PRUEBA DE RESTAURACIÓN IDEAL.

Se entiende por comportamiento ideal de una prueba de restauración de presión, cuando se cumplen todas las suposiciones consideradas en el desarrollo y solución de la ecuación de difusividad. Una prueba ideal significa que existe un yacimiento infinito, homogéneo, isotrópico y que contiene una sola fase fluyente con propiedades constantes. Cualquier tipo de daño o estimulación se limita a una zona de espesor despreciable alrededor del pozo y en el momento exacto cuando se aplica el cierre del pozo, la tasa de producción se paraliza totalmente. Entonces se tendría: �� Un pozo produciendo dentro de un yacimiento con comportamiento infinito (Sin evidencia de efectos de barrera durante el periodo de flujo o después del cierre). �� La formación y los fluidos tiene propiedades uniformes.
El tiempo de pseudo producción de Horner es aplicable, si el pozo ha producido por un tiempo tp a una tasa q constante antes del cierre, se llama el tiempo transcurrido desde el cierre (Δt),

Una prueba real de restauración de presión, rara vez presenta este comportamiento ideal.
Sin embargo los métodos de análisis desarrollados para el caso ideal son aplicables a
condiciones reales, siempre y cuando se reconozcan las desviaciones del
comportamiento ideal en pruebas reales.Horner se baso en la teoría de superposición, para deducir las ecuaciones que se aplicanen su método para el análisis de pruebas de restauración. La ecuación final parayacimientos de gas en una prueba ideal se expresa de la siguiente manera:
A partir de aquí se obtiene:

Si se grafica Pws vs. log (tp + Δt) / Δt en papel semi -logarítmico el resultado es una
línea recta (Figura 6.3) de pendiente igual:Se puede calcular el factor de daño a partir de los datos de una prueba de restauración
con la ecuación

Donde a un tiempo Δt después del cerrar el pozo, se tiene que la presión estática del
yacimiento se puede calcular con la ecuación
Combinando estas ecuaciones y resolviendo para el factor de daño se tiene:

Los términos de P1h obedecen a la práctica convencional de la industria petrolera, de
escoger un tiempo fijo de cierre (Δt), de una hora y la presión correspondiente a este
punto de tiempo en el pozo. La p1h puede encontrarse por encima del comportamiento de
la línea o extrapolando la misma.