Fluidos de Perforación de Yacimiento

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Fluidos de Perforación de Yacimiento 
Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21A
Los fluidos de perforación de
yacimiento son fluidos de perforación
no dañinos, especialmente diseñados
para ser usados en los intervalos del
yacimiento. Están formulados para
maximizar la eficiencia de la
perforación al minimizar los daños a
la formación, conservando así la
productividad potencial del pozo. En
general, los fluidos de perforación
convencionales no pueden ser
convertidos a fluidos de perforación
de yacimiento.
Los fluidos de perforación
convencionales pueden causar daños
graves a los yacimientos productivos.
Este impacto se puede minimizar en
cierta medida reduciendo el filtrado y
controlando los esfuerzos de gel
progresivos. Estas prácticas reducen la
invasión de fluido dentro de la
formación y ayudan a obtener el
aislamiento zonal durante la
cementación de las tuberías de
revestimiento. Para las
completaciones convencionales de
pozo entubado o de tubería perforada,
las perforaciones suelen penetrar más
allá de cualesquier daños cerca del
pozo. Los altos diferenciales de
presión del yacimiento al pozo y las
perforaciones de diámetro más grande
pueden ayudar a reducir los efectos de
los daños causados a la formación por
los fluidos de perforación
convencionales.
En las completaciones en pozo
abierto (pozos completados sin
cementar la tubería de revestimiento
a través de la formación productiva),
debe ser posible extraer el fluido y el
revoque sin recurrir a tratamientos de
limpieza. Los fluidos de perforación
de yacimiento están especialmente
diseñados para reducir los daños a la
formación y mejorar la limpieza en
estos pozos. Los fluidos de
perforación de yacimiento son
sumamente importantes en los pozos
horizontales, donde los bajos
diferenciales de presión del
yacimiento al pozo hacen que las
operaciones de limpieza sean más
difíciles. Los filtros de grava y las
mallas preempacadas limitan el
tamaño de los sólidos que pueden ser
producidos desde el pozo; por lo
tanto, los fluidos de perforación
convencionales cargados de sólidos
deberían ser evitados durante la
perforación de intervalos horizontales
a través de zonas productivas. En vez
de eso, deberían usarse fluidos de
perforación de yacimiento no
dañinos.
Muchos fluidos pueden ser usados
como fluidos de perforación de
yacimiento, incluyendo los fluidos
base agua, aceite y sintético. La
selección del fluido depende del tipo
de formación, de la composición de
los fluidos de la formación, del
mecanismo de daños a la formación y
del método de completación. La
mayoría de los pozos perforados con
fluidos de perforación de yacimiento
son completados sin cementar y
perforar una tubería de revestimiento
o tubería de revestimiento corta a
través de la zona productiva.
Los siguientes pasos constituyen el
proceso de selección recomendado
para un fluido adecuado de
perforación de yacimiento (ver la
Figura 1):
1. Identificar el tipo y la
permeabilidad de la formación.
2. Seleccionar el tipo de
completación.
3. Seleccionar el fluido de perforación
de yacimiento.
4. Seleccionar el método de limpieza.
Los daños a la formación se pueden
cuantificar de varias maneras. En el
laboratorio, se usan mediciones
relativas tales como la permeabilidad
del retorno, la solubilidad del revoque
y la presión de despegue, para
determinar si un fluido es adecuado
para perforar una formación
específica. En el campo se usan los
factores superficiales y los índices de
Introducción
Los fluidos de
perforación
de yacimiento
son fluidos de
perforación
no dañinos,
especialmente
diseñados
para ser
usados en los
intervalos del
yacimiento.
Los fluidos 
de perforación
de yacimiento
son
sumamente
importantes
en los pozos
horizontales...
Fluidos de Perforación de Yacimiento 
CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Figura 1: Guía para la selección de fluidos de perforación de yacimiento no dañinos.
Completación de pozo entubado, cementación
y de tubería perforada
Claves: Para obtener una buena cementación,
el pozo debe tener un calibre uniforme y estar
limpio. En general las perforaciones pueden
penetrar cerca de los daños al pozo. Las
dificultades encontradas para cementar y
perforar largos intervalos horizontales hacen
que esta opción no sea muy práctica.
Fluido de perforación de yacimiento: Se
recomienda el uso de fluidos de perforación de
yacimiento base aceite o agua con una alta
reología a baja velocidad de corte, para obtener
una limpieza del pozo excelente sin causar el
socavamiento de la formación. the formation.
Limpieza/estimulación: El aislamiento zonal
permite la estimulación por ácido o
fracturación.
Lutitas
Claves: Impedir la adsorción del agua
por las lutitas y el hinchamiento
resultante que sella las fracturas.
Fluido de perforación de yacimiento:
La inhibición es necesaria y se prefiere
lodo base aceite. Lodos base agua
inhibidos de bajo contenido de sólidos
pueden ser usados.
Completación con tuberías de revestimiento cortas o mallas preempacadas
Claves: Las tuberías de revestimiento cortas o mallas preempacadas se usan para el control de
arena cuando la producción comienza. Los materiales densificantes y agentes puenteantes de los
fluidos de perforación convencionales pueden bloquear estos dispositivos. Usar agentes
puenteantes ultrafinos (suficientemente pequeños para pasar a través de la malla) o solubles.
Fluido de perforación de yacimiento: El fluido a base de biopolímero proporciona una alta
reología a baja velocidad de corte para la limpieza del pozo. El control de filtrado se logra con
aditivos poliméricos o de almidón. Los agentes puenteantes de carbonato de calcio o sal de
granulometría determinada producen un filtrado soluble. También se pueden usar partículas
puenteantes ultrafinas.
Limpieza/estimulación: El ácido disolverá el carbonato de calcio o el revoque de sal de
granulometría determinada. La sal de granulometría determinada puede ser limpiada con
salmuera subsaturada. Los ruptores poliméricos ayudarán a eliminar los viscosificadores y
agentes de control de filtrado. 
Tipo de
permeabilidad
Aislamiento
zonal
Tipo de
roca
Formación
competente
Matriz Necesario
No se necesitaFracturado
Altamente
Puede
colapsar
Producción
de arena
No
(consolidada)
Sí 
(no consolidada)
Completación con tubería de revestimiento
corta preabierta
Claves: Las tuberías de revestimiento cortas
preabiertas incluyen las tuberías ranuradas,
preperforadas, etc. Se requiere el puenteo de
las aberturas de poro por las partículas y un
revoque de calidad, como en la completación
en pozo abierto. Es importante que sea fácil
eliminar el revoque porque no se puede usar
ninguna herramienta raspante.
Fluido de perforación de yacimiento: Se
requiere el uso de partículas puenteantes
para asegurar un revoque de buena calidad,
cualquiera que sea el tipo de fluido. Los
aditivos de polímeros solubles en ácido o
degradables por ruptores para la reología
pueden facilitar la remoción del revoque. Los
agentes puenteantes de carbonato de calcio
o sal de granulometría determinada son
fáciles de limpiar.
Limpieza/estimulación: Lavado con ácido o
salmuera con ruptores poliméricos.
Completación en pozo abierto
Claves: Se requiere puentes y revoques de
buena calidad para impedir que los sólidos
entren en la red de poros. La remoción del
revoque durante la limpieza puede ser
facilitada por herramientas que rayan y
raspan el revoque.
Fluido de perforación de yacimiento: Se
requieren partículas puenteantes para
asegurar la calidad del revoque, cualquiera
que sea el tipo de fluido. Se usan aditivos de
polímeros en fluidos base agua para la
reología y el control de filtración. La limpieza
del pozo se puede lograr mediante un flujo
turbulento con fluido de baja viscosidad o
mediante un flujo laminar con fluido de alta
viscosidad.
Limpieza/estimulación: Lavado con ácido o
salmuera con ruptores poliméricos.
Tiza o caliza
Claves: Impedir que el lodo gelificadoo el
revoque obturen las fracturas. La
“perforación con flujo” desbalanceado ha
sido usada en la Tiza de Austin. 
Fluido de perforación de yacimiento: La
inhibición no es necesaria. Fluidos de
perforación de agua clara, polímero/sal/agua
y bajo contenidos de sólidos.
Limpieza/estimulación: 
Tratamiento ácido.
Fluidos de Perforación de Yacimiento 
Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21A
productividad calculados para medir
los daños a la formación.
Un fluido de perforación de
yacimiento debería tener las siguientes
características: 
1. Control de daños a la formación:
a) El fluido de perforación de
yacimiento no debería contener
arcillas o materiales densificantes
insolubles en ácido que pueden
migrar dentro de la formación y
taponar los poros.
b) Debería estar formulado con
viscosificadores rompibles o
solubles en ácido, materiales de
filtrado y agentes de
taponamiento de tamaño
apropiado, todos los cuales
limitan el filtrado hacia la
formación y aseguran una buena
limpieza.
c) El filtrado debería estar
formulado para impedir que las
arcillas en la zona productiva se
hinchen, migren o taponen la
formación. 
d) El filtrado debería ser compatible
con los fluidos de la formación,
de manera que no cause la
precipitación de las incrustaciones
minerales.
e) El fluido y el filtrado no deberían
modificar las características de la
formación de humectado por
agua a humectado por aceite, o
viceversa.
f) El filtrado no debería formar
emulsiones con los fluidos de la
formación, causando el
taponamiento de la formación.
2. Perforabilidad:
a) El fluido de perforación de
yacimiento debería proporcionar
buena limpieza del pozo,
lubricidad e inhibición.
b) Debería minimizar el
ensanchamiento del pozo y
proporcionar la estabilidad del
pozo.
