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APLICACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE PLUNGER LIFT EN EL
YACIMIENTO CERRO DRAGÓN
Autores: Pablo Bizzotto, Ingeniero de Producción de Gas (Cerro Dragón)
Luciana De Marzio, Ingeniero de Producción de Gas (Cerro Dragón)
Rodrigo Dalle Fiore, Ingeniero de Producción de Gas (Cerro Dragón)
Empresa: Pan American Energy
Unidad de Gestión Golfo San JorgeYacimiento Cerro Dragón
SINOPSIS
A partir del año 2001 Pan American Energy – Unidad de Gestión Golfo San Jorge comenzó
a realizar pozos de producción simultánea de Gas & Petróleo, para poder incrementar la producción
de gas y también para hacer económicamente más atractivo a este tipo de proyectos.
En una primera instancia los pozos fueron producidos de manera exitosa mediante Gas Lift
Anular, perocomo este sistema de extracción consume capacidad de compresión para inyectar gas a
los pozos, debimos encontrar otras metodologías alternativas para poder utilizar los compresores
para comprimir gas de venta y no de levantamiento.
Fue ahí cuando comenzamos a pensar en el Plunger lift (PL), ya que en PAE teníamos una
importante experiencia en dicho sistema, pero en pozos de gas y condensado,en donde el PL tiene
la finalidad de extraer el líquido acumulado en el fondo del pozo.
Este trabajo resume nuestra experiencia en la aplicación del sistema PL para producir
petróleo mediante la energía de los reservorios de gas, en donde detallaremos los diferentes tipos de
Pistones utilizados, Controladores Autoajustables o Inteligentes, problemas más comunes y una
descripción detallada delnuevo concepto de PL denominado Pacemaker.

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INTRODUCCIÓN
Desde hace unos años a la actualidad en la Unidad de Gestión Golfo San Jorge de Pan
American Energy se están realizando perforaciones de pozos en donde se producen de manera
simultánea los reservorios de petróleo y gas, lo cuál genera un desafío a la hora de diseñar el
sistema deextracción. La complejidad de este tipo de pozos aumenta considerablemente cuando se
tiene en cuenta que los reservorios de la Cuenca del Golfo San Jorge son del tipo lenticular
multicapa, con poco continuidad.
Los reservorios consisten en alrededor de 20 delgadas capas distribuidas aleatoriamente
respecto al fluido de producción, las formaciones productivas van desde los 1000 mts hasta los 2500
mts,dependiendo de la ubicación dentro del área Cerro Dragón.
Los sistemas de extracción artificial utilizados en este tipo de pozos denominados HGOR
son: Gas Lift Anular Continuo e Intermitente, Plunger Lift y Bombeo Mecánico.
La elección del sistema de extracción se sustenta en la siguiente información:
• Ubicación relativa de los reservorios de gas.
• Presiones estáticas y dinámicasdeterminadas en los ensayos individuales de cada
capa de gas.
• Potencial de líquido a producir.
• Antecedentes de parafinas, asfáltenos y emulsiones severas en pozos vecinos.
• Capacidad de compresión disponible para instalar GL.
.
En los casos en dónde se tienen importantes incertidumbres a la hora de definir el sistema de
extracción, se ensaya el pozo en conjunto con el equipo de WO antes de bajarla instalación final.
Este ensayo tiene la finalidad de inducir la surgencia y evaluar el comportamiento del pozo en
condiciones dinámicas y estáticas, con esta información se puede tomar la decisión de bajar una
instalación de pozo surgente, disminuyendo el riesgo de ahogue.
Para los casos en donde ya se tiene la seguridad de que se va a utilizar una instalación de
pozo surgente se baja unainstalación que consiste en cañería lisa, un ancla catcher (sin fijar) y
tubing corto con BHD y MHD en el fondo, idéntico al utilizado en Bombeo mecánico.
La idea de este tipo de configuración, es tener una instalación flexible que permita cambiar
el sistema de extracción durante el ciclo de vida del pozo, con mínimos cambios en el diseño de
fondo. La variable que determina el cambio del...