Curso Escoamento de Petróleo (5 a 10)

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1) Introdu1) Introduçção ão -- ProduProduçção de petrão de petróóleo no Brasil e no mundo leo no Brasil e no mundo -- Reservas e RoyaltiesReservas e Royalties
2) Etapas de fluxo2) Etapas de fluxo
3) Sistemas de produ3) Sistemas de produçção de petrão de petróóleo:leo:
Terrestres (estaTerrestres (estaçções coletoras, de tratamento e de transferência de petrões coletoras, de tratamento e de transferência de petróóleo)leo)
MarMaríítimos (UEP, Sistemas submarinos) timos (UEP, Sistemas submarinos) –– Processamento primProcessamento primáário de petrrio de petróóleoleo
4) 4) PropriedadesPropriedades dos fluidosdos fluidos
5) Fluxo radial no reservat5) Fluxo radial no reservatóório: Curva de IPRrio: Curva de IPR
6) Fluxo multif6) Fluxo multifáásico na coluna, na linha e no sico na coluna, na linha e no riserriser de produde produçção ão -- Curva de TPRCurva de TPR
7) An7) Anáálise nodal lise nodal -- IPR e TPR IPR e TPR -- CondiCondiçções de surgência e de elevaões de surgência e de elevaçção artificialão artificial
8) Principais m8) Principais méétodos de elevatodos de elevaçção artificial (ão artificial (GasGas LiftLift, BCS, BM, BCP e outros), BCS, BM, BCP e outros)
9) M9) Méétodos de bombeamento submarino (todos de bombeamento submarino (boostingboosting))
10) Garantia de escoamento10) Garantia de escoamento
Programa.
5- Fluxo radial no 
reservatório
traçado da curva de IPR.
Poço de completação submarina.
RECUPERAÇÃO: Fluxo no meio poroso 
(Reservatório)
ELEVAÇÃO: Fluxo na coluna de produção 
(Poço)
COLETA: Fluxo no duto submarino
Poço de completação submarina
Etapas de fluxo.Etapas de fluxo.
Pwh: Pressão na 
cabeça do poço
Pe: Pressão estática do 
reservatório
Pwf: Pressão de 
fundo em fluxo
Psep: Pressão no 
separador
Etapas de fluxo.
Perda de carga no meio poroso:
DPres = Pe – Pwf (drawdown)
Perda de carga na elevação:
DPelev = Pwf - Pwh
Perda de carga na coleta:
DPcoleta = Pwh - Psep
Desempenho do reservatório.
• Lei de Darcy;
• Lei de Darcy para o escoamento radial;
• Conceito de índice de produtividade;
• Curva de pressão disponível no fundo do poço - IPR (modelo linear);
• Modelo de Vogel para a IPR;
• IPR combinada.
Lei de Darcy.
Desempenho do Reservatório
q qkA
p1 p2
L
Assumindo que k, m e q sejam independentes da pressão, pode-se 
integrar esta equação para obter a perda de carga total ao longo do 
comprimento L:
dx
dpAkq μ−=
∫∫ μ−= L02p1p dxAkqdp
Permeabilidade é a medida da 
capacidade de uma rocha
permitir o fluxo de fluidos
Lei de Darcy.
Desempenho do Reservatório
q qkA
p1 p2
L
Chega-se então à seguinte expressão para o escoamento linear 
através de um meio poroso:
q, vazão [cm3/s]
k, permeabilidade [Darcy]
A, área [cm2]
p, pressão [atm]
μ, viscosidade [cP]
L, comprimento [cm]
( )
L
ppAkq 21μ
−=
Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.
Desempenho do Reservatório
Pe
re
rw
Pwf
qh
Lei de Darcy - Escoamento Radial.
Desempenho do Reservatório
No caso de escoamento radial, a área A é dada por:
Como a pressão cai no sentido do fluxo, temos que
dx
dpAkq μ−=
hr2A π=
dr
dp
dx
dp −=
Lei de Darcy Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.
Desempenho do Reservatório
Assim, fazendo estas substituições chegamos à seguinte forma 
diferencial para a lei de Darcy em um escoamento radial:
dr
dpkhr2q μ
π=
Assumindo que k, μ e q sejam independentes da pressão, pode-se 
integrar esta equação para obter a perda de carga total ao longo do 
reservatório:
∫ ∫=μπ e
p
wfp
er
wr r
drqdpkh2
Lei de Darcy Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.
Chega-se então a,
q, vazão [cm3/s]
k, permeabilidade [Darcy]
h, espessura do intervalo produtor [cm]
p, pressão [atm]
r, raio [cm]
μ, viscosidade [cP]
( )
( )we
wfe
rrln
ppkh2q μ
−π=
Lei de Darcy - Escoamento Radial.
Desempenho do Reservatório
O fator volume de formação Bo é definido por:
Assim, 
)std(q
)T,P(qB
o
o
o =
( )
( )weoo
wfeo
o rrlnB
ppkh2)std(q μ
−π=
Condições padrão (ou “standard”): P = 1 atm e T = 20°C
Lei de Darcy - Escoamento Radial.
Finalmente, convertendo* para as unidades usuais na indústria 
nacional do petróleo, teremos:
qo, vazão de óleo em condições standard [m3/d]
ko, permeabilidade ao óleo [Darcy]
h, espessura do intervalo produtor [m]
pe, pressão estática do reservatório [kgf/cm2]
pwf, pressão de fundo em fluxo [kgf/cm2]
re, raio de drenagem [m]
rw, raio do poço [m]
μ0, viscosidade do óleo [cP]
Bo, fator volume de formação do óleo [-]
( ) ( )( )weoo
wfeo
o rrlnB
ppkh54,52stdq μ
−=
Exercício.
Desempenho do Reservatório
Considere um poço com os seguintes dados: 
ko = 1,5 D μo = 15 cP
h = 30 m Bo = 1,1 m3/m3
pe = 250 kgf/cm2 re = 2000 m rw = 0,10 m
Determine o comportamento da pressão ao longo do reservatório e 
a pressão de fundo em fluxo (pwf) para as seguintes vazões de 
óleo:
qo1 = 0 m3/d
qo2 = 1000 m3/d
qo3 = 2000 m3/d
Exercício
Desempenho do Reservatório
Raio (m) qo = 0 m3/d qo = 1000 m3/d qo = 2000 m3/d
0,1
1
10
100
500
1000
1500
2000
P em kgf/cm2
( ) ( )( )rrB
ppkh5452stdq
eoo
eo
o ln
,
μ
−=
Desempenho do Reservatório
Raio (m) qo = 0 m3/d qo = 1000 m3/d qo = 2000 m3/d
0,1 250 181 112
1 250 197 144
10 250 213 176
100 250 229 208
500 250 240 231
1000 250 245 240
1500 250 248 246
2000 250 250 250
P em kgf/cm2
( ) ( )( )rrB
ppkh5452stdq
eoo
eo
o ln
,
μ
−=
Desempenho do Reservatório
0
50
100
150
200
250
300
0 500 1000 1500 2000
Raio (m)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
k
g
f
/
c
m
2
)
qo = 0 m3/d
qo = 1000 m3/d
qo = 2000 m3/d
Assumindo que os parâmetros da equação 1 são constantes1, exceto Pwf, 
pode-se perceber que existe uma relação linear entre a vazão q e a 
pressão de fluxo Pwf.