3. Compatibilidad con los equipos y
procedimientos de completación: 
a) Las partículas deberían tener una
granulometría apropiada para
puentear las gargantas de los
poros de la formación, pero
deben ser suficientemente
pequeñas para pasar a través del
equipo de completación.
b) El fluido debería ser formulado
con materiales solubles en ácido,
agua, oxidantes o solventes que
no causen precipitados ni
emulsiones.
c) Los ruptores deberían ser
compatibles con los fluidos de la
formación y el filtrado del fluido
de perforación de yacimiento.
La vulnerabilidad frente a los
diferentes tipos de daños a la
formación varía considerablemente y
depende del tipo de formación y de las
condiciones del pozo. Algunas
formaciones toleran una variedad de
composiciones de fluido de
perforación de yacimiento más amplia
que otras. Cuando la producción
proviene de fracturas de carbonato,
como en la formación de Tiza de
Austin, grandes cantidades de
materiales insolubles pueden ser
toleradas sin causar una disminución
considerable de la productividad. En
general, los fluidos que invaden estos
tipos de formaciones pueden ser
producidos de nuevo desde el pozo.
Las areniscas de permeabilidad más
baja y los yacimientos de areniscas
agotadas o no consolidadas no toleran
la invasión de fluido o partículas sin
causar grandes daños. Por lo tanto se
requiere un conocimiento detallado de
la formación, permeabilidad, presión
poral, mineralogía y composición de
los fluidos de la formación para
seleccionar el fluido de perforación de
yacimiento apropiado. 
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CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Varios mecanismos perjudiciales limitan
la producción y reducen la cantidad de
reservas recuperables. Algunos de los
más comunes están descritos a
continuación, indicando las posibles
técnicas preventivas.
Taponamiento causado por sólidos.
Las gargantas de poro de la formación
pueden ser taponadas por los sólidos
contenidos en un fluido de perforación
y causar daños a la formación. Estos
sólidos pueden ser materiales añadidos,
tal como las arcillas comerciales,
productos químicos para fluidos de
perforación o sólidos perforados que se
han incorporado en el fluido de
perforación. Los sólidos comprimibles y
deformables, como las arcillas
hidratadas, son los más difíciles (o
imposibles) de eliminar. Además, los
sólidos pueden taponar el conjunto de
completación, limitando la producción.
Para impedir el taponamiento, los
sólidos añadidos a un fluido de
perforación de yacimiento deberían
tener una granulometría apropiada para
puentear las gargantas de poro de la
formación, y deberían usarse
exclusivamente materiales que son
solubles en ácido (ver la Figura 2).
Una granulometría D90 igual a los
diámetros de garganta de poro más
grandes y una concentración de agente
puenteante superior a 2% en volumen
proporcionarán un taponamiento
excelente y una buena base para la
deposición del revoque. El revoque del
fluido de perforación de yacimiento
entrampa los sólidos finos – los cuales
pueden causar considerables daños – e
impiden que éstos entren en la
formación. Si los sólidos contenidos en
el fluido de perforación de yacimiento
son demasiado finos para puentear e
iniciar un revoque en la cara del pozo,
invadirán la matriz del yacimiento y
pueden formar un revoque interno,
resultando en daños a la formación. Es
mucho más fácil eliminar un revoque
en la cara de la formación que dentro de
la formación. Para reducir las
posibilidades de invasión de partículas,
se debe usar un programa agresivo de
control de sólidos para eliminar los
sólidos perforados durante la primera
circulación desde el pozo. Si se permite
que los sólidos perforados circulen de
nuevo, éstos disminuirán de tamaño y
se dispersarán, creando una
acumulación de sólidos finos.
Minimizando el sobrebalance se puede
reducir la profundidad de la invasión de
sólidos, y por lo tanto, la cantidad de
daños a la formación.
Hidratación y/o migración de las
arcillas de la formación. Las
formaciones de arenisca varían de
limpias (conteniendo sólo arena) a muy
sucias (conteniendo cantidades
considerables de arcillas). Estas arcillas
intersticiales pueden hidratarse,
deformarse o migrar, causando daños a
la formación al ser expuestas al filtrado
del fluido de perforación, cemento u
otros fluidos como ácidos y
espaciadores. Esto impide el flujo de los
fluidos del yacimiento durante la
producción. Varios fluidos inhibidores
pueden prevenir el hinchamiento y la
migración de las arcillas de la formación.
Estos incluyen los fluidos base aceite y
sintético, así como los fluidos que son
compatibles con las arcillas de la
formación. Los fluidos de completación
pueden incluir salmueras producidas,
salmueras de alta salinidad y fluidos
base agua que usan cloruro de potasio o
otros aditivos químicos estabilizadores
de arcillas.
Bloqueo de emulsión. Puede
producirse una emulsión de filtrado de
fluido de perforación de yacimiento y
fluido de la formación, causando daños
a la formación y limitando el flujo de
fluidos de yacimiento durante la
Mecanismos de los Daños a la Formación
Figura 2: Comparación de puenteo.
Los sólidos
comprimibles
y
deformables...
son los más
difíciles...de
eliminar.
Puenteo malo
Invasión de lodo
Ningún revoque
Partículas de
lodo
Filtrado
Revoque
Puenteo bueno 
Ninguna invasión de lodo
Fluidos de Perforación de Yacimiento 
Fluidos de Perforación de Yacimiento21A.5 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21A
producción. El bloqueo de emulsión
puede ser causado por sólidos finos en el
filtrado de fluido, unidos a asfaltinas en
el aceite, por agentes tensioactivos o
emulsificantes en el fluido que
emulsifica a los fluidos de la formación,
o por la exposición de ciertos crudos a
un ambiente químico que reacciona
para formar emulsificantes. Los fluidos
base aceite y sintético pueden modificar
la humectabilidad de la formación,
liberando agua para la emulsión. En los
fluidos base agua, se puede probar y
ajustar la compatibilidad del filtrado con
otras formulaciones y no emulsificantes.
Al reducir el filtrado del fluido de
perforación de yacimiento, también se
puede minimizar la profundidad de los
daños potenciales a la formación.
Formación de incrustaciones. La
incompatibilidad química entre el fluido
de perforación de yacimiento y la
formación o los fluidos de la formación
puede causar la formación de un
precipitado (incrustación), resultando en
daños a la formación. El ejemplo más
común de esto es un filtrado con calcio
que reacciona con carbonatos o sulfatos
solubles en los fluidos de la formación,
para formar una incrustación de
carbonato de calcio o calcio (“yeso”).
Conociendo la composición de los
fluidos de la formación y diseñando un
fluido de perforación de yacimiento
compatible, se puede eliminar este
problema potencial.
Tipos y Aplicaciones de Fluidos de Perforación de Yacimiento
Hay una gran variedad de opciones para
seleccionar los fluidos de perforación de
yacimiento. La selección del fluido de
perforación de yacimiento más
apropiado depende no solamente de los
mecanismos de daños potenciales a la
formación, sino también del tipo de
formación a perforar y del método de
completación a usar. La temperatura, la
densidad y los problemas conocidos de
perforación también deben ser
considerados. A continuación se
describen algunas de las posibles
opciones para fluidos de perforación de
yacimiento y las principales aplicaciones
de cada uno.
Fluidos claros con píldoras de
barrido viscosas. Los fluidos de
perforación de yacimiento a base de
agua clara o salmuera pueden ser usados
para las formaciones mecánicamente
competentes que no son afectadas
adversamente por la intrusión de
grandes volúmenes de fluido dentro del
yacimiento. Estos fluidos no
viscosificados suelen ser usados en
calizas y dolomitas fracturadas, así como
en formaciones arrecifales, areniscas
fracturadas y areniscas limpias de baja
permeabilidad. 
Estos fluidos requieren un fluido
turbulento y píldoras de barrido de alta
viscosidad para limpiar correctamente el
pozo. Las píldoras de barrido de alta
viscosidad no deberían contener arcillas
y deben componerse de
Hidroxietilcelulosa (HEC) o goma
xantana (DUO-VIS®, FLO-VIS®).
Se pueden usar floculantes para
precipitar los sólidos perforados en el
sistema de superficie y mantener un
fluido claro. Estos pozos, perforados en
formaciones competentes, son
generalmente completados en pozo
abierto o con una tubería de
revestimiento corta ranurada o
perforada.
Fluidos de HEC. Los fluidos a base de
hidroxietilcelulosa pueden ser usados en
condiciones similares a las condiciones
en que se usan los fluidos claros
descritos anteriormente, i.e. en
formaciones competentes. La HEC
proporciona la capacidad de transporte,
pero tiene una estructura de gel mínima
y malas características de suspensión. La
reología a baja velocidad de corte y las
características de suspensión pueden ser
mejoradas mediante la adición de goma
xantana (DUO-VIS o FLO-VIS). La HEC
viscosificará varios fluidos, desde los
fluidos a base de agua dulce hasta los
fluidos saturados de sal, tal como los
fluidos que contienen cloruros de sodio,
potasio y calcio, así como bromuros de
sodio, calcio y cinc. Sin embargo, la
HEC sólo proporciona un control de
filtrado limitado. Para obtener un mayor
control de filtrado, será necesario usar
aditivos a base de almidón como FLO-
TROL® o POLY-SAL™.
De nuevo, los pozos ubicados en
formaciones competentes son
generalmente completados como pozos
Los sistemas
FLO-PRO
son...diseñados
para la
perforación sin
problemas...
Se puede usar
ácido u
oxidantes
para limpiar...
Fluidos de Perforación de Yacimiento 
CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.6 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
abiertos o con una tubería de
revestimiento corta ranurada o
perforada. Se puede usar ácido u
oxidantes para limpiar la HEC, la goma
xantana y los polímeros de almidón
antes de realizar la producción, si es
necesario.
FLO-PRO.® Los sistemas FLO-PRO son
fluidos de perforación de yacimiento no
dañinos, con un contenido mínimo de
sólidos, desarrollados reológicamente,
diseñados para la perforación sin
problemas de las formaciones
productivas que sufren daños causados
por los fluidos de perforación
convencionales. Este sistema es
especialmente aplicable en pozos
horizontales perforados en yacimientos
no consolidados. Los pozos verticales y
otros tipos de formación también se
benefician del nivel de eficiencia y del
grado de protección proporcionados por
FLO-PRO. Para minimizar los daños a la
formación causados por las arcillas, los
sistemas FLO-PRO usan polímeros para la
reología y el control de filtración. 
Los sistemas FLO-PRO a base de
polímeros tienen una Viscosidad a Muy
Baja Velocidad de Corte (LSRV) ultra-
alta, en comparación con otros sistemas
o fluidos de perforación típicos a base de
arcillas. La alta LSRV proporciona una
excelente suspensión de los recortes en
pozos de alto ángulo y horizontales, y
reduce la erosión del pozo. La alta LSRV
es crítica, no sólo para optimizar la
limpieza del pozo y la eficiencia de la
perforación, sino también para
minimizar la invasión de filtrado y la
invasión de fluido entero dentro de la
formación. La LSRV se mide con un
viscosímetro Brookfield a 0,0636 seg-1
(equivalente a 0,037 RPM con un
viscosímetro VG). Los sistemas FLO-PRO
sólo contienen una cantidad mínima de
sólidos. Los sistemas FLO-PRO son
formulados a partir de una salmuera de
densidad apropiada, usando solamente
una cantidad suficiente de carbonato de
calcio soluble en ácido de granulometría
determinada (mármol molido) o sal de
granulometría determinada para lograr
un buen puenteo de las gargantas de
poro. Estas salmueras no sólo
proporcionan una buena densidad, sino
también inhiben el hinchamiento de las
Molienda Fina Mediana Gruesa
Más fina que malla 40 — — >99%
Más fina que malla 200 — 70 - 80% <20%
Más fina que malla 325 >99% — —
Mediana (µ) 6 - 9 35 - 45 100 - 125
Figura 3: Moliendas de STAR-CARB®.
Los sistemas
FLO-PRO a
base de
polímeros
tienen una
LSRV ultra-
alta...
Figura 4: Selección de salmuera para el rango de densidades de FLO-PRO.
Densidad (lb/gal) 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Agua dulce
Cloruro de potasio
K-52™
Cloruro de sodio
Salmuera típica de campo
Cloruro de calcio
Formiato de sodio
Bromuro de sodio
Formiato de potasio
Bromuro de calcio
Cloruro de calcio/
bromuro de calcio
Bromuro de calcio/
bromuro de cinc
Formiato de cesio
Densidad (lb/gal) 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
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Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.7 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21A
arcillas de la formación.
FLO-VIS®,una goma xantana clarificada
de primera calidad, es el viscosificador
primario. Flo-Trol, un derivado de
almidón, es el agente principal de
control de filtrado. Flo-Trol se combina
sinergéticamente con Flo-Vis® para
proporcionar una mayor viscosidad.
STAR-CARB®, un carbonato de calcio de
granulometría determinada (mármol
molido) se usa como agente puenteante
y es soluble en ácido a más de 98% en
HCl al 15% a 76ºF (24,5ºC) (ver la Figura
3). 
Las formulaciones de FLO-PRO son
flexibles y pueden ser adaptadas a los
yacimientos específicos. Las
formulaciones estándar de FLO-PRO usan
varias salmueras para proporcionar un
rango de densidades de 8,4 a 14,7 lb/gal
sin la adición de sólidos para aumentar
la densidad (ver la Figura 4). La pérdida
de fluido entero hacia la formación se
controla mediante el puenteo rápido y
eficaz de las gargantas de poro con
carbonato de calcio de granulometría
determinada y/o contando con que la
LSRV proporcionada por FLO-PRO
controle la pérdida. La LSRV ha
prevenido la invasión importante de
arenas de hasta 2 darcys con una
presión de sobrebalance de más de
1.000 psi. El puenteo eficaz ha sellado
yacimientos de caliza acidificada y
arenas de hasta 6 darcys. Para los
requisitos de filtrado ultra-bajo, o para
las formaciones que son sensibles a la
invasión de filtrado, FLO-PRO puede ser
formulado con menos FLO-VIS® y más
FLO-TROL, u otros aditivos reductores de
filtración.
Todos los productos usados en los
sistemas FLO-PRO son solubles en ácido,
oxidantes o agua. Después de instalar el
conjunto de completación, el
procedimiento recomendado consiste
en desplazar con una píldora sin sólidos,
luego romper y degradar el revoque con
un oxidante o ruptor de enzimas y
ácido, si es posible, antes de realizar la
producción, para minimizar los daños
potenciales no sólo a la formación, sino
también al conjunto de completación.
FLO-PRO es compatible con todas las
técnicas de completación, incluyendo
las tuberías de revestimiento cortas
ranuradas, las mallas preempacadas y los
filtros de grava en pozo abierto.
Sistemas de sal de granulometría
determinada. Los sistemas de sal de
granulometría determinada (NaCl) se
usan para perforar yacimientos de arena
no consolidada. Estos sistemas se basan
en una salmuera saturada de sal, usando
goma xantana para la viscosidad y una
combinación de almidón y partículas de
sal de granulometría determinada para
el control de filtrado. La elevada
concentración de almidón y los agentes
puenteantes de sal proporcionan un
excelente control de filtrado. Para
mantener el puenteo, el sistema debe
estar saturado de sal. Estos sistemas
tienen un limitado rango de densidades
de 10 a 12 lb/gal. Los sistemas de sal de
granulometría determinada
proporcionan generalmente una
estabilidad aceptable del pozo y de las
temperaturas.
Estos sistemas pueden ser usados con
cualquier tipo de conjunto de
completación. En general se limpian
mediante un procedimiento de dos
pasos: 
• Una imbibición en ácido para destruir
los polímeros, seguido por, 
• Un lavado con agua no saturada para
eliminar las partículas de sal. 
VERSADRIL®/VERSACLEAN®/Sistemas
VERSAMejorados Reológicamente.
Éstos son sistemas base aceite que
pueden ser formulados para tener
características no dañinas a fin de ser
aplicados en la perforación de
yacimiento. VERSADRIL tiene una base de
aceite diesel. VERSACLEAN tiene una base
de aceite mineral. Los sistemas VERSA
mejorados reológicamente están
formulados para tener una LSRV alta
usando VERSAMOD™ o HRP® (en aceite
diesel o mineral), para mejorar la
limpieza en pozos de alto ángulo.
Una de las aplicaciones importantes
de los fluidos base aceite de perforación
de yacimiento es en arenas muy sucias.
Si estas arenas son perforadas con
fluidos base agua, desarrollan un bloque
de agua o son dañadas por el
hinchamiento de las arcillas. Estas
condiciones no se producen en el
filtrado base aceite. Los fluidos base
aceite también proporcionan una
estabilidad de lutitas considerablemente
mejor para los intervalos productivos
FLO-PRO es
compatible
con todas las
técnicas de
completación...
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Fluidos de Perforación de Yacimiento 
CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento 21A.8 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
donde las secciones de lutitas están
intercaladas con la formación
productiva.
Los fluidos base aceite tienen revoques
finos, excelente inhibición y buena
lubricidad. Estas cualidades simplifican
muchos aspectos de los pozos
horizontales que son especialmente
problemáticos. Por ejemplo, la mejor
lubricidad de los fluidos base aceite
permite la perforación de un pozo de
geometría compleja o un largo intervalo
horizontal. Estos pozos no pueden ser
perforados con un fluido base agua.
Las relaciones aceite/agua para estos
fluidos pueden variar de 100/0 a 50/50.
En general, el carbonato de calcio de
granulometría determinada soluble en
ácido, tal como STAR-CARB®, es usado
como agente densificante para los pozos
completados con mallas preempacadas.
Los fluidos de perforación de yacimiento
con carbonato de calcio pueden pesar
hasta 12,5 lb/gal. Para densidades más
elevadas, se debe usar barita, hematita u
otros materiales densificantes (para
formulaciones y aplicaciones especiales),
y el pozo debe generalmente ser
completado con un conjunto que
permita el regreso del material
densificante a través de la tubería de
revestimiento corta ranurada o de la
malla de alambre.
Un desplazamiento de fluido de
completación limpio es crítico para
lograr una remoción eficaz del revoque
producido por un fluido base aceite. Se
requieren agentes tensioactivos y
solventes mutuos para invertir la
humectabilidad del revoque de manera
que pueda ser disuelto por el ácido.
Además, la estimulación por ácido debe
estar diseñada para disolver el revoque
de manera uniforme.
NOVADRIL®/NOVAPLUS®/NOVATEC™. Éstos
son sistemas de lodo base sintético que
pueden ser formulados con
características no dañinas. NOVADRIL es
un sistema a base de polialfaolefina.
Novaplus es un sistema a base de olefina
isomerizada y NOVATEC es un sistema a
base de alfaolefina lineal. Cada uno de
estos sistemas puede ser modificado
reológicamente para tener una LSRV alta
usando NOVAMOD™ o HRP para mejorar
la limpieza en los pozos de alto ángulo.
