El documento describe el método de Vogel para estimar curvas de rendimiento interno de pozos (IPR) que producen petróleo y gas. Vogel desarrolló una correlación matemática para estudiar el comportamiento del IPR en condiciones de flujo bifásico. La correlación puede utilizarse para predecir el caudal de un pozo a diferentes presiones fluyentes basándose en datos de una prueba de producción. El método se ha aplicado ampliamente y funciona razonablemente bien para pozos con hasta un 30% de agua.

1. METODO DE
VOGEL
C U RVA D E R E N D I M I E N TO I P R

2. EL IPR
(INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP)
• Este se define como la relación funcional entre el caudal de
producción y la presión dinámica de fondo.
• El IPR se define en el rango de presión desde la presión promedia
de Reservorio y la presión atmosférica.
• El caudal correspondiente a la presión atmosférica, como presión
dinámica de fondo, se define a flujo potencial completamente abierto
al pozo (Qmax)

4. • 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
yacimientos 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.
• La solución encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de curvas IPR cuando
existen dos fases (líquido y gas) y trabaja razonablemente según Vogel para pozos con
porcentajes de agua hasta 30%.

5. IRP VOGEL
• Vogel desarrollo una correlación matemática para estudiar el comportamiento
del IPR de un pozo petrolero cuando las condiciones de operación del pozo
presentan un flujo bifásico es decir cuando la presión de reservorio es menor
a la presión de burbuja a las condiciones de temperatura del reservorio. La
correlación matemática es:

6. EJERCICIO PARA ILUSTRAR EL USO DE LA
ECUACIÓN DE VOGEL
• DADA LA SIGUIENTE INFORMACIÓN DE UN POZO QUE
PRODUCE DE UN YACIMIENTO SATURADO. SI LA PRUEBA DE
PRODUCCION INDICA UN CAUDAL DE 100 BBL, A UNA PRESION
FLUYENTE DE 1800 PSI Y UNA PRESION DE RESERVORIO IGUAL A
2400 PSI, DETERINAR POR EL METODO DE VOGEL
a) CAUDAL MAXIMO DEL POZO
b) EL CAUDALA UN Pwf de 800 psi

8. CURVA DE RENDIMIENTO INTERNO
VOGEL COMPUESTO
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 tipoVogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.

9. ECUACIÓN DE VOGEL PARA YACIMIENTOS
SUBSATURADOS
de donde, J se puede determinar de dos maneras:
Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb
Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación de Darcy:
Valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de burbuja Pwfs < Pb

10. EJERCICIOS DE APLICACIÓN #2
Dada la información de una prueba de producción que indica un caudal de 230
BPD y 184 MPCD a una presión fluyente de 2400 psi y una presión de reservorio
igual a 2900 psi, temperatura de 90 ºF, la densidad API 44 y la SG g es 0,66
determinar por el método de vogel
a) El caudal para Pwf de 2000 psi

11. Como la presión Pb es 2220 psi y Pwf es 2500, entonces Pwf ˃ Pb
Utilizamos la siguiente relación para J

12. 𝑄𝑜 = 312,8 +
0,46 ∗ 2220
1.8
∗ 1 − 0.2
2000
2220
− 0.8
2000
2220
2
Q = 409,54 BPD
𝑄𝑜 = 𝑄𝑏 +
𝐽 ∗ 𝑃𝑏
1,8
∗ (1 − 0,2
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏
− 0,8
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏
2
)

14. EJERCICIOS DE APLICACIÓN #3
Dada la información de una prueba de producción que indica un caudal de 600 BPD a una
presión fluyente de 2000 psi y una presión de reservorio igual a 4000 psi, presión punto
burbuja 3000 psi determinar por el método de vogel
a) El caudal para Pwf de 3500 psi
b) El caudal para Pwf de 1000 psi
c) Caudal maximo
Como la presión Pb es 3000 psi y Pwf es 2000, entonces Pwf < Pb
Utilizamos la siguiente relación para J
𝐽 =
600
4000−3000+
3000
1,8
1−0,2
2000
3000
−0,8
2000
3000
2 =0,324