A curva gerada a partir da variação da Pwf é denomiada de curva de 
performance de influxo ou do reservatório (IPR – Inflow Performance 
Relationship). 
Assim, diz-se que a IPR de um poço representa curva que relaciona a 
pressão de fluxo Pwf à vazão q do poço, ou a curva de pressão disponível
em frente aos canhoneados.
Inflow Performance Relationship (IPR)
Modelo Linear
Isto ocorre para reservatórios com pressão acima da pressão de 
saturação, normalmente com influxo de água e produzindo apenas 
líquidos em fluxo laminar.
IPR Linear e Índice de Produtividade (IP)
)/ln( B 
hk 52,54
o we rrμ=IP
)/ln( B 
)-(Ph k 52,54
o
r
we rrμ
wfPq =
)PP(
q
wfr −
=IP
IP
q
Pwf
Potencial 
do Poço
Curva de Pressão Disponível
O índice de produtividade é bastante utilizado na estimativa de vazão 
de poços, assim como na comparação entre poços produtores na 
indústria do petróleo.
Normalmente são utilizadas as unidades para o IP: m3/d/ 
kgf/cm2
bpd/psi
Pode ser determinado através de dois testes de produção, ou 
conhecendo-se a pressão de reservatório e realizando um teste de 
produção (medindo-se também as pressões de fluxo Pwf).
Índice de produtividade.
Considerando o modelo de IPR linear tem-se
)PP(q wfr −= IP
Assim para 
Pwf = 0 q = IP x Pr = qmax
Pwf = Pr q = 0 
ep
1q satq maxq
2wf
p
satp
(IPR Vogel)
maxq
Tg α = IP
2q
(IPR Reta)
P
R
E
S
S
Ã
O
VAZÃO
IPR Vogel.
IPR - Modelo de Vogel.
Desempenho do Reservatório
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
qo/qomax
p
w
f
/
p
e
2
e
wf
e
wf
maxo
o
p
p8,0
p
p2,01
q
q
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛−⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛−=Gráfico
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000
Vazão de óleo (m3/d)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
k
g
f
/
c
m
2
)
Potencial do 
poço ou 
Absolute Open 
Flow Potential
Curva de pressão disponível no 
fundo do poço - IPR
Exercício sobre IPR
• O registro de pressão de um poço apresentou os seguintes 
resultados:
– Pressão estática (pe): 250 kgf/cm2
– Pressão de fundo em fluxo (pwf1): 200 kgf/cm2
– Vazão de óleo (qo1): 1500 m3/d
Trace a IPR e determine:
a) O potencial do poço (AOF);
b) A vazão do poço se a pwf for igual a 150 kgf/cm2;
c) O índice de produtividade do poço.
Desempenho do Reservatório
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Vazão (m3/d)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
k
g
f
/
c
m
2
)
pe
pwf1
qo1 AOF
pwf2
qo2
IP = qo / (pe – pwf)
= 7500 / 250 = 30 m3/d/kgf/cm2
= 1500 / 50 = 30 m3/d/kgf/cm2α
qo2 = IP (pe – pwf2)
= 30 (250 – 150 )= 3000 m3/d
Desempenho do Reservatório
Pwf
q aq d
P
Q
Pwf
q aq d
P
Q
Pwf
q a q d Q
PDEPLEÇÃO DANO ESTIMULAÇÃO
A depleção é a 
queda da pressão 
estática do 
reservatório.
Resulta no 
declínio natural da 
vazão do poço 
para uma mesma 
pressão de fundo.
O dano é uma 
deterioração das 
características 
(porosidade e 
permeabilidade) da 
rocha reservatório 
nas imediações do 
poço.
A estimulação é uma 
operação 
(fraturamento, 
acidificação) que altera 
positivamente as 
características da 
rocha reservatório nas 
imediações do poço.
Desempenho do ReservatórioDepleção, dano e estimulação de 
reservatório.
Exercício sobre IPR – Dano
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Vazão (m3/d)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
k
g
f
/
c
m
2
)
Pwf2
qo2Nova qo2
qo2 = IP (Pe – Pwf2)
= 20 (250 – 150 )= 2000 m3/d
Suponha que o IP foi reduzido para 
20 m3/d/kgf/cm2. Qual seria a nova 
vazão para pwf2= 150 kgf/cm2?
AOF = IP (Pe – 0) = 5000 m3/d
Desempenho do Reservatório
Exercício sobre IPR - Depleção
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Vazão (m3/d)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
k
g
f
/
c
m
2
)
pwf1
qo2qo1
pe = 200 kgf/cm2
Após algum tempo em produção, o 
registro de pressão dinâmica deste poço 
apresentou os seguintes resultados :
pwf1 = 150 kgf/cm2 qo1= 1500 m3/d
pwf2 = 100 kgf/cm2 qo2= 3000 m3/d
Qual a nova pressão estática?
pwf2 qo1 = IP (pe – pwf1)
qo2 = IP (pe – pwf2)
pe
Desempenho do Reservatório
Exercício sobre IPR.
O poço A produz de um reservatório com pressão estática de 180 
kgf/cm2 uma vazão de 400 m3/d e com uma pressão de fundo em 
fluxo de 170 kgf/cm2. 
O poço B produz do mesmo reservatório, com a mesma pressão 
estática, porém com vazão de 600 m3/d e pressão de fundo em fluxo 
de 150 kgf/cm2. 
Qual poço possui o maior índice de produtividade?
Desempenho do Reservatório
Solução.
• O índice de produtividade do poço A é calculado por:
enquanto que o do poço B é dado por:
Assim, maior produção nem sempre implica maior índice de 
produtividade...
( ) 2
3
2
3
L
cmkgf
dm40
cm
kgf170180
d
m400
)PwfPe(
qIP =
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
=−=
( ) 2
3
2
3
L
cmkgf
dm20
cm
kgf150180
d
m600
)PwfPe(
qIP =
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
=−=
Desempenho do Reservatório
Exercícios propostos sobre IPR.
Desempenho do Reservatório
Exercício 1
Um poço produtor está produzindo 2000 m3 de óleo e 100
m3 de água, a uma pressão de fundo de fluxo de 330 bar. 
A pressão estática do reservatório é de 400 bar.
a) Encontre o índice de produtividade do reservatório;
b) Qual será a vazão de líquido se a pressão de fundo de fluxo for reduzida 
para 280 bar?
c) Qual o valor da máxima vazão de líquido (teórica)?
Um poço produtor está produzindo 1000 m3/d de óleo a
uma pressão de fundo de fluxo de 150 kgf/cm2. 
