Este documento describe el levantamiento artificial por gas lift, un método para producir petróleo de pozos que ya no fluyen naturalmente. Explica que al inyectar gas comprimido en la tubería de producción, se reduce la densidad del crudo y facilita su levantamiento hasta la superficie. Describe dos tipos de gas lift, de flujo continuo e intermitente, y analiza sus ventajas, limitaciones e implementaciones.

1. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
POR GAS LIFT

2. INTRODUCCION
UNO DE LOS PROCESOS MÁS IMPORTANTES DEL NEGOCIOUNO DE LOS PROCESOS MÁS IMPORTANTES DEL NEGOCIO
PETROLERO ES LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS, PARA LO CUAL SEPETROLERO ES LA PRODUCCIÓN DE CRUDOS, PARA LO CUAL SE
VALE DE DIVERSOS MÉTODOS DE EXTRACCIÓN. LAS FUENTEVALE DE DIVERSOS MÉTODOS DE EXTRACCIÓN. LAS FUENTE
PRINCIPAL DE ENERGÍA QUE PERMITE QUE UN POZO PRODUZCAPRINCIPAL DE ENERGÍA QUE PERMITE QUE UN POZO PRODUZCA
POR FLUJO NATURAL ES: PRESIÓN y Gas. GENERALMENTE, ESOSPOR FLUJO NATURAL ES: PRESIÓN y Gas. GENERALMENTE, ESOS
POZOS DEJAN DE FLUIR NATURALMENTE POR UNA DECLINACIÓNPOZOS DEJAN DE FLUIR NATURALMENTE POR UNA DECLINACIÓN
DE LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO. NO OBSTANTE, PUEDEN SERDE LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO. NO OBSTANTE, PUEDEN SER
RETORNADOS A SU PRODUCCIÓN MEDIANTE DIFERENTESRETORNADOS A SU PRODUCCIÓN MEDIANTE DIFERENTES
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL, ENTRE LOS CUALESMÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL, ENTRE LOS CUALES
HABLAREMOS EN ESTE CASO DE EL LEVANTAMIENTO PORHABLAREMOS EN ESTE CASO DE EL LEVANTAMIENTO POR GASGAS .

3. INTRODUCCION
El flujo de fluidos hacia los pozos se origina por la diferencia de
Presiones entre la presión del reservorio y la presión de fondo del Pozo.
Las dos fuentes principales de energía para mantener el flujo en un
pozo son el gas y la presión .Algunos pozos producen de reservorios de petróleo
con empuje hidrostático , con alta presión de fondo fluyente.
Otros, en cambio , producen con baja presión de fondo y con alta
relación de gas liquido (250–400 pie/bl/1000’), en este caso el desplazamiento
del petróleo es por empuje de gas .
Si , un pozo tiene energía propia para mover y descargar los fluidos
hasta la superficie el pozo es ‘ surgente natural’.
POZOS DE FLUJO EN SURGENCIA NATURAL

4. INTRODUCCION
Generalmente un pozo surgente deja de fluir cuando aumenta su
porcentaje de agua y/o declina su presión de fondo fluyente. En este
caso es necesario inducir el flujo para prolongar la vida surgente del
pozo o instalar equipo de bombeo artificial.
Para inducir el flujo es necesario primero determinar si el pozo tiene
aun energía suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie y
luego decidir que equipo (tubería de producción , empaque , tubería
de flujo, estrangulador) es necesario instalar o que cambios se
podrían hacer para volverlo al estado de surgente natural.

5. Historia típica de producción-presión para varios
mecanismos de producción
0
20
40
60
80
100
0 6 9 10 13 18 20 28 32 40 60 70 80 90 100
Petróleo producido, % del petróleo original
Presióndel
yacimiento,%dela
original
Gas disuelto Capa de gas Empuje de agua
INICIOINICIO

6. FLUJO NATURAL
OCURRE CUANDO LA ENERGÍA DEL YACIMIENTO
ES SUFICIENTE PARA COMPLETAR EL PROCESO DE PRODUCCIÓN.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
FUENTE EXTERNA DE ENERGÍA PARA EL LEVANTAMIENTO DEL
FLUIDO DESDE EL FONDO DEL POZO HASTA LA ESTACIÓN.

