PAULO_GASSE_DE_CARVALHO_NEREU_CARLOS_MIL

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PAULO GASSE DE CARVALHO
NEREU CARLOS MILANI DE ROSSI
 
 
BOMBEIO DE 
CAVIDADES 
PROGRESSIVAS 
NNoovveemmbbrroo//22000088 
 2
ÍNDICE 
 
1. Apresentação 04 
1.1. Introdução 04 
1.2. Histórico 05 
 
2. Princípios básicos 08 
 
3. Descrição do sistema BCP 12 
3.1. Cabeça de acionamento 12 
3.2. Colunas de hastes e tubos 15 
3.2.1. Coluna de hastes 15 
3.2.2. Coluna de tubos 18 
3.3. Bomba de fundo 19 
3.3.1. Principais componentes 20 
3.3.2. Classificações das bombas 21 
3.4. Equipamentos auxiliares 25 
3.4.1. Quadro elétrico 25 
3.4.2. Variador de velocidade 25 
3.4.3. Centralizadores de hastes 26 
3.4.4. Âncora de torque 26 
3.4.5. Separador de gás de fundo 26 
 
4. Dimensionamento do sistema 27 
4.1. Vazão da bomba 28 
4.2. Pressão na bomba 31 
4.2.1. Cálculo da pressão de admissão da bomba 32 
4.2.2. Cálculo da pressão de descarga da bomba 33 
4.2.2.1.Perdas de carga na coluna de produção 34 
4.2.3. Cálculo das cargas na coluna de hastes 37 
4.2.3.1.Esforços devido à tração 38 
4.2.3.2.Esforços devido à torção 39 
4.2.3.3.Esforços devido à flexão 41 
4.2.3.4.Esforços combinados de tração e torção 42 
 3
 
5. Aplicações 44 
5.1. Limitações do BCP 44 
5.1.1. Produção de areia 45 
5.1.2. Produção de gás 45 
5.1.3. Atrito entre hastes e tubos 46 
5.1.4. Baixa pressão de admissão na subsuperfície 47 
5.1.5. Excessiva contra-pressão sobre a bomba 48 
5.1.6. Elevada temperatura de operação 48 
5.1.7. Reversão da rotação das hastes 49 
5.1.8. Ataque químico ao elastômero 49 
5.1.9. Vibração excessiva da cabeça de acionamento 50 
 
6. Conclusão 51 
 
7. Referências bibliográficas 52 
 
 4
 
1. Apresentação 
 
1.1. Introdução 
 
Um poço de petróleo pode ser capaz de produzir os fluidos até a planta de processo 
unicamente com a energia do reservatório. Neste caso, os poços são denominados de surgentes, e 
produzem por elevação natural. Entretanto, em etapas mais avançadas de sua vida produtiva, o 
reservatório não possui mais a energia necessária para elevar os fluidos do subsolo até as 
facilidades de produção. Neste caso, é necessário suplementar a energia do reservatório adotando 
sistemas de elevação artificial. 
 
Um interessante conceito que pode ser extraído do livro “The Technology of Artificial 
Lift Methods” de Kermit Brown, é que o principal objetivo de um sistema de elevação artificial é 
o de manter uma pressão reduzida no fundo do poço para que a formação possa produzir os 
fluidos do reservatório na vazão desejada.. 
 
Diversos métodos de elevação artificial estão disponíveis, classificados como 
pneumáticos e bombeados. Entre os métodos pneumáticos, os mais comuns são o Gas-Lift 
Contínuo (GLC) e o Gas-Lift Intermitente (GLI). Entre os métodos bombeados, encontram-se o 
Bombeio Mecânico (BM), o Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) e o Bombeio de Cavidades 
Progressivas (BCP). 
 
Esta apostila contém uma revisão bibliográfica a respeito do bombeio de cavidades 
progressivas, apresentando uma visão geral dos diferentes aspectos relacionados à utilização 
deste sistema enquanto método de elevação artificial de petróleo, suas principais características, 
vantagens e desvantagens, condições de projeto, especificação de componentes, metodologia de 
detecção de anormalidades, prevenção de falhas e otimização do seu desempenho. 
 5
 
1.2. Histórico 
 
A utilização do bombeio de cavidades progressivas como método de elevação artificial é 
considerada recente, em comparação com os demais métodos, estando a sua história bem 
documentada. 
 
O princípio do bombeio de cavidades progressivas foi concebido no final da década de 
1920, pelo francês Renne Moineau. Moineau projetou uma série de bombas helicoidais com um 
novo mecanismo rotativo, denominado inicialmente de “capsulismo” (capsulism), em função das 
cavidades seladas (cápsulas) próprias do sistema. 
 
As primeiras aplicações na indústria do petróleo foram como bombas de transferência 
horizontal. A partir da década de 1950, o sistema começou a ser utilizado para acionamento de 
brocas de perfuração de poços, como motores hidráulicos: em vez de bombear, o dispositivo 
passou a ser acionado por líquido a alta pressão, fazendo com que o rotor girasse. Este processo 
é largamente utilizado na perfuração de poços. 
 
A utilização comercial do BCP como método de elevação de petróleo é mais recente. 
Iniciou-se no Canadá na década de 1980, com o objetivo de bombear óleos pesados e viscosos, 
com elevado teor de areia, de reservatórios rasos (até 500 m de profundidade), a vazões 
relativamente baixas (abaixo de 20 m3/d). 
 
Em função dos bons resultados obtidos com o método e com o desenvolvimento de novos 
materiais e equipamentos, suas fronteiras de aplicação foram ampliadas. Atualmente compete 
com outros métodos de elevação, e tem se revelado vantajoso na produção de óleos pesados, 
produção de fluidos com alto percentual de areia. Fluidos com presença de gás têm sido 
produzidos eficientemente com este método. 
 
Na Figura 01 está representada a evolução do diferencial de pressão a ser gerado pela 
bomba e na Figura 02 a evolução da vazão de bombeio. O método que foi criado para baixa 
vazão e baixa capacidade de elevação hoje pode produzir poços considerados profundos e poços 
com relativamente altas vazões de líquido. 
 6
 
Figura 1 – Evolução do BCP: capacidade de pressão 
 
 
Figura 2 – Evolução do BCP: capacidade de vazão por RPM 
 
 7
As características positivas do método de Bombeio por Cavidades Progressivas são: 
 
• Habilidade para bombear fluidos viscosos e pesados 
• Permite produzir fluidos com elevados teores de areia 
• Elevada eficiência volumétrica 
• Menores investimentos para instalação 
• Utilização de motores de menor potência (reduzido consumo de energia) 
• Poucas partes móveis, resultando em menores custos de manutenção 
• Grande flexibilidade operacional (ajuste das condições operacionais) 
• Facilidade de operação e manutenção 
 
A primeira instalação no Brasil data de 1982, no campo de Fazenda Belém, de onde se 
expandiu para outras unidades. Por suas características houve um crescimento significativo de 
poços no Brasil produzindo por este método, chegando a aproximadamente 1000 poços em 2005. 
 