Los fluidos sintéticos de perforación de
yacimiento proporcionan ventajas
similares a las que son proporcionadas
por los fluidos base aceite descritos
anteriormente. Sin embargo, son
considerablemente más costosos que los
sistemas base aceite comparables. Estos
fluidos están aprobados para la descarga
de recortes costafuera en muchas
regiones alrededor del mundo –
dependiendo de los reglamentos locales.
Los fluidos sintéticos son aplicados en
áreas sensibles desde el punto de vista
ambiental, especialmente cuando la
zona productiva es una arenisca
fácilmente dañada con un alto
contenido de arcillas. El filtrado de los
fluidos base sintético generalmente no
perturba las arcillas intersticiales.
Además, los fluidos base sintético
proporcionan una estabilidad mucho
más alta de las lutitas para los intervalos
productivos donde las secciones de
lutitas están intercaladas con la
formación productiva.
Las relaciones de sintético/agua para
estos fluidos pueden variar de 100/0 a
50/50. En general, se usa carbonato de
calcio de granulometría determinada,como SAFE-CARB®, como agente
densificante para los pozos completados
con mallas preempacadas. Estos fluidos
de perforación de yacimiento con
carbonato de calcio pueden pesar hasta
12,5 lb/gal. Para mayores densidades, se
debe usar barita, hematita u otros
materiales densificantes (para
formulaciones y aplicaciones especiales),
y el pozo debe generalmente ser
completado con un conjunto que
permita el regreso del material
densificante a través de la tubería de
revestimiento corta ranurada o de la
malla de alambre.
Como con los fluidos base aceite, un
desplazamiento de fluido de
completación limpio es crítico para
lograr una remoción eficaz del revoque
producido por los fluidos sintéticos.
También se requieren agentes
tensioactivos y solventes mutuos para
invertir la humectabilidad del revoque
de manera que pueda ser disuelto por el
ácido. Además, la disolución uniforme
del revoque depende del diseño correcto
de la estimulación con ácido. 
Los fluidos
sintéticos son
aplicados en
áreas sensibles
desde el punto
de vista
ambiental...
Los fluidos
sintéticos de
perforación de
yacimiento
proporcionan
ventajas
similares a las
que son
proporcionadas
por los fluidos
base aceite...
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Los fluidos de completación y
rehabilitación son fluidos especializados
que se usan durante las operaciones de
completación de pozo y los
procedimientos de rehabilitación
remediadores. Además de controlar la
presión subsuperficial con la densidad,
estos fluidos también deben minimizar
los daños a la formación durante las
operaciones de completación y
rehabilitación.
El uso de fluidos que causan daños
mínimos a la formación puede resultar
en una producción dramáticamente
mejorada. La mayoría de los yacimientos
son sensibles a cualesquier fluidos que no
sean los fluidos contenidos naturalmente
en ellos. Por lo tanto, cualquier fluido
introducido que sea químicamente y/o
físicamente diferente de los fluidos
naturales de la formación puede causar
daños al yacimiento. Todos los pozos son
vulnerables en cierta medida a los daños
causados a la formación, desde una
reducción ligera de la velocidad de
producción al taponamiento completo
de zonas específicas. El objetivo es usar
un fluido que cause la menor cantidad
posible de daños a la zona productiva, ya
que las posibilidades de daños
permanentes son mayores durante las
operaciones de completación y
rehabilitación que durante la perforación.
Los fluidos de completación son
colocados a través de la zona productiva
seleccionada una vez que el pozo ha sido
perforado, pero antes de ponerlo en
producción. Los fluidos de rehabilitación
son usados durante las operaciones
remediadoras realizadas en pozos
productivos, generalmente para tratar de
aumentar o extender la vida económica
del pozo. 
Las funciones de los fluidos de
completación y rehabilitación son las
siguientes:
• Controlar las presiones subsuperficiales.
• Minimizar los daños a la formación.
• Mantener la estabilidad del pozo.
• Controlar el filtrado hacia la formación.
• Transportar los sólidos.
• Mantener propiedades estables del
fluido.
Los tipos de fluidos de completación y
rehabilitación pueden ser clasificados de
la siguiente manera:
• Salmueras claras sin sólidos.
• Salmueras viscosificadas por polímeros
con agentes puenteantes/densificantes.
• Otros fluidos: base aceite, base agua,
lodos convertidos, espuma.
Las salmueras claras sin sólidos son los
fluidos más usados en las operaciones de
completación y rehabilitación. Las
salmueras también son viscosificadas con
polímeros y pueden incorporar sólidos
que pueden ser disueltos más tarde, tal
como carbonato de calcio soluble en
ácido (SAFE-CARB®) o sal de cloruro de
sodio de granulometría determinada,
para aumentar la densidad o el puenteo a
fin de limitar las fugas (filtrados e
invasión del yacimiento). Las salmueras
inorgánicas a base de cloruros y
bromuros son las salmueras de
completación y rehabilitación más
usadas. Recientemente se han
introducido salmueras orgánicas a base
de formiato como alternativas. Los otros
fluidos que pueden ser usados están
generalmente relacionados con lodos
más convencionales, aunque éstos
también pueden ser formulados con
agentes puenteantes/densificantes
solubles en ácido.
El criterio de selección principal para
un fluido de completación o
rehabilitación adecuado es la densidad.
La temperatura de la salmuera siempre
debe ser medida y registrada cuando se
verifica la densidad del fluido, y la
densidad debe ser corregida para la
temperatura estándar de 70ºF que se usa
para reportar los valores medidos. Las
densidades de las salmueras claras
comunes están indicadas en la Figura 1.
Introducción
Figura 1: Rango de densidades para salmueras claras.
NH4Cl
KCl
NaCl
NaCOOH
CaCl2
NaBr
KCOOH
CaBr2
CsCOOH
ZnBr2/
CaBr2
Solución de base
Máximo
8 10 12 14 16 18 20 22
Densidad (lb/gal)
Las
salmueras
claras sin
sólidos son
los fluidos
más
usados...
El objetivo es
usar un
fluido que
cause la
menor
cantidad
posible de
daños a la
zona
productiva...
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
OBSERVACIÓN: Las temperaturas altas
causan la expansión térmica de las
salmueras, produciendo una reducción de la
densidad y presión hidrostática. Los efectos
de la temperatura y de la presión deben ser
considerados durante la selección de una
salmuera con una densidad apropiada para
los fluidos de completación y rehabilitación. 
Los fluidos de perforación de
yacimiento constituyen una categoría
relacionada de fluidos, los cuales se usan
para perforar y completar secciones
especiales del yacimiento, tal como los
pozos horizontales (descritos
detalladamente en el capítulo sobre
Fluidos de Perforación de Yacimiento).
Los fluidos de perforación de yacimiento
deben proporcionar los requisitos
multifuncionales de los fluidos de
perforación; sin embargo, también
deben minimizar los daños a la
formación y ser compatibles con la
formación y los métodos de
completación usados.
Los fluidos de empaque son colocados
dentro del espacio anular de un pozo y
permanecen encima del empaque
durante toda la vida del pozo. Los
fluidos de empaque son generalmente
salmueras de completación modificadas
o lodos de perforación acondicionados.
Éstos son seleccionados y formulados
por varias razones: (1) para que no sean
corrosivos para la tubería de
revestimiento o los materiales tubulares
de producción, (2) para que los
materiales densificantes (u otros sólidos)
no se sedimenten encima del empaque,
y (3) para que permanezcan estables y
no se solidifiquen después de largos
periodos.
Aunque la producción exitosa de
petróleo y gas desde un yacimiento de
petróleo suponga muchos
procedimientos importantes, quizás
ninguno sea más importante que la
completación propiamente dicha del
pozo. Una vez que un pozo ha sido
perforado, sólo hay una oportunidad
para completarlo correctamente. La
completación afecta todos los eventos
subsiguientes durante toda la vida
productiva del pozo.
El fluido usado durante la
completación de un pozo tiene un
gran impacto sobre la conservación del
potencial para lograr una producción
satisfactoria. Es crítico que el método
de completación y los requisitos del
fluido coincidan con las características
de la formación.
Completar un pozo consiste
básicamente en prepararlo para
producir petróleo y/o gas. El método
de completación más común consta
de los siguientes pasos:
1. Meter y cementar la tubería de
revestimiento de producción dentro
del pozo. 
2. Instalar válvulas de control de flujo
en el cabezal del pozo y meter la
tubería de producción en el pozo,
sellándola dentro de la tubería de
revestimiento con un empaque.
3. Perforar el pozo frente a la zona
productiva y comenzar la
producción. 
Una completación típica de pozo
incluye los siguientes subcomponentes
(ver la Figura 2): 
1.Un conjunto de cabezal de pozo
que sella y controla la presión del
pozo y los flujos en la superficie
(válvulas, carretes y bridas).
2. Una disposición de la tubería de
revestimiento y de la tubería de
producción que proporcione un
aislamiento zonal y permita que los
fluidos fluyan desde la zona
productiva hasta la superficie.
3. Un conjunto de completación de
fondo que selle y proporcione el
control sobre la zona productiva.
Perspectiva General de la Completación del Pozo
Es crítico que
el método de
completación
y los requisitos
del fluido
coincidan con
las
características
de la
formación.
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Figura 2: Varias opciones de completación de pozo (modificado según Petroleum Production Operations).