A pressão estática do reservatório é de 200 kgf/cm2.
a) Encontre o índice de produtividade do poço.
b) Qual o valor da máxima vazão de líquido (teórica)?
c) Qual será a vazão de líquido se a pressão de fundo de fluxo for 
reduzida para 100 kgf/cm2.
Exercício 2
6- Fluxo multifásico na coluna, 
linha e Riser
curva e TPR.
Influência do diâmetro da tubulação.
P
R
E
S
S
À
O
VAZÃO
P
R
E
S
S
À
O
VAZÃO
A partir das curvas de gradiente de pressão, verifica-se a existência de 
uma oposição de solicitações no fundo do poço. 
Para o fluxo do reservatório, quando deseja-se uma maior vazão é
necessário diminuir a pressão de fundo de poço (Pwf).
Já para o fluxo na coluna de produção, quanto maior a vazão, maior deve 
ser esta pressão. 
A TPR é a curva gerada em um determinado ponto do sistema, onde 
verifica-se a pressão requerida para as possíveis vazões de reservatório.
Tubing Performance Relationship (TPR)
Preq_APreq_A= f (q,L, d,BSW,= f (q,L, d,BSW,PwhPwh,RGL),RGL)
Trata do deslocamento dos fluidos desde os canhoneados até a cabeça 
do poço.
Para que os fluidos escoem do fundo do poço até a superfície, é
necessário que a pressão disponível no fundo do poço (dada pela IPR) 
seja suficiente para vencer as seguintes perdas de pressão:
- coluna hidrostática do fluido;
- perdas por fricção no interior da coluna;
- perdas por aceleração, quando considerados escoamentos 
compressíveis;
- perdas nas restrições de sub-superfície.
Fluxo na coluna de produção.
P
r
o
f
.
0 Pressão
Canhoneados
Pwh
q1 < q2 < q3
q1
P1
q2
P2
q3
P3
Pressão
Vazãoq1
P1
q2
P2
q3
P3
TPR
Curva de 
Pressão Requerida
Curvas de 
Gradiente Dinâmico
Tubing Performance Relationship (TPR)
Efeito do diâmetro da coluna de produção no gradiente 
de pressão.
Efeito da vazão no gradiente de pressão.
Efeito da razão gás-líquido no gradiente de pressão.
Efeito da densidade do líquido no gradiente de pressão
Efeito da viscosidade no gradiente de pressão.
IPR
Sensibilidade ao diâmetro da coluna .
IPR
Sensibilidade à RGO .
IPR
Sensibilidade à fração de água .
É o deslocamento do fluido produzido desde a cabeça do poço até o 
separador de produção, onde o gás e líquido são separados e medidos. 
Portanto, a pressão necessária na cabeça do poço para que haja fluxo 
deve ser suficiente para vencer as seguintes perdas de pressão:
- perdas por fricção na linha de produção;
- perdas devido à aceleração dos fluidos com a redução de pressão;
- perdas com elevação devido à diferença de cota entre a AN e o 
separador;
- pressão do separador;
- perdas em restrições de superfície.
Fluxo na linha de produção.
7- Análise Nodal – IPR e TPR
condições de surgência e de elevação 
artificial.
Consiste na subdivisão de um sistema de produção em partes, nas quais 
as equações gerais de balanço são aplicadas a cada uma das partes, 
individualmente.
Para cada nó do sistema é possível traçar duas curvas de pressão em 
função da vazão, uma de pressão disponível e a outra de pressão 
requerida.
Análise Nodal.
PwfPwf
PEPE
Pdisp_APdisp_A = f ( PE, IP, q )= f ( PE, IP, q )
q
P
r
e
s
s
ã
o
 
e
m
 
A
 
-
[
k
g
f
/
c
m
2
]
Vazão - [m3/d]
Ponto de equilíbrio:
Pwf = 170 kgf/cm2
ql = 1930 m3/d
Interseção das curvas ponto de equilíbrio.
0
50
100
150
200
250
0
5
0
0
1
0
0
01
5
0
0
2
0
0
0
2
5
0
0
3
0
0
0
TPR x IPR
O ponto de equilíbrio 
representa o ponto onde 
as solicitações de pressão 
disponível e pressão 
requerida coincidem. 
Desta forma, o sistema 
produzirá com as 
respectivas pressão de 
fundo e vazão observadas 
neste ponto (Pwf e q).
Pressão
Vazãoq
Pwf
PR
TPR
IPR
qmáx
Ponto de Equilíbrio
Curva de 
Pressão Disponível Curva de 
Pressão Requerida
Ponto de equilíbrio (surgência).
8- Principais métodos de elevação 
artificial.
Elevação natural X artificial.
• Elevação Natural: Poço Surgente:
Quando a pressão do reservatório é suficiente para conduzir os 
fluidos até a superfície na vazão desejada.
• Elevação Artificial:
Quando a pressão do reservatório não é suficiente para conduzir os 
fluidos até a superfície. Há portanto a necessidade de se adicionar 
energia no fundo do poço.
0
PR
PWF
R
B
PANM
BR
PBR
UEP
PWF
PBR
Psep
PANM
Sep
ANM
DISTÂNCIA
P
R
E
S
S
Ã
O
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
Gradiente de Pressão
POÇO SURGENTE
PR
PWF
R
B
PANM
BR
PBR
UEP
PBR
Psep
PANM
Sep
PWF1
PWF1
PWF
0
△PB
ANM
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
P
R
E
S
S
Ã
O
DISTÂNCIA
Gradiente de Pressão
POÇO NÃO-SURGENTE (Poço danificado)
PR
PWF
R
B
PANM
BR
PBR
UEP
Gradiente de Pressão
POÇO NÃO-SURGENTE (Depleção)
PBR
Psep
PANM
Sep
PWF2
PWF2
PWF
0
△PB
ANM
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
P
R
E
S
S
Ã
O
DISTÂNCIA
V A
Z Ã
O
PRESSÃO
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
Pressão disponívelPressão disponível
BCSS
V A
Z Ã
O
PRESSÃO
P
R
O
F U
N
D
I D
A
D
E
Pressão requeridaPressão requerida
BCSS
VAZÃO
PRESSÃO
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
SoluçãoSolução
BCSS
Importância de 
Elevação / escoamento
0
10
20
30
40
50
60
70
80
RESERVATÓRIO ELEVAÇÃO E
ESCOAMENTO
OBSTRUÇÕES SEPARADOR
DISTRIBUIÇÃO PORCENTUAL DA PERDA DE PRESSÃO
Elevação artificial no mundo.
Elevação Artificial
840 mil
ElevaElevaçção Artificialão Artificial
840 mil840 mil
SURG
60 mil
SURGSURG
60 mil60 mil
Fonte: Fonte: RecommendationsRecommendations and and ComparisonsComparisons for for SelectingSelecting ArtificialArtificial--LiftLift MethodsMethods
J. D. J. D. CleggClegg, SPE, , SPE, consultantconsultant -- DecemberDecember 1998 1998 
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
Número de poços produtores no mundo.
