Cómo funciona una válvula de compuerta en la extracción de petróleo: mecanismo, tipos y aplicaciones de campo

un válvula de compuerta funciona subiendo o bajando una compuerta (disco) plana o en forma de cuña a través de la trayectoria del flujo mediante un vástago roscado y un volante; cuando la compuerta está completamente elevada, el orificio está completamente libre de obstrucciones y el flujo pasa con una caída de presión mínima; cuando está completamente bajada, la compuerta se asienta contra dos caras de asiento paralelas o en forma de cuña para crear un cierre bidireccional y hermético. En la extracción de petróleo, las válvulas de compuerta son el dispositivo de aislamiento de apertura y cierre dominante en bocas de pozo, árboles de Navidad, líneas de flujo y colectores de producción porque combinan el flujo de paso total con la integridad de la presión necesaria para el servicio de petróleo crudo, gas natural y agua producida en clasificaciones de 2000 psi (API 6A Clase 2K) a 20 000 psi (Clase 20K) y temperaturas de -60 °C a 180 °C.

Por qué las válvulas de compuerta son el estándar en los sistemas de producción de petróleo

Las válvulas de compuerta dominan los sistemas de tuberías de extracción de petróleo porque su recorrido de flujo directo y de diámetro total crea una caída de presión prácticamente nula en la posición completamente abierta, una ventaja fundamental cuando cada psi de presión en la boca del pozo se traduce directamente en una tasa de producción y eficiencia de elevación. Por el contrario, las válvulas de globo del mismo diámetro nominal introducen un coeficiente de caída de presión (Cv) normalmente entre 5 y 10 veces mayor, lo que las hace inadecuadas como válvulas de aislamiento primario en líneas de producción de gran volumen.

El mercado mundial de válvulas de petróleo y gas se valoró en aproximadamente 5.400 millones de dólares en 2023 , donde las válvulas de compuerta representan la categoría de producto más grande por número de unidades instaladas en todas las instalaciones de producción. Una plataforma de pozo terrestre típica puede contener entre 40 y 80 válvulas de compuerta por pozo a lo largo del árbol de Navidad, la línea de flujo y el cabezal de producción. Un árbol submarino de aguas profundas puede contener de 12 a 24 válvulas de compuerta de diversos diámetros y clasificaciones de presión, cada una de las cuales debe funcionar de manera confiable durante 20 a 25 años con un acceso de intervención mínimo.

comprensión cómo funciona una válvula de compuerta (su mecánica interna, principio de sellado, requisitos de materiales y modos de falla) es, por lo tanto, un conocimiento fundamental para los ingenieros petroleros, los técnicos de producción y los ingenieros de especificaciones de válvulas que trabajan en operaciones upstream de petróleo y gas.

Cómo funciona una válvula de compuerta: el mecanismo interno paso a paso

El mecanismo operativo de una válvula de compuerta convierte el movimiento de rotación en el volante o actuador en movimiento lineal de la compuerta a través de un vástago roscado, y la posición de la compuerta dentro del cuerpo de la válvula determina si el flujo está completamente abierto, completamente cerrado o bloqueado. Los cinco componentes principales involucrados en este mecanismo son:

• Cuerpo y capó: La cáscara que contiene presión. En el servicio de campos petroleros, el cuerpo suele ser de acero de aleación AISI 4130 o 8630, Inconel o acero inoxidable dúplex, según el contenido de H2S y CO2 del fluido producido. API 6A especifica clases de materiales corporales (AA a FF y HH) que coinciden con la gravedad del servicio amargo.
• Puerta (disco): El elemento plano o en forma de cuña que bloquea o abre físicamente el camino del flujo. En las válvulas de compuerta de losa, el tipo más común en las bocas de pozo, la compuerta es una losa de metal rectangular con un puerto circular que se alinea con el orificio cuando está abierto y sale del orificio cuando está cerrado.
• Asientos: Dos superficies de sellado anulares, una a cada lado de la puerta, contra las que la puerta presiona cuando está en la posición cerrada. En los diseños con asientos metálicos, los asientos suelen tener un revestimiento duro con estelita o carburo de tungsteno para resistir la erosión causada por los fluidos de producción cargados de arena. Los diseños de asiento blando utilizan insertos de PTFE o elastómero para un cierre más hermético a presiones diferenciales más bajas.
• Tallo: La varilla roscada que conecta el volante o actuador a la puerta. En un diseño de vástago ascendente, el vástago se mueve axialmente hacia arriba a medida que se abre la válvula, proporcionando un indicador visual de posición. En un diseño de vástago no ascendente, el vástago gira en su lugar y la compuerta se desplaza sobre roscas internas, lo que se prefiere cuando el espacio vertical es limitado, como en un árbol de Navidad con una pila de BOP arriba.
• Empaquetadura y sello del vástago: El sello dinámico entre el vástago móvil y el bonete que evita que la presión del pozo se escape a lo largo del vástago. En el servicio de gas amargo (H2S por encima de 0,0003 MPa de presión parcial según NACE MR0175), el empaque debe ser de elastómeros compatibles con H2S, generalmente HNBR (caucho de nitrilo hidrogenado) o AFLAS, clasificado para la presión total de la cabeza del pozo.