Cabezal del pozo
Materiales tubulares
Fondo del pozo
Tubería de producción
Tubería de revestimiento
perforada con empaque
Tubería de revestimiento corta
ranurada/control de arena en pozo
abierto
Pozo abierto Tubería de revestimiento
perforada
Tubería de revestimiento
perforada con empaque
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Tubería de
producción
Serie de
varillas
Tubería de
producción
Cable
eléctrico
Tubería de
producción
Bomba
de varilla
Válvulas
de
extracción
artificial
por gas
Bomba de
fondo
Pozo entubado
Flujo natural Bombeo artificial
Petróleo Gas Bomba de varilla de
succión
Extracción artificial por
gas
Bomba de fondo
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Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Minimizar la reducción de la
permeabilidad cerca del pozo es
imprescindible para el éxito de cualquier
completación de pozo, así como para
mantener la productividad del pozo.
Cualquier actividad, material o
circunstancia que reduzca la
permeabilidad de un yacimiento
productivo respecto al flujo de
hidrocarburos se puede clasificar como
daño a la formación. Los pozos que
requieren el control de arena son
especialmente vulnerables a daños cerca
del pozo, ya que la técnica principal
para controlar la producción de arena –
filtro de grava – requiere que los fluidos
potencialmente dañinos y la arena del
filtro de grava hagan contacto con el
yacimiento. La mejor manera de lograr
una completación exitosa es
minimizando los daños a la formación–
desde el momento en que la barrena
entra en la zona productiva hasta que el
pozo comienza a producir.
Los mecanismos de daños se pueden
clasificar en las siguientes categorías
generales:
• Hinchamiento de arcillas o
migración de finos
• Invasión de sólidos.
• Cambios de humectabilidad.
• Reacciones químicas – precipitación
de incrustaciones.
• Emulsión o bloques de agua.
La magnitud de los daños causados
por estos mecanismos depende de la
formación y del fluido usado durante
las operaciones de rehabilitación o
completación. Para determinar el tipo
de fluido más eficaz o más conveniente
a usar en un pozo, se debe tomar en
cuenta su vulnerabilidad frente a los
daños a la formación. Para la mayoría
de los yacimientos, los costos
adicionales relacionados con el uso de
un fluido de completación a base de
salmuera clara serían compensados por
la reducción de los daños a la
formación y el aumento de la
producción. 
Los daños a la formación suelen
expresarse numéricamente mediante
un Factor de “Piel” (S) sin unidad. S es
positivo para una formación dañada y
negativo para una formación mejorada.
Este valor se calcula a partir de las
pruebas de producción que miden los
cambios de permeabilidad y la
profundidad radial de la zona alterada.
Otra medida de la productividad y de
los daños a la formación es el Índice de
Productividad (PI).
Daños a la Formación
En muchos casos, la remoción completa
de todos los sólidos del fluido de
completación y/o rehabilitación
reducirá los daños a la formación. Las
salmueras claras sin sólidos son los
fluidos de completación y
rehabilitación no dañinos más
comunes. Las salmueras usadas en
aplicaciones de completación/
rehabilitación son mezclas de dos o tres
compuestos de sal diferentes. Las
salmueras son soluciones absolutas, o
sea que sólo contienen agua y sales
disueltas (iones), sin sólidos no
disueltos. Las soluciones absolutas
pueden ser filtradas sin eliminar la sal
disuelta o los sólidos disueltos.
Las sales usadas comúnmente
incluyen: mezclas de cloruro de sodio
(NaCl), bromuro de sodio (NaBr),
cloruro de amonio NH4Cl), cloruro de
potasio (KCl), cloruro de calcio (CaCl2),
bromuro de calcio (CaBr2) y bromuro
de cinc (ZnBr2). Estas sales pueden ser
usadas solas o mezcladas en
combinaciones específicas para formar
una salmuera con las propiedades
requeridas. Cada sal es soluble en agua
y produce una salmuera clara al
disolverse – siempre y cuando esté por
debajo del punto de saturación. Las
mezclas de la solución de sal deben ser
seleccionadas de manera que sean
químicamente compatibles unas con
otras.
Las ventajas del uso de salmueras
claras son que estas soluciones:
• No contienen sólidos.
• Son inhibidoras.
Salmueras Claras
Minimizar la
reducción 
de la
permeabilidad
cerca del 
pozo es
imprescindible
para el éxito
de cualquier
completación
de pozo...
Las mezclas de
la solución de
sal deben ser
seleccionadas
de manera que
sean
químicamente
compatibles
unas con
otras.
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.5 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
• Están disponibles en un amplio
rango de densidades.
• Con capacidad de ser Recuperadas
para reutilizarlas.
• Son muy usadas y muy conocidas.
Los factores que deben ser
considerados para la selección de una
salmuera clara adecuada para las
operaciones de completación y
rehabilitación incluyen:
• Densidad del fluido.
• Temperatura del pozo.
• Temperatura de cristalización.
• Compatibilidad de los fluidos de la
formación.
• Control de corrosión.
• Características relacionadas con la
Salud, la Seguridad y el Medio
Ambiente (HSE).
• Aspectos económicos.
DENSIDAD
Como se mencionó anteriormente, el
criterio principal para la selección del
fluido es la densidad. La presión y la
temperatura de la formación deben ser
determinadas o calculadas antes de
seleccionar un fluido o cualquier otro
producto químico para el
mantenimiento del pozo. La densidad
del fluido suele ser seleccionada de
manera que exceda la presión del
yacimiento más un margen de
seguridad predeterminado. Los niveles
de sobrebalance que suelen ser usados
son 200 psi (13,6 bar) para pozos de
petróleo y 300 psi (20,4 bar) para pozos
de gas. Esto debería ser suficiente para
impedir que los fluidos de la formación
entren en el pozo debido a la presión
de pistoneo creada por el movimiento
de la barrena.
En algunos casos, los pozos son
perforados en condiciones de
desbalance de presión. El nivel de
presión diferencial es importante para
crear perforaciones abiertas sin daños.
La experiencia de campo anterior
constituye la mejor guía para
seleccionar el balance óptimo de
densidades. Si la completación está
desbalanceada, no es necesario que el
fluido controle toda la presión
subsuperficial, sino solamentela que
sea necesaria para permitir que el
equipo de superficie controle la
porción desbalanceada de la presión
del yacimiento. Si la completación
está balanceada o sobrebalanceada,
entonces la densidad del fluido debe
ser igual o mayor que la presión de la
formación.
Si se ha tomado la decisión de
perforar con un desbalance de presión,
se recomienda usar los criterios de Bell
(1984). Para seleccionar un nivel
apropiado de desbalance de presión,
ver la Tabla 1.
Desbalance Requerido 
Permeabilidad (psi [bar])
(md) Petróleo Gas
>100 200 - 500 1.000 - 2.000
(13,6 - 34) (68 - 136)
<100 1.000 - 2.000 2.000 - 5.000
(68 - 136) (136 - 340)
Tabla 1: Nivel recomendado de desbalance de presión
(según Bell).
...el criterio
principal
para la
selección del
fluido es la
densidad.
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.6 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
TEMPERATURA
La temperatura de fondo, durante
condiciones estáticas y de circulación, es
un factor importante durante la
selección de un fluido y productos
químicos para el mantenimiento del
pozo. Todos los fluidos de
mantenimiento del pozo serán afectados
por la temperatura. La densidad de una
salmuera disminuye cuando la
temperatura aumenta, debido a la
expansión volumétrica térmica del
fluido. Como soluciones absolutas, las
salmueras son especialmente vulnerables
a los cambios de densidad con la
temperatura. Si la presión hidrostática
de una columna de fluido disminuye
debido a la expansión térmica, puede
que sea difícil controlar el pozo. La
densidad de la salmuera debe ser
corregida para tomar en cuenta la
temperatura y la presión. La
temperatura también afecta la
estabilidad de varios aditivos, así como
la velocidad de corrosión. Puede que sea
necesario cambiar los aditivos o
inhibidores de corrosión estándar, según
la temperatura de fondo y el periodo de
exposición anticipado. A fines de
ilustración, la Figura 3 muestra el efecto
de la temperatura sobre la densidad de
CaCl2 a la presión atmosférica.
TEMPERATURA DE CRISTALIZACIÓN
La temperatura ambiente estacional
debe ser considerada cuando se
selecciona un fluido de completación
o rehabilitación. Si la temperatura
disminuye demasiado para el fluido
seleccionado, éste se cristalizará o
congelará. Cada solución de salmuera
tiene un punto de cristalización o
congelación. Se usan tres métodos de
prueba y medidas diferentes del punto
de cristalización diferentes (ver la
Figura 4).
• Primer Cristal que Aparece (FCTA).
Temperatura a la cual los primeros
cristales visibles empiezan a formarse a
medida que la solución se enfría. Se
trata del punto más bajo de la curva de
cristalización. Esto incluye
generalmente el “sobreenfriamiento” o
enfriamiento por debajo de la
temperatura de cristalización efectiva.
• Temperatura Absoluta de
Cristalización (TCT). Cuando se
produce la cristalización, la
temperatura de la solución aumenta
bruscamente, estabilizándose a un
valor constante antes de seguir
enfriándose (mostrando un cambio en
la pendiente de la curva de
cristalización). Esta mayor
temperatura “más plana” que ocurre
una vez que los cristales se han
formado durante el ciclo de
enfriamiento, está relacionada con la
termodinámica de la cristalización.
Este “salto” de la temperatura es más
marcado en las sales de calcio.
• Último Cristal Que Se Disuelve
(LCTD). Después de que los cristales
se hayan formado, si se permite que
la solución se caliente, la curva de
calentamiento mostrará un cambio
de pendiente cuando los últimos
cristales absorbentes de calor
desaparecen a la temperatura de
Figura 4: Designaciones del punto de cristalización.
