Resumen

1. 1. Introducción.
Finalizada la perforación y cementado el revestimiento comienza la etapa de terminación. Su objetivo es
obtener el mayor volumen de hidrocarburos al menor costo. Para alcanzar dicho objetivo se planifican todas las
actividades que van a desarrollarse para completar satisfactoriamente el proceso.
Esto incluye:
• El programa operativo.
• Análisis de información.
• Determinación de recursos.
• Pruebas puntuales.
Planeación.
La productividad de un pozo y puesta en marcha es garantizada por la eficiencia de la perforación, cementación
y terminación del proyecto. La planeación de cada fase es necesaria para que el pozo quede produciendo sin
ningún pormenor.
Existen factores que se toman en cuenta cuando se planean y diseñan pozos para la producción de
hidrocarburos:
• La tasa de producción estimada.
• Las acumulaciones de cada zona perforada.
• Los mecanismos de producción imperantes en él o los yacimientos para terminar.
• El control de pozos y arenamiento.
• La inversión necesaria para completar el proyecto.
• Métodos de producción artificial.
• Recuperaciones terciarias y futuras reparaciones o reacondicionamientos.
Estas razones alimentan un programa operativo que ataje las condiciones y variables del campo manera
eficiente y rentable a término con el proceso en cuestión.
Programa operativo.
Es un documento que funciona como guía para las actividades que se van a llevar a cabo en la fase de
terminación del pozo.

2. Allí están detallados:
• Los datos de perforación y tubería del pozo.
• Las profundidades y tipos de disparos que se llevarán a cabo.
• Los tratamientos que se realizarán en cada intervalo (limpiezas, estimulaciones, fracturas, etc.).
• Se una estimación de tiempo y los recursos que se utilizarán (costos, materiales).
• La configuración y tipo de equipo de superficie que se colocará.
Consideraciones con respecto a la seguridad (presiones, caudales, velocidades mínimas y máximas permitidos
para realizar las operaciones).
Esta guía permite al company man, responsable operativo de la empresa operadora y al ingeniero y supervisor
responsable de la compañía de servicio que estará realizando el trabajo en pozo y ejecutar la completación de
acuerdo con el plan establecido.
Cuanto más detallado sea el programa, mayor será la garantía de que exista una menor cantidad de eventos de
calidad o seguridad. Todo cambio que se realice en este programa debe ser autorizado por la compañía que
solicita el servicio como la que lo ejecuta.
Análisis de información.
Para planificar e implementar un buen diseño de
terminación de pozo, se analiza toda la información
posible, ya sea de pozos vecinos o del pozo
intervenido. La información que se utilizará para
tomar las decisiones debe ser confiable, veraz,
actualizada y acorde con los procedimientos que que
van desde la exploración hasta la etapa final de
producción del pozo.
La información cuyo origen se desconoce, con
lecturas de herramientas no representativas o no se
tiene una garantía del correcto funcionamiento de
estos instrumentos se descartará automáticamente
ya que tomar decisiones con información no confiable
durante la terminación de un pozo puede conducir al
fracaso del proyecto.
El desarrollo de la planeación va desde el análisis de
información de muestras de cutting y núcleos hasta
pruebas PVT y registros geofísicos ya que un aspecto
importante durante la terminación de un pozo es el
seguimiento geológico que se realiza in situ. El
correcto y efectivo análisis dependerá de la adecuada
descripción de las muestras de núcleo y correlaciones
que provienen de la toma de muestras y de las
pruebas de formación realizadas durante la
perforación con el fin de optimizar la producción y
que el esquema final del pozo sea eficiente y
rentable.
Muestras de cortes y núcleos.
Durante la perforación el lodo arrastra a la superficie
los cortes que va realizando el trepano. Estos son
separados del lodo y se guardan en registros para
tener información de la litología atravesada a lo largo
de toda la profundidad del pozo. Estos cortes son de
pequeños y algunos ensayos no se pueden realizar
con ellos, para eso se sacan las extracciones de
núcleos que se hacen con herramientas especiales y
se realizan solo en zonas de interés con potencial de
contener hidrocarburos recuperables.
Esquema de terminación para recuperación secundaria del pozo EA-
779. Comodoro Rivadavia, Provincia de Chubut

