En este yacimiento se había generalizado el uso del petróleo deshidratado como fluido de terminación, en razón de que el mismo no produce ningún daño a la formación, como es obvio. Pero consecuentemente, si bien en algunas zonas ésto era posible de realizar sin problemas, en otras se tropezaba permanentemente con dificultades para controlar la presión de formación, debiéndose recurrir en última instancia a la inyección de colchones de agua salada, dejar decantar, purgar la presión, repetir la operación, etc., hasta conseguir el control del pozo utilizando la mínima presión hidrostática posible, para evitar daños a las productivas. La adopción de un método de ahogue de este tipo insume un cierto tiempo, hasta lograr controlar el pozo, que si bien es necesario, se traduce en un costo adicional de equipo de terminación. Por ello, posteriormente y durante un breve lapso, se utilizó en ciertas zonas, como El huemul y Koluel Kayke, agua tratada con los clásicos aditivos como las sales inhibidoras de hinchamiento de arcillas, mezcladas con viscosificantes , antiespumantes, reductores de filtrado y reguladores de ph, lo cual si bien consiguió demostrar que la salmuera no dañaría la formación, su uso significaba un mayor costo. El hecho de que en este yacimiento se utiliza agua de mar libre de sólidos, como fluido de inyección para recuperación secundaria, sugirió la idea de emplearlo también como fluido de terminación, adicionándole solamente una pequeña cantidad de reductor de filtrado (C.M.C.) lo que permite reducir la invasión de agua a las capas. A tal fin, se realizaron ensayos comparativos entre diversos fluidos utilizando testigos de la zona y se adoptó para algunas de ellas, el uso de agua de mar con C.M.C. como fluido de terminación, empleándolo con éxito durante el último año, sin problemas de daños y con la consiguiente simplificación operativa y disminución de costos.