formulario completo

1. 1
Formulario de reservorio I
1. Identificar tipo de yacimiento
 Por cromatografía
C1 > 90% Yacimiento de gas seco
80% < C1 +C2 +C3 <90% Yacimiento de gas condesado
C7
+
>10% Yacimiento de petróleo
 Por RGP
RGP > 10000 Pc/Bbl Yacimiento de gas seco
5000 Pc/Bbl < RGP < 10000 Pc/Bbl Yacimiento de gas condesado
RGP <5000 Pc/Bbl Yacimiento de petróleo
 Por ®API
®API > 65 Yacimiento de gas seco
45 < ®API < 65 Yacimiento de gas condesado
®API < 45 Yacimiento de petróleo
 Por diagrama de fases
Pyac.> Pb Yacimiento de petróleo subsaturado
Pyac.> Pr Yacimiento de gas condesado
Pyac.> Pr ^ Ty ac > Ttric. Yacimiento de gas seco
 Por gravedad especifica
0.65>GE>1.2 yacimiento de gas condesado
GE > 1.2 yacimiento de petróleo

2. 2
Una vez identificado tipo de yacimiento calculamos factor volumétrico dependiendo tipo de
yacimiento
Para yacimiento de gas:
composición % Normalización Fracción PM (lb/mol) PM * Fracción
H2S 34.08
C2O 44.01
N2 28.02
C1 16.04
C2 30.07
C3 44.09
i - C4 58.12
n - C4 58.12
i - C5 72.15
n - C5 72.15
C6 86.17
C7
+
---
∑ = 100% ∑ = PM g
Si la sumatoria esta entre (99.05 % -100.05 %) no se normaliza
Para normalizar se multiplica % por N
N =
100
∑%
Hallar GEg 𝐺𝐸𝑔 =
∑ 𝑷𝑴 𝒈
𝑷𝑴 𝒂𝒊𝒓𝒆
PMAire =28.97 lb/ mol
Hallar factor de compresibilidad “z”
o Calculo de presión y temperatura Pseudocritica
Ppsc (Psia) = 709.604 – 58.718 * GEg
Tpsc (®R) = 170.491 + 307.344 * GEg
o Calculo de presión y temperatura Pseudocritica corregida
Ppscc (Psia) = Ppsc + % H2S*6 + % C2O*4.4 - % N2 *1.7
Tpscc (®R) = Tpsc + % H2S*1.3 - % C2O*0.8 - % N2 *2.5
o Calculo de presión y temperatura Pseudoreducida
𝑃𝑝𝑟 =
𝑃𝑦𝑎𝑐(𝑃𝑠𝑖𝑎)
𝑃𝑝𝑠𝑐𝑐(𝑃𝑠𝑖𝑎)
𝑇𝑝𝑟 =
𝑇𝑦𝑎𝑠 (°𝑅)
𝑇𝑝𝑠𝑐𝑐(°𝑅)
De tabla hallamos “z” con Ppr y Tpr con “z” calculamos factor volumétrico del gas
𝛽𝑔(
𝑃𝐶𝑆
𝑃𝐶
) =
𝑃𝑦𝑎𝑐( 𝑃𝑠𝑖𝑎)
𝑃𝑠𝑐( 𝑃𝑠𝑖𝑎)
∗
𝑇𝑠𝑐(°𝑅)
𝑇𝑦𝑎𝑐(°𝑅) ∗ 𝒁
Psc : presion a condiciones estandar (14.7Psi)
Tsc: tempèratura a condiciones estandar (60°F)
PM de Carbonos: Cn H2n+2
H= 1.0079 lb/mol
C=12.011 lb mol

