CURVAS IPR. PRODUCCIÓN.

INTRODUCCIÓN. Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con respecto al sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de equipos de levantamiento artificial, así como su evaluación económica será necesario predecir el comportamiento del yacimiento y el comportamiento IPR de sus pozos productores. El cálculo de la productividad de los pozos petroleros pueden ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de producción. La curvas de IPR son usadas también con un método para optimizar los parámetros de producción y para determinar el IPR para un tiempo dado se realizan procedimientos iterativos para calcular primero el estado de agotamiento. Las curvas analíticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier estado de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades PVT de los fluidos son conocidas.

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

, que se puede obtener de la definición del

índice de productividad: = J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws -

/J

CURVA IPR (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 LA CURVA IPR.

 Mecanismos de Producción del yacimiento.

 Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo (Kro) al incrementar la 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.

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Es la razón de la tasa de producción q0 (bls/dia) a la presión diferencial (PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor es el inverso de la pendiente de la curva IPR es además una aproximación, para describir el comportamiento de influjo de un

pozo de petróleo. El índice

de productividad es una medida de potencial del pozo o en su capacidad de producir fluidos. CATALOGACIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD J < 0,5

Mal productor

0,5 ≤ J ≤ 1,0 Productividad media 1,0 ≤ J < 2 J≥2

Buen productor Excelente productor

Al inicio de la producción se tienen valores de J muy altos en ese momento no se pueden determinar el J si no cuando está estabilizado. El valor de J es un valor que varia a lo largo de la vida productiva del pozo. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SE ESTIMA:  Dado un valor del caudal en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de Pws.

 Luego se tabula y gráfica Pwf vs QO.  Se repite el paso anterior para otros valores asumidos y se contruye una curva de oferta de energia del sistema o curva IPR.

EFICIENCIA DE FLUJO. (EF) Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal.

FACTOR DE DAÑO. (S) Se define como daño de formación (S), como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo. Esta reducción (S) puede ser causada por las diferentes fases de un pozo desde su perforación hasta su vida productiva: •

Durante la Perforación.

•

Durante la Cementación.

•

Durante la Completación.

•

Durante el Cañoneo.

•

Durante una estimulación matricial

•

Durante un fracturamiento hidráulico.

•

Durante el Proceso de Producción del pozo.

COMPORTAMIENTO

DE

AFLUENCIA

DE

FORMACIONES

PRODUCTORAS. La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes, y las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultáneo de petróleo, agua y gas, las heterogeneidades del yacimiento, etc. La capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo se cuantificará a través de modelos matemáticos simplificados.

FLUJO NATURAL. Se dice que un pozo fluye por flujo natural, cuando la energía del yacimiento es suficiente para levantar los barriles de fluidos desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo en la superficie.

AREA DE DRENAJE

qo rw,Pwf

ko, h, µo, βo, S

Con fines de simplificar la descripción del flujo de fluidos en el yacimiento se considerara el flujo de petróleo negro en una región del

yacimiento. Drenada por el pozo comúnmente conocido como volumen de drenaje y adicionalmente se asumirá homogéneo y de espesor constante (h), por lo que en lo sucesivo se habla de área de drenaje del yacimiento.

FLUJO DE PETROLEO EN EL YACIMIENTO El movimiento de petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje, 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 x h) y la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad µo; dado que la distribución de la presión cambia a través del tiempo, es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden representarse en el área de drenaje al abrir la producción de 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.

ESTADO DE FLUJO. Existen tres estados de flujo dependiendo como es la variación de la presión con el tiempo. 1.- Flujo no continuo; donde dp/dt ≠ 0 2.- Flujo continuo; donde dp/dt = 0 3.- Flujo semi-continuo; donde dp/dt = ctte

FLUJO NO CONTINUO O TRANSITORIO. Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje cambia con el tiempo (dp/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre la producción de un pozo que se encontraba cerrado, la medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este periodo es de particular importancia para las pruebas de declinación y restauración de presión cuya interpretación permite conocer parámetros básicos del medio poroso. Como por ejemplo, la capacidad efectiva del flujo (ko x h) y el factor de daño a la formación (S). dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se consideraran ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo. TRANSICION ENTRE ESTADOS DE FLUJO. Después del flujo transitorio ocurre una transición hasta alcanzar una estabilización o pseudoestabilizacion de la distribución de la presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje. FLUJO CONTINUO O ESTACIONARIO. Es el tipo de fluido donde la distribución de presión a lo largo del area de drenaje no cambia con el 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 o asociado a un gran acuífero de tal forma que el borde exterior de dicha área exista un flujo para mantener constante la presión (Pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión (dp) a través del área de drenaje es constante y está

representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del área 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) o radio del pozo ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones para cada valor de este diferencial (Pws – Pwfs) tradicionalmente conocido como Draw – Down se establecerá un caudal de flujo de yacimiento hacia el pozo. POTENCIAL DE POZO (Pp) Es el máximo caudal de producción que, de acuerdo a la curva de afluencia

del

pozo

(IPR)

ya

la menor

presión

de fluencia

posible

a profundidad media de punzados, se podría obtener con las instalaciones de fondo de pozo y de superficie óptimos, disponibles en el yacimiento dentro

de contratos

de proveedores

ya existentes,

sin

considerar

problemas actuales abastecimiento. El valor de potencial de un pozo, debe ser estudiado y establecido en común acuerdo entre ingeniería de reservorio e ingeniería de producción. PÉRDIDAS DE POTENCIAL: Son todas aquellas reducciones de potencial de producción de pozos, incluidos en la lista de pozos contribuyentes como consecuencia de: 

Incremento en el porcentaje de agua y sedimento o finos, en el pozo.



Reducción de la presión de formación, en el pozo.



Presencia permanente e irreversible de daño de formación.



Producción no económica.



Cualquier otro proceso inherente al reservorio. Bajo ningún aspecto,

el cierre de pozos por mercado (demanda), deberá considerase como perdida de potencial.

PROCESO CONTINUO DE REVISIÓN DEL POTENCIAL:

Cada mes, antes del cierre oficial de producción, el ingeniero de producción

y

el

de

reservorio

de

deben reunirse para estudiar, diagnosticar

cada

área

y asignar el

de

reserva

potencial

a los

pozos. La revisión continua del potencial debe efectuarse en términos prácticos y se sugiere la reunión mensual de pozos como escenario para su discusión y revisión. Todos los pozos individualmente no requerirían ser revisado cada mes para fijar su potencial ya que en aquellos campos con poblaciones

de

pozos

muy

grandes,

la

tarea

requeriría

recursos

revisión

es

voluminosos. El

objetivo

de

la

encontrar el comportamiento más representativo del reservorio en cuanto las variaciones de potencial y en tal sentido se recomienda como mínimo la siguiente prioridad para el estudio y revisión de potencial de:



Pozos perforados, reparados, recompletados, etc. de incorporación de

potencial reciente, con controles validados cuyo comportamiento de producción muestre que no se han estabilizado.

 Pozos con controles validados con desviación a las establecidas. MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE 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:

*

+

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:

*

(

)

+

 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, las ecuaciones a utilizar serán las siguientes:

YACIMIENTO SUBSATURADO: (PWF≥PB) CASO #1 (Pwf≥Pb):



Indice de productividad



Tasa en el punto de burbujeo



Tasa máxima

 Tasa CASO #2 (Pwf Pb Primero se calcula IP con los datos de la prueba

Luego para calcular la tasa al punto de burbujeo: qb=?

b) Para realizar la curva IPR se debe asumir valores de Pwf por debajo de la presión de burbujeo, calcular las tasa a través de la ecuación combinada (

)

Tabla Nro 01: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Voguel. Yacimientos Subsaturados Caso I. Pwf(Lpc)

qo(BPD)

1700

804

1600

1065

1500

1312

1000

2337

500

3011

200

3248

100

3298

0

3335

2500

Presión(lpc)

2000

1500

1000

500

0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

qo(BND)

Gráfica Nro 01: Curva IPR para Ejercicio 01. Método de Vogel. Yacimiento Subsaturado. Caso I.

c) Tasa de producción a Pwf= 1550lpc.

(

)

4000

d) Pwf=? Para obtener una qo= 780 BFD. ( lpc (

f)

)

Pwf= 1184 lpc 2.

Usando la siguiente información: qo:800BFD Pwf=2100 lpc Pr=2600 lpc P b=2350 lpc

Construir la curva de comportamiento IPR.

Datos: : 800Bfd Pwf: 2100lpc Pr: 2600lpc Pb: 2350lpc

)

Establecemos

cual es el yacimiento al comparar las presiones de

yacimiento y de burbujeo. Py>Pb Py(lpc)

Pb(lpc)

2600

2350

Luego establecemos el caso, para eso comparamos la presión de fondo fluyente con la presión de burbujeo. Pwf>Pb y de determina que es el caso2. Pwf>Pb Pwf(lpc)

Pb(lpc)

2100

2350

A-) Calcular el IP con los datos de la prueba.

