Presentacion Weatherforf Plunger Lift

© Weatherford. All rights reserved.

Completions and Productions Systems

®Plunger Lift Descripción

Es un sistema de extracción que en su versión autónoma, aprovecha la energía propia del reservorio para producir Petróleo y Gas.Cuando no se dispone de esta, para elevar los fluidos hasta la Superficie, se utiliza una fuente exterior, generalmente Gas a Presión y caudal adecuado.Tipos de instalación;

AutónomoAsistido



®

The WeatherfordPlunger Lift Diferencias

Todos los Equipamientos en una sola empresa.

Capacidades Integradas,Tecnología y recursos.

Ventas Globales y servicio.

Automatización en el pozo y en la oficina.

Probada historia en resolución de problemas de reservorio y producción.



®Weatherford en la Locación• Completa Instalación de

Superficies• Kit de Intalaciones• Operadores para la instalacion y

Optimización.• Equipos de gran calidad.• Reposicionamiento constante de

Paneles Solares.• Cambios de Baterías y servicio de

mantenimientos.



®Weatherford en la locación



®

CEO III Plus -Incrementando tecnología



®

CEO III Plus -Incrementando tecnología



®Weatherford en la locación

Corta historia del desarrollo del Plunger Lift.

• 1955- Tecnología de pistón libre fue desarrollada por National Oil (Trip Rod Plunger) Fue una aplicación de trabajo en flujo continuo en pozos donde el control no era necesario. Muy Costosa (VPN).

• 1965-1979 Mucha búsqueda y desarrollo dentro de las aplicaciones de plunger lift gastadas en aplicaciones convencionales (Foss and Gaul y muchos otros se adhirieron a la búsqueda en esta época).

• 1993 Desarrollo la tecnología de ciclo libre y no se había logrado ningún avance con los controladores.

• El mas reciente desarrollo en tecnologías de los plunger RapifFlow y los controladores CEO IV.



®

Plunger Lift System Ventajas

No es requerida energía externa, usa solo la energía del pozo para la extraccion.

Dewatering Gas WellsNo es Requiredo equipo de Rig para la

instalacion.Facil mantenimiento.Mantiene el pozo limpio de depositos de

parafina.Bajo costo en cuanto a metodos de

extraccion artificiales.Buen manejo de pozos gasiferos.Muy bueno en pozos desviados.Pone en produccion pozos hasta su

depletacion.

LubricatorCatcher

Solar Panel

Controller

Dual “T” PadPlunger

BumperSpring



®

Plunger Lift SystemLimitaciones

Especifico GLR’s para propulsar o manejar el Sistema

Bajo Potencial de Volumenes (200 BPD)

Solidos

Requiere Supervicion para Optimizar

Consistent Tubing and Tree Sizes

Hole-Free Tubing

Constante Diametro interno deTubing



®

Plunger Lift System Aplicaciones

Typical Range Maximum*OperatingDepth 8,000’ TVD 19,000’ TVDOperatingVolume 1-5 BPD 200 BPDOperatingTemperature 120° F 500° FWellbore N/A 80°Deviation

Corrosion Handling Excellent

Gas Handling Excellent

Solids Handling Poor to Fair

GLR Required 300 SCF/BBL/1000’ Depth

Servicing Wellhead Catcher or Wireline

Prime Mover Type Well’s Natural Energy

Offshore Application N/A at this time

System Efficiency N/A

LubricatorCatcher

Solar Panel

Controller

Dual “T” PadPlunger

BumperSpring

*Special Analysis Required



®



®

Tipos de Pozos que Necesitan del Plunger Lift

IntermitentesSoapingShut in and blowingPozos con gran bloqueo de Gas en Bombeo MecanicoPozos surjentes con grandes diferenciales entre el Tubing y el CasingProblemas de ParafinaAlta presión en la linea

Pasos en el ciclo de Plunger LiftShut-in Unloading Afterflow

Ciclos de Plunger lift

Ciclo de Plunger – Data REALWELL XXX WELL DATA (12:38 PM 6 JUL - 4:46 PM 6 JUL)

0

100

200

300

400

500

600

06/07/09 12:38:35 06/07/09 14:18:58

Fecha

Pre

sion

es (P

SI)

TUBERIA CASING LINEA DE PRODUCION

Problemas Mecanicos• Pozo

1. Arena2. Scale3. Temperatura

• Wellhead1. Continuidad del I.D. (Valvas, tees, hanger)2. Minimizar valves/tees innecesarias

• Tuberia1. Continuidad del I.D. (Packers, anclas, scale, colapsos de tuberia)

Problemasmecanicos-

Ubicacion en la tuberia.

