Evaluación del daño a la formación de la salmuera como fluido de completación en pozos del campo Santa Rosa del Distrito Gas Anaco Evaluation of damage formation caused by brine as completion fluid in wells of the Santa Rosa Field of the Anaco Gas District

El tamano de garganta poral de las arenas Verde y Colorado de los pozos RG-16, RG-135, RG-206 pertenecientes al campo Santa Rosa del Distrito Gas Anaco se determino siguiendo una metodologia basada en registros electricos y de rayos Gamma, obteniendo mediante correlaciones, los parametros petrofisicos: Vsh (volumen de arcilla), φ (porosidad), Sw (saturacion de agua) y K (permeabilidad). Simultaneamente salmuera de 8,4 y 10 lb/gal fue caracterizada mediante pruebas ASTM de densidad, turbidez, cloruros y distribucion de tamano de particulas. Estos parametros fueron comparados con los valores de radio de garganta poral de las de las arenas de interes. Los resultados indican que las arcillas minerales predominantes son: caolinita, clorita y baja proporcion de esmectica para la arena COEFG en el pozo RG-135. Las formaciones evaluadas que presentan mayor contenido de Calcio: son VEA3 (40,7%) y COA2 (36,90%). Los fluidos de completacion a 8,4 lb/gal y 10 lb/gal causan taponamiento en la garganta poral para la arena VEA3 (7.025’-7.028’), del mismo modo ocurre para el fluido de 10 lb/gal en la arena COK (9.702’-9.712’). Palabras claves: Salmuera, fluido de completacion, dano a la formacion. Abstract Pore throat size of Verde and Colorado sands in the RG-16, RG-135 and RG-206 wells belonging to the Santa Rosa field of the Anaco Gas District was determined by electrical and Gamma-ray logs. The following petrophysical parameters were obtained using correlations: Vsh (clay volume), φ (porosity), Sw (water saturation), and K (permeability). Simultaneously, brines of 8.4 and 10 lb / gal were characterized by ASTM density test, turbidity, chlorides and particle size distribution. These parameters were compared with the values of the pore throat radius of the sands of interest. The results indicate that the predominant mineral clays are: kaolinite, chlorite and low proportion of smectite for COEFG sand in RG-135 well. The evaluated formations that have the highest Calcium content are VEA3 (40.7%) and COA2 (36.90%). The completion fluids at 8.4 lb/gal and 10 lb/gal cause pore throat obstruction for VEA3 sand (7.025'-7,028 '), likewise for 10 lb/GA fluid in the COK sand (9.702'-9,712 '). Keywords: Brine, completion fluid, formation damage.