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  • 1. El sistema de extracción “Plunger Lift” es un sistema ampliamente utilizado en la extracciónde líquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que producen por debajo desu caudal critico. Esta condición se alcanza cuando la velocidad del gas en el tubing no essuficientemente elevada para arrastrar las partículas líquidas que consecuentemente terminanacumulándose en el fondo del pozo (proceso denominado Load up).Si esta situación no se corrigea tiempo, inevitablemente se alcanzará el ahogue definitivo del pozo. La aplicación del “PlungerLift” tiene como objetivo, optimizar la producción de petróleo utilizando el gas como fuente deenergía, de esta manera logramos producir un flujo multifásico con un sistema de extracciónextremadamente económico. Este sistema de producción es un método cíclico o intermitente que utiliza la energía propiadel reservorio para producir los líquidos acumulados mediante un pistón que actúa como unainterfase sólida entre el slug de líquido y gas de levantamiento. La operación requiere de larealización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre (Shut-In) con elobjeto 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 dellíquido acumulado durante la fluencia. 2. Permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para que laexpansión del gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigoel líquido acumulado. Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, elusuario puede fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para que tengala energía de levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing a la que se quiereabrir el pozo, asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el pistón al fondo.En estetrabajo mostraremos más a fondo diferentes características de este sistema de levantamientoartificial, un ejemplo de la aplicación a un pozo, varíales operacionales recomendadas y problemasy soluciones que se presentan comúnmente cuando se opera un pozo bajo este sistema delevantamiento.TRABAJO DE INVESTIGACION“PISTON ACCIONADO A GAS - PLUNGER LIFT SYSTEM”1. INTRODUCCIONUno de los métodos de levantamiento artificial es el Pistón Accionado a Gas, también conocidocomo sistema Plunger Lift. Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a lasuperficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. El principio de sistema plungerlift es básicamente el uso de un pistón libre que actúa como una interfase mecánica entre el gas deformación y los líquidos (o fluidos) producidos, incrementando en gran manera la eficiencia delevantamiento del pozo. La operación exitosa de estos sistemas se basa en asumir que los pozosno tienen packer o tienen comunicación entre la tubería de producción y la tubería de revestimientoen el fondo de la sarta de producción.
  • 2. 2. INSTALACION DE UN SISTEMA PLUNGER LIFTUna instalación típica consiste en un conjunto de resorte y suspensor ubicado en el fondo de lasarta de producción, un lubricante y un sujetador en la superficie que actúa como un amortiguadoral final de la carrera del pistón. El pistón recorre la distancia existente entre el suspensor y ellubricante a través de la tubería de producción. El sistema se completa con la adición de uncontrolador (de tiempo y/o de presión) y una válvula de arranque con la habilidad de abrir y cerrarla línea de flujo.Instalación Típica de un Sistema Plunger Lift3. OPERACIÓN DEL SISTEMALa operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo, permitiendo que el gas de formaciónse acumule en el espacio anular de la tubería de revestimiento a través de la separación natural. Elespacio 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, lalínea de flujo es abierta. La rápida transferencia del gas de la tubería de revestimiento a la tuberíade producción con el gas de la formación crea una velocidad instantánea alta que causa una caídade presión a través del pistón y del líquido. Entonces, el pistón se mueve en carrera ascendentecon todos los fluidos de la tubería de producción sobre el. Sin este mecanismo de interfase, solouna porción de los fluidos serian recuperados.4. VENTAJASAlgunas 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 de200 Bbl/d.5. APLICACIONES Tradicionalmente, el Plunger Lift fue usado en pozos de petróleo pero recientemente se havuelto más común en pozos de gas por propósitos de deshidratación, ya que pozos de gas con altapresión 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 degas disminuye a