El ciclo de apertura y cierre en la operación de campos petroleros

Al girar el volante en el sentido de las agujas del reloj se cierra la válvula (la compuerta desciende) y en el sentido contrario se abre (la compuerta asciende): la convención universal confirmada por el mnemotécnico "derecha-apretada, izquierda-floja", aunque la práctica en los campos petroleros siempre verifica la dirección antes de operar en un pozo activo. La secuencia operativa en una válvula de compuerta de boca de pozo es la siguiente:

• Golpe de apertura: La rotación en sentido antihorario del volante hace que el vástago se eleve (tipo de vástago ascendente). La compuerta unida a la parte inferior del vástago se levanta fuera del recorrido del flujo. El puerto en la compuerta de losa se alinea con el orificio de la válvula, creando un paso de flujo directo con un diámetro interno igual al orificio nominal de la tubería. La apertura total suele requerir entre 10 y 40 vueltas, según el paso del vástago y el tamaño de la válvula.
• Posición completamente abierta: La compuerta se retrae completamente dentro de la cavidad del capó encima del recorrido del flujo. El fluido del pozo fluye a través de toda la perforación con turbulencia o caída de presión insignificantes, una ventaja clave para las operaciones de pigging y la medición de flujo multifásico.
• Golpe de cierre: La rotación en el sentido de las agujas del reloj baja la compuerta hacia la ruta del flujo. A medida que la compuerta se acerca al asiento, la presión aguas abajo ayuda a impulsar la compuerta contra el asiento aguas abajo (en diseños de asiento aguas abajo). Los giros finales aplican fuerza de asiento mecánica a través de la rosca del vástago, presionando la compuerta firmemente contra ambos asientos para crear el sello de cierre.
• Asiento trasero: La mayoría de las válvulas de compuerta para campos petroleros incorporan un asiento trasero: un sello secundario de metal con metal entre el vástago y el casquete que se acopla en la posición completamente abierta, aislando la empaquetadura de la presión del pozo. Esto permite el reemplazo de empaquetaduras bajo presión en caso de emergencia, aunque esta práctica es realizada únicamente por personal capacitado bajo estrictos protocolos de seguridad.

¿Qué tipos de válvulas de compuerta se utilizan en la extracción de petróleo?

La extracción de petróleo utiliza varios diseños distintos de válvulas de compuerta, cada uno optimizado para una función específica dentro del sistema de producción, y seleccionar el tipo incorrecto es una de las principales causas de fallas prematuras de las válvulas e intervenciones no planificadas en los pozos.

1. Válvulas de compuerta de losa (válvulas de compuerta deslizante paralelas)

Las válvulas de compuerta de losa son el diseño estándar en bocas de pozo y árboles de Navidad, y utilizan una compuerta rectangular plana con un orificio pasante que se alinea con el orificio de la válvula cuando está abierta y se desplaza lateralmente hacia la cavidad del cuerpo cuando está cerrada. La compuerta se mantiene contra el asiento aguas abajo mediante la presión de la línea en la posición cerrada, una acción de sellado autoenergizada que mejora el rendimiento del cierre a medida que aumenta la presión del pozo. La mayoría de las válvulas de boca de pozo API 6A con diámetro nominal de 2 pulgadas a 7-1/16 pulgadas utilizan este diseño. Se encuentran disponibles presiones nominales de hasta 20 000 psi (138 MPa), lo que cumple con los requisitos de pozos HPHT (alta presión y temperatura) más exigentes.

