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Programa de Adiestramiento 2004 
 
 
ÍNDICE GENERAL 
ÍNDICE DE FIGURAS 
ÍNDICE DE TABLAS 
INTRODUCCIÓN 
 
CAPITULO 1 
EL Sistema de Producción 
1.1 El Sistema de Producción y el Proceso de Producción 
1.2 Capacidad de Producción del Sistema 
1.3 Métodos de Producción : Flujo Natural y Levantamiento Artificial 
1.4 Análisis Nodal: Optimización del Sistema 
1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM” 
 
CAPITULO 2 
Generalidades del LAG 
2.1 Concepto 
2.2 Tipos de LAG 
2.2.1 Levantamiento Artificial por Gas Continuo 
2.2.2 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente 
2.3 El Sistema de LAG 
2.4 Balance de Gas 
 
CAPITULO 3 
Consideraciones Teóricas Previas al Diseño del LAG 
3.1 Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras 
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3.2 Grand. Dinámico de Temperatura: Gráfico de Kirpatrick – Winkler y Correlación de 
Zimmerman 
3.2.1 Gráfico de Kirpatrick – Winkler 
3.2.2 Ecuación de Zimmerman 
3.3 Comportamiento del Flujo Multifásico en Tuberías 
3.3.1 Flujo de Fluidos en el Pozo y en la Línea de Flujo 
3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de Energía 
3.4 Gradiente de Gas en el Anular 
3.4.1 Propiedades del Gas Natural 
3.4.2 Gradiente de Presión de Gas (Gg) 
3.5 Flujo de Gas a través de Orificios 
3.6 Mecánica de Válvulas 
3.6.1 Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento Artificial por Gas 
3.6.2 Calibración en el Taller 
 
CAPITULO 4 
Proceso de Descarga del Pozo de LAG 
4. Proceso de Descarga 
4.1 Show de la Camco 
4.2 Show de la Shell 
 
CAPITULO 5 
Diseño de Instalaciones de LAG- Continuo 
5.1 Procedimiento de Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas 
Continuo. 
 
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CAPITULO 6 
Rediseño de Instalaciones de LAG- Continuo 
 
CAPÍTULO 7 
Eficiencia y Optimización del Levantamiento Artificial por Gas. 
7. Introducción 
7.1. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas. 
7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas. 
 
CAPÍTULO 8 
Recolección de Información del Pozo con Levantamiento Artificial 
por Gas. 
8. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo 
 de Gas Lift. 
8.1. Datos de Producción. 
8.2. Datos de Infraestructura instalada. 
8.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos. 
8.4. Presiones de producción/inyección (THP/CHP). 
8.5. Registros de presión y temperatura fluyentes. 
8.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente. 
 
CAPÍTULO 9 
Análisis y Diagnóstico del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas. 
9. Metodología de análisis y diagnóstico. 
9.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para “Troubleshooting”. 
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9.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades 
de los fluidos a temperaturas distintas a las 
 del yacimiento. 
9.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico 
 en tuberías. 
9.4. Determinación de la válvula operadora. 
9.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción. 
 
CAPÍTULO 10 
Optimización del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas. 
10. Optimización del pozo. 
10.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de 
 energía y fluidos del Yacimiento. 
10.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda 
 de energía para levantar fluidos del Yacimiento. 
 
CAPÍTULO 11 
Optimización de Sistemas de Gas Lift. 
11. Optimización del Sistema de Gas Lift. 
11.1. Metodología de Optimización. 
11.2. Criterios para la distribución óptima del gas. 
11.3. Ejemplos con el simulador. 
 
GLOSARIO 
BIBLIOGRAFÍA 
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ÍNDICE DE FIGURAS 
 
Fig. Nº 1. Registrador de flujo de gas en la estación de flujo. 
Fig. Nº 2. Registrador de flujo de gas en el múltiple de LAG. 
Fig. Nº 3. Ejemplo de Curvas de comportamiento histórico de producción. 
Fig. Nº 4. Ejemplo de reporte de últimos trabajos. 
Fig. Nº 5. Instalación típica del medidor de dos presiones. 
Fig. Nº 6. Aspecto interno del registrador de flujo. 
Fig. Nº 7. Discos de comportamiento normal de las dos presiones. 
Fig. Nº 8. Registro Sonolog. 
Fig. Nº 9. Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de LAG. 
Fig. Nº 10-A. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con 
 válvulas IPO. 
Fig. Nº 10-B. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con 
 válvulas IPO. 
Fig. Nº 10-C. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con 
 válvulas IPO. 
Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para 
 calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo. 
Fig. Nº 12. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo. 
 PASO 1. 
Fig. Nº 13. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo. 
 PASO 2. 
Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo 
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 multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 1. 
Fig. Nº 15. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo 
 multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 2 y 3. 
Fig. Nº 16. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo 
 multifásico en tuberías, con el Wellflo. 
Fig. Nº 17. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo 
 multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 4. 
Fig. Nº 18. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo 
 multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 5. 
Fig. Nº 19. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo 
 multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 6. 
Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda. 
Fig. Nº 21. Sección modelo avanzado de válvulas o para comprobar 
 la consistencia de la información. 
Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico 
 de la válvula. 
Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula. 
Fig. Nº 24. Selección del modelo para calcular IPR actual. 
Fig. Nº 25. Comprobación del comportamiento actual de producción, 
 con el Wellflo. 
Fig. Nº 26. Análisis del daño para aumentar oferta del fluido. 
Fig. Nº 27. Análisis nodal para disminuir demanda de energía en 
el fondo. 
Fig. Nº 28. Curva de rendimiento del pozo de LAG. 
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ÍNDICE DE TABLAS 
 
Tabla Nº 1. Factores FORM para líneas de 4,0 pulgadas con 
 registrador de 100x100. 
Tabla Nº 2. Factores FORM para líneas de 2,067 pulgadas con 
 registrador de 100x1.500. 
Tabla Nº 3. Factores FORM para líneas de 2,067 pulgadas con 
 registrador de 100x2.000. 
 