medida que la velocidad de flujo del gas en el pozo decae como resultado de ladepletación de la presión del reservorio que se constituía como la fuente de energía inicial para laproducción 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 laproducción 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 unflujo multifásico. Bajo una cierta “velocidad critica”, los líquidos tienden a migrar por debajo de latubería y comienzan a acumularse en el fondo. Esta velocidad critica esta en función de la presiónde flujo en cabeza de pozo, tipo de liquido (agua, condensado, etc.), temperatura y dimensiones dela tubería. Por un periodo de tiempo, el pozo es capaz de descargar las pequeñas burbujas por supropia cuenta. Las indicaciones u observaciones en superficie son registradas en las hojas deoperación. Si no se toman medidas de solución para este tipo de inconvenientes, el problemaempeorara hasta que el pozo se sobrecargue y deplete.Otro indicio de problemas con la carga de fluidos es la caída considerable de las curvas deproducción tanto del gas como de los líquidos. Cualquier pozo que presente estas “caídas” demanera periódica, sin duda experimenta una carga de líquidos que con el tiempo puedesobrecargar al mismo pozo. La función del pistón es prevenir que estos líquidos se acumulen hastael punto de que el pozo deplete o requiera de un periodo de cierre para se recuperación (periodoen el cual es intervenido). El pozo es cerrado cuando se determina que la carga de fluidos se lleva en realidad enfondo de pozo. El pozo es abierto cuando la presión de la tubería de revestimiento se haincrementado lo suficiente para levantar los fluidos acumulados en la tubería de producción con laayuda 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 desalida 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 delíquidos. En este punto, la formación se enfrenta la resistencia al flujo más mínima. Dependiendode la productividad del pozo, altos caudales de flujo pueden ser mantenidos dejando la línea deflujo abierta por un periodo de tiempo adicional. Este periodo de tiempo puede ser determinado poruna caída de presión en la tubería de revestimiento o por observaciones de las hojas de registropara determinar el intervalo de tiempo. El pozo debe ser cerrado cuando se evidencia la carga delíquidos por una caída de las mediciones en las curvas de declinación. Entonces, todo el ciclo debeser repetido de nuevo. Los pistones son muy efectivos aun en pozos de gas con presiones bajas que tienen buenaproductividad. Es necesario repetir el sistema de pistoneo frecuentemente removiendo pequeñascantidades de liquido de vez en cuando. El buen rendimiento de este sistema asegura elrestablecimiento a tiempo de la presión en la tubería de revestimiento para el próximo ciclo. Alutilizar este sistema se puede esperar un incremento en la producción. Al final, el beneficio real serefleja 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 elconcepto de "descarga de un pozo de gas", para la producción de un petróleo con alta relación. Enmuchos 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 – liquidoaltas es fácil que un pistón se mueva de arriba para abajo en el tubing siendo un pozo de gas o unpozo de petróleo. La diferencia es la necesidad del producto final. ¿La instalación está diseñadapara producir petróleo o gas?
  • 4. Las características del reservorio tendrán un factor determinante en el equipamiento mecánico aser usado para producir un pozo de petróleo de alta relación. Las dos aplicaciones másprominentes son para pozos con baja presión de fondo pero de alta productividad y la otra es parapozos con una presión de fondo alta con baja productividad. El tipo de empuje del reservorio comogas en solución o expansión del casquete de gas tendrá algunos efectos en la vida de lainstalación pero no en el mecanismo. La presión de fondo pozo baja dejara de fluir continuamente cuando ya no pueda sustentarlas velocidades en el tubing para llevar los líquidos hacia la superficie. Puede ser calificado comoun buen productor de gas. El primer indicio de un problema de carga será la produccióninadecuada normalmente indicada en el medidor de despacho de gas. El fluido será producido encantidades pequeñas con picos de gas en la tabla de despacho. Aunque el pozo no produzcacontinuamente, las cantidades son uniformes. Una instalación de pistón para este tipo de pozo deberá entrar por ciclos lo más a menudoposible. Esta deberá tener un tiempo de caída rápido y ser producido dentro de