Como características negativas do método, podem ser citadas: 
 
• Poços com dog legs severos 
• Poços com alta temperatura 
• Riscos operacionais elevados 
• Limitações quanto à profundidade 
• Limitações quanto à vazão 
 
De 2005 para cá vem apresentando uma redução no número de poços em operação no 
Brasil em função de acidentes e utilização de métodos térmicos para a produção de petróleo. 
Hoje são aproximadamente 650 poços produzindo por BCP no Brasil, algo em torno de 8% do 
total de poços produtores, com vazão menor do que 0,8% do total produzido no país. 
 
 
 
 8
2. Princípios básicos 
 
 O sistema consiste de uma bomba helicoidal, do tipo parafuso sem fim, cujo movimento 
rotativo excêntrico produz o deslocamento de cavidades em seu interior, o que bombeia os 
fluidos do fundo do poço para a superfície, até o sistema de coleta. A Figura 3 fornece uma visão 
geral do BCP. 
 
Figura 3 – Sistema BCP 
 
O sistema é constituído essencialmente de quatro partes: 
 
 Bomba de fundo 
 Cabeça de acionamento 
 Colunas de hastes e de tubos 
 Equipamentos auxiliares 
 9
 
Basicamente, a cabeça de acionamento faz girar a coluna de hastes que, por sua vez, 
transmite o movimento de rotação à bomba de fundo. Esta última fornece a pressão necessária 
para elevar os fluidos até a superfície, na vazão desejada. 
 
A bomba de fundo consiste de um rotorhelicoidal de passo simples, que gira dentro de 
um estator helicoidal de passo duplo, conforme pode ser observado na Figura 4. 
 
 
Figura 4 – Passo do rotor e do estator 
 
À medida que o rotor gira excentricamente dentro do estator, forma-se em seu interior 
uma série de cavidades seladas defasadas 180º, deslocando-se da sucção para a descarga da 
bomba. Ao mesmo tempo em que uma cavidade diminui, outra se forma no lado oposto, 
resultando em um fluxo constante. A área total da seção transversal das cavidades permanece a 
mesma, independentemente da posição do rotor no estator, como demonstra a Figura 5. 
 
 
 10
Figura 5 – Corte transversal, representando três pontos do movimento do rotor 
 
A BCP aumenta a pressão por causa da vedação entre o rotor e o estator, em cada 
cavidade. Esta vedação é proporcionada pela interferência entre o rotor e o estator, no contato 
entre ambos. A capacidade de pressão da bomba é função do número de estágios e do número de 
vezes que a linha de vedação é repetida. Um estágio corresponde a 1,1 a 1,5 vezes o 
comprimento do passo do estator, de maneira a proporcionar a taxa de compressão esperada por 
estágio e maximizar a vida útil do equipamento. Na Figura 4 está indicado o passo do rotor e do 
estator. 
 
O aumento do número de estágios da bomba eleva a sua capacidade de pressão, 
permitindo trabalhar em maiores profundidades. Para uma mesma condição de bombeio, à 
medida que a pressão aumenta, a vazão da bomba pode diminuir por causa do escorregamento 
do líquido, como mostrado na Figura 6. 
 
 
Figura 6 – Comportamento da vazão, devido ao escorregamento 
 
Escorregamento é o volume de líquido que não consegue passar de um estágio para o 
outro da bomba, implicando em uma perda de eficiência de bombeio. É função da diferença de 
pressão entre a sucção e a descarga da bomba, do seu número de estágios, da viscosidade do 
líquido bombeado e do ajuste entre o rotor e o estator. A uma dada pressão, quanto maior a 
viscosidade do fluido, menor o escorregamento e vice-versa. Entretanto, o aumento da 
viscosidade tende a causar cavitação da bomba, devido à sua maior resistência ao fluxo. As 
Figuras 7 e 8 apresentam os efeitos da viscosidade e do ajuste entre o rotor e o estator, no 
escorregamento. 
 
 11
 
Figura 7 – Efeito da viscosidade do fluido sobre a eficiência da bomba 
 
 
 
Figura 8 – Efeito do ajuste sobre a eficiência da bomba 
 
É necessário salientar que o ajuste entre o rotor e estator nas condições operacionais é 
diferente do obtido em testes de bancada, na superfície, devido à dilatação do elastômero, 
provocada pela elevada temperatura de trabalho no fundo do poço, pela absorção de petróleo e 
gás e pela presença de hidrocarbonetos aromáticos. 
 
 
 
3. Descrição do sistema BCP 
 
A seguir, são descritos os principais componentes, suas partes essenciais, as 
nomenclaturas utilizadas e classificações, importantes para a compreensão com este método. 
 
3.1. Cabeça de acionamento 
 
 12
Também denominada de cabeçote, tem a função de fornecer a energia necessária para 
movimentar a bomba, na rotação e torque desejados, bem como sustentar o peso da coluna de 
hastes, suportando o peso dos fluidos elevados até a superfície, além de conter vazamentos para 
a superfície. 
 
Os principais componentes do cabeçote são: 
• motor: normalmente elétrico ou a combustão interna (em regiões remotas, não 
eletrificadas); 
• redutor: tem o objetivo de reduzir a rotação e elevar o torque; 
• conjunto de correias e polias (motora e de acionamento): para a redução e regulagem 
da rotação da bomba; 
• caixa de gaxetas: ao mesmo tempo em que veda parcialmente quanto a vazamentos 
de petróleo, permite a lubrificação da haste polida; 
• sistema de freio anti-rotacional que, por segurança, impede ou controla a reversão da 
coluna de hastes; 
 
 Diversos modelos de cabeçotes têm sido fabricados no Brasil, a seguir serão 
apresentadas algumas das principais classificações. 
 
A) Quanto à geometria: 
• Cabeçotes angulares 
• Cabeçotes verticais 
 
Os cabeçotes angulares (tipo L) recebem esta denominação por deslocarem em 90º o eixo 
de rotação, pois o motor se posiciona na horizontal, em um ângulo reto com a coluna de hastes. 
Em geral, possuem um redutor que, além de reduzir a rotação, aumentam o torque fornecido. 
 