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INTRODUCCIÓN 
El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos mas utilizados a nivel 
mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Conceptualmente 
es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de 
producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna 
de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el 
peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para 
levantar la producción hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo más profundo 
posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas 
adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso. 
Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al sistema 
es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petróleo 
posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del método puesto que 
esta es normalmente más pesada que el petróleo y no posee gas en solución para asistir 
al levantamiento de los fluidos. 
El presente curso tiene como objetivo: describir los procedimientos de diseño y rediseño 
de instalaciones de LAG continuo, diagnosticar y optimizar pozos y sistemas de 
Levantamiento Artificial por Gas. Antes de distribuir el gas se analiza y diagnóstica el 
funcionamiento del equipo de levantamiento para realizar las recomendaciones 
necesarias para profundizar el punto de inyección de gas en el pozo para lo cual se 
describe una metodología de análisis y diagnóstico de pozos que producen mediante 
Levantamiento Artificial por Gas. 
El curso está estructurado en varios capítulos. En los cuatro primeros capítulos se 
presentan los conocimientos previos requeridos para comprender el diseño y rediseño de 
instalaciones de LAG. En los capítulos 5 y 6 se detallan los procedimientos de diseño y 
rediseño respectivamente. En el capítulo 7 se describen los indicadores para medir la 
eficiencia de levantamiento en el pozo de Levantamiento Artificial por Gas así como 
también se establece la necesidad de optimizar el sistema. En el capítulo 8 se describe la 
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información requerida para realizar el análisis y diagnóstico del equipo de levantamiento 
en el pozo. En el capítulo 9 se presenta; la metodología de análisis y diagnóstico a nivel 
de pozo. En el capítulo 10 se aplica la técnica del Análisis Nodal para detectar cuellos de 
botella en el sistema yacimiento – completación – pozo – facilidades de superficie. 
Finalmente, en el capítulo 11 se describe una metodología de optimización del Sistema 
de Levantamiento Artificial por Gas y el algoritmo de distribución del gas de 
levantamiento entre los pozos asociados al Sistema . 
 
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CAPÍTULO I 
 
El Sistema de Producción 
 
1.1 El Sistema de producción y el proceso de producción 
 
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las 
facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo 
creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó 
cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el 
hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos 
hidrocarburos extraídos de los yacimientos. 
 
 
 - Proceso de producción 
 
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos 
desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la 
estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes 
claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. 
Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del 
yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la 
estación de flujo, Psep. 
 
PROCESO DE PRODUCCION 
TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO 
EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA 
EL SEPARADOR 
PRESIÓN DE ENTRADA: 
 PRESIÓN DE SALIDA: 
Pseparador Psep) 
LINEA DE FLUJO
O
P
O
Z 
Pestática promedio 
YACIMIENTOCOMPLETACIÓN 
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 - Recorrido de los fluidos en el sistema 
 
o Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el 
yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del 
medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la 
presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el 
medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías 
del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas 
grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el 
pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos 
horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo. 
 
o Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan 
la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, 
normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, 
normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. 
En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o 
trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración 
de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área 
expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo 
con una presión Pwf. 
 
o Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la 
tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las 
paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh. 
 
o Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor 
de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá 
fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la 
presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo 
superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la 
presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. El 
resto del gas se termina de separar en el tanque de almacenamiento. 
 
 
1.2 Capacidad de producción del sistema 
 
La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las 
características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, 
de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la 
capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación. 
 
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La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la 
pérdida total, es decir,a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, 
Psep: 
 Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl 
 
Donde: 
 
 ∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). 
 ∆Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). 
 ∆Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). 
 ∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal) 
 
 
Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la 
disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho 
balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del 
pozo, separador, etc. 
 
Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de 
flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega 
dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar 
y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. 
 
Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo: 
 
 Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc 
 Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp 
 
 
En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: 
 
 Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp 
 Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl 
 
 
 
• Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR. 
(VLP: Vertical Lift Performance e IPR: Inflow Performance Relationships) 
 
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del 
caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del 
yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida 
del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de 
energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como 
el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de demanda es la VLP 
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• ¿Como realizar el balance de energía? 
 
El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o 
gráficamente. 
 
Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la 
presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, 
el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la 
complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las ∆P’s en función del caudal 
de producción. 
 
Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se 
obtiene el caudal donde se interceptan. 
 
Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo 
matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello 
permitirá computar ∆Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar 
la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de 
demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico 
en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆Pl y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el 
comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico 
en tuberías serán tratados en los próximos capítulos. 
 
 
1.3 Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial 
 
Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los 
fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y 
conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir 
por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es 
siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se 
requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la 
demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos 
desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de 
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de Levantamiento Artificial de 
mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por 
Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-
Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo 
Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J). 
 
 El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos 
de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de 
presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos 
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sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación 
de agua ó gas, etc. 
 
1.4 Análisis Nodal: Optimización del sistema 
 
Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es 
optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto 
en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples 
balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el 
proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de 
producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo 
que aun no ha sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás en forma 
ineficiente. 
 
Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que 
a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción del sistema, 
si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la visualización 
gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) 
o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por 
ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la 
producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador 
que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para optimizar pozos que producen por 
flujo natural o por Levantamiento Artificial. 
 
En la siguiente sección se presenta, a través de un ejemplo, la descripción del uso de uno 
de los simuladores mas completos del proceso de producción: el “Wellflo” el cual nos 
permite determinar la capacidad de producción del sistema y optimizarlo mediante la 
técnica del Análisis NodalTM. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM” (de EPS: Edimburgo 
Petroleum Service Ltd.) 
 
Ejercicio 
propuesto 
para calcular 
la capacidad 
de producción 
Determine la capacidad de producción del siguiente pozo capaz de 
producir por flujo natural: 
 
Psep = 100 lpcm Pb= 1800 lpcm 
RAP = 0 L = 3000 pies de 2” (sin reductor) 
RGP = 400 pcn/bn γg = 0.65 
API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) 
Øtub = 2-3/8" OD Pws = 2200 1pc 
Prof.= 5000 pies J = 1,0 bpd/lpc 
 
Se recomienda utilizar un simuladorpara análisis nodal: NAPS, 
WELLFLO, PIPESIM o PROSPER. (La solución dada por K. Brown es 
aproximadamente 870 bpd utilizando las curvas de gradiente del. Tomo 
IV de la serie “The Technology of Artificial Lift Methods”) 
Este ejercicio se resolverá con el Wellflo. Abra el simulador Wellflo con el icono que se 
encuentra en el escritorio ó ejecute programas desde el inicio, luego siga los pasos que se 
dan a continuación: (las palabras en negritas son en inglés por lo que no llevaran el acento 
ortográfico). 
 
PASOS: 
 
1. Seleccionar el Sistema de Unidades (Unidades de Campo) 
Configure Units Oilfield Units (psig) – locked 
 
2. Ingresar datos de identificación 
 
Data Preparation General Data 
 
3. Definir nivel de referencia de las profundidades 
Darle doble click al icono del árbol de navidad (Xmas Tree) para indicar el nivel de 
referencia de las profundidades. Si no desea considerar la elevación de la mesa rotaria 
con respecto al “flange” ingrese cero en las elevaciones requeridas en la ventana. 
 
4. Ingrese datos de desviación del pozo. 
 
Data Preparation Deviation Data Well Data 
 
 Aquí se ingresan las profundidades obtenidas en el “survey” de desviación del pozo 
(MD y TVD) hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones. 
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5. Definir el tipo de pozo y el tipo de flujo: 
 
 Data Preparation Well and Flow Type 
Flow Type: Tubular Well Type: Production 
6. Ingresar datos del Yacimiento y sus fluidos 
 
Data Preparation Reservoir Control 
 
 Definir el tipo de fluido (Black Oil), el Modelo para la IPR , la Orientación del Pozo 
(Vertical), las propiedades del fluido y del yacimiento o capa(s) productoras. 
 