las facilidades deproducción a una relación alta. La operación de este tipo puede producir solo fracciones de barrilpor viaje, pero ya que hemos calificado al pozo como de alta productividad, el pozo se recuperararápidamente para otro ciclo. El lubricante de la superficie deberá incluir un cierre en el mecanismode llegada para minimizar que el periodo de flujo después de que la herramienta llegue a lasuperficie. El periodo de cierre puede ser determinado por controladores de tiempo de ciclo o depresiones de la cañería de revestimiento en la línea de flujo. Resultados inmediatos usualmente se notan con este tipo de instalación. La cantidad deincremento 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 laproducción se mantendrá. Existen algunas instancias donde la rata decrecerá ligeramente, pero elcrecimiento en conjunto debería ser considerable. Las presiones altas de fondo de pozo puedentener relaciones altas pero a diferencia de los pozos con presiones de fondo bajas, estos sonproductores pobres de gas. El reservorio es normalmente apretado y el medidor de despacho degas nos indicara un flujo muy errático. Cuando se produce fluido, este usualmente viene en largosbaches y no es uniforme en su ciclo de descarga. El equipo para esta aplicación es casi el mismo que la instalación anterior excepto por elpistón 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 operaciónnecesitaran 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 derevestimiento. Un cierre de llegada es obligatorio en las aplicaciones más pequeñas para minimizarel uso de gas.Los resultados a esperarse en este tipo de aplicación son una producción consistente. Cualquierincremento en el fluido total deberá ser comparado en una base mensual y no así diaria. La únicaseguridad que el pistón ofrecerá es la posible baja presión de fondo pozo promedio a través de laválvula de flujo.6.3. CONTROL DE HIDRATOS Y PARAFINA Muchos dólares se gastan cada año para eliminar las acumulaciones de parafina en elpozo. 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 Parafinacomienza a formarse como una película microscópica por debajo de una temperatura deaproximadamente 100 °F. No se convierte en un problema hasta que la deposición se vuelve másgruesa debido a la acumulación en un período de tiempo. Esto puede ser acelerado por laexpansión del gas en la tubería de producción, con su efecto de enfriamiento resultante. Los pozosque tienen relaciones suficientes de gas líquido pueden utilizar el pistón como una solución sencillaal problema. La instalación de un suspensor y un resorte en algún lugar debajo de la línea de parafinafacilita la utilización de un pistón para "limpiar" la tubería varias veces al día y prevenir la formaciónde parafina. Los émbolos no "cortan" la parafina, pero cuando se instalan en la tubería limpia evitanla acumulación en virtud de una acción mecánica de limpieza. La frecuencia de los ciclosdependerá de la gravedad del problema. La formación de hidratos en el fondo de pozo es otroproblema que ha sido tratado con éxito mediante la aplicación de los pistones. Los hidratos seforman en función de la presión y la temperatura. Cuanto mayor sea la presión, mayor es latemperatura a la que los hidratos se forman.Los pozos de alta presión de gas son particularmente propensos a este problema. El problema secomplica si hay una zona de agua dulce por el fondo de pozo que crea una anomalía detemperatura. Este efecto de enfriamiento podría causar formación de hidratos que pueden bloqueartodo el flujo de la tubería. El problema ha sido resuelto en muchas áreas por la instalación de un pistón, junto conuna bomba neumática química conectada a la tubería de producción en la superficie. En un ciclotípico se sincroniza la inyección de metanol o alcohol por la tubería cuando la línea de flujo secierra, y el émbolo está descendiendo. El metanol ablanda el tapón de hidratos de modo que elpróximo ciclo del émbolo elimine los depósitos.Este sistema también puede ser usado en conjunción con la descarga de líquidos desde el pozo degas.6.4. INCREMENTO DE LA EFICIENCIA DE POZOS CON MECANISMO DE GAS LIFTINTERMITENTE. Los problemas encontrados en pozos profundos con mecanismo de Gas Lift intermitentesson dados en el manifold. Los fluidos del pozo son levantados desde la profundidad en el agujeroen forma de bache. La eficiencia de la recuperación del bache depende de varios factores. Uno esel tamaño y la longitud del conducto por el cual este deberá viajar. La pared de la tubería deproducción