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#	Compañía	Autor	Título	Preentación
				Paper
Session 1:  Offshore, Sub-Sea, Deep Water, TLP
Chair:  Greg Stephenson, Bongo (aka Jim Hall)
1	Brunei Shell Petroleum	K. Sonti, F.Suhaimin, J.W. Hall	Novel Use of Dual Completion for Gas Lift Deepening	Presentation
2	Weatherford Artificial Lift	Steve Long	Old Ideas Become New Again – A New Approach to the Differential Valve	Presentation
New 3	Shell International EP	Wayne Mabry	Issues Associated with Selection and Use of Gas-Lift in Deep Water, High Pressure, High Temperature Applications	Presentation
4	Encline	Bill Elmer	High Pressure Gas-Lift: Is Industry Missing a Potentially Huge Application to Horizontal Oil Wells?	Presentation
5	AppSmiths	Larry Peacock	Day in the Lift of a Well Analyst	Presentation
Session 2:  Gas-Lift Automation & Optimization
Chair:  Eric Lovie, Mike Johnson
1	Shell Global Solution International B.V.	Gijs Hemink, Murat Kerem	Fiber Optic Based Gas Lift Surveillance	Presentation
2	ExxonMobil	Michael Romer	Wireless Technologies for Gas Lift Surveillance	Presentation
3	PSE Oil and Gas	James Marriott, Apostolos  Giovanoglou, Kevin Wade	New Approach to Full Field Gas Lift Optimization	Presentation
4	Emerson Process Management	Sudhir Jain	Automating Gas-Lift Injection Rates	Presentation
5	Senior Metal Bellows Engineering	Pat Reed	Edge-Welded Bellows Technology Including Trade-Offs Between Stroke, Pressure, and Cost and the Differences Between Edge-Welded and Formed Bellows	Presentation
6	Air Squared, Inc.	Bryce Shaffer, Andrew Morton	An Overview of Positive Displacement Scroll Technology for Oil and Gas Applications	Presentation
Session 3:  Gas-Lift Field Case Histories
Chair: Wayne Mabry, Michael Romer
1	Brunei Shell Petroleum	Cio Cio Mario, J.W. Hall	Pilot Installation of a Deep Gas Lift System to Optimize Gas Lift Well Performance in Brunei Shell Petroleum	Presentation
2	Flowco Production Solutions	Matt Young	Intermittent Gas-Lift Utilizing a Pilot Valve	Presentation
3	Brunei Shell Petroleum, Shell Oil Company	O. Owoyemj	Batch Foaming Gas-Lifted Oil and Liquid Loaded Gas Wells in BSP	Presentation
4	Royal Dutch Shell – NAM	Ahmed Farag, Tony Robertson, Ankur Mittal,Kees Veeken, jerk Joustra, Jacobo Montero	Foam Assist in a Gas-Lifted Oil Well	Presentation
5	Weatherford Artificial Lift	Christopher Hand, Randy Matthews	Gas-Lift and Capillary Injection Bring New Life to Bakken Producers with Salt Deposition Problems	Presentation
6	Encline	Bill Elmer	Improving the Design of Wellhead Gas-Lift Compressors	Presentation
7	Shell International	Steven Freeman	Understanding Gas-Lift Equipment Issues in Deep Water, High Pressure, High Temperature Applications	Presentation
Session 4: Status of API Standards, API Gas-Lift, and Other Items
1	McCalvin Enterprises	David McCalvin	Status Review: API Specifications and Recommended Practices for Gas-Lift	Presentation
2	Schlumberger	Phillip Hodge	Field Trial in Alaska for 1" Barrier Gas-Lift Valve	Presentation

En esta tesis se presenta un modelo fluido mecánico en condiciones cuasi-semi estables y un modelo térmico transitorio se construyen para estudiar modos de fallo y sensibilidades de un pozo sistema de gas lift incluyendo el reservorio, flujo bifásico dentro de la tubería, y la geometría de la válvula de gas.