Nos cabeçotes verticais (tipo V), o motor é acoplado na mesma direção do eixo da coluna 
de hastes, ou seja, na vertical. Muitas vezes estes cabeçotes não possuem redutor, o que diminui 
seus custos (esta talvez seja a sua única vantagem). 
 
Comparando os dois tipos, observam-se algumas vantagens dos cabeçotes com redutor 
(vide Figura 09): 
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a) Permitem maior range de rotação (100 a 400 RPM), mesmo sem variador de 
velocidade. 
b) Apresentam menor ângulo de abraçamento das correias, evitando o seu deslizamento, 
muitas vezes crítico a depender dos esforços requeridos pelos equipamentos. 
 
 
Figura 09 – Cabeçote vertical x cabeçote angular 
 
Em função de seus menores custos, os cabeçotes verticais sem redutor podem ser 
utilizados em poços rasos e de baixas vazões. No caso de necessitar de baixas rotações, é 
necessária a utilização de variadores de velocidade (conversores de freqüência), devido à sua 
reduzida faixa de rotação (200 a 400 RPM). Caso não haja redutor nem variador de velocidade, a 
função de redução da rotação fica a cargo somente da combinação de polias. 
 
B) Quanto ao acoplamento da coluna de hastes 
 14
• Cabeçote maciço 
• Cabeçote vazado 
 
Nos primeiros modelos, o acoplamento da coluna de hastes ao cabeçote era fixo, 
atrapalhando a instalação do rotor no interior da bomba, devido à falta de flexibilidade para o 
posicionamento final da coluna de hastes, por não permitir o exato posicionamento do rotor no 
interior do estator (o denominado balanceamento da coluna de hastes). 
 
Com o passar dos anos, foram substituídos pelos cabeçotes vazados, nos quais a haste 
polida atravessa totalmente o cabeçote, permitindo um ajuste mais preciso da profundidade de 
instalação do rotor. Por segurança, é importante que a sobra de haste acima do cabeçote seja 
inferior a 40 cm. 
 
C) Quanto ao tipo de completação 
• Completação simples 
• Completação dupla 
 
De um modo geral, são utilizadas BCP em poços de completação simples, entretanto, por 
suas pequenas dimensões, pode ser utilizado em poços de completação dupla. Neste caso, devem 
ser utilizados cabeçotes apropriados, conforme mostra a Figura 10. 
 
 15
 
 
Figura 10 – Cabeçotes para completação simples e dupla 
 
3.2. Colunas de hastes e de tubos 
 
3.2.1. Coluna de hastes 
 
Uma questão fundamental no método BCP é como acionar a bomba instalada no fundo 
do poço. Em geral, o movimento de rotação é produzido na superfície pelo cabeçote e 
transmitido mecanicamente até a bomba, através da coluna de hastes. 
 
Normalmente, são empregadas hastes de bombeio, as mesmas fabricadas originalmente 
para bombeio mecânico, padronizadas pela norma API. É comum que haja pontos de atrito entre 
as hastes e o interior dos tubos, especialmente nos poços desviados, horizontais e com dog legs 
acentuados, o que pode provocar desgaste prematuro em ambos: furos na coluna de produção 
 
 16
e/ou ruptura de hastes. Neste caso, a questão do atrito é mais crítica, por isto muitas vezes são 
utilizados centralizadores, para obter-se um posicionamento adequado das hastes. As hastes 
podem ser classificadas de acordo com os critérios abaixo. 
 
A) Quanto ao tipo de luva 
• fullsize (luva de diâmetro pleno); 
• slimhole (luva delgada). 
 
As hastes mais comuns são as do tipo fullsize, cujas luvas são mais robustas. Podemos 
observar, na Tabela 1, que as hastes com luvas delgadas (slimhole) possibilitam a utilização de 
tubos de menor diâmetro, sendo uma opção interessante em determinadas situações encontradas 
no projeto de dimensionamento,como restrições de diâmetro da coluna de produção. 
 
ESPAÇO
Nominal Nominal DISPONÍVEL
pol pol cm pol pol cm cm
5/8 1.500 3.810 2 3/8 1.995 5.067 1.257
3/4 1.625 4.128 2 3/8 1.995 5.067 0.940
7/8 1.8125 4.604 2 7/8 2.441 6.200 1.596
1 2.1875 5.556 3 1/2 2.992 7.600 2.043
1 1/8 2.375 6.033 3 1/2 2.992 7.600 1.567
ESPAÇO
Nominal Nominal DISPONÍVEL
pol pol cm pol pol cm cm
5/8 1.250 3.175 2 3/8 1.995 5.067 1.892
3/4 1.500 3.810 2 3/8 1.995 5.067 1.257
7/8 1.625 4.128 2 7/8 2.441 6.200 2.073
1 2.000 5.080 3 1/2 2.992 7.600 2.520
Luva slim-hole Interno
HASTES
DIÂMETROS DE HASTES E TUBOS
DIÂMETROS DE HASTES E TUBOS
HASTES TUBOS
Luva full-size Interno
TUBOS
 
Tabela 1 – Dimensões das luvas fullsize e slimhole 
 
B) Quanto ao tipo de material (dureza do aço) 
• grau C: resistência à tração 90.000 psi 
• grau D: resistência à tração 115.000 psi 
• grau K: resistência à tração 85.000 psi 
 
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Fabricadas originalmente para bombeio mecânico, que utilizam comumente hastes de 
grau C. Como se trata de um componente crítico, onde ocorre um grande número de falhas, 
recomenda-se para BCP o uso de hastes de grau D (ou mais resistente). 
 
Trabalhando com fluidos corrosivos, podem ser utilizadas hastes grau K, mais 
resistentes à corrosão, entretanto de menor resistência à tração. 
 
Assim como o bombeio mecânico, a primeira haste conectada ao equipamento de 
superfície é a haste polida. 
 
Ao contrário do bombeio mecânico, normalmente o BCP utiliza um mesmo diâmetro de 
hastes em toda a extensão da coluna, uma vez que os esforços mais críticos são os de torção. 
 
É necessário salientar que o giro da bomba é no mesmo sentido do aperto das hastes: 
sentido horário. Por isto, em condições de operação não deve haver problemas de 
desenroscamento. Merece cuidado, no entanto, a possibilidade de inversão da rotação no 
momento da ligação (conexão do poço com a rede elétrica) ou a ocorrência indesejável e 
perigosa de reversão durante o desligamento da bomba. 
 