2. Válvulas de compuerta expandibles

Las válvulas de compuerta de expansión utilizan un conjunto de compuerta de dos segmentos que se expande radialmente a medida que la válvula alcanza la posición completamente abierta o completamente cerrada, forzando los segmentos de compuerta contra los asientos aguas arriba y aguas abajo simultáneamente para crear un sello bidireccional de doble bloque. Este diseño prácticamente elimina el volumen de la cavidad entre los segmentos de la compuerta y los asientos, lo que lo hace altamente resistente a la acumulación de escombros, una ventaja crítica en los pozos productores de arena donde las cavidades de la compuerta de losa estándar atrapan la arena de la formación e impiden el cierre completo. Las compuertas expandibles se especifican comúnmente en válvulas de compuerta maestra y válvulas de hisopo del árbol de Navidad donde la confiabilidad absoluta del cierre no es negociable.

3. Válvulas de compuerta pasante

Las válvulas de compuerta a través de conducto mantienen una trayectoria de flujo suave y de paso total tanto en la posición abierta como cerrada, con la compuerta diseñada para que la cavidad del cuerpo nunca se comunique con el orificio de la tubería, lo que las convierte en el tipo requerido para operaciones de limpieza de tuberías y para aplicaciones donde no se acepta ningún volumen muerto en la cavidad. En la producción costa afuera, las válvulas de compuerta pasante se especifican en tareas de aislamiento de tuberías de exportación donde las herramientas de inspección en línea (pigs inteligentes) deben pasar sin obstrucciones. También se prefieren en oleoductos de crudo pesado y crudo ceroso donde el fluido atrapado en las cavidades de las válvulas estándar se solidificaría durante un cierre e impediría la reapertura.

4. Válvulas de compuerta submarinas

Las válvulas de compuerta submarinas son diseños de losa o de compuerta expandibles especialmente diseñados para su instalación en bocas de pozo, colectores y terminaciones de extremos de tuberías (PLET) del fondo marino a profundidades de agua de hasta 3000 m, con vidas operativas de 25 años entre intervenciones de servicio. Las diferencias clave con las válvulas de superficie incluyen: actuadores hidráulicos con presión compensada (para compensar la presión hidrostática del agua en profundidad), materiales del cuerpo resistentes a la corrosión (acero inoxidable dúplex o súper dúplex, o revestimiento de Inconel 625), interfaces de par de anulación operables por ROV y pruebas de calificación según API 17D para la clasificación combinada completa de presión, temperatura y cabeza hidrostática externa. Una válvula de compuerta submarina de 4-1/16 pulgadas y 10 000 psi para un árbol de Navidad en aguas profundas normalmente pesa entre 200 y 400 kg y cuesta entre 25 000 y 80 000 USD, según la calidad del material y las especificaciones del actuador.

Cómo se comparan los diferentes tipos de válvulas de compuerta en el servicio de extracción de aceite

La siguiente tabla compara los cuatro principales Tipos de válvulas de compuerta utilizadas en la producción de petróleo. en todos los atributos más relevantes para las operaciones upstream.

Tabla 1: Comparación de los tipos de válvulas de compuerta utilizadas en la extracción de petróleo según la clasificación de presión, la resistencia a la arena, la capacidad de limpieza, la dirección del sellado, la ubicación de la aplicación y el costo relativo.

¿Cómo se compara una válvula de compuerta con otros tipos de válvulas en la producción de petróleo?

Las válvulas de compuerta están optimizadas para tareas de aislamiento de apertura y cierre en la producción de petróleo y nunca deben usarse para estrangular el flujo; cuando están parcialmente abiertas, la compuerta vibra en la corriente de flujo, erosionando rápidamente los asientos y las caras de la compuerta, lo que provoca una falla prematura del sello. comprensión where gate valves are superior — and where they are not — prevents costly mis-specification.

Tabla 2: Comparación de válvulas de compuerta con otros tipos de válvulas comúnmente utilizadas en la producción de petróleo, por función de flujo, idoneidad de estrangulación, caída de presión y aplicación típica.