3. Con estos núcleos se realizan ensayos y se obtiene información precisa como:
• Porosidad y permeabilidad de la roca.
• Saturaciones de fluidos.
• Tipo de roca.
Toda esta información es crítica para un correcto
diseño de terminación del pozo.
Gasificación y pérdidas de circulación
Durante la perforación de pozos se atraviesan distintas litologías a medida que se profundiza.
Cuando se perfora una zona con hidrocarburos es común que aporte gas al lodo de perforación si la presión de
la formación supera la presión hidrostática de la columna de lodo y en la superficie se obtenga una mezcla de
lodo y gas que debe ser separado para reutilizar el lodo y quemar el gas si el volumen es importante para
continuar las operaciones de forma segura. Estos eventos permiten conocer las profundidades a las que se
encuentran hidrocarburos y la presión de reservorios aproximada.
Otros eventos que suceden durante la perforación son las pérdidas de circulación que ocurren cuando en
superficie se obtiene un menor volumen de lodo que el inyectado, o directamente no hay retorno a la
superficie. Se puede determinar así, un valor aproximado de los gradientes de fractura como también conocer
la zona de baja presión de poro o existencia de fracturas naturales en la formación.
Correlaciones.
Un análisis que aporta información al proceso de terminación de pozo son las correlaciones y se obtienen de los
pozos aledaños a la zona intervenida. Con los datos suministrados de esos pozos y los diseños de terminación
que se realizaron, se evalúa si algún cambio puede generar un mejor rendimiento o si es preferible hacer una
terminación similar a esos pozos. Esto ocurre en campos de explotación masiva donde para ahorrar costos se
estandarizan las terminaciones y se realizan de igual forma que todos los pozos del campo.
Las correlaciones se comparan con información tomada del pozo intervenido obteniendo:
Perfiles petrofísicos que determinan profundidad y saturación de fluidos.
Análisis de núcleo recién extraído del canal
Esto permite garantizar la capacidad de producción de hidrocarburos del horizonte prospectivo.
Recortes de perforación para análisis en laboratorio
Muestras de núcleos enteros y segmentados
para análisis en laboratorio

4. Pruebas durante la perforación.
El proceso de perforación además de ser necesario para alcanzar la zona prospectiva otorga mucha información
útil. Una de las características de esta etapa es que se tiene el pozo sin entubar y la información recopilada es
directamente obtenida del área de interés, también se puede interrumpir el trabajo para hacer una serie de
pruebas y seguir obteniendo información que será de vital importancia en las subsiguientes etapas del proceso.
• Prueba de integridad (FIT o LOT): Consiste en cerrar el pozo con la herramienta cerca del fondo y aumentar la
presión de la columna de lodo con las bombas de superficie sin obtener el retorno del lodo y determinar a qué
presión comienza a tener admisión el pozo y cuál es el gradiente de fractura. Esto se hace, luego de rotar
zapato y perforar 3 metros de nueva formación.
• Prueba de formación: Consiste en aislar una zona de interés y permitir que esta fluya a la superficie. Así se
evalúa el tipo de fluidos obtenidos en superficie y la relación de caudal-presión. Esto se hace con el arreglo de
perforación, pero bajando un packer para aislar la zona que se quiere probar.
2. Introducción.
El proceso de perforación brinda datos valiosos sobre las formaciones y litologías que atraviesa el pozo.
Registros de pozos o logs: Son los procedimientos con que se obtiene la información que determina qué zonas
se utilizarán para la producción y qué tipo de terminación es necesaria para obtener el mejor recobro de
hidrocarburos.
Correlación de pozos

