1.- QUE ES UNA PRUEBA DE POZO?Son pruebas que se realizan con el propsito de determinar la habilidad de la formacinpara producir fluidos; y dependiendo del estado de desarrollo del campo se puedendividir en: Identificacin de la naturaleza de los fluidos del yacimiento, estimacin delcomportamiento del pozo. Parmetros Que Se Calculan Con Las Pruebas De Pozo. Permeabilidad de la formacin (k). Dao o estimulacin en la formacin (s). Presin del yacimiento (P). Limites del yacimiento, anisotropas, volumen del yacimiento. rea de drenaje.2.- QUE TIPO DE PRUEBAS DE POZOS EXISTE? Prueba de flujo tras Flujo (Flow-After-Flow tests) Prueba Iscronal (tiempo de flujo tiempo de cierre) Prueba Iscronal Modificada (tiempo de flujo = tiempo de cierre) Pruebas de Produccin Pruebas de inyectividad (Fall-Off). Prueba Multi-tasa (Multirate test). Prueba de Declinacin de Presin (Drawdown). Pruebas De Interferencia. Pruebas de Restauracin de Presin (Build up test).-Prueba de flujo tras Flujo (Flow-After-Flow tests) Llamada tambin pruebas convencionales de contrapresin (Conventional Backpresure Test). En este tipo de prueba, el pozo se fluye a un determinado caudal midiendo la presin fluyente de fondo la cual normalmente se mantiene en estado transiente (no alcanzando el estado pseudo-estable). Luego el pozo cambia su flujo a un nuevo rgimen, normalmente en estado transiente sin llegar estado pseudo estable. Ver figura 4.6. La presin puede ser medida con un medidor de presin de fondo de pozo. Este proceso es repetido para diferentes rgimenes de flujo estabilizados. Esto se puede realizar para un nmero indeterminado de perodos de flujo, normalmente es recomendable que sean cuatro, al final de la prueba de multi-flujo se efecta un cierre de pozo cuyo tiempo depende del tiempo de estabilizacin.

Prueba Iscronal (tiempo de flujo tiempo de cierre) En un reservorio de baja permeabilidad es muy frecuente que el cierre despus de un flujo no llegue a la estabilizacin y es imprctico extender por mucho tiempo el cierre si las condiciones de pozo no han llegado a un estado semi estable. El objetivo de la prueba isocronal, es obtener datos representativos para establecer una curva de capacidad de entrega estable produciendo el pozo a un flujo estable con el tiempo de cierre suficiente para obtener datos estabilizados en cada prueba. El Radio de investigacin alcanzado en la prueba a un determinado tiempo es independiente del caudal de flujo. Por tanto, si una serie de pruebas de flujo son ejecutadas en un pozo, para cada uno por el mismo periodo de tiempo, el radio de investigacin ser el mismo al fin de cada prueba. La Figura 4.7 nos muestra el comportamiento de la prueba de flujo isocronal en funcin al caudal y a la presin de fondo fluyente. Observndose que en el periodo de cierre despus de cada periodo de flujo debe estar en funcin al tiempo de estabilizacin determinado para la prueba, llegando a restituir a su presin de reservorio. Obsrvese que tambin es necesario que haya un periodo de flujo estabilizado al fin de la prueba.

Prueba Iscronal Modificada (tiempo de flujo = tiempo de cierre) Este tipo de prueba esta diseada principalmente a reservorios de baja permeabilidad, ya que el tiempo de estabilizacin del flujo radial es elevado tanto para los periodos de flujo como para los periodos de prueba, y la variante que presenta frente a las pruebas isocronal es que el periodo de flujo es igual al periodo de cierre y no se requiere alcanzar las condiciones estabilizadas de presin entre cada etapa de flujo ( ver Figura 4.8) la cual nos muestra un diagrama esquemtico del caudal y las presiones de fondo fluyente.