Flow Regimes of a Flowing Gas Well.

GAS VELOCITY

Hvy Annular Flow Lite Annular Flow Mist FlowBubble Flow Slug Flow

Que es Carga de fluidos?

Gravity

Gas Flow

Water Droplet

Es el obstáculo que tiene que vencer el flujo de gas para levantar un gota de agua la cual

reacciona con la fuerza de gravedad e intenta llevarla desde fondo del pozo.

Ecuacion Turner: Calcula la velocidad de flujo que necesita “la carga de liquido” estacionaria en la sarta de flujo.Calcula la velocidad crítica de flujo necesaria para mantener la fuerza de arrastre.

VELOCIDAD DE FLUJO EN LA SARTA DE TUBERA QUE CAUSA EL ARRASTRE DE FLUIDO EN

ESTADO ESTACIONARIO.

Vc = 1.593σ1/4(ρLiquid-ρGas)1/4

ρGas1/2

Turner Equation

Carga de liquido: Ecuacion de Turner

Gravity

Gas Flow

Water Droplet Standard Assumptions that “Simplify”Turner Equation:


ρGas1/2

Turner Equation

60 dynes/cm Surface Tension for Water 20 dynes/cm Surface Tension for Condensate 67 lbm/ft3 Water Density 45 lbm/ft3 Condensate Density 0.6 gas Gravity 120 oF Gas Temperature 20% Upward Adjustment – Fit His Empirical Data

Vc = C(ρLiquid-0.0031p)1/4

(0.0031p)1/2

C = 5.321, water C= 4.043, condensate, p>=1,000 psi.

“Simplified” Turner Equation

Higher Pressures

P>1,000 psiCarga de liquido: Ecuacion de Turner

Gravity

Gas Flow

Water Droplet Standard Assumptions that “Simplify” the Turner Equation to the Coleman Equation:


ρGas1/2

Turner Equation

60 dynes/cm Surface Tension for Water 20 dynes/cm Surface Tension for Condensate 67 lbm/ft3 Water Density 45 lbm/ft3 Condensate Density 0.6 gas Gravity 120 oF Gas Temperature 20% Upward Adjustment – Fit His Empirical Data

Vc = C(ρLiquid-0.0031p)1/4

(0.0031p)1/2

C = 4.434, water C= 3.369, condensate, p<=1,000 psi.

“Simplified” Coleman Equation

Colemaneliminates 20%

adjustment

Lower Pressures

P<1,000 psiCarga de liquido: Ecuacion de Turner

“La rata de flujo citica” puede ser calcula cuando se tiene la “Velocidad

critica”Q(MMCFPD) =

3.06PVcATz

P Flowing Tubing PressureVc Critical VelocityA X-Area Tubular Flow PathT Flowing Temp oRZ Z Factor

Critical Flow Rate Equation

La rata de flujo critica es la rata de flujo necessary para mantener velocidad critica.

Calculo de la rata de flujo critica



®Single Source Supplier

Bumper Springs/Standing Valves

Tubing Stop

Plungers

Lubricators

Accessories

Controllers

Well Data Analysis

Optimization/Automation Package



®

Bumper Springs/Standing Valve

Diseño extra duro

Gran Área de pasaje de Flujo.

API Fishing Neck

API Válvula de pie.

Productos Disponibles para H2S

Tubing Size: 1 ¼,1 ½, 2 1/16, 2 3/8, 2 7/8, 3 ½.

Apto para Absorber grandes impactos cuando el plunger llega al fondo del pozo.

Disponible en el mercado el modelo Free Floating Spring, bumper spring with a no-go, con válvula de pie (asiento y bola), con Tubing Stop o Collar Stop incluido, o con asiento Nipple con anclaje mecánico de copas.



®Tubing Stop• Diseñado para asentar en cualquier

parte del Tubing.• Equipados con un cabeza de pesca

API.• No recomendado para diámetros

internos de tubing alterados.• Equipado con o’ring que actúan de

reten que se deslizan durante la bajada.