3. 3
 Para yacimiento de petróleo: necesitamos βo { RS, GE g, ®API,Tyac (°F) }
Para petróleo se separa la cromatografía gas de los líquidos
Gases
composición % Normalización Fracción PM (lb/mol) PM * Fracción
H2S 34.08
C2O 44.01
N2 28.02
C1 16.04
C2 30.07
C3 44.09
i - C4 58.12
n - C4 58.12
∑ = ∑ = PM g
Para normalizar se multiplica % por N
N =
100
∑%
Hallar GEg 𝐺𝐸𝑔 =
∑ 𝑃𝑀 𝑔
𝑃𝑀 𝑎𝑖𝑟𝑒
Líquidos
composición % Normalización Fracción PM (lb/mol) PM * Fracción
i - C5 72.15
n - C5 72.15
C6 86.17
C7
+
--
∑ = ∑ = PM o
Normalizo multiplicando con N =
100
∑%
Hallar ®API °API=
6084
PMo
+ 5.9 GEo =
141.5
131.5 + °API
Ahora hallar βo (BBl/BF) de tablas con { RS, GE g, ®API, Tyac (°F) }
βo (BBl/BF)
La Rsi =RGPi

4. 4
2. Calculo de volumen de hidrocarburos (In-situ)
Cálculo de volumen bruto de roca VBrx
Método Volumétrico:
o Determinar el tipo de estructura del yacimiento (anticlinal, anticlinal fallado, collado)
o Dar los valores de espesores “e”, porosidad “Ø” y saturación de agua “Sw”
Cúspide (>e, >Ø y < Sw)
Flancos (<e, <Ø y > Sw)
o Construir un mapa Isopaco (copiar el ultimo contorno del mapa y los pozos, si no tiene
contorno se hace radio de drene y se encierra a todos los pozos haciendo un límite
convesional, si hay un CAP y falla es un limite físico) luego sacar el iso-h y terminar de hacer
el mapa
𝑖𝑠𝑜 − ℎ =
>𝑒
#𝐴𝑟𝑒𝑎𝑠−1
Bajo al número anterior siempre redondeando a 5 y 10
o Construir un cuadro para sacar VBrx ( el cuadro depende de cuantas áreas a de sacar
ejemplo 4 areas)
contorno iso-h
APL
cm^2
AR m2
x106 RA
tipo de
ecuación
Volumen
m3
0 0 mayor mayor - - -
iso-h
iso-h
iso-h menor menor
iso-h
/2 0 0
∑ VBrx
APL= área planimetría cm2
escala cm: m de dato
AR = área real m2
ctte. Brazo dato
AR=APL *K 𝐾 = (
𝑒𝑠𝑐𝑎𝑙 𝑎
100
)2 ∗ 𝑐𝑡𝑡𝑒 𝑏𝑟𝑎𝑧𝑜
RA= (razón de área)
𝑅𝐴 =
𝐴𝑛
𝐴𝑛 − 1
=
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙
𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑎𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟
Tipo de ecuación “trapezoidal (T) y piramidal (P)
RA>0.5 Trapezoidal (T)
RA<0.5 Piramidal (P)
𝑽𝑻 =
𝒊𝒔𝒐𝒉
𝟐
(An-1 + An
VP=
𝒊𝒔𝒐𝒉
𝟑
((An-1 + An +√(𝑨𝒏 − 𝟏) ∗ 𝑨𝒏)
1bbl = 42 gal
1 Acre-pie =43560 Pc
1Bbl = 5,61458 Pc
1m3 =35,315 Pc
1gal =3785,43cc
1m3 = 6,2898 Bbl

5. 5
Método cimas y bases: para utilizar es te método tengo que tener profundidad de cima y profundidad de
base de cada pozo y además tener la escala y ctte de brazo para determinar APL.
Colocar pozos y profundidades de cima y otra de base, la última presión encierra a todos
Cima Base
𝒊𝒔𝒐− 𝑷𝒓𝒐𝒇 𝑪𝒊𝒎𝒂 =
>𝑝𝑟𝑜𝑓−<𝑝𝑟𝑜𝑓
#𝑨𝒓𝒆𝒂𝒔
𝒊𝒔𝒐 − 𝑷𝒓𝒐𝒇 𝑩𝒂𝒔𝒆 =
>𝑝𝑟𝑜𝑓−<𝑝𝑟𝑜𝑓
#𝑨𝒓𝒆𝒂𝒔
Cima Base
Cima
Base
Con la áreas reales y profundidades, graficar
Volumen = área *profundidad que represente un cm2 (m3)
1cm2 volumen = área*profundidad de escala (m3)
# Cuadros X
Para Hallar volumen acre-ft
1cm2 volumen = área*espesor de escala (acre-ft)
# Cuadros X
prof A. Pla. A. Real A. Pla. A. Real
Prof.< Área menor
------
------
Prof.> Área mayor
Prof.< Área menor
--------
-------
Prof.> Área mayor