Existem algumas alternativas às hastes de bombeio: 
• haste contínua: desenrolada e cortada no comprimento necessário; acarreta menor 
atrito (não possui emendas, nem luvas); 
• BCP com acionamento elétrico de fundo: trata-se de uma bomba BCP com um motor 
elétrico submerso, que dispensa a utilização de hastes, denominado BCPS; 
• hastes ocas: fabricadas especificamente para BCP, possuem maior resistência à 
torção, sem aumento de peso significativo, ao tempo em que permitem a injeção de 
produtos químicos pelo seu interior. 
 
As hastes ocas vem sendo utilizadas com sucesso no Brasil. As hastes contínuas não 
tem sido utilizadas. BCPS é fabricada comercialmente, havendo registros de aplicações com 
sucesso em campos produtores em Oman. Como dispensa o uso de hastes de bombeio, é uma 
alternativa para produção de óleos pesados e viscosos em poços submarinos. 
 
 18
3.2.2. Coluna de tubos 
 
Também conhecida como coluna de produção ou tubing, assim como em outros 
métodos de elevação, tem a função de conduzir os fluidos do fundo do poço até a superfície. 
 
Seu diâmetro depende essencialmente da vazão de produção, embora limitado 
externamente pelo diâmetro interno do revestimento e internamente pelos diâmetros das luvas 
das hastes e do rotor da bomba. 
 
Normalmente, a coluna de produção apresenta o mesmo diâmetro em toda a sua extensão, 
porém nos casos das bombas de maior diâmetro (3 1/2" ou maiores) faz-se necessário que o 
primeiro tubo acima dela seja de 3 1/2", para evitar esforços de flexão na coluna de hastes (e 
conseqüentemente fadiga de hastes), devido à excentricidade do eixo do rotor. 
 
O giro da coluna de hastes no sentido horário provoca uma resultante no sentido contrário 
na coluna de tubos (anti-horário), o que pode provocar o seu desenroscamento. Por isto, é de 
fundamental importância a aplicação do torque máximo durante instalação da coluna, 
respeitando o limite suportável por cada tipo de tubo, de maneira a impedir a ocorrência de 
desenroscamento de tubos durante a operação normal do poço. 
 
A coluna de produção tem como características, ainda, elevada resistência à pressão 
(fornecida pela bomba), bem como a tração, suportando o seu peso próprio mais o peso dos 
fluidos produzidos. 
 
É comum a instalação de um ou mais tubos abaixo da bomba (denominados tubos de 
cauda), com o objetivo de aprofundar a admissão da coluna e favorecer a separação de gás, bem 
como para proteger a bomba durante a instalação. 
 
Normalmente são utilizadas colunas de produção com diâmetros nominais de 2 7/8" e 3 
1/2", conforme indicado na Tabela 2. 
 
 19
DIÂMETRO LUVAS GRAU
pol MÍNIMO ÓTIMO MÁXIMO
4,70 H-40 740 990 1240
4,70 J-55 970 1290 1610
4,70 C-75 1280 1700 2130
2 3/8 5,95 C-75 1590 2120 2650
4,70 N-80 1350 1800 2250
5,95 N-80 1680 2240 2800
4,70 P-105 1700 2270 2840
5,95 P-105 2120 2830 1540
6,50 H-40 940 1250 1560
6,50 J-55 1240 1650 2060
6,50 C-75 1630 2170 2710
2 7/8 8,70 C-75 2140 2850 3560
6,50 N-80 1730 2300 2880
8,70 N-80 2270 3020 3780
6,50 P-105 2180 2910 3640
8,70 P-105 3860 3810 4760
9,30 H-40 1300 1730 2160
9,30 J-55 1710 2280 2850
9,30 C-75 2260 3010 3760
3 1/2 12,95 C-75 3030 4040 5050
9,30 N-80 2400 3200 4000
12,70 N-80 3220 4290 5360
9,30 P-105 3040 4050 5060
12,95 P-105 4070 5430 6790
TORQUE RECOMENDADO (lbf.pé)
TIPOS DE TUBOS E TORQUE RECOMENDADO
 
Tabela 2 – Características dos tubos 
 
3.3. Bomba de fundo 
 
Componente característico do sistema, a bomba de fundo recebe o movimento de 
rotação da coluna de hastes e o transforma em movimento ascendente das cavidades em seu 
interior. Desta transformação de movimento a denominação do bombeio de cavidades 
progressivas. Conduz os fluidos da admissão para o recalque, fornecendo a pressão necessária 
para que o petróleo chegue até o ponto de coleta na superfície. A bomba é relativamente simples, 
constituída basicamente de duas partes, conforme mostrado na Figura 11: 
 
• rotor 
• estator 
 20
 
 
Figura 11 – Rotor e estator de BCP 
 
3.3.1. Principais componentes 
 
A) Rotor 
 
 O rotor, que constitui a parte móvel da bomba, fica preso à coluna de hastes, de quem 
recebe o torque produzido pelo motor (a menos das perdas). 
 
 É fabricado em aço especial, altamente resistente, revestido externamente com uma 
camada de cromo, proporcionando resistência a abrasão e corrosão, bem como reduzindo o atrito 
com a borracha, quando lubrificado pelos líquidos produzidos. 
 
B) Estator 
 
 O estator é a parte fixa da bomba, acoplada à coluna de tubos. Consiste de um tubo de 
aço comum, reaproveitável, revestido internamente com um elastômero de borracha, aderido 
firmemente à parede do tubo. 
 
 21
 O elastômero é moldado com o formato de hélice de passo duplo. No processo de 
fabricação, a borracha é injetada à pressão e temperatura apropriadas no anular entre o molde e o 
tubo, este recoberto por uma camada de adesivo próprio para metal-borracha. Após o processo 
de resfriamento, devido ao encolhimento do elastômero, o molde é facilmente removido. 
 
 Com o objetivo de orientar o posicionamento do rotor durante a instalação da bomba e o 
balanceamento da coluna de hastes, existe um pino limitador ou crivo, na extremidade inferior 
do estator. 
 
3.3.2. Classificações das bombas 
 
 São apresentados a seguir os principais tipos de bombas existentes. Entre parêntesis, a 
codificação constante na Norma Petrobras N-2506a. 
 
A) Quanto ao modo de instalação 
• Bombas tubulares (T) 
• Bombas insertáveis (I) 
 
 As bombas tubulares são instaladas enroscadas à extremidade da coluna de tubos e só 
podem ser substituídas após a remoção de todos os tubos. São as mais utilizadas e atendem a 
amplas faixas de vazão e pressão. 
 
 Por serem instaladas enroscadas à coluna de hastes e apenas encaixadas na coluna de 
tubos, as bombas insertáveis simplificam sensivelmente o processo de instalação/desinstalação, 
levando bem menos tempo paraserem substituídas, reduzindo os custos das intervenções, pois 
não é necessário remover os tubos. Sua substituição pode ser feita através de guindastes. 
 
