UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE TABASCO DIVISIÓN DE QUÍMICA ÁREA FLUIDOS DE PERFORACIÓN
INTEGRANTES: ELIMBERT JIMÉNEZ MORALES
o
o
ESTHER ANGÉLICA HERNÁNDEZ LÓPEZ o
o
YAJAIRA DEL CARMEN BERNAL RAMÍREZ o
SERGIO RAÚL BRINDIS RODRÍGUEZ o
o
HÉCTOR DE LA CRUZ CERINO
JOSÉ DONALDO PÉREZ OLAN
JESÚS MANUEL MONTERO DE LOS SANTOS
NOMBRE DE LA PRÁCTICA: ELABORACIÓN DE UN FLUIDO BASE ACEITE
NUMERO DE PRÁCTICA: 3
FACILITADOR: ING. MARÍA DOLORES PÉREZ ARIAS.
FECHA DE ENTREGA: VIERNES, 11 DE MARZO DE 2016
PARRILLA, CENTRO, TABASCO, MARZO 2016.
INTRODUCCIÓN El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta la barrena y regresa regre sa a la superficie por el espacio anular. Hasta la fecha un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin este concepto básico de fluido circulante. Un ciclo es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el fluido de perforación hacia abajo al agujero y de regreso a la superficie. El fluido de perforación es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un programa de perforación depende de su diseño. Un fluido de perforación para un área particular se debe diseñar para cumplir con los requerimientos específicos. En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables.
Lodo Base Aceite (OBM) son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o minerales de éste. Sus propiedades están influenciadas por: la relación aceite/agua, el tipo de emulsificador y concentración y el Contenido de sólidos. Los lodos base aceite constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir una emulsión inversa donde la fase dispersa es agua y la base continua, al igual que el filtrado, es aceite. El agua no se disuelve o mezcla con aceite sino que permanece suspendida, actuando cada gota como una u na partícula sólida. En una buena emulsión no debe haber tendencia de separación de fases y su estabilidad se logra por medio de emulsificantes y agentes adecuados. En una emulsión aceite en agua, el agua constituye la fase continua y el aceite la fase dispersa. Sin embargo, existen emulsiones donde don de el aceite es emulsionado en el agua, este es el caso de las emulsiones con 80% de aceite y 20% de agua. Para lograr la emulsión se utilizan emulsificantes especiales como INTERFLOW y STABLEMUL, los cuales son agregados en concentraciones de 14-20libs/Bbl. Este tipo de emulsión es utilizada para perforar zonas donde se requieren densidades muy bajas, alrededor de 7 Lbs/gal.
OBJETIVO GENERAL
Preparar un fluido de perforación base aceite.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Hacer un fluido de perforación base aceite con base a las normas vigentes.
Realizar las pruebas químicas y físicas al fluido de perforación base aceite.
Determinar si el fluido es adecuado para usarse en campo.
I.
MARCO TEÓRICO
1.1.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Cualquiera de una serie de fluidos líquidos y gaseosos y mezclas de fluidos y sólidos (en forma de suspensiones de sólidos, mezclas y emulsiones de líquidos, gases y sólidos) utilizados en operaciones de perforación de pozos de sondeo en la tierra. Es sinónimo de "lodo de perforación" en el uso general, aunque algunos prefieren reservar el término "fluido de perforación" a los "lodos" más sofisticados y bien definidos. Se ha intentado clasificar los fluidos de perforación de muchas maneras, a menudo produciendo más confusión que esclarecimiento. Un esquema de clasificación, tenido en cuenta aquí, se basa únicamente en la composición del lodo distinguiendo el componente que define con claridad la función y el rendimiento del fluido: (1) a base de agua, (2) no a base de agua y (3) gaseoso (neumático). Cada categoría tiene una variedad de subcategorías que se superponen entre sí considerablemente.
1.2.