7. ASPECTOS GENERALES
• IPR
• FACTORES PVT
• INDICE DE PRODUCTIVIDAD.
• GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL
PETRÓLEO O ºAPI
• CORTE DE AGUA.
• ALTURA DE COLUMNA
• PRESIÓN ESTÁTICA.
• PRESIÓN FLUYENTE
• PRESIÓN DE BURBUJEO.

8. Presión Estática
Caudal
Presión de Fondo Fluyente
Ps
Pb =Pwf
Yacimiento:
Unidad geológica de volumen limitado,
porosa y permeable capaz de contener
hidrocarburos líquidos y/o gaseoso
Mecanismos de Producción:
• Empuje hidráulico
• Empuje por gas en solución
• Empuje por capa de gas
• Empuje por expansión líquida
• Empuje por gravedad
• Empuje combinado
ASPECTOS GENERALES
QmaxQ

9. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFTLEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT
El levantamiento artificial por Gas Lift es el sistema de
bombeo artificial que más se parece al proceso de producción
por flujo natural. El mismo consiste en levantar fluido del pozo
por medio de la inyección de gas a una presión relativamente
alta; esto puede hacerse suplementando continuamente la
energía del yacimiento mediante la inyección de volúmenes
relativamente pequeños de gas a alta presión para aligerar la
columna de fluidos, o mediante inyección durante cortos
períodos de tiempo de un volumen de gas relativamente grande
a fin de reducir la densidad del fluido en la columna.

10. FUNCIONAMIENTO DELFUNCIONAMIENTO DEL
GAS LIFTGAS LIFT
EL GAS COMPRIMIDO ENTRA A LA COLUMNA DE
PETRÓLEO A TRAVES DE LA VALULA DE GAS LIFT, REDUCE LA
GRAVEDAD ESPECIFICA DEL CRUDO, DISMINUYENDO POR ENDE
LA PRESIÓN DEL FONDO FLUYENTE Y FACILITA EL
LEVANTAMIENTO DEL FLUIDO HASTA LA SUPERFICIE
CICLO CERRADO DE GAS LIFT

11. Cuando un pozo es incapaz de fluir naturalmente, el peso de la
columna de fluido se iguala a la presión estática del yacimiento. Al
inyectar gas ocurren los siguientes procesos:
• Reducción del gradiente del fluido
• Expansión del gas inyectado
• Desplazamiento del fluido por el gas inyectado.
FUNCIONAMIENTO DELFUNCIONAMIENTO DEL
GAS LIFTGAS LIFT

12. En pozos de mediana relación Gas-petróleo.
En pozos desviados o torcidos (sin abrasión mecánica en la tubería de
revestimiento o producción).
En pozos de difícil acceso en los que se requiere un espacio muy reducido
para el cabezal del pozo y los controles de inyección de gas en la superficie.
En pozos con completación múltiple donde se requiere poco espacio el anular o
en el cabezal del pozo.
Pozos completados con diámetro de tubería muy pequeños.
Pozos en los cuales se espera que la tasa de producción cambie muy
rápidamente. Ésta flexibilidad en cuanto a la tasa de producción es una de las
ventajas mas importantes del bombeo con Gas Lift. Las válvulas en el subsuelo
operarán eficientemente en un amplio margen de tasas de producción; también se
puede variar el volumen de gas circulante que se dirige a los pozos cambiando las
tasas de producción.
Se recomienda el uso de este sistema de levantamiento enSe recomienda el uso de este sistema de levantamiento en
los siguientes casos:los siguientes casos:

13. El levantamiento artificial por Gas Lift es mucho más flexible
porque al pozo se le puede instalar las válvulas desde su completación
inicial, para uso futuro.
No se ve afectado por los grados de desviación que pueda
presentar el pozo.
El costo inicial de los equipos de completación son menores que
en otros sistemas de bombeo.
Los equipos requieren poco mantenimiento.
Permite utilizar el gas natural que se produce de los pozos.
Cuando se detecta mal funcionamiento de las válvulas se pueden
reemplazar mediante trabajos de guaya fina sin necesidad de sacar la
tubería de produccion.
VENTAJAS

14. LIMITACIONESLIMITACIONES
•Es indispensable que haya suficiente gas disponible.
• El espaciamiento excesivo de las válvulas de gas lift disminuye la
eficiencia del sistema.
•El revestimiento de producción del pozo debe estar en buenas
condiciones a fin de que el gas no se escape antes de alcanzar el punto
deseado y pueda entrar en la tubería.
•No es recomendable por razones de índole económica, en pozos muy
retirados del sistema de distribución de gas de alta presión.