 
 
 
a) Fluid Parameters 
 
Aquí se ingresan los datos del fluido producido tales como °API, Gravedad 
específica del gas, salinidad del agua. En Layer Data (ventana de Oil Fluid 
Parameters) se debe ingresar el GOR o RGP de formación y el corte de agua. 
Cuando aparecen las correlaciones con asterisco (*) quiere decir que esos 
parámetros (Pb, Rs, Bo, etc.), ya han sido ajustados. 
Luego hacer “clic” al botón “Check” para reproducir los datos del PVT. Si no 
reproduce la Pb con el valor de Rs a la temperatura del PVT se debe ajustar la 
mejor correlación en la sección “Match”. 
Al accionar el botón “Match” se observa si existe similitud entre los valores del 
PVT introducido, y los valores calculados por el simulador a través de las 
distintas correlaciones. Se puede hacer un mejor ajuste con el botón “Best Fit” el 
programa determinará unos parámetros de ajuste para la correlación seleccionada 
(Tuning Parameters). 
En caso de que se tenga una tabla con valores de viscosidad obtenidos a través de 
una prueba de laboratorio en la cual se haya medido la viscosidad de una 
emulsión con distintos cortes de agua; se puede editar la misma con el botón 
“Emulsión Viscosity”, activando la casilla “Use emulsion corrections”; y luego 
se entra a la tabla para ingresar los valores de viscosidad de la emulsión. Con 
esto se obtienen cálculos de flujo multifásico para crudo emulsionado mas 
cercano a la realidad. 
 
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b) Test Point Data Edit Layer 
 Aquí se coloca la presión registrada por el sensor en la cara de la arena (Pwf) 
y la tasa para ese momento; suministrados por una prueba dinámica de P y T ó 
“Flowing”. También se coloca la Presión Estática (Pws), temperatura y el punto 
medio de las perforaciones. 
 
 Luego: Calculate J 
 
 
 AOF 
 
 Para graficar la IPR: Choose IPR Plot 
 
c) Layer Parameters Edit Layer 
 Aquí se introduce la K efectiva al petróleo a la saturación de agua irreducible, 
tomado de un “Build Up” interpretado a condiciones iniciales (cuando aún no 
se ha liberado gas), el espesor de ANP (dado por el Petrofísico) y el radio del 
pozo. 
 
Geometría del Area de Drenaje: Pseudo-radial flow (default) 
 
 Configure Circular Ok Se introduce el radio de drenaje. 
 
d) Ingrese el índice de productividad 
 
Manual Edit Layer 
 Esta opción se utiliza cuando se conoce el Indice de Productividad (J). 
 
e) Skin Analisis: 
Se activa cuando se desea calcular el daño. En caso contrario se ingresa el 
daño total obtenido de la interpretación de un “Build-Up” reciente. 
 
7. Data Preparation Equipment Data Well Data 
 
8. Data Preparation Equipment Data Surface Data 
 
9. Data Preparation Gas Lift Data 
 
 
 
10. Cálculos: 
 
- Curvas de gradiente: Analisis Pressure Drop 
- Análisis Nodal: Analisis Operating Point 
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CAPÍTULO II 
 
Generalidades del LAG 
 
2.1 Concepto 
Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para 
su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. 
 
2.2 Tipos de LAG 
Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas: 
 LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido 
para levantarla bajo condiciones de flujo continuo. 
 
 LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido 
para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido. 
 
 
Ilustración En la siguiente figura los dos tipos básicos de LAG: 
Contínuo Intermitente
Gas Gas
Líquido + Gas 
Tapón de líquido
+ gas
Rangos de El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos d d li i di E l i i t t bl
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aplicación que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se 
muestran los rangos de aplicación en el método de levantamiento 
artificial por gas continuo e intermitente. 
 
 
Rangos de 
aplicación cont. 
LAG Continuo LAG Intermitente 
 Se utiliza en pozos con alta a 
mediana energía (presiones 
estáticas mayores a 150 lpc/1000 
pies) y de alta a mediana 
productividad (preferentemente 
índices de productividad mayores 
a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar 
altas tasas de producción (mayores 
de 200 bpd). La profundidad de 
inyección dependerá de la presión 
de gas disponible a nivel de pozo. 
Se aplica en pozos de mediana a 
baja energía (presiones estáticas 
menores a 150 lpc/1000 pies) y de 
mediana a baja productividad 
(índices de productividad menores 
a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces 
de aportar altas tasas de 
producción (menores de 100 bpd).
 
Rango de tasas en 
flujo continuo 
La tabla que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown 
para establecer las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones de 
flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en 
diferentes tamaños tuberías de producción, los cálculos fueron 
realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn. 
 Diámetro nominal qmax, bpd qmin,bpd 
 2 2,500 200-250 
 2 ½ 3,000 350-500 
 3 4,000 500-750 
 
Deslizamiento y 
fricción 
Para tasas mayores a la máxima se perderámucha energía por fricción y 
menores a la mínima se desestabilizará el flujo continuo por deslizamiento de 
la fase líquida. 
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Pwf,
lpc
ql, bpd
Fricción
Deslizamiento
qmin qmax
¿LAG Continuo ó 
Intermitente? 
En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de 
flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la 
fase líquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este 
fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo y para 
minimizarlo ó eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa 
de inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para 
levantar solamente de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo 
de gas de levantamiento es detener la inyección de gas para darle 
chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima de la 
válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido 
para desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos 
de inyección dependerá del tiempo requerido para que la formación 
aporte un nuevo tapón de líquido a la tubería de producción. 
Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas 
de levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad ó a las dos 
terceras partes de lo que se consumiría diariamente en un 
levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte de gas de 
la formación es alto, probablemente sea mejor producir en forma 
continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo. En los 
pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la 
misma tasa con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAG-
Continuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.
 
 
2.2.1 Levantamiento artificial por gas continuo 
Descripción En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo mas profundo posible en la columna de fluido a 
través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la 
presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de 
presión a través del área de drenaje para que la formación productora 
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aumente la tasa de producción que entrega al pozo. 
Mecanismos de 
levantamiento 
En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de 
levantamiento involucrados son: 
 
 Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que 
aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del 
yacimiento. 
 Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida. 
 Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas 
 
Ilustración La siguiente figura ilustra el levantamiento artificial por gas en flujo continuo. 
Pws
Dov
Gg
RGLf
CHP
∆P
Pod
RGLt
Pwf
Presión
THP
Pio
Ppd
RGLi = RGLt - RGLf (pcn/bn)
qgi = RGLi . ql / 1000
qgi = ( RGLt - RGLf ) . ql / 1000
(Mpcn/d)
Sustituyendo RGLi
φ asiento α ( qgi / ∆P )
Piod
Eficiencia del 
LAG continuo 
La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el 
consumo de gas requerido para producir cada barril normal de 
petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el 
punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al 
comportamiento de producción del pozo. 
 