OBJETIVOS DE LOS FLUIDOS
Los objetivos del fluido son: 1. Sacar los Recortes de formación a superficie. 2. Controlar las Presiones de formación. 3. No dañar las zonas productoras. 4. Estabilizar las paredes de las formaciones. 5. No dañar el medio ambiente. 6. Sacar Información del fondo del pozo. 7. Formar una película impermeable sobre las paredes de la formación. 8. Lubricar y enfriar la sarta de perforación. 9. Mantener en suspensión los sólidos. 10. No causar corrosión a la herramienta. 11. Transmitir energía al fondo del pozo.
1.2.1. SACAR LOS RECORTES DE FORMACIÓN A SUPERFICIE Al perforar un determinado pozo se generan recortes de formación en tamaños y cantidad según sea el trepano y la velocidad de penetración. La remoción del recorte debe ser continua para dejar al trepano el espacio libre para que cumpla su función de cavar o hacer un hueco nuevo a cada instante. El lodo junto con el caudal de bombeo debe ser capaz de acarrear estos recortes a superficie dejando limpio el fondo del pozo. La capacidad de limpieza del pozo es función del caudal de bombeo como de la densidad del lodo y su viscosidad.
1.2.2. CONTROLAR LAS PRESIONES DE FORMACIÓN Toda formación tiene una determinada presión en sus poros denominada presión de poro o presión de formación, esta presión puede ser normal si su gradiente es de 0.433 a 0.465 psi /ft (agua pura- agua salada de 1.07 g cc); todo valor por encima se llama presión anormal y todo valor por debajo se llama presión sub-no rmal. Si se conoce la presión y la profundidad de una formación se puede saber la densidad mínima que debe tener el lodo para controlar esa presión. La densidad mínima de trabajo debe estar por encima debido a que se toma como pres ión hidrostática más un factor de seguridad de 300psi, elevando la densidad del lodo necesario para controlar la presión de formación. Esta presión de 300psi es un factor de seguridad que puede cubrir la disminución de presión causado cuando se está sacando la herramienta del pozo; ya que casi siempre causa un efecto de pistón. Para incrementar la densidad la industria cuenta con una serie de productos químicos, entre los más usados tenemos: BARITINA, CARBONATO DE CALCIO, OXIDOS DE HIERRO, CLORURO DE SODIO, DE POTASIO, DE CALCIO. Cada uno con sus ventajas y desventajas.
1.2.3. NO DAÑAR LAS ZONAS PRODUCTORAS La finalidad de perforar un pozo petrolero es para producir hidrocarburos, esta producción dependerá de muchos factores de los cuales uno se refiere al daño a la productividad causada por el lodo. El daño causado por el lodo puede ser por excesiva cantidad de sólidos, por una sobre presión o por la incompatibilidad
química del lodo con la formación productora, como ser inadecuada alcalinidad, contenido de emulsificantes que puedan causar la formación de emulsiones estables en los poros de las formaciones productoras. Es común perforar los pozos por etapas o tramos, los cuales luego de terminados son aislados con cañería cementada, esto se debe a: 1.- Condiciones de formación 2.- Presiones a encontrar 3.- Asegurar la estabilidad del pozo en general.
1.2.4. ESTABILIZAR LAS PAREDES DE LAS FORMACIONES Las formaciones que se atraviesan Varían en sus características físico-químicas, según sea la profundidad en que se encuentra como también en su posición en la tierra, la estabilidad de la formación dependerá de la condición con que se atraviesa como también de la relación lodo- formación. La estabilidad de la formación depende en forma directa de la química de los lodos. Un ejemplo de estos es el de que al perforar formaciones llamadas GUMBOS, estas al entrar en contacto con al agua del lodo toman gran cantidad de la misma aumentando varias veces su volumen, provocando lo que se conoce como cierre de agujero que causa los conocidos arrastres y resistencias de la herramienta en movimiento.
1.2.5. NO DAÑAR EL MEDIO AMBIENTE Debido a las tendencias actuales de protección al medio ambiente, los lodos se diseñan de tal manera que en su composición intervengan pr oductos que no causen o sea mínimo el daño causado al medio ambiente, se trata de productos biodegradables.
1.2.6. SACAR INFORMACIÓN DEL FONDO DEL POZO Un lodo que está perforando en un pozo, Continuamente trae información del fondo del pozo que el ingeniero de lodos está capacitado para poder interpretar esta información y poder conocer las condiciones que están en el fondo del pozo.