15. TIPOS DE APLICACIÓN
•FLUJO CONTINUO
•FLUJO INTERMITENTE
•CUADRO COMPARATIVO

16. Flujo Continuo
Se define como el medio para producir artificialmente
el pozo mediante la inyección continua y controlada de gas
en la columna de fluido. En el Levantamiento Artificial por
Flujo Continuo el gas se inyecta a una profundidad que
permita una levantamiento eficiente desde el punto de
inyección a la superficie, reduciendo así la presión de fondo
fluyente al nivel necesario para lograr la tasa de flujo
deseada.

17. Pwh
Presión
Profundidad
∆ Py
PwsPwf, ql
Dov
FLUJO CONTINUO

18. FLUJO CONTINUO
Pws
Dvo
gg
RGLf
Pio
∆P
Piod
RGLt
Pwf
Presión
Profundidad
Pwh
Pio
Piod
Ppd
RGLi = RGLt - RGLf (pcn/bn)
qgi = RGLi . ql / 1000
qgi = ( RGLt - RGLf ) . ql / 1000
(Mpcn/d)
Sustituyendo RGLi
φasiento α ( qgi / ∆ P )

19. Flujo Intermitente
Es el desplazamiento de un tapón de fluido del pozo a
la superficie mediante la inyección de gas de alta presión
en la columna de fluido. La expansión del gas de alta
presión debajo de la columna de fluido levanta la columna a
la superficie en forma de ‘‘tapón’’. En operaciones
eficientes de Levantamiento Artificial por Gas
Intermitente, el gas debe entrar a la tubería de produccion
a una tasa tal, que mantenga la suficiente velocidad del
tapón a fin de minimizar la irrupción del gas de inyección a
traves del tapon.

20. CERRADA
t i : TIEMPO DE INFLUJO t v : TIEMPO DE VIAJE t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN
Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e
CIERRA
ABRE CIERRA CERRADA
ABRE
N = 1440 / Tc
FLUJO INTERMITENTE

21. ESPACIAMIENTO DE MANDRILES FLUJO CONTINUO
AREA LIMITADA
PARA
EL ESPACIAMIENTO
DE MANDRILES
P
r
o
f
PresiónPkoPwh
RGLt,qL
Dpack - 60´

22. ESPACIAMIENTO DE MANDRILES FLUJO CONTINUO
Pon
P
r
o
f
Presión Pko= Psist – 100 lpc
∆ Ps = 50 lpc
Po1
∆ Po
Pwh

23. CONDICION.CONDICION. FLUJO CONTINUOFLUJO CONTINUO FLUJOFLUJO
INTERMITENTEINTERMITENTE
Q(bbl/d).Q(bbl/d). 100-75000100-75000 Menor de 500Menor de 500
BHP(Psi).BHP(Psi). >0.5 Psi/ft.>0.5 Psi/ft. <0.5Psi/ft.<0.5Psi/ft.
Pwf(Psi).Pwf(Psi). >0.4Psi/ft.>0.4Psi/ft. <0.4Psi/ft.<0.4Psi/ft.
Ri(scf/bbl).Ri(scf/bbl). 50-250/1000ft.50-250/1000ft. 250-300/1000ft.250-300/1000ft.
Pc(Psi).Pc(Psi). >100>100
Psi/1000ft.Psi/1000ft.
< 100< 100
Psi/1000ftPsi/1000ft
Qs(bbl/d).Qs(bbl/d). GrandesGrandes
volumenes.volumenes.
PequeñosPequeños
volumenes.volumenes.
COMPARACIÓN.COMPARACIÓN.

24. TIPOS DE INSTALACIÓN.TIPOS DE INSTALACIÓN.
 INSTALACION ABIERTAINSTALACION ABIERTA
 INSTALACION SEMI-CERRADAINSTALACION SEMI-CERRADA
 INSTALACION CERRDAINSTALACION CERRDA
 INSTALACION DE CAMARAINSTALACION DE CAMARA

25. TIPOS DE INSTALACIÓN.TIPOS DE INSTALACIÓN.
Instalación Abierta
No se usan ni empaque ni la válvula fija. Esto hace que la presión de
inyección de gas en el revestimiento actúe contra la formación.