• Tamaños: 1 ¼”,1 ½”,2 3/8”,2 7/8”.• Fishing neck Size: 7/8”,1 3/16”,1 3/8”,

1 3/8” respectivamente.



®PlungersEconómicos.

Altas temperaturas de Operaciones.

Modelos disponibles:

1. Brush plunger: para presencias de arenas, parafinas y otras irregularidades.

2. T-Pad: máximo sello (360 grados) , mas eficiente,buena perfomance.

3. Spiral Plunger: Económico bajo mantenimiento, designado para pozos con altos gas to liquid ratio, y con grandes cantidades de parafina, sal etc.



®Lubricadores

Single Outlet, Flow tee and Dual outlet.

Fácil remoción del plunger.

Resorte y percutor Extra duro .

Conexiones de 8rd API Estándar.

Aplicaciones de Alta presión.

Productos disponibles para aplicaciones con H2S.

Disponible 1 ¼,1 ½, 2 1/16,2 3/8,2 7/8, 3 ½.

High-Speed Continuous-Flow Plungers

RapidFloTM

Collar Stop and Tubing Stop

Hardened Slips- engancha en cualquier profundidad con el accionar del martillo

Lugs: Engancha en el espacionentre el final de la tuberia y el cuello

Lubricadores

Auto-Catch Assembly

• El auto catchercontroladora normalmente abierta, que se cierra cuando inicia el “travel time” la cual tiene la función de “atrapar” al plunger cuando este llega a superficie con el fin de maximizar el tiempo de venta. Una vez termina esta parte del ciclo esta se abre y deja caer el plunger.



®Accessories

Murphy Switch: Designado para sensar altas y bajas presiones.

Drip Pot and Regulator:Designado para regular y suplir el condensado y humedad que va al controlador. (2”)

Pilot Regulators: Regulador de presión o diferencial para controlar el posicionamiento de la motor Valve.

Motor Valves: válvulas designadas para abrir o cerrar la línea de Flujo.Estas válvulas están para aplicaciones de presiones de trabajo 1000,2000 y 4000 psi.

New Plunger Technology

Equipment on WellEquipment on WellNew Technology forNew Technology for

Analyzing Plunger LiftAnalyzing Plunger Lift

Plunger Falling Through Gas & LiquidPlunger Falling Through Gas & Liquid

200 Ft/min

Gas39 Ft/min

Liquid

Plunger Hits Liquid Plunger Hits Liquid

Plunger on Bottom Plunger on Bottom

Zoom in on Axis From 40.554 to 13 mins

Count Collars for Fall Velocity & DepthCount Collars for Fall Velocity & Depth

Plunger Depth and Fall VelocityPlunger Depth and Fall Velocity

Normally, Velocity Decreases as Plunger Falls Deeper into Well Normally, Velocity Decreases as Plunger Falls Deeper into Well

Begin Begin -- 250 ft/min250 ft/min

End End -- 131 ft/min131 ft/min

AXIS

Depth Axis

Plunger Lift Application

Field Interface or Communication Ready

El controlador es una interfase amigable desde el campo y un cuarto de control para ser monitoreado por un operador.



®



®ControladoresCompleta línea de Ceo- ePlus

Electronic Controllers.

Único en el mercado designado para operar pozos en diversas condiciones.

Formato fácil de operar.

Designado para utilizar baterías recargables con paneles solares.

Cajas Antiexplosivas que soportan las condiciones mas adversas.

Aptos para monitoreo por vía satélite, radio o teléfonos celulares.



®

CEO III Controller•Controladores Ventajas:

–Tiempos, presiones, porcentajes y diferenciales, basados en modos de control.–Auto ajustables.–Designado para ser utilizado con muy bajos requerimientos de energía, en sus componentes electrónicos.–De fácil programación y rápido acceso a los datos.–Posibilidad de transmisión de datos vía radio o celular.–Retención en la memoria de 50 ciclos.–Monitoreo de Presiones en el Tubing, Casing , Línea y diferenciales de presión.–Manejo de múltiples válvulas motoras



®

CEO III Controller•Controladores Ventajas:

– Reportes generales.– Uso de Paneles Solares y Baterías recargables.–Display Local.–Diseño de gabinete Nema 4X.–Bajos requerimientos de potencia, ideales para locaciones remotas, o de difícil acceso.–Avanzado sistema de interfase para sistema host.–Información disponible para accesos remotos mediante el uso de protocolos Estandar.