 A Figura 12 apresenta uma bomba insertável. 
 
 22
 
Figura 12 – BCP insertável 
 
É necessário instalar um suporte para a bomba (nipple de assentamento), na coluna de 
produção. Entretanto, como para ser instalada a bomba necessita passar por dentro da coluna de 
tubos, seu diâmetro externo fica limitado pelo diâmetro interno da coluna de produção, por isto a 
sua aplicação fica restrita apenas às menores faixas de vazão. 
 
C) Quanto à temperatura máxima de operação 
• Até 80 ºC (L) 
• Acima de 80 ºC até 150 ºC (M) 
• Acima de 150ºC (H) 
 
D) Quanto à espessura do elastômero 
• Variável (V) 
• Constante (C) 
 
 23
 A espessura do elastômero é variável nas bombas convencionais e constante nas 
bombas com camada de borracha uniforme. A vantagem das bombas com espessura constante é 
apresentar dilatação uniforme quando aumenta a temperatura. 
 
E) Quanto ao ajuste entre rotor e estator 
 
Os rotores podem ser fabricados com pequenas diferenças de diâmetro, proporcionando 
opções de ajuste entre rotor e estator, de maneira a enfrentar diferentes condições de 
temperaturas e bombear líquidos de diferentes viscosidades. Podem ser classificados em: 
 
• Oversize (O) 
• Standard (S) 
• Undersize (U) 
 
O rotor Standard possui ajuste com média interferência com o estator, o Undersize 
possui pequena interferência com o estator e o Oversize possui grande interferência. 
 
Em termos de Norma Petrobras, os ajustes estão relacionados às curvas de desempenho 
obtidas em testes realizados em bancada, a condições padronizadas de referência. 
 
Uma bomba com rotor Undersize,(pequena interferência) é indicada para trabalhar com 
líquidos mais viscosos, de menor escorregamento, a uma temperatura mais elevada. Neste caso, a 
dilatação do elastômero compensa o menor ajuste da bomba. Vem sendo cada vez mais utilizado 
em poços profundos. O ajuste Standard, normalmente é utilizado em poços com menor 
inchamento do elastômero. 
 
F) Quanto ao tipo de elastômero do estator 
 
As principais características desejadas do elastômero são: 
 
• Resistência mecânica e elasticidade; 
• Resistência à abrasão; 
• Resistência às temperaturas de operação; 
 24
• Resistência aos fluidos produzidos, em especial ao petróleo e ao gás; 
• Aderência ao tubo acima dos esforços submetidos. 
 
De acordo com as condições do projeto (temperatura, pressão) e das substâncias 
produzidas, a composição do elastômero varia, de maneira a proporcionar a durabilidade 
desejada e, conseqüentemente, garantir o êxito da aplicação. 
 
Atualmente, os estatores fabricados com elastômeros de borracha nitrílica são os mais 
utilizados por apresentarem as características desejadas de resistência mecânica e flexibilidade, 
com baixos custos de fabricação. Atendem à maioria dos casos, entretanto não resistem à 
presença de determinados componentes no petróleo, sofrendo graves deformações em pouco 
tempo de instalação, ficando completamente inutilizados. 
 
De acordo com a composição química do óleo, se houver presença excessiva de 
hidrocarbonetos aromáticos ou gás sulfídrico, é necessário que o estator seja confeccionado com 
elastômero de borracha apropriada, resistente a estas substâncias. Da mesma forma, se a 
temperatura no fundo do poço for excessiva, como ocorre com os poços profundos, por exemplo. 
A Tabela 3 mostra alguns tipos de elastômeros fabricados no Brasil e suas principais 
características: 
 
TIPO DE TEMPERATURA TEOR DE TEOR DE
ELASTÔMERO MÁXIMA (ºC) H2S (%) AROMÁTICOS (%)
Borracha nitrílica 100 5 5
Nitrílica hidrogenada 150 10 5
Viton 150 8 10
ESTATOR
 
Tabela 3 – Tipos de elastômeros 
 
G) Quanto à camada de cromo do rotor 
 
A camada de cromo duro do rotor é quem garante a resistência a abrasão e corrosão da 
bomba, como também favorece o deslizamento do rotor no interior do estator. Quanto maior a 
sua espessura, maior a sua durabilidade. A Tabela 4 apresenta padrões comuns no Brasil: 
 
 25
Normal 0,12 mm
Especial 0,30 mm
CAMADA DE CROMO DO ROTOR
 
Tabela 4 – Espessura de cromo 
 
3.4. Equipamentos auxiliares 
 
São recomendados para utilização em determinadas situações específicas de projeto, 
dos quais apresentamos os mais utilizados no Brasil, atualmente. 
 
3.4.1. Quadro elétrico 
 
Proporciona o fornecimento de energia elétrica ao motor, com a necessária proteção 
contra oscilações de tensão e controle (acionamento e desligamento). 
 
Sua configuração pode variar conforme o grau de funções desejado, a depender do grau 
de proteção requerido e da receita fornecida pelo poço. 
 
Podemos citar alguns componentes do quadro elétrico: 
 
• sistema de partida manual ou automática, com tempo de retardo; 
• relé térmico; 
• elemento fuzível; 
• relé de falta de fase; 
• temporizador (timer). 
 
3.4.2. Variador de velocidade 
 
Dispositivo eletrônico que permite alterar as condições de bombeio do poço, através da 
mudança da rotação do motor. É utilizado um conversor de freqüência, o que dispensa a 
instalação de quadro elétrico e permite o acoplamento com dispositivos inteligentes, para 
monitoramento e controle contínuo do poço (em tempo real). 
 
 
 26
3.4.3. Centralizadores de hastes 
 
Para impedir que ocorra atrito excessivo entre as colunas de hastes e de tubos nos poços 
desviados, provocando desgastes e ocasionando vazamentos e quebras de hastes, é recomendável 
a utilização de centralizadores de hastes. 
 
3.4.4. Âncora de torque 
 
Tem a função de transferir os esforços da coluna de tubos para o revestimento, impedindo 
a aplicação de torque excessivo sobre a bomba, prevenindo contra desenroscamento da coluna de 
tubos. São indicadas para poços profundos ou poços que produzem altas vazões. 
 
3.4.5. Separador de gás de fundo 
 
Em poços com razão gás-óleo elevada, tem a finalidade de impedir a entrada de gás na 
bomba, o que prejudicaria a sua eficiência. Após a separação, o gás produzido desloca-se até a 
superfície pelo espaço anular entre revestimento e coluna de produção. 
 