Máxima 
profundidad de 
inyección 
La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad 
operacionalmente posible, la cual está a dos ó tres tubos por 
encima de la empacadura superior. Cuando se dispone de suficiente 
presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de
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presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de 
líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula operadora se 
coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de 
utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado 
para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar varias 
válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de 
válvulas de descarga, ya que ellas descargaran por etapas el líquido 
que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un 
espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de 
las mismas permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar 
así el gas por el punto más profundo posible. 
 
 
Tasas de 
inyección de gas 
adecuada 
Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyección de 
gas dependerá de la tasa de producción, del aporte de gas de la 
formación y de la RGL total requerida por encima del punto de 
inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se 
conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación 
productora. 
 qiny = (RGLt - RGLf) ql / 1000. 
donde: 
qiny = Tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d. 
RGLt = Relación Gas-Líquido total, pcn/bn. 
RGLf = Relación Gas-Líquido de formación, pcn/bn. 
ql = Tasa de producción de líquido (bruta), b/d. 
 
Qiny para pozos 
con IPR 
desconocida 
La RGL total será la correspondiente a gradiente mínimo para aquellos 
pozos donde no se conoce el comportamiento de afluencia de la 
formación productora. La ecuación de W. Zimmerman presentada a 
continuación permite estimar valores conservadores de la RGL 
correspondiente a gradiente mínimo 
 RGLgrad.min = [a + (b.Dv/1000)] * cotgh(c.ql/1000) 
donde: 
a = (25.81+13.92 w)ID2 –145 
b = 139.2-(2.7766+7.4257 w)ID2 
c = [(1-0.3 w)(3-0.7 ID)] + [(0.06-0.015 w-0.03 w ID)Dv/1000] 
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Con: 
w = Fracción de agua y sedimento, adimensional. Rango de w<0.65 
ID = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. Rango de 2, 2.5 
y 3" 
Dv = Profundidad del punto de inyección, pies. Rango de 
2000<Dv<10000 
ql = Tasa de producción de líquido, b/d. Rango de ql >50 
RGLgrad.min = RGL cercana a gradiente mínimo, pcn/bn. 
cotgh (x) = Cotangente hiperbólica de x = (e2x+1) / (e2x-1) 
 
 
Ejemplo Determine la RGL correspondiente a gradiente mínimo para un pozo de 800 bpd con 50 % de AyS y 422 pcn/bn de RGLf, 
completado con tubería de 2 7/8” (ID= 2.441 pulg.) y que produce 
con LAG Continuo inyectando gas a través de una válvula de gas 
lift asentada a 7900 pies de profundidad. ¿Cuántos Mpcnd de gas le 
recomendaría inyectar a este pozo? (Use la hoja de excel RGLmin-
grad del anexo 1 del CD) 
(Solución: RGLgrad.min.=1122 pcn/bn, qiny = 560 Mpcnd de gas)
 
Qiny para 
pozos con IPR 
conocida 
Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación 
productora se debe utilizar un simulador de análisis nodal que 
permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de gas sobre 
la tasa de producción del pozo. La representación gráfica de la tasa 
de producción en función de la tasa de inyección de gas recibe el 
nombre de Curva de Rendimiento del pozo de LAG continuo. 
Ilustración Las siguientes gráficas ilustran la determinación de la curva de rendimiento del pozo de LAG continuo. 
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Pwf
RGL
ql
ql
qiny 
 
 
Control de la 
inyección 
Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas se controla 
con una válvula ajustable en la superficie, la presión aguas arriba 
será la presión del sistemaó múltiple, mientras que la presión 
aguas abajo dependerá del tipo de válvulas utilizadas como 
operadora en el pozo y de la tasa de inyección de gas suministrada 
al pozo. 
 
 
 
 
 
Subtipos de 
LAG continuo 
 
Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular 
LAG continuo tubular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de 
revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos 
aportados por el yacimiento a través de la tubería de 
producción. 
LAG continuo anular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos 
aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes 
mencionado. 
Uso de tuberías enrolladas 
(“Coiled tubing”) 
Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde 
se inyecta el gas por una tubería enrollable introducida 
en la tubería de producción y se produce por el espacio 
anular existente entre la tubería de producción y el 
“Coiled tubing”. Esta variante se utiliza cuando se desea 
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reducir el área expuesta a flujo y producir en forma 
continua sin deslizamiento, o cuando por una razón 
operacional no se pueden usar las válvulas de 
levantamiento instaladas en la tubería de producción. 
Ilustración 
 
 
2.2.2 Levantamiento artificial por gas intermitente 
 
Descripción El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la 
tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, 
el tapón de líquido que aporta el yacimiento por encima del punto de 
inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para 
permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el 
aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de 
inyección. 
Mecanismos de 
levantamiento 
En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos 
de levantamiento involucrados son: 
 Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la 
inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del 
tapón de líquido. 
 Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido 
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hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación de flujo. 
 
Ilustración La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente. 
CERRADA
t i : TIEMPO DE INFLUJO t v : TIEMPO DE VIAJE t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN
Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e
ABIERTA CERRADA
N = 1440 / Tc
CERRADA
ABIERTA CERRADA
 
 
 
 
 
Ciclo de levantamiento 
intermitente 
a) Influjo ……….. 
 
 
 
 
 
 
 
 
b) Levantamiento … 
 
 
 
 
 
 
Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos 
consecutivos del tapón de líquido a la superficie. 
Inicialmente la válvula operadora está cerrada, la válvula 
de retención en el fondo del pozo se encuentra abierta 
permitiendo al yacimiento aportar fluido hacia la tubería 
de producción. El tiempo requerido para que se restaure 
en la tubería de producción el tamaño de tapón adecuado 
depende fuertemente del índice de productividad del 
pozo, de la energía de la formación productora y del 
diámetro de la tubería. 
Una vez restaurado el tapón de líquido, la presión del gas 
en el anular debe alcanzar a nivel de la válvula 
operadora, el valor de la presión de apertura (Pod) 
iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería de 
producción para desplazar al tapón de líquido en contra 
de la gravedad, parte del líquido se queda rezagado en 
las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y cuando el 
t ó ll l fi i l lt l id d d l i
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c) Estabilización … 
 
tapón llega a la superficie, la alta velocidad del mismo 
provoca un aumento brusco de la Pwh 
Al cerrar la válvula operadora por la disminución de 
presión en el anular el gas remanente en la tubería se 
descomprime progresivamente permitiendo la entrada de 
los fluidos del yacimiento hacia el pozo nuevamente. 
Eficiencia del LAG 
intermitente 
La eficiencia de levantamiento intermitente al igual que 
en el continuo se mide por el consumo de gas requerido 
para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia 
aumenta en la medida que se elige una frecuencia de 
ciclos que maximice la producción diaria de petróleo y se 
utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un 
levantamiento eficiente del tapón de líquido. 
 
