08 Test hidráulicos - Mario Sánchez

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𝐷𝑚
𝜕𝑝
𝜕𝑡
=▽2 𝑝 con 𝐷𝑚 =
𝑘𝑚
𝜼𝑓𝑠𝑚
ó 𝜌𝑠𝑚
𝜕𝑝
𝜕𝑡
+▽· 𝜌𝒖 = 𝑄 𝑡
T:
𝒖 = −𝒌𝒎 ▽ 𝒑/𝜼𝒇 velocidad de darcy en el medio poroso (m/s) 
𝜌 (kg m-3) densidad del fluido, 
𝑠𝑚 (Pa
-1) capacidad específica de acumulación
𝑘𝑚 (m
2) permeabilidad
𝜂𝑓 (Pa s) viscosidad del fluido
𝑄(𝑡) (kg m-3 s-1) término Fuente
𝑘𝑒𝑞 (W/mK) conductividad térmica equivalente de la roca
𝜌𝐶𝑃 𝑒𝑞 → propiedades de la roca
Tomar muestras cilíndricas de la 
roca durante la perforación es 
muy costoso
• Consiste en la obtención de 
mediciones mientras circulan 
fluidos desde/hacia el reservorio 
(yacimiento)
• Cuando el pozo está perforado 
se realizan pruebas de pozos 
para conocer:
a)la productividad/inyectividad
de este,y/o 
b) estimar las propiedades 
hidráulicas del medio poroso y/o 
fracturado
• Durante la operación 
(producción o inyección) se 
puede continuar la evaluación 
Wellhead
Downhole
→
→
production and Build-up
injection and falloff test
𝑃𝐼 =
𝑞
𝑝𝑖 − 𝑝𝑤𝑓
𝑝𝑖
𝑝𝑤𝑓
PI
𝑝𝑖
𝑝𝑤𝑓
𝐶 = −
∆𝑉
∆𝑝
= 𝑐𝑜𝑉𝑤
𝐶
𝑐𝑜
𝑉𝑤
𝐶 = −
∆𝑉
∆𝑝
=
𝑞∆𝑡
∆𝑝
=
𝑞
𝑚𝑊𝐵𝑆
Where:
s is the skin factor (dimensionless),
k is the reservoir permeability (m2), 
h is the reservoir thickness (m), 
q is the flow rate (m³/s), 
B is the formation volume factor 
(dimensionless), generalmente B=1 para 
fluidos geotérmicos
μ is the dynamic viscosity (Pa s) 
p is the pressure (Pa).
production
𝐶 = −
∆𝑉
∆𝑝
= 𝑐𝑜𝑉𝑤
=
𝑑𝑝
𝑑 ln 𝑡
𝑇𝐷 =
𝑘𝐹𝑏𝐹
𝑘𝑚𝑥𝐹
=
𝑇𝐹
𝑘𝑚𝑥𝐹
Fracture Linear Flow
P ~ t1/2 
Log P – Log t: 
pendiente en log-log = ½
Formation Linear Flow
P ~ t1/2 
Log P – Log t: 
pendiente en log-log = ½
Bilinear Flow
P ~ t1/4 
Log P – Log t: 
pendiente en log-log = ¼
Pseudo - Radial Flow
P ~ log t
pendiente en log-log = cte.
Well
𝑇𝐹
𝑇𝐷 > 300
𝑇𝐹
𝑇𝐷 > 300
𝑇𝐹
0,1 < 𝑇𝐷 < 100
𝑇𝐷 =
𝑘𝐹𝑑𝐹
𝑘𝑚𝑥𝐹
=
𝑇𝐹
𝑘𝑚𝑥𝐹
𝑝𝐷 = 𝑐𝑡𝐷
𝑛 + 𝐴 (1)
𝜕𝑝𝐷
𝜕 ln 𝑡𝐷
= ∆𝑝𝐷
′ = 𝑡𝐷
𝜕𝑝𝐷
𝜕𝑡𝐷
= 𝑡𝐷𝑐𝑛𝑡𝐷
𝑛−1 = 𝑛𝑐𝑡𝐷
𝑛 = 𝑛𝑝𝐷
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