¿Qué normas rigen las válvulas de compuerta en la extracción de petróleo?

unPI 6A (Wellhead and Christmas Tree Equipment) is the primary standard governing gate valves used directly at the wellhead, while API 6D governs pipeline gate valves and ASME B16.34 covers general-purpose industrial gate valves used in oil production facilities. Cada estándar define diferentes clases de presión, requisitos de materiales, protocolos de prueba y expectativas de gestión de calidad.

unPI 6A — Wellhead Gate Valves

unPI 6A defines the most rigorous performance and material requirements for gate valves in direct wellbore service , lo que refleja la naturaleza crítica para la seguridad de la integridad de la boca del pozo. Las disposiciones clave incluyen:

• Clases de presión: 2000 / 3000 / 5000 / 10 000 / 15 000 / 20 000 psi (13,8 MPa a 138 MPa). Cada clase tiene clasificaciones de presión y temperatura definidas y sus correspondientes requisitos de espesor de pared y materiales.
• Clases de materiales: unA (general service), BB (low temperature to -46°C), CC, DD (H2S service per NACE MR0175), EE (H2S low temperature), FF, HH (high H2S, high temperature). A deepwater HPHT well may require Class EE or HH valves throughout the Christmas tree.
• Niveles de especificación del producto (PSL): PSL 1 a PSL 4, y PSL 3G y PSL 4 requieren un examen 100% no destructivo, trazabilidad completa de todos los materiales, pruebas de aceptación en fábrica presenciadas y pruebas de rendimiento PR2 (incluida la calificación de presión y temperatura de ciclo completo).
• Clases de temperatura: K (-60 °C a 82 °C), L (-46 °C a 82 °C), P (-29 °C a 82 °C), R (-18 °C a 121 °C), S (-18 °C a 149 °C), T (-18 °C a 177 °C), U (-18 °C a 180 °C), V (2 °C a 180 °C).

unPI 6D — Pipeline Gate Valves

unPI 6D specifies requirements for pipeline gate valves in the gathering, transmission, and distribution of oil and gas, with pressure classes aligned to ASME B16.34 (Class 150 through Class 2500). Las válvulas de compuerta para tuberías cubiertas por API 6D deben cumplir con los requisitos de dimensiones de orificio pasante compatibles con limpieza inteligente de tuberías, sellado bidireccional, diseño antiestático (para evitar la acumulación electrostática en el servicio de gas) y empaquetamiento de emisiones fugitivas de bajas emisiones según ISO 15848-1.

¿Cómo se accionan las válvulas de compuerta en los sistemas de producción de petróleo?

Las válvulas de compuerta en la extracción de petróleo funcionan mediante volantes, actuadores hidráulicos, actuadores neumáticos o actuadores eléctricos, según la velocidad de cierre requerida, la fuente de energía disponible y si la válvula forma parte de un sistema de apagado de emergencia (ESD).

• Volante manual: Se utiliza para válvulas de aislamiento operadas con poca frecuencia en líneas de flujo y servicios públicos de baja presión. El par de operación típico para una válvula de compuerta de 4 pulgadas y 5000 psi contra presión diferencial total es de 200 a 600 Nm, dentro de la capacidad manual con un volante estándar, pero marginal para válvulas más grandes y de mayor presión.
• Actuador hidráulico (retorno por resorte a prueba de fallos): El método de actuación estándar para válvulas de compuerta de boca de pozo y de árbol de Navidad. El suministro hidráulico desde el panel de control del cabezal del pozo (WHCP) abre la válvula contra la presión del resorte; La pérdida de presión hidráulica hace que el resorte cierre la válvula automáticamente: la configuración de cierre a prueba de fallas (FSC) requerida para las funciones ESD en los pozos productores. Presión hidráulica de apertura típica: 140 a 210 bar (2000 a 3000 psi).
• Actuador neumático: Se utiliza en válvulas de compuerta de plataformas de producción en la parte superior donde hay disponible suministro de aire para instrumentos. Menos común en válvulas de compuerta de boca de pozo donde el fluido hidráulico ya está presente para funciones de control y BOP. Retorno por resorte a prueba de fallas disponible en la misma configuración FSC.
• Actuador de motor eléctrico (EMA): Se utiliza cada vez más en sitios de pozos remotos, válvulas ESD en tierra y sistemas de producción submarinos sobre el agua donde hay energía eléctrica disponible pero no infraestructura hidráulica. Los actuadores eléctricos requieren respaldo de batería o UPS para capacidad ESD en escenarios de falla de energía.
• Actuador hidráulico submarino: Las válvulas de compuerta submarinas para aguas profundas utilizan actuadores hidráulicos con presión compensada conectados al umbilical submarino desde la instalación de superficie. La presión hidráulica de accionamiento debe superar tanto la fuerza del resorte como la presión hidrostática externa del agua; a una profundidad de agua de 3000 m, esto agrega aproximadamente 300 bar (4350 psi) de contrapresión en el lado de retorno del actuador.

