Investigues

1. El sistema de extracción “Plunger Lift” es un sistema ampliamente utilizado en la extracción
de líquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que producen por debajo de
su caudal critico. Esta condición se alcanza cuando la velocidad del gas en el tubing no es
suficientemente elevada para arrastrar las partículas líquidas que consecuentemente terminan
acumulándose en el fondo del pozo (proceso denominado Load up).Si esta situación no se corrige
a tiempo, inevitablemente se alcanzará el ahogue definitivo del pozo. La aplicación del “Plunger
Lift” tiene como objetivo, optimizar la producción de petróleo utilizando el gas como fuente de
energía, de esta manera logramos producir un flujo multifásico con un sistema de extracción
extremadamente económico.
Este sistema de producción es un método cíclico o intermitente que utiliza la energía propia
del reservorio para producir los líquidos acumulados mediante un pistón que actúa como una
interfase sólida entre el slug de líquido y gas de levantamiento. La operación requiere de la
realización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre (Shut-In) con el
objeto de:
1. Permitir que el pistón, que inicialmente está dentro del lubricador en boca de pozo,
mantenido por el flujo de producción, pueda caer hasta el fondo de la instalación en busca del
líquido acumulado durante la fluencia.
2. Permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para que la
expansión del gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo
el líquido acumulado.
Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, el
usuario puede fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para que tenga
la energía de levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing a la que se quiere
abrir el pozo, asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el pistón al fondo.En este
trabajo mostraremos más a fondo diferentes características de este sistema de levantamiento
artificial, un ejemplo de la aplicación a un pozo, varíales operacionales recomendadas y problemas
y soluciones que se presentan comúnmente cuando se opera un pozo bajo este sistema de
levantamiento.
TRABAJO DE INVESTIGACION
“PISTON ACCIONADO A GAS - PLUNGER LIFT SYSTEM”
1. INTRODUCCION
Uno de los métodos de levantamiento artificial es el Pistón Accionado a Gas, también conocido
como sistema Plunger Lift. Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la
superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. El principio de sistema plunger
lift es básicamente el uso de un pistón libre que actúa como una interfase mecánica entre el gas de
formación y los líquidos (o fluidos) producidos, incrementando en gran manera la eficiencia de
levantamiento del pozo. La operación exitosa de estos sistemas se basa en asumir que los pozos
no tienen packer o tienen comunicación entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento
en el fondo de la sarta de producción.

2. 2. INSTALACION DE UN SISTEMA PLUNGER LIFT
Una instalación típica consiste en un conjunto de resorte y suspensor ubicado en el fondo de la
sarta de producción, un lubricante y un sujetador en la superficie que actúa como un amortiguador
al final de la carrera del pistón. El pistón recorre la distancia existente entre el suspensor y el
lubricante a través de la tubería de producción. El sistema se completa con la adición de un
controlador (de tiempo y/o de presión) y una válvula de arranque con la habilidad de abrir y cerrar
la línea de flujo.
Instalación Típica de un Sistema Plunger Lift
3. OPERACIÓN DEL SISTEMA
La operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo, permitiendo que el gas de formación
se acumule en el espacio anular de la tubería de revestimiento a través de la separación natural. El
espacio anular actúa inicialmente como un reservorio para el almacenamiento de este gas.
Después de que la presión en la tubería de revestimiento se eleva hasta un valor determinado, la
línea de flujo es abierta. La rápida transferencia del gas de la tubería de revestimiento a la tubería
de producción con el gas de la formación crea una velocidad instantánea alta que causa una caída
de presión a través del pistón y del líquido. Entonces, el pistón se mueve en carrera ascendente
con todos los fluidos de la tubería de producción sobre el. Sin este mecanismo de interfase, solo
una porción de los fluidos serian recuperados.
4. VENTAJAS
Algunas ventajas de este sistema son:
* Bajo Costo Inicial
* Requiere Poco Mantenimiento
* No Requiere Fuentes de Energía Externa en la Mayoría de los Casos
* Los sistemas Plunger Lift son aplicables en pozos con una relación gas-líquido alto
* Las instalaciones de estos generalmente no son costosos
* Mantiene la tubería de producción limpia de parafina
* Estos sistemas son buenos para pozos con un índice de producción bajo, normalmente menos de
200 Bbl/d.
5. APLICACIONES
Tradicionalmente, el Plunger Lift fue usado en pozos de petróleo pero recientemente se ha
vuelto más común en pozos de gas por propósitos de deshidratación, ya que pozos de gas con alta
presión producen gas cargado con agua líquida y/o condensado en forma de niebla o vapor.