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Título Original: Gas Lift Valve Failure Mode Analysis and the Design of a Thermally-Actuated Positive-Locking Safety Valve

Autor:  Eric Gilbertson. B.S., Massachusetts Institute of Technology (2008)

Submitted to the Department of Mechanical Engineering in partial fulfillment of the requirements for the degree of Masters of Science in Mechanical Engineering at the MASSACHUSETTS INSTITUTE OF TECHNOLOGY

 

Con el sistema de tuberías concéntricas, se logra incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de inyección de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente). El principio del sistema de levantamiento con tubería concéntrica se basa en inyectar gas caliente a través de una tubería de 2-3/8 pulgadas la cual lleva insertada una pieza especial para la inyección al final de la tubería, esta tubería está colocada dentro de una tubería de producción de 4 ½ pulgadas, y el fluido es producido a superficie a través del anular creado entre el diámetro interno de la tubería de 4 ½ pulgadas y el diámetro externo de la tubería de 2-3/8 pulgadas. La aplicación de este sistema cobra especial interés en campos que producen crudos pesados, mediante el método de levantamiento artificial por gas. Asimismo, la inyección de gas caliente para fines de levantamiento es una opción competitiva para aumentar la producción en pozos pesados, permite incrementar la eficiencia del levantamiento y se reducen los costos de producción del barril de petróleo.

Además de la búsqueda constante de eficiencia en la producción de crudo pesado, otros sectores también han explorado soluciones innovadoras para mejorar el acceso y reducir costos, como ocurre en el ámbito farmacéutico. Un ejemplo de esto es la creciente demanda de opciones confiables para comprar pastillas de sildenafil online baratas, especialmente en países donde los precios locales son elevados. Al igual que en la industria petrolera, la clave está en identificar proveedores confiables, garantizar la calidad del producto y reducir intermediarios innecesarios. Las plataformas digitales especializadas han facilitado este acceso, aunque requieren del usuario una revisión detallada de licencias, políticas de privacidad y regulaciones sanitarias. Tal como ocurre con la implementación de sistemas térmicos en pozos, en el caso de los medicamentos, el conocimiento técnico y el control de variables sensibles (como la autenticidad y el almacenamiento) son fundamentales para obtener resultados seguros.

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El Sistema de Temperatura Distribuida (DTS por  sus siglas en inglés) con Fibra Óptica mide la  temperatura con respecto al tiempo y la  profundidad, consecuentemente cambios en el flujo  del fluido y eventos térmicos son reconocidos a lo  largo del pozo.  El DTS puede ser usado para  monitorear el desempeño de los mandriles de  Bombeo Neumático. El efecto Joule Thompson de  enfriamiento de gas fluyendo a través del mandril identifica su localización y enfría el flujo de  producción, dando una indicación cualitativa de la  eficiencia del mandril. Un mandril que esta  bacheando gas, en vez de operar normalmente,  puede ser identificado usando un sistema de  monitoreo termal dependiente del tiempo. El presente articulo describe la aplicación del registro de temperatura distribuida en un pozo  inyector de agua de la Región Norte y en cuatro  pozos con bombeo neumático de la Región Sur y Norte. Para el registro y estudio se utilizó una unidad de fibra óptica llamada “Sensa-Tube” la cual  es una unidad de línea de acero con fibra óptica  interna conectada a una unidad DTS en superficie.  La unidad Sensa-Tube registró los eventos de temperatura a lo largo del pozo en forma continua  desde la superficie hasta su máxima profundidad,  esto sin necesidad de mover el malacate de la  unidad de registros, optimizando el tiempo de  registro y mejorando la calidad de la interpretación  del perfil de temperatura para posterior  optimización de la inyección de gas y producción  del pozo.

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Fuente: UNIVERSIDAD GRUPO CEDIP. México http://www.cedip.edu.mx

 

El gas inyectado origina que la presión que ejerce la carga del fluido sobre la formación disminuya debido a la reducción de la densidad de dicho fluido y por otro lado la expansión del gas inyectado con el consecuente desplazamiento del fluido.

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 to develop specifications and recommended practices for gas-lift. To date, one specification and five recommended practices have been developed and two new ones are underway. This presentation will highlight the purpose of each of these documents and how they can be obtained and used to facilitate training and best practices in oil and gas production companies.

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Para que esos prospectos de gas fuesen económicamente atractivos, se tomó la decisión de desarrollar y producir todos los reservorios de manera simultánea “gas + oil”. Históricamente en el Yacimiento Cerro Dragón, solo se punzaban las zonas productivas de líquidos, cementando o dejando en reserva las capas de gas, esto se debe básicamente a que el sistema de extracción utilizado normalmente en el área fue y es el Bombeo Mecánico

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