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INTRODUCCION
La producción de hidrocarburos generalmente se desarrolla en dos tipos de reservorios o yacimientos sean estos reservorios de gas o de reservorios de petróleo.
Las reservas mundiales de gas natural, aunque limitadas, son muy importantes y las estimaciones de su dimensión continúan progresando a medida que las nuevas técnicas de explotación, de exploración y de extracción sondescubiertas. Las reservas de gas natural son abundantes y ampliamente distribuidas por el mundo. Se estima que una cantidad significativa de gas natural queda aún por descubrir.
Repartición de las reservas de gas natural en el 2004

Fuente: Secretariado de la UNCTAD según datos de BP Amoco, Statistical Review of World Energy 2005
Las reservas probadas son aquellas que podrían ser producidas con latecnología actual.
Las reservas mundiales de gas natural se han multiplicado por dos en el transcurso de los últimos veinte años para alcanzar en el 2000, los 150,19 trillones de metros cúbicos.
El ratio mundial de reservas de gas natural respecto a la producción a niveles actuales esta entre 60 y 70 años. Esto representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran losactuales niveles de producción.
En el caso de Bolivia los reservorios son generalmente de tipo gasífero, es decir; reservorios de gas húmedo y/o también desde el punto de vista de reservorios petrolíferos siendo estas reservorios de petróleo con casquete de gas. En ambos casos la energía que hace posible la producción de estos reservorios proviene de la fase liquida de este pero principalmente de lafase gaseosa que tiene mayor energía debido a sus fuerzas de repulsión intermolecular.
Durante la vida productiva de un reservorio a cierto caudal de producción se registra un descenso en la misma debido principalmente a un descenso de la presión natural del reservorio que tiene por causa la extracción de los hidrocarburos, principalmente los de fase gaseosa, esto por efectos de densidad y demenor peso molecular en esta además de su efecto expansivo por diferencias de presión del reservorio y la presión superficie.
En cuanto se registra el descenso de presión la producción es afectada directamente lo cual es apreciable en la cantidad de volúmenes extraídos y caudales controlados en el pozo que muestra una tendencia de declinación lo cual hace necesario y recomendable la aplicación detécnicas de recuperación artificial o secundaria de los hidrocarburos alojados en el yacimiento.
Se debe destacar que los métodos y/o técnicas de recuperación son de costos considerables en el programa de producción que en muchos casos la aplicabilidad de los mismos no justifica el volumen adicional de recuperación a extraer. Basadas en los datos de costos de producción históricos en la granmayoría de reservorios explotados se hace necesario y conveniente la aplicación de un sistema artificial o secundario que sea capaz de incrementar la producción de hidrocarburos en un reservorio con un costo considerablemente menor en la operación del mismo.
Una alternativa atractiva que reúne las condiciones anteriormente mencionadas puede ser la aplicación del sistema “Plunger Lift”. El sistemaPlunger Lift consiste en un embolo de acero que retiene el gas debajo de la superficie y que bombea reinyectando el mismo haciendo que ese gas reinyactado sirva para:
 Mantener la presión dentro del reservorio
 Hacer que la presión inyectada por el empuje del embolo hacia los poros de la roca reservorio libere los mismos de obstrucciones de hidrocarburos líquidos alojados en los estos. Siendo elgas re inyectado un medio de transporte útil y eficaz al momento de extraer los hidrocarburos líquidos.
 incrementar la vida productiva del reservorio
 Recuperar mayores volúmenes de producción de hidrocarburos líquidos y condensados.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Identificación del problema
En el ámbito nacional es necesario destacar que la producción hicrocarburífera centrada en la zona...