Pero además este método de levantamiento artificial se lo utiliza cuando la producción de pozo de
gas disminuye a medida que la velocidad de flujo del gas en el pozo decae como resultado de la
depletación de la presión del reservorio que se constituía como la fuente de energía inicial para la
producción del pozo.
6.1. REMOCION DE LIQUIDOS EN POZOS DE GAS
Casi todos los pozos de gas en algún periodo de su vida productiva están sujetos a la
producción de líquidos. Tan pronto las condiciones sean tales, que permitan a los pozos mantener

3. una velocidad suficiente en la tubería de producción, los líquidos son llevados con el gas como un
flujo multifásico. Bajo una cierta “velocidad critica”, los líquidos tienden a migrar por debajo de la
tubería y comienzan a acumularse en el fondo. Esta velocidad critica esta en función de la presión
de flujo en cabeza de pozo, tipo de liquido (agua, condensado, etc.), temperatura y dimensiones de
la tubería.
Por un periodo de tiempo, el pozo es capaz de descargar las pequeñas burbujas por su
propia cuenta. Las indicaciones u observaciones en superficie son registradas en las hojas de
operación. Si no se toman medidas de solución para este tipo de inconvenientes, el problema
empeorara hasta que el pozo se sobrecargue y deplete.
Otro indicio de problemas con la carga de fluidos es la caída considerable de las curvas de
producción tanto del gas como de los líquidos. Cualquier pozo que presente estas “caídas” de
manera periódica, sin duda experimenta una carga de líquidos que con el tiempo puede
sobrecargar al mismo pozo. La función del pistón es prevenir que estos líquidos se acumulen hasta
el punto de que el pozo deplete o requiera de un periodo de cierre para se recuperación (periodo
en el cual es intervenido).
El pozo es cerrado cuando se determina que la carga de fluidos se lleva en realidad en
fondo de pozo. El pozo es abierto cuando la presión de la tubería de revestimiento se ha
incrementado lo suficiente para levantar los fluidos acumulados en la tubería de producción con la
ayuda del pistón al momento que el gas irrumpe en el extremo inferior de la tubería de producción.
Esta presión y velocidad debe ser lo mas elevada posible para superar la presión de la línea de
salida o del separador que se pueden presentar en el viaje hacia la superficie.
Cuando el pistón llega a la superficie, la sarta de producción queda completamente libre de
líquidos. En este punto, la formación se enfrenta la resistencia al flujo más mínima. Dependiendo
de la productividad del pozo, altos caudales de flujo pueden ser mantenidos dejando la línea de
flujo abierta por un periodo de tiempo adicional. Este periodo de tiempo puede ser determinado por
una caída de presión en la tubería de revestimiento o por observaciones de las hojas de registro
para determinar el intervalo de tiempo. El pozo debe ser cerrado cuando se evidencia la carga de
líquidos por una caída de las mediciones en las curvas de declinación. Entonces, todo el ciclo debe
ser repetido de nuevo.
Los pistones son muy efectivos aun en pozos de gas con presiones bajas que tienen buena
productividad. Es necesario repetir el sistema de pistoneo frecuentemente removiendo pequeñas
cantidades de liquido de vez en cuando. El buen rendimiento de este sistema asegura el
restablecimiento a tiempo de la presión en la tubería de revestimiento para el próximo ciclo. Al
utilizar este sistema se puede esperar un incremento en la producción. Al final, el beneficio real se
refleja en una producción acumulada y la restitución de una curva de caída normal.
6.2. EN POZOS CON ALTA RELACIÓN DE PETRÓLEO.
Al considerar una aplicación del pistón en un pozo de petróleo, es fácil de ampliar el
concepto de "descarga de un pozo de gas", para la producción de un petróleo con alta relación. En
muchos casos, los pozos son prácticamente los mismos. Sólo la mecánica de la operación cambia.
La energía de acción para todas las instalaciones de pistón es el gas. Con relaciones gas – liquido
altas es fácil que un pistón se mueva de arriba para abajo en el tubing siendo un pozo de gas o un
pozo de petróleo. La diferencia es la necesidad del producto final. ¿La instalación está diseñada
para producir petróleo o gas?