6. 6
Cálculo de porosidad (Ø̅)
o Método aritmético cuando da porosidades Ø̅ =
∑ Ø̅𝒏
𝟏
𝒏
o Método ponderado cuando da espesores y porosidad Ø̅ =
∑Ø∗𝒆
𝒆
o Método Isoporoso (se copia los pozos con Ø, donde la menor porosidad encierra a todos)
cuando es separado por fallas separar por bloques y sacar Ø̅ para cada bloque.
Sacar iso-Ø 𝒊𝒔𝒐− Ø =
>Ø−<Ø
#𝑨𝒓𝒆𝒂𝒔
Ø̅ =
∑Ø∗𝑨𝒓𝒆𝒂
∑ 𝑨𝒓𝒆𝒂
o La porosidad por empacamiento
Empacamiento cubico Ø =47.6%
Empacamiento hexagonal Ø =39.5%
Empacamiento romboédrico Ø =25.8%
Calculo de Saturación de agua Sw
o Método aritmético cuando da saturaciones 𝑺𝒘̅̅̅̅ =
∑ 𝑺𝒘̅̅̅̅𝒏
𝟏
𝒏
o Método ponderado cuando da saturaciones y espesores 𝑺𝒘̅̅̅̅ =
∑ 𝑺𝒘∗𝒆
𝒆
o Método Isosaturacion (se copia los pozos con Sw, donde la mayor saturación encierra a
todos) cuando es separado por fallas separar por bloques y sacar Sw para cada bloque
Sacar iso-Sw
𝑺𝒘̅̅̅̅ =
∑ 𝑺𝒘∗𝑨𝒓𝒆𝒂
∑ 𝑨𝒓𝒆𝒂
𝒊𝒔𝒐 − 𝑺𝒘 =
>𝑆𝑤−<𝑆𝑤
#𝑨𝒓𝒆𝒂𝒔
So +Sg+Sw =1 So+Sg =SHCB
Cálculo de presión promedio (𝑷̅)
o Método aritmético cuando da presión 𝑷̅ =
∑ 𝑷̅𝒏
𝟏
𝒏
o Método ponderado cuando da espesores ,área y presión 𝑷̅ =
∑ 𝑷∗𝑨∗𝒉
𝑨∗𝒉
o Método Isobarico (se copia los pozos con P, donde la menor porosidad encierra a todos)
cuando es separado por fallas separar por bloques y sacar 𝑷̅ para cada bloque.
Sacar iso-P 𝒊𝒔𝒐 − 𝑷 =
>𝑃−𝑃Ø
#𝑨𝒓𝒆𝒂𝒔
𝑷̅ =
∑ 𝑷 ∗ 𝑨𝒓𝒆𝒂
∑ 𝑨𝒓𝒆𝒂
Ø % Area m2
Area Max
Area Min
Sw % Area m2
Area Max
Area Min
P Area m2
Area Max
Area Min

7. 7
Calculo de volúmenes
Calculo del volumen in-situ para yacimiento de gas
Volumen de gas@ reservorio Gi (Pc)=VBRX * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
Volumen de gas @superficie Gi (Pcs)=VBRX * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βg
Petróleo condensado Ni= Gi * Yeld Yeld =
1
𝑅𝐺𝑃
Calculo del volumen in-situ para yacimiento de petróleo
Volumen de petróleo @ reservorio Ni (Bbl)=VBRX * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
Volumen de petróleo @superficie Ni (BF)=
VBRX ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜
Gas en solución Gi (Pc)= Ni * Rs
Calculo del volumen in-situ para yacimiento de gas a través del volumen unitario
Yacimiento de gas
Volumen unitario VU = Gunitario = 43560 * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βg (
𝑃𝐶𝑆
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖 𝑒
)
Volumen de gas inicial Gi (PCS)= 43560 * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βg (
𝑃𝐶𝑆
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖𝑒
) * VBRX (Acre-pie)
Yacimiento de petróleo
Volumen unitario VU = Nunitario =
7759 ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜
(
𝐵𝑓
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖𝑒
)
Volumen de gas inicial Gi (PCS)=
7759 ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜
(
𝐵𝑓
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖𝑒
) * VBRX (Acre-pie)
3. Calculo de reservas
Reservas probadas
Yacimiento de gas:
Gprobada (Pcs)=VBRX probada * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βgi *FR
Nprobada= Gi * Yeld
Yacimiento de petróleo:
Nprobado (BF)=
VBRXprobado ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜𝑖
*FR
Gprobado (Pc)= Nprobado * Rs
Reservas Probables
Yacimiento de gas: Gprobable= (Gi -Gprodado)*FR Gprobable= (Vrxi -Vrprodado)* Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βgi *FR
Yacimiento de petróleo: Nprobable= (Ni -Nprodado)*FR Nprobable= (Ni -Nprodado)* Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βgi *FR
Reservas Remanentes
Yacimiento de gas Gi (Pcs)=VBRXProbada * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βgact *FRact
Yacimiento de petróleo Ni (BF)=
VBRX Probada ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜𝑎𝑐𝑡
*FRact
RGPi =Rsi
Rsi Pi
X P

8. 8
Residual
Yacimiento de gas (Pcs)=VBRXi * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) *βgab
Yacimiento de petróleo Ni (BF)=
VBRX ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜𝑎𝑏
Petróleo Producido a condiciones actuales
NPi=
VBRX ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤̅̅̅̅ )
𝛽𝑜𝑎𝑐𝑡
*FR 𝑁𝑝𝑖 =
𝐺𝑝
𝑅𝐺𝑃𝑝
=
𝐺𝑎𝑐𝑡
𝑅𝐺𝑃𝑎𝑐𝑡
4. Calculo de Factor de recuperación
Yacimientos de gas:
 por de depleción:la reserva inicial en cualquier etapa de agotamiento (Py=5000Psi Pab =800Psi).
𝐹𝑅 =
𝛽𝑔𝑖−𝛽𝑔𝑎𝑏
𝛽𝑔𝑖
=
𝐺𝑖−𝐺𝑎𝑏
𝐺𝑖
Recuperación unitaria RU= 43560 * Ø̅ *(1- 𝑆𝑤̅̅̅̅ ) * (𝛽𝑔𝑖 − 𝛽𝑔𝑎𝑏) (
𝑃𝐶𝑆
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖𝑒
)
 por intrusión de agua : después de una disminución inicial de presión , el agua entra al yacimiento a
una rata igual ala de producción, estabilizándose la presión de abandono (Py=5000Psi Pab= 2500)
𝐹𝑅 =
((1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖−𝑆𝑔𝑟∗𝛽𝑔𝑎𝑏)
(1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖
Recuperación unitaria RU= 43560 * Ø̅ *((1 − 𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖 − 𝑆𝑔𝑟 ∗ 𝛽𝑔𝑎𝑏)
𝑃𝐶𝑆
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖 𝑒
 por intrusión de agua activa : prácticamente no ocurren disminución en la presión del yacimiento
(Py=5000Psi Pab 4500Psi)
𝐹𝑅 =
(1−𝑆𝑤𝑖−𝑆𝑔𝑟)
(1−𝑆𝑤𝑖)
Recuperación unitaria RU= 43560 * Ø̅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑔𝑟) ∗ 𝛽𝑔𝑖
𝑃𝐶𝑆
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖𝑒
Sgr: 30-34
Yacimientos de petróleo:
Empuje hidrostático 𝐹𝑅 =
(1−𝑆𝑤𝑖−𝑆𝑜𝑟)
(1−𝑆𝑤𝑖)
RU=
7759 ∗ Ø̅ ∗(1− 𝑆𝑤𝑖−𝑆𝑜𝑟)
𝛽𝑜
(
𝐵𝑓
𝐴𝑐𝑟𝑒−𝑃𝑖𝑒
)
Cuando no hay intrusión de agua
𝑅𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑖𝑜𝑛 = 1 −
(1−𝑆𝑤−𝑆𝑔)
(1−𝑆𝑔)
∗
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑜
Recuperación =7759*Ø*(
(1−𝑆𝑤)
𝛽𝑜𝑖
−
(1−𝑆𝑤−𝑆𝑔)
𝛽𝑜
)
YACIMIENTO DE GAS
Por Depleción
𝐹𝑅𝑖 =
𝛽𝑔𝑖−𝛽𝑔𝑎𝑏
𝛽𝑔𝑖
𝐹𝑅𝑎𝑐𝑡 =
𝛽𝑔𝑖−𝛽𝑔𝑎𝑐𝑡
𝛽𝑔𝑖
𝐹𝑅𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 =
𝛽𝑔𝑎𝑐𝑡−𝛽𝑔𝑎𝑏𝑑
𝛽𝑔𝑎𝑐𝑡
𝑆𝑜𝑟 =
𝛽𝑜 𝑎𝑏𝑑 ∗ 100
𝛽𝑜 𝑖