5. Registros de pozos.
La extracción de hidrocarburos no puede concebirse sin la corrida de registros eléctricos a cable o de LWD. Este
sistema es capaz de recopilar información de las condiciones petrofísicas y geomecánicas del reservorio.
La operación consiste en la bajada de
un conjunto de herramientas y
sensores que se sitúan en el fondo del
pozo y van tomando y enviando
información en tiempo real a la
superficie.
La velocidad de perfilaje estará sujeta al
o los parámetros que se requieran
obtener.
Tipo de sonda utilizada en el proceso.
Profundidad de las lecturas.
Los registros se dividen entre:
• Los que se realizan a pozo abierto.
• Los que se realizan a pozo entubado.
Registros de pozo abierto.
Potencial espontáneo o spontaneous potential (SP).
El potencial espontáneo o SP (spontaneous potential),
mide el potencial eléctrico, en mV, generado a lo largo del
pozo en referencia a un punto fijo en la superficie. Este
valor varía dependiendo de la conductividad del fluido
que atraviesa la herramienta a medida que profundiza.
Como el pozo está lleno de un único lodo de perforación,
si no existiese comunicación con las formaciones, el
potencial espontáneo se mantendría constante.
Se realiza a pozo abierto permitiendo el contacto del lodo
con los fluidos de las formaciones y dependiendo de la
permeabilidad de cada zona se generarán variaciones del
SP.
Las áreas más permeables como arenas generan mayor
deflexión.
Las áreas poco permeables como arcillas, lutitas o
también llamadas shales, se mantiene constante.
La deflexión varia en sentido positivo o negativo si se usa
un lodo salino o agua dulce y no se realiza cuando se usa
un lodo a base de aceite porque este no es conductivo.
Esto permite:
• Correlacionar capas.
• Determinar la resistividad del agua de formación.
• Una estimación aproximada del contenido de arcillas.
Rayos gamma o gamma ray (GR)
La emisión de rayos gamma está presente en los elementos radioactivos de la naturaleza. La herramienta de GR
(gamma ray) detecta las emisiones de estos elementos en los yacimientos y se expresa en unidades GAPI, en
una escala de interpretación de 0 y 150.
Los elementos que se encuentran en los pozos de petróleo y son captados por la herramienta de rayos gamma
son:
• El potasio.
• El uranio.
• El torio.
Sección de registro del pozo Lisburn 1, perforado por Husky Oil en la
reserva de petróleo de Alaska, Estados Unidos
Sección de registro tipo potencial espontáneo corrido para
obtención de saturación de agua irreductible

6. Las formaciones con mayor concentración de estos
compuestos son:
• Las arcillas.
• Las arenas limpias, aunque los contenidos son muy bajos.
La medida de rayos gamma nos da una referencia de los límites
entre capas y el volumen de arcillas depositada a lo largo de la
columna estratigráfica atravesada. Permite controlar la
profundidad del punzado y constatar la integridad del proceso
de perforación en pozos entubados. En la actualidad se usan
contadores de centello para medición.
Porosidad.
Aunque parezca macizo y sin espacios libres a nivel microscópico se observa que las rocas revisten cierta
porosidad. Existen tres métodos para calcular la porosidad a través de registros petrofísicos, pero para que el
cálculo sea lo más exacto posible se debe saber el tipo de roca y el fluido presente en ella.
• Registro neutrónico (CNL): Se disparan neutrones a gran velocidad a la formación y estos se frenan ante la
presencia de átomos de hidrógeno en el hidrocarburo o en el agua que se aloja en la porosidad de la roca. Los
neutrones que pierden su energía son capturados por la herramienta y permite obtener una medida de la
porosidad de la roca.
• Registro de densidad (FDC): Se emite un rayo gamma con una fuente radioactiva a la formación. Cuanto más
densa es la roca, menos rayos gamma logran pasar a través de ella. Conociendo la litología de la roca y la
densidad obtenida por la herramienta se calcula el porcentaje de porosidad presente en ella.
• Registro sónico (BHC): Se generan ondas sonoras que son registradas por un transmisor. Dependiendo del
tipo de onda y la velocidad de esta, se determina la porosidad de la formación.
Nota: Estos métodos miden de manera indirecta y con información adicional se hace un cálculo estimativo de
dicho valor. Estos registros se evalúan simultáneamente para evitar errores de interpretación, separándose por
pistas, en donde del lado izquierdo se tendrían los perfiles que registran la litología de la columna junto con el
diámetro del pozo y del lado derecho los perfiles que estiman la porosidad.
Sección de un registro de rayos gamma mostrando la litología de
la formación
Herramienta de gamma ray desarrollada por Schlumberger
para control de correlación y profundidad en pozos
convencionales y en condiciones de HPHT (high
pressure/high temperature)