está ejerciendo una cantidad de fricción en el bache a medida que se va moviendohacia la superficie. Esto crea un obstáculo en el perímetro exterior del bache y subsecuentementeasume una forma balística con gas debajo intentando abrir una brecha. Pero también, el remojo dela sarta de producción por cada bache producido junto con partes del bache que perdieronvelocidad a causa de lo que se conoce como retroceso. La severidad del retroceso está en funciónde la velocidad del bache. Esta velocidad es afectada por la presión de inyección del Gas Lift y lacontrapresión de la superficie. Dependiendo de estas variables, la eficiencia de levantamientopuede ser desde un 60% hasta tan bajo como 30%. Este problema se manifiesta en gradientes deflujo altos en la tubería de producción y en presiones de fondo pozo altas. Esto reduce la presiónde succión de formación y el llenado dentro de del agujero. La instalación de un embolo directamente por encima de la válvula de operación ofrecevarios beneficios. Cuando la válvula de Gas Lift se abre y el gas es inyectado por debajo delembolo, 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 delos fluidos hacia el pozo. De hecho, habrá una cantidad pequeña de gas escapando hacia arribaalrededor del perímetro del embolo efectuando una acción de barrido en la pared de la tubería deproducción. Esta prevención de retroceder también ayuda a compensar la contrapresión de lasuperficie y la restricción. La eficiencia del levantamiento ahora se incrementa drásticamente casi a un 100%. Losbeneficios inmediatos de este método son una reducción en costos de compresión. Otrosbeneficios son gradientes de flujo reducidos en la tubería de producción y presiones de fondofluyentes bajas. El incremento resultante en la presión de succión de la formación nos permitiráque los líquidos alimenten al agujero del pozo más rápidamente. La frecuencia incrementada de losciclos del pozo debería mostrar un incremento en la producción. Un beneficio adicional es laeliminación completa de cualquier problema de deposición de parafinas.6. LIMITACIONES Las aplicaciones que se han discutido tienen también tienen sus desventajas. En todos loscasos, hemos apretado mucho gas. La presión requerida y la relación gas fluido para unaprofundidad dada y un volumen de fluido es mostrada en los gráficos (figura 3 para tubing de 2 plgo figura 4 para tubing de 2 12). Estas graficas son conservadoras porque muestran una necesidadde una presión y GFR mayor de lo necesario para algunos émbolos. Sin embargo, si el pozo aconsiderarse se acomoda al grafico entonces se puede asegurar una buena instalación. Otraconsideración debería ser la condición de la tubería de producción y el tamaño del cabezal depozo. El tubing deberá ser del mismo tamaño desde el colgador hasta el fondo de la sarta. Unanillo de calibración se correrá con una unidad de línea de cable o wireline para indicar cualquierdesperfecto que deberán ser removidos. El cabezal, incluyendo las válvulas maestras y la T deflujo, 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 parauna operación optima como para cualquier método de levantamiento artificial. Remover el packer yhacer correr el tubing con un niple de asiento en el fondo y colgarlo abierto en la parte superior delas 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 separaciónnatural y una cabeza hidrostática mínima desde las perforaciones hasta el fondo del tubing. Sedeberá tomar precauciones cuando el pozo produce arena. Puede venir de formaciones noconsolidadas o pueden ser de arenas fracturadas. Existen algunas instancias donde el embolo haoperado en presencia de arena pero el operador está arriesgando un atrapamiento de laherramienta o daño a las facilidades de producción.7. TIPOS DE EQUIPO DE PISTÓN8.5. CONTROLADORESExisten tres categorías básicas de controles que determinan el ciclo de la válvula de motor en lalínea de flujo* Tiempo del ciclo. Este controlador es principalmente un reloj de cuerda con una rueda de tiempoy sistema neumático. Este responde a un intervalo de tiempo en la rueda para enviar o bloquearuna 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 variacionesresponden a otros accesorios neumáticos.* Controlador de presión. Este controlador se abre y cierra con el cambio de presión. Normalmentepara la aplicación del pistón, el pozo se abre cuando la presión ha llegado a un cierto valor alto enel casting y se cierra cuando la presión se reduce a una baja presión pre establecida. Estecontrolador puede ser influenciado por otras señales neumáticas tales como el cierre por la llegadadel embolo o pistón.