Máxima 
profundidad de 
inyección 
La válvula operadora se debe colocar a la máxima 
profundidad operacionalmente posible la cual está 
a dos ó tres tubos por encima de la empacadura 
superior. Por lo general en este tipo de LAG no se 
requieren válvulas de descarga ya que la energía 
del yacimiento es baja y el nivel estático se 
encuentra cerca del fondo del pozo. 
 
 
 
 
 
Tasa de 
inyección de gas 
adecuada 
El volumen de gas de levantamiento que se 
suministra a la tubería de producción durante el 
período de inyección es aproximadamente el 
requerido para llenar dicha tubería con el gas 
comprimido proveniente del anular. El consumo 
diario será el volumen anterior multiplicado por el 
número de tapones que serán levantados al día. 
Las restricciones en la superficie juegan un papel 
muy importante en el volumen de gas requerido 
por ciclo. 
Control de la 
inyección 
Para el LAG intermitente la tasa de inyección 
diaria de gas se controla con una válvula ajustable 
en la superficie conjuntamente con una válvula 
especial (piloto) en el subsuelo o con un 
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controlador de ciclos de inyección en la superficie.
 
Subtipos de LAG 
intermitente 
Existen tres subtipos de LAG intermitente: 
 LAG intermitente convencional. 
 LAG intermitente con cámara de acumulación. 
 LAG intermitente con pistón metálico. 
LAG intermitente 
convencional 
En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno 
de la tubería de producción para el almacenamiento de los 
fluidos aportados por la formación y el gas desplaza 
directamente al tapón de liquido en contra de la gravedad. 
Normalmente se utiliza cuando la presión estática del 
yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos 
(aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 
pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc). 
LAG intermitente con 
cámara de 
acumulación 
(Chamber lift) 
En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el 
revestidor de producción y la tubería de producción para el 
almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas 
desplaza directamente al tapón de liquido inicialmente a favor de la 
gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se 
utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy 
bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc por 
cada 1000 pies) que con el intermitente convencional el tapón 
formado seria muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi 
nula. 
 
LAG intermitente 
con pistón metálico 
(Plunger lift) 
En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno 
de la tubería de producción para el almacenamiento de los 
fluidos aportados por la formación y el gas desplaza 
directamente un pistón metálico que sirve de interfase sólidaentre el gas inyectado y el tapón de líquido a levantar. Se 
utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el 
levantamiento del tapón. 
 
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Ilustración En la siguiente figura se presentan los diferentes subtipos de LAG intermitente. 
 
 
 
 
 
2.3 El Sistema de LAG 
 
El sistema de LAG está formado por un sistema de compresión, una red de distribución de 
gas a alta presión, equipos de medición y control del gas comprimido, los pozos 
conjuntamente con sus mandriles, válvulas de descarga y válvula operadora, y la red de 
recolección del gas a baja presión. 
 
Recorrido del gas El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de donde se envía a los pozos a través de una red de distribución, luego el gas de 
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levantamiento conjuntamente con los fluidos producidos a través de 
los pozos, es recolectado por las estaciones de flujo donde el gas 
separado es enviado al sistema de compresión a través de un sistema 
de recolección de gas a baja presión. 
Usos del gas 
comprimido 
Una fracción del gas comprimido es utilizado nuevamente con fines 
de levantamiento mientras que el resto es destinado a otros usos: 
compromisos con terceros, combustible, inyección en los yacimientos, 
transferencia a otros sistemas, etc. 
ilustración En la siguiente figura se presenta un sistema típico de LAG, las flechas indican el recorrido del gas en el sistema. 
Gas de
levantamiento
Planta de
compresión
Separador
Tanque
Bomba de
crudo Patio de
tanques
Múltiple de
producción
Pozo
Múltiple de
distribución
de gas
Producción
Pozo en
flujo
natural
Deshidratador
 
 
2.4 Balance de gas 
 
El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza parcialmente la 
capacidad del sistema de compresión. La capacidad de compresión restante es 
utilizada por el gas proveniente de los yacimientos y recolectado a través del sistema 
de baja presión. Para mantener controlado el uso eficiente de la capacidad de 
compresión de gas es necesario realizar balances de los volúmenes de gas utilizado 
tanto a nivel de pozo como a nivel de sistema. 
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En el pozo: La tasa de gas de levantamiento medido en el registrador de flujo de 
cada pozo, debe ser aproximadamente igual al la tasa de gas que 
deja pasar la válvula operadora de subsuelo bajo condiciones 
dinámicas de operación, es decir, bajo el diferencial de presión 
existente entre la presión del gas de inyección y la presión en la 
columna de fluido frente a la válvula. El gas aportado por la 
formación no se puede medir pero se determina por la diferencia 
entre el total medido en la estación durante la prueba del pozo y el 
gas de levantamiento inyectado simultáneamente al pozo. En los 
próximos capítulos se detallará el uso del medidor de orificio para 
calcular la tasa diaria de gas. 
 
 
 
En el sistema: El volumen diario de gas recolectado de las estaciones menos el 
quemado ó venteado, menos el extraído del sistema de baja presión 
para otros usos, debe ser igual al que entra al sistema de 
compresión. 
 
El volumen diario de gas que entra al sistema de compresión 
menos el extraído inter-etapas debe ser igual al descargado por el 
sistema, y este a su vez debe ser igual a la suma del volumen diario 
enviado a los diferentes usos: Transferencia a otros sistemas, 
inyectado al yacimiento, combustible, levantamiento artificial por 
gas, entregado a terceros, recirculación, etc. 
 
Finalmente el volumen diario enviado a los múltiples de LAG o 
Sistema de “Gas-lift” debe ser igual a la sumatoria de los caudales 
diarios de gas inyectado a los pozos asociados al sistema. Para el 
control y seguimiento de estos balances se colocan facilidades de 
medición en puntos estratégicos del sistema de gas con registradores 
de flujo debidamente codificados y reportados en sistemas 
corporativos de información y control. 
 
 
La calibración periódica de los instrumentos de medición y el mantenimiento 
operacional de las condiciones exigidas por la normativa de medición de gas, son 
claves para minimizar los errores obtenidos en estos balances. 
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CAPÍTULO III 
 
Consideraciones teóricas previas al diseño del LAG 
 
 
3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras 
 
 
Flujo de 
petróleo en el 
yacimiento 
 
 
 
 
El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece 
un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo 
dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de 
flujo de la formación productora, representada por el producto de la 
permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera 
(Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su 
viscosidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del 
tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden 
presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada 
uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión 
fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el 
yacimiento hacia el pozo. 
 