Preguntas frecuentes: Cómo funciona una válvula de compuerta en la extracción de petróleo

P: ¿Por qué no se puede utilizar una válvula de compuerta para estrangular el flujo en la cabeza de un pozo?

Estrangular una válvula de compuerta (manteniéndola parcialmente abierta para restringir el flujo) está prohibido en la práctica en campos petroleros porque el chorro de alta velocidad del fluido producido a través de la compuerta parcialmente abierta causa una erosión severa de la cara de la compuerta y las superficies del asiento dentro de horas o días de operación. El petróleo crudo o gas cargado de arena a velocidades en la boca del pozo de 5 a 30 m/s actúa como un medio de corte abrasivo contra el metal expuesto de la compuerta. Una válvula de compuerta que ha sido estrangulada generalmente muestra daños en el asiento que impiden el cierre completo dentro de un solo período de operación. Las válvulas de estrangulamiento dedicadas, diseñadas con internos reemplazables de carburo de tungsteno o cerámica, se utilizan para todas las funciones de control del caudal en la cabeza del pozo, mientras que las válvulas de compuerta funcionan solo completamente abiertas o completamente cerradas.

P: ¿Qué causa que una válvula de compuerta de boca de pozo no cierre completamente?

Las tres causas más comunes por las que la válvula de compuerta de boca de pozo no cierra completamente son la acumulación de arena en la cavidad de la compuerta, el daño por erosión de la compuerta o los asientos y la falla del actuador hidráulico debido a la pérdida de presión de suministro o la fatiga del resorte. La acumulación de arena es particularmente insidiosa: la arena de formación que ingresa a la cavidad del cuerpo durante los períodos de producción puede compactarse durante semanas o meses, impidiendo mecánicamente que la compuerta descienda por completo a la posición cerrada. Esta es la razón por la que los diseños de válvulas de compuerta en expansión (que minimizan el volumen de la cavidad) y los programas regulares de ejercicio de la válvula (operando la válvula en toda su carrera trimestralmente o según lo especificado en el sistema de gestión de mantenimiento) son prácticas estándar en los pozos productores de arena. La erosión del asiento por daños previos al estrangulamiento es la otra causa principal: una ranura del asiento visualmente abierta durante la inspección es un indicador definitivo de que la válvula requiere renovación o reemplazo.

P: ¿Cuál es la diferencia entre una válvula de compuerta de vástago ascendente y una de vástago no ascendente en el servicio de campos petroleros?

un rising stem gate valve provides a direct visual position indicator — the stem extends upward from the bonnet as the valve opens, and personnel can confirm open/closed status at a glance — while a non-rising stem valve uses a stem that rotates in place with the gate travelling internally on threads, providing no external visual position indication. En el servicio de campos petroleros, los diseños de vástago ascendente se prefieren en equipos de boca de pozo de superficie donde la confirmación de la posición de la válvula es un requisito de seguridad durante las operaciones del pozo. Los diseños de vástago no ascendente se utilizan en árboles de Navidad con espacio libre superior limitado (particularmente cuando se debe apilar un BOP de cable o de tubería flexible sobre el árbol) y en válvulas submarinas donde la extensión del vástago agregaría una altura inaceptable al conjunto del árbol. Todas las válvulas de compuerta accionadas en servicio ESD deben tener señales de retroalimentación de posición (interruptores de límite de apertura/cierre) independientemente del tipo de vástago, que retroalimentan al panel de control del cabezal del pozo y al sistema de seguridad de la instalación.

P: ¿Con qué frecuencia se deben ejercitar las válvulas de compuerta de un árbol de Navidad?

Las mejores prácticas de la industria y la mayoría de los marcos regulatorios requieren que las válvulas de compuerta para árboles de Navidad se ejerciten completamente (se operen durante toda su carrera de apertura, cierre y apertura) con una frecuencia mínima de una vez por trimestre para los árboles de superficie, y los resultados se documentan en el sistema de gestión de mantenimiento. Las válvulas de compuerta que se dejan en una posición fija durante períodos prolongados, particularmente en servicios amargos o con alto contenido de arena, corren el riesgo de sufrir adhesión de la compuerta al asiento (particularmente en servicios con H2S, donde los compuestos de sulfuro pueden actuar como agente adhesivo entre superficies metálicas) o empaquetamiento de arena que impide el movimiento. Algunos operadores en pozos con mucha arena activan las válvulas de compuerta maestra mensualmente. API 6A y la mayoría de los estándares de integridad de pozos de las empresas operadoras exigen que si no se logra una prueba de carrera completa exitosa se activa una orden de trabajo de inspección y reparación inmediata antes de que se pueda confiar en que la válvula funcione como ESD.