®Multiples Modos de Control

• Basados en Tiempos.( Timer on-off Puro)•Basados en Presiones.(Presostato hi-low Puro)•1, 2 y hasta 3 válvulas de control.•Funcionamiento en modo Petroleo o gas .



®Instalación TípicaSolar Array

1.Tubing Transducer400# 6 3.Differential Transducer

8. Closed Contact Switch Locations 57.Line Pressure

Plunger Sensor Transducer

2.Casing Transducer DP Sense Lines

4.Orifice Union Assembly

Position 1 Tbg Pressure Transducer2 Casing Pressure Transducer

SUPPLY GAS 3 Differential Transducer4 Orifice Union Assembly5 CEO III Controller6 Motor Control Valve7 Line Pressure Transducer8 Closed Contact Switch Locations



®CEO III Plus Controller

•Posibilidad de Producir un pozo mediante la elección de la carga a elevar en cada ciclo por la utilización de presión diferencial, asegurándose así que la energía disponible sea suficiente para realizar el Ciclo.

•Capacidad de manejar y conocer las 3 presiones presentes en cualquier boca de pozo, incluyendo la posibilidad de permitir la programación de parámetros de Presión diferencial Casing/Tubing.



®CEO III Controller

•Posibilidad de ajustar automáticamente los tiempos de funcionamiento en función del tiempo de arribo del pistón.

•Programación con parámetros de presión de línea (alta o baja), por seguridad o por sincronización del ingreso de los pozos a batería.

Foss and GaulFoss and Gaul Calculation• Weatherford decided to add a calculation in the CEO IV

to consistently perform a Foss and Gaul calculation establishing the proper moment to kick the well off.– This calculation is a relationship accounting for fluid

load, surface pressure, casing size, tubing size, frictions and depth.

– This calculation allows the opportunity to completely compensate for changing line pressure as well as changes in inflow.

]][)(7.14][1)[( (min))(a

talflhtpreqc A

AALPPPPKDAFP

• Pc(req)=The “required” casing pressure. Before the tubing is opened, which allows the plunger and liquid slug to begin moving up the tubing, the casing pressure must be equal to Pc(req), or greater. If the casing pressure were any lower, the plunger would stall before reaching the surface.

• D = depth to end of tubing (feet) (vertical)• K = term for gas friction in the tubing• Pp = pressure required to lift weight of plunger (psi)• Pt(min) = flow line pressure; also the minimum tubing pressure (psi)• Plh = pressure required to lift one barrel of fluid (psi/bbl)• Plf = frictional losses between the liquid slug and the tubing (psi/bbl)• L = load size (bbls)• Aa = capacity of the annulus (bbls/ft)• At = capacity of the tubing (bbls/ft) • AF = adjustment factor for inflow of well.

Foss and Gaul Calculation



®

CEO III Plus -Incrementando tecnologíaCon el uso de Sensores de presiones diferenciales, el controlador CEO III es uno de los mas avanzados controladores disponibles en el mercados.

• TUBING PRESSSURE

• CASING PRESSURE

• LINE PRESSURE

• DIFFERENTIAL



®

CEO III plus -Setup Inicial

Este controlador requiere de la asistencia de un especialista en la instalación inicial, luego este al ser auto ajustable no requiere de demasiada asistencia, si es recomendable para Optimizar el equipo, cambiar algunos parámetros en forma manual en una segunda etapa.



®

CEO III PLusSimple de OperarDiferentes tipos de programaciones nos ayudan a ajustar los ciclos del pozo, dictadas por la presión del pozo, la presión de la tubería y por la medición del caudal.



®CEO III PlusRecupera valorable información desde una simple fuente.• Presiones en tiempo real.• 24 hrs. de promedios de presiones del pozo y del funcionamiento del Plunger Lift



®

Requerimientos del SistemaQUE NECESITAMOS?



