La roca reservorio pertenece a los sedimentos del Cretácico Superior de la Fm. Quintuco y se trata de una caliza parcialmente dolomitizada, con desarrollo permeable de hasta 6m. Los pozos requieren de tratamiento ácido para aportar caudales de interés, y su perfil de producción exhibe en general una fuerte declinación inicial, típica de estas calizas estimuladas, a la que contribuye además un importante período de flujo monofásico inicial. Luego de esta declinación, la producción se estabiliza en valores bajos. Capa Cero es un reservorio que tiene como mecanismo de drenaje el “Gas Disuelto”, sus caudales iniciales son elevados pero en un corto periodo de tiempo declinan fuertemente.
Al tener naturalmente un flujo multifásico, el Gas Lift (GL) resulta el sistema de producción más adecuado, inicialmente del tipo Continuo y luego, cuando el caudal no es tan importante, es conveniente convertirlo a Intermitente. Una de las desventajas del sistema GL Intermitente es la pérdida por resbalamiento (fallback) del slug de líquido que viaja desde el fondo del pozo hasta la superficie. Esto es debido a que la velocidad aparente del gas de empuje es mayor que la del líquido, provocando la penetración parcial del gas en este último. Este efecto provoca que parte del líquido pase a la fase gaseosa en forma de gotas y caiga al fondo, y otra parte quede adherido a las paredes del tubing. Según la bibliografía, la pérdida por resbalamiento se encuentra entre un 5 y 7% cada 1000 pies de profundidad, en nuestro caso los pozos tienen una profundidad promedio de 8000 pies, lo que representa una pérdida de 35 – 49% de cada slug de líquido. Por ello si nosotros pudiéramos mejorar la eficiencia de recuperación de cada slug, la oportunidad de mejora de producción era realmente atractiva. Otra desventaja que presenta este sistema de extracción en nuestros pozos es la deposición de sales provenientes del agua de formación. En efecto, la formación de cristales se debe a la expansión brusca del gas en el punto de inyección. Para reestablecer el equilibrio del sistema frente a la perturbación, el gas toma agua en estado gaseoso para saturarse nuevamente, provocando la precipitación de los cristales de sal inicialmente disueltos en el agua de formación y su deposición a lo largo del tubing, llegando a obturar completamente al pozo. Para remediar este hecho, se debía cerrar al pozo con cierta frecuencia para inyectar en él agua dulce que disolviera a los cristales de sal. En algunos pozos, por las características del petróleo producido, se experimentaba la solidificación y consecuente deposición de parafinas por pérdida de temperatura en la parte superior del tubing, obligando a intervenciones rutinarias con unidad de Slickline y/o Hot-Oil. Con la acción mecánica del Pistón asistido, se logró mantener a la cañería de producción limpia y libre de las mencionadas deposiciones.