P: ¿Qué materiales se utilizan para las válvulas de compuerta en el servicio de producción de petróleo ácido (H2S)?

Las válvulas de compuerta en servicio de H2S deben cumplir con NACE MR0175 / ISO 15156, que requiere que todos los componentes metálicos húmedos tengan valores de dureza iguales o inferiores a HRC 22 (equivalente a aproximadamente 250 HBW) para evitar el agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC), una forma de fragilización por hidrógeno que puede causar una fractura frágil catastrófica en aceros más duros. Los materiales aceptables para el cuerpo y el casquete incluyen acero templado y normalizado AISI 4130 (con dureza controlada), acero inoxidable 316L para servicio de baja presión y acero inoxidable dúplex o súper dúplex para servicio combinado de ácido y cloruro. También se deben seleccionar aleaciones de revestimiento duro para asientos y compuertas para resistencia SSC; se especifica carburo de tungsteno con aglutinante de níquel (en lugar de aglutinante de cobalto) para revestimientos de asientos de servicio amargos. Los materiales de resortes, pernos y vástagos requieren una verificación individual de cumplimiento de NACE.

P: ¿Se puede reparar una válvula de compuerta in situ en una boca de pozo activa?

Es posible un mantenimiento limitado in situ en las válvulas de compuerta vivas de boca de pozo, específicamente el reemplazo del empaque mediante la función de asiento trasero, pero la reparación de la compuerta o del asiento requiere que la válvula esté aislada de la presión del pozo, lo que en la práctica significa cerrar el pozo o instalar una herramienta de aislamiento temporal aguas arriba. La provisión de asiento trasero en las válvulas de compuerta API 6A permite acceder al prensaestopas a plena presión del pozo cuando la válvula está en la posición completamente abierta con el asiento trasero enganchado, pero esta es una operación de alto riesgo que requiere un análisis de seguridad laboral dedicado y un permiso para trabajar. Cualquier reparación de la puerta, los asientos o la carrocería requiere un aislamiento total de la presión. Por esta razón, los pozos terrestres suelen tener al menos una válvula de compuerta maestra y una válvula de ala en cada ruta de flujo, lo que proporciona capacidad de aislamiento redundante para que se pueda mantener una válvula mientras la otra proporciona contención al pozo.

Resumen: Comprensión de cómo funciona una válvula de compuerta en la extracción de petróleo

comprensión cómo funciona una válvula de compuerta en la extracción de petróleo va mucho más allá del mecanismo básico de apertura/cierre: abarca la física del sellado, la ciencia de los materiales del servicio amargo y erosivo, la ingeniería de actuadores para una operación a prueba de fallas, el cumplimiento del estándar API y la disciplina de mantenimiento requerida para mantener funcionales estos dispositivos de aislamiento críticos durante la vida útil del pozo.

• Válvulas de compuerta para losa son el caballo de batalla estándar para el aislamiento de bocas de pozo y árboles de Navidad, y ofrecen un flujo de paso total con una caída de presión mínima en índices de presión de 2000 a 20 000 psi.
• Válvulas de compuerta expandibles Proporcionan una resistencia superior a la arena y un sellado bidireccional para tareas de compuerta maestra y válvula de hisopo en pozos productores de arena.
• Válvulas de compuerta pasante Permite el raspado de tuberías y proporciona sellado sin cavidades en líneas de exportación y recolección.
• Válvulas de compuerta submarinas Amplíe estas capacidades a entornos de aguas profundas con requisitos de vida útil sin intervención de 25 años.
• unll wellhead gate valves must be operado solo completamente abierto o completamente cerrado, nunca acelerado, ejercitado regularmente y especificado para la clase de material API 6A y PSL correctos para la presión, temperatura y composición del fluido del pozo.

Para cualquier ingeniero petrolero o técnico de producción, un conocimiento profundo de cómo funciona una válvula de compuerta (y lo que es más importante, cómo falla) se encuentra entre los elementos de conocimiento técnico más valiosos en la práctica para mantener la integridad del pozo y la eficiencia de la producción durante toda la vida productiva de un pozo de petróleo o gas.