Pruebas de Produccin Estas clases de prueba se realizan continuamente en el campo para determinar los volmenes producidos por pozo y as poder controlar la produccin acumulada con el tiempo. Para que estas pruebas sean vlidas para el anlisis nodal, es importante que los pozos produzcan con velocidades mayores a las crticas para arrastrar el condensado y el agua que se nos acumula en el fondo del pozo y las condiciones de produccin y presin tienen que estar estabilizadas, la cual nos distorsiona las presiones fluyente, y por ende los potenciales de pozo, las velocidades crticas para el arrastre de los fluidos en el fondo mostraremos en captulos prximos. Con los datos de produccin y las presiones fluyentes de fondo obtenido en una prueba de produccin, podemos determinar los ndices de productividad del pozo y el comportamiento de entrega como mostraremos en la siguiente ecuacin: IP = Qg/ Pr^2-Pwf^2.Pruebas de inyectividad (Fall-Off).El propsito bsico de esta prueba es tener una idea cualitativa de la permeabilidad de lazona y factibilidad de someter a esta zona a un tratamiento de estimulacin y/ofracturamiento hidrulico. Prueba de inyeccin de fluidos compatibles con la formacinhasta que alcanza su mxima presin. Puede ser interpretada como cualquier prueba depresin. Prueba Multi-tasa (Multirate test).Puede recorrer desde una tasa variable libre hasta una serie de tasas constantes, para unaprueba de presin de fondo, con constantes cambios en la tasa de flujo. Son esencialestasas de flujo exactas y medidas de presin. Proveen datos parecidos a las pruebastransitorias aun cuando la produccin contina.Contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo yefecto de los estados de segregacin. Muestran gran ventaja cuando, s esta cambiandodel periodo de almacenamiento (post flujo) al periodo medio. Reducen la cada depresin, es una prueba difcil de controlar, debido a las fluctuaciones de tasas; difcilesde medir, especialmente sobre una base continua3.Prueba de Declinacin de Presin (Drawdown).Su tiempo ideal es el perodo inicial de produccin del pozo. Provee informacin acercade, la permeabilidad, factor de dao y el volumen del yacimiento en comunicacin(continuidad de la arena). Ofrece ventajas econmicas, porque se realiza con el pozo enproduccin. Su mayor desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si nose puede lograr la tasa constante se recomienda el uso de Pruebas Multitasa. La parteinicial de los datos se ven influenciados por el efecto de post flujo1.Pruebas De Interferencia.Su propsito general es determinar si existe comunicacin entre dos o ms pozos en unyacimiento. Cuando existe comunicacin, provee estimados de permeabilidad,porosidad y compresibilidad (, Ct) y determinar la posibilidad de anisotropa en elestrato productor5.En una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presin es observada en unpozo diferente (o pozos). Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presinafuera en el yacimiento, a una distancia lejana al pozo productor original. Los cambiosde presin a una distancia del pozo productor es mucho mas pequea que en el pozoproductor como tal. De tal forma que una prueba de interferencia requiere de un sensorde medicin de presin, y puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo. Pruebas de Restauracin de Presin (Build up test).

Estas pruebas son conocidas como pruebas Build up (BUP). Esta es una de las pruebas ms utilizadas en la industria petrolera. El anlisis de esta prueba se facilita si el tiempo de produccin es suficiente para que se alcance un drenaje adecuado y es ms confiable. El proceso de estas pruebas es: tener el pozo en produccin constante durante un tiempo especfico y luego cerrarlo hasta alcanzar el periodo de pseudoestabilizacin. Durante este periodo de produccin y de cierre las presiones son grabadas con un elemento electrnico, el cual es asentado en el fondo del pozo, ya sea en una camisa. Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presin de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo despus de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada. Se utiliza para hallar: Presin esttica promedio en el rea de drenaje o yacimiento (Pi). Permeabilidad promedio en el rea de drenaje (k). Efecto Skin (s). Presencia de Lmites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigrficas). Interferencia o comunicacin entre pozos / fallas

VENTAJA

La principal ventaja es que la condicin requerida de tasa constante es lograda fcilmente ya que el pozo tiene una tasa de produccin igual a cero.

DESVENTAJAS

Puede ser difcil alcanzar una tasa de produccin constante antes de que el pozo sea cerrado. En particular, puede ser necesario cerrar el pozo para bajar la herramienta. La prdida de produccin mientras el pozo est cerrado.