26. TIPOS DE INSTALACIÓN.TIPOS DE INSTALACIÓN.
Instalación Semi-Cerrada
Se instala un empaque pero sin válvula fija. El empaque
elimina un nivel de trabajo del fluido variable en el
revestimiento y el peligro de que se dañe el equipo.

27. TIPOS DE INSTALACIÓN.TIPOS DE INSTALACIÓN.
Instalación Cerrada
Se instala un empaque y una válvula fija. El empaque sella el anular que
conecta la tubería con el revestimiento y la válvula fija permite que el
flujo de la tubería vaya únicamente en una dirección, lo cual es una
necesidad en pozos de IP alto o medio

28. TIPOS DE INSTALACIÓN.TIPOS DE INSTALACIÓN.
Instalaciones De Cámara
La instalación del tipo de cámaras de acumulación
se usa en pozos de presión del yacimiento
excepcionalmente baja, con índices de producción
intermedios a altos. La producción de fluido se
acumula en una cámara de tubería o revestimiento.
Varios tipos de Instalaciones de cámara se usan.
Básicamente, hay dos tipos más populares, el tipo
de inserción que usa tubería de menor calibre que
el revestimiento del pozo para la cámara y el tipo
de dos empacaduras que usa la parte del
revestimiento del pozo como cámara.

29. CONSIDERACIONES PARA CONTROLCONSIDERACIONES PARA CONTROL
DE SUPERFICIE.DE SUPERFICIE.
 Plumas Registradoras: para control dePlumas Registradoras: para control de
presión de las tuberías de Producción y depresión de las tuberías de Producción y de
Revestimiento.Revestimiento.
 Medidor de Orificio: volumen de gasMedidor de Orificio: volumen de gas
inyectadoinyectado
 Orifice RunOrifice Run
 Estranguladores (Choke),, intermitentesEstranguladores (Choke),, intermitentes
(intermitter), reguladores o combinación.(intermitter), reguladores o combinación.

30. EQUIPO DE SUBSUELOEQUIPO DE SUBSUELO
Mandriles
Son en sí, una sección de tubo que posee
una forma geométrica tal, que permite
albergar la válvula y mantenerla protegida.
Mandril
Válvula
Caising

31. EQUIPO DE SUBSUELOEQUIPO DE SUBSUELO
Válvulas.
Las válvulas se constituyen en el elemento más
importante para el desarrollo de la técnica de
levantamiento artificial por gas lift. Dentro de las
partes generales de una válvula tenemos: El orificio
de entrada, la zona activa de presiones, la cabeza,
y el orificio de expulsión

32. EQUIPO DE SUBSUELOEQUIPO DE SUBSUELO
GENERALIDADES SOBRE VÁLVULASGENERALIDADES SOBRE VÁLVULAS
 Su uso depende de su aplicaciónSu uso depende de su aplicación
EspecíficaEspecífica
 Regulan la presión de inyección en laRegulan la presión de inyección en la
tubería de produccióntubería de producción

33. DISEÑO.DISEÑO.

34. DATOS DEL POZODATOS DEL POZO
 Tamaño del tubing:Tamaño del tubing:
223/83/8
”(1.995” ID)”(1.995” ID)
 Tasa deseada:Tasa deseada:
700 bpd700 bpd
 %Agua : 95%%Agua : 95%
 ge. Del agua: 1ge. Del agua: 1
 ge. Del gas: 0.65ge. Del gas: 0.65
 Profundidad: 8000Profundidad: 8000
pies.pies.
 Pwh. 100 Lpc.Pwh. 100 Lpc.
 J = 7.J = 7.
 BHT = 210ºFBHT = 210ºF
 Temp. Sup.:150°F.Temp. Sup.:150°F.
 Temp. Fondo.:Temp. Fondo.:
200°F.200°F.
 P. Iny. Sup.: 900P. Iny. Sup.: 900
psig.psig.
 GLR: 210 SCF/BBL.GLR: 210 SCF/BBL.
 Gr. Kill fluid= 0.5Gr. Kill fluid= 0.5
Lpc/pieLpc/pie

35. 1.-Determine el Punto de inyección de gas.
a.- Plotee la escala en vertical en pies (0-8000).
b.- Plotee la escala horizontal en Lpc (0-2800 lpc).
c.- Plotee BHP fluyente (2800 lpc a 8000 pies).
d.- Usando el IP (Calcule el DD necesario para la
tasa de producción).
J= ql/DD DD = ql/J = 700/7 = 100 Lpc.
2.- A partir del “DD” sustraigalo de la presión estática y
obtenga la presión de fondo fluyente.
Pwf = 2900 – 100 = 2800 Lpc.
PROCESO DE CALCULO

36. 3.- Plotee 2800 Lpc a 8000 pies.
4.- Desde el punto de BHP estática (2900Lpc), extienda
la línea de gradiente estático hasta interceptar la
ordenada de prof(pies).
Nota: Para un fluido de 95% agua salada y petróleo de
40ºAPI nos dan un gradiente de 0.46 lpc/pie.
Gradiente de una mezcla.
(%Oil)(Grad Oil) + (%Agua)( Grad Agua) = Grad. Mezcla
(.05 x .357 lpc/pie) + (.95 x .466 lpc/pie) = 0.46 lpc/pie.
PROCESO DE CALCULO

37. LINEA DELLINEA DEL
GRADIENTEGRADIENTE
ESTATICO.ESTATICO.
• GRAFIQUE LOS DATOS
DE PROFUNDIDAD TOTAL
DE 8000 PIES .
• UBIQUE LA
•Ps. = 2900 Lpc.
OBTENGA EL NIVEL DE
FLUIDO
ESTATICO = 1900 pies
Gradiente del fluido = 0,46 Lpc/pie

38. •GRAFIQUE LOS DATOS
DE PROFUNDIDAD TOTAL
•UBIQUE LA Ps
•UBIQUE LA Pwf.
2.- Sustraiga de la presión
estática, el “DD” y obtenga
la presión de fondo fluyente.
Pwf=2900 Lpc – 100 = 2800
Lpc.
Temp. en ºF
150 160 170 180 190 200 210
Presion en Lpc
0 200 400 600 800 1000
LINEA DELLINEA DEL
GRADIENTEGRADIENTE
DINAMICODINAMICO

39. LINEA DE PRESIONLINEA DE PRESION
DE INYECCIONDE INYECCION
DE GASDE GAS..
• Dibuje la línea que une las
presiónes de inyección del
tope al fondo con el gradiente
de inyección
•
• Ubique la Prof. de
inyección del gas.
Continuar...
Presión disponible
= 900 Lpc en Sup.
= 993.5 Lpc 4250 pies
Presión de
Operación
=800 Lpc en Sup.
=877 a 4040 pies
Punto de balance a 4000 pies
Punto de Inyección
a 3820 pies

40. LINEA DE PRESIONLINEA DE PRESION
DE INYECCIONDE INYECCION
DE GAS.DE GAS.
• CALCULAR LA PRESION
DE INYECCION EN EL FONDO.
• ENTRE CON PRESION DE
INYECCION EN SUPERFICIE.
• CORTAR CON LA GRAVEDAD
ESPECIFICA DEL GAS.
• TOMAR LA LECTURA DE GRADIENTE
• DE PRESION DE GAS EN EL FONDO
22 y 19
Lpc/1000ft.
900 y 800
Lpc
LEA EL GRADIENTE DE
PRESION DEL GAS DE
LA GRAFICA

41. RGL DESPUESRGL DESPUES
DEL PUNTO DEDEL PUNTO DE
INYECCION.INYECCION.
• Ajuste su grafica sobre la
carta. Busque que en superficie
en su grafica, tenga la Pwh
deseada (100psi.), y trace el
nuevo RGL.
• Nuevo RGL=400 SCF/BBL.
• Consiga la grafica que se ajusta a
sus condiciones. Después
Antes

42. RGL ANTES Y DESPUESRGL ANTES Y DESPUES
DEL PUNTO DE INYECCIONDEL PUNTO DE INYECCION
GradienteGradiente
dinámico después dedinámico después de
inyectar gasinyectar gas
=0,183 lpc/pie=0,183 lpc/pie
a RGL =400 pc/ba RGL =400 pc/b
Gradiente dinámico
antes de inyectar
gas = 0.46 lpc/pie
A RGL =200 pc/ b
RGL1 = 200; RGL2=400

43. UBICACION DEUBICACION DE
LAS VALVULAS.LAS VALVULAS.
Con el fin de observar deCon el fin de observar de
manera clara la forma enmanera clara la forma en
como se ubican las válvulascomo se ubican las válvulas
ampliaremos nuestra zonaampliaremos nuestra zona
de interés.de interés.