Entretanto, sempre que possível, deve-se preferir a utilização de âncora natural (admissão 
da bomba posicionada abaixo dos intervalos canhoneados), a maneira mais eficiente de separar o 
gás nos poços. 
 
 27
 
4. Dimensionamento do sistema 
 
Somente a realização de um projeto de dimensionamento adequado às características do 
poço pode proporcionar um perfeito funcionamento dos equipamentos de elevação instalados. O 
dimensionamento do sistema BCP implica na verificação da resistência de cada componente, 
submetido às condições críticas de operação. Os dados preliminares necessários são os seguintes: 
 
• vazão total esperada 
• pressão máxima na cabeça do poço 
• profundidade da zona produtora (topo e base) 
• composição dos fluidos produzidos (BSW, viscosidade, teor de aromáticos, presença 
de contaminantes) 
• dados do revestimento (diâmetro, perfil direcional, profundidade do poço). 
 
Com base nestes dados é realizado o projeto de dimensionamento, basicamente, de 
acordo com o fluxograma apresentado na Figura 13. 
 
Figura 13– Projeto de dimensionamento do sistema 
 28
 
4.1. Vazão da bomba 
 
A vazão teórica da bomba (QTEOR), calculada considerando uma eficiência de 100%, é 
determinada com base na sua geometria e na velocidade de bombeio. Nas Figuras 14 e 15 estão 
representadas as dimensões de uma bomba de cavidades progressivas> 
 
Figura 14 - Geometria da bomba (seção transversal) 
 
 
Figura 15 - Geometria da bomba (seção longitudinal) 
 
 
DR = Diâmetro do rotor 
e = Excentricidade do rotor 
AR = Área do rotor 
4
D
A
2
R
R
π
= 
AE = Área aberta do estator 
AE = AR + 4.e. DR 
AC = Área da cavidade 
AC = AE - AR 
PE = Passo do estator 
PR = Passo do rotorPE = 2.PR 
v = velocidade de fluxo 
N = rotação da bomba 
 29
Considerando as variáveis definidas nas Figuras 14 e 15, pode-se determinar a vazão 
teórica da bomba através das seguintes equações: 
NPD.QTEOR = 
onde: 
PD - deslocamento volumétrico da bomba (“pump displacement”); 
N – velocidade de bombeio. 
 
 O deslocamento volumétrico (PD) é calculado em função da geometria da bomba pela 
equação: 
 ER PDeD ...4P = 
onde: 
e – excentricidade do rotor 
D – diâmetro do rotor 
PE – passo do estator (PE = 2PR) 
PR – passo do rotor 
 
Portanto, a vazão teórica de bombeio pode ser calculada diretamente pela equação, tanto para 
unidades do Sistema Métrico como para unidades do Sistema Inglês, utilizando a constante “C” 
adequada: 
NPDeCQ ERTEOR ....= 
 
VARIÁVEL MÉTRICO INGLÊS 
QTEOR m3/d bbl/d 
e mm pol 
DR mm pol 
PE mm pol 
N rpm rpm 
C 5,76x10-6 5,94x10-1 
 
Pode-se observar que a vazão da bomba depende apenas da sua geometria (passo do 
estator, diâmetro e excentricidade do rotor) e da sua rotação. Como a geometria é uma 
 30
característica de cada modelo, pode-se tabelar, para cada tipo de bomba, a vazão como o produto 
de uma constante pela rotação desejada. 
 
 NteconsQTEOR .tan= 
 
Uma consideração que deve ser feita é a de que a vazão real de bombeio será inferior à 
vazão teórica calculada acima, uma vez que a eficiência de bombeio é inferior a 100%. De forma 
a prever no projeto o escorregamento do fluido na bomba e perdas em geral, deve-se considerar a 
vazão teórica como sendo: 
 
η
QQTEOR
.100
= 
onde: 
Q – vazão desejada do poço, m3/d ou bl/d, 
η- eficiência de bombeio, em %. 
 
 A velocidade de bombeio deve ser determinada em função da viscosidade do fluido. Na 
Tabela 05 estão apresentadas as velocidades ótimas e máximas em função da viscosidade do 
fluido a ser bombeado. Velocidades mais baixas são recomendadas para aumentar o tempo de 
vida da bomba, das hastes, da coluna de produção e do equipamento de superfície. Esta prática 
também minimiza as perdas de eficiência na sucção da bomba quando se está bombeando fluidos 
muito viscosos. 
 
VISCOSIDADE (CP) VELOC. ÓTIMA (RPM) VELOC. MÁXIMA (RPM) 
<500 200 500 
500 - 5000 150 400 
>5000 100 250 
 
 Tabela 05 – Velocidades Recomendadas de Bombeio 
 
 
 
 
 
 31
4.2. Pressão na bomba 
 
A pressão fornecida pela bomba não pode ultrapassar a pressão máxima admissível e é 
calculada pelo balanço de forças atuantes no sistema. A distribuição de fluidos no poço está 
representada na Figura 16: 
 
Figura 16 – Distribuição de fluidos no poço 
 
A pressão a ser fornecida pela bomba pode ser determinada por: 
PerdasPPP admissãoadescbomba +−= arg 
Sendo que a pressão na admissão da bomba e a pressão na descarga podem ser determinadas, de 
acordo com a distribuição de fluidos na Figura 16: 
revgás.líqadmissão PPPP ++= 
cabfhaargdesc PPPP ++= 
onde: 
bombaP = pressão fornecida pela bomba ao sistema 
admissãoP = pressão na admissão da bomba (pressão de sucção) 
aargdescP = pressão na descarga da bomba (pressão de recalque) 
.líqP = pressão devido ao peso da coluna de líquido no anular 
gásP = pressão devido ao peso da coluna de gás no anular 
 32
revP = pressão no revestimento (medida na superfície) 
hP = pressão hidrostática do fluido na coluna de produção 
cabP = pressão na cabeça do poço (tubing) 
fP = perdas de carga (fricção) durante o escoamento no tubing 
Perdas = perdas de carga na bomba 
 
A pressão na cabeça do poço é função da pressão de separação e das perdas de carga na 
linha de produção, que dependem da distância do poço até a estação coletora, da vazão de 
escoamento, das propriedades dos fluidos (como viscosidade e ponto de fluidez) e das condições 
topográficas e ambientais. Os equipamentos devem ser capazes de suportar as condições de 
operação, caso contrário, poderão sofrer danos irreversíveis. 
 