4. Las características del reservorio tendrán un factor determinante en el equipamiento mecánico a
ser usado para producir un pozo de petróleo de alta relación. Las dos aplicaciones más
prominentes son para pozos con baja presión de fondo pero de alta productividad y la otra es para
pozos con una presión de fondo alta con baja productividad. El tipo de empuje del reservorio como
gas en solución o expansión del casquete de gas tendrá algunos efectos en la vida de la
instalación pero no en el mecanismo.
La presión de fondo pozo baja dejara de fluir continuamente cuando ya no pueda sustentar
las velocidades en el tubing para llevar los líquidos hacia la superficie. Puede ser calificado como
un buen productor de gas. El primer indicio de un problema de carga será la producción
inadecuada normalmente indicada en el medidor de despacho de gas. El fluido será producido en
cantidades pequeñas con picos de gas en la tabla de despacho. Aunque el pozo no produzca
continuamente, las cantidades son uniformes.
Una instalación de pistón para este tipo de pozo deberá entrar por ciclos lo más a menudo
posible. Esta deberá tener un tiempo de caída rápido y ser producido dentro de las facilidades de
producción a una relación alta. La operación de este tipo puede producir solo fracciones de barril
por viaje, pero ya que hemos calificado al pozo como de alta productividad, el pozo se recuperara
rápidamente para otro ciclo. El lubricante de la superficie deberá incluir un cierre en el mecanismo
de llegada para minimizar que el periodo de flujo después de que la herramienta llegue a la
superficie. El periodo de cierre puede ser determinado por controladores de tiempo de ciclo o de
presiones de la cañería de revestimiento en la línea de flujo.
Resultados inmediatos usualmente se notan con este tipo de instalación. La cantidad de
incremento de gas y líquido dependerá del IPR del pozo. No es raro que se duplique la producción.
Si la prolongada condición de carga no ha saturado al pozo, entonces el incremento en la
producción se mantendrá. Existen algunas instancias donde la rata decrecerá ligeramente, pero el
crecimiento en conjunto debería ser considerable. Las presiones altas de fondo de pozo pueden
tener relaciones altas pero a diferencia de los pozos con presiones de fondo bajas, estos son
productores pobres de gas. El reservorio es normalmente apretado y el medidor de despacho de
gas nos indicara un flujo muy errático. Cuando se produce fluido, este usualmente viene en largos
baches y no es uniforme en su ciclo de descarga.
El equipo para esta aplicación es casi el mismo que la instalación anterior excepto por el
pistón en sí. Ya que el pozo no se recuperara rápidamente, la herramienta no necesitara un by-
pass, como es el caso para instalaciones de ciclos rápidos. Las presiones de operación
necesitaran ser altas debido a que existe menos cantidad de gas y más cantidad de fluido por ciclo.
La frecuencia del ciclo deberá ser determinara por la recuperación de la presión de la tubería de
revestimiento. Un cierre de llegada es obligatorio en las aplicaciones más pequeñas para minimizar
el uso de gas.
Los resultados a esperarse en este tipo de aplicación son una producción consistente. Cualquier
incremento en el fluido total deberá ser comparado en una base mensual y no así diaria. La única
seguridad que el pistón ofrecerá es la posible baja presión de fondo pozo promedio a través de la
válvula de flujo.
6.3. CONTROL DE HIDRATOS Y PARAFINA
Muchos dólares se gastan cada año para eliminar las acumulaciones de parafina en el
pozo. El gasto principal son los costos en líneas de cable, pero esto se ve agravado por la pérdida

5. de producción debido a la reducción antes del corte y durante el tiempo de corte. La Parafina
comienza a formarse como una película microscópica por debajo de una temperatura de
aproximadamente 100 °F. No se convierte en un problema hasta que la deposición se vuelve más
gruesa debido a la acumulación en un período de tiempo. Esto puede ser acelerado por la
expansión del gas en la tubería de producción, con su efecto de enfriamiento resultante. Los pozos
que tienen relaciones suficientes de gas líquido pueden utilizar el pistón como una solución sencilla
al problema.