44. PROFUNDIDAD DEPROFUNDIDAD DE
LA PRIMERA VALVULALA PRIMERA VALVULA..
Prof1 =1880 pies.
Tome la pendiente del
gradiente de 0.5 lpc/pie y
trace la línea hasta que corte
la paralela a el gradiente de
gas(delta de presión =0 psi.).
Trace una paralela a la
horizontal y la prof. a la que
corta es la prof.1 de la 1ª
válvula.
1ª Valv.
1880 pies

45. PROFUNDIDAD DE LA
SEGUNDA VALVULA.
Tome la misma pendiente y en el
punto de corte de la horizontal
de la primera válvula con el
gradiente dinámico trace la línea
hasta que corte la paralela a el
gradiente de gas(delta de
presión=25 psi.).
Trace una paralela a la
horizontal y la prof. a la que
corta es la prof.2 de la válvula.
Prof2= 2960 pies.
1ª Valv.
2ª
Valv.

46. PROFUNDIDAD DEPROFUNDIDAD DE
LA TERCERALA TERCERA
VALVULA.VALVULA.
Prof.3= 3500 ft.
Con la misma pendiente, y
en el punto de corte de la
horizontal de la segunda
válvula trace la línea hasta
que corte la paralela a el
gradiente de gas(delta de
presión=50 psi.).
Trace una paralela a la
horizontal y la profundidad.
a la que corta es la
ubicación de la 3ªválvula.
3ª Valv.
Presión de
Apertura = 917 Lpc

47. PROFUNDIDADPROFUNDIDAD
DE LA CUARTADE LA CUARTA
VALVULA.VALVULA.
Seguimos el mismo
procedimiento que con la
válvula anterior
Prof.4= 3820pies.
De la misma manera
mostrada, se
continua la
ubicación de las
válvulas.
4ª Valv.
y Pto de inyeccionPresión de
Apertura = 898 Lpc

48. Por lo general se ubican tan
solo cinco o seis válvulas.
.
.
Acá podemos ver
ahora la ubicación de
todas las válvulas.
Ubicación de todas
las válvulas
1ª Valv.
2ª Valv.
3ª Valv.
4ª Valv. y Pto.
de Inyecion
Pwh =100 Lpc

49. PRESION DE CIERREPRESION DE CIERRE
DE LA PRIMERADE LA PRIMERA
VALVULA.VALVULA.
Trazamos una línea que parte
de Pwh y corta una paralela
(delta de presión=25 psi.)al
gradiente de gas en el punto
de la segunda válvula.
En el punto de corte con la
horizontal de la primera
válvula trace una vertical y
esa es la presión de cierre
de la primera válvula
640
PC1=640 Lpc.
640 Lpc

50. PRESION DE CIERRE
DE LA SEGUNDA
VALVULA.Trazamos una línea que parte
de Pwh y corta una paralela
(delta de presión=50 psi.)al
gradiente de gas en el punto
de la tercera válvula.
En el punto de corte con la
horizontal de la segunda
válvula trace una vertical y
esa es la presión de cierre de
la segunda válvula
PC2= 780 psi.
780 Lpc

51. PRESION DE CIERREPRESION DE CIERRE
DE LA TERCERADE LA TERCERA
VALVULA.VALVULA.
PC3= 820 lpc
En el punto de corte con la
horizontal de la tercera
válvula trace una vertical y
esa es la presión de cierre
de la tercera válvula.
Trazamos una línea que
parte de Pwh y corta una
paralela (delta de presión =
50 psi.) al gradiente de gas
en el punto de la cuarta
válvula.
820 lpc

52. ºF 150 160 170 180 190 200
210
0 200 400 600 800 1000
164ºF
172ºF
177ºF
180ºF
179ºF
1880 pies
2960 pies
3600 pies
3820 pies
4000pies
Diseño completo
con las
temperaturas de
flujo a cada
profundidad de
válvula.