TPR (instalação)
IPR (poço)
Qop
Pwf
Pe
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
P
)
Vazão (Q)
IPR x TPR
Fluxo Crítico e Subcrítico
Define-se como aquele que ocorre quando o fluxo atinge a velocidade igual 
ou superior à velocidade de propagação do som no meio. Em outras 
palavras, fluxo crítico ocorre quando ondas mecânicas ou sonoras não 
conseguem se propagar no sentido contrário ao fluxo, devido à alta 
velocidade do fluido. 
Quando isto acontece, perturbações que ocorrem a jusante do choke não 
interferem nas condições de montante. Na prática, para Pmon ≥ 2 Pjus, existe 
fluxo crítico. Se Pmon < 2 Pjus, então diz-se que o fluxo é subcrítico. 
Na literatura existem diversas correlações para determinação de vazões a 
partir da abertura do choke e das propriedades do fluido produzido.
Fluxo através do Choke.
Análise Nodal
A resolução do problema começa na definição de um nó, onde serão 
traçadas as curvas de pressão disponível e pressão requerida. A partir 
daí verificaremos, primeiramente, a vazão máxima por surgência. 
Será escolhido o fundo do poço para exemplificação, porém qualquer 
outro nó pode ser escolhido.
Resolução de Problemas de Fluxo (sem choke).
8- Principais métodos de elevação 
artificial
Métodos de Produção
ELEVAÇÃO
NATURAL
Métodos 
Pneumáticos
ELEVAÇÃO
ARTIFICIAL
Métodos 
Bombeados
Bombeio Mecânico (BM)
Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP)
Bombeio Centrífugo Submerso Elétrico (BCS)
Bombeio Centrífugo Submerso Hid. (HSP)
Bombeio Hidráulico a Jato (BHJ) 
Bombeio Hidráulico com Pistão (BHP)
Gás Lift Contínuo (GLC)
Gás Lift Intermitente (GLI)
Plunger Lift (PLGL)
Pig Lift (PIGL)
Outros
BOOSTING
BCS
Bombeio de Centrífugo Submerso (BCS)
CaracterCaracteríísticas:sticas:
• Bomba centrífuga;
• Altas vazões;
• Poços profundos;
• Produção de areia e gás 
representam 
problemas;
• Baixo MTBF – Tempo médio 
entre 
falhas;
• Custo de investimento 
elevado.
Cabo elétrico
Bomba
Separador de 
gás
Protetor
Motor
Sensor de fundo
BCSS 
Completação Molhada 
Poço Equipado com BCSS
Bombeio Centrífugo Submerso
BCS - Bombeio Centrífugo Submerso
É um método de elevação artificial 
que utiliza uma bomba centrífuga 
instalada no fundo do poço, 
acionada pela energia que é
conduzida desde a superfície por 
um cabo elétrico.
BCS - Principais Componentes do Método
Subsuperfície:
Bomba
Motor
Protetor ou Selo;
Admissão (Intake ou Separador)
Cabo Elétrico ( Redondo e Chato)
Conectores Elétricos ( Pig tail superior, Mandril Eletrosub, Pig tail
inferior e Penetrador do Packer)
Acessórios (Cabeça de descarga, Packer, Shroud, Sensores de 
pressão e temperatura)
Superfície:
Quadro de comando / painel de controle
Variador de freqüência (VSD)
Transformador
O sistema de BCS
É trifásico, bipolar, de indução e gira na 
velocidade de 3.500 rpm a 60 Hz.
Consiste basicamente de uma parte 
estacionária (estator) e outra giratória 
(rotor) montados sobre um eixo.
O motor é projetado para trabalhar em 
condições severas: altas pressões e 
temperaturas acima de 200oC.
É cheio de um óleo mineral com alta 
resistência dielétrica e boa condutividade 
térmica, para a lubrificação dos
mancais.
Motor elétrico
Motor elétrico
(Seção Transversal)
Protetor
O selo ou protetor tem as seguintes 
funções:
- Equalizar a pressão interna do 
motor com a pressão dos fluidos 
produzidos;
- Evitar a entrada de fluidos do 
poço para o motor;
- Compensar a variação do volume 
de óleo do motor devido à variação 
de temperatura e
- Absorver, através do seu mancal, 
o esforço axial transmitido pelo 
eixo da bomba.
Selo da Bolsa
Seção de admissão de fluidos
Simples sucção
(Intake)
Utilizado quando não 
há gás livre na sucção 
da bomba.
ADMISSÃO SIMPLES
OU INTAKE
Utilizado quando há uma 
maior quantidade de gás 
na sucção da bomba.
Devido à diferença de 
densidade entre os 
fluidos, o líquido é
dirigido para o primeiro 
estágio da bomba 
enquanto o gás se 
mantém próximo ao eixo 
de onde é encaminhado 
para o espaço anular.
Saída de gás para o anular
Entrada de óleo com bolhas de 
gás livre
O gás segue próximo ao 
eixo do separador
O óleo, por ser mais 
denso, segue próximo a 
carcaça.
SEPARADOR DE GÁS
CENTRÍFUGO
Separador Centrífugo
É uma bomba centrífuga de 
múltiplos estágios, onde cada 
estágio é formado por um 
impelidor e um difusor.
O impelidor é o dispositivo que 
fornece energia ao líquido, na 
forma de velocidade.
O difusor, que envolve o 
impelidor, é estacionário e tem 
por finalidade mudar a direção 
do líquido, transformando parte 
desta energia em energia de 
pressão.
Impelidor
Difusor
IMPELIDOR E DIFUSOR
Bomba
É trifásico e geralmente dividido em 2 
partes distintas: o cabo redondo e o 
cabo chato.
Estes cabos são projetados para 
operar nas mais diversas condições 
de pressão, temperatura e ataque de 
agentes químicosexistentes nos 
poços.
Possui três condutores paralelos 
(sólidos ou trançados) que são 
revestidos por um isolamento 
primário de material termoplástico 
(EPDM).
Cabo elétrico (redondo e chato)
É o equipamento de segurança e controle 
para a operação do sistema de BCS.
Consta basicamente de :
- Disjuntor Magnético
- Contator
- Transformador de Corrente
- Fusíveis
Quadro de comando
Equipamento que possibilita a 
operação do BCS em outras 
frequências além da freqüência 
usual de 60 Hz (Normalmente de 30 
a 72 Hz)
A Vazão, o Head e a Potência 
requerida pela bomba variam na 
razão direta, quadrática e cúbica da 
variação da freqüência, 
respectivamente.
3
1
2
1
2
2
1
2
1
2
1
2
1
2
)(
)(
f
f
P
P
f
f
H
H
f
f
Q
Q
=
=
=
Variador de frequência (VSD)
Funções:
a) Proporcionar maior flexibilidade operacional ao sistema, 
aumentando o range de operação da bomba.
b) Possibilitar a partida suave do motor, evitando os efeitos 
nocivos do pico de corrente que acontece na partida.
c) Retardamento de intervenção com sonda para substituição 
da bomba. Quando a bomba se encontra desgastada, o 
aumento da rotação pode compensar a ineficiência de 
elevação decorrente desse desgaste. 
Variador de frequência (VSD)
Funções do VSD:
a) Proporcionar maior flexibilidade operacional ao sistema, 
aumentando o range de operação da bomba.
b) Possibilitar a partida suave do motor, evitando os efeitos 
nocivos do pico de corrente que acontece na partida.
c) Retardamento de intervenção com sonda para substituição 
da bomba. Quando a bomba se encontra desgastada, o 
aumento da rotação pode compensar a ineficiência de 
elevação decorrente desse desgaste.
• Altas vazões
• Altas profundidades
• Reduzidas dimensões dos equipamentos de superfície
BCS
Pontos fortes do método
Obs.: Vantagens relativas a outros métodos.
• Alto custo de investimento
• Temperatura baixa (conjuntos convencionais são 
limitados a 120°C)
• Baixa flexibilidade operacional (pouca variação na vazão e 
pressão de projeto)
• Sensível à presença de sólidos e gás
• Ineficiente para óleos pesados
BCS
Pontos fracos do método
Dimensionamento do 
BCS
HPwh
Hfric
ND
AMT
Altura manométrica total
Vazão
Head
H
60
50
40
30
20
10
Faixa de máxima 
eficiência
Eff (%)
P
o
t
ê
n
c
i
a
 
r
e
q
u
e
r
i
d
a
 
a
o
 
m
o
t
o
r
Q f
Curva de desempenho
BCS
Operação e Controle
• Controle da rotação do motor através do VSD
• Medição da pressão na admissão da bomba ou do nível 
de fluido no espaço anular
• Medição da corrente elétrica
• Medição da temperatura de fundo
Corrente e potência elétrica;
Pressão e temperatura/Fundo/ANM/Superfície;
Vazão;
BSW, Teor de areia;
RGO;
Freqüência elétrica de operação;
Resistência de isolação do conjunto;
Resistência de continuidade.
Operação do bcs
Variáveis monitoradas
60
50
40
30
20
10
1
2
3
4
5
11
10
8
11
10
9
8
76 AM
N
O
O
N
1
2
3
4
5
7
9
M
I
D
N
I
G
H
T
Gás livre na
bomba
Carta amperimétrica
OPERAÇÃO NORMAL
GÁS LIVRE NA BOMBA
BM
Bombeio Mecânico CaracterCaracteríísticas:sticas:
• Método mais 
utilizado;
• Baixas vazões;
• Poços com pouca 
profundidade;
• Aplicação 
onshore;
• Inadequado para 
poços desviados;
• Bomba de 
deslocamento 
positivo;
Métodos de Elevação Artificial
Bombeio Mecânico
Movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é
transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio. Uma 
coluna de hastes transmite o movimento alternativo para o fundo do poço, 
acionando uma bomba que eleva os fluidos produzidos pelo reservatório para 
a superfície.
BM
Princípio de funcionamento:
Este método de elevação utiliza uma bomba de 
deslocamento positivo, do tipo alternativa, instalada no 
fundo do poço. Esta bomba é acionada por uma coluna de 
barras de aço, conhecidas por hastes de bombeio.
A coluna de hastes transmite o movimento alternativo de 
uma unidade de superfície até a bomba. A unidade de 
superfície, conhecida por unidade de bombeio, é acionada 
por motor de indução.
BM
Principais componentes do sistema
BM
Principais componentes do sistema
1 – Coluna de produção
2 - Bomba de fundo
3 - Coluna de hastes
4 - Tê de bombeio e dispositivos de vedação
5 - Unidade de Bombeio
Bomba de Fundo
Tubo
Haste
Camisa
Pistão
Válvula de
passeio
Válvula de pé e 
nipple de assentamento
Bomba de Fundo
Deslocamento positivo, 
alternativa, composta por 
camisa, pistão e válvulas tipo 
sede-esfera.
Tipos: TUBULAR E INSERTÁVEL
Função básica: fornecer energia ao fluido sob a 
forma de um diferencial de pressão.
Unidade de Bombeio
MODELO CONVENCIONAL
Unidade de Bombeio
Função básica:
Converte o movimento rotativo de alta velocidade do 
motor num movimento vertical alternativo de baixa 
velocidade a ser entregue a coluna de hastes.
Parâmetros de especificação da UB:
ƒ Capacidade de torque
ƒ Capacidade estrutural
ƒ Curso máximo
Principais partes: redutor, cabeça, viga, manivelas, bielas.
Acionamento: motor elétrico ou de explosão interna.
• Função: acionar a bomba (transmissão de energia 
mecânica).
• Componentes : haste polida, hastes convencionais, 
hastes curtas, haste de peso.
• Conexão através de luvas.
• Materiais: aços que recebem tratamentos térmicos 
para obter diferentes resistências à tração. 
• Acessórios: guias anti-atrito.
Coluna de Hastes de Bombeio
ƒMateriais: graus C, D, K e especiais
ƒComprimento: 7,63 m 
ƒDiâmetros : 1, 7/8, 3/4, 5/8 pol
ƒTipos de luvas: slimhlole e fullsize.
Hastes de Bombeio Convencionais
• Motor
• Quadro elétrico
• Variador de freqüência (rotação do motor)
BM - Outros Equipamentos
S
U
P
E
R
F
Í
C
I
E
S
U
B
-
S
U
P
E
R
F
Í
C
I
E
• Âncora de tubos
• Separador de gás
• Separador de areia
• Filtro
Aplicação de BM
ƒVazões baixas e médias (menores que 300 m³/d)
ƒProfundidades baixas e médias (menores que 2500 m)
ƒPoços terrestres
ƒAlta temperatura
É o método mais aplicado no mundo e na Petrobrás.
• Reduzida pressão de fluxo
• Simplicidade operacional (facilidade de 
acompanhamento)
• Baixo custo de manutenção e reparo
• Robustez
• Flexibilidade quanto a variações de vazão do poço
Obs.: vantagens relativas a outros métodos
Pontos Fortes do BM
• Desgaste das hastes de bombeio em poços desviados
• Fragilidade da coluna de hastes em ambientes corrosivos
• Susceptibilidade da bomba à presença de sólidos
• Desgaste da coluna de tubos por atrito das hastes
Obs.: desvantagens relativas a outros métodos
Pontos fracos do BM
BM - Operação e Controle
Carta Dinamométrica
REGISTRO DE NÍVEL DINÂMICO
Sondador acústico: aparelho que 
dispara ondas de pressão no anular 
do poço, para medir o nível de 
líquido.
As ondas acústicas refletem nas 
luvas dos tubos e na superfície do 
líquido, permitindo contar quantos 
tubos existem acima do nível de 
líquido.
BM - PORTE DA UNIDADE
BCP
Bombeio de Cavidades Progressivas
CaracterCaracteríísticas:sticas:
• Bomba de deslocamento 
positivo que trabalha imersa 
em poço de petróleo, 
constituída de rotor e estator;
• Excelente para fluidos 
abrasivos e viscosos; 
• Baixas vazões;
• Pouca profundidade;
• Temperatura do fundo é fator 
limitante;
• Inadequado para poços 
desviados.
1.2- Sistema BCP e suas partes 
motor
cabeçote
luvas/centralizadores
coluna de hastes
coluna de produção
rotor
estator
Linha de 
produção
• 1930: inventado pelo francês Renê Moineau
• 1940: bomba de transferência de superfície
• 1950: acionamento de brocas
• 1980: método de elevação de petróleo
– inicialmente: somente óleos viscosos, poços rasos, a 
baixas vazões
– hoje: ampla faixa de utilização (crescente).
BCP 
Histórico do método
BCP 
Principais 
componentes 
do sistema
Cabeçote
Coluna de hastes
Bomba
Estator
Rotor
• Função: acionar a bomba (transmissão de 
energia mecânica)
• Em geral utiliza-se as mesmas hastes do 
método BM, porém já existem alternativas mais 
apropriadas para BCP, tais como a hastes ocas 
(ou hastes tubulares) e de conexão reforçada.
Coluna de Hastes de Bombeio
4. Tê de bombeio e dispositivo 
de vedação
3. Coluna de hastes
5. Cabeçote
2. Bomba de fundo
1. Coluna de produção
BCP 
Principais componentes 
do Sistema
• Principais componentes:
– Estator
(tubo com elastômero injetado)
– Rotor
(parafuso sem fim)
Bomba De Cavidades Progressivas 
(Parafuso sem Fim)
Deslocamento positivo, rotativa, 
composta por um estator de 
elastômero e um rotor metálico.
• Caixa de engrenagens (redutor)
• Motor
• Polias e correias
• Freio de controle automático da 
reversão
• Sistema de vedação
BCP
Cabeça de Acionamento
(cabeçote)
BCP
Equipamentos de Superfície
• Freio de controle automático da rotação reversa: 
– hidráulico
– centrífugo
– hidrodinâmico
Obs.: O freio é um dispositivo de segurança, cuja 
funcionalidade é de extrema importância na operação do 
cabeçote.
• Quadro elétrico
• Variador de frequência (rotação do motor)
• Âncora anti-rotacional
• Separador de gás
BCP
Outros Equipamentos do Sistema
S
U
P
E
R
F
Í
C
I
E
S
U
B
-
S
U
P
E
R
F
Í
C
I
E
Aplicação de BCP
Vazões baixas e médias (menores que 300 m³/d)
Profundidades baixas e médias (menores que 2000 m)
Baixas temperaturas (menores que 120 C)
Poços terrestres
É o segundo método mais aplicado na Petrobras.
É o método mais aplicado no Canadá.
• Baixo investimento inicial
• Elevada eficiência energética 
• Reduzida pressão de fluxo
• Melhor método para líquidos viscosos 
• Suporta a presença de sólidos abrasivos
• Reduzidas dimensões dos equipamentos de superfície
Obs.: vantagens relativas a outros métodos
BCP
Pontos Fortes do Método
• Desgaste das hastes de bombeio em poços desviados
• Fragilidade do elastômero (sujeito a ataque químico dos 
fluidos produzidos)
• Poucos recursos para identificação de falhas
Obs.: desvantagens relativas a outros métodos
BCP
Pontos Fracos do Método
BCP
Operação e Controle
• Controle da rotação (rpm): polias e variação da 
freqüência do motor
• Medição de nível de fluido no espaço anular: sondador 
acústico
• Medição da corrente elétrica
• Controle do torque
• Liberação da energia de torção (rotação reversa)
GAS LIFT
Poço Terrestre com Gas lift
Método de elevação que utiliza a 
energia de gás natural 
comprimido para elevar os 
fluidos produzidos até a 
superfície. 
O gás é injetado sob pressão 
elevada na coluna de produção, 
reduzindo o peso (densidade) 
dos fluidos produzidos.
Gas Lift (GL)
Gas Lift Contínuo
Características:
• Reduz a densidade dos 
fluidos produzidos;
• Uso similar offshore e 
onshore;
• Método padrão e versátil 
com excelente 
continuidade operacional;
• Sem problemas para 
poços desviados;
• Propício para poços que 
produzem fluidos com 
alto teor de areia ou com 
elevada razão gás-líquido;
Variações do Gas Lift
• Gas Lift Contínuo
• Gas Lift Intermitente
Plunger lift
Pig lift
O Sistema de Gas Lift (GL)
No Gas Lift, a elevação é feita mediante 
uma redução significativa no valor das 
perdas de carga entre o fundo e a 
superfície. 
Para isto, utiliza-se injeção contínua de 
gás em algum ponto da coluna, com a 
finalidade de reduzir a densidade média 
dos fluidos produzidos, reduzindo-se 
assim, sensivelmente, a parcela de perda 
de carga devido a coluna hidrostática. 
GasGas LiftLift IntermitenteIntermitente
Características:
• Deslocamento de golfadas 
de fluido para a superfície 
através da injeção de gás a 
alta pressão na base das 
golfadas. Esta injeção de gás 
possui tempos bem definidos 
e, normalmente é controlada 
na superfície por um 
intermitor de ciclo e uma 
válvula controladora;
• Baixas vazões e altas RGL;
• Baixa eficiência energética;
CaracterCaracteríísticas:sticas:
Concorrente do Gas Lift
Intermitente;
•Diminui o efeito de “fall-back”;
•Efeito de limpeza da coluna;
PlungerPlunger LiftLift
GAS LIFT
Principais componentes
Subsuperfície:
Válvulas de injeção
Mandril
Obturador
Superfície:
Válvulas de controle (reguladora, choke)
Válvulas de gas lift
Tipo
•Convencionais 
•Venturi
Posição na coluna
•Válvula operadora
• Válvulas de descarga
Aplicação do GL
Ampla faixa de vazões (10 a 6000 m³/d)
Ampla faixa de profundidades 
Poços terrestres ou marítimos (direcionais)
Alta fração de gás
É o método mais aplicado em poços marítimos, sendo o 
responsável pela maior parte da produção mundial, dentre 
todos os sistemas de elevação artificial.
Grande faixa de vazões
Altas profundidades
A maior confiabilidade dentre todos os métodos
Reduzidas dimensões dos equipamentos de cabeça de 
poço
Gas Lift
Pontos Fortes do Método
Obs.: Vantagens relativas a outros métodos
• Alto custo de investimento (sistema de compressão)
• Ineficiente para óleos pesados e para altas frações de água
• Alta pressão de fluxo de fundo
• Potencializa o risco de formação de hidrato
Obs.: Desvantagens relativas a outros métodos
Gas Lift
Pontos Fracos do Método
9 - OUTROS MÉTODOS DE 
ELEVAÇÃO
Características:
• Fluido produzido é
elevado junto com o 
fluido motriz (aumento 
significativo no volume 
de líquido;
• Indicado para altas 
vazões de líquido
• Baixa eficiência;
• Não é recomendado para 
poços de baixa 
produtividade;
• Boa continuidade 
operacional
Bombeio Centrífugo com Acionamento 
Hidráulico (HSB)
Bombeamento Hidráulico a Jato
Mesmo Princípio de Funcionamento
dos Ejetores
•Não apresenta partes móveis no 
fundo
•Não exige sonda para intervenção
•Pode reduzir a viscosidade da 
emulsão
•Baixa eficiência energética
•Movimentação de grande volume 
de água na UEP
9 - MÉTODOS DE 
BOMBEAMENTO SUBMARINO
(BOOSTING)
SEM ADIÇÃO DE ENERGIA 
NO SISTEMA DE 
PRODUÇÃO
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL 
(EA)
FORA DO POÇO
BOMBEAMENTO 
SUBMARINO (BS)
NO INTERIOR DO 
POÇO
ELEVAÇÃO NATURAL (EN)
POR INJEÇÃO DE LIFT 
GAS A JUSANTE DA 
ÁRVORE
COM ADIÇÃO DE ENERGIA EM 
ALGUM PONTO DO SISTEMA DE 
PRODUÇÃO
Métodos de Produção
Lâmina d’água
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Lâmina dágua
(a)
1970 1980 1990 2000 2010
3
0
0
 
m
Ano
Águas rasas
Coluna sedimentar (s)
Águas profundas
Águas ultra profundas
1
5
0
0
 
m
ras= a/s
Ex. Jubarte
ras= 1350/1500= 0,9
Ex. Roncador
ras= 1800/1350= 1,3
Ex. Garoupa
ras= 100/2900= 
0,03
1. Otimização da produção de óleo em poços de águas 
profundas e ultra-profundas
2. Viabilização da produção de óleo em poços de águas 
rasas localizados a grande distância da uep
3. Produção subsea to shore ( produção direta para o 
continente)
4. Aumento da produção em sistemas com manifold
submarino
5. Eliminação de plataformas
Principais Aplicações de BoostingRISER
LINHA
POÇO
ELEVAÇÃO 
ARTIFICIAL (EA)
BOMBEAMENTO 
SUBMARINO (BS)
Sistema de Produção
QUANDO NÃO EXISTE 
ADIÇÃO DE ENERGIA NO 
SISTEMA DE PRODUÇÃO
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
FORA DO POÇO
•BOMBEAMENTO SUBMARINO 
(BOOSTING)
•POR INJEÇÃO CONTÍNUA DE 
GÁS A JUSANTE DA ANM
Principais Métodos de Entrega de Energia ao Sistema de 
Produção em Águas Profundas
NO INTERIOR DO POÇO
ELEVAÇÃO NATURAL
Psep
V A
Z Ã
O
Pwf Pe e
q
PRESSÃO
E&P-ENGP/EE
Bombeamento de FundoBombeamento de Fundo
Psep
V A
Z Ã
O
Pwf Pe e
q
PRESSÃO
E&P-ENGP/EE
Psep
V A
Z Ã
O
Pwf Pe e
q
PRESSÃO
E&P-ENGP/EE
Bombeamento Submarino
Motivação Para Desenvolvimento 
de Sistemas Boosting
•Necessidade de produzir em águas cada vez mais profundas;
•Elevados custos de intervenção para manutenção dos 
equipamentos de fundo;
•Necessidade de flexibilidade operacional para vencer às 
incertezas quanto aos valores de produtividade e da 
manutenção de pressão estática do reservatório;
•Necessidade de viabilização da produção de óleos pesados que 
exige sistema de entrega de energia com grande incremento de 
pressão.
Módulo de Bombeamento Centrífugo Submerso 
Alojado no Leito Marinho (MOBO)
•Manutenibilidade da bomba mais fácil
•Sistema de bombeamento 
independente da produção do poço
•Não é recomendado para altos valores de 
FGL
•Sua aplicação depende muito das 
características de reservatório (IP e Pe) *
•Necessário um poço auxiliar
VÍDEO
MÓDULO DE BOMBEIO 7 MINUTOS
Bombeamento Centrífugo Submerso Montado em Skid
no Leito Marinho (S-BCS)
•Manutenibilidade da bomba mais fácil
•Sistema de bombeamento 
independente da produção do poço
•Não necessita de poço auxiliar
•Não é recomendado para altos valores 
de FGL
•Sua aplicação depende muito das 
características de reservatório (IP e Pe)
•Problemas de transientes (golfadas)
BCS no drill pipe riser (BCS riser)
SISTEMA PILOTO DE JUBARTE - POÇO 
ESS-110 
1076 m
ANM - GLL
EDP
BCSS - Encapsulada
900 HP - 25.000 bpd
43 m
FPSO - DP - SEILLEAN
1600 m
1323 mLâmina d’água
DPR - 5,625” ID
1076 m
ANM - GLL
EDP
BCSS - Encapsulada
900 HP - 25.000 bpd
43 m
FPSO - DP - SEILLEAN
1600 m
1323 mLâmina d’água
DPR - 5,625” ID
•Fácil manutenibilidade
•Adequado a sistema de 
produção antecipada ou TLD
•Aplicação restrita a sistemas 
que usam UEP projetada para 
esse sistema
Bombeamento Multifásico Submarino (BMS) com 
bomba de duplo parafuso
• Permite manuseio de elevados 
valores de FGL
• Significativo valor de diferencial 
de pressão entregue ao sistema
(comparado a BMS HA)
•Elevada demanda de potência
•Elevado custo de investimento
•Sistema ainda não testado na Petrobras
Bombeamento Multifásico Submarino (BMS) com 
Bomba de Hélico-Axial
•Permite manuseio de elevados 
valores de FGL
•Produto já testado por outras 
Cias.
•O produto já testado não apresenta 
grande incremento de pressão
•Demanda maior de potência elétrica
•Elevado custo de investimento
VASPS - VERTICAL (ANNULAR SEPARATION PUMPING
SYSTEM)
Sistema de Separação Submarina Acoplado a Bomba 
Centrífuga Submerso
•Manuseio de altos valores de FGL
•Maior confiabilidade (ferramentas 
de completação conhecidas)
•Para grandes vazões de líquido exige 
elevados valores de potência 
•Necessidade de linha de gás
•Problemático em ambientes 
agressivos (areia)
VÍDEO
WHAT IS VASPS ?
(3 MINUTOS)
•Para grandes vazões de líquido 
exige elevados valores de 
potência. 
•Necessidade de linha de gás
•Problemático em ambientes 
agressivos (areia).
CAISSON
Sistema de Separação Submarina Acoplado a Bomba 
Centrífuga Alojado em um Tubulão
•Manuseio de altos valores de FGL
•Aumento significativo no potencial 
de produção do poço.
Sistema Híbrido
E
A 
B
S 
EA (no interior do poço)
O Sistema deve ser o mais 
simples possível:
1) reduzir a pressão requerida 
(GL)
2) adequar as condições de fluxo 
para uso de sistema de BS mais 
eficiente
BS (a jusante da ANM)
Aumentar a pressão 
disponível para vencer as 
perdas de carga do sistema 
de produção
Desafio: Sub Sea To Shore
Ormen Lange – Noruega
• + de 100 km da costa;
•Início produção: 10/2007;
•800 a 1100 m de PDA;
•397.109 m3 Gás 
recuperável;
•70.106 m3/dia;
Subsea to shore
Ormen Lange 
Noruega
SnØhvit
Noruega
100 km
140 km
SubseaSubsea to to shoreshore
Características: 
•Produção direta dos poços 
submarinos para a terra, sem 
nenhuma unidade de 
produção marítima;
Pontos fortes:
•Redução de homens no mar: 
+segurança;
•Aspectos ambientais: 
menor impacto;
•Produção escoando em 
condição multifásica.
1010-- GARANTIA DE GARANTIA DE 
ESCOAMENTOESCOAMENTO
Parafinas
PODEM DEPOSITAR-SE 
NAS PAREDES DAS 
TUBULAÇÕES
PODEM AUMENTAR A 
VISCOSIDADE DO 
PETRÓLEO
PODEM GELIFICAR O 
PETRÓLEO
Parafinas
Parafina:
Paraphin = Pouca afinidade (grego)
Waxes = Ceras (Inglês)
- Mistura sólida de hidrocarbonetos saturados de cadeia 
predominantemente linear, apresentando número de 
carbonos igual ou superior a 18.
- Aplicações industriais: Lubrificantes; Alimentos; 
Cosméticos; Velas; Vernizes; Papel e Explosivos
Instalação Típica Offshore
Reservatório
T ~ 80 ºC, P ~ 200 kgf/cm2
Cabeça do Poço
T ~ 60 ºC, P ~ 120 kgf/cm2
Plataforma
T ~ 14 ºC, P ~ 10 kgf/cm2
Temperatura do Fundo do Mar:4 ºC
Comprimento da linha ~ 5 km
MitigaMitigaççãoão
Estratégias de controle
Prevenção
Limpeza freqüente
Gerenciamento da deposição
Técnicas de controle
Métodos mecânicos (ex: pigagem, coil tubing, wireline)
Métodos térmicos (ex: isolamento térmico, aquecimento 
externo, SGN)
Métodos químicos (ex: adição de solventes e inibidores)
TIAC do Petróleo:
Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais
Passagem de Pigs
EnduroEnduro TDWTDW H. RosenH. Rosen
Oil StatesOil States
SUNSUN
FoamFoam TDWTDW TDWTDW
KoppKopp
Tipos 
de Pig
Linha de
Produção
Linha de
Serviço
(Gas-Lift)
Passagem de Pigs em Sistema Submarino
Passagem de Pigs
Isolamento das Linhas Submarinas
Rígidas
Flexíveis
Hidratos
HidratosHidratos
Hidratos - Fundamentos
Hidratos de gás natural 
são compostos cristalinos 
formados por água e gás 
natural e assemelham-se 
com o gelo.
São compostos de 
moléculas de água 
enclausurando moléculas 
hóspedes de gás.
FormaFormaçção de Hidratosão de Hidratos
Condições Operacionais que Favorecem a Formação de 
Hidratos:
- Contato entre gás e água;
- Baixas Temperaturas;
- Altas Pressões.
Onde ocorrem
os hidratos?
Gás lift
Gasodutos
Produção
Manifold
Árvore de natal
FormaFormaçção de Hidratosão de Hidratos
Curva de DissociaCurva de Dissociaçção de Hidratosão de Hidratos
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 4 8 12 16 20 24 28
Temperatura (C)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
b
a
r
)
REGIÃO DE HIDRATO
REGIÃO LIVRE DE HIDRATO
Instalação Típica Offshore
Reservatório
T ~ 80 ºC, P ~ 200 kgf/cm2
Cabeça do Poço
T ~ 60 ºC, P ~ 120 kgf/cm2
Plataforma
T ~ 14 ºC, P ~ 10 kgf/cm2
Temperatura do Fundo do Mar:4 ºC
Comprimento da linha ~ 5 km
Previsão de HidratosPrevisão de Hidratos
Composição do gás
Curva de dissociação de hidratos
Temperatura
P
r
e
s
s
ã
o
ANM
Trecho da Flowline
Trecho da Coluna de Produção
Riser
Perfil Térmico
Curva de Hidratos
Região de 
Formação de 
Hidratos
Prevenção de Hidratos
- Operar fora do envelope:
- Reduzindo as pressões;
- Aumentando as temperaturas(isolando e/ou
aquecendo as linhas);
- Adicionando inibidores termodinâmicos
(ex: álcoois, glicóis e sais).
- Dificultar ou retardar aglomeração dos hidratos, 
utilizando inibidores de baixa dosagem (ex: cinético)
- Retirar água do sistema (ex: desidratando o gás)
Prevenção de Hidratos
Efeito da Adição de Álcool
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25 30
Temperatura (C)
P
r
e
s
s
ã
o
 
(
k
g
/
c
m
2
)
Inib = 0%
Inib = 10%
Inib = 20%
Remediação de Hidratos
–– DespressurizaDespressurizaççãoão da linhada linha
–– AquecimentoAquecimento
–– IntervenIntervençção mecânicaão mecânica
–– InjeInjeçção de inibidoresão de inibidores
FIM
	5- Fluxo radial no reservatório
	Etapas de fluxo.
	Etapas de fluxo.
	Desempenho do reservatório.
	Lei de Darcy.
	Lei de Darcy.
	Lei de Darcy - Escoamento Radial.
	Lei de Darcy - Escoamento Radial.
	Lei de Darcy - Escoamento Radial.
	Lei de Darcy - Escoamento Radial.
	Lei de Darcy - Escoamento Radial.
	Lei de Darcy - Escoamento Radial.
	Exercício.
	Exercício 
	IPR - Modelo de Vogel.
	Exercício sobre IPR
	Depleção, dano e estimulação de reservatório.
	Exercício sobre IPR – Dano
	Exercício sobre IPR - Depleção
	Exercício sobre IPR.
	Solução.
	Exercícios propostos sobre IPR.
	BCS�Operação e Controle
	Métodos de Elevação Artificial
	BM �Princípio de funcionamento:
	BM�Principais componentes do sistema 
	BM�Principais componentes do sistema
	Bomba de Fundo
	Bomba de Fundo
	BM - Operação e Controle
	REGISTRO DE NÍVEL DINÂMICO
	BM - PORTE DA UNIDADE
	BCP �Histórico do método
	BCP �Principais componentes �do Sistema
	BCP�Operação e Controle
	Lâmina d’água�
	Desafio: Sub Sea To Shore