La instalación de un suspensor y un resorte en algún lugar debajo de la línea de parafina
facilita la utilización de un pistón para "limpiar" la tubería varias veces al día y prevenir la formación
de parafina. Los émbolos no "cortan" la parafina, pero cuando se instalan en la tubería limpia evitan
la acumulación en virtud de una acción mecánica de limpieza. La frecuencia de los ciclos
dependerá de la gravedad del problema. La formación de hidratos en el fondo de pozo es otro
problema que ha sido tratado con éxito mediante la aplicación de los pistones. Los hidratos se
forman en función de la presión y la temperatura. Cuanto mayor sea la presión, mayor es la
temperatura a la que los hidratos se forman.
Los pozos de alta presión de gas son particularmente propensos a este problema. El problema se
complica si hay una zona de agua dulce por el fondo de pozo que crea una anomalía de
temperatura. Este efecto de enfriamiento podría causar formación de hidratos que pueden bloquear
todo el flujo de la tubería.
El problema ha sido resuelto en muchas áreas por la instalación de un pistón, junto con
una bomba neumática química conectada a la tubería de producción en la superficie. En un ciclo
típico se sincroniza la inyección de metanol o alcohol por la tubería cuando la línea de flujo se
cierra, y el émbolo está descendiendo. El metanol ablanda el tapón de hidratos de modo que el
próximo ciclo del émbolo elimine los depósitos.
Este sistema también puede ser usado en conjunción con la descarga de líquidos desde el pozo de
gas.
6.4. INCREMENTO DE LA EFICIENCIA DE POZOS CON MECANISMO DE GAS LIFT
INTERMITENTE.
Los problemas encontrados en pozos profundos con mecanismo de Gas Lift intermitentes
son dados en el manifold. Los fluidos del pozo son levantados desde la profundidad en el agujero
en forma de bache. La eficiencia de la recuperación del bache depende de varios factores. Uno es
el tamaño y la longitud del conducto por el cual este deberá viajar. La pared de la tubería de
producción está ejerciendo una cantidad de fricción en el bache a medida que se va moviendo
hacia la superficie. Esto crea un obstáculo en el perímetro exterior del bache y subsecuentemente
asume una forma balística con gas debajo intentando abrir una brecha. Pero también, el remojo de
la sarta de producción por cada bache producido junto con partes del bache que perdieron
velocidad a causa de lo que se conoce como retroceso. La severidad del retroceso está en función
de la velocidad del bache. Esta velocidad es afectada por la presión de inyección del Gas Lift y la
contrapresión de la superficie. Dependiendo de estas variables, la eficiencia de levantamiento
puede ser desde un 60% hasta tan bajo como 30%. Este problema se manifiesta en gradientes de
flujo altos en la tubería de producción y en presiones de fondo pozo altas. Esto reduce la presión
de succión de formación y el llenado dentro de del agujero.
La instalación de un embolo directamente por encima de la válvula de operación ofrece
varios beneficios. Cuando la válvula de Gas Lift se abre y el gas es inyectado por debajo del
embolo, este empieza a moverse hacia arriba con el bache de fluido por encima de él. Ya que la

6. presión es mayor por debajo del embolo que por encima, virtualmente no existe resbalamiento de
los fluidos hacia el pozo. De hecho, habrá una cantidad pequeña de gas escapando hacia arriba
alrededor del perímetro del embolo efectuando una acción de barrido en la pared de la tubería de
producción. Esta prevención de retroceder también ayuda a compensar la contrapresión de la
superficie y la restricción.
La eficiencia del levantamiento ahora se incrementa drásticamente casi a un 100%. Los
beneficios inmediatos de este método son una reducción en costos de compresión. Otros
beneficios son gradientes de flujo reducidos en la tubería de producción y presiones de fondo
fluyentes bajas. El incremento resultante en la presión de succión de la formación nos permitirá
que los líquidos alimenten al agujero del pozo más rápidamente. La frecuencia incrementada de los
ciclos del pozo debería mostrar un incremento en la producción. Un beneficio adicional es la
eliminación completa de cualquier problema de deposición de parafinas.
