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.