TEMA Nº2 SURGENCIA NATURAL I.-ESTRANGULADORES O CHOKES” El estrangulador (choque) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método del control del caudal del flujo y de la presión de pozo.
TIPOS DE ESTRANGULADORES
ORIFICIO Fijo El tamaño del orificio se especifica antes de la instalación. Ajustable El tamaño del orificio se puede ajustar después de la instalación para satisfacer las necesidades operacionales del pozo.
ESTRANGULADORES SUPERFICIALES Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo que en este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores. 1. Estrangulador Fijo Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen alojamiento porta orificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados. Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Las marcas más conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de máquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación. Estos normalmente se componen de dos partes: 1. Un estrangulador costa de una caja con un mecanismo que tiene la capacidad de reducir un orificio al estar instalado. 2. Un estrangulador, consiste en un tubo de longitud corta de 1- 6 ", de pared gruesa y lisa con un agujero de tamaño especifico.
Estrangulador fijo El término positivo hace referencia al hecho de que tras la instalación, el estrangulador es fijo y de una dimensión conocida. Sin embargo, con la producción, la dimensión del estrangulador, sobre todo si está situado en la superficie y/o en un pozo de gas, va a cambiar debido a la erosión hídrica y de partículas. Los estranguladores fijos son ocasionalmente instalados en niples con línea de acero a la profundidad de la sarta de producción, en ciertos pozos para: a) Reducir la presión en cabezal del pozo, y a las presiones que opera el árbol de válvulas en la boca de pozo. b) Contrarrestar los efectos de los hidratos y la deposición de parafinas asociadas a la expansión y refrigeración de fluidos. La
ubicación del enfriamiento se mueve hacia abajo en la sarta de producción donde el fluido puede extraer calor de la formación que la rodea a medida que fluye a la superficie. Para cambiar el diámetro durante las pruebas de producción o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del árbol de navidad para instalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de chokeo con la necesidad de cerrar el pozo a través de la válvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables desde 1/64”, 2/64”,3/64”,…….., 126/64” de diámetro. 2. Estrangulador Ajustable Estos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño de pasaje. Un estrangulador ajustable permite que la contrapresión en el pozo sea variada. Esto puede ser útil en los siguientes casos: a) Al inicio de la producción de un pozo, en el cual el contenido de la tubería tenga que ser desplazado fuera del pozo por la afluencia del yacimiento. En este caso, la presión del fondo fluyente declinara y por lo tanto el índice de producción se incrementa continuamente durante este periodo, así necesitando de la aplicación de un incremento gradual de contrapresión. b) Para controlar un pozo de producción cíclica, o donde los cambios frecuentes en el índice de producción son necesarios. c) En los pozos que son con frecuencia objeto de cierre. En este tipo de estrangulador, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automáticamente y de fácil ajuste. Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2.
Para cambiar el dimensión no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el numero devueltas que se deben practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64”,2/64”, 3/64”,…….., 126/64” de diámetro. 2.1 Estrangulador Ajustable Manual. (Válvula aguja) el tipo básico de estrangulador es el manual ajustable. Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye es espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor “contrapresion” en el pozo. Este tipo de estrangulador es con frecuencia una parte del equipo de control del pozo que no se toma en cuenta. Sirve como estrangulador de soporte, y a menudo como estrangulador principal para muchas operaciones. Se debe proceder a la verificación de su funcionamiento o correcta lubricación en forma periódica conforme a la reglamentación en vigencia.
Estrangulador Ajustable Manual
En este diseño, el estrangulador esta normalmente localizado con una inclinación de 90º. El orificio consiste en una válvula de asiento en la cual una válvula de pie puede ser insertada y retractada, así como ajustada al tamaño del orificio.
Estrangulador ajustable 2.2 Estrangulador ajustable de disco giratorio Consta de una brida doble a 90º que puede ir acoplada a la línea de flujo o árbol de válvulas. Internamente, hay dos discos de carburo de tungsteno, cerámica u otro material resistente a la erosión o corrosión. Ambos discos tienen dos guías que son diametralmente opuestas en cada disco. El disco trasero es fijo, mientras que el disco delantero situado en la parte superior de la misma se puede girar hasta un máximo de 90° a través de una manivela externa, controlada manualmente o de forma remota. Las guías pueden ser de forma circular o de una gran variedad de formas. Este tipo de estrangulación proporciona un control gradual de flujo más exacto que la de otros sistemas.