60
55
50
45
40
35
Tiempo 
G
ra
do
s 
(°
F)
Enfriamiento
Calentamiento
Temperatura Absoluta de
Cristalización (TCT)
Primer Cristal
que Aparece
(FCTA)
Último
Cristal
Que Se
Disuelve
(LCTD)
Cada solución
de salmuera
tiene un
punto de
cristalización
o congelación.
Todos los
fluidos de
mantenimiento
del pozo serán
afectados por
la
temperatura.
Figura 3: Reducción de la densidad debido a la
expansión térmica (CaCl2).
12,0
11,5
11,0
10,5
10,0
9,5
9,0
8,5
8,0
7,5
7,0
Densidad @ 60°F
11,6 
11,2
10,8
10,4
10,0
9,6
9,2
8,8
8,34
60 100 150 200 250 300 350
Temperatura (°F)
D
en
si
da
d 
(l
b/
ga
l)
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.7 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
LCTD. La temperatura de LCTD es
fuertemente afectada por la
contaminación con trazas de otras
sales.
Una vez que se ha determinado el
punto de cristalización de un fluido,
es razonable suponer que el fluido no
se cristalizará o congelará a una
temperatura más alta que la
temperatura de LCTD. Muchos
operadores especifican una TCT de 15
a 20ºF por debajo de la temperatura
más baja a la cual una salmuera estará
expuesta. Como los cristales de sal
tienen un volumen específico más
pequeño que la salmuera, las
salmueras no se expanden durante la
cristalización. Por lo tanto, las líneas
de fluido, las válvulas o los cabezales
de las bombas no se romperán, como
pueden hacerlo cuando el agua se
congela.
Varias mezclas de sal pueden ser
formuladas para una densidad en
particular, cada una teniendo una
temperatura de cristalización diferente.
En general, las salmueras de
temperatura de cristalización más baja
serán más costosas. La salmuera más
económica suele ser la formulación
que tiene el punto de cristalización
seguro más alto. La Figura 5 ilustra la
temperatura de cristalización del
cloruro de calcio con respecto al
aumento de la densidad o de la
concentración (% en peso) de sal.
Cuando la concentración de sal
aumenta, la temperatura de
cristalización disminuye hasta el punto
eutéctico. En este intervalo, la
temperatura de cristalización indica el
punto por debajo del cual los cristales
de hielo de agua dulce se forman,
produciendo una salmuera con una
mayor concentración de sal. El punto
eutéctico es la temperatura de
cristalización más baja posible, y está
indicada por un punto de inflexión. A
concentraciones de sal por encima del
punto eutéctico, la temperatura de
cristalización indica la precipitación de
los cristales de sal (no el hielo).
Se usan formulaciones especiales de
salmuera para tomar en cuenta los
cambios estacionales de la
temperatura. Las mezclas de verano
son fluidos que pueden ser usados en
climas más cálidos. Sus puntos de
cristalización varían de
aproximadamente 45 a 68ºF (7 a
20ºC). Las mezclas de invierno se usan
en climas más fríos y tienen puntos de
cristalización que varían desde
aproximadamente 20º a menos de 0ºF
(-7 a -18ºC). A veces se requieren
formulaciones especiales para
proporcionar una mezcla intermedia
con un punto de cristalización
comprendido entre los puntos de
cristalización de las mezclas de verano
y de invierno. La Figura 6 indica las
temperaturas de cristalización para
varias salmueras, a diferentes
temperaturas.
Figura 5: Efecto de la densidad sobre la temperatura de
cristalización (CaCl2). 
50
45
30
15
0
-15
-30
-45
-50
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
Cristales de
hielo y
salmuera
Punto
eutécticoSalmuera
clara
9,0 9,5 10,0 10,5 11,0 11,5
Densidad (lb/gal)
Te
m
pe
ra
tu
ra
 (
°F
)
Te
m
pe
ra
tu
ra
 (
°C
)
Cristales
de sal y
salmuera
El punto
eutéctico es la
temperatura
de
cristalización
más baja
posible...
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.8 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Las salmueras preparadas
correctamente están esencialmente
libres de sólidos y su densidad
depende exclusivamente de las sales
disueltas. Una medida de la limpieza
(falta de sólidos) de una salmuera es
su turbidez (lo contrario de claridad).
La turbidez se mide con instrumentos
fotodispersores llamados
turbidímetros, y la unidad de
medición de la turbidez es la Unidad
de Turbidez Nefelométrica (NTU).
Incluso el pozo y la columna de
perforación más limpios introducirán
sólidos dentro de unfluido de
completación y rehabilitación, lo cual
puede causar daños a la formación.
Por este motivo, estos fluidos claros
son generalmente filtrados durante el
proceso de completación y durante el
reacondicionamiento para eliminar
los sólidos y mejorar la claridad
(reducir las NTUs). Ver también la
sección sobre Filtración, más adelante
en este capítulo.
COMPATIBILIDAD CON LA FORMACIÓN
La compatibilidad química del fluido
de completación con la formación
constituye un criterio importante de
su selección. Formación se refiere a las
rocas, el agua y los hidrocarburos de
la formación. La incompatibilidad
puede causar daños a la formación
que resultan en la pérdida de
productividad o la necesidad de
tratamientos remediadores.
Figura 6: Temperaturas de cristalización de las salmueras claras.
+80
+60
+40
+20
0
-20
-40
-60
KCl
NaCl CaCl2 CaBr2 - CaCl2
Salmueras
CaBr2 - CaCl2
Salmueras
ZnBr2 - CaBr2 - CaCl2
M
ez
cl
as
 d
e 
14
.2
 C
aB
r 2
+ 
19
.2
 Z
nB
r 2
C
aB
r 2
C
aC
l 2
C
aC
l2
N
aB
r
Sal +
solución
NaBr
N
aC
l
KCl
ZnBr2 - CaBr2 - CaCl2
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Densidad (lb/gal)
Te
m
pe
ra
tu
ra
 (
°F
)
C
aBr
2
La
incompatibilidad
puede causar
daños a la
formación...
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.9 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
COMPATIBILIDAD CON LAS ARCILLAS DE
LA FORMACIÓN
La preocupación principal es
determinar si una salmuera de
completación causará el hinchamiento,
la desfloculación y/o la migración de
las arcillas de la formación,
especialmente en arenisca “compacta”
de alto contenido de arcillas. El
hinchamiento y la migración de arcillas
pueden bloquear las aberturas de poro.
Ambos mecanismos pueden hacer que
las partículas de arcilla se separen unas
de otras y de las paredes de poro, y
bloqueen las aberturas de poro. El
taponamiento de la garganta de poro
causado por la migración de arcillas es
el mecanismo de daños a la formación
más común relacionado con las arcillas.
Para prevenir el hinchamiento de las
arcillas, la salmuera de completación
debe tener una composición y una
concentración de sales que sean
compatibles con la formación en
particular. Algunas sales son mejores
estabilizadores de arcillas que otras, y
pueden prevenir el hinchamiento y la
migración de las arcillas. Dos sales
inhibidoras que son frecuentemente
usadas en agua salada para las
completaciones son NH4Cl al 3% o
KCl al 3%.
COMPATIBILIDAD CON EL AGUA DE LA
FORMACIÓN
Aquí, la preocupación principal es la
formación de incrustaciones debido a
las reacciones químicas entre las
salmueras de completación y el agua
de la formación. Las incrustaciones
son depósitos de minerales
inorgánicos. Las incrustaciones
pueden formarse debido a la mezcla
de aguas incompatibles, cambios de
solubilidad con la temperatura,
cambios de solubilidad con la presión
y la evaporación del agua. Las
incrustaciones son generalmente
causadas por la precipitación de
cationes multivalentes como el calcio
(Ca2+), magnesio (Mg2+) e hierro (Fe3+).
Estos cationes pueden reaccionar con
los aniones sulfato (SO42
–) y carbonato
(CO32
–) para afectar la permeabilidad. 
COMPATIBILIDAD CON EL CRUDO Y EL
GAS NATURAL DE LA FORMACIÓN
En este caso, la preocupación principal
es la formación de emulsiones de
aceite/agua y/o cieno, los cuales pueden
bloquear los poros y causar daños a la
formación. Las emulsiones, cuando se
permite que se formen, también
pueden causar problemas en el
procesamiento de la producción en la
superficie. La incompatibilidad de la
salmuera/crudo es especialmente
importante cuando se usan salmueras
pesadas (pH bajo) y durante la
estimulación con ácido. El gas natural
puede contener considerables
cantidades de CO2 que causan la
precipitación de carbonato de calcio al
ser mezcladas con una salmuera de pH
alto que contiene calcio.
El
hinchamiento
y la migración
de arcillas
pueden
bloquear las
aberturas de
poro.
Las
incrustaciones
son
generalmente
causadas por
la precipitación
de cationes
multivalentes...
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.10 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Las soluciones de sal suelen ser muy
corrosivas. El oxígeno disuelto es el
agente corrosivo principal en fluidos
de completación a base de salmueras
de cloruro o bromuro de sodio,
potasio o calcio. La solubilidad del
oxígeno en estas salmueras disminuye
a medida que la concentración de sal
se acerca al punto de saturación.
Aunque la salmuera pueda contener
oxígeno disuelto inicialmente, si ésta
no circula durante la completación de
una manera que permita reponer el
oxígeno disuelto, la velocidad de
corrosión disminuirá a medida que se
agota el oxígeno.
Normalmente, los secuestrantes de
oxígeno no son necesarios para los
fluidos de salmuera que no serán
puestos en circulación. Para las
salmueras puestas en circulación, se
sugiere inyectar un secuestrante de
oxígeno tal como SAFE-SCAV® Na o SAFE-
SCAV® Ca dentro de la corriente de
flujo, usando una bomba contadora, y
aumentar el pH a 8,5, si es posible.