1.2.7. FORMAR UNA PELÍCULA IMPERMEABLE SOBRE LAS PAREDES DE LA FORMACIÓN Toda formación atravesada tiene cierta permeabilidad una más que otra; las arenas por lo general son bastante permeables y no así las arcillas, esta permeabilidad es lo que hace posible el paso del fluido a través de las rocas; debido a las exigencias de la perforación de tener una presión hidrostática mayor a la presión de formación, parte del líquido del lodo, llamado filtrado, penetra a horizontes en las formaciones, quedando sobre la pared de la formación una costra de sólidos conocido como película o revoque cuyo espesor queda definido por las características del lodo y las normas de perforación; esta película está muy ligada a la estabilidad del pozo que por lo general debe ser delgada, impermeable, lubricada y no quebradiza.
1.2.8. LUBRICAR Y ENFRIAR LA SARTA DE PERFORACIÓN Los aditivos agregados al lodo generalmente son polímeros los cuales aparte de cumplir con sus funciones para los cuales fueron agregados dan al lodo características de lubricidad que ayuda a minimizar las fricciones entre la herramienta de perforación y las formaciones. Al girar la herramienta al girar o desplazarse genera fricciones con las formaciones el cual se manifiesta como torque (resistencia al giro), arrastre (cuando se saca la herramienta) y resistencia (cuando se mete la herramienta). A medida que se perfora un pozo la temperatura aumenta con la profundidad. El gradiente de temperatura en normal cuando por cada 100ft perforados la temperatura en el fondo del pozo aumenta 1ºF. El lodo entra desde superficie a bajas temperaturas y al circular a grandes profundidades va extrayendo calor de las formaciones enfriando el pozo; el lodo y el pozo en si forman un intercambiador de calor.
1.2.9. MANTENER EN SUSPENSIÓN LOS SÓLIDOS El comportamiento del lodo como fluido NO-NEWTONIANO, tanto en estado dinámico como es estado de reposo es distinto al comportamiento de un fluido NEWTONIANO, el lodo tiene un propiedad muy importante que es la de mantener en suspensión a los sólidos que lo componen con la finalidad de que los mismos no
se depositen y obstruyan la perforación del pozo. Se llama TIXOTROPIA a la capacidad que tiene el lodo de generar energía en estado de reposo.
1.2.10. NO CAUSAR CORROSIÓN A LA HERRAMIENTA El lodo debe estar diseñado en el sentido me minimizar el efecto de corrosión en la herramienta de perforación. Se llama corrosión a la degradación continua del metal el cual trata de alcanzar el estado inicial del cual partió. Es un proceso de óxidoreducción que ocurre sobre la superficie metálica por acción del fluido.
FIG. 1. PRINCIPALES FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. 1.3.
FACTORES EN LO QUE INFLUYE EL USO DE FLUIDO DE PERFORACIÓN
Existen ciertos factores que se ven afectados por el uso del fluido de perforación o lodo, estos factores tienen una repercusión importante en las actividades que se
realizan durante la perforación y se tienen que tomar en cuenta para lograr obtener un agujero de manera exitosa. Estos factores son:
1.3.1. VELOCIDAD DE PERFORACIÓN O RITMO DE PERFORACIÓN Depende principalmente de la selección y mantenimiento apropiados del fluido de perforación. El fluido debe tener propiedades que permitan la mayor velocidad de penetración; por ejemplo, la menor densidad posible, el mínimo contenido de sólidos y óptimas propiedades de flujo.
1.3.2. LIMPIEZA DEL AGUJERO La velocidad anular, el punto de cedencia y la gelatinosidad del fluido de perforación, deben ser mantenidos en los valores apropiados.
1.3.3. ESTABILIDAD DEL AGUJERO Se afecta principalmente por 3 factores externos: 1.- Erosión mecánica debido a la barrena y al aparejo de perforación. 2.- Composición química del fluido de perforación. 3.- El tiempo que el agujero permanece descubierto.
