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LA CURVA IPR. Es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad: q l = J(Pws − Pwfs ) Las curvas PIR representan la capacidad de aporte del yacimiento a través de un pozo en específico. La potencialidad de un pozo se mide mediante el índice de productividad y no a través de la tasa de producción. El índice de productividad es un valor que varia a lo largo de la vida productiva del pozo. El método de Standing considera que la productividad de un pozo se ve afectada directamente por los daños o cambios que afectan al mismo. Es por ello que este método es uno de los más usados para la elaboración de las curvas IPR. Las curvas IPR tienen muchísima importancia en la industria petrolera, por medio de estas se puede calcular la tasa de producción a una presión de fondo fluyente dado; también pueden asarse para determinar un método de producción optimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamiento y desempeño de producción. Y permite observar el rendimiento del pozo luego de los cambios realizados. La ley de Darcy debe ser considerada en la predicción de la tasa de flujo desde el yacimiento hasta el borde del pozo. Para evaluar el comportamiento de las áreas productoras, la ley de Darcy puede darse para flujo continuo, semi-continuo y transitorio, tomando en cuenta flujos monofásicos en pozos horizontales.

Relación comportamiento de la producción y caída de presión La curva IPR representa una foto instantánea de la capacidad del aporte del yacimiento hacia un pozo en particular en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo. Factores que afectan las curvas IPR: Mecanismos de Producción del yacimiento Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al incrementarla saturación de agua. Incremento de la viscosidad del petróleo por la disminución de la presión y del gas en solución. Encogimiento del petróleo debido al gas en solución cuando la presión disminuye. Métodos de predicción de las curvas IPR  METODO DE DARCY: o

PARA FLUJO CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFÁSICO: En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión fluyente del fondo

de pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb existe flujo de solo una fase liquida (petróleo) y adicionalmente existe una fuente de energía, por ejemplo un acuífero que

mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario , dP/dt=0) es la siguiente: 𝟕. 𝟎𝟖 × 𝟏𝟎−𝟑 𝐊 𝟎 𝐡(𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟𝐬) 𝒒𝟎 = 𝐫𝐞 𝛍 𝐨 𝐁𝐨 [𝐋𝐧(𝐫𝐰) + 𝐒 + 𝐀𝐪] Donde: K0 = Permeabilidad relativa al petróleo, (md) H =espesor de la arena, (pies) Pws= presión estática del yacimiento,(lpc) Pwfs= presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, (lpc),(Pwfs>Pb) q 0 = tasa de flujo de petróleo, (bls/dia) re =radio de drenaje, (pies.) rw= radio del pozo, (pies) S = factor de daño, adimencional Aq = factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo µ0= viscosidad a la presión promedio {(Pws+Pwfs)/2}, cp B0= factor volumétrico de la formación a la presión promedio. By/Bn o

PARA FLUJO SEMI CONTINUO DE UN LIQUIDO MONOFASICO (LIMITE

EXTERIOR CERRADO Y PWS CONOCIDA): En el caso anterior no existe una fuente de energía que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje pero existe una pseudo-estabilizacion en la presión en todos los puntos del área de drenaje, dP/dp=ctte. La ley de Darcy para flujo radial semi continúo:

𝒒𝟎 =

𝟕. 𝟎𝟖 × 𝟏𝟎−𝟑 𝐊 𝟎 𝐡(𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟𝐬) 𝐫𝐞 𝛍𝟎 𝐁𝐨 [𝐋𝐧 (𝐫𝐰) − 𝟎, 𝟕𝟓 + 𝐒 + 𝐀𝐪]

 METODO DE VOGEL: En 1968 Vogel presento un modelo empírico para calcular el comportamiento IPR de pozos productores de petróleo en yacimientos saturados.

Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor de daño (s) y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. En el desarrollo de su trabajo, Vogel produjo una ¨curva de referencia¨ que es un promedio de varios casos de agotamiento para un determinado escenario de yacimiento. Vogel reconoció que los escenarios de líquidos (petróleo), gas (gas seco) y sistemas de gas en solución tienen distintos comportamiento de tendencia. En la siguiente figura se presenta la grafica de Vogel que ilustra los 3 casos antes mencionado. Las condiciones que se consideran son:  S=0  EF=1  IP=J Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado