COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FORMACIONES PRODUCTORA Un yacimiento es una reserva natural de hidrocarburo esta acumulado puede o no puede estar en contacto con agua y poseer características químicas, físicas y geológicas propias. El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia del pozo donde existe un valor de presión y viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, en este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad del flujo presente restricciones en la cercanías del hoyo y el fluido ofrezca restricciones al fluir. Para realizar una predicción del comportamiento del fluido en el medio poroso a través del tiempo se debe considera la composición de los fluidos presente, las condiciones de presión y temperatura para establecer si existe flujo simultaneo de petróleo, agua y gas. En algunos casos poseen características que son fáciles de determinar por lo cual se recurre al modelo matemático de yacimiento. La representación gráfica de la energía con la cual en el yacimiento entrega a los fluidos al pozo, en términos de presión fluyente en el pozo; en función de la tasa de producción, representa la llamada curva de relación del comportamiento de afluentes y se conoce más comúnmente como la curva de IPR. Su determinación para pozos de petróleo, es extremadamente importante en el análisis de sistema de producción. Los procedimientos usados por los ingenieros en producción, como métodos abreviados para la preparación de las curva IPR. Cuando se dispones de modelo de simulación numérica de yacimiento, estos deberán ser utilizados en lugar de los métodos o procedimiento abreviados. El IPR Inflow performance Relationship) Este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión dinámica de fondo. Gilbert, en 1954 fue el primero en proponer esta relación. 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), mientras que el caudal a la presión promedio del reservorio en fondo, es siempre cero. La correcta estimación de IPR es clave para poder estudiar el comportamiento del sistema de producción; si no se estima en forma confiable, cualquier esfuerzo por optimizar la producción del pozo a través de técnicas de levantamiento artificial tiene posibilidades de éxito limitado. 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: 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 vapo rizan sus fracciones livianas. DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE FLUJO RADIAL El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer lo distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo. Índice de productividad: Se define como a la relación existente entre la tasa de producción y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo. 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