1.3.4. PROGRAMA DE REVESTIMIENTO Aunque el programa de revestimiento está principalmente determinado por la profundidad del pozo y la presión de la formación, queda también afectado por el fluido de perforación. En zonas donde se encuentren formaciones inestables, debe de ser acondicionado para estabilizar el agujero, de manera que pueda introducirse el revestimiento a mayores profundidades.
1.3.5. EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN El fluido de perforación se debe diseñar de manera que tenga el mínimo efecto sobre la formación productora.
1.3.6. TIEMPO DE PERFORACIÓN TOTAL Y COSTOS DE TERMINACIÓN La elección de los fluidos de perforación se debe hacer tomando en cuenta el mayor valor de penetración con un agujero estable y el mínimo daño a la formación productora. Los costos diarios y finales del lodo no son el factor más importante en la elección del fluido. El objetivo es reducir el número de días en el pozo, a través de una apropiada elección del fluido y su mantenimiento correspondiente.
1.3.7. SELECCIÓN DEL EQUIPO Con el fin de contar con los mecanismos adecuados para eliminar los sólidos y que proporcionen una adecuada circulación.
1.4.
CONDUCTOR MARINO Y SUS PARTES
El conductor marino es el lazo de unión entre el equipo de perforación flotante y el pozo en el lecho marino. Es vital para el desarrollo de las operaciones de perforación, ya que proporciona un medio de retomo para el fluido de perforación y guía la sarta de perforación hacia el interior del pozo. Este dispositivo se encuentra unido en su parte inferior a la pareja de preventores submarinos, y en su parte superior, al equipo de perforación, y es tal vez el elemento más vulnerable del equipo flotante. Debe ser estructuralmente capaz de resistir la complejidad de esfuerzos ejercidos sobre él bajo condiciones severas de operación. El conductor marino está formado desde su parte superior y hasta el fondo, por los siguientes elementos: 1.- Desviador de flujo. 2.- Junta telescópica. 3.- Tubería del conductor marino. 4.- Conductor Marino. 5.- Conectores. 6.- Línea de matar y estrangular. 7.- Junta esférica. 8.- Conector hidráulico
II.
DESARROLLO
1.1.
MATERIALES
No. 1 1 2 1 2 1 1
MATERIAL Piseta Barra magnética Vasos de precipitado de 1,000 ml espátula Vidrio de reloj Varilla de vidrio Probeta de 10 ml FIG. 2. MATERIALES UTILIZADOS EN LA PRÁCTICA.
CANTIDAD
REACTIVOS L QUIDOS
700 ml. 9 ml. 152 ml
Diesel Q Mul I Agua
S LIDOS 30 gr. 15 gr. 1 gr. 500 gr. 40 gr.
N° 1 1 1
Q Mul Lig Q Mul Gel CaCO3 Barita Cloruro de calcio FIG. 3. REACTIVOS USADOS EN LA PRÁCTICA.
EQUIPO Mezcladora Balanza digital Parrilla de agitación FIG. 4. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA PRÁCTICA.
1.2.
PROCEDIMIENTO
PREPARACIÓN DE FLUIDO BASE ACEITE.
1. Añadir 700 ml de diésel a un vaso de precipitado de 1000 ml. 2. Agregar 9 ml de Q Mul I a una probeta de 10 ml. 3. Agregar los 9 ml de Q Mul I al vaso de precipitado donde está el diésel.
4. Introducir ambos líquidos al vaso de la mezcladora. 5. Mezclar el diésel y el Q Mul I en una mezcladora por 15 min.
6. Pesar 30 gr. de Q Mul Lig y agregar a la mezcladora donde está el diésel y el Q Mul I y mezclar durante 10 min.
7. Pesar 40 gr. de cloruro de calcio en una balanza analítica.
8. Agregar 38 ml de agua a un vaso de pp. De 1000 ml.
9. Colocar el vaso de pp. con agua a una parrilla de agitación y agregar los 40 gr. de Cloruro de Calcio, y mezclar por 10 min.