FACTORES QUE COMPLICAN LA PRUEBA DE PRESIN BUILD UP Frecuentemente las pruebas de presin build up no son simples, muchos factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presin. Una forma inusual puede requerir explicacin para completar un anlisis apropiado. Factores como fracturas hidrulicos, particularmente en formacionesde baja permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva. Otros factores que causan problemas como la presin de fondo medida en condiciones pobres de funcionamiento. La forma de la curva tambin puede ser afectada por la interfase roca-fluidos, contacto agua-petrleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca.

3- TIPO DE DAOS EN UN POZO?Dao es la reduccin de permeabilidad y la obstruccin al flujo de fluidos en la regin adyacente al pozo dentro de la formacin. El dao a la formacin puede ser causado por procesos simples o complejos, presentndose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo.Varios tipos de dao pueden ser identificados en distintos lugares de un pozo de produccin como puede ser el pozo mismo, el equipo de produccin, la formacin etc.Para el diseo correcto para la produccin del pozo es necesario determinar no solo la naturaleza del dao sino tambin el conocimiento del lugar del pozo donde est el dao que ms afecta a la produccin.La cada de produccin puede ser causada por diversos materiales: partculas migrando a travs de los poros o precipitados producidos por cambios fsicos o qumicos en el estado inicial del reservorio.

El dao puede estudiarse mediante el anlisis de transigentes de presin. Las principales y ms comunes causas de la existencia de un dao de formacin, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es:

Perforacin: Es el principal motivo de dao en la formacin, tiene que ver con la infiltracin del lodo de perforacin, de slidos del cutting y el revoque. Para minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto del lodo con la formacin; que el lodo contenga la menor cantidad de slidos posibles, tanto agregados como del cutting; y que los fluidos de perforacin no interaccionen ni qumica ni fsicamente con la roca reservorio.- Entubacin: Es muy comn, sobre todo en la zona de la cuenca austral de Argentina, que existan capas productivas muy por encima de la profundidad final del pozo, para que estas capas productivas no sean daadas, es conveniente que una vez atravesadas las mismas, el pozo se entube antes de seguir perforando hasta la mencionada profundidad final. Cuando la distancia entre las capaz productivas superiores e inferiores es muy prolongada, normalmente el pozo se termina colgando un liner desde el piso de los niveles productivos superiores hasta el fondo del pozo, para abaratar los costos de terminacin.

- Cementacin: La buena cementacin de los niveles productivos es ms que importante a la hora de poner en produccin un pozo. En primer lugar el cemento no debe infiltrarse en la formacin, adems, el revoque debe haber sido totalmente removido antes de iniciar la cementacin, es decir, es necesario asegurar un buen lavado para lograr una buena adherencia entre el cemento y la caera del casing, y entre el cemento y la formacin, de modo que el nivel productivo quede absolutamente aislado antes de punzar.- Punzado: La cpsula del proyectil que se dispara para hacer los punzados debe ser de buena calidad y construccin, de lo contrario, quedara un tapn provocado por el mismo proyectil (ver captulo de terminacin de pozos) que obstruira el sistema poroso.

DAO DE FORMACIN VERDADEROVarios tipos de dao pueden ser identificados en distintos lugares de un pozo en produccin, el diseo del remedio correcto para la produccin del pozo es necesario determinar no solo la naturaleza del dao sino tambin el conocimiento del lugar del pozo donde est el dao que ms afecta a la produccin. Pueden usarse para la estimulacin del pozo fluidos similares a lo que se utilizan en la limpieza del mismo, de acuerdo a la naturaleza del dao, la eleccin del mtodo a utilizar depende pura y exclusivamente del lugar en el pozo donde se encuentra el dao.

ORIGEN DEL DAO DE FORMACIN

-DAO DE PERFORACINInvasin de slidos de perforacinInvasin de fluidos de perforacin

-DAO DE CEMENTACINLechada de cementoCompresin del cemento

-DAOS EN LA TERMINACIN Y REPARACIN DE POZOSDaos por punzadoDaos por fluidos de terminacinDaos en Gravel PacksDaos durante la produccinDao durante la limpieza del pozoDao durante el tratamiento cidoTratamientos de control de agua

-DAO EN POZOS INYECTORESInyectores de agua

TIPOS VARIOS DE DAOEmulsionesCambios de mojabilidadWater BlockSarrosDepsitos orgnicosDepsitos mixtosFangos y arcillas

ORIGEN DEL DAO DE FORMACIN

-DAO DE PERFORACIN

Invasin de slidos de perforacinLas partculas materiales contenidas en los fluidos de perforacin son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de prdidas de circulacin. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en produccin del pozo o inyeccin de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, hara que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del dao en las inmediaciones del pozo.