Estrangulador de disco ajustable 2.3 Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidráulico). Los estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones básicas aplicables son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana. Los estranguladores ajustables a control remoto son los preferidos en operaciones de perforación y en trabajos con presión. Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola. Este tipo de estrangulador se presenta por lo general en modelos de 5.000 a15.000 psi, adecuados para servicio con H2S. Utilizan un vástago que se mueve hacia dentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento cónica. La abertura plena cuando el vástago está totalmente fuera de la compuerta, es normalmente de 2 pulgadas. El mecanismo de apertura consiste en un cilindro de doble acción operado por presión hidráulica desde la consola del estrangulador.
Estrangulador Ajustable a Control Remoto Existen estranguladores que se presenta por lo general en modelos de 10.000 a 15.000 psi. El estrangulador de 10.000 psi puede ser para servicio normal o para H2S. Este tipo de estranguladores utiliza dos placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media luna que rotan dentro y fuera de línea. La apertura total cuando las dos media lunas están en línea producen una abertura levemente inferior al área de apertura del pasaje de 2 pulgadas que se tiene con los estranguladores de orificio ajustable. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. La presión hidráulica se provee desde el panal del estrangulador. 2.1 y 2.2 Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen: posición del estrangulador, contadores de emboladas, manómetros de presión de sondeo y casing, válvula de posición y una bomba para la operación hidráulica. Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo. Los estranguladores sirven para controlar la presión de los pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción.
ESTRANGULADORES DE FONDO De acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la energía en el flujo de la línea vertical, así como también, tener una presión de aporte y elevación controlada, se procede a la bajada de este tipo de
restricción, por lo que se va producir una presión diferencial en la que se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada. a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados junto con la tubería, o bien manejados con línea de acero operada desde la superficie. b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que es accionado con línea de acero.
II.- CLASIFICACION DE POZOS FLUYENTES Los pozos fluyentes por su condición se clasifican de acuerdo a:
a) Su profundidad.- Estos pozos pueden ser someros o profundos.
Someros: son aquellos que alcanzan una profundidad de 1000 m. Profundos: éstos alcanzan una profundidad mayor de 1000 m
b) Su producción.- Estos pueden ser pozos productores de aceite – gas y pozos productores de gas (perforados en el casquete). Productores aceite-gas: con terminación en el yacimiento productor de aceite-gas. Productores gas: con una terminación en el casquete de gas.
c) Estado mecánico.- La terminación del pozo puede ser a agujero descubierto, que la TR en su extremo inferior esté abierta y los pozos con terminación completa la TR de encuentra en su extremo inferior cerrada y cementada debajo de la zona de disparos. Agujero descubierto: con la TR abierta en su extremo interior. Agujero ademado: sólo con TR sin tubería TP. TP franca: con TP libre sin accesorios. TP con Empacador: con TP-libre y empacador para aislar la TP de la TR.
Una vez conocidos los mecanismos de empuje en un yacimiento se puede definir a un pozo fluyente como aquel, dado a que un aparejo de producción fluye con energía propia. También se puede terminar con TP franca o con empacador, en el primer caso se podrá explotar a través de la TP y/o la TR. Las características de flujo a través de la T.P. dependerán del diámetro de ésta y las condiciones del yacimiento, pudiendo ser laminar, turbulento, bache, niebla, etc. Los pozos fluyentes debido a su condición se les denomina de dos formas: pozos de baja R.G.A. y pozos de alta R.G.A., a continuación se describe esta denominación. La R.G.A. o relación gas-aceite no es más que la cantidad de gas producida en metros cúbicos por cada metro cúbico de aceite limpio producido por el pozo. Esto sale de dividir los metros cúbicos de gas que aporta al día el pozo entre la producción neta.