B-) Calcular la tasa al punto de burbujeo.

C.- Construir la curva, asumiendo valores de la presión de fondo fluyente(Pwf) por debajo de la presión de burbujeo(Pb) y calcular la tasa a través de la ecuación combinada. [

(

[

)

(

(

)

) ]

(

) ]

.

Tabla Nro 02: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Voguel. Yacimientos Subsaturados Caso II. Pwf (Lpc)

qo(BPD)

2350

410

2000

946

1800

1218

1600

1466

1400

1688

1200

1886

1000

2059

500

2382

100

2530

0

2551

3000

2500

Presión(lpc)

2000

1500

1000

500

0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

qo(BND)

Gráfica Nro 02: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Vogel. Yacimiento Subsaturado. Caso II.

 MÉTODO DE STANDING El método de Vogel para generación de la Curvas IPR’s no considera los efectos de daño en las cercanías del pozo. Para incluir este fenómeno Standing desarrollo un procedimiento basado en la ecuación de Vogel, la cual fue modificada tomando en cuenta la presencia de daño o estimulación en las vecindades del pozo, en términos de eficiencia de flujo.

La Eficiencia de Flujo: no es más que la relación entre la caída de presión que existiría en una formación inalterada; es decir, no dañada ni estimulada, y la caída de presión real.

Donde Pwf’ es la presión ideal para que no exista daño. Partiendo del Indice de Productividad:

Sustituyendo:

Se tiene: 1. Si Jreal > Jideal → EF > 1. El Pozo esta Estimulado. 2. Si Jreal < Jideal → EF < 1. El Pozo esta Dañado. 3. Si Jreal = Jideal → EF = 1. No hay Daño. Las condiciones a considerar para la aplicación del Método de Standing son: 

EF≠1. Se refiere a la razón de productividad con eficiencia de Flujo,

Lo que establece si el pozo se encuentra dañado o estimulado. 

S≠0. Hay existencia de daño.

YACIMIENTO SUBSATURADO (Py>Pb): CASO #1: (Pwf>Pb): 

Índice de productividad:



Eficiencia de flujo:



Tasa en el punto de burbujeo:



Tasa máxima: (



(

))

Tasa:

CASO #2: (Pwf1, se tienen las siguientes formulas: 

Relación entre índices de productividad y eficiencias



Presion de fondo fluyente minima (

Nota: El resultado de obtiene el 

)

se introduce en la formula de tasa y se

, valor que se necesita para calcular

.

Ecuacion de Harrison

Ejercicio de Yacimiento Sub Saturados: 3.

La producción obtenida se logra con una Pwf=1200 Lpca a una

EF=0,7, Si la Pr=4000Lpca y la Pb=2000Lpca: Construya la curva IPR considerando una qo= 1350 BPD, para: a. Eficiencia Actual.

b. Eficiencia de 1,4. Datos: Pwf = 1200 Lpca. qo = 1350 BPD. Pr = 1200 Lpca. Pb = 2000 Lpca. Solución: a. Identificar el Tipo de Yacimiento: Pr= 4000Lpca > Pb= 2000Lpca. → Sub Saturado. b. Pwf = 1200 Lpca < Pb = 2000Lpca. → Caso 2. c. Calcular el IP:

(

)

[

(

)

(

) ]

(

) ]

Sustituyendo:

(

)

[ (

⁄

( )

)

d. Calcular la tasa de Producción a la Presión de Burbujeo:

(

)

⁄

e. A través de la siguiente formula, se calculan los puntos a graficar. Ya que para cada presión dada o requerida y por debajo del punto de burbujeo se obtendrán las siguientes tasas de producción: ⟦

(

)

[

(

)

(

) ]⟧

Tabla 03: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Subsaturados Caso II. Eficiencia 1. Sin la Aplicación de Harrison. q (BPD)

P (Lpca)

964

2000

← Se Refiere al Pto de Burbujeo.

2110

1800

2267

1600

2399

1400

2508

1200

2593

1000

2654

800

2691

600

2703

400

2692

200

2657

0

4500 4000 3500

Presiòn. (Lpca)

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Tasa de Producción. (BPD)

Gráfica Nro 04: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Standing. Yacimiento Subsaturado. Caso II. Eficiencia > 1. (Sin la Aplicación de Harrison)

c.

Mediantela Aplicación de Harrison: Se calcula la Presión de Fondo

Fluyente Mínima: (

) (

)

d.

Se obtiene la tasa de producción a la presión mínima.

⟦

(

)

[

(

)

⟦ [

( (

(

) ]⟧

)

)

(

) ]⟧

.

e.

