente para los lodos de perforación, para evitar esto siempre se añaden aditivos químicos defloculantes a los lodos de perforación.

La floculación puede evitarse de varias maneras:

* Reduciendo el material de las partículas en suspensión, lo que se consigue agregando un electrolito de cationes polivalentes tales como el Calcio, Magnesio, Aluminio.

* Agregando un electrolito en exceso, una fuerte concentración de Cloruro de Sodio produce un gran exceso de iones de Sodio en la solución, disminuyendo la disociación de arcilla debido al efecto del Ion común.
Elevando la temperatura, produciendo un incremento irreversible en la viscosidad lo que es importante para el control de lodos a grandes profundidades.

YACIMIENTOS DE ALTO ENCOGIMIENTO O DE ALTA VOLATILIDAD

Se llaman también de petróleo volátil porque al ser llevados a superficie desprenden cantidades apreciables de vapores y esto ocasiona que el volumen se reduzca considerablemente respecto al que tenía en el subsuelo: su punto crítico está frecuentemente a la derecha del punto cricondenbarico. El diagrama de fases para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil). Nótese que las líneas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas, lo cual indica predominio en el contenido de componentes intermedios y bajo contenido de componentes pesados. Este tipo de crudo se caracteriza por un alto encogimiento líquido inmediatamente bajo el punto de burbuja
Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura crítica pero se halla muy cercana a esta, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario; cualquier pequeño cambio de presión ó temperatura modifica los volúmenes de líquido y gas. la producción de líquidos y gases se ve fuertemente influenciada por las condiciones de p y T de separación y el número de etapas, todo dentro la región dos fases del diagrama.

PROPIEDADES CARACTERÍSTICAS.

Por su alto contenido de componentes intermedios, el cambio de volumen de condiciones de reservorio a condiciones de superficie es grande; esto se traduce en un valor alto del factor de formación inicial de petróleo, a veces mayor que 2 bl/bls. Estadísticamente la fracción molar del heptano plus se halla entre 0.12 a 0.30

Ø Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB
Ø RGP entre 2,000–3,200 scf/STB (según T. Ahmed)
Ø Gravedades del petróleo entre 45–55° API
Ø Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura 1
Ø Color verduzco a naranja

Otra característica de los reservorios de petróleo volátil es que la gravedad API del líquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro.
UN PETRÓLEO VOLÁTIL NO ES SÓLO UN PETRÓLEO CON MUCHO GAS
En la Fig. 3 se esquematiza la dependencia del volumen de líquido con la presión del sistema para un Petróleo Volátil genérico. La línea azul muestra esta relación, poniendo de manifiesto el característico cambio dramático que se produce cuando la presión alcanza valores inferiores a la Presión de Saturación (Pb) del sistema. Traducido a valores típicos, la caída de presión de unos pocos [psi] de presión por debajo del Pb, da lugar a la formación de una fracción considerable de gas a expensas del volumen ocupado previamente por el líquido. Esta fracción de gas alcanza rápidamente valores del orden del 20% y hasta el 50% del volumen del sistema
Esta característica (formación de grandes cantidades de gas con pequeños cambios de presión), hace que la explotación de reservorios con petróleos volátiles manifieste cambios abruptos de comportamiento al alcanzarse la presión de saturación del sistema. El gas suele ser más móvil que el líquido en cuanto se produce la gasificación del fluido, pues la fase gaseosa rápidamente supera su saturación crítica.
En términos generales puede decirse que la mejor estrategia de explotación se basa en impedir que se produzca este fenómeno a escala de reservorio. Para lograr este objetivo es mandatorio identificar la presión de saturación de estos sistemas e implementar desde época temprana estrategias de mantenimiento de presión.
Si el mantenimiento de presión no resulta practicable (baja permeabilidad de la roca u otras características adversas) el reservorio mostrará cambios cualitativos de comportamiento al alcanzarse las presiones que dan lugar a la aparición de grandes fracciones del volumen de petróleo ocupado por gas.
SITUACIONES ESPECIALES:
1º Caso - Reservorios de baja permeabilidad con Petróleo Volátil:
El gas y el líquido, en fracciones de volumen similares, permanecen dispersos en el medio poroso. Como resultado de la menor viscosidad del gas y de su tendencia a ocupar los poros más grandes del sistema, la movilidad del gas rápidamente supera a la del líquido.
En superficie se observa un abrupto crecimiento de la RGP acompañado de un marcado incremento de la gravedad API del petróleo de tanque.
2º Caso - Reservorios de alta permeabilidad con Petróleo Volátil:
Este fenómeno da lugar a la formación de un casquete de gas, con características de Gas y Condensado y un halo o cinturón de petróleo con características muy diferentes a la del petróleo volátil original.
Pozos que aumentan drásticamente su RGP, con un comportamiento de producción muy similar a la de los yacimientos ricos de Gas y Condensado.
Pozos que disminuyen su RGP, con producción de petróleo de tanque de mucho menor gravedad API que la obtenida en las etapas iniciales de la explotación.

3º Caso - El Petróleo Volátil está en contacto con un Casquete de Gas.
El escenario dominante es el de la formación de cantidades importantes de gas en cuanto comienza la depletación.
En general la vía más adecuada de mantenimiento de presión es la de reinyección del gas luego de la extracción de los productos condensables en las instalaciones de superficie.
OBSERVACIÓN: La no detección temprana de reservorios de petróleo volátil puede conducir a una errónea identificación del fluido de reservorio. Por las características ya señaladas, una muestra de fluidos tomada en una explotación avanzada puede dar lugar a que se identifique como Gas y Condensado a un fluido que originalmente era un Petróleo Volátil.
BIBLIOGRAFÍA.

Ø Tarek Ahamed chapter 1 “fundamentals of reservoir fluid behaviour”
Ø Rolando Camargo Gallejos “Ingeniería de reservorios “comporta miento de fase pág112

PERFORACION EXPLORATORIA

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo.
la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre 2.000 y 25.000 pies, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo.
El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.
Equipo de perforaciónLos principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes:
Torre de perforación o taladro - Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.
Tubería o "sarta" de perforación - Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.
Brocas - Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.
Malacate - Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.
Sistema de lodos - Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.
Sistema de cementación - Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.
El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses.
La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección.
Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el fondo puede tener apenas 8.5 pulgadas.
Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado.
Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.
El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.
Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.
Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.
Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.
La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.
Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.
El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera.
Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".
Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.
La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.
Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.
La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.
En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivo. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo.
Podría decirse que buscar y encontrar petróleo es algo así como apostarle a la lotería.