10. Pesar 15 gr. de Q Mul Gel en una balanza analítica.
11. Agregar el Q Mul Gel a la solución diésel y aditivos antes mencionados, y mezclar por 10 min.
12. Pesar 35 gr de Cal en la balanza analítica. 13. Agregar 38 ml de agua a un vaso de pp. De 1000 ml. 14. Añadir los 38 ml de agua y los 35 gr de Cal a la solución de cloruro de calcio y agua. Mezclar por 10 min.
15. Pesar 1 gr de CaCO3. 16. Agregar 38 ml de agua a un vaso de pp. De 1000 ml. 17. Pesar 888gr de barita en la balanza analítica 18. Agregar 38ml de agua. 19. Mezclar por 20 min. hasta que la mezcla sea homogénea.
REVISAR LAS SIGUIENTES PROPIEDADES AL LODO PREPARADO.
1. BALANZA DE LODO.
FIGURA 1. BALANZA DE LODOS
PROCEDIMIENTO 1. La balanza debe colocarse sobre una superficie plana y nivelada. 2. Mida la temperatura del fluido de perforación y regístrela en el formato de reporte. 3. Verifique que la copa este limpia, seca y llénela con el lodo de prueba. Coloque la tapa, y hágala girar hasta que se sienta firme. Asegure que algo del lodo se expulse a través del agujero de la tapa, para liberar aire o gas atrapado. 4. Manteniendo la tapa firmemente sobre la copa del lodo (con el orificio de la tapa cubierto) lave o enjuague la parte externa de la copa, limpie y seque. 5. Coloque el brazo en el soporte de la base y balancee el contrapeso móvil a lo largo del brazo graduado. El equilibrio se logra cu ando la burbuja está bajo la línea central.
6. Lea la densidad del lodo por el lado de la flecha del contrapeso móvil que da hacia la copa.
2. EMBUDO MARSH.
FIGURA 2. EMBUDO DE MARSH
PROCEDIMIENTO 1. Manteniendo el embudo en posición vertical, tapar el orificio con un dedo y verter la muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro de un embudo limpio, hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1,500 ml). 2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y accione el cronometro para medir el tiempo requerido para que el lodo llene el vaso receptos hasta el nivel de 946 ml (1 cuatro de galón) indicado en el vaso. 3. Ajustar el resultado al segundo entero más aproximado como indicación de viscosidad Marsh 4. Mida la temperatura del fluido, en grados Celsius (o grados Fahrenheit).
5. Reporte la temperatura del fluido al grado en grados Celsius (o grados Fahrenheit).
3. CONCENTRACIÓN IÓNICA DE HIDRÓGENO (pH).
FIGURA 3. CINTAS DE pH
PROCEDIMIENTO 1. Colocar una tira indicador de pH en el lodo, y dejarlo hasta que el color estabilice, lo cual requiere generalmente menos de un minuto. 2. Enjuagar la tira con agua des-ionizada, sin secar con una servitoalla o trapo. 3. Comparar los colores de la tira con el patrón de colores proporcionado en la cajita y estimar el pH del lodo. 4. Ajustar el pH del lodo a la unidad de pH 0.5 más próxima.
4. DETERMINACIÓN DE VISCOSIDAD Y/O GELATINOSIDAD UTILIZANDO UN VISCOSÍMETRO DE LECTURA DIRECTA.
PROCEDIMIENTO 1. Coloque una muestra del fluido de perforación en la copa del viscosímetro. Y sumerja el cilindro exterior (manga del rotor) a la línea grabada. Las mediciones en el campo pueden ser con un mínimo retraso (en cinco minutos si es posible) y a una temperatura cercana a la temperatura del fluido en el lugar de muestreo, pero sin diferir en más de 6 °C (10 °F). ADVERTENCIA: La temperatura máxima recomendada es de 90 °C (200 °F). Si el fluido deber probarse arriba de esta temperatura, debe utilizarse un cilindro interno de metal sólidos o metálica ahuecado pero completamente seco en su interior. Si existe líquido en el interior del cilindro interno acucado, este puede vaporizarse con se sumerge en fluidos con alta temperatura y causar una explosión. 2. Registre la temperatura de la muestra. 3. Con la manga rotando a 600 r/min, para leer la carátula espere hasta que alcance un valor estable (el tiempo requerido depende de las características del fluido). Registre la lectura del dial a 600 r/min. 4. Reduzca la velocidad del rotor a 300 r/min y espere a que la lectura en el dial del viscosímetro sea estable. Registre la lectura de la carátula a 300 r/min. 5. Agite la muestra de fluido por 10 segundos a 600 r/min. 6. Deje la muestra en reposo por 10 segundos. Gire de manera lenta y uniforme la perilla en la dirección apropiada para obtener una lectura positiva. Anote la lectura máxima como la fuerza de gel inicial. Para instrumentos que tengan la velocidad 3 r/min, la lectura máxima leída después de girar a 3 r/min, es el valor de la fuerza gel inicial (gel a 10 segundos). Anote la fuerza de gel inicial (gel 10 segundos) en las libras por 100 pies cuadrado, lb/100 pie 2 (Pa).