* Controladores electrónicos. Este nuevo controlador incorpora un circuito de estado sólido parasincronización del tiempo y es alimentado por baterías D. La vida promedio de las baterías es unaño. Sin embargo, la medida de tiempo es solo una función del controlador. El controladorresponde 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. Estascapacidades permiten una amplia gama de aplicaciones y versatilidad.8.6. EMBOLOS Existen muchos tipos de émbolos. Estos operan con el mismo principio básico. Lasvariaciones son la eficiencia de sello, peso y la disposición del tubo de desviación. Cada embolotiene normalmente un ventaja dada la situación.* Sello turbulento. Este tipo no es más que una serie de ranuras cortadas en unas barra solida ohueca. Puede o no incorporar una válvula interna dependiendo del mecanismo del fabricante y suaplicación. El sello se ve afectado por el movimiento rápido de gas por estas ranuras. Se forma unvórtice 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 pocomenos que el diámetro del tubing. Estos están montados sobre el mandril y pueden o no tenerintegrada una válvula activada por una barra a través del centro del mandril. El sello se ve afectadopor el movimiento del gas por las arandelas de forma especial, las cuales esta sostenidas contra lapared de la tubería por resortes excéntricos. Esto forma un sello similar el modelo previamentemencionado. * 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 seajusten más estrechamente con el diámetro interno del tubing. Una vez más una válvula internapuede ser incorporada, dependiendo de la aplicación y el fabricante. La válvula puede sercambiada por una barra interna o externa El sello se ve afectado por la tolerancia relativamentecerca de las hojas a las paredes de la tubería. * Segmento retráctil de almohadillas de metal. Este modelo incorpora una serie dealmohadillas 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 pozocomo también del acoplamiento exacto de las almohadillas. La desviación se logra por la habilidadque tienen las almohadillas de retractarse y reducir el diámetro externo de la herramienta. Estetambién 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 válvulamaestra. La función primaria es absorber la energía cinética del embolo al final superficie de suviaje. Este consiste básicamente en un resorte, plataforma de contra choques y un tapón removiblepara la inspección del embolo. Usualmente está incorporada en el arreglo lubricador una bola deresorte para facilitar la inspección mencionada anteriormente. El lubricador es el elemento queamortigua 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 unchoque amortiguador en la parte más baja del viaje del embolo. Las combinaciones dependen enel tipo de tubería y el enganche mecánico del pozo. Las partes normalmente usadas son lassiguientes:* Collar Stop. Este dispositivo se posa en hueco interno creado por las juntas de la tubería en elcollar. Trata de establecer y recuperar la línea de cable.* Tubing stop. este tipo de tapón de deslizamiento se utiliza cuando es necesario posar entre elhueco 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 uncuello de pesca adjunto para usar con el cable. Tiene un anillo llamado “no-go”, el cual se posa, enuna bomba estándar con nipple asiento* Amortiguador del fondo de pozo. Este resorte se posa en la parte superior del tapón o de laválvula de pie para actuar como un colchón para el embolo cuando está en el fondo. Este tendráun cuello de pesca en una salida para reparación. La otra salida puede tener un cuello de pesca oun collar para mantenimiento. También puede ser combinado con la cámara de la válvula de fijapara recuperación un en viaje de ambas partes.8. CONCLUSION La ventaja principal sobre el uso del mecanismo Plunger Lift para producir un pozo es laeconómica. Primeramente, el costo para una instalación promedio será de 3500 $us más algunosotros servicios, los cuales dependen del suministro y equipo de cada compañía. Comparando estocon 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 estaenergía es suministrada por el pozo incluyendo los instrumentos a gas. La siguiente consideraciónes 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 seusa es el embolo, si es inspeccionado mensualmente y se nota un desgaste, este puede serreemplazado 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

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