7. Diámetro del pozo.
• Calibración – Caliper (CALI): Mediante el uso
de brazos articulados esta herramienta
permite ir midiendo el radio real del pozo.
Cuantos más brazos se utilicen más precisa es
la medida ya que los pozos no tienen un radio
único. Con esta medida se puede calcular el
volumen de cemento necesario y el diámetro
mínimo del pozo para asegurar que se pueda
colocar el casing adecuado.
Siglas:
• BS: bit size o diámetro del trépano utilizado.
• GR: rayos gamma.
• SP: potencial espontáneo.
• FDC: Registro neutrónico.
• CNL: Registro neutrónico.
• BHC: tiempo de tránsito en mseg/ft.
Resistividad.
Al inducir una corriente eléctrica en la
formación se mide su resistencia y permite
saber el tipo de fluido hay en los poros de la
roca.
• El agua de formación tiene baja resistividad.
• El hidrocarburo tiene alta resistencia eléctrica.
Este registro se mide en 3 distancias de radio
diferentes a través de un registro individual
para cada una de ellas, ya que el lodo de
perforación invade las zonas más cercanas del
pozo y la resistividad obtenida en el radio de
menor medida es la del lodo de perforación. Al
analizar la resistividad de los tres puntos de
radio medidos tendremos una idea de la
permeabilidad de la formación.
Registros de pozo entubado.
PLT (production logging tool).
El flujo o caudal de producción de un pozo se puede calcular en la superficie con un caudalímetro, también se
determinan las fases de los fluidos que produce (agua, gas, petróleo). Cuando un pozo se tiene más de una zona
que aporta fluidos y se quiere saber qué caudal aporta cada una de ellas, se hace un registro de molinete que es
una herramienta con una hélice que gira proporcionalmente al caudal del fluido que pasa por la tubería.
Sección de registro combinado que engloba registros de
diámetros, radioactivos, eléctricos y de porosidad
Sección de registro de resistividad perteneciente a una formación de la
provincia de Gorizia, Venecia, Italia
Herramienta de registro de producción
(PLT) en sus tres tipos de medidores de flujo

8. CBL (cement bond log)
Este registro evalúa la calidad e integridad
de la adherencia del cemento tanto al
revestidor como a la formación una vez
finalizada la etapa de cementación y se logra
a través de un registro sónico que mide:
El tiempo que tarda la onda en viajar entre
el emisor y el receptor de la herramienta a
través del fluido, cañería, cemento y
formación.
Mide la amplitud del primer arribo o la
atenuación.
Así se genera un mapa del cemento donde
se ubica el tope, las zonas de buen cemento
y la tubería libre. Cuanto menor es esta
amplitud o mayor atenuación, mejor es la
calidad de la cementación.
El registro de densidad variable
(VDL) se corre como un
complemento al CBL, debido a que
representa el tren de ondas
completo.
Registros de presión.
Tomar la presión de una formación y
la variación de esta luego de aplicar
un estímulo, permite obtener
parámetros como:
• Permeabilidad.
• Porosidad.
• El daño.
Para que esta medición sea lo más
exacta existen herramientas a partir
de las cuales se pueden colocar
sensores a la profundidad deseada y
medir la presión con la mayor
exactitud posible.
3. Introducción.
Es un proceso crítico dentro de la construcción y terminación de un pozo. De esto depende que las formaciones
de hidrocarburos queden aisladas hidráulicamente y se garantice una vida productiva del pozo sin necesidad de
reacondicionamientos o eventos de seguridad.
Cementación.
El diseño de una cementación primaria o secundaria tiene la de finalidad garantizar el aislamiento de las zonas
productivas y de darle la integridad y estabilidad al pozo para la etapa de producción, pero para que esto ocurra
se deben cumplir los protocolos de seguridad tomando en cuenta el sistema de presiones de la columna
hidrostática y las presiones dinámicas de todo el conjunto.
Cabe destacar:
• El proceso de cementación.
• La composición de la lechada.
• La cantidad de etapas.
• El tiempo de fraguado.
• La velocidad de bombeo.
Dependerán del tipo de revestidor con el que el pozo se encuentre
entubado hasta ese momento, protegiendo así el arreglo de fondo
Sección de registro de cementación CBL-VDL,
luego de un proceso de cementación forzada
Sección de registro de presión combinado con perfil de rayos gamma
Equipos para trabajos de
cementación en tierra