Mediante la Ecuación de Harrison, se obtiene la tasa máxima, Luego

se traza una curva desde el Punto mínimo de presión y tasa de producción, hasta la Tasa máxima.

Tabla 05: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Subsaturados Caso II. Eficiencia >1. Con la Aplicación de Harrison. q (BPD)

P (Lpca)

964

2000

2110

1800

2267

1600

2399

1400

2508

1200

2593

1000

2654

800

2691

600

2703

400

2703

342.857 ← Pto. Mínimo.

3110

0

← Pto de Burbujeo.

← Pto de Tasa Máxima.

4500

4000

3500

Presiòn. (Lpca)

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Tasa de Producción. (BPD)

Gráfica Nro 05: Curva IPR para Ejercicio 02. Método de Standing. Yacimiento Subsaturado. Caso II. Eficiencia > 1. (Con la Aplicación de Harrison)

4.

Una prueba de restauración de presión en Tucupita (pozo Texas-1).

Ubicada en el Área Temblador que comprende una serie de campos productores de petróleo pesado desde El Salto al oeste hasta Tucupita en el margen del Delta del Orinoco. Mediante la prueba se determinó que la formación productora esta dañada en el intervalo perforado con un factor de daño calculado de 3. Una prueba de producción realizada al pozo arrojó una tasa de producción de 250BND. La presión de fondo fluyente fue calculada en 1600Lpc, usando curvas de gradientes. La presión promedio del área de drenaje del pozo es de 2430Lpc y la presión de burbujeo fue estimada inicialmente en 2100Lpc. Se requiere : Considere EF= A) Determinar la tasa de producción actual y la esperada si el daño es

removido (EF=1) mediante un trabajo de estimulación, manteniendo la misma presión de fondo fluyente. B) Determinar la tasa de producción esperada si el pozo fuese

fracturado, generando una eficiencia de flujo de 1,3. Py Pb Yacimiento Sub-saturado. Caso II Pwf Pb Datos: S=3 QO=250BPD Pwf=1600Lpc Py=2100Lpc

EF= =0,7 *

QO= J*(Pr-Pb)+ 1)

(

)

(

)+

Calcular IP con los datos de la prueba despejando J de la ecuación

de Vogel modificada (Standing).

J=

*

J=

(

*

)

(

(

)

J=0,3153

⁄

)+

(

)+

Nota: Para construir la curva IPR se asumen valores de Pwf y calculan los valores de las tasas a través de la ecuación Standing para yac subsaturado. A) Tasa de producción actual y la esperada si el daño es removido (EF=1)

Para nuevos valores de EF modifica el IP

J=

J=

= 0,45

⁄

*

qO= 0,45*(2430-2100)+

qO=350

(

)

(

(

)+

)+

BND

B) EF=1,3 J=

=

J= 0,59

⁄

qO= 0,59*(2430-2100)

+

*

(

)

QO=449BND Ejercicio de Yacimientos Saturados: 5.

Un pozo completado de un yacimiento saturado fue probado con una

tasa de producción de 202 BND y una presión de fondo fluyente de 1765Lpc. Su eficiencia de flujo es 0,7 y la presión promedio de formación es 2085Lpc. Se pide construir la IPR correspondiente a estas condiciones y la IPR para una eficiencia de flujo de 1,3 Yac Saturado Py Pb Yacimiento Saturado DATOS: QO=202 BND Pwf = 1765Lpc EF= 0,7

Py=2085 Lpc QOmáx=

Qomáx=

Qo=

(

(

⌈

)

)

(

(

)

=785BND

(

)

)

(

)⌉

Tabla 06: Valores para el grafico de presión y tasa de producción para realización de la curva IPR, Por método de Standing. Yacimientos Saturados. Pwf (Lpc)

Qo (BND)

2085

0

2000

40

1800

130

1600

213

1200

364

1000

431

500

574

100

663

0

785

2500

Presión (Lpc)

2000

1500

1000

500

0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Tasa de Producción (BND)

Gráfica Nro 06: Curva IPR para Ejercicio 05. Método de Standing. Yacimiento Saturado.

CONCLUSIONES

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.

BIBLIOGRAFÍA. http://es.scribd.com/doc/17345388/Procedimiento-de-Potencial-deProduccion http://es.scribd.com/doc/22634288/Comportamiento-de-Pozos http://www.oilproduction.net/cms/files/nota_tecnica_well_performance_2 010.pdf http://es.scribd.com/doc/52188849/PRODUCCION-I-IPR