Merece nota o fato de que, por segurança, a pressão na cabeça do poço (Pcab) não deve ser 
considerada sempre igual à pressão no revestimento (Prev) pois, devido à ação da válvula de 
retenção instalada na saída do revestimento, a pressão na cabeça do poço pode ser superior à 
pressão no revestimento, sobrecarregando a bomba. Este caso pode acontecer em poços que 
produzem óleo parafínico, quando à noite há uma queda significativa de temperatura, uma 
deposição de parafina na linha de produção com conseqüente aumento da perda de carga na 
superfície. 
 
 
4.2.1. Cálculo da pressão de admissão da bomba 
 
Como visto anteriormente, a pressão de admissão ou pressão de fluxo na entrada da 
bomba depende da submergência da bomba, do peso da coluna de gás e da pressão do anular na 
superfície: 
 revgáslíqadmissão PPPP ++= . 
 
.. .. líqllíq hgP ρ= ou .. .. líqliqágualíq hdGP = 
gásggás hgP ..ρ= ou gásgasaguagás hdGP ..= 
 33
onde: 
=lρ peso específico do líquido 
=ρg peso específico do gás 
g = aceleração da gravidade 
=.líqh altura de líquido = h - ND 
=gásh altura do gás = ND 
=h profundidade da bomba 
=ND nível dinâmico de líquido, medido a partir da superfície. 
G - gradiente de pressão da água doce = 0,1 (kgf/cm2)/m ou 0,433 psi/ft 
dliq. – densidade do líquido em relação à água 
dgas – densidade do gás em relação à água (ρar = 1,293 kg/m3) 
 
A Figura 18 apresenta uma forma expedita de calcular a pressão da coluna hidrostática do 
líquido e do gás a partir da massa específica do fluido e das profundidades. É importante 
salientar que na Figura 18 as profundidades estão em metros, as pressões em kPa para o gás e 
MPa para o líquido, e as massas específicas em kg/m3 para o gás e ton/m3 para o líquido. 
 
ρágua = 1,0 ton/m3
ρgás = 1,293 kg/m3
000000
.7
.81.0
1.1ρ = 1.3
0
10
20
30
40
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Profundidade
P
re
ss
ão
 (M
P
a 
ou
 k
P
a)
Coluna de líquido: MPa
Coluna de gás: kPa
 
Figura 18 – Correlação entre a pressão, densidade e profundidade 
 
4.2.2. Cálculo da pressão de descarga da bomba 
 
 Como visto anteriormente, a pressão de descarga ou pressão de bombeio na saída 
da bomba depende da hidrostática do fluido que está na coluna de produção, das perdas por 
fricção durante o escoamento do fluido na coluna e da pressão na cabeça do poço: 
 34
 cabfhaargdesc PPPP ++= 
onde 
 ... líqlh hgP ρ= ou ... líqliqáguah hdGP = 
 
4.2.2.1. Cálculo das perdas de carga (fricção) na coluna de produção (Pf) 
 
Inicialmente, é necessário calcular o Número de Reynolds (Re), para determinar se o fluxo é 
laminar ou turbulento. 
 
μ
ρ dv..Re = 
ou: 
2.
.4..Re
d
Qd
πμ
ρ
= 
onde: 
ρ = massa específica do fluido produzido 
d = diâmetro hidráulico da seção 
μ = viscosidade do fluido 
v = velocidade aparente de escoamento 
Q = vazão de produção 
Como o escoamento se processa no espaço anular entre a coluna de tubos e as hastes de 
bombeio, a relação fica então: 
 
( )
( ) ( )htht
ht
dd
Q
dd
ddQ
+
=
−
−
=
.
..4...4Re 22 μ
ρ
μ
ρ 
onde: 
td = diâmetro interno dos tubos 
hd = diâmetro das hastes 
 
Portanto, o número de Reynolds para fluxo anular pode ser calculado usando a equação: 
 
)(
..Re
hi
ANULAR dd
QC
+
=
μ
ρ 
onde “C” é escolhido de acordo com o sistema de unidades utilizado, conforme a tabela a seguir: 
 35
VARIÁVEL MÉTRICO INGLÊS 
Q m3/d bbl/d 
ρ kg/m3 lb/ft3 
μ cp cp 
di mm pol 
dh mm pol 
C 14,74 1,478 
 
Para fluxo anular, o número de Reynolds considerado para a transição de fluxo laminar 
para turbulento é 2 100, ou seja, abaixo deste valor o fluxo é considerado laminar e acima deste 
valor considerado turbulento. Considerando que quanto maior a viscosidade menor o número de 
Reynolds, para aplicações em poços que produzem fluidos viscosos há uma tendência maiorde 
ocorrer fluxo em regime laminar. 
 
Calculado o Número de Reynolds pela equação acima e determinado o regime de fluxo, o 
próximo passo é a determinação das perdas de carga por fricção (Pf) utilizando correlações 
disponíveis na literatura. 
 
As seguintes equações permitem o cálculo das perdas por fricção considerando fluxo em 
regime laminar e turbulento. 
 
Para fluxo laminar: 
 
( ) ( )222
1 ...
htht
f dddd
hQCP
−−
=Δ
μ 
 
Para fluxo turbulento: 
 
( ) ( ) 8,1222,1
8,08,12,0
2 ....
htht
f
dddd
hQCP
−−
=Δ
ρμ 
 
onde “h” é a profundidade de assentamento da bomba. 
 
 36
De acordo com o sistema de unidades utilizado, a tabela abaixo fornece os valores das constantes 
“C1” e “C2” das equações. 
 
VARIÁVEL MÉTRICO INGLES 
∆P KPa psi 
Q m3/d bbl/d 
h m ft 
ρ kg/m3 lb/ft3 
μ cp cp 
di mm pol 
dh mm pol 
C1 707,4 1,194x10-5 
C2 16,10 4,317x10-8 
 
 As equações para o cálculo das perdas por fricção relativas ao escoamento do fluido na 
coluna de produção devem ser corrigidas para levar em consideração a excentricidade da coluna 
de hastes dentro da coluna de produção. Para escoamento laminar, redução de 40% nas perdas 
nas luvas e centralizadores e 25% no corpo das hastes são valores razoáveis. Para fluxo 
turbulento, reduções de 10% nas luvas e centralizadores e 5% para o corpo das hastes. 
 
A Tabela 6, a seguir, fornece informações sobre as dimensões dos tubos das colunas de produção 
utilizadas na produção por BCP. As informações estão tanto no Sistema Métrico como no 
Sistema Inglês de unidades. 
 