9. de pozo y dándole soporte ante los esfuerzos de corte del sistema.
Cuando las operaciones son en tierra firme, onshore, se usan equipos
especializados que garantizan las premisas antes descritas.
Accesorios del revestimiento.
Zapata.
Elemento que se coloca al final de la tubería. Sirve de guía durante el proceso en
que se baja el casing dentro del pozo. Ayuda a que la cañería fluya sin
obstrucciones hasta aterrizar en el fondo del pozo.
• Zapato flotador: Es cuando la zapata tiene una válvula de retención. Una
válvula de retención o check valve es un dispositivo que permite que el flujo
circule en una dirección y se logra con un sistema tipo bola o aguja que se cierra
y se abre con el propio flujo.
Collar.
Elemento que se coloca en un único tramo o en los dos tramos de cañería por encima de la
zapata y es una válvula de retención cubierta de una estructura de acero y hormigón de alta
resistencia para evitar el desgaste por erosión producto de la circulación a altas presiones del
fluido desplazado. Puede soportar temperaturas de más de 300° F.
Centralizador.
Pieza que se apoya contra las paredes del pozo que permite al casing estar centrado y
la tubería no quede apoyada sobre las paredes del pozo o con poco espesor de
cemento en ese lado ya que el volumen de cemento en los anulares de la columna
debe ser uniforme para garantizar la inmovilidad de la tubería de revestimiento, la
estabilidad y la integridad del pozo. Son elementos importantes en los pozos
horizontales ya que el propio peso del caño tiende a acostarse en la base del tramo
perforado.
Materiales para la preparación de la lechada.
• Lechada: Es la mezcla de agua con cemento.
Cemento.
Para la cementación la materia prima es el cemento Portland.
Existe una clasificación API de los cementos que va de la A a la H y la diferencia depende:
• Tipo de pozo en que se va a usar.
• Profundidad.
• Temperatura.
• Presión.
Agua.
El cemento es mezclado con agua en proporciones para obtener la fluidez suficiente y ser bombeada a través
de la cañería a los caudales y presiones estimados.
Aditivos.
Los aditivos se distinguirse según la finalidad que persiguen.
• Modificador tiempo de fraguado: La lechada se bombea en estado líquido que luego de un tiempo fragua y
se solidifica.
o Aditivos retardantes: Cuando se debe aumentar el tiempo de fraguado sobre todo cuando:
Son cementaciones largas con muchas horas de bombeo.
Bombeos a bajo caudal para evitar que el cemento se solidifique.
Cuando se bombea en zonas de alta presión y temperatura y queda cemento dentro de la tubería.
o Aditivos aceleradores: Cuando se debe acelerar el tiempo de fraguado para evitar lapsos prolongados de
espera. Se suele utilizar:
Cloruro de sodio y calcio.
Yeso y el agua de mar.
• Modificador de densidad: La lechada típica suele tener una densidad de 16,7 lb/gal, equivalente a una
gravedad específica de 2 (relación de la densidad de un compuesto con la del agua: 8,34 lb/gal).
Collar flotador de una sola
válvula de retención
Centralizador con cuchillas centralizadoras
de arco integral con nariz compuesta
excéntrica
Zapato flotador de guía excéntrico
con rotación libre

10. Hay aditivos que permiten modificar este valor de acuerdo con los requerimientos de cada pozo.
o Aumento de densidad: Hematita, sal y barita.
o Disminución de densidad: Bentonita y nitrógeno.
• Reductores de fricción: Son aditivos que modifican la reología del fluido y permiten tener menor fricción
mientras se bombea la lechada obteniendo menores presiones de trabajo.
• Control de pérdida de circulación: Son aditivos agregados en baches antes de la cementación para reducir la
cantidad de fluido que se filtra en la formación.
• Control de filtrado: Son aditivos agregados que previenen la pérdida de la lechada en formaciones porosas y
permeables.
Tapones de cementación.
Son tapones de caucho que funcionan como una separación mecánica entre la lechada y los
fluidos que se bombean por delante y por detrás de la lechada de cemento.
• Tapón inferior: Se bombea primero y divide el bache de limpieza de la mezcla lechada de
cementación. Este se rompe y le permite al cemento seguir bombeando hasta llegar al
collar o zapato flotador.
• Tapón superior: Separa la lechada del fluido de desplazamiento. Este tapón no se rompe.
Cuando se asienta genera un aumento de presión signo que evidencia la finalización de la
cementación.
Consideraciones de diseño.
Análisis y ensayos.
Antes de iniciar la etapa de cementación en pozo hacen controles y monitoreos.
• Realizar ensayos de los lotes de cemento que se van a utilizar y establecer que estos estén dentro de los
valores estándares correctos.
• Hacer mezclas de lechadas con el agua que se utilizará y los aditivos para evaluar que los parámetros:
o Densidad.
o Tiempo de fraguado.
o Reología.
o Resistencia a la compresión.
o Pérdida de fluidos.
Estén dentro de los valores correctos, según los establecidos por las normas API.
• El agua debe tener un control para establecer que los valores de:
o pH.
o Dureza.
o Cloruros.
Estén dentro de los parámetros correctos.
Cálculos y volúmenes.
Para una correcta cementación se debe:
•Desarrollar el diseño del bache de limpieza.
•De la mezcla lechada.
•De los caudales.
•Cálculos de volúmenes.
• El bache de limpieza: Es un volumen de líquido que se bombea para asegurar que el lodo no esté en contacto
con la lechada y no corra riesgo de alterar las propiedades de este.
• Mezcla lechada: Además de definir las propiedades es importante definir el volumen para cementar lo que
sea necesario y que no quede cemento en la cañería. Para este cálculo, se usa el espacio anular entre el tamaño
del pozo determinado por el perfil de Caliper y el diámetro exterior del casing.
Tapones de cementación para formaciones
sobrepresionadas y con anillos de tolerancia estrecha