 
Estados de 
flujo: 
 
 
 
 
Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la 
presión con tiempo: 
 
1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0 
2. Flujo Continuo: dP/dt = 0 
3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante 
 
 
1) Flujo No-
Continuo o 
Transitorio 
(Unsteady 
State Flow): 
 
 
 
 
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de 
drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que 
inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se 
encontraba cerrado ó viceversa. La medición de la presión fluyente en el 
fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia 
para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya 
interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, 
permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como por 
ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h), el factor de daño a la 
formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser 
de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de 
la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se 
estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de 
producción en este estado de flujo. 
Msc. Ricardo Maggiolo 
 
107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884 
 
 
 
 
 
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Transición 
entre estados 
de flujo 
 
 
Después del flujo transitorio este período ocurre una transición hasta 
alcanzarse una estabilización ó pseudo-estabilización de la distribución 
de presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior 
del área de drenaje. 
 
 
 
 
2) Flujo 
Continuo o 
Estacionario 
(Steady State 
Flow): 
 
 Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área 
de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se 
estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo 
perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a 
un gran acuífero, de tal forma que en el borde exteriorde dicha área 
existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período 
de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es 
constante y está representado por la diferencia entre la presión en el 
radio externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y 
la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw ó 
radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la misma 
profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las 
perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial (Pws-
Pwfs), tradicionalmente conocido como “Draw-down”, se establecerá 
un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo. 
 
 
 
 
Ecuaciones de 
flujo para 
estado 
continuo. 
 
A continuación se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial que 
permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de 
aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor 
bajo condiciones de flujo continuo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Ecuación de 
Darcy para 
flujo en estado 
continuo. 
 
 
 Ecuación 3.1 
 
[ ] dpBoo
Kro
qoaSrwreLn
hK
q
Pws
Pwfs
o ∫++= .')/(
.00708,0
µ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Donde: 
 qo = Tasa de petróleo, bn/d 
 K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md 
 h = Espesor de la arena neta petrolífera, pies 
 Pws = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm 
 Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpcm 
 re = Radio de drenaje, pies 
 rw = Radio del pozo, pies 
 S = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño, S<0 Pozo estimulado, adim.
 a’qo = Factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta Ko y bajas qo) 
este término se incluye para considerar flujo no-darcy alrededor del 
pozo. 
 µo = Viscosidad de petróleo a la presión promedio [ (Pws + Pwfs)/2)], cps 
 Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, by/bn. 
 Kro = Permeabilidad relativa al petróleo (Kro=Ko/K), adim. 
 Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo (Ko=Kro.K), md. 
Ko, h, µo, Bo, S 
rw, 
Pwfs
re, 
Pws 
qo, RGP 
 
 
 
 
 
 
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Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) 
 
 
Simplificacion
es de la 
ecuación de 
Darcy: 
 
 
 La integral de la ecuación 3.1 puede simplificarse para yacimientos 
sub-saturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs, 
mayores que la presión de burbuja, Pb. Primeramente para presiones 
mayores a la presión de burbuja el producto µo.Bo es 
aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de la integral. 
En segundo lugar, dado que no existe gas libre en el área de drenaje, 
toda la capacidad de flujo del medio poroso estará disponible para el 
flujo de petróleo en presencia del agua irreductible Swi, es decir, el 
valor de Kro debe ser tomado de la curva de permeabilidades relativas 
agua-petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede salir 
de la integral. Normalmente el término de turbulencia a’qo solo se 
considera en pozos de gas donde las velocidades de flujo en las 
cercanías de pozo son mucho mayores que las obtenidas en pozos de 
petróleo. Bajo estas consideraciones la ecuación 3.1, después de 
resolver la integral y evaluar el resultado entre los límites de 
integración, quedará simplificada de la siguiente manera: 
 
 Ecuación 3.2 
 
( )
[ ]SrwreLnBoo
PwfsPwshKoqo +
−
=
)/(.
.00708,0
µ
 
 
 La misma ecuación puede obtenerse con la solución P(r,t) de la 
ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y de 
contorno, y evaluándola para r=rw. En términos de la presión 
promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría después de 
utilizar el teorema del valor medio: 
 
 Ecuación 3.3 
 
( )
[ ]SrwreLnBoo
PwfsPwshKoqo +−
−
=
5,0)/(.
.00708,0
µ
 
 
 
Propiedades 
del petróleo: 
µo, Bo 
 
Las propiedades del petróleo µo y Bo se deben calcular con base al 
análisis PVT, en caso de no estar disponible el PVT, se deben utilizar 
correlaciones empíricas apropiadas. 
 
 
 
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3) Flujo Semi-
continuo 
(Pseudo-steady 
State Flow): 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área 
de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = 
cte). Se presenta cuando se pseudo-estabiliza la distribución de 
presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un 
yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área 
no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento 
constituyen los bordes del área de drenaje o por que existen varios 
pozos drenando áreas adyacentes entre sí. 
Las ecuaciones homólogas a las anteriores pero bajo condiciones de 
flujo semicontinuo son las siguientes: 
 
Ecuación 3.4 ( )[ ]SrwreLnBoo
PwfsPwshKo
oq +−
−
=
5,0)/(.
.00708,0
µ
 
 
 En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la 
ecuación quedaría: 
 
Ecuación 3.5 ( )[ ]SrwreLnBoo
PwfsPwshKo
qo +−
−
=
75,0)/(.
.00708,0
µ
 
 Este es el estado de flujo mas utilizado para estimar la tasa de 
producción de un pozo que produce en condiciones estables. 
 
Uso 
importante 
de las 
ecuaciones 
 
Para estimar el verdadero potencial del pozo sin daño, se podrían utilizar 
las ecuaciones 3.2 y 3.5 asumiendo S=0 y compararlo con la producción 
actual según las pruebas, la diferencia indicaría la magnitud del daño ó 
seudodaño existente. 
 
 
 
Area de 
drenaje no 
circular: 
 
 
Los pozos difícilmente drenan áreas de formas geométricas definidas, 
pero con ayuda del espaciamiento de pozos sobre el tope estructural, la 
posición de los planos de fallas, la proporción de las tasas de 
producción de pozos vecinos, etc. se puede asignar formas de áreas de 
drenaje de los pozos y hasta, en algunos casos, la posición relativa del 
pozo en dicha área. 
 
Para considerar la forma del área de drenaje se sustituye en la ecuación 
3.5 el término “Ln (re/rw)" por “Ln (X)” donde X se lee de la tabla 1.1 
(anexo) publicada por Mathews & Russel, el valor de “X” incluye el 
factor de forma desarrollado por Dietz en 1965. 
 