Invasin de fluidos de perforacin

Normalmente, en regmenes de penetracin muy elevados, la prdida de inyeccin puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasin de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formacin es compatible qumicamente con el filtrado de la inyeccin.

Las arcillas, en su gran mayora, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentracin o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastrficos en la porosidad. En particular, la reduccin de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partcula de arcilla ocasionan la dispersin de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actan como pequeas partculas slidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicacin de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamao de las partculas.

Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitacin en el interior de los poros.Cuando la circulacin durante la perforacin se hace a caudales ms o menos elevados, el filtrado que invade la formacin est a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitacin de asfltenos y parafinas.

-DAO DE CEMENTACINEl principal objetivo de la cementacin es lograr un perfecto aislamiento del anular del casingEl cemento no tiene las correctas propiedades de prdida de fluidos, la formacin queda poco protegida a la invasin de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de trabajo durante la cementacin, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforacin y ms an en cementaciones con flujos turbulentos.Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partculas del revoque.

* Lechada de cementoEl tamao desordenado de los granos de conforman al cemento, junto con el uso de agentes de deshidratacin muy eficaces, resultan en una limitada filtracin de slidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento,El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta a los minerales arcillosos de la formacin

* Compresin del cementoLa etapa de compresin del cemento produce daos severos en arenas no consolidadas. Este fenmeno no ha podido ser explicado, pero es evidente en el well testing. Las altas presiones de compresin del cemento durante la cementacin secundaria tendran que ver con la fracturacin de la roca y la invasin de la lechada.

-DAOS EN LA TERMINACIN Y REPARACIN DE POZOS * Daos por punzado

ste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%

-Compactacin de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente reduccin en la permeabilidad local.- La sobrepresin introduce restos de formacin y da las carcazas en la formacin, adems introduce fluidos con slidos en la formacin.- Penetracin insuficiente, est afectada por la resistencia de la roca, y puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-pass (wormholes).- Inadecuada seleccin de la geometra. Se prefiere baja penetracin pero con gran dimetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeos dimetros y gran profundidad en formaciones duras.- Inadecuada eleccin de la presin diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable.

* Daos por fluidos de terminacin- Taponamiento de la formacin y punzados por slidos suspendidos, bacterias y/o residuos de polmeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formacin.- Hinchamiento y dispersin de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsin block) y precipitacin de incrustaciones.

Es necesario utilizar fluidos de terminacin limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas.Los fluidos de terminacin normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosin.Estos ltimos pueden provocar un bloqueo por emulsin (emulsin block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar la Fe+++.

* Daos en Gravel Packs- Punzados y espacios entre casing y tubing sin arena.- Gravel pack contaminado por partculas de la formacin y por geles sin romper.- Grasas, pinturas y residuos de polmeros entre la formacin y el gravel pack.- Inadecuada seleccin del tamao de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formacin durante la produccin.

* Daos durante la produccinAlgunos reservorios no pueden ser puestos en produccin a altos caudales de flujo o elevados cadas de presin entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenmenos adversos. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles estn siendo extrados en forma simultnea. Dependiendo del tamao de las partculas, estas pueden bloquear el poro a travs de su interconexin con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en produccin hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presin poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenmeno es mucho ms complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementacin de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la produccin de arena de las inmediaciones del pozo.

El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presin de flujo por debajo del punto de roco en el fondo del pozo, ocurriendo una destilacin in-situ de las fracciones livianas producidas,

* Dao durante la limpieza del pozoAltas concentraciones de materiales dainos pueden invadir la formacin.Cuando se limpia el pozo para remover depsitos o productos corrosivos del tubing de produccin, altas concentraciones de materiales dainos pueden invadir la formacin. Debe tenerse especial cuidado en que estas suspensiones no sean forzadas hacia el sistema poroso, en particular en el caso en que los materiales son solubles en el fluido de limpieza, puesto que no se forma revoque para prevenir la invasin del filtrado. El xido de hierro en cido o parafinas en petrleo caliente son los ms tpicos componentes que se re-disuelven en el fluido de limpieza, y que pueden re-precipitar en la formacin, causando un dao severo y permanente.

* Dao durante el tratamiento cido- Materiales del tubing que son arrastrados hacia la formacin, hay que tener en cuenta que los cidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la caera del tubing y el casing, disminuyendo el espesor de los mismos, pudiendo llegar a daarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las caeras hacia la formacin.- Los surfactantes utilizados para dispersar slidos durante la acidificacin e inhibir la corrosin de las caeras del casing y el tubing por accin del cido crean dentro del sistema poral bloques de emulsin (emulsin blocks).- Bloqueo por agua (water block).-Precipitacin de productos secundarios de la reaccin cida con minerales de la formacin. Los productos secundarios que podran formarse, pueden ser analizados y predichos mediante modelos geoqumicas que dependen por un lado de la composicin de la roca de la formacin y de la composicin del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinmicas- Algunos aditivos utilizados para prevenir la corrosin del hierro del sistema de produccin pueden formar precipitados,- La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes inhibidores de corrosin,

* Tratamientos de control de aguaLa fraccin de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyeccin de poliacrilamidas. La mayora de las veces, sin embargo, la inyeccin de las mismas lleva a una cada en la produccin de gas y petrleo simultneamente con la del agua.-DAO EN POZOS INYECTORES* Inyectores de agua- Invasin de slidos suspendidos y subsiguiente taponamiento.- Perturbacin in-situ de las arcillas- Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formacin, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formacin.- Taponamiento por formacin de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosin de la caera del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada.- Taponamiento por bacterias.

TIPOS VARIOS DE DAO* Emulsiones

La mezcla de fluidos de base agua y base petrleo ocasionan emulsiones en la formacin. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petrleo. Normalmente se forman durante la invasin del filtrado del lodo de perforacin o durante los tratamientos fluidos posteriores.

* Cambios de mojabilidadLa mojabilidad total o parcial del petrleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petrleo. Esto puede ocurrir por el fenmeno de adsorcin a travs de minerales activos en la superficie de la pared poral. El dao puede ser remediado a travs de la inyeccin de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que est mojando a la roca,

* Water BlockEl bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturacin de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petrleo.El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la direccin de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamao de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retencin de agua en las paredes porales.

* SarrosLos sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforacin, como durante la produccin (en el tubing) e inclusive en el interior de la formacin.Normalmente esta precipitacin es mucho mayor durante la produccin, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo.

* Depsitos orgnicosLos depsitos orgnicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforacin, en el tubing y en el interior de la formacin. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algn cambio en las variables termodinmicas a las que est sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforacin, produccin o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la prdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa ms comn que produce este efecto sucede durante la produccin, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presin.

* Depsitos mixtosSon depsitos compuestos por la mezcla de componentes orgnicos e inorgnicos, que pueden incluir tambin sarros, fangos, slices y arcillas.

* Fangos y arcillasEste dao incluye la invasin de arcillas provenientes del lodo de perforacin (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migracin de las arcillas inherentes de la formacin.4.- COMO SE INTERPRETA LAS PRUEBAS DE POZOS?La habilidad de analizar el comportamiento y pronstico de los pozos de gas y el ndice de productividad de los mismos, se lo obtiene a travs de mtodos de interpretacin de prueba, ya que podemos realizar un anlisis de los resultados que arrojan las pruebas de pozos tanto de produccin como as tambin de cierre. Previniendo los distintos problemas que se pueden presentar con la declinacin de la presin de reservorio y los efectos de dao del pozo. Los resultados de las pruebas de pozo son a menudo utilizados para optimizar o maximizar la produccin, previniendo el desarrollo del campo, y las facilidades en superficie como plantas de procesamientos. Bsicamente existen dos tipos de datos para la determinacin de la capacidad de entrega: Datos de pruebas (Isocronales, Flujo tras Flujo, Prueba de Produccin) Datos de Reservorio

existen varios mtodos de interpretacin de pruebas de los cuales tomaremos los cuatro ms principales para nuestro propsito.1 Mtodo Simplificado 2 Mtodo de Blount Jones and Glaze 3 Mtodo de Brar y Aziz 4 Mtodo Inercial LIT