Vogel: ha desarrollado una ecuación empírica para la forma del IPR de un pozo productor en un yacimiento con empuje por gas disuelto en el cual la presión media del yacimiento es menor que la presión en el punto de burbuja. Esta ecuación es:

Donde P es la presión media del yacimiento.

Si el IPR fuera una línea recta medido a la producción máxima q’, usando la ecuación, junto con la definición de q’ , se demuestra que q / q’ será igual a [1 – (P wf / P)] . Por lo tanto, la diferencia entre el valor de Q derivado de la ecuación y el valor tomado de la “línea recta” de q es:

En un análisis posterior, Standing reescribió la ecuación como:

De la ecuación se obtiene:

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La ecuación de Bendakhlia y Aziz para calcular la curva IPR para pozos horizontales es:

Cheng: genero una inecuacion para calcular la curva IPR para pozos desviados y horizontales.

Klins y Majcher: realizaron un estudio detallado sobre el efecto que tienen algunos parámetros del yacimiento y las propiedades de los fluidos contenidos en los mismos, sobre las curvas de IPR. Desarrollaron un modelo de IPR usando el método propuesto por Weller para yacimientos con empuje por gas en solución. El estudio realizado mostró que la presión de saturación y el depresionamiento del yacimiento tenían un efecto significativo en las curvas adimensionales. A una baja presión de saturación y a una baja presión estática, la curva de IPR tiene una tendencia lineal. El factor de daño y el radio adimensional no afectan la curva IPR normalizada

Joshi: En un pozo horizontal, el modelo para yacimientos de gas se deriva de forma similar que para pozos de petróleo. Las modificaciones necesarias para usar la ecuación de Joshi (1988), viene dada por el factor volumétrico de gas de formación y las unidades del caudal de flujo. Los pozos de gas generalmente tienen alta velocidad; por lo tanto, se toman en consideración los efectos de flujo no Darcy.

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Bradly: