El flujo transitorio a tiempos de producción largos podría generarse y estar controlado en algunos casos, por la geometría del yacimiento y en otros, por las propiedades naturales del yacimiento, como por ejemplo, la anisotropía del yacimiento, capas o canales de alta permeabilidad y yacimientos naturalmente fracturados. 

En este trabajo, se presentan metodologías y ecuaciones analíticas que se desarrollaron para analizar, detectar y caracterizar las geometrías de flujo, a partir de los datos de pozos productores de gas en yacimientos de gas con permeabilidad convencional y de baja permeabilidad, estimando en forma precisa el volumen poroso, y el volumen original de gas a condiciones de superficie, sin necesidad de conocer la porosidad, el espesor y el área de drene del yacimiento. Posteriormente, se presenta la aplicación de estas metodologías a los datos producción de cuatro pozos productores de gas, tales como los encontrados en las Cuencas de Burgos, Veracruz, Litoral del Golfo y Macuspana, detectando un flujo transitorio lineal de larga duración seguido por un flujo dominado por la frontera externa del yacimiento. Los resultados obtenidos se validaron con el empleando simulación numérica de yacimientos de gas. Dentro de los resultados obtenidos, se tiene que los flujos lineales de larga duración detectados, así como las longitudes cortas de las fracturas hidráulicas estimadas para pozos hidráulicamente fracturados, sugieren la conveniencia de desarrollar los campos de gas en yacimientos de baja permeabilidad con espaciamientos cortos entre los pozos . Finalmente, con el empleo de modelos físicos se presenta una discusión de la naturaleza del comportamiento de producción que se observó en los pozos analizados.

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