Coluna de Produção Diâmetro Interno Coluna de Produção Diâmetro Interno 
2 3/8” x 4,7 lbf/ft EUE 2,00 pol 60,3 mm x 6,99 kgf/m EUE 50,7 mm 
2 7/8” x 6,5 lbf/ft EUE 2,44 pol 73,0 mm x 9,67 kgf/m EUE 62,0 mm 
3 1/2” x 9,3 lbf/ft EUE 2,99 pol 88,9 mm x 13,84 kgf/m EUE 76,0 mm 
4” x 11,0 lbf/ft EUE 3,48 pol 101,6 mm x 16,37 kgf/m EUE 88,3 mm 
4 1/2” x 12,8 lbf/ft EUE 3,96 pol 114,3 mm x 18,97 kgf/m EUE 100,5 mm 
 
Tabela 6 – Especificações da coluna de produção 
 37
 A Tabela 7, a seguir, fornece informações sobre as dimensões das colunas de hastes 
utilizadas na produção por BCP. As informações estão tanto no Sistema Métrico como no 
Sistema Inglês de unidades. As dimensões das luvas referem-se aos tipos standard e delgadas. 
Possuem o mesmo comprimento, porém diâmetros externos diferentes. 
 
 
COLUNA DE HASTES 
(Diâmetro) 
DIÂMETRO LUVAS 
(Standard) 
DIÂMETRO LUVAS 
(Delgadas) 
COMPRIMENTO DAS 
LUVAS 
pol mm pol mm pol mm pol mm 
5/8 15,9 1,5 38,1 1,25 31,8 4 101,6 
3/4 19,1 1,63 41,3 1,50 38,1 4 101,6 
7/8 22,2 1,81 46,0 1,63 41,3 4 101,6 
1 25,4 2,19 55,6 2,00 50,8 4 101,6 
1 1/8 28,6 2,37 60,3 - - 4,5 114,3 
 
Tabela 7 – Especificações das luvas da coluna de hastes 
 
4.2.3. Cálculo das cargas na coluna de hastes 
 
Em um sistema de BCP, a coluna de hastes deve ser capaz de suportar uma carga axial e 
transmitir torque para o rotor da bomba. Se a carga axial e o torque resultam num esforço acima 
da capacidade das hastes, considerando diâmetro e grau do aço, as hastes irão se partir. Portanto, 
é a carga nas hastes que determinará o diâmetro mínimo da coluna de hastes e o grau do aço a ser 
utilizado. 
 
Os principais esforços a que as hastes são submetidas num poço de petróleo são: 
 
• tração: esforço devido ao peso próprio mais o peso da coluna de fluido; 
• torção: esforço fornecido pelo motor para girar o rotor da bomba; 
• flexão: conseqüência do desalinhamento do poço; 
 
Estes esforços estão representados na Figura 18. Os carregamentos serão analisados nos 
pontos em que ocorrem os maiores esforços. 
 38
 
Figura 18 – Principais esforços nas hastes 
 
4.2.3.1. Esforços devidos à tração (ε): 
 
Este esforço corresponde à soma do peso próprio das hastes (Ph ) mais a carga 
relacionada ao deslocamento do fluido na coluna de produção (Fbomba). 
 ε = Ph + Fbomba 
O peso próprio da coluna de hastes (Ph) pode ser calculado por: 
 
Rh WhP .= 
 
O peso linear das hastes (WR) é padronizado pela norma API, conforme a Tabela 8, 
abaixo: 
 
Diâm etro
(pol) lb/pé kg/m
5/8 1,13 1,682
3/4 1,63 2,425
7/8 2,22 3,304
1 2,90 4,316
HASTES
Peso linear (W R)
 
 
Tabela 8 - Peso das hastes, por unidade de comprimento 
 39
A carga correspondente ao deslocamento do fluido (Fbomba) na coluna de produção é o 
resultado da pressão diferencial na bomba (Pbomba) atuando no rotor. Existe alguma controvérsia 
quanto a forma desta pressão atuar sobre o rotor, o que resulta em vários modelos para calcular a 
carga correspondente nas hastes. A seguinte correlação proporciona uma boa aproximação para o 
cálculo desta carga: 
 
Fbomba=C[(Pdescarga-Padmissão)(2DR+13eDR+16e2)-Pdescargadh2] 
 
O valor de “C” a ser utilizado depende do sistema de unidades adotado. Na tabela abaixo o valor 
de “C” considerando as unidades normalmente utilizadas na indústria do petróleo. 
 
VARIÁVEL MÉTRICO INGLÊS 
Fbomba N lbf 
Pdescarga kgf/cm2 psi 
Padmissão kgf/cm2 psi 
DR mm pol 
e mm pol 
dh mm pol 
C 7,9x10-3 0,79 
 
 
4.2.3.2. Esforços devido à torção (τ) 
 
O esforço de torção na coluna de hastes é o somatório das seguintes parcelas: 
• Torque devido à potência hidráulica da bomba (Th) 
• Torque devido ao atrito viscoso do líquido com a coluna de hastes (Tv) 
• Torque devido ao atrito do rotor com o estator (Tb) 
 
bvh TTT ++=τ 
 
O torque hidráulico da bomba provê a energia para deslocar o fluido produzido da 
pressão de admissão da bomba até a pressão de descarga da bomba. O torque hidráulico é 
 40
diretamente proporcional ao deslocamento volumétrico da bomba e do diferencial de pressão na 
bomba. Pode ser calculado pela equação: 
( ) ( )descadmdescadmTEORdescadmh PPPDCN
PPQC
N
PPQC
T −=
−
=
−
= ..
.
.
)(.
η
 
onde: 
Th = torque hidráulico, N.m ou lbf.ft 
Q = vazão da bomba, m3/d ou bbl/d 
QTEOR = vazão teórica de bombeio, m3/d ou bbl/d 
PD = deslocamento volumétrico da bomba, (m3/d)/rpm ou (bbl/d)rpm 
N = rotação da bomba, rpm 
Padm = pressão na admissão da bomba, kgf/cm2 ou psi 
Pdesc = pressão na descarga da bomba, kgf/cm2 ou psi 
η = rendimento da bomba (~95 %) 
C = constante igual a 10,88 ou 8,97x10-2 
 
O torque devido ao atrito viscoso do fluido com a coluna de hastes pode ser determinado 
pela equação: 
( )
( )ht
h
v dd
NhdC
T
−
=
..3 μ
 
onde: 
dh = diâmetro das hastes, mm ou pol 
dt = diâmetro da coluna de produção, mm ou pol 
h = profundidade da bomba, m ou ft 
μ = viscosidade do fluido, cp 
N = velocidade de bombeio, RPM 
C = 1,643x10-10 ou 2,381x10-8 
 
Esta correlação é aplicada tanto para fluxo laminar como para fluxo turbulento e não 
necessita ser ajustada para a excentricidade da coluