Tecnologias dos Sistemas de Petróleo e Gás

Prévia do material em texto

sÉRIE PETRÓLEO E GÁs
Tecnologias 
do sisTema 
ProduTivo 
OnshOre e 
OffshOre
sÉRIE PETRÓLEO E GÁs
Tecnologias 
do sisTema 
ProduTivo 
OnshOre e 
OffshOre
CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA – CNI
Robson Braga de Andrade
Presidente
DIRETORIA DE EDUCAÇÃO E TECNOLOGIA – DIRET
Rafael Esmeraldo Lucchesi Ramacciotti
Diretor de Educação e Tecnologia
SERVIÇO NACIONAL DE APRENDIZAGEM INDUSTRIAL – SENAI
Conselho Nacional
Robson Braga de Andrade
Presidente
SENAI – Departamento Nacional
Rafael Esmeraldo Lucchesi Ramacciotti
Diretor Geral 
Gustavo Leal Sales Filho
Diretor de Operações
sÉRIE PETRÓLEO E GÁs
Tecnologias do 
sisTema 
ProduTivo 
OnshOre e 
OffshOre
© 2014.SENAI – Departamento Nacional
© 2014.SENAI – Departamento Regional do Rio de Janeiro
Reprodução total ou parcial desta publicação por quaisquer meios, seja eletrônico, 
mecânico, fotocópia, de gravação ou outros, somente será permitida com prévia 
autorização, por escrito, do SENAI.
Esta publicação foi elaborada pela equipe do Núcleo de Educação a Distância do SENAI do 
Rio de Janeiro, com a coordenação do SENAI – Departamento Nacional, para ser utilizada 
por todos os Departamentos Regionais do SENAI nos cursos presenciais e a distância.
SENAI – Departamento Nacional
Unidade de Educação Profissional e Tecnológica – UNIEP
SENAI – Departamento Regional do Rio de Janeiro
Núcleo de Educação a Distância – NUCED
Ficha catalográFica
Catalogação-na-Publicação (CIP) – Brasil 
Biblioteca Artes Gráficas – SENAI-RJ
SENAI/DN.
Tecnologias do sistema produtivo onshore e offshore / SENAI/DN [e] SENAI/
RJ. – Brasília : SENAI/DN, 2014.
176 p. : il. ; 29,7 cm. – (Série Petróleo e Gás).
ISBN 978-85-7519-700-4
1. Indústria petroquímica. 2. Petróleo. 3. Tecnologia. I. SENAI/RJ. II. Serviço 
Nacional de Aprendizagem Industrial. III. Título. IV. Série. 
CDD: 665.5 
S491t
Sede
Setor Bancário Norte • Quadra 1 • Bloco C • Edifício Roberto 
Simonsen • 70040-903 • Brasília – DF • Tel.: (0xx61) 3317-9001
Fax: (0xx61) 3317-9190 • http://www.senai.br
SENAI
Serviço Nacional de 
Aprendizagem Industrial
Departamento Nacional
Lista de ilustrações
Figura 1 – Base terrestre da província petrolífera do Campo de Urucu ........................................................11
Figura 2 – Plataforma semissubmersível SS-47 operando 
no Campo de Marlim na Bacia de Campos ........................................................................................15
Figura 3 – Processo de liberação do gás de uma mistura líquida ....................................................................26
Figura 4 – Esquema de um poço operando por gás-lift .................................................................................... 33
Figura 5 – Unidade de bombeio mecânico com haste e seus componentes ..............................................34
Figura 6 – Equipamentos do Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) ...................................................35
Figura 7 – Chegada dos raisers em plataformas offshore .................................................................................. 46
Figura 8 – Vaso separador de três fases ....................................................................................................................48
Figura 9 – Vaso separador de três fases com suas câmaras de 
óleo, gás e água e suas respectivas válvulas de saída .....................................................................49
Figura 10 – Separador primário bifásico ...................................................................................................................52
Figura 11 – Tratador Eletrostático (TO) ......................................................................................................................55
Figura 12 – Gotícula de água sofrendo tratamento eletrostático ...................................................................56
Figura 13 – Gotícula de água com tratamento eletrostático .............................................................................57
Figura 14 – Diagrama de blocos de uma planta de processamento de gás ................................................63
Figura 15 – Diagrama simplificado de uma planta de processamento de gás ...........................................64
Figura 16 – Monitoramento e controle de operações .........................................................................................73
Figura 17 – Ambiente da sala de controle e operadores ....................................................................................74
Figura 18 – Sala de controle com operadores.........................................................................................................74
Figura 19 – Na sala de controle, a utilização constante da informática ........................................................76
Figura 20 – A interação de operadores e equipamentos da sala de controle ............................................77
Figura 21 – Acompanhamento e controle das unidades de processo ..........................................................79
Figura 22 – IHM (Interface Homem-Máquina) ........................................................................................................80
Figura 23 – Fluxo geral de processo – IHM ..............................................................................................................81
Figura 24 – Diagrama de blocos de um sistema de controle típico ...............................................................82
Figura 25 – Controle por realimentação e antecipativo ......................................................................................87
Figura 26 – Inspeção visual de instalações e equipamentos ............................................................................95
Figura 27 – Verificação das instalações e dos equipamentos ...........................................................................96
Figura 28 – Vigilância constante nas instalações e nos equipamentos .........................................................98
Figura 29 – Pontos críticos e situações de risco (ESDs) .......................................................................................99
Figura 30 – Monitoramento nos pontos críticos e nas situações de risco (ESDs) ................................... 100
Figura 31 – ESD-1 Parada de emergência em equipamento .......................................................................... 101
Figura 32 – Acionamento de ESDs ........................................................................................................................... 102
Figura 33 – ESD-1 Parâmetros de processos – Tempo morto ........................................................................ 108
Figura 34 – Exemplo de planta de processo ......................................................................................................... 109
Figura 35 – Representação de uma planta física ................................................................................................ 110
Figura 36 – Exemplo de PFD ...................................................................................................................................... 110
Figura 37 – Diagrama do tipo PFD ........................................................................................................................... 111
Figura 38 – Exemplo de um Diagrama P&ID ........................................................................................................ 113
Figura 39 – Comunicação entre as áreas ............................................................................................................... 114
Figura 40 – Comunicação adequada entre as áreas de operação ................................................................ 115
Figura 41 – Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde ......................................................................... 123
Figura 42 – Vinte e oito de abril – Dia Mundial da Segurança e Saúdeno Trabalho, em memória às vítimas de acidentes e doenças do trabalho ...................... 123
Figura 43 – Acidentes ambientais, a fauna em perigo ...................................................................................... 124
Figura 44 – Acidentes ambientais e suas consequências ................................................................................ 125
Figura 45 – Navio petroleiro partiu ao meio causando impactos ambientais ......................................... 126
Figura 46 – Catástrofe em plataforma de petróleo ............................................................................................ 127
Figura 47 – Catástrofe em refinaria .......................................................................................................................... 127
Figura 48 – Com os resíduos, todo cuidado é pouco ........................................................................................ 129
Figura 49 – O que fazer com os resíduos ............................................................................................................... 129
Figura 50 – Formas diferentes de resíduos ........................................................................................................... 130
Figura 51 – Resíduos de plataformas de petróleo .............................................................................................. 131
Figura 52 – Reciclagem/Reutilização ...................................................................................................................... 131
Figura 53 – Cada tipo de lixo em um tipo de lixeira .......................................................................................... 132
Figura 54 – Reutilização não é reciclagem ............................................................................................................ 133
Figura 55 – Resíduos (lixo) de plataformas de petróleo ................................................................................... 134
Figura 56 – Resíduos para a atmosfera – Emissão de gases ........................................................................... 135
Figura 57 – Navio-plataforma FPSO Cidade de São Vicente 
em operação no Campo de Tupi – Bacia de Santos .................................................................... 137
Figura 58 – Caixas de mar, filtro e bomba de captação .................................................................................... 139
Figura 59 – Fluxo da desaeração da água do mar .............................................................................................. 143
Figura 60 – Sistema de injeção da água do mar ................................................................................................. 144
Figura 61 – Combinação de sistemas de resfriamento utilizando 
água doce e do mar e circuito fechado e aberto respectivamente ..................................... 146
Figura 62 – Sistema de água quente em circuito fechado e água doce .................................................... 148
Figura 63 – Sistema de fornecimento de óleo diesel ........................................................................................ 150
Figura 64 – Análise de risco presente nas etapas do empreendimento .................................................... 158
Figura 65 – Análise de riscos por camadas ........................................................................................................... 159
 sumário
1. Introdução .......................................................................................................................................................................11
2. Produção ..........................................................................................................................................................................15
2.1 Máquinas, equipamentos, instrumentos e acessórios ...................................................................15
2.2 Sistema de produção .................................................................................................................................16
2.2.1 Completação ..............................................................................................................................16
2.2.2 Coluna de produção ................................................................................................................19
2.2.3 Árvore de Natal ..........................................................................................................................21
2.2.4 Umbilical ......................................................................................................................................22
2.2.5 Manifold ........................................................................................................................................23
2.2.6 Reservatórios ..............................................................................................................................23
2.2.7 Elevação .......................................................................................................................................32
2.2.8 Trocadores de calor ..................................................................................................................36
2.2.9 Turbinas ........................................................................................................................................39
3. Controle das variáveis .................................................................................................................................................73
3.1 Sala de controle ...........................................................................................................................................73
3.2 Variáveis e características dos produtos..............................................................................................82
3.2.1 Norma e legislações específicas ..........................................................................................88
3.3 Inspeção visual .............................................................................................................................................93
3.3.1 Pontos críticos e situações de risco ....................................................................................98
3.3.2 Parâmetros dos processos .................................................................................................. 103
3.3.3 Plantas e fluxogramas .......................................................................................................... 108
3.3.4 Comunicação entre as áreas .............................................................................................. 114
3.3.5 Segurança e preservação ambiental ............................................................................... 123
3.4 Resíduos ....................................................................................................................................................... 128
3.4.1 Segregação e destinação – descarte ou reciclagem ................................................. 129
3.4.2 Registro de perdas residuais .............................................................................................. 133
4. Controle dos sistemas de utilidades ................................................................................................................... 137
4.1 Introdução aos sistemas de utilidades em plataformas de petróleo 137
4.2 Controle das variáveis ............................................................................................................................. 156
4.3 Pontos críticos e situações de risco.................................................................................................... 157
Referências ........................................................................................................................................................................171
....................................
Introdução
Ao longo do estudo deste livro veremos as dificuldades de se elevar o óleo do reservatório, 
de forma controlada e segura. E os recursos e as técnicas conhecidas para amenizar, contornar 
ou eliminar as dificuldades e conduzir de forma economicamente viável os fluidos do reserva-
tório até a unidade de produção.
O processo de separação e tratamento para deixar os fluidos produzidos de acordo com as 
leis e normas, nas condições de serem comercializados (óleo e gás), reaproveitados (água e gás), 
ou descartados (água). 
O controle das variáveis de processo para garantia das especificações necessárias para des-
tinação final dos produtos.
Cada detalhe nesse livro foi pensado para conduzir você pelo universo da cadeia de Petró-
leo e Gás de uma forma simples e objetiva, mas ao mesmo tempo técnica e com bases sólidas. 
1
Figura 1 – Base terrestre da província petrolífera do Campo de Urucu
A
nd
ré
 M
ot
ta
 d
e 
So
uz
a/
Ba
nc
o 
de
 Im
ag
en
s 
Pe
tr
ob
ra
s
12 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
Tecnologias do Sistema Produtivo Onshore e Offshore
COMPONENTES CURRICULARES CARGA HORáRIA
Módulo Básico
Módulo 
Específico 
Profissional 
(1ª Etapa)
Módulo 
Específico 
Profissional 
(2ª Etapa)
CARGA HORáRIA TOTAL: TéCNICO EM PETRóLEO E GáS: 1.200H
Fundamentos Técnicos e Científicos de Petróleo e Gás
Comunicação e Informática – 32h
Fundamentos da Indústria de Petróleo e Gás – 60h
QSMS – Qualidade, Saúde, Meio Ambiente e 
Segurança Aplicados a Petróleo e Gás – 24h
Metrologia e Instrumentação Aplicadas a Petróleo e Gás – 80h
Química Aplicada a Petróleo e Gás – 80h
Física e Matemática Aplicadas a Petróleo e Gás – 80h
Operação de Sistema Produtivo na Cadeia de Petróleo e Gás
Exploração Onshore e Offshore – 160h
Tecnologias do Sistema Produtivo Onshore e Offshore – 160h
Processamento do Petróleo e Gás – 100h
Logística e Manutenção da Cadeia de Petróleo e Gás – 64h
Planejamento e Atividade na Cadeia de Petróleo e Gás
Gestão de Pessoas – 40h
Gestão da Produção – 80h
Controle da Qualidade de Insumos, Produtos e Processos 
na Cadeia de Petróleo e Gás
Ensaios Analíticos na Cadeia de Petróleo e Gás – 80h
Avaliação de Desempenho de Insumos, 
Produtos e Processos – 60h
Manutenção em Sistemas Produtivos na 
Cadeia de Petróleo e Gás
Manutenção Industrial – 100h
356h
484h
360h
Este livro irá ajudá-lo a compreender diversos aspectos que serão importantes no 
desempenho de suas funções como técnico de Petróleo e Gás, além de agregar di-
versos outros conteúdos que contribuirão bastante na sua formação não só pro-
fissional, mas pessoal. 
Acompanhe a matriz curricular do curso para facilitar seu entendimento sobre 
o percurso que terá que realizar.
Tenha uma boa leitura, a viagem começa agora!
13
Anotações:
1 InTROduçãO
Produção
2
2.1 MÁquInas, EquIPaMEnTOs, InsTRuMEnTOs E acEssÓRIOs
A produção de um poço de petróleo requer muitos cuidados e precisa ser controlada mes-
mo antes de se iniciar a produção em si. Antes do início da fase exploratória, temos que garan-
tir que todas as providências sejam tomadas e que a produção se dará de forma controlada e se-
gura. Ao iniciar a perfuração, por normas nacionais e internacionais, vamos operar com duas bar-
reiras de segurança no poço, vão variar em função da operação que está sendo executada, du-
rante a perfuração, usaremos BOP e fluido de perfuração. No abandono temporário, usaremos 
tampões de cimento e fluido de perfuração. Na completação, BOP e fluido de completação e, na 
fase explotatória, DHSV e Árvore de Natal1.
G
er
al
do
 F
al
cã
o/
Ba
nc
o 
de
 Im
ag
en
s 
Pe
tr
ob
ra
s
Figura 2 – Plataforma semissubmersível SS-47 operando no Campo de Marlim na Bacia de Campos
16 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
O objetivo ao se preparar um poço para produção é, 
Produzir de forma controlada e segura, a perda do controle 
pode levar a prejuízos de proporções catastróficas, como 
acidentes ambientais, materiais e o pior de todos a perda 
de vidas humanas. A vida de todo pessoal envolvido na 
operação depende da responsabilidade com que todos vão 
se comportar no dia a dia. Siga sempre, rigorosamente, 
todos os procedimentos e normas de segurança.
Fique
alerta
Precisamos além de todas as máquinas e equipamentos necessários para pro-
dução dos hidrocarbonetos, monitorar e controlar. Para isso existe uma grande 
quantidade de instrumentos e acessórios, que medirão pressão, temperatura, va-
zão, propriedades físicas e químicas, controle de resíduos etc.
No decorrer desse livro vamos descrever os processos, as máquinas, equipamen-
tos, instrumentos e acessórios, que serão apresentados e descritos detalhadamente.
2.2 sIsTEMa dE PROduçãO
2.2.1 cOMPLETaçãO
Completação é a ação de completar o que está faltando, complementar ou rea-
lizar o acabamento final necessário para colocar o poço em produção. São as ope-
rações realizadas nos poços de petróleo, após o término dos trabalhos de perfu-
ração, verificação da viabilidade da exploração e antes dos trabalhos de produção. 
Ao término da operação de perfuração, o poço é abandonado temporariamen-
te, isto é, ele é preparado para não permitir vazamento de hidrocarbonetos e per-
mitir a retomada das operações por outra sonda, que na sequência normal será a 
de completação. No abandono o BOP será retirado e, lembrando que sempre te-
remos duas barreiras de segurança, serão instalados tampões de cimento dentro 
da coluna de produção, que junto com o fluido de perfuração manterão o poço 
amortecido na perfuração. Caso a completação seja realizada pela mesma sonda, 
a operação abandono temporário não será realizada.
Ao chegar na locação, a sonda de completação vai instalar o BOP, perfurar os 
tampões de cimento, limpar o poço e fazer a troca do fluido de perfuração pelo 
fluido de completação, deixando o poço em condições seguras de operar.
Estando o poço em condições seguras de operar, antes de iniciar a completa-
ção é realizada a perfilagem a poço revestido, que consiste em descer no poço 
uma ferramenta com sensores que permitirão uma análise da cimentação para 
1 ÁRVORE DE NATAL
Consiste em um conjunto de 
válvulas para controlar o fluxo 
de fluidos, interromper o 
fluxo, permitir acesso ao poço, 
fazendo a interligação da 
coluna de completação com a 
tubulação por onde os 
hidrocarbonetos são levados 
para as plataformas.
2 produção 17
verificar se a mesma não tem falhas que possam comprometer a segurança do 
poço. Estando tudo dentro dos padrões, inicia-se a montagem da coluna de pro-
dução, havendo alguma irregularidade, esta será corrigida antes de iniciar a ope-
ração de montagem da coluna de produção.
A completação consiste na 
operação para montar a coluna 
de produção/injeção do poço, onde 
subirão os hidrocarbonetos ou 
serão injetados fluidos, com todos 
os equipamentos e acessórios para 
garantir uma produção/injeção de 
forma controlada e segura.
O projeto da coluna de produção é muito importante em todos os aspectos, pois 
a coluna vai influenciar toda a vida produtiva do poço. Um erro pode elevar os cus-
tos de produção. Simuladores de produção vão prever todos os possíveis problemas 
de produção que poderão ocorrer ao longo da vida produtiva. Essa simulação vai 
considerar características dos hidrocarbonetos, do reservatório etc. A partir dessa si-
mulação, os equipamentos e acessórios, tipo de elevação artificial, futuras interven-
ções (workover), tipo de Árvore de Natal, serão especificados para agilizar a interven-
ção e, quando ocorrer, deve causar o menor impacto possível na produção.
Formas de completação
Basicamente, existem dois tipos de poços de petróleo, localizado em terra 
(onshore) ou localizado no mar (offshore). A forma de completação de poços de pe-
tróleo não é a mesma, cada poço tem um projeto e varia conforme sua localiza-
ção, tipo de revestimento da coluna de produção, número de zonas envolvidas na 
exploraçãoetc. Assim podemos ter os seguintes casos:
 Completação terrestre, convencional ou seca
É a completação realizada em cabeças de poços de petróleo terrestres, utilizan-
do Árvores de Natal Convencional (ANC). 
A completação terrestre é muito mais simples e muito mais barata, em relação 
à completação marítima, pelas facilidades de instalação, pelos materiais emprega-
dos, visto que o ambiente marinho é muito mais agressivo, exigindo materiais di-
ferenciados e com novas tecnologias para resistirem. A operação da Árvore de Na-
tal também é extremamente mais simples, pois operadores e equipe de manuten-
ção têm acesso direto ao equipamento, diferente da completação molhada em 
que são utilizados mergulhadores ou robôs de controle remoto para as ações ne-
cessárias, tornando as operações complexas e de custo elevado.
18 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
Completação marítima seca ou molhada
É a completação realizada em cabeças de poços de petróleo marítimos, poden-
do ser seca ou molhada, a diferença que na completação seca a Árvore de Natal é 
instalada na plataforma, e na completação molhada a Árvore de Natal é instalada no 
fundo do mar, tornando as operações e manutenções extremamente complexas. 
2 CANhONEIO
Operação que consiste na 
descida de uma ferramenta 
com projéteis que serão 
acionados perfurando o tubo 
de revestimento, a camada de 
cimentação penetrando no 
reservatório, abrindo 
passagem do reservatório 
para a coluna de produção.
Vamos pensar?
Porque então não utilizar somente 
completação seca em poços marítimos? 
É muito lógico nos fazermos esta pergunta, 
e a explicação é que a completação seca só 
vale a pena financeiramente em pequenas 
profundidades, em águas mais profundas, 
o custo da completação seca fica muito 
caro, pois teríamos que levar a coluna de 
produção até a plataforma, 
economicamente inviável . In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
Completação de poço aberto
A poço aberto é quando a zona de interesse do reservatório não terá revesti-
mento e cimentação, tornando a completação barata. Mas só pode ser utilizado 
se houver uma formação rochosa muito consolidada para não ocorrer desabamen-
to. Proporciona uma área de fluxo maior.
Completação de poço com liner rasgado
É a completação realizada como na completação de poço aberto. Logo depois 
do poço ser avaliado, é descida uma coluna de tubos rasgados ou lisos, inclusive 
na zona de reservatório, que serão posteriormente canhoneados, denominados 
liner, têm a vantagem de estruturar o poço, porém de custo mais elevado do que 
na completação a poço aberto.
Completação de poço com revestimento
Consiste na colocação do tubo de revestimento, seguido de cimentação da zo-
na de interesse e posterior canhoneio2 para abertura da passagem de fluxo. Maior 
custo, porém permite seletividade de diferentes áreas de produção.
Completação simples
É quando somente uma coluna será instalada; consequentemente, apenas uma 
zona de interesse será produzida.
2 produção 19
Completação dupla ou seletiva
É quando uma coluna possui duas aberturas ou duas colunas são instaladas no 
mesmo poço com objetivo de produzir duas zonas de interesse diferentes ao mes-
mo tempo.
2.2.2 cOLuna dE PROduçãO
Coluna de produção ou production string é a coluna de tubos criada para pos-
sibilitar a transferência de petróleo desde o reservatório até a plataforma de 
produção. A coluna de produção vai desde o reservatório até a Árvore de Natal, 
que realiza o acoplamento com a tubulação desde a Árvore de Natal até a pla-
taforma de produção.
A coluna de produção além dos tubos, é composta por vários equipamentos 
com funções distintas e específicas, porém cada poço terá um projeto diferente 
em função das suas características.
Montagem da coluna de produção
A primeira etapa a ser realizada na chegada da sonda à locação é preparar o 
poço para operar de forma segura. O BOP será reinstalado, os tampões de cimen-
to serão retirados por uma broca e atrás da broca um raspador para limpar o re-
vestimento, e posteriormente trocar o fluido encontrado no poço por um fluido 
de completação que terá as propriedades e características do fluido de perfura-
ção. Terminada esta fase de condicionamento, a coluna será testada quanto à 
estanqueidade, sofrendo os reparos, se necessário.
Em seguida é feita a perfilagem com perfis acústicos para avaliar a cimentação, 
verificando principalmente se houve aderência do cimento à parede do revestimen-
to e poço, garantindo assim o isolamento entre as formações, impedindo o fluxo de 
fluidos. Caso tenha anormalidade na cimentação, a mesma precisa ser solucionada 
antes de se iniciar a completação. A falha na cimentação acarreta produção de flui-
dos não desejáveis, falha no controle do reservatório e no processo de estimulação, 
dependendo da gravidade da falha que pode levar ao fechamento do poço.
A perfilagem que verifica a qualidade da cimentação é de 
fundamental importância na continuidade da operação de 
completação. Para entender melhor, assista ao vídeo da 
plataforma de Enchova na Bacia de Campos que explodiu e 
incendiou devido a falha de cimentação 
http://youtube.com/watch?v=ebJYFaDWqSY
saiba 
mais
20 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
A operação de canhoneio visa colocar o poço em contato com a formação pro-
dutora. Uma ferramenta descerá com cargas explosivas que irão rasgar o revesti-
mento, o cimento, e penetrar na formação abrindo caminhos de fluxo do reserva-
tório para o poço.
A coluna de produção será descida dentro do poço e terá a função de condu-
zir os fluidos do reservatório no poço até a Árvore de Natal, onde linhas de tubos 
continuarão conduzindo os fluidos até a unidade de produção. É um conjunto de 
tubos interligados entre si e os demais componentes da coluna de produção. A co-
luna de produção deve permitir o acesso ao poço e às zonas isoladas.
Para se colocar um poço em produção, reduz-se o peso do fluido de completa-
ção diminuindo a pressão hidrostática, com isso a pressão do reservatório será 
maior e o fluido se deslocará para a Árvore de Natal. O fluido de completação se-
rá o primeiro a chegar na plataforma, e se o reservatório tiver pressão suficiente o 
poço então passará a produzir por surgência, ou seja, a produção ocorre pela pres-
são original do reservatório. Na maioria dos reservatórios a produção por surgên-
cia acontece em um período, no início da vida produtiva, portanto a coluna de pro-
dução já deve prever que método de elevação artificial deverá ser instalado mes-
mo que não seja utilizado no início da produção.
PRINCIPAIS COMPONENTES 
DA COLUNA DE PRODUÇÃO
Tubos de produção
A tubulação de produção consiste em uma tubulação de aço com elemen-
tos de ligas especiais para resistir ao ambiente agressivo em que será instalado, 
bem como a pressões e esforços a que será submetida. Essa tubulação será a res-
ponsável por conduzir os hidrocarbonetos.
Shear-out 
É um equipamento utilizado para pressurizar a coluna de produção, com-
posto de três sedes com parafusos cisalhantes instalado na parte inferior da colu-
na. A sede inferior desce na coluna tamponada e após sua utilização a coluna é 
pressurizada ao ponto de romper os parafusos cisalhantes e a sede cairá no fundo 
do poço. Se for necessário pressurizar de novo a coluna, outra esfera de diâmetro 
maior será lançada e fechará a segunda sede, que poderá ter os parafusos cisalhan-
tes rompidos e uma e última sede poderá ser utilizada.
 Hydro-trip
Equipamento utilizado para tamponamento temporário da coluna, sua se-
de não é lançada no fundo do poço, pois possui uma reentrância onde a sede se 
encaixa, tendo como desvantagem um estrangulamento do diâmetro da coluna.
2 produção 21
Nipples 
Peça utilizada na coluna de produção para instalar tampões mecânicos, vál-
vulas de retenção e registradores de pressão.
Sliding sleeve (camisa deslizante)
Equipamento instalado na coluna de produção para colocar em produção 
ou isolar uma zona do poço, utilizadoem completações seletivas. Consiste em ras-
gos em um tubo que serão abertos ou fechados e sua área de fluxo é igual à área 
da seção transversal da coluna. 
Check valve
É uma válvula de retenção que permite o fluxo de baixo para cima e impe-
de o fluxo no sentido contrário.
Packer de produção
Equipamento que promove a vedação entre o revestimento e a coluna de 
produção, protegendo o revestimento, permitindo a produção seletiva e a injeção 
de gás lift.
Unidade selante
Equipamento que promove a vedação da área polida do packer.
TSR (junta telescópica)
O TSR (Tubing Seal Receptacle) é o equipamento utilizado para absorver a 
movimentação da coluna de produção.
Mandril de gás lift
É o equipamento que aloja a válvula de gás lift, responsável pela injeção de 
gás na coluna como método de elevação.
DHSV (Down Hole Safety Valve)
Válvula de segurança de subsuperfície, fica posicionada poucos metros abai-
xo do fundo do mar e fecha o poço em caso de emergência. Por questões de segu-
rança a DHSV fica constantemente aberta pela pressão da linha de controle. Caso 
ocorra um problema no sistema de pressurização, uma mola vai fechar a válvula.
2.2.3 ÁRvORE dE naTaL
Árvores de Natal terrestres, submarinas ou marítimas são conjuntos de válvu-
las e conectores, instalados nas cabeças dos poços de petróleo e que são usados 
para direcionar e controlar a vazão dos fluidos de produção e dos fluidos de inje-
ção nos poços de petróleo.
22 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
Tipos de árvores de Natal
Existem diversos tipos de Árvores de Natal. Quando instaladas em terra, Árvo-
res de Natal Convencionais (ANC) ou Secas. Quando instaladas em poços subma-
rinos e portanto localizadas no fundo da mar, elas são as Árvores de Natal Molha-
das (ANM).
Considerando as características do meio onde são instaladas, as Árvores de Na-
tal Molhadas envolvem muito maior complexidade e tecnologia que as Árvores de 
Natal Convencionais. 
As Árvores de Natal molhadas podem ainda ser classificadas como do tipo 
diver assisted ou diverless. Quando a instalação delas é acompanhada por mergu-
lhadores, elas são do tipo diver assisted ou assistida por serviços de mergulho. Quan-
do não há possibilidade do acompanhamento dos serviços de mergulhadores, elas 
são do tipo diverless ou não assistida por serviços de mergulhadores.
Os serviços realizados pelos mergulhadores, quando é possível, são de conectar 
os dutos submarinos às Árvores de Natal. Quando a profundidade é superior a 300 
pés ou 91 metros, é necessário utilizar a técnica do mergulho saturado que aumenta 
o risco de vida do mergulhador e os serviços passam então a ser realizados por robôs 
submarinos ou Remote Operated Vehicle (ROVs), veículos operados remotamente.
2.2.4 uMbILIcaL
Umbilicais são cabos submarinos, linhas através das quais ocorre a comunica-
ção entre equipamentos nas plataformas de petróleo na superfície e os equipa-
mentos como Árvores de Natal ou manifolds no fundo do mar.
Lembrando da funcionalidade dos cordões umbilicais para as crianças no ven-
tre materno, umbilicais são mangueiras ou cabos submarinos, através das quais é 
feita a transmissão dos sinais de monitoração dos sistemas submarinos para a pla-
taforma de petróleo e os sinais de controle (comandos) entre a plataforma de su-
perfície e os sistemas submarinos.
Os sinais que trafegam nos umbilicais são sinais de controle hidráulico, contro-
le elétrico, potência, injeção de fluidos, produtos químicos, entre outros, essenciais 
para controlar os sistemas submarinos no fundo do mar.
Nos dias de hoje, encontramos umbilicais e linhas de produção integrados, com 
tubos de aço funcionando como linhas de exportação da produção e injeção de 
fluidos, além de transmissão de energia elétrica, comandos hidráulicos e elétricos, 
tudo em uma única linha.
2 produção 23
2.2.5 Manifold
Manifolds são arranjos matriciais, contendo tubulações e válvulas de alinha-
mento (agrupamento), como equipamentos de passagem e manobra, seja na pro-
dução de petróleo ou na injeção de água no poço de petróleo.
É nos manifolds que o petróleo vindo dos vários poços de petróleo é agrupado 
para os coletores de petróleo ou headers para então seguir como um petróleo só, 
de acordo com o que é determinado no alinhamento de suas válvulas.
Localização dos manifolds
Os manifolds podem estar na superfície na própria plataforma de petróleo ou 
submarinos, instalados no fundo do mar.
É nos manifolds que chegam as linhas de produção, que servem para o escoa-
mento de petróleo e o umbilical, que serve para os demais sinais monitoração e con-
trole, proveniente de cada poço de petróleo e portanto de cada Árvore de Natal.
Caso o manifold seja de superfície, essas linhas de produção devem chegar 
até a superfície da plataforma para ser conectada ao manifold. Portanto, quan-
to maior o número de poços a serem ligados por uma plataforma, em se tratan-
do de manifolds de superfície, maior será o número de linhas de produção e 
maior será a sobrecarrega sobre o sistema de produção da superfície. Uma das 
formas encontradas para simplificar, foi diminuir o número linhas de produção 
que chegam dos poços de petróleo na plataforma de petróleo. O manifold e o 
manifold submarino foram colocados no fundo do mar e também os coletores 
de petróleo. As linhas dos poços de petróleo chegam ao manifold submarino e 
vão para os coletores de onde sai um conjunto de linhas bem menor para a pla-
taforma na superfície.
O sistema manifolds e coletores submarinos exige maior complexidade e maior 
tecnologia envolvida. Um exemplo disso são suas válvulas de alinhamento que são 
monitoradas e comandadas remotamente da plataforma de petróleo.
2.2.6 REsERvaTÓRIOs
O objetivo básico da engenharia de reservatórios é controlar as operações pa-
ra obter a máxima recuperação econômica possível, baseado em fatos, informa-
ções e conhecimento, ou seja, fazer com que o óleo se desloque da rocha-reserva-
tório para a coluna de produção, estudando as propriedades das rochas (porosi-
dade, permeabilidade etc.), dos fluidos (viscosidade, densidade etc.) e as condi-
ções do reservatório (pressão, temperatura etc.).
24 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
Podemos separar os reservatórios em reservatórios de óleo ou de gás, a classi-
ficação é de acordo com o tipo de fluido produzido na superfície, nas condições 
padrão, que são temperatura e pressão a que a mistura estará sujeita nos equipa-
mentos de superfície.
�As condições padrão nos EUA são 
14,7 psia e 60º F
�No Brasil a ANP define como 
condições básicas 1 atm e 20º C
Reservatório de óleo
Reservatório de óleo são formações de misturas líquidas e reservatório de gás 
formações de misturas gasosas, embora possam produzir uma certa quantidade 
de líquido. Reservatórios de gás podem ser classificados como de gás seco, gás 
úmido e gás retrógrado. Esta classificação depende do comportamento do fluido 
no reservatório e do tipo de fluido resultante nos equipamentos de superfície.
Reservatório de gás úmido e de gás seco
Se a mistura ao ser submetida ao processo de separação produzir uma certa 
quantidade de líquido, o reservatório será de gás úmido. Se a quantidade de líqui-
do for desprezível, a jazida receberá o nome de reservatório de gás seco.
Reservatório de gás retrógado
Com a produção do fluido do reservatório a pressão vai caindo, mas a tempe-
ratura permanece constante. A mistura permanece no estado gasoso até que a 
pressão atinge um valor em que começa a ocorrer um processo de condensação. 
À medida que a pressão continua a cair, a quantidade de líquido aumenta e de-
pois o líquido volta a vaporizar. Esse reservatório é dito reservatório de gás con-
densado retrógrado ou reservatório de gás condensado.
Produção do reservatório de óleo
O objetivo de um poço de petróleo é produzir hidrocarbonetos, ou seja, óleo 
e/ou gás, nunca esquecendo: “de forma controlada e segura”. Além do óleo e do 
gás, o poço vai produzir água, que é pouca no inícioda vida produtiva do poço e 
vai com o tempo chegando a valores de até 95% do fluido produzido, paralela-
mente a produção de óleo vai diminuindo até o ponto em que não mais vai inte-
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
2 produção 25
ressar financeiramente continuar produzindo. Nesse ponto o poço será abando-
nado definitivamente. Concluindo, o poço vai produzir óleo, gás ao longo da sua 
vida produtiva. O óleo produzido está normalmente no estado líquido no reserva-
tório, mas a partir da porção do gás possível de se obter líquido na superfície, é 
chamado de líquido do gás natural (LGN).
Produção do reservatório de gás 
A produção de gás é oriunda de uma parte do hidrocarboneto que se encontra 
no estado gasoso nas condições de reservatório, conhecido como gás livre e outra 
parte que está no líquido misturado ao óleo conhecido como gás dissolvido.
Produção de água
Como a viscosidade da água é menor do que a do óleo, ela fluirá muito mais fá-
cil por entre os poros da rocha do que o óleo e consequentemente chegar à colu-
na de produção com mais facilidade, seja esta água do reservatório, em aquíferos 
adjacentes ao reservatório ou água injetada como método de recuperação3.
VOCÊ
sabia?
A produção de água em um poço, perto do fim de sua vida 
produtiva pode chegar a 95% do fluido que chega à plataforma.
Indicadores de produção
São indicadores que fornecem uma ideia de como está a produção do meu po-
ço, são eles: RAO (razão água/óleo) razão entre vazão de água e vazão de óleo pro-
duzido; RGO (razão gás/óleo) razão entre as vazões de gás e do óleo produzido; 
BSW (Basic Sediments and Water) razão entre a vazão de água mais sedimentos pro-
duzidos pela vazão de líquidos e sedimentos. Informações associadas a outras co-
mo: produção, temperatura, pressão, vazão, composição dos hidrocarbonetos, for-
marão o histórico de produção que ajudará a nortear as decisões sobre a melhor 
maneira de se obter o melhor aproveitamento de produção.
Fator volume de formação do óleo
Como se sabe, a mistura líquida nas condições de reservatório é na verdade 
óleo com uma certa quantidade de gás dissolvido.
Estudando-se uma certa quantidade de hidrocarbonetos nas condições de re-
servatório na superfície, uma parte continuará líquida sendo chamada de óleo e 
uma parte será o gás natural.
Precisamos no exemplo apresentado na Figura 3 a seguir de 1,30m3 de líquido nas 
condições de reservatório, para obter 1,00m3 de óleo nas condições de superfície.
26 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
3 MÉTODO DE RECUPERAçãO
É o método que injeta fluido 
no reservatório para manter a 
pressão do mesmo e com isso 
melhorar a quantidade de 
óleo que será retirada do 
reservatório.
Valor volume de formação de gás
É a razão entre o volume do gás no reservatório e o volume que o gás ocupa na 
superfície na condição padrão.
Solubilidade
É a razão do volume de gás produzido pelo volume de óleo produzido na con-
dição padrão.
Mecanismos de produção
Para a produção de hidrocarbonetos, ou seja, os hidrocarbonetos precisam se 
deslocar de dentro do reservatório para o poço (engenharia de reservatório) e de-
pois se deslocar do poço até a unidade de produção (engenharia de elevação), 
precisando de energia para vencer os obstáculos. O nosso assunto é reservatório, 
então vamos tratar do fluxo de fluidos do reservatório para a coluna de produção 
do poço.
Para que esse deslocamento ocorra, o fluido do reservatório precisa de energia 
para vencer as barreiras, do espaço entre os poros, obstruções, poros etc. 
A energia utilizada será a pressão. Todo reservatório possui uma pressão inicial 
(energia natural ou primária), função de seu histórico de formação geológica. Ao 
colocar o poço em produção, esta energia natural provocará, por diferença de pres-
são (alta pressão no reservatório e baixa pressão no fundo do poço), o deslocamen-
to do fluido do reservatório em direção ao poço. O óleo ao começar a se deslocar 
para a coluna deixará um vazio em torno do poço, que será preenchido pelo óleo 
que está mais afastado e este processo se estenderá até os limites de produção 
desse poço. Como o óleo tem dificuldade de se deslocar, teremos um “vazio” que 
Figura 3 – Processo de liberação do gás de uma mistura líquida
p1 = 246 atm 
T = 71ºC
pn = 176 atm 
T = 71ºC
p1 = 84 atm 
T = 71ºC
p = 1atm 
T = 71ºC
p = 1 atm 
T = 20ºC
Líquido 
1,30m3
Líquido 
1,33m3
Líquido 
1,20m3
Gás 
0,850m3
Líquido 
1,04m3
Gás 
19,144m3
Óleo 
1,00m3 std
Gás 
16,057 
m3 std
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
2 produção 27
precisa ser preenchido, caso contrário a pressão do reservatório vai diminuir, pre-
judicando esse deslocamento dos fluidos dentro do reservatório. Os mecanismos 
de produção preencheem esses espaços, mantendo a pressão do reservatório e 
garantido a produção. 
Os principais mecanismos são: 
Mecanismo de gás em solução.
Mecanismo de capa de gás.
Mecanismo de influxo de água.
Mecanismo de gás em solução
Este mecanismo se caracteriza pela evaporação do gás dissolvido no óleo que 
estava no estado líquido e das frações mais leves do óleo, nas condições iniciais, 
formando bolhas de gás em meio ao óleo que está no estado líquido, esta evapo-
ração se dá por conta da queda de pressão. Com a mudança de estado físico, o gás 
em volume muito maior, provoca uma expansão do óleo que irá preencher os es-
paços mantendo a pressão.
O problema desse mecanismo é que à medida que a pressão cai, mais frações 
vão se vaporizar, aumentando a produção de gás, aumentando a RGO e como ener-
gia do reservatório é proveniente da fase gasosa, como ela está sendo produzida, 
significa que a energia do reservatório está sendo retirada.
Com esse mecanismo, ocorre uma queda contínua de pressão, baixo fator de 
recuperação, necessitando de elevação artificial muito rápida, e pouca produção 
de água.
Mecanismo de capa de gás
Este método se aplica quando existe uma capa de gás acima do óleo no mes-
mo reservatório. Quando diminui a pressão, provocada pela saída do óleo, o gás 
presente na capa em que está comprimido se expande e empurra o óleo em dire-
ção da produção, mantendo a pressão do reservatório elevada por muito mais tem-
po. Haverá uma queda de pressão contínua, mais demorada do que no gás em so-
lução e quanto maior a capa, maior e mais efetivo será o efeito desse método.
Neste método teremos uma produção de gás, principalmente pela formação 
de um cone de gás, levando a uma alta da RGO, uma recuperação muito melhor 
que o gás em solução, poços por mais tempo e pouca produção de água.
In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
28 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
Influxo de água
Este método se aplica quando temos um reservatório de água adjacente mui-
to grande a baixa pressão em volta da coluna de produção e que vai provocar o 
deslocamento da água empurrando o óleo em direção ao poço. É fundamental 
que o aquífero seja de grandes proporções para que esse efeito funcione.
Este método dará um fator melhor de recuperação e uma de pressão mais len-
ta do que os métodos anteriores e consequentemente poços surgentes por mais 
tempo. Formação de cone de água, aumenta a RAO, necessitando de parar a cor-
reção. A completação deve ser feita na parte superior do reservatório de óleo pa-
ra evitar uma chegada prematura da água na coluna de produção.
Mecanismos combinados
Normalmente a produção se dará por mais de um mecanismo de produção ao 
mesmo tempo e será influenciada por efeitos de todos os métodos utilizados.
Segregação gravitacional
A segregação gravitacional é como os fluidos se arranjam nos poros das rochas 
pela densidade. O gás sempre fica acima da camada de óleo e a água sempre abai-
xo da camada de óleo. A segregação gravitacional ajudará na eficiência dos outros 
métodos, ajudando a manter o gás acima do óleo mesmo que ele esteja se deslo-
cando para baixo no método de capa de gás, ou mantendo a água abaixo do óleo 
mesmo que ela se desloque para cima no método de influxo de água.Tem alto po-
der de recuperação.
Estimativa de reservas
Estimativa de reservas é a atividade que visa determinar a quantidade do flui-
do que será retirado do reservatório. É uma ciência extremamente imprecisa, fun-
damental para a implantação do projeto. O volume de óleo estimado é recalcula-
do/corrigido à medida que novas informações e situações se apresentem. Serve 
de indicador da capacidade petrolífera de um país. Cada empresa pode calcular as 
suas reservas por critérios próprios. A estimativa de hoje é de fundamental impor-
tância, pois é nelas que investidores decidem onde aplicar seu dinheiro, e devido 
ao grande investimento inicial para se colocarem poços em produção, concluímos 
que as reservas de um país são estrategicamente fundamentais para o desenvol-
vimento de novas jazidas. 
As empresas estão padronizando os métodos de cálculo para que suas reser-
vas possam ser certificadas por organismos internacionais e comparadas entre os 
demais países. O método mais utilizado é o do código internacional da SPE (Society 
of Petroleum Engineers). 
2 produção 29
Volume estimado original
Quantidade estimada de hidrocarbonetos no reservatório.
Volume estimado recuperável
Quantidade estimada de hidrocarbonetos que se pode retirar do reservatório.
Fator de recuperação estimado
É o valor em percentual do volume que se espera produzir. É a razão entre o vo-
lume estimado recuperável e o volume estimado original.
Produção acumulada
Somatório da quantidade total de hidrocarbonetos produzido.
Fração recuperada
É o fator de recuperação real, ou seja, a razão entre a produção acumulada e o 
volume original.
Reserva estimada
É a quantidade de hidrocarbonetos que restam a produzir ou volume original 
menos a produção acumulada. Vale ressaltar que esses valores podem sofrer alte-
ração em função do comportamento de produção e serão recalculados.
A produção com o tempo necessita de investimentos para manter um volume 
de produção que justifique manter a operação da unidade de produção. 
À medida que o poço vai produzindo, a quantidade de fluido que chega à pla-
taforma tem menos hidrocarbonetos e mais água, fazendo a curva de produção 
cair enquanto a curva de investimento vai subindo. Quando essas curvas se toca-
rem, abandonamos o poço, porque o custo de operação será maior que o ganho 
com a produção dos hidrocarbonetos.
Métodos de recuperação
O objetivo ao colocarmos o reservatório em produção é retirar o máximo pos-
sível de hidrocarbonetos, porém a dificuldade do óleo se deslocar por entre os po-
ros da rocha é muito complexa e cheia dificuldades. Os métodos de recuperação 
se dividem em recuperação primária, secundária, terciária etc.
A recuperação primária acontece pela energia natural dos reservatórios. A recu-
peração primária não é suficiente para produzir o máximo de óleo, então serão uti-
lizados métodos adicionais dependendo das características óleo e do reservatório.
30 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
A recuperação secundária, contempla os métodos de injeção de água e gás e 
as demais, recuperação terciária. Atualmente os métodos de recuperação, são cha-
mados, para processos em que se tem o pleno domínio da tecnologia, de méto-
dos convencionais de recuperação, injeção de água e gás e métodos não conven-
cionais (especiais) de recuperação, para métodos mais complexos.
Os métodos de recuperação devem ser iniciados junto do início da vida produ-
tiva do poço, mesmo que o poço possua energia suficiente para produzir, pois isso 
trará uma melhor taxa de retirada dos hidrocarbonetos.
MéTODOS CONVENCIONAIS 
DE RECUPERAÇÃO
Ao se injetar um fluido no reservatório, o que se espera é que ele provoque um 
efeito como se estivesse fazendo um “varrido” no reservatório, ou seja, que o flui-
do injetado empurre o óleo em direção a coluna de produção, no entanto a indús-
tria do petróleo é a indústria da incerteza e do problema, então parte do fluido in-
jetado seja água ou gás, pela maior facilidade de se deslocar no reservatório, ul-
trapassa-o chegando a coluna de produção.
A água ou o gás não podem reagir ou provocar alterações no reservatório, re-
agir com elementos presentes na constituição podendo formar substâncias pas-
tosas, o que iria causar fechamento dos poros prejudicando mais ainda o desloca-
mento dos fluidos. Caso seja necessário, devem passar por um processamento pa-
ra torná-los adequados para injeção. Outro fator importante na injeção é o pro-
jeto de injeção, que consiste na localização e na forma como os poços de produ-
ção e injeção estarão distribuídos no campo, o volume de fluido injetado e a me-
nor quantidade de poços instalados possíveis.
Eficiência de recuperação – Er (Eficiência de deslocamento)
A eficiência de recuperação não é avaliada pela quantidade de fluido injetado 
no reservatório, nem pela quantidade de fluido produzido. É medido pela quanti-
dade de óleo deslocado, porque parte do fluido produzido pode ser o fluido que 
está sendo injetado. A eficiência de recuperação pode ser expressa por:
Em que:
Ea – Eficiência de varrido areal ou horizontal
Evv – Eficiência de varrido vertical
Ec – Eficiência de contato
Ed – Eficiência de deslocamento
Em – Eficiência de mobilização
Er = Ea . Evv . Ec . Ed
2 produção 31
Você pode obter mais informações no livro: Fundamentos de 
Engenharia de Petróleo.
saiba 
mais
MéTODOS ESPECIAIS 
DE RECUPERAÇÃO
São métodos utilizados em que os métodos convencionais não foram eficien-
tes ou por características do reservatório e dos fluidos não teria um resultado sa-
tisfatório. Veremos a seguir alguns dos métodos especiais de recuperação.
 Métodos térmicos
Os métodos térmicos basicamente têm a função de aquecer o óleo para dimi-
nuir a viscosidade, fazendo com que óleo se desloque melhor. O calor pode ser ge-
rado na superfície e levado ao reservatório na forma de água líquida ou vapor, ou 
gerado dentro do reservatório.
Métodos miscíveis
São utilizados com fluidos miscíveis ou seja, fluidos que se misturem com o óleo, 
dessa maneira a mistura vai quebrar a ligação das tensões interfaciais em torno 
dos grãos, que impedem o óleo de ser deslocado pelo fluido injetado.
Métodos químicos
São utilizados fluidos, que irão reagir para provocar alterações no reservatório 
de óleo e então fazer a varredura do reservatório, muitos poderiam ser classifica-
dos também como métodos miscíveis.
Um dos métodos mais modernos para recuperação e que tem apresentado os 
melhores resultados, podendo atuar sozinho ou associado a outros métodos, é a 
injeção de polímeros, que misturados à água, aumentam a viscosidade para pró-
ximo da viscosidade do óleo, que injetado torna a operação de varredura muito 
mais eficiente.
É preciso que todas as eficiências 
sejam altas para o melhor efeito 
de recuperação. Se tivermos uma 
baixa eficiência de varrido, 
significa que o fluido injetado 
encontrou caminhos preferen-
ciais para chegar à coluna de 
produção sem promover um 
bom deslocamento do óleo.
32 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
2.2.7 ELEvaçãO
Elevação natural e artificial
Inicialmente, um reservatório de petróleo possui pressão interna suficiente pa-
ra jorrar na superfície, com o petróleo passando pelas colunas de produção, pelas 
Árvores de Natal e pelas colunas de produção externa, até chegar às plataformas 
de produção. Acontece a elevação natural do petróleo até a superfície e o poço de 
petróleo é dito surgente.
Com a queda de pressão interna do reservatório, a pressão não consegue fazer 
a elevação do petróleo até a superfície. Ocorre então a necessidade da elevação 
artificial do petróleo, utilizando métodos artificiais para deslocar o petróleo, e en-
tão é dito que o petróleo é não surgente.
Os métodos de elevação artificial
A elevação artificial é que trata da elevação de poços do petróleo do reserva-
tório. É o método utilizado em poços de petróleo não surgentes, quando o nível 
de petróleo no poço encontra-se estático.
Os métodos de elevação artificial utilizamequipamentos específicos, empre-
gados quando o nível de petróleo no poço encontra-se estático. Eles diminuem a 
pressão nas linhas de produção, aumentam o diferencial de pressão entre o reser-
vatório e a superfície, resultando em aumento da vazão de escoamento,
Os métodos de elevação podem ser pneumáticos ou bombeados. Entre os pneu-
máticos temos:
GáS-lift CONTíNUO (GLC)1
O gás-lift contínuo baseia-se na injeção contínua de gás a alta pressão na coluna 
de produção para gaseificar o fluido a partir do ponto da injeção até a superfície.
O gás utilizado nesse processo é o gás obtido da produção do próprio poço, 
que por sua vez é comprimido por compressores na superfície e enviado ao anu-
lar do poço por meio de uma linha de serviço.
O monitoramento da injeção de gás no interior do poço é realizado na super-
fície por uma válvula reguladora de fluxo. E no poço são instalados mandris com 
válvulas de gás-lift (que pode ser um orifício ou dispositivo que se abre de acor-
do com a pressão no espaço anular ou no interior da coluna de produção) que 
permite a comunicação do espaço anular com a coluna de produção, permitin-
do o fluxo de gás para o óleo que gaseificado sobe pela coluna de produção até 
a superfície.
2 produção 33
GáS-lift INTERMITENTE (GLI)2
O gás-lift intermitente baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido para a 
superfície, pela alta pressão de gás injetada na parte inferior da coluna de produção.
Neste método, a injeção de gás é controlada por tempos, por meio de uma vál-
vula na superfície que abre e fecha, de acordo com o ciclo predeterminado e no 
interior do poço por mandris com válvulas de gás-lift.
Este método é muito parecido com o método de gás-lift contínuo, o princípio 
de funcionamento é diferente e aplicado em poços com baixa produção. 
E entre os métodos bombeados temos:
BOMBEIO MECâNICO (BM) (CAVALO DE PAU)1
O Bombeio Mecânico com haste (BM) é um método de elevação artificial utili-
zado em poços verticais onshore, seu funcionamento consiste em uma bomba al-
ternativa tubular projetada no interior da coluna de produção, e seu acionamen-
to é feito por uma haste metálica cilíndrica, que interliga a bomba na unidade de 
bombeio acionada por um motor elétrico ou a combustão localizada na superfície.
 
Figura 4 – Esquema de um poço operando por gás-lift
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Saída de óleo e 
gás produzido
Injeção de gás
Coluna de produção
Espaço anular
Packer
Válvula operadora
Reservatório
34 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
O ciclo de bombeio consiste no curso ascendente e curso descendente. No cur-
so ascendente uma válvula de esfera localizada na extremidade inferior da bomba 
permite a passagem do fluido para o seu interior e fecha a outra válvula também 
de esfera na sua parte superior. No curso descendente, o acionamento das válvu-
las é invertido e o fluido é deslocado para o interior da coluna de produção.
VANTAGENS
Pode usar gás ou eletricidade como fonte de energia.
Simples e fácil de operar.
Aplicável em poços de pequeno diâmetro e completação múltiplas.
Pode bombear com baixa pressão.
Pode elevar óleos de alta temperatura e viscosidade.
DESVANTAGENS
Poços tortuosos apresentam problemas de fricção.
Alta produção de sólidos causa problemas.
É limitado pela profundidade, devido, principalmente, à capacidade das hastes.
Obstrui em locações urbanas.
Pesado e volumoso para operação no mar.
Figura 5 – Unidade de bombeio mecânico com haste e seus componentes
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Cabresto
Cabeça do cavalo
Haste polida
Linha de 
produção
Coluna de hastes
Bomba de fundo
Tripé Biela
Motor
Viga Contra peso
2 produção 35
BOMBEIO DE CAVIDADES PROGRESSIVAS (BCP)2
Bombeio por Cavidade Progressiva (BCP) é um método em que a transferência 
de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidade progressiva. É uma 
bomba que trabalha imersa em um poço de petróleo, constituída por uma cami-
sa estacionária (estator) e de um rotor helicoidal. A geometria do conjunto é cons-
tituída de helicoides (estator e o rotor). O rotor ao girar realiza um movimento axial 
nas cavidades progressivamente, no sentido da sucção para a descarga, realizando 
a ação de bombeio.
O acionamento da bomba é realizado na superfície por motor elétrico ligado a 
um cabeçote de acionamento que transfere o movimento de rotação a uma série 
de hastes conectadas (semelhantes ao bombeio mecânico) ou diretamente no fun-
do do poço, por um acionamento elétrico ou hidráulico acoplado na bomba.
A utilização de bombas de cavidades progressivas é indicada para poços não 
muito profundos, fluidos com areia e fluidos com viscosidades variadas.
Figura 6 – Equipamentos do Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)
In
-F
ól
io
/C
ris
 M
ar
ce
la
Haste
Coluna de 
produção
Revestimento 
de produção
Cabeçote
Motor
Estator
Rotor
36 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
BOMBEIO CENTRIFUGO SUBMERSO3
O Bombeio Centrifugo Submerso (BCS) está se expandindo na elevação artifi-
cial de petróleo devido à flexibilidade dos equipamentos.
Neste método de elevação, a energia é transmitida ao fundo do poço por meio 
de cabo elétrico para alimentar uma bomba centrifuga de múltiplo estágio, que trans-
mite energia mecânica ao fluido sob forma de pressão e o eleva até a superfície. 
O bombeio centrifugo submerso é considerado um método de elevação artifi-
cial muito eficiente em poços que trabalham e produzem altas vazões, com alto 
teor de água e baixa razão gás/óleo.
Atualmente é utilizado também em poços com fluidos de alta viscosidade e po-
ços com altas temperaturas. 
Este equipamento tem como seus maiores inimigos o gás que reduz a eficiên-
cia da bomba, formando uma bolha de ar na entrada da sucção (Cavitação), que 
causa até mesmo uma substituição da bomba, e por conta da abrasão da areia no 
interior do equipamento danificando seus componentes.
2.2.8 TROcadOREs dE caLOR
Trocadores ou permutadores de calor são equipamentos em que ocorre troca 
ou transferência de calor entre dois fluidos de diferentes temperaturas, sem pre-
sença de chama com queima de combustível ou transferência de massa. Esses flui-
dos quente e frio, circulam por dois circuitos independentes e trocam calor por 
condução e irradiação térmicas. São conhecidos como fluido principal e auxiliar, 
sendo o principal o do processo propriamente ou aquele que se deseja aquecer 
ou resfriar e auxiliar, o que por contato ou radiação, produz o aquecimento ou res-
friamento do fluido principal.
O bombeio centrifugo 
submerso é constituído 
basicamente de um motor 
elétrico, selo, admissão e a 
bomba. Dimensionado de 
acordo com a profundidade 
de cada poço e unido por 
luvas de acoplamento, 
montado na extremidade 
da coluna e descido a uma 
profundidade em que a 
sucção da bomba fique 
sempre submersa.
2 produção 37
Sabemos que na natureza, o calor é transmitido por vários mecanismos simul-
taneamente. A literatura técnica geralmente reconhece três modos distintos de 
transmissão de calor:
CONDUÇÃO
Quando o calor flui de uma temperatura mais alta para outra de temperatura 
mais baixa, dentro de um meio (sólido, líquido ou gasoso) ou entre meios diferen-
tes em contato físico.
CONVECÇÃO
Quando há o transporte de energia pela ação combinada da condução de ca-
lor, armazenamento de energia e movimento de mistura. A convecção é importan-
te como mecanismo de transferência de energia entre uma superfície sólida e um 
líquido ou um gás.
RADIAÇÃO
Quando calor é transmitido de um corpo para outro quando tais corpos estão 
separados no espaço, ainda que exista vácuo entre eles.
Existem vários equipamentos para promover a troca ou transferência de calor, que 
utilizam esses mesmos mecanismos para realização de seus objetivos, por exemplo:
Queima de combustível em fornos e caldeiras.
Troca de calor somente em trocadores de calor.
Troca simultânea de calor e massa em torres de resfriamento.
Dessa forma, sem presençade chama com queima de combustível, fornos, cal-
deiras e torres de resfriamento não fazem parte desta categoria.
Na indústria do petróleo, os trocadores de calor geralmente são utilizados pa-
ra aquecimento de óleo, após os headers de produção e para resfriamento do gás, 
pelos resfriadores (coolers) e interresfriadores (intercoolers). Para o óleo, o principal 
objetivo de seu aquecimento é diminuir sua viscosidade, tornando-o mais fino e 
com isso, facilitando a retirada de impurezas contidas nele, pois esse aumento de 
temperatura promove:
Melhor separação de gás em óleo de alta viscosidade. 
Maior separação da água do óleo.
Melhor dessalgação do óleo.
Quebra a espuma e/ou evita sua formação.
38 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
CLASSIFICAÇÃO DOS TROCADORES DE 
CALOR QUANTO à SUA UTILIZAÇÃO 
Os trocadores de calor recebem diferentes designações quanto a sua utilização 
e os efeitos causados no fluido principal. São elas:
AQUECEDOR
Quando o fluido principal é aquecido. O fluido auxiliar utilizado normalmente 
é o vapor d’água. 
CONDENSADOR
Quando o fluido principal, no estado de vapor, sofre condensação (liquefação). 
O fluido auxiliar utilizado está mais frio. 
RESFRIADOR
Quando o fluido principal é resfriado. O fluido auxiliar utilizado geralmente é a 
amônia gelada líquida ou ar. 
REFRIGERADOR
Quando o fluido principal é refrigerado. O fluido auxiliar é um fluido refrige-
rante: amônia, freon ou propano, obtendo resfriamentos abaixo da temperatura 
ambiente.
VAPORIZADOR
Quando o fluido principal sofre vaporização. O fluido auxiliar utilizado normal-
mente é o vapor d’água. Quando o produto obtido é vapor d’água, o equipamen-
to costuma ser chamado de gerador de vapor ou steam generator, quando conec-
tado a uma torre de destilação, é chamado refervedor ou reboiler.
CLASSIFICAÇÃO DOS TROCADORES DE CALOR 
QUANTO à SUA FORMA GEOMéTRICA
Eles também recebem nomes diferentes quanto a suas características de cons-
trução e desempenho desejado. Veja alguns deles:
 Trocadores de calor casco-tubos
É o tipo de trocador de calor mais comum e mais utilizado na indústria do petró-
leo. Formado pelo casco (um grande vaso de pressão) e por um conjunto de tubos 
internos que formam um feixe de tubos localizados no interior do trocador de calor. 
É adequado para aplicações sujeitas à alta pressão. Um dos fluidos do trocador de ca-
lor circula entre o casco e o feixe de tubos e o outro, na serpentina pelo interior dos 
tubos. Existem vários trocadores do tipo Casco e Tubos (Feixe Tubular, Tubo em U), 
a diferença entre eles está na quantidade de tubos internos, no arranjo desses tu-
bos, no número de entradas ou saídas para os fluidos principal ou auxiliar.
2 produção 39
Trocadores de calor por placas
É outro tipo de trocador de calor, formado por placas paralelas entre si e finas, 
onduladas e levemente separadas, com grande área para a passagem do fluxo dos 
fluidos envolvidos na transferência de calor. As placas são presas face a face, com 
boa eficiência nas trocas de calor em relação aos trocadores de calor casco e tu-
bos. As placas ficam suspensas por barras horizontais no topo e no fundo do tro-
cador. Nesse trocador de calor, o ar do ambiente é forçado ou induzido a passar 
por entre as placas (aletas).
2.2.9 TuRbInas
As turbinas constituem um dos mais importantes elementos nas áreas indus-
triais e de energia, tendo em vista a sua grande variedade de aplicações e a gran-
deza das transformações que podem ser obtidas. Podem ser integradas em vários 
processos industriais, produzindo grande quantidade de energia mecânica e/ou 
elétrica com ou sem recuperação de calor.
De uma forma bem simplificada, turbinas são máquinas que capturam e trans-
formam a energia mecânica ou térmica de um fluido, em trabalho de rotação de 
um eixo em máquinas rotativas.
Segundo o tipo do fluido de acionamento da turbina: água, vapor d’água, gás 
natural ou ventos, tem os principais tipos de turbinas que são: 
hidráulicas
A vapor
A gás
Eólicas
COMO FUNCIONAM 
AS TURBINAS
As turbinas possuem uma constituição básica e bastante comum para todos os 
tipos de turbinas, assim como também a forma de funcionamento. Conforme o 
efeito causado pelo fluido de acionamento, que pode ser água, vapor, gás ou ven-
tos, que atua sobre as pás ou palhetas do rotor, fazendo girar e por consequência 
seu eixo de rotação, por uma força mecânica de grande eficiência. O eixo desse ro-
tor, faz parte de um eixo solidário acoplado ao eixo de uma outra máquina rotati-
va. Assim, o trabalho realizado pelo eixo do rotor é o mesmo realizado pelo eixo da 
máquina rotativa uma vez que os eixos são solidários, dessa forma, transferindo a 
energia potencial do fluido de acionamento para a rotação de outra máquina.
40 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
Sua forma construtiva básica é a mesma para todas: um rotor dotado de um 
certo número de pás ou palhetas ligado a um eixo que gira sobre um conjunto de 
mancais de deslizamento ou mancais de pastilha. Assim, mediante acoplamentos 
mecânicos, a rotação do rotor é transmitida para o eixo solidário do rotor e dessa 
forma as turbinas são para movimentar outros equipamentos mecânicos rotativos, 
como bombas, compressores, ventiladores, misturadores, sopradores entre outros. 
As turbinas possuem também enorme aplicação na propulsão naval, em navios e 
aeronáutica, em aviões.
Elas são muito utilizadas também para a geração de energia elétrica, sendo aco-
pladas a um gerador de energia elétrica e o conjunto turbina e gerador formam os 
turbo-geradores. Todas as turbinas podem ter uma rotação fixa ou variável, em uma 
determinada faixa. Na geração de energia elétrica, a rotação costuma ser mantida 
constante num valor fixo para manter constante a frequência da rede elétrica.
Na utilização das turbinas, existem parâmetros importantes que precisam ser con-
siderados e monitorados para o bom funcionamento delas. Entre esses parâmetros 
estão: o tipo fluido de acionamento ou trabalho, a temperatura máxima de opera-
ção, a potência máxima a ser atingida, a eficiência, a vazão mássica de fluido de acio-
namento, a pressão de trabalho, as características construtivas e as dimensões.
Além de tudo já comentado, as duas características principais das turbinas são 
potência e eficiência. As maiores já construídas em termos de dimensões são as tur-
binas hidráulicas. As que trabalham com maiores temperaturas são as turbinas a gás, 
e as que são submetidas a maior pressão são as turbinas a vapor. Todos os tipos pos-
suem aplicação em uma grande faixa de potência, que varia de 300kW, para aciona-
mento de ventiladores, até 1.200MW, estas últimas em instalações nucleares.
SISTEMA DE COMPRESSÃO DE GáS
O sistema de compressão tem a função de fornecer energia ao gás para que cir-
cule pelo sistema de tratamento na plataforma ou transferido para um navio ou 
um terminal terrestre. 
O gás produzido é difícil de ser armazenado por estar no estado gasoso, o que 
aumenta o seu volume, implicando grandes espaços de armazenagem e que iria en-
carecer o preço da plataforma. Poderíamos condensar o gás e armazená-lo no esta-
do líquido, porém, o gás natural só condensa a temperaturas extremamente baixas, 
exigindo um sistema de refrigeração ou altíssimas pressões, tornando a armazena-
gem e transporte uma operação de risco. Concluímos que a melhor solução para o 
transporte do gás é por gasodutos, que só se justifica se houver um volume grande 
de gás a ser transferido. O transporte por gasoduto vai requerer uma grande quanti-
dade de energia, porque a maior parte das plataformas está a muitos quilômetros de 
distância do continente, esta energia será fornecida pelo sistema de compressores.
2 produção 41
No próximo tópico, Processos de Separação, esse assunto voltará a ser aborda-
do dentro do contexto da produção do gás natural.
PROCESSOS DE SEPARAÇÃO
A produção de petróleo e gás natural no Brasil provém de reservatórios e po-
ços de petróleo localizadosno fundo do mar, a partir de plataformas marítimas 
ou offshore, ficando uma pequena parte como produção de plataformas terres-
tres ou onshore.
O processo de produção de petróleo a partir de plataformas marítimas envol-
ve: a exploração ou produção contínua de petróleo do fundo do mar, a estocagem 
ou armazenamento em local adequado e o posterior transporte para a refinaria lo-
calizada no continente.
O armazenamento do petróleo pode ser na própria plataforma de petróleo, co-
mo em muitos casos, em navios de estocagem ou em boias específicas para esse fim. 
A operação de offloading envolve a entrega do petróleo para um navio-tan-
que também chamado navio aliviador ou um oleoduto, para ser transferido para 
uma refinaria. 
Assim, poderíamos imaginar a seguinte situação ideal, que seria transportar o 
petróleo in natura desde o reservatório até a refinaria, onde ocorreria todo o seu 
tratamento, por meio de oleodutos de petróleo e se não fosse necessário, uma pla-
taforma de petróleo com todo o custo que ela envolve.
Na realidade, essa situação ideal e simples não é possível de ser realizada. Vá-
rios problemas precisam ser contornados e a presença de uma plataforma de pe-
tróleo apresenta os seguintes problemas:
Não existe diferencial de pressão suficiente, em condições de deslocar 
o petróleo desde o reservatório até o continente, para isso há a 
necessidade da utilização de bombeamento.
É comum que o petróleo, ao chegar à superfície, tenha a presença de 
gás e água além de outras impurezas associadas. Transportar petróleo 
in natura implica transportar óleo e gás, além de grande quantidade de 
água e outras impurezas indesejadas.
O bombeamento para o transporte do petróleo in natura não seria 
economicamente viável, devido às grandes distâncias das plataformas 
de produção ao continente implicando elevado custo dos sistemas de 
bombeamento e dos sistemas de dutos de interligação para o 
transporte do gás.
42 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
A incrustação e corrosão provocadas nas tubulações e no sistema de 
bombeamento, devido à grande quantidade areia e sais presentes na 
água, exigindo manutenção periódica.
�O petróleo, quando submetido a gradientes de energia, como é o caso, 
quando está em escoamento, com velocidade e atrito, apresenta elevada 
quantidade de água com sais em sua composição, que acarreta problemas 
como a formação de grande quantidade de emulsões impedindo a 
separação entre as fases.
Tendo em vista todos esses motivos, a solução encontrada foi a construção da 
plataforma de petróleo ainda no mar, para promover a separação das fases óleo, 
gás e água. Na plataforma, o óleo e o gás, por apresentarem relevantes interesses 
econômicos para a indústria são separados e armazenados. A água, deve ser sepa-
rada e descartada.
Neste processo e como o objetivo é o aumento da rentabilidade, faz-se a sepa-
ração entre as fases, de forma que seja a maior possível, tendo em vista os eleva-
dos interesses econômicos no óleo e no gás. Aumentando os ganhos e diminuin-
do os custos de produção, armazenando maiores quantidades de petróleo para a 
transferência (tancagem), simplificando o dimensionamento do bombeamento e 
transferência, evitando problemas de incrustação e corrosão nas bombas e oleo-
dutos de exportação o que simplifica a manutenção. Além de deixar de compro-
meter certas operações de processo nas refinarias.
OS SISTEMAS DE PRODUÇÃO
O processamento primário do petróleo envolve: a separação do óleo, do gás e 
da água, mantendo o óleo e o gás sob condições estáveis e controladas, de tal for-
ma que estejam em condições de serem armazenados e transferidos e a água, sais 
e outras impurezas em condições de serem descartadas no mar.
A qualidade dessa separação no local da extração é fundamental para a lucrati-
vidade do projeto. A boa performance das malhas de controle da planta, apoiada 
por uma instrumentação, equipamentos, procedimentos e práticas operacionais ade-
quados são fatores para manter os produtos dentro especificações de qualidade.
Apesar da relativa simplicidade dos processos de separação, essas plantas ope-
ram com grande faixa de vazão, pelas características dos métodos de elevação e 
escoamento dos poços produtores utilizados. Como o interesse econômico na pro-
dução de hidrocarbonetos, óleo e gás, é muito grande, há necessidade de dotar 
os campos, marítimos e terrestres, das chamadas “facilidades de produção”, que 
são as instalações destinadas a efetuar, sob condições controladas, o “processa-
mento primário dos fluidos”, repetindo:
2 produção 43
1. A separação do óleo, do gás e da água com as suas impurezas em suspensão. 
2. O tratamento e condicionamento dos hidrocarbonetos para que possam 
ser transferidos para as refinarias onde será efetuado o processamento 
propriamente dito.
3. O tratamento de água para a reinjeção ou descarte. 
Todas essas atividades são realizadas nos chamados sistemas de produção, um 
complexo aparato de sistemas industriais, que tem como objetivo: o atendimen-
to contínuo à separação entre óleo, gás e água além da compressão de gás, trata-
mento e armazenamento de óleo e gás, tratamento e descarte da água oleosa e 
sua injeção nos poços de petróleo, entre outras atividades. Esse arranjo tecnológi-
co envolve: equipamentos submarinos, estruturas navais, casco, equipamentos pa-
ra geração de energia, plantas de processo, instrumento, hardware e software (pro-
gramas de computador), procedimentos e boas práticas operacionais.
A VIABILIDADE 
TéCNICO-ECONôMICA – EVTE
Devido às dúvidas iniciais quanto às capacidades e demandas de produção pos-
síveis dos reservatórios de petróleo, as distâncias do continente, a infraestrutura 
de apoio necessária e outros fatores, no início dos projetos de uma produção de 
petróleo são realizados os estudos de viabilidade técnico-econômica ou EVTE, uma 
espécie de anteprojeto para levantamentos das necessidades e dos custos para 
adequar com a receita disponível.
Assim, de acordo com o 
projeto, o EVTE e outros 
fatores, um sistema de 
produção poderá ser uma 
planta de processamento 
simples quanto uma planta 
mais complexa. In
-F
ól
io
/P
au
la
 M
ou
ra
Um exemplo disso ocorre nas Unidades de Exploração e Produção (UEPs) mais 
antigas. Procurando atender as demandas da época em que foram construídas e 
lançadas ao mar, inclusive para lâminas d’água mais rasas, foram construídas com 
plantas de processo mais simplificadas e de acordo com as tecnologias vigentes, 
baseadas na separação óleo-gás-água ou somente gás-líquidos (óleo/água), te-
mos as UEP que não possuem aquecimento de fluidos, por exemplo tendo em vis-
ta as profundidades envolvidas.
44 Tecnologias do sisTema ProduTivo OnshOre e OffshOre
OS SISTEMAS DE PRODUÇÃO 
MAIS ENCONTRADOS
hoje em dia, com a descoberta de grandes reservatórios de petróleo no mar, 
em grandes profundidades e distantes do continente, tornou-se necessário a uti-
lização de novas unidades de produção offshore de maior capacidade e utilizando 
maiores recursos de tecnologias sendo construídas plantas de processo cada vez 
mais completas e complexas. 
Como já mencionado, essas plantas realizam desde a separação óleo, gás e água, 
tratamento e estabilização, como também a compressão e tratamento de gases e 
da água para descarte e injeção no reservatório, além de outros sistemas de apoio, 
produção e segurança. Assim, desde o início da exploração no Brasil até os dias de 
hoje, são vários os tipos de Unidades de Exploração e Produção (UEPs) para explo-
ração e produção de petróleo:
PLATAFORMA FIxA (fixeD, JaCk-uP)
Plataforma com estrutura de sustentação fixa, cujas pernas de sustentação são 
estaqueadas no fundo do mar. Sua estrutura é de concreto ou metálica e nesse ca-
so é chamada de jaqueta metálica. Possui como inconveniente o limite de profun-
didade que é o das pernas de sustentação.
PLATAFORMA FIxA ALTOELEVATóRIA (JaCk-uP Rig)
Plataforma também fixa, semelhante a anterior, no que diz respeito