9. 9
Por intrusión de agua
𝐹𝑅𝑖 =
((1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖−𝑆𝑔𝑟∗𝛽𝑔𝑎𝑏)
(1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖
𝐹𝑅𝑎𝑐𝑡 =
((1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖−𝑆𝑔𝑟∗𝛽𝑔𝑎𝑐𝑡)
(1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑖
𝐹𝑅𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 =
((1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑎𝑐𝑡−𝑆𝑔𝑟∗𝛽𝑔𝑎𝑏𝑑)
(1−𝑆𝑤𝑖) 𝛽𝑔𝑎𝑐𝑡
Por intrusión de agua activa:
𝐹𝑅 =
(1−𝑆𝑤𝑖−𝑆𝑔𝑟)
(1−𝑆𝑤𝑖)
YACIMIENTO DE PETROLEO
Empuje hidrostático
𝐹𝑅 =
(1−𝑆𝑤𝑖−𝑆𝑜𝑟)
(1−𝑆𝑤𝑖)
sw , sor deben ser de datos a presiones inic,act,abd
Cuando no hay intrusión de agua
𝐹𝑅𝑖 = 1 −
(1−𝑆𝑤−𝑆𝑔)
(1−𝑆𝑔)
∗
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑜𝑎𝑏𝑑
𝐹𝑅𝑎𝑐𝑡 = 1 −
(1−𝑆𝑤−𝑆𝑔)
(1−𝑆𝑔)
∗
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑜𝑎𝑐𝑡
𝐹𝑅𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = 1 −
(1−𝑆𝑤−𝑆𝑔)
(1−𝑆𝑔)
∗
𝛽𝑜𝑎𝑐𝑡
𝛽𝑜𝑎𝑏𝑑

10. 10
Caudales
hb hn f α fk Hc β
Presión de fondo fluyente (Pwf)
Para petróleo
Pwf =PH +Pcabeza Pwf = 0.052*8.33*GE*D + Pcabeza
Para gas
𝑷𝒘𝒇 =
𝑷𝒂𝒄𝒕̅̅̅̅̅̅̅(𝒑𝒔𝒊𝒂)
𝒆
(
𝟎.𝟎𝟏𝟖𝟕𝟓 ∗𝑮𝒆𝒈∗𝑫(𝒇𝒕)
𝒁𝒂𝒄𝒕∗𝑻𝒚𝒂𝒄(º𝑹)
)
𝒉𝒄𝑻 = 𝒉𝒄𝟏 + 𝒉𝒄𝟐 + ⋯+ 𝒉𝒄𝒏
𝒌̅(𝒎𝒅) =
∑ 𝒆∗𝒌
∑ 𝒆
𝑷𝒆 =
∑ 𝑷𝒂𝒄𝒕∗ 𝒆
∑ 𝒆
re =distancia entre pozos promedio =
𝒅
𝟐
=
𝒅𝟏𝟐
𝟐
+
𝒅𝟏𝟑
𝟐
𝒏
teóricamente es re=500m ,re =1000m
𝒇 =
𝒉𝒃
𝒉𝒏
∝= 𝟕 ∗ √
𝒓𝒘
𝟐∗𝒇∗𝒉𝒏
∗ 𝐜𝐨𝐬(𝟗𝟎 ∗ 𝒇)
Fk=f(1+α)
Hc=Fk*hn
𝛃 =
𝟐𝝅∗𝒌∗(𝒑𝒆−𝑷𝒘𝒇)
𝝁∗𝒍𝒏(
𝒓𝒆
𝒓𝒘
)
𝒓𝒘( 𝒎) =
𝒅𝒄𝒂ñ.
𝟐
D distancia hasta la mitad del último baleo (ft)
Presión de cabeza si no da es (250-300-400-500) o
arbolito
(e) exponencial
Si no da dato de distancia
para petróleo re=800m
para gas re=1500m
𝝁𝒈 = 𝝁𝟏𝒂𝒕𝒎 ∗ 𝝁𝒓𝒂𝒕𝒊𝒐
𝝁𝒐: ( 𝝁𝒔𝒊𝒏𝒈𝒂𝒔 , 𝝁(𝝁 𝐬𝐢𝐧 𝒈𝒂𝒔 , 𝑹𝑮𝑷), 𝝁(𝑹𝒔, 𝑨𝑷𝑰, 𝑻, 𝑮𝒆𝒈)

11. 11
Caudales
Flujo Radial=𝒉𝒄 ∗ 𝜷
Flujo Semiesférico=𝒉𝒄 ∗ 𝜷 ∗ 𝜶
𝑸𝒓 =
𝟐𝝅∗𝒌̅∗𝒉𝒄∗(𝒑𝒆−𝑷𝒘𝒇)
𝝁∗𝒍𝒏(
𝒓𝒆
𝒓𝒘
)
∗ 𝒇𝒌
𝑸𝒔 =
𝟐𝝅∗𝒌̅∗𝒓𝒘∗(𝒑𝒆−𝑷𝒘𝒇)
𝝁∗(𝟏−
𝒓𝒆
𝒓𝒘
)
Caudal total pozo
𝑸𝒑 = 𝑸𝒓 + 𝑸𝒔
Índice de productividad
𝑰𝑷 = (
𝑸𝒑
𝑷𝒆 − 𝑷𝒇𝒘
)
IPreservorio = IPpozo1+ Ppozo2 +…+Ppozon
Si solo da dos registros y hay mas pozos, los demas pozos sin datos se saca un IPspozo
IPspozos=
𝑰𝑷𝒔𝒑𝒐𝒛𝒐𝟏+𝑰𝑷𝒔𝒑𝒐𝒛𝒐𝟐
𝟐
Indice de productividad especifico para halla IP de los demas pozos
IPs=
𝑰𝑷+𝑰𝑷
𝒏
Indice de productividad de reservorio
IPr =IP1+IP2+…+IPn
Tiempo de produccido
𝒕 =
𝑵𝒑
𝑸𝒑𝒓𝒐𝒎
𝑸𝒑𝒓𝒐𝒎=
∑(𝑸𝒑𝒐𝒛𝒐∗𝒆+𝑸𝒑𝒐𝒛𝒐∗𝒆)
∑ 𝒆
Qs> Qr aumentar baleos