3.-CONTROL DE PRESIONES EN POZOS SURGENTES
El objetivo de mantener un control de presiones permitirá regular la cuota de producción y controlar la incursión de agua o arena. El mantenimiento de una alta contrapresión evita el escape de fracciones ligeras de petróleo, por lo que se aumentara la recuperación total y la vida fluyente del pozo. Cuando se aplica contrapresión por medio de un estrangulador, aumentamos artificialmente la presión dentro del pozo. Esta presión adicional ejercida contra la formación reduce la presión diferencial de modo que el petróleo se mueve al pozo con mayor facilidad y menos pérdida de presión. Esto significara el control de los siguientes aspectos: a) Control de caudales de producción.-Se debe efectuar una producción controlada o racional de los fluidos provenientes del reservorio, de manera de producir el mayor porcentaje de hidrocarburos con los caudales óptimos para este fin. b) Control de invasión de agua.- Un control irracional de producción de petróleo provocaría una inundación de agua o conificacion prematura del acuífero entrampado los hidrocarburos debido a la conificacion. c) Control de arena.- El efecto de invasión de agua en el reservorio ocasiona desestabilidad en los granos de arena de la roca reservorio provocando el desprendimiento de las arenas inicialmente compactas antes de la invasión migrando la arena suelta hacia el pozo. Esta situación puede llegar a provocar la pérdida total del pozo llegando a formar verdaderas cavernas en los alrededores del pozo si no se controla a tiempo la inundación del agua. Cuando se aplica la contrapresión a un pozo por medio de un regulador de presión o un estrangulador o choque, se aumenta la presión del pozo, este incremento reduce la presión diferencial de modo que el petróleo se mueva hacia el pozo con menor perdida de presión. Un moderado régimen de producción tendrá como consecuencia una relación gas petróleo (RGP) moderada conservando así la energía de la formación y asegurando una declinación más baja de los pozos por lo tanto, tendremos una mayor recuperación y una vida fluyente mayor
4.- PRUEBAS DE PRESION Las pruebas de presión, al igual que otras pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de pruebas de pozo es uno de los métodos más importantes disponibles para
los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas. Las Pruebas de Presión: Es el proceso en el cual se somete el pozo a un impulso el cual produce un cambio en la tasa de flujo y se mide su respuesta, es decir un cambio de presión. La respuesta del yacimiento está determinada por parámetros tales como: la permeabilidad, factor de daño, coeficiente de acumulación en el pozo, distancia a los bordes, entre otros. Basados en el entendimiento de la física de yacimientos, se desarrolló un modelo matemático que relaciona los parámetros de yacimiento con la respuesta del pozo. En consecuencia, cuando cotejamos la respuesta del modelo a la respuesta medida del yacimiento podemos inferir que los parámetros del modelo son iguales a los parámetros del yacimiento. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento. ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. En la producción del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas y
evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones existentes.
PRUEBA DE PRESIÓN Es una herramienta utilizada para caracterizar al sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios presentes en la producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento.Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción o presión. Para ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la presión. La característica del comportamiento de la presión en función del tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento. FUNCIONES DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN 1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento. 2) Predecir parámetros de flujo como:
Límites del yacimiento.
Daño de formación.
Comunicación entre pozos.
FINALIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se meden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio.
Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento. UTILIDAD DE UNA PRUEBA DE PRESIÓN
Una prueba de presión es utilizada para determinar propiedades y características del yacimiento como lo son la permeabilidad y presión estática del yacimiento. También es útil para Predecir parámetros de flujo como: Límites del yacimiento, daño de formación y Comunicación entre pozos.
TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION PRUEBAS BUILD UP Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada. Se utiliza para hallar: -Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi). -Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k). -Efecto Skin (s). -Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas). - Interferencia o comunicación entre pozos / fallas La prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo (tp), para lograr una distribución homogénea en la presión antes del cierre Al cerrar el pozo se mide la presión de fondo (Pwf @Dt=0) y se empieza a medir en función del tiempo de cierre (Dt).
El tiempo de flujo (tp) se define asi:
En una forma similar que para el caso de drawdown, se establece que para flujo de estado no estable (transicente) se cumple la siguiente ecuación (Ecuación de Horner, 1951).
La Ecuación de Horner sugiere que la relación entre pws y (tp+Dt)/Dt es una linea recta en escala semi-log.
Si se escoge un valor diferente a p1h se debe modificar la constante 3.23 de acuerdo a la siguiente relación:
La caída de presión relacionada con el efecto skin (Dpskin) se estima con la siguiente relación:
La Eficiencia de Flujo (EF) se define similarmente que para drawdown
Donde la pwf es la presión de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierre y p* es la presión leida de la tendencia lineal (período transiente) para un Dt=infinito [(tp+Dt)/Dt]=1.
PRUEBAS DRAW DOWN Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada. Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presión en el área de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme. Se utiliza para hallar: -Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k) -Efecto Skin (s) -Volumen poroso (Vp) de la región drenada -Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigráficas). Estas pruebas son particularmente aplicables para: • Pozos nuevos. • Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice. • Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar. Características: *Se basa en la medición de la presión inicial de producción de un pozo, aunque no están limitadas a dicho período inicial productivo. *Inicialmente el pozo es cerrado hasta alcanzar la presión estática del yacimiento antes de la prueba, durante un período suficientemente largo. La prueba es corrida para producir el pozo a una tasa de flujo constante mientras se registra continuamente la presión en el fondo del pozo.