 
 
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Tabla 1.1 
Factores “X” de Mathews & Russel 
 
 
 
 
 
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3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) 
 
 
A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en Ingeniería 
de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento: 
 
 
Indice de 
productividad 
 
 
 
 
 
Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa 
de producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la 
presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). Para el caso de 
completaciones a hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws- 
Pwf)= (Pws- Pwfs) De las ecuaciones 3.2 y 3.5 se puede obtener el 
índice de productividad, despejando la relación que define al J, es decir: 
 
Para flujo continuo: 
 Ecuación 3.6 () [ ]SrwreLnBoo
hKo
PwfsPws
qolpcbpdJ
+
=
−
=
)/(.
.00708,0)/(
µ
 
 
Para flujo semi-continuo: 
 Ecuación 3.7 ( ) [ ]SrwreLnBoo
hKo
PwfsPws
qolpcbpdJ
+−
=
−
=
75,0)/(..
..00708,0)/(
µ
 
 
En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había 
asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe 
utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que 
incluye el agua producida. 
 
Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc: 
 
 Baja productividad: J < 0,5 
 Productividad media: 0,5 < J < 1,0 
 Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0 
 Excelente productividad: 2,0 < J 
 
 
 
 
Eficiencia de 
flujo (EF) 
 
 
Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera 
productividad del pozo y recibe el nombre de Jideal y en lo sucesivo se 
denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de 
flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el 
ideal, matemáticamente: 
 
 EF= J/ J’ 
 
 
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IPR (Inflow 
Performance 
Relationships) 
 
 
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: 
 
 ql= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - ql/ J 
 
Obsérvese que la representación gráfica de Pwfs en función de ql es una 
línea recta en papel cartesiano. La IPR representa una foto instantánea 
de la capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo en un momento 
dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a 
través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la cercanías del 
pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se 
vaporizan sus fracciones livianas. 
 
 
Ejercicio para 
ilustrar el 
cálculo de J, 
EF, qo y Pwfs. 
 
Un pozo de diámetro 12 ¼” y bajo condiciones de flujo semicontinuo 
drena un área cuadrada de 160 acres de un yacimiento que tiene una 
presión estática promedio de 3000 lpcm y una temperatura de 200 °F, el 
espesor promedio del yacimiento es de 40 pies y su permeabilidad 
efectiva al petróleo es de 30 md. La gravedad API del petróleo es de 30° 
y la gravedad especifica del gas 0,7. La presión de burbuja es de 1800 
lpcm y de una prueba de restauración de presión se determinó que el 
factor de daño es 10. 
 
Se pregunta: 
 
1) ¿Cuál seria la tasa de producción para una presión fluyente de 2400 
lpcm? 
2) ¿El pozo es de alta, media o baja productividad? 
3) Si se elimina el daño, a cuanto aumentaría el índice de 
productividad? 
4) ¿Cuánto es el valor de la EF de este pozo? 
5) ¿Cuánto produciría con la misma presión fluyente actual si se elimina 
el daño? 
6) ¿Cuál seria Pwfs para producir la misma tasa actual si se elimina el 
daño? 
 
Nota: Utilice para las propiedades de los fluidos las correlaciones 
indicadas en la hoja de Excel “Correl_PVT” del Anexo 1 del CD de este 
curso. 
 
 
 
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3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) 
 
 
 
Solución : 
 
De la tabla 1.1 para un área de drenaje cuadrada con el pozo en el 
centro se tiene el siguiente factor de forma: 
 ( re/rw)= X = 0,571 A1/2/rw 
 
es decir, que el re equivalente si el área fuese circular seria: 
 
re equiv. = 0,571 A1/2 = 0,571x (43560x160) 1/2 = 1507 pies (Área circular 
= 164 acres) 
 
Con el valor de la Pb se obtiene la solubilidad de gas en el petróleo 
Rs,utilizando la correlación de Standing que aparece en la Tabla1.1, 
luego se evalúan el factor volumétricoBo y la viscosidad µo tanto a 
Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son 
los siguientes: 
Rs = 311 pcn/bn 
Bo = 1,187 by/bn 
µo = 0,959 cps 
 
Después de obtener los valores de las propiedades se aplican la 
ecuación para determinar qo, J, EF,y Pwfs. 
 
1) ( )[ ]1075,0))24/25,12/(1507(187,1.959,0
1800300040.30.00708,0
+−
−
=
Ln
qo = 260 bpd 
 
2) J = 0,433 bpd/1pc, luego es de baja productividad 
3) J’ = 1,03 bpd/1pc 
4) EF = 0,42 
5) q1 = 618 bpd 
 6) Pwfs = 2790 1pcm 
 
 
 
Flujo de 
petróleo y gas 
en yacimientos 
saturados 
 
En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws, es menor 
que la presión de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida 
(petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizó del petróleo). El 
flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo 
disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuación se 
describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener 
flujo bifásico en el yacimiento. 
 
 
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La ecuación general de Darcy establece que: 
 
( ){ }∫+=
Pws
Pwfs
ooo dpBKrSrwreLn
Khqo ./
)/(
00708,0 µ 
 
Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws 
<Pb, la ecuación general quedaría (Flujo semicontinuo): 
 
dp
oBo
Kro
rwreLn
Khq
Pws
Pwfs
o ∫−=
−
µ4/3)/(
0810.7 3 
 
 
uoBo
Kro : Es una función de presión y adicionalmente Kro es una función 
de la saturación de gas. Un gráfico típico de dicho cociente v.s presión 
se observa en la figura que se muestra a continuación. 
 
 Ilustración 
 
 
 
 
 
 
uoBo
Kro 
 
Areadp
oBo
Kro
Pws
Pwfs
=∫ µ
PwsPwfs
 
 
 
Trabajo de 
Vogel 
 
Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades 
relativas y análisis PVT conocidos, se podrían calcular para cada valor 
Pwfs el área bajo la curva de Kro/µoBo desde Pwfs hasta Pws y estimar 
la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta forma en un 
momento de la vida productiva del yacimiento se puede calcular la IPR 
para yacimientos saturados. Inclusive a través del tiempo se podría 
estimar como varía la forma de la curva IPR a consecuencia de la 
disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento 
progresivo de la saturación de gas, en el área de drenaje, en la medida 
que se agota la energía del yacimiento. 
 
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Trabajo de 
Vogel (cont.) 
Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de 
saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance 
de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de 
agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose 
en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimiento que producen 
por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que obtuvo una 
curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento 
después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información 
de la saturación de gas y Krg. 
 