7. Restablezca la velocidad a 600 r/min por 10 s y a continuación deje el lodo en reposo por 10 min. Gire de manera lenta y uniforme la perilla en la dirección apropiada para obtener una lectura positiva. 8. Repita la medición y reporte la lectura máxima como los geles a 10 minutos en pascal (o en libras por 100 pies cuadrado).
1.3.
DATOS
1.4.
ANÁLISIS DE DATOS
CONCLUSIÓN En la preparación de los lodos base aceite se utilizan diversos aditivos químicos, cada uno de los cuales cumple con una función específica Y deben ser agregados de acuerdo al siguiente orden: Aceite, emulsificantes, cal, humectante, agua, arcilla organofìlica, sal, material densificante. Son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o minerales de éste. Sus propiedades están influenciadas por: la relación aceite/agua, el tipo de emulsificador y concentración y el contenido de sólidos. Con la elaboración de este fluido base aceite nos pudimos dar cuenta, que debemos hacer un mezclado eficiente dándole el tiempo necesario para que así todos los aditivos se puedan mezclar perfectamente y no se conviertan en grumos, y como bien sabemos. El fluido de perforación con base de aceite, está formado por aceite, agua, químicos sólidos y solubles en aceite. Lodo con base de aceite tiene las ventajas de uso en alta temperatura y en ambiente de sal y calcio, de mantener limpieza de pozo, de proporcionar buena estabilidad y lubricación de pared de pozos y
proteger
eficazmente los yacimientos. Este fluido no debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones, debe ser inmune al desarrollo de bacterias. Los lodos base aceite constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir una emulsión inversa donde la fase dispersa es agua y la base continua, al igual que el filtrado, es aceite. El agua no se disuelve o mezcla con aceite sino que permanece suspendida, actuando cada gota como una partícula sólida. En una buena emulsión no debe haber tendencia de separación de fases y su estabilidad se logra por medio de emulsificantes y agentes adecuados. Así es como damos por concluido el tema de los lodos base aceite ya que tienen muchas características que se deben analizar en laboratorio antes de ponerlo en uso o en función.
REFERENCIAS
PRIETO
ALI,
“TECNOLOGÍA
BÁSICA
DE
LOS
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN” MANUAL TÈCNICO, PERÙ, 2007, PP. 50-60.
MANUAL DE FLUIDOS DE PROCEDIMIENTOS DE ANÁLISIS Y PREPARACIÓN DE FLUIDOS DE LA COMPAÑÍA QMAX S.A. DE C.V.
VIOLANTE MARCELA, CARRETO ROXANA, “CONTROL DE CALIDAD DE
ADITIVOS EMPLEADOS EN LA PREPARACIÓN DE UN FLUIDOS DE PERFORACIÓN”
UNIVERSIDAD
VERACRUZANA,
FACULTAD
DE
CIENCIAS QUÍMICAS, POZA RICA, VER. 2011, PP. 67-74
NMX-L-167-SCFI-2004 EXPLORACIÓN DEL PETRÓLEO - SISTEMAS BASE AGUA INHIBIDORES DE LUTITAS EMPLEADOS EN LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS – ESPECIFICACIONES Y MÉTODOS DE PRUEBA.