*La prueba de flujo (Drawdown) puede durar desde unas pocas horas hasta varios días si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba. *Una prueba de flujo debe ser recomendada en oposición de una prueba de restauración de presión en una situación en la que se puede arrancar el período de flujo (Drawdown) con una presión uniforme en el yacimiento, debido a esta razón los pozos nuevos son excelentes candidatos. *Aunque una debida corrida de una prueba Drawdown suministra considerable información acerca de un yacimiento, la prueba puede ser difícil de controlar como es el caso de una prueba fluyente. Si una tasa constante no puede ser mantenida dentro de una tolerancia razonable, es recomendado el uso de pruebas Multitasas, las cuales podrían ser usadas también si el pozo no fuera cerrado por un tiempo suficiente hasta alcanzar la presión estática del yacimiento. *Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la presión como función del tiempo. La información que se obtiene usualmente incluye la permeabilidad del yacimiento, el factor de daño, y el volumen del yacimiento (si la prueba se realiza por largo tiempo). Objetivos:
*Los objetivos de una prueba de flujo incluyen estimaciones de permeabilidad, factor de daño y en ocasiones, el volumen del yacimiento. La prueba de evaluación de presiones durante el período de flujo es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido cerrados un tiempo suficientemente largo, que permite que la presión estática del yacimiento se estabilice.
Determina:
El propósito de la prueba de declinación de presión es determinar las siguientes características del pozo y del yacimiento: *Permeabilidad. *Capacidad de la formación. *Transmisibilidad del yacimiento. *Eficiencia de flujo. *Daño o estimulación. *Efecto de almacenamiento del pozo. *Volumen del drenaje. *Geometría del yacimiento.
Para flujo estable utiliza
de estado (transiente)
Se puede arreglar de la siguiente forma:
Gráfico de Pwf vs. t en escala semi-log generará una línea recta de pendiente “m” en lpc/ciclo. Está pendiente es negativa
no se
INTERCEPTO
La permeabilidad puede ser estimada por la siguiente expresión:
El efecto skin puede determinarse partiendo de la Ec
Haciendo pwf= p1hr (tomada de la extrapolacion de línea recta), la Ec queda:
La caída de presión relacionada con el efecto skin (Dpskin) se estima con la siguiente relación
Con esta prueba también se puede determinar la relación productividad del pozo con o sin presencia del efecto skin
de
la
Se definen los Indices de Productividad Ideal y Real:
Se define la Eficiencia de Flujo (EF):
La Eficiencia de Flujo es una medida de cuanto ha afectado el efecto skin la productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o “dañar” el pozo.
Cuando se realiza una estimulación o acidificacion en un pozo, la Eficiencia de Flujo también se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo. Cuando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transición entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva de Pwf vs. t. La presión empezará a disminuir linealmente con el tiempo (Estado Pseudoestable).
Si se grafica pwf vs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:
Donde m´es la pendiente de la recta (en Coord. Cartes.) Durante el período pseudo-estable. Igualmente se puede determinar la geometría del área de drenaje, con la data del período pseudo-estable, hallando el Factor de Forma (CA) (Earlougher, 1977).
Dónde: m: Pendiente de la recta en periodo transiente (Grafico Semilog) m’: Pendiente de la recta en periodo pseudo-estable (Gráfico Cartesiano) pint: Punto de corte de recta con eje Y (t=0), en grafico cartesiano.
Prueba Isocronal (Prueba para pozos de gas): ·
Características:
*A diferencia de las pruebas convencionales en la Isocronal no se requiere alcanzar condiciones estabilizadas. *Esta consiste en producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de tiempo iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área en el periodo comprendido entre dos cambios de tasas subsiguientes. ·
Determina:
*Las pruebas isocronales son utilizadas para determinar el potencial de flujo abierto (AOF) en pozos perforados o produciendo de medios porosos de baja permeabilidad. · El procedimiento a seguir para realizar una prueba Isocronal es el siguiente: 1) Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta su seudo estabilización. 2) Producir el pozo a una tasa de flujo constante y tomar simultáneamente medidas de presión es función del tiempo. (Los periodos del tiempo a los cuales se toman las medidas de presión deben ser fijos para todas las tasas de flujo). 3) Cerrar el pozo y permitir la restauración de la presión hasta el mismo valor seudo estabilizado. 4) Producir el pozo a una tasa de flujo diferente y tomar valores de presión en los mismos intervalos del tiempo especificados en 2. 5)
Repetir los pasos 3 y 4 para otro valor de esta tasa de flujo.
5.-ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD