USO DA CURVA DE DESEMPENHO PARA DIMENSIONAMENTO DE GLC

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USO DA CURVA DE DESEMPENHO PARA DIMENSIONAMENTO DO GLC 
 
 
 
BORGES, José Wilson S. 1 
SANTOS, Odair G. 2 
 
Área 1 – Faculdade de Ciência e Tecnologia 
Grupo DeVry – Brasil 
 
 
RESUMO 
 
O Gas lift (GL) é um dos métodos de elevação artificial mais conhecidos na indústria do 
petróleo. O método consiste na injeção de uma certa quantidade de gás na coluna de produção 
dos poços, facilitando o deslocamento dos fluidos até a superfície. Segundo Thomas et al 
(2001), o gas lift é um método de elevação artificial que utiliza a energia contida em gás 
comprimido para elevar fluidos (óleo e/ou água) até a superfície, e é propício para poços que 
produzem fluidos com alto teor de areia e elevada razão gás líquido. Existem dois tipos 
principais de gas lift: gas lift contínuo (GLC) e gas lift intermitente (GLI). A produção de 
líquido, nos dois métodos, varia com um aumento na vazão de gás injetado; aumenta 
inicialmente, atinge um máximo e depois reduz. A esta curva, que relaciona a vazão de 
líquido com a vazão de gás injetada, dá-se o nome de curva de desempenho. Este trabalho 
propõe-se a mostrar como estas curvas de desempenho são construídas e sua aplicação no 
caso do método gas lift contínuo. 
 
Palavras-chave: Gas lift, Curva de desempenho, Petróleo. 
 
 
 
 
 
 
 
2 
 
 
 
ABSTRACT 
 
Gas lift (GL) is one of the most popular artificial lift methods in the oil industry. The method 
consists in the injection of a certain amount of gas into the wells production column, 
facilitating the displacement of the fluids to the surface. According to Thomas et al. (2001), 
gas lift is an artificial lifting method that uses energy contained in compressed gas to raise 
fluids (oil and / or water) to the surface, and is suitable for wells that produce fluids with high 
content of sand and high ratio liquid gas. There are two main types of gas lift: continuous gas 
lift (GLC) and intermittent gas lift (GLI). The production of liquid in both methods varies 
with an increase in the injected gas flow; increases initially, reaches a maximum and then 
reduces. This curve, which relates the liquid flow to the injected gas flow, is called the 
performance curve. This work proposes to show how these performance curves are 
constructed and their application in the case of the continuous gas lift method. 
 
Keywords: Gas lift, Performance Curve, Oil. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
_____________ 
1Pós graduando de Engenharia de Petróleo da Faculdade de Tecnologia Área 1 – Salvador-BA, jwsouzab@gmail.com; 
2Professor orientador: titulação, Faculdade – Salvador-BA, odairgs06@gmail.com 
3 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
No momento em que a energia (pressão) própria de um reservatório não é suficiente para a 
elevação dos fluidos da sua zona produtora até a superfície ─ quando então denominamos o 
poço como não surgente ─ ou para uma vazão desejada, a energia (pressão) disponível no 
reservatório é menor que aquela requerida pelo sistema de elevação. Nesse caso, faz-se 
necessário uma intervenção operacional para aplicação dos métodos de elevação artificiais 
que forneçam energia suplementar à energia natural do reservatório. Conforme Santos (1995) 
“diz-se que um poço produz por elevação natural quando utiliza apenas a sua própria energia 
para elevar os fluidos da zona produtora até a superfície”. É importante salientar que todo 
poço com elevação natural, após um determinado período produtivo, pode começar a 
apresentar variação na sua pressão, provocando, assim, o declínio dessa energia necessária 
para sua produção natural, o que, além de não conseguir deslocar o fluido até a superfície, 
conduz o poço a ser economicamente inviável. Surgindo, nesse instante, a necessidade de 
aplicação dos métodos de elevação artificiais que visam seu aumento produtivo. 
 
2. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL 
 
A elevação natural ocorre quando a pressão disponível no fundo do poço é maior que a 
pressão requerida pelo sistema de produção ─ hidrostática da coluna de fluido somada às 
perdas de cargas no escoamento desse fluido ─ ou seja, a pressão do reservatório é suficiente 
para que o fluido alcance livremente a superfície. Dizemos, então, que a pressão do 
reservatório é suficiente a ponto de dispensar qualquer energia auxiliar para condução do 
fluido até a superfície. Mas, quando avaliada a possibilidade de ampliação de produção, com 
consequentes ganhos econômicos, recomenda-se a aplicação de tecnologia elevatória artificial 
em conjunto com o comportamento de elevação natural. 
Consideramos, como vantagem da elevação natural, a simplicidade dos equipamentos de 
superfície e subsuperfície, e consequentemente, menores custos por unidade de volume 
produzido. 
O caminho percorrido pelos fluidos, do reservatório até a superfície, pode ser dividido em 
etapas distintas, o que influencia decisivamente na produção. 
 
4 
 
 
 
3. ETAPAS DE FLUXO 
 
3.1 FLUXO NO MEIO POROSO 
Conforme Nascimento (2005), “o fluxo no meio poroso é a migração de fluidos do 
reservatório ou formação, para o poço”. Podemos avaliar a capacidade produtiva do 
reservatório pelos modelos: Linear e Vogel. Onde dizemos que os dois modelos têm relação 
direta com o índice de produtividade do poço. Este índice é empregado para estimar a vazão 
do poço para diferentes pressões de fluxo do fundo do poço (Pwf). 
O gráfico e a equação abaixo representam uma curva conhecida como IPR (Inflow 
Performance Relationship), onde é visto a variação da vazão, de forma linear, com a pressão 
do fluxo: 
 
 
Figura 1: curva de IPR para modelo linear 
 
Q=IP*(Pe-Pwf) 
Q = Vazão de fluido no meio poroso 
Pe = Pressão estática do reservatório 
Pwf = Pressão de fluxo média no fundo do poço 
IP = Índicede produtividade 
 
O ponto onde a curva de IPR intercepta o eixo de vazão é conhecido como “potencial do 
poço” ou AOFP (Absolute Open Flow Potential), onde o ponto representa a máxima vazão do 
reservatório para pressão de fluxo igual a zero. 
5 
 
 
 
Para melhor compreensão do processo de fluxo no meio poroso faz-se necessario entender de 
maneira antecipada a “Pressão Estática” que é a energia acumulada e disponível dentro do 
reservatório; é ela que possibilita o escoamento do óleo no meio poroso, viabilizando a 
produção de petróleo e também o “Índice de Produtividade” que ocorre quando o fluido está 
em fluxo, ou seja, uma alteração no perfil de pressão dentro da rocha reservatório. Esse índice 
é um valor constante para cada poço e é influenciado pelas características das rochas e do 
fluido que é escoado. 
Caso a pressão estática “Pe” seja menor que a pressão de saturação “Psat” deve-se analisar o 
potencial do reservatório utilizando uma curva de Vogel. Porém, se a “Pe” é maior que a 
“Psat”, é necessario utilizar uma curva composta (IPR Linear + Vogel) 
 
Figura 2: Curva de IPR para modelo Vogel 
 
3.2 FLUXO VERTICAL (NA COLUNA DE PRODUÇÃO) 
Para que os fluidos cheguem até aos separadores, é necessário que a pressão de fluxo no 
fundo do poço seja suficiente para vencer a coluna hidrostática do fluido na coluna de 
produção, as perdas por fricção, as perdas nas restrições, as perdas na linha de produção e a 
pressão nos equipamentos de separação. 
Esse tipo de fluxo é denominado através de quatro maneiras diferentes: Regime de bolha; 
Regime de golfada; Anular e Neblina, considerando que alguns autores defendem a existência 
do regime de bolhas dispersas. 
Conforme Nascimento (2006) “a habilidade de entrega dos fluidos da coluna de produção 
para a superfície está relacionada ao que a literatura chama de TPR (Tubbing Pressure 
Requeriment), onde para uma requerida pressão na cabeça “Ptf”, existe uma correspondente 
6 
 
 
 
pressão de fluxo no fundo “Pwf”, que é função do diferencial de pressão hidrostática e das 
perdas de fricção”. Uma das principais formas de analisar e solucionar os problemas defluxo 
na coluna é descrever graficamente uma combinação das curvas de IPR e TPR 
 
 
Figura 3: combinação da curva de IPR x TPR 
 
A interseção das duas curvas provê uma vazão e uma pressão de fluxo esperada para o fluxo 
na coluna. Considerando que esse tipo de analise, na maioria das vezes, é utilizado apenas em 
poços com elevação natural. 
 
3.3 FLUXO HORIZONTAL (NA LINHA DE PRODUÇÃO) 
Conforme Thomas et al (2001) “é a etapa que corresponde ao deslocamento do fluido desde a 
cabeça do poço até o vaso separador, passando pela linha de produção e pelo regulador de 
fluxo”. 
O escoamento do fluido se dá através do fluxo definido na coluna e na linha de produção, e o 
conhecimento das características do mesmo permite o dimensionamento das tubulações, dos 
equipamentos de elevação e a determinação das vazões de operação de um poço. 
Nesta fase é interessante observar como os fluidos se movimentam através dos dutos e 
reguladores. Conforme Triggia (2001 ) “há uma grande discrepância entre nome e número das 
possíveis distribuições, mas em geral o fluxo é classificado em estratificado, golfada, anular e 
bolhas dispersas”. É importante salientar que o regime de fluxo varia de acordo com o sentido 
e o ângulo que a tubulação faz com seu caminho horizontal. 
 
 
7 
 
 
 
 
Figura 4: Etapas de fluxo 
 
4. MÉTODO DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL 
 
Podemos chamar de métodos de elevação artificial as técnicas aplicadas para elevação dos 
fluidos existentes em um poço petrolífero. A finalidade de qualquer sistema de elevação 
artificial é criar uma determinada pressão na entrada do tubing, de maneira que o reservatório 
possa responder e produzir a vazão esperada. (OTON LUIZ, 2003, P. 56). Essas técnicas são 
aplicadas com o intuito de permitir a produção de um poço, que não mais esteja produzindo 
por sua capacidade natural ou mesmo por interesse econômico que possa ampliar a sua 
capacidade produtiva, buscando, assim, atingir o que consideramos sua condição ótima 
operacional. 
Os métodos de elevação artificial apresentam suas vantagens e desvantagens de 
aplicabilidade. Segundo Thomas et al. (2001), “a seleção do melhor método depende de uma 
quantidade variada de fatores. Os principais a serem considerados são: número de poços, 
diâmetro do revestimento e da coluna de produção, razão gás-líquido, vazão, profundidade do 
reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção, disponibilidade de energia, 
acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas de produção, equipamentos 
disponíveis, pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança entre outros”. 
8 
 
 
 
Para facilitar o entendimento do referido método, e como essas técnicas auxiliam o 
escoamento dos fluidos, apontaremos algumas que já são amplamente conhecidas na indústria 
do petróleo, onde será apresentado maior detalhamento da elevação artificial utilizando o 
método do GLC - Gas Lift Contínuo, que será o ponto fundamental do artigo apresentado. 
 
• Métodos Bombeados que utilizam uma bomba acionada por um elemento motriz: 
 Bombeio Mecâncio com Hastes (BM) 
 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS); 
 Bombeio por cavidades progressivas (BCP). 
 
4.1 DESCRIÇÃO SIMPLIFICADA DO MÉTODO BOMBEIO MECÂNICO (BM) 
 
Historicamente, foi o primeiro método de elevação artificial que surgiu logo após o 
nascimento da indústria petrolífera. Sua importância é refletida pelo número de instalações 
existentes, correspondendo a aproximadamente 80% dos poços mundiais. 
Neste método de elevação artificial o movimento rotativo de um motor elétrico ou de 
combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio 
localizada proximo à cabeça do poço. Uma coluna de haste transmite o movimento alternativo 
para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos produzidos pelo 
reservatório para a superfície. 
A ação de bombeio ocorre com o seguinte formato: No início do curso ascendente, logo após 
o pistão ter alcançado o ponto morto inferior, a válvula de passeio fecha devido à alta pressão 
hidrostática causada pelo fluido que está na coluna de produção. No curso ascendente, a 
pressão interna no corpo da bomba, entre o pistão e a válvula de pé, diminui, e a pressão na 
entrada da bomba abre a válvula de pé, permitindo que o fluido no espaço anular preencha a 
bomba. É importante observar que nesse processo o peso da coluna de líquido acima do pistão 
é elevado e sustentado pela válvula de passeio, e este efeito causa o possível alongamento das 
hastes. 
No movimento descendente, a válvula de passeio imediatamente abre e a válvula de pé fecha, 
isto devido a incompressibilidade do fluido que está na camisa, ou seja, a vávula de passeio 
entra em contato com o fluido no início do curso descendente. Na abertura da vávula de 
passeio o peso do líquido que estava acima do pistão é transferido para vávula de pé, 
causando um possível alongamento da coluna de produção. 
9 
 
 
 
 
 
Figura 5: Método bombeio mecânico 
 
• Métodos Pneumáticos que utilizam a energia contida em gás comprimido: 
 Plunger Lift; 
 Pig Lift; 
 Gas lift Intermitente-GLI; 
 Gas lift Contínuo-GLC. 
 
4.2 GAS LIFT 
É um método de elevação artificial que utiliza a energia contida em um gás comprimido para 
elevar fluidos até a superfície. O gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluido (gas lift 
contínuo) ou simplesmente para deslocá-la (gas lift intermitente) de uma determinada 
profundidade até a superfície. É um método muito versátil em termos de vazão (1 a 1700 
m³/dia), de profundidade (até 2600 metros, dependendo da pressão do gás de injeção), e é 
propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia, elevada razão gás-líquido, 
além de exigir investimentos relativamente baixos para poços profundos (Thomas et al, 2001). 
O sistema de elevação por gas lift consiste na gaseificação da coluna de produção utilizando 
gás natural com a finalidade de diminuir a densidade média do fluido que está sendo 
10 
 
 
 
produzido do reservatório. Com isso, a pressão necessária para o deslocamento fluido se reduz 
por causa do menor gradiente hidrostático obtido da mistura líquido com gás injetado. A 
equação 01 permite compreender matematicamente esta situação, que ao reduzir a densidade 
do fluido produzido, uma queda na pressão hidrostática será percebida, afetando diretamente a 
“pressão necessária em fluxo” conforme equação 02. 
 
Equação 01 
 
 
Equação 02 
 
 
4.3 DESCRIÇÃO SIMPLIFICADA DE UM DOS MÉTODOS PNEUMÁTICO – GAS LIFT 
(GL) 
 
O método para elevação do fluido utilizando o GL é demonstrado em um esquema 
simplificado onde o óleo extraído dos poços apresenta associadamente uma parcela de gás, e 
em alguns casos, água. Essa mistura é conduzida até o separador que fraciona esses três 
componentes; a corrente de gás obtida é direcionada a um compressor para aumentar sua 
pressão, e após pressurizado, uma parcela é escoada via gasoduto para fins comerciais e outra 
é reinjetada nos poços produtores. Esta última parcela é, de fato, a fração de gás que será 
utilizada no método artificial de elevação, GL. 
Com aplicação do método de GL entendemos que o gás injetado reduz a densidade média dos 
fluidos produzidos formando uma mistura mais leve, assim o escoamento do óleo torna-se 
mais fácil, reduzindo a pressão requerida para deslocá-lo. A figura abaixo tem intenção de 
demonstrar de forma esquemática o processo para injeção de gás natural nos poços de 
produção de uma determinada unidade de produção de petróleo. 
Considerando que no esquema apresentado é demonstrado que não há poços injetores de gás 
na planta de processamento para facilitar o entendimento. 
 
11 
 
 
 
 
Figura 6: Esquematica simplificado de um sistema de Gas lift 
 
 
 
 
Figura 7: Sistema de Gas lift 
 
 
12 
 
 
 
Vantagens do sistema gas lift: 
 Pode-se manusear grandes volumesde sólidos que existam nos fluidos produzidos; 
 Manuseia grandes volumes de óleo, em poços de grande profundidade; 
 Elevação em poços com muito gás não é problema; 
 Não apresenta problema em poços tortuosos. 
Desvantagens do sistema gas lift: 
 Indisponibilidade do gás para elevação; 
 Dificuldade de elevação de emulsões e óleos viscosos; 
 Problemas com sujeira nas linhas de superfície; 
 Problema com segurança devido ao gás em alta pressão. 
 
Segundo Thomas et al, 2001, existem dois tipos principais de gas lift – o contínuo e o 
intermitente. O gas lift contínuo é similar à elevação natural, baseia-se na injeção contínua de 
gás à alta pressão na coluna de pressão na coluna de produção com objetivo de gaseificar o 
fluido desde o ponto de injeção até a superfície, já o gas lift intermitente baseia-se no 
deslocamento de golfadas de fluidos para a superfície através da injeção de gás à alta pressão 
na base das golfadas. 
 
5. GAS LIFT CONTÍNUO 
 
Conforme definição apresentada anteriormente, é entendido que o método se baseia na injeção 
contínua de gás à alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido 
desde o ponto de injeção até a superfície. O gás aqui em questão é o gás natural, fruto da 
produção do próprio poço, que é comprimido em compressores na plataforma e enviado ao 
anular do poço através de uma linha de serviço. Na superfície, o controle da injeção de gás no 
poço é feito através de um regulador de fluxo, ou choke. Já no poço há uma válvula de gas lift 
que promove a comunicação entre o anular e a coluna de produção e segue pela linha de 
produção até chegar à superfície. É instalado na coluna de produção um mandril de gas lift, 
onde se encontra a válvula de gas lift, cujo orifício ou um dispositivo se abre em função da 
pressão no anular ou no interior da coluna. A válvula de gas lift tem a função de controlar o 
fluxo de gás e estabelecer contato entre anular e coluna de produção. 
 
 
13 
 
 
 
Principais características do sistema gas lift contínuo: 
• Reduz a densidade dos fluidos produzidos; 
• Uso similar offshore e onshore; 
• Método padrão e versátil com excelente continuidade operacional; 
• Propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia ou com elevada razão gás-
líquido. 
 
A Equação do Gradiente de Pressão mostra a composição do diferencial de pressão total a ser 
vencido na elevação de fluidos: 
 
Equação 03 
 
Onde, o primeiro termo da equação é a perda de carga devido à fricção que representa entre 5 
a 20% da perda de carga total; o segundo, devido à elevação (coluna hidrostática), representa 
entre 80 a 95%; e o terceiro, devido à aceleração, que normalmente é negligenciado nos 
cálculos, sendo considerado somente em caso onde haja alta velocidade de escoamento ou 
mudanças significativas na velocidade. O uso de injeção contínua de gás está atrelado à 
diminuição da densidade do fluido que preenche a coluna de produção. Isso acarreta uma 
diminuição do gradiente de pressão ao longo da coluna devido à diminuição das perdas de 
pressão por elevação. Assim sendo, a ascensão do fluido passa a ocorrer impulsionado pela 
pressão de fundo que passa a ser capaz de elevá-lo. 
 
A equação apresentada a seguir pode ser utilizada como base para o dimensionamento de um 
projeto de gas lift contínuo. Sua aplicação permite uma avaliação inicial a respeito da variação 
de pressão que a injeção do gás provoca, de modo a avaliar se a redução do gradiente de 
pressão será suficiente para que ocorra a elevação dos fluidos até a superfície. 
 
 
Equação 04 
 
14 
 
 
 
Onde: 
 Pw = pressão de fluxo no fundo do poço; 
 Pwh = pressão de fluxo na cabeça do poço; 
 Gfa = gradiente dinâmico médio acima do ponto de injeção de gás; 
 Gfb = gradiente dinâmico médio abaixo do ponto de injeção de gás; 
 Lvo = profundidade da válvula operadora; 
 D = profundidade dos canhoneados 
 
Além da alteração dos perfis de pressão ocasionada pela diminuição do gradiente de pressão 
ao longo da tubulação, outra forma de se avaliar o sistema de gaslift contínuo é com a 
utilização das curvas de sistema. Fazendo o uso das curvas TPR (Tubing pressure 
requirement) e IPR (Inflow Performance Relationship), curva de pressão requerida e pressão 
disponível, respectivamente, pode-se avaliar os efeitos da injeção de gás contínua, como 
ilustrado na figura 02 
 
 
Figura 8: Curvas de TPR e IPR 
 
Para cada vazão de injeção de gás tem-se uma curva TPR associada, pois cada vazão diferente 
corresponde a uma mudança do gradiente de pressão. Desta forma, o cruzamento da curva de 
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IPR com as curvas de TPR medida para diversas vazões de injeção de gás gera a curva de 
desempenho do sistema. No entanto, nem sempre o ponto ótimo do sistema para uma melhor 
produção é o ponto mais econômico do sistema, visto que quanto maior a injeção de gás, 
maior o custo do projeto. Assim, alguns estudos determinam a região econômica um pouco 
antes do ponto ótimo no gráfico: vazão mássica de produção x vazão mássica de injeção 
 
6. CURVA DE DESEMPENHO 
 
A curva de desempenho de um poço pode ser demonstrada graficamente, considerando que 
conceitualmente é reproduzida a relação de produção de líquido versus a vazão do gás 
injetado. Nesse contexto temos então uma correlação matemática entre esses dois parâmetros 
que são apresentados o que nos possibilita a estruturação de uma modelagem adequada para a 
referida razão. Podemos assim afirmar que a injeção de forma controlada de gás na coluna de 
produção contribui em dizer que aumenta significativamente a RGL, reduzindo a pressão 
requerida pelo sistema de produção e, em consequência aumentando a produção de líquido, 
mas é necessário considerar que a curva de desempenho depende de vários parâmetros 
intrínsecos ao poço como, por exemplo, o IP, as características do óleo, o comprimento da 
linha de escoamento, a pressão estática, a fração de água, a pressão de separação, entre outros. 
Neste sentido, poderíamos demonstrar o conceito de curva de desempenho tendo como 
exemplo a figura demonstrada abaixo: 
 
 
16 
 
 
 
 
Figura 9: Curvas de desempenho de um poço operando por GLC 
 
Observando a curva “A”, verifica-se que o poço representado produz por elevação natural 
(visto que, para qgi= 0, qo= Z), e o aumento na injeção de gás possibilita aumentar a produção. 
Já na curva “B” é demonstrado um poço que está na eminência de entrar em produção, 
qualquer valor na taxa de injeção colocará o mesmo em produção. Na curva representada pelo 
poço “C”, há a necessidade de uma taxa de injeção mínima a partir da qual o poço comece a 
fluir para a superfície. Por fim, a curva “D” mostra uma situação semelhante à “C”, porém a 
partir de uma determinada vazão de gás o poço dá um salto na produção e começa a produzir 
em um valor maior do que zero. 
 
7. APLICAÇÃO DAS CURVAS DE DESEMPENHO 
 
Segue, para melhor entendimento desse artigo, exemplos de aplicação das curvas de 
desempenho para a análise e posterior tomada de decisão sobre o dimensionamento e 
operação de um poço produtor de petróleo. 
O poço terrestre OWB-001, após perfuração, completação e teste de formação, apresenta os 
seguintes dados: 
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PARÂMETRO VALOR 
Pressão estática – kgf/cm² 80,0 
Pressão de fluso – kgf/cm² 70,0 
Vazão de líquido – m³/d 12,0 
Profundidade média do canhoneado – m 1.225 
Diâmetro da coluna de produção – in 2.375 
API do óleo 35,0 
Densidade do gás 0,70 
Densidade da água produzida 1,07 
BSW - % 0,0 
RGL de formação – m³/m³ 35,0 
Pressão de separação – kgf/cm² 32,0 
Temperatura na superfície – C 28,0 
Temperatura no fundo do poço – C 64,0 
Tabela 1: Dados do poço OWB-001 após completação 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
18 
 
 
 
Mostra-se, na figura 10, a curva de desempenho do poço considerando-se injeção de gás à 
profundidade de 1.200m. 
 
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
VA
Z
Ã
O
 D
E
 Ó
LE
O
 -
[m
³/
d
]
RGL DE INJEÇÃO- [m³/m³]
CURVA DE DESEMPENHO 
 
Figura 10: Curva de desempenho do poço OWB-001 - RGL de formação de 35 m³/m³. 
 
Observa-se que o poço não produz por elevação natural. Por gas lift contínuo (GLC), porém, 
atinge, para uma RGL de injeção da ordem de 1.200 m³/m³, uma vazão máxima de 
aproximadamente 28,0 m3/d, Recomenda-se, neste caso, dimensionar e equipar o poço para 
operar por gas lift contínuo. 
 
Com o passar do tempo, porém, testes de produção indicam um aumento na RGL de formação 
do poço, de 35 para 550 m³/m³. Considerando, por uma questão de simplificação, que a 
pressão estática e o índice de produtividade do poço não se alteram, nova curva de 
desempenho é obtida (Figura 11). 
 
19 
 
 
 
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
VA
Z
Ã
O
 D
E
 Ó
LE
O
 -
[m
³/
d
]
RGL DE INJEÇÃO- [m³/m³]
CURVA DE DESEMPENHO 
 
Figura 11: curva de desempenho do poço OWB-001 - RGL de formação de 550 m³/m³. 
Observa-se que o poço produz, por elevação natural, cerca de 24 m³/d. Porém, com a 
manutenção do gas lift contínuo, o poço produz, para uma RGL de injeção de 600 m³/m³, 
cerca de 28 m³/d. Recomenda-se, portanto, neste caso, manter o poço produzindo por gas lift 
contínuo. 
 
Com o passar do tempo, a RGL de produção atinge o valor de 2.000 m³/m³. A nova curva de 
desempenho (Figura 3) mostra que, neste caso, não há mais vantagem na utilização do gas lift 
contínuo. Ao contrário, qualquer vazão de gás injetada implica em uma redução na produção 
de óleo do poço; a produção máxima, da ordem de 26,6 m³/d, ocorre para uma RGL de 
injeção igual a zero. Recomenda-se, então, cortar o gás injetado, mantendo o poço produzindo 
por elevação natural. 
 
 
 
20 
 
 
 
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
V
A
ZÃ
O
 D
E
 Ó
LE
O
 -
[m
³/
d
]
RGL DE INJEÇÃO- [m³/m³]
CURVA DE DESEMPENHO 
 
Figura 12: curva de desempenho do poço OWB-001 - RGL de formação de 2.000 m³/m³. 
 
Por último, podemos, utilizando a curva de desempenho, analisar a conveniência de uma 
intervenção no poço para reduzir a RGL de formação. A curva de desempenho abaixo (Figura 
13) foi obtida considerando-se a produção do poço para vários valores de RGL de formação. 
Imagine-se que a RGL de formação do poço em análise aumentou para 4.500 m³/m³. Neste 
caso, a produção de óleo do poço seria, por elevação natural, da ordem de 22,5 m³/d. Mas, se 
a RGL de formação fosse da ordem de apenas 500 m³/m³, a produção de óleo do poço seria da 
ordem de 27,6 m³/d., ou seja, haveria um ganho na produção de óleo de 5,0 m³/d. 
 
Recomenda-se, neste caso, analisar uma intervenção no poço para reduzir a RGL de formação 
de 4.500 m³/m³ para 500 m³/m³; via, por exemplo, cimentação da parte superior do intervalo 
canhoneado. 
 
21 
 
 
 
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
V
A
Z
Ã
O
 D
E
 Ó
LE
O
 -
[m
³/
d
]
RGL DE FORMAÇÃO- [m³/m³]
CURVA DE DESEMPENHO 
 
Figura 13: curva de desempenho do poço OWB-001 para várias RGLs de formação 
 
8. REFERÊNCIAS 
 
SANTOS, O. G. Gas Lift Continuo. Campinas, 1995. (Apostila). 
THOMAS, J. E. et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2 ed. Rio de Janeiro: 
Interciência, 2001. 
CORREA, O.L.S. Petróleo - Noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia. 
1 ed. São Paulo: Interciência, 2003. 
FILHO, H. S. R. A otimização de gas lift na produção de petróleo: Avaliação da curva de 
performance do poço. Rio de Janeiro, 2011. Dissertação (Mestrado em Planejamento 
Energético), Instituto Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia, Universidade 
Federal do Rio de Janeiro. 
JUNIOR, J. M. G. Avaliação do desempenho de um sistema de gas lift contínuo. Natal, 2014. 
Monográfia (Engenharia de Petróleo), Universidade Federal do Rio Grande do Norte.