®

Well DataAnalysis



®

Typical Gas WellIPR Curve

Typical Gas WellIPR Curve

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 50 100 150 200 250 300

Rate, MCFD

Flo

win

g Pr

essu

re, P

SIA

Higher Pressure Gas Well

Lower Pressure Gas Well



®Requerimientos de GAS

• Principios Estándar de Funcionamiento:– 300 SCF / BBL / 1000’(Communicated)

• 800 SCF Non-Communicated

– Ejemplo:– Profundidad del Pozo: 10,000’(3000 mtrs)– Producción : 5 BPD ( 0,79 m3/d)– Producción de Gas : 175 MCFD

– Mínimos Requerimientos de Gas:– 300 SCF x 5 BPD x 10 = 15MCFD

Plun

ger

Lift



®Cuanto gas requerimos?Simple Gas Requirement CalculationSimple Gas Requirement Calculation

CP x TF x SN Depth/1000CP x TF x SN Depth/1000’’ = SCF to displace Plunger from = SCF to displace Plunger from SN to SurfaSN to Surface ce

––CP CP -- Casing pressureCasing pressure––TF TF -- Tubing factor based on sizeTubing factor based on size••2 3/82 3/8”” = 1.5= 1.5••2 7/82 7/8”” = 2.25= 2.25––SN SN -- Seat nippleSeat nipple

••Necessary GLR for 2 3/8Necessary GLR for 2 3/8”” TBGTBG--300scf/BBL/1000300scf/BBL/1000’’ depthdepth••Necessary GLR for 2 7/8Necessary GLR for 2 7/8”” TBGTBG--450scf/BBL/1000450scf/BBL/1000’’ depthdepth



®Excepciones a las Reglas

– En estas formulas no se tienen consideración los sgtes parámetros:

• Contrapresiones.• Gravedad del Fluido.• Corte de agua / Petróleo.• Sólidos.• Flow Line Length.• Restricciones en la cabeza del pozo.

Plun

ger

Lift



®

Caso - Incrementos Producción y Renta

• Antes de la Instalación del Plunger• Gas• 150 MCF/D @ 20 days= 3 MMCF / Month @ $2 / MCF= $6,000• Oil• 1.5 BBLS/D @ 20 days= 30 BBLS / Month @ $15 / BBL= $450

» Total Revenue Per Month= $6,450• Después de la Instalación del Plunger• Gas• 400 MCF/D @ 30 days= 12 MMCF/ Month @ $2 / MCF= $24,000• Oil• 3.5 BBLS/D @ 30 days= 105 BBLS / Month @ $15 /BBL= $1,575

» Total Revenue Per Month= $25,575

Plun

ger

Opt

imiz

ació

n

Acciones para selección de candidatos

• Hacer un primer filtro de posibles candidatos basados en GLR.

• Validar la información para esos pozos • Revisar desviación de los pozos para el calculo

de las velocidades de ascenso y caída del plunger.

• Revisar historico de fallas para detectar pozos con problemas de arena, scale o parafina.

• Hacer cierre del casing y registrar las presiones en 1, 2 y 4 horas, con el objetivo de definir la presión disponible para operar el plunger.

Aplicación en el pozo Tibu 4K



– Se inicio producción el sábado 13 de Junio de 2009 a la 1 PM con los siguientes resultados (19 hr):

» Q gas = 289 KPCS» Q Fluido = 12 Bbls (8 Bbls salmuera y 4 Bbls

condensado).» 31 Ciclos en 19 Horas = 39 ciclos por día.» Tiempo de caída calculado de 29 min.» Tiempo de venta de 1 min.» Ver Grafica día 1» Corte de producción 8 AM del 14 Junio.» Monitoreo y seguimiento constante.

T-4K WELL DATA (1 PM 13 JUN - 8 AM 14 JUN)

0

100

200

300

400

500

600

13/06

/200

9 12

:23:

32

13/06

/200

9 13

:47:

09

13/06

/09 1

5:11

:42

13/06

/200

9 21

:33:

15

13/06

/200

9 22

:56:

52

14/06

/200

9 00

:20:

24

14/06

/200

9 01

:43:

56

14/06

/200

9 03

:07:

35

14/06

/200

9 04

:31:

25

14/06

/200

9 05

:55:

04

Fecha

Pre

sion

es (P

SI)

Tubing Casing Line



– El Domingo 14 de Junio de 2009:» Q gas = 373 KPCS» Q Fluido = 27 Bbls (20 Bbls salmuera y 7 Bbls

condensado).» 30 ciclos por día.» Tiempo de caída medido de 35 min. (Ver TWM)» Tiempo de venta de 5 min.» Ver Grafica día 2» Corte de producción 8 AM del 15 Junio.» Monitoreo, seguimiento y optimización constante.

T-4K WELL DATA (8 AM 14 JUN - 8 AM 15 JUN)

0

100

200

300

400

500

600

14/0

6/09

08:

00:4

014

/06/

09 0

8:51

:00

14/0

6/09

09:

41:0

814

/06/

09 1

0:31

:15

14/0

6/09

11:

21:2

614

/06/

09 1

2:11

:36

14/0

6/09

13:

01:4

414

/06/

09 1

3:51

:58

14/0

6/09

14:

42:0

314

/06/

09 1

5:32

:13

14/0

6/09

16:

27:3

314

/06/

09 1

7:18

:49

14/0

6/09

18:

09:1

814

/06/

09 1

8:59

:34

14/0

6/09

19:

49:4

514

/06/

09 2

0:39

:56

14/0

6/09

21:

30:0

714

/06/

09 2

2:20

:21

14/0

6/09

23:

10:2

915

/06/

09 0

0:00

:36

15/0

6/09

00:

50:4

715

/06/

09 0

1:40

:57

15/0

6/09

02:

32:0

615

/06/

09 0

3:22

:16

15/0

6/09

04:

12:2

415

/06/

09 0

5:02

:31

15/0

6/09

05:

52:4

115

/06/

09 0

6:42

:50

15/0

6/09

07:

33:0

0

Fecha

Pre

sion

es (P

SI)

Tubing Casing Line



– El Lunes 15 de Junio de 2009:» Q gas = 570 KPCS» Q Fluido = 42 Bbls (30 Bbls salmuera y 12 Bbls

condensado).» 30 ciclos por día.» Tiempo de caída medido de 35 min.» Tiempo de venta de 10 min.» Ver Grafica día 3» Corte de producción 8 AM del 16 Junio.» Monitoreo y seguimiento constante.

T-4K WELL DATA (8 AM 15 JUN - 8 AM 16 JUN)

0

100

200

300

400

500

600

15/0

6/09

08:

00:3

915

/06/

09 0

8:51

:06

15/0

6/09

09:

41:1

715

/06/

09 1

0:31

:42

15/0

6/09

11:

22:1

515

/06/

09 1

2:12

:29

15/0

6/09

13:

02:3

715

/06/

09 1

3:52

:47

15/0

6/09

14:

42:5

815

/06/

09 1

5:33

:05

15/0

6/09

16:

23:1

315

/06/

09 1

7:13

:21

15/0

6/09

18:

03:4

115

/06/

09 1

8:54

:10

15/0

6/09

19:

44:1

615

/06/

09 2

0:34

:22

15/0

6/09

21:

24:2

515

/06/

09 2

2:14

:36

15/0

6/09

23:

04:4

815

/06/

09 2

3:54

:55

16/0

6/09

00:

45:0

816

/06/

09 0

1:35

:15

16/0

6/09

02:

25:2

216

/06/

09 0

3:15

:30

16/0

6/09

04:

05:3

716

/06/

09 0

4:55

:45

16/0

6/09

05:

45:5

816

/06/

09 0

6:36

:09

16/0

6/09

07:

26:3

216

/06/

09 0

8:17

:16

Fecha

Pres

ione

s (P

SI)

Tubing Casing Line




®

• Controladores– Chequear las Baterías.– Optimizar el Programa.

• Lubricador– Reemplazar el Striker Pad y el Resorte.– Inspeccionar el Catcher.

• Bumper Springs– Chequear una vez al ano por la corrosión

Man

teni

mie

ntos

Mantenimiento para el Equipo



®

• Plungers– Una vez al mes efectuar una inspección

visual. – Cambio del Caliper del Plunger cada 3

meses (al menos).– Chequear por signos de corrosión.– Chequear por inusuales erosiones.O

ptim

izat

ion

Mantenimiento para el equipo



®Beneficios del Plunger Lift

65% mas eficiente según lo visto en el Ejemplo.Grandes Incrementos en la Producción.Bajos Costos para producciones pequeñas.Rápidos resultados.Máximo Fluido y entradas de Gas.Buen control de Parafinas.



®

Documents

Presentacion Weatherforf Plunger Lift