11. Ejecución.
La ejecución de una cementación ocurre en el pozo.
Esta instancia incluye:
• El montaje.
• El bombeo.
• El desmontaje de los equipos.
Equipos.
• Almacenaje de cemento: Dependiendo de la
cementación se utilizan silos transportables o camiones
diseñados especialmente para esta tarea. Se suelen usar
de toneladas de cemento.
• Almacenaje de agua: Dependiendo del volumen de la
cementación se utilizan camiones cisternas o tanques de almacenamiento.
• Mezclador: Es el equipo encargado de dosificar la cantidad de agua, cemento y
aditivos para lograr la mezcla deseada.
• Bombeador: Este equipo tiene una bomba de desplazamiento positivo y permite
darle al fluido el caudal y presión para ejecutar el trabajo.
• Cabeza de cemento: Es una pieza de hierro que vincula el pozo con los equipos a
través de una cañería de superficie. En esta cabeza se colocan los tapones para ser
lanzados cuando corresponda.
Evaluación.
Terminada la cementación existen métodos para verificar si se hizo de acuerdo con lo planeado y si fue exitosa.
• Volumen desplazado: El primer valor obtenido es este y debería ser el valor calculado por el diseño.
o Si es menor, hay un volumen de cemento que quedó dentro de la tubería y la altura en el espacio anular va a
ser menor que la deseada.
o Si es mayor, existe la posibilidad de una falla en el tapón o en el momento en que fue lanzado y es posible que
se sobredesplace el cemento.
• Prueba de presión: Una vez fraguado el cemento se hace una prueba de presión y se determina si esta se
mantiene constante o hay pérdidas.
• CBL: Este es un perfil sónico que muestra:
o La altura a la que llegó el cemento.
o La calidad.
o La adherencia de este a las paredes del casing.
Secuencia operativa.
Equipo de cementación.
Bombeador de cemento y cabeza
de cementación

12. 4. Introducción.
Cuando la perforación del pozo llega a la zona productora se deben tener cuenta los efectos del fluido utilizado
en la formación. Los fluidos de terminación y los fluidos de perforación, son usados en el campo para garantizar
un equilibro de la columna hidrostática y son los responsables de minimizar o reparar el daño a la formación.
Conceptos básicos.
Daño a la formación.
Es todo efecto o impacto generado en la formación que reduce la capacidad productiva del pozo en
comparación con sus condiciones originales.
Es cualquier factor que afecte a la formación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos de un pozo.
Este daño es producido por el acto de la perforación del pozo y los fluidos utilizados que juegan un papel
importante en la generación o reducción.
Los daños pueden ser los siguientes:
• Sólidos de lodo de perforación.
• Sólidos de fluidos de cementación.
• Migración e hidratación de arcillas.
• Cristalización de compuestos inorgánicos.
• Precipitación de hierro.
• Depósitos orgánicos (asfaltenos y parafinas).
• Emulsiones.
Para alcanzar el éxito en la etapa final de construcción de un pozo el fluido de terminación será versátil para
alcanzar el objetivo por el cual fue formulado.
Existen dos variantes de estos sistemas:
• Los formulados sin sólidos en suspensión.
• Los optimizados por sólidos agregados.
Fluidos de terminación.
El diseño y formulación de estos y acorde con las condiciones del yacimiento con el que estarán en contacto, es
de vital importancia para obtener una alta productividad en el pozo intervenido.
Se deben considerar otros factores como:
• Densidad.
• Punto de cristalización.
• Compatibilidad de la salmuera con los fluidos del reservorio.
• Corrosión.
• El efecto de la temperatura en la degradación de la salmuera.
Con esto se alcanzaría el objetivo de proteger la formación productora y minimizar el daño asociado a ella.
Fluidos libres de sólidos.
Salmueras.
Los fluidos usados en la completación de pozos son
las llamadas salmueras y son fluidos salinos a base de
agua. Las salmueras son fluidos libres de sólidos
Están compuestas por sales disueltas que permiten
variar la densidad del fluido sin que existan sólidos en
suspensión como ocurre en un lodo de perforación.
Las más comunes son base a de bromuros y cloruros
(sodio y calcio).
• Soluciones monovalentes: Están compuestas solo por sodio, potasio o cesio.
• Soluciones bivalentes: Cuando contienen calcio o zinc, se conocen como.
Propiedades de las salmueras.
• Densidad: Una de las propiedades de las salmueras es su densidad y va a permitir tener el control del pozo
gracias a la presión hidrostática. La densidad no es un valor fijo del fluido y varía según condiciones de presión y
temperatura, por eso existen tablas con la variación de la densidad del fluido según presión/temperatura.

13. • Punto de cristalización: Como las sales se disuelven en agua, también existe un punto de saturación que
depende de la temperatura y densidad de la salmuera. Superado este punto se desarrolla la cristalización y
precipitación de sólidos y se tiene un fluido con contenido de sólidos capaz de generar daño en la formación.
Corrosión.
La densidad y composición química del fluido de terminación determinan la tasa de corrosividad generada y el
desempeño de la solución como agente de limpieza y control del pozo. Es importante conocer el tipo y
concentración de sales que integran la salmuera y si es bivalente o monovalente.
Conociendo esta información, se pueden adicionar inhibidores de corrosión que mantendrán inertes los
cloruros y bromuros de calcio y zinc que son elementos que, bajo condiciones de presión y temperatura,
pueden ser corrosivos.
Los elementos que causan corrosión en las cañerías O2, CO2 y H2S que al ser solubles en agua, pueden
presentarse en la salmuera:
• Oxígeno: Oxida los metales.
• Dióxido de carbono: Con agua forma un ácido que corroe el metal.
• Ácido sulfhídrico: Con el agua genera un ácido que corroe el metal y reduce el espesor de las paredes.
Desplazamiento de fluido de control.
Para tener la salmuera en todo el pozo se realiza el procedimiento de desplazamiento del fluido de control.
Se retira y se recupera en superficie todo el lodo de perforación y se deja el pozo con el fluido limpio.
• Sistemas espaciadores: Diseñados para remover un fluido por otro separándolos indistintamente de su
composición química.
Desplazando:
o Lodo con salmuera.
o Salmuera con lodo.
o Lodo con lodo.
o Salmuera con salmuera.
Existen dos formas de bombear la salmuera y realizar el desplazamiento.
Circulación inversa.
Bombear el fluido limpio por la anular y recuperar el lodo de perforación por vía directa. Es el más efectivo
porque permite altos caudales y una mejor limpieza con tiempos operativos menores.
Circulación directa.
Bombear la salmuera por la cañería de perforación o terminación y recuperar el lodo por el espacio anular.
Este procedimiento se realiza cuando se duda de si la cementación va a soportar los diferenciales de presión
generados al realizar una circulación inversa.
Espaciadores y lavadores químicos.
Es una práctica común agregar un espaciador o bache de limpieza entre el lodo y la salmuera. Esto permite
mejorar la limpieza y evita incompatibilidades entre fluidos.
Fluido empacante.
Son fluidos que se bombean para que se alojen en el espacio anular, entre la tubería de producción y de
revestimiento. Este fluido la capacidad de proteger los metales y a los elastómeros de la corrosión. Así se
reduce la posibilidad de tener inconvenientes al retirar un packer de un pozo.