6. LIMITACIONES
Las aplicaciones que se han discutido tienen también tienen sus desventajas. En todos los
casos, hemos apretado mucho gas. La presión requerida y la relación gas fluido para una
profundidad dada y un volumen de fluido es mostrada en los gráficos (figura 3 para tubing de 2 plg
o figura 4 para tubing de 2 12). Estas graficas son conservadoras porque muestran una necesidad
de una presión y GFR mayor de lo necesario para algunos émbolos. Sin embargo, si el pozo a
considerarse se acomoda al grafico entonces se puede asegurar una buena instalación. Otra
consideración debería ser la condición de la tubería de producción y el tamaño del cabezal de
pozo. El tubing deberá ser del mismo tamaño desde el colgador hasta el fondo de la sarta. Un
anillo de calibración se correrá con una unidad de línea de cable o wireline para indicar cualquier
desperfecto que deberán ser removidos. El cabezal, incluyendo las válvulas maestras y la T de
flujo, deberá ser del mismo tamaño que el tubing y en caso de que existan válvulas múltiples,
deberán ser removidas para reducir la altura del arbolito.
Cuando consideramos una aplicación de embolo, es más deseable preparar el pozo para
una operación optima como para cualquier método de levantamiento artificial. Remover el packer y
hacer correr el tubing con un niple de asiento en el fondo y colgarlo abierto en la parte superior de
las perforaciones. Al mismo tiempo el cabezal puede ser adecuado como se vio previamente.
Ubicando al tubing en la parte superior de las perforaciones nos asegura una buena separación
natural y una cabeza hidrostática mínima desde las perforaciones hasta el fondo del tubing. Se
deberá tomar precauciones cuando el pozo produce arena. Puede venir de formaciones no
consolidadas o pueden ser de arenas fracturadas. Existen algunas instancias donde el embolo ha
operado en presencia de arena pero el operador está arriesgando un atrapamiento de la
herramienta o daño a las facilidades de producción.
7. TIPOS DE EQUIPO DE PISTÓN
8.5. CONTROLADORES
Existen tres categorías básicas de controles que determinan el ciclo de la válvula de motor en la
línea de flujo
* Tiempo del ciclo. Este controlador es principalmente un reloj de cuerda con una rueda de tiempo
y sistema neumático. Este responde a un intervalo de tiempo en la rueda para enviar o bloquear
una señal a la válvula de motor. El tiempo determina la frecuencia y duración de prendido o

7. apagado de la señal. Normalmente su única función es el tiempo, pero algunas variaciones
responden a otros accesorios neumáticos.
* Controlador de presión. Este controlador se abre y cierra con el cambio de presión. Normalmente
para la aplicación del pistón, el pozo se abre cuando la presión ha llegado a un cierto valor alto en
el casting y se cierra cuando la presión se reduce a una baja presión pre establecida. Este
controlador puede ser influenciado por otras señales neumáticas tales como el cierre por la llegada
del embolo o pistón.
* Controladores electrónicos. Este nuevo controlador incorpora un circuito de estado sólido para
sincronización del tiempo y es alimentado por baterías D. La vida promedio de las baterías es un
año. Sin embargo, la medida de tiempo es solo una función del controlador. El controlador
responde a muchas otras señales tales como el cierre a la llegada del embolo, presión alta o baja,
nivel del líquido. Las señales son recibidas electrónicamente en vez de neumáticamente. Estas
capacidades permiten una amplia gama de aplicaciones y versatilidad.
8.6. EMBOLOS
Existen muchos tipos de émbolos. Estos operan con el mismo principio básico. Las
variaciones son la eficiencia de sello, peso y la disposición del tubo de desviación. Cada embolo
tiene normalmente un ventaja dada la situación.
* Sello turbulento. Este tipo no es más que una serie de ranuras cortadas en unas barra solida o
hueca. Puede o no incorporar una válvula interna dependiendo del mecanismo del fabricante y su
aplicación. El sello se ve afectado por el movimiento rápido de gas por estas ranuras. Se forma un
vórtice en cada ranura y se produce una caída de presión causando movimiento en el embolo.
* Tipo Wobble Washer. Este modelo incorpora una serie de anillos o arandelas de un poco
menos que el diámetro del tubing. Estos están montados sobre el mandril y pueden o no tener
integrada una válvula activada por una barra a través del centro del mandril. El sello se ve afectado
por el movimiento del gas por las arandelas de forma especial, las cuales esta sostenidas contra la
pared de la tubería por resortes excéntricos. Esto forma un sello similar el modelo previamente
mencionado.
* Tipo cepillo. Es un tipo de embolo inusual que utiliza un cepillo por elemento de cierre.