Las mezclas de bromuro de zinc de
alta densidad son usadas en
situaciones de presión muy alta para
lograr el control del pozo. Estas
salmueras tienen un pH bajo.
Aumentar el pH sería perjudicial,
causando la precipitación. La acidez
del zinc puede causar una corrosión
grave, a menos que se proporcione
una protección adecuada con un
inhibidor de corrosión apropiado. La
mayoría de las salmueras de
completación con bromuro de zinc
usadas en el campo petrolífero
contienen un inhibidor de corrosión a
base de tiocianato (u otra base de
azufre) que forma una película
protectora sobre la superficie del
acero.
Además de los costos relacionados
con la corrosión propiamente dicha, el
hierro soluble producido por el
proceso de corrosión puede causar
daños a la formación y contaminará
una salmuera sin sólidos. Si el hierro
soluble hace contacto con el agua
irreductible de la formación, un
precipitado puede formarse,
reduciendo la permeabilidad efectiva.
El tratamiento de un fluido de
completación para la contaminación
de hierro durante el proceso de
recuperación supone generalmente la
adición de una fuente de hidróxido
(soda cáustica o cal) para iniciar la
precipitación, flocular los sólidos, y
luego filtrar el precipitado. También se
pueden usar ciertos productos
químicos oxidantes. Este proceso de
recuperación es difícil de realizar y
requiere mucho tiempo, y
normalmente no se lleva a cabo en el
equipo de perforación.
Corrosión
CLORURO DE AMONIO (NH4Cl)
El cloruro de amonio en polvo es una
sal inorgánica, cristalina, seca, de alta
pureza, usada ocasionalmente debido a
sus capacidades de estabilización e
inhibición de hinchamiento de
arcillas, durante las operaciones de
rehabilitación y completación. Está
disponible comercialmente como
material seco en sacos, y puede
formular fluidos claros con una
densidad de hasta 9,0 lb/gal (SG 1,08).
Se usa con mayor frecuencia (de 2 a
7%) en otros fluidos de completación
de agua clara, como estabilizador de
arcillas y lutitas en filtros de grava y
operaciones de acidificación, donde su
compatibilidad con el ácido
fluorhídrico es beneficiosa.
CLORURO DE POTASIO (KCl)
El cloruro de potasio es de uso
extendido, debido a su capacidad para
inhibir las lutitas. Está disponible
comercialmente como sal inorgánica
cristalina, seca, de alta pureza. Puede
ser usado para formular fluidos claros
con una densidad de hasta 9,7 lb/gal
(SG 1,16). Se usa frecuentemente (de 2
a 7%) en otros fluidos de
completación de agua clara tales como
los fluidos de agua salada o de cloruro
Sistemas de Salmuera
El oxígeno
disuelto es el
agente
corrosivo
principal...
...el hierro
soluble...puede
causar daños
a la formación
y contaminará
una salmuera
sin sólidos.
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.11 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
de sodio,como estabilizador de
arcillas y lutitas. 
CLORURO DE SODIO (NaCl)
El cloruro de sodio, o sal de cocina, un
producto químico comercial fácil de
conseguir, es un producto económico
para la formulación de fluidos claros
de rehabilitación y completación con
densidades de hasta 10 lb/gal (1,20
SG). Las salmueras de cloruro de sal y
la sal en sacos son fáciles de conseguir
por todo el mundo. En general se
puede obtener una salmuera líquida
básica de cloruro de sodio con una
densidad de 10 lg/gal (SG 1,20) y una
TCT de aproximadamente 23ºF. En
áreas donde las soluciones de salmuera
no son fáciles de conseguir, éstas
pueden ser preparadas a partir de sal
de cloruro de sodio seca en sacos, de
alta calidad. Las aplicaciones del
cloruro de sodio en los fluidos de
perforación incluyen: aumentar la
densidad, aumentar la inhibición de
lutitas reduciendo la actividad del
agua, reducir la disolución de sal
durante la perforación de secciones de
sal de halita, reducir el punto de
congelación de los fluidos base agua y
reducir el potencial de formación de
hidratos de gas.
FORMIATO DE SODIO (NaCOOH)
El formiato de sodio es un producto
químico comercial que ha logrado ser
aceptado como alternativa a las
salmueras de cloruro. Puede ser usado
en operaciones de rehabilitación y
completación que requieren fluidos
claros con una densidad de hasta 11,0
lb/gal (1,32 SG) y como líquido de
base para los fluidos de perforación.
Para muchas aplicaciones, se
considera que las salmueras a base de
formiato tienen mejores
características de HSE (Salud,
Seguridad y Medio Ambiente) que las
salmueras de cloruro y bromuro. Las
salmueras de formiato también
proporcionan una excelente
estabilización térmica a los polímeros
naturales usados como
viscosificadores. El formiato de sodio
está disponible como material seco en
sacos y como líquido de base.
CLORURO DE CALCIO (CaCl2)
El cloruro de calcio puede ser usado
para preparar fluidos claros con una
densidad de hasta 11,8 lb/gal (SG 1,41)
o puede ser mezclado con salmueras
más pesadas para aplicaciones de mayor
densidad. La salmuera líquida de cloruro
de calcio está disponible a 11,6 lb/gal
(SG 1,39) con una TCT de
aproximadamente 34ºF, o puede ser
formulada a partir de granos o polvo
seco en sacos. En general debería usarse
cloruro de calcio anhidro (94 a 97% de
granos o 95% de polvo). Estos productos
secos deberían ser seleccionados con
esmero, para asegurarse de que no
contienen contaminantes como el
hierro u otros metales pesados.
El cloruro de calcio tiene un calor de
solución positivo; esto significa que se
produce calor cuando se agrega cloruro
de calcio seco al agua. En realidad, el
calor producido puede ser suficiente
para hacer hervir el agua. Por lo tanto, la
cantidad de cloruro de calcio requerida
para obtener la densidad deseada
debería ser determinada antes de
preparar la solución, ya que la densidad
resultante será inferior a temperaturas
altas. Durante la preparación de
salmueras de cloruro de calcio con sal
seca, la sal seca debe ser añadida muy
lentamente para evitar la ebullición.
Además, se debe proteger la piel contra
el contacto y la deshidratación que
puede causar quemaduras graves. Las
soluciones de cloruro de calcio recién
preparadas son ligeramente alcalinas y
son consideradas ligeramente corrosivas.
Un inhibidor de corrosión ayudará a
reducir la velocidad de corrosión.
Debido al calcio divalente, deberían
tomarse medidas para asegurar la
compatibilidad con los fluidos del
yacimiento.
BROMURO DE SODIO (NaBr)
La salmuera de bromuro de sodio se
usa como salmuera clara de
completación y rehabilitación para una
densidad de hasta 12,8 lb/gal (SG 1,53).
Aunque sea más costosa, se usa como
alternativa a las salmueras a base de
calcio cuando las aguas de la formación
tiene altas concentraciones de iones
bicarbonato y sulfato. Se puede obtener
una amplia gama de densidades
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
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Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.12 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
mezclando la salmuera de bromuro de
sodio con otras salmueras. El bromuro
de sodio suele ser mezclado con cloruro
de sodio para producir salmueras de
densidad intermedia (10 a 12,5 lb/gal).
Está disponible como líquido de base a
12,5 lb/gal (SG 1,50) y como sal en
polvo seco en sacos. 
FORMIATO DE POTASIO (KCOOH)
El formiato de potasio está disponible
como fluido claro de base que puede
ser usado en operaciones de
rehabilitación y completación que
requieren una densidad de hasta 13,2
lb/gal (SG 1,58), y como líquido de
base para los fluidos de perforación.
El formiato de potasio es un producto
de disponibilidad limitada que fue
introducido como alternativa a las
salmueras de cloruro o bromuro. Se
considera que las salmueras a base de
formiato tienen mejores
características de Salud, Seguridad y
Medio Ambiente (HSE) que las
salmueras de cloruro y bromuro, para
muchas aplicaciones. Aunque sean
más costosas que otras salmueras, las
salmueras de formiato de potasio
tienen excelentes efectos de
estabilización térmica sobre los
polímeros naturales, y el ion potasio
proporciona excelentes características
de estabilización de las arcillas e
inhibición del hinchamiento de las
lutitas.
BROMURO DE CALCIO (CaBr2)
Las soluciones de bromuro de calcio
pueden ser preparadas hasta una
densidad de 15,5 lb/gal (SG 1,85). El
bromuro de calcio está generalmente
disponible como producto líquido de
base de 14,2 lb/gal (SG 1,40), con una
TCT de aproximadamente 0ºF (-18ºC).
También está disponible como sal en
polvo en sacos. El bromuro de calcio
suele ser mezclado con líquido de
cloruro de calcio, o se le agrega sal de
cloruro de calcio seco para mejorar su
flexibilidad y sus características
económicas. Como el cloruro de
calcio, el bromuro de calcio tiene un
calor de solución positivo y es
hidroscópico. Deberían tomarse
precauciones similares.
FORMIATO DE CESIO (CsCOOH)
Se está produciendo formiato de cesio
como líquido de base de 19,7 lb/gal
(SG 2,36). Se considera que las
salmueras a base de formiato tienen
mejores características de Salud,
Seguridad y Medio Ambiente (HSE)
que las salmueras de cloruro, bromuro
y zinc, para muchas aplicaciones.
Aunque sean muy costosas, las
salmueras de formiato de cesio
presentan ciertas ventajas con respecto
al bromuro de zinc, tal como la
reducción de la corrosión. El formiato
de cesio también produce excelentes
efectos de estabilización térmica en los
polímeros naturales, y produce la
estabilización de las arcillas y la
inhibición del hinchamiento de las
lutitas. El cesio se puede considerar
como producto tóxico para las
descargas marinas.
BROMURO DE ZINC (ZnBr2/CaBr2)
La salmuera de bromuro de
zinc/bromuro de calcio, generalmente
llamada bromuro de zinc, está
disponible como líquido de base con
un peso de 19,2 lb/gal (SG 2,29). Se
compone al 54,5% de bromuro de zinc
y al 19,5% de bromuro de calcio, con
una TCT de aproximadamente 10ºF. Es
muy costosa y se mezcla
frecuentemente con cantidades
adicionales de bromuro de calcio o
cloruro de calcio para mejorar su
flexibilidad y sus características
económicas. La densidad máxima para
las mezclas de bromuro de zinc es de
20,5 lb/gal (SG 2,46). El bromuro de
zinc tiene un pH muy bajo – de 4,5
para una mezcla de 16,0 lb/gal (SG
1,92) a aproximadamente 1,5 para la
mezcla debase de 19,2 lb/gal (SG
2,29); por lo tanto debe ser manejada
con mucho cuidado. También es muy
corrosiva. La descarga de zinc al medio
ambiente suele estar limitada, de
acuerdo con los reglamentos locales
sobre el medio ambiente. Debido a la
alta concentración de sales disueltas y
al pH bajo, las salmueras de bromuro
de zinc deben ser manejadas con
muchísimo cuidado, usando los
mismos equipos de protección
personal que son requeridos para los
productos químicos corrosivos.
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.13 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Es imprescindible adquirir un
conocimiento profundo de los usos y
límites de cada producto usado como
aditivo. 
AGENTES DENSIFICANTES
El mármol molido SAFE-CARB® es un
carbonato de calcio de alta pureza
soluble en ácido que se usa como
agente puenteante y densificante en los
fluidos de perforación, perforación de
yacimiento y rehabilitación/
completación. Se prefiere a la caliza
porque es generalmente más puro y
tiene una dureza más alta. La alta
pureza proporciona una mejor
solubilidad en ácido y la alta dureza
proporciona una mayor resistencia a la
degradación del tamaño de las
partículas. SAFE-CARB® está disponible en
tres tamaños estándar de molienda:
Fina (F), Mediana (M) y Gruesa (C).
INHIBIDORES DE CORROSIÓN
El inhibidor de corrosión SAFE-COR® es
un aditivo de tipo amínico diseñado
para proteger todos los materiales
tubulares del campo petrolífero.
Ayuda a prevenir el ataque de
corrosión general sobre la tubería de
revestimiento, la tubería de
producción y las herramienta de
fondo que hacen contacto con
salmueras claras de completación.
El inhibidor de corrosión SAFE-COR®
C es un aditivo de tipo amínico
diseñado para proteger todos los
materiales tubulares del campo
petrolífero. Ayuda a prevenir el ataque
de corrosión general sobre la tubería
de revestimiento, la tubería de
producción y las herramienta de
fondo que hacen contacto con
salmueras claras de completación.
SAFE-COR® C es un producto muy
concentrado, diseñado y envasado
para ser usado en salmueras claras de
rehabilitación y completación.
El inhibidor de corrosión SAFE-COR®
HT (Alta Temperatura) es un aditivo
inorgánico a base de tiocianato,
diseñado para proteger todos los
materiales tubulares del campo
petrolífero. Ayuda a prevenir el ataque
de corrosión general sobre la tubería
de revestimiento, la tubería de
producción y las herramienta de
fondo que hacen contacto con
salmueras claras de rehabilitación o
completación. Aunque SAFE-COR® HT
fue desarrollado para ser usado en
fluidos con un rango de temperaturas
comprendidas entre la temperatura
ambiente y 450ºF (232ºC), es más
eficaz en aplicaciones para
temperaturas comprendidas en el
rango de 250 a 400ºF (121º a 204ºC).
SAFE-COR® HT es especialmente eficaz
en los fluidos de completación a base
de bromuro de zinc.
BACTERICIDA
El bactericida líquido X-Cide® 102 es
un glutaraldehído activo al 25% y es
un producto de Petrolite Corporation.
El biocida líquido Green-Cide® 25G
es un glutaraldehído al 25% y es un
producto de Special Products.
MODIFICADORES DE PH
La soda cáustica es el hidróxido de
sodio (NaOH) que se puede usar en
salmueras monovalentes como fuente
de iones hidroxilo para controlar el
pH. Otros nombres comunes para el
hidróxido de sodio son cáustica, álcali
y lejía. Se trata de una base fuerte que
es extremadamente soluble en agua y
se disocia formando iones sodio (Na+)
e hidroxilo (OH-) en solución.
El ácido cítrico (H3C6H5O7) es un
producto químico comercial usado
para reducir el pH y eliminar el calcio
durante la perforación del cemento,
para reducir el potencial de
entrecruzamiento de polímeros (goma
xantana y otros) del hierro y prevenir
la formación de “ojos de pescado”
cuando se mezclan polímeros secos
con salmueras claras. El ácido cítrico
es un ácido orgánico en polvo y es
menos reactivo que el ácido sulfúrico
o clorhídrico; por consiguiente, es un
tanto más seguro de manejar.
El MagOx (óxido de magnesio) se
usa para aumentar el pH en salmueras
divalentes o complejas. Este producto
químico moderadamente soluble
forma un pH amortiguado de 8,5 a
10,0, según el ambiente iónico.
Aditivos
El inhibidor
de corrosión
SAFE-COR es
un aditivo de
tipo amínico
diseñado
para proteger
todos los
materiales
tubulares del
campo
petrolífero.
Fluidos de Completación y Rehabilitación 
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación 21B.14 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
La cal (Ca(OH)2) se puede usar para
aumentar el pH en ciertas salmueras
divalentes o de calcio.
INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN
El inhibidor de incrustación SI-1000™
es un producto mezclado que
contiene un compuesto de fósforo
orgánico soluble en agua. El SI-1000
limita la deposición de incrustaciones
minerales, tales como CaCO3 y
CaSO4, sobre los materiales tubulares
de fondo y los equipos de superficie
relacionados.
SECUESTRANTES DE OXÍGENO
El secuestrante de oxígeno SAFE-SCAV
es un aditivo orgánico sin azufre
usado en salmueras a base de calcio.
Se trata de un material de acción
rápida que es eficaz incluso a
temperaturas bajas.
El secuestrante de oxígeno SAFE-SCAV
Na es un aditivo líquido a base de
bilsulfito diseñado para ser usado en
salmueras a base de sodio y potasio.
Reacciona con el oxígeno disuelto
para eliminarlo como fuente potencial
de corrosión en los fluidos de
rehabilitación y completación, así
como en los fluidos de empaque y de
perforación.
Además de reducir la corrosión por
oxígeno, los secuestrantes de oxígeno
son imprescindibles para extender el
límite de temperatura de los polímeros
como FLO-VIS® (goma xantana) y FLO-
TROL® (almidón modificado), que son
usados en el sistema de fluido de
perforación de yacimiento FLO-PRO®.
ANTIESPUMANTES
SAFE-DEFOAM™ es un aditivo mezclado a
base de alcohol, diseñado para reducir
la formación de espuma y prevenir el
aire entrampado en todos los fluidos.
Es especialmente eficaz en fluidos de
rehabilitación y completación que
abarcan desde las salmueras de agua
salada inhibidas con KCl al 3% hasta
las salmueras saturadas.
VISCOSIFICADORES
El viscosificador de hidroxietilcelulosa
(HEC) SAFE-VIS™ es un polímero natural
no iónico, modificado, de alto peso
molecular. Este polímero no
fermentante, fácil de romper, aumentará
la viscosidad y la capacidad de
transporte de los fluidos y las salmueras
pesadas de rehabilitación y
completación, y no será afectado
negativamente por compuestos polares
o cationes divalentes como el calcio y el
magnesio, o por la contaminación de
cemento. SAFE-VIS es un polvo
dispersable de alta pureza que puede ser
usado en todas las salmueras estándar de
completación.
El viscosificador líquido SAFE-VIS E es
una suspensión de polímero HEC de
alta calidad en un portador sintético. El
portador sintético de baja toxicidad
facilita la dispersión del polímero HEC y
ayuda a prevenir la formación de
terrones u ojos de pescado, de manera
que el polímero se viscosifica rápida y
suavemente sin requerir un alto esfuerzo
de corte.
La goma xantana clarificada de
primera calidad FLO-VIS es el
viscosificador primario para los sistemas
de fluido de perforación de yacimiento
Flo-Pro, y puede ser usada en la mayoría
de las salmueras de densidad baja a
media. Produce una alta Viscosidad a
Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) y
esfuerzos de gel altos, pero frágiles. Estas
propiedades proporcionan excelentes
características de limpieza del pozo y
suspensión, mejoran la hidráulica,
reducen el torque y el arrastre, y ayudan
a minimizar la invasión de filtrado.
La goma xantana DUO-VIS® es un
biopolímero de alto peso molecular
usado para aumentar la reología en los
sistemas base agua. Pequeñas cantidades
proporcionan características de
viscosidad y suspensión para la mayoría
de las salmueras de densidad baja a
media. DUO-VIS tiene la capacidad
exclusiva de producir un fluido que
tiene una gran capacidad de
disminución de la viscosidad con el
esfuerzo de corte y que desarrolla una
estructura