Ecuación y 
Curva de 
Vogel para 
yacimientos 
saturados 
 
Como resultado de su trabajo Vogel publicó la siguiente ecuación para 
considerar flujo bifásico en el yacimiento: 
 
 
2
8.02.01max/ 





−





−=
Pws
Pwfs
Pws
Pwfsqqo 
 
La representación gráfica de la ecuación anterior es la curva IPR 
adimensional presentada por Vogel, y que se muestra a continuación: 
 
 
 
 
Validez de la 
ecuación de 
Vogel 
La solución encontrada ha sido ampliamenteusada en la predicción de 
curvas IPR cuando existen dos fases (liquido y gas) y trabaja 
razonablemente según Vogel para pozos con porcentajes de agua hasta 
30%, sin embargo, en la literatura se encuentran casos de hasta un 50% 
de AyS. 
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Ejercicio para 
ilustrar el uso 
de la ecuación 
de Vogel 
 
Dada la siguiente información de un pozo que produce de un 
yacimiento saturado: 
 
Pws= 2400 lpc 
qo= 100 b/d 
Pwf= 1800 lpc 
Pb = 2400 lpc. 
Calcular la tasa esperada para Pwf = 800 lpc 
 
Solución : 
Primero se debe resolver la ecuación de Vogel para obtener el qomax 
 
2
8.02.01
max






−





−
=
Pws
Pwf
Pws
Pwf
qoqo 
Sustituyendo: 
 bpdqo 250
2400
1800
8.0
2400
1800
2.01
100max
2
=






−





−
= 
Luego para hallar qo para Pwf = 800 lpc se sustituye Pwf en la misma 
ecuación de Vogel: 
 
bpdqo 211
2400
800
8.0
2400
800
2.01250
2
=














−





−= 
 
 
Construcción 
de la IPR para 
Yacimientos 
Saturados 
 
Para construir la IPR para yacimientos saturados se deben calcular con 
la ecuación de Vogel varias qo asumiendo distintas Pwfs y luego 
graficar Pwfs v.s. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener las 
correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la 
ecuación de Vogel, el cual quedaría: 
 
( )[ ]max/80811125.0 qoqoPwsPwfs −+−−= 
 
Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento 
hacia el pozo en un momento dado. Como ejercicio propuesto 
construya la IPR correspondiente al ejercicio anterior. 
 
 
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34 
 
 
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3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) 
 
 
Flujo de gas y 
petróleo en 
yacimientos 
sub-saturados 
 
En yacimientos subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) 
para Pwfs> Pb y flujo bifásico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR 
tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un 
comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra 
en la siguiente figura. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Nótese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb 
Ecuación de 
Vogel para 
yacimientos 
subsaturados 
Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen 
ecuaciones particulares: 
 
En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple: 
 
 Jq )(. PwfsPws −= 
 
de donde, J se puede determinar de dos maneras: 
 
1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb. 
 
 )(
)(
pruebaPwfsPws
pruebaqJ
−
= 
 
2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación 
de Darcy: 
 
 ( )[ ]SrwreLnoBo
hKo
J
+−
=
75.0/
.00708,0
µ 
Pwfs ≥ Pb 
Pwfs ≤ Pb 
qmax 
Pws 
Pb 
qb, Pb 
qb
Msc. Ricardo Maggiolo 
 
107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884 
 
 
 
 
 
35 
 
 
Programa de Adiestramiento 2004 
 
 
 
En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs > Pb, se cumple: 
 
 ( ) 













−





−−+=
2
8,02,01max
Pb
Pwfs
Pb
Pwfs
qbqqbq 
 
 )(. PbPwsJqb −= 
 
 
8,1
.max PbJqbq =− 
 
La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una 
distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último 
punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de 
productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la 
ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb). 
 
Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a 
resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos 
últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene: 
 














−





−+−
=
2
8,02,01
8,1 Pb
Pwfs
Pb
PwfsPbPbPws
q
J 
 
El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por 
debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede 
determinar qb y qmax quedando completamente definida la ecuación de 
q la cual permitirá construir la curva IPR completa. 
 
 
 
 
Ejercicio para 
ilustrar el uso 
de la ecuación 
de Vogel 
extendida para 
yacimientos 
subsaturados 
usando la 
ecuación de 
Darcy 
 
Dada la información de un yacimiento subsaturado: 
 
Pws = 3000 lpc Pb = 2000 lpc 
µo = 0,68 cps Bo = 1,2 md. 
Ko = 30 md. h = 60 pies 
re = 2000 pies rw = 0,4 pies 
 
Calcular: 
1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb. 
2.- La qmax total. 
3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc 
 b) 1000 lpc 
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Programa de Adiestramiento 2004 
 
 
 
Solución: 
 
) Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy: 
 
( )
( )( )
( )
( ) ( )[ ]075.04.0/200068.02.1
200030006010)30(08.7
4/3/
1008.7 33
++
−
=
+−
−
=
−−
LnSrwreLnBouo
PwfsPwsKhqb 
 
 evaluando se obtiene qb db /2011= 
Luego ...... lpcbpd
PbPws
qb
J /011.2
20003000
2011
=
−
=
−
= 
 
) Aplicando la ecuación de qmax en función de J se tiene: 
 
 ( ) bpdJPbqb 4245
8.1
2000011.2
2011
8.1
=+=+q max = 
 
 
3.a) ( ) ( ) bdpPwfsPwsJqo 100525003000011.2 =−=−= 
 
3.b) ( ) dosustituyen
Pb
Pwfs
Pb
Pwfs
qbqqbqo














−





−−+=
2
8.02.01max 
 
 dbqo /3575
2000
1000
8.0
2000
1000
2.01)20114245(2011
2
=














−





−−+= 
 
 
Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se 
calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo. 
 
 
 
 
Ejercicio para 
ilustrar el uso 
de la ecuación 
de Vogel 
extendida para 
yacimientos 
subsaturados 
usando los 
resultados de 
una prueba de 
flujo. 
 
Dada la información de un yacimiento subsaturado: 
 
Pws = 4000 lpc 
Pb = 3000 lpc y 
qo = 600 b/d para una Pwfs = 2000 lpc. 
 
Calcular: 
1.- La qmax. 
2.- La qo para Pwfs= 3500 lpc. 
3.- La qo para Pwfs= 1000 lpc. 
 
Procedimiento: 
Para resolver este problema, primero se determina el índice de 
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Programa de Adiestramiento 2004 
 
 
productividad utilizando la solución obtenida para J al resolver el 
sistema de ecuaciones para la parte curva de la IPR ya que Pws>Pb y 
Pwfs<Pb, luego con J se aplica la ecuación de qb y la de qmax 
 
 
1) lpcbpd /324.0
3000
2000
8.0
3000
2000
2.01)8.1/3000(30004000
600
2
=














−





−+−
J = 
 
 ( ) bpdlpclpcbpdPbPwsJqb 324)30004000(/324.0 =−=−=
 
 dbJpbqbq /864
8.1
)3000(324.0
324
8.1
max =+=+= 
 
2) ( ) bpdlpclpcbpdPwfPwsJqo 162)35004000(./324.0 =−=−=
 
3) [ ] ( ) ( ) dbqo /7803000/10008.03000/10002.01324864324 2 =


 −−−+=
 
 
Igualmente, si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de 
Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. 
qo. 
 
 
 
 
Nota 
importante 
Para cada tasa producción, q, existe una caída de presión en el 
yacimiento representada por ∆Py = Pws-Pwfs 
 
 
 
En 
resumen 
Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) 
el área de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de 
presión que dependerá de la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este 
diferencial provocará el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y 
la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá 
fundamentalmente del índice de productividad del pozo. 
 
La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de