Este modelo está disponible con o sin el arreglo del tubo de desviación.
* Hoja expandible. Este modelo incorpora una serie de hojas con resortes cargados que se
ajusten más estrechamente con el diámetro interno del tubing. Una vez más una válvula interna
puede ser incorporada, dependiendo de la aplicación y el fabricante. La válvula puede ser
cambiada por una barra interna o externa El sello se ve afectado por la tolerancia relativamente
cerca de las hojas a las paredes de la tubería.
* Segmento retráctil de almohadillas de metal. Este modelo incorpora una serie de
almohadillas con resorte de acero que se ajustan estrechamente al diámetro interno de la tubería.
El sello se ve afectado por la tolerancia de cierre del diámetro interno del tubing y el radio del pozo
como también del acoplamiento exacto de las almohadillas. La desviación se logra por la habilidad
que tienen las almohadillas de retractarse y reducir el diámetro externo de la herramienta. Este
también está disponible sin la función retráctil, dependiendo de su aplicación

8. 8.7. LUBRICADORES
El lubricante es instalado directamente en la cima del arbolito de navidad o la válvula
maestra. La función primaria es absorber la energía cinética del embolo al final superficie de su
viaje. Este consiste básicamente en un resorte, plataforma de contra choques y un tapón removible
para la inspección del embolo. Usualmente está incorporada en el arreglo lubricador una bola de
resorte para facilitar la inspección mencionada anteriormente. El lubricador es el elemento que
amortigua la llegada del pistón a la superficie y que contiene el dispositivo de detección del mismo,
permitiendo además atraparlo para inspección, cambio o por necesidad de operación.
8.8. ARREGLO DE FONDO POZO
El arreglo de fondo pozo consiste en una tapón y un resorte. Su función es proveer un
choque amortiguador en la parte más baja del viaje del embolo. Las combinaciones dependen en
el tipo de tubería y el enganche mecánico del pozo. Las partes normalmente usadas son las
siguientes:
* Collar Stop. Este dispositivo se posa en hueco interno creado por las juntas de la tubería en el
collar. Trata de establecer y recuperar la línea de cable.
* Tubing stop. este tipo de tapón de deslizamiento se utiliza cuando es necesario posar entre el
hueco del collar o si se encuentra una junta integrada al tubing.
* Cámara de la válvula fija. Esta es una bomba estándar con una cámara de válvula fija con un
cuello de pesca adjunto para usar con el cable. Tiene un anillo llamado “no-go”, el cual se posa, en
una bomba estándar con nipple asiento
* Amortiguador del fondo de pozo. Este resorte se posa en la parte superior del tapón o de la
válvula de pie para actuar como un colchón para el embolo cuando está en el fondo. Este tendrá
un cuello de pesca en una salida para reparación. La otra salida puede tener un cuello de pesca o
un collar para mantenimiento. También puede ser combinado con la cámara de la válvula de fija
para recuperación un en viaje de ambas partes.
8. CONCLUSION
La ventaja principal sobre el uso del mecanismo Plunger Lift para producir un pozo es la
económica. Primeramente, el costo para una instalación promedio será de 3500 $us más algunos
otros servicios, los cuales dependen del suministro y equipo de cada compañía. Comparando esto
con una unidad de bombeo que hace el mismo trabajo (28000) o un compresor pequeño (32000).
Segundo, no hay poder de consumo como ser de electricidad o consumo de gas. Toda esta
energía es suministrada por el pozo incluyendo los instrumentos a gas. La siguiente consideración
es el hecho de que varias veces el embolo producirá más que otro mecanismo de levantamiento.
Por último, el bajo costo de mantenimiento de e este sistema. Usualmente la única parte que se
usa es el embolo, si es inspeccionado mensualmente y se nota un desgaste, este puede ser
reemplazado o reparado a un costo mínimo.
BIBLIOGRAFÍA
* Beauregard, E., & Ferguson, P. (23 - 24 de April de 1981). Introduction to Plunger Lift:
Application, Advantages and Limitations. Texas, Lubbock, USA.
* http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml
*
http://www.oilproduction.net/cms/index.php?option=com_content&view=article&id=164:introduction-
to-plunger-lift-application-advantages-and-limitations-&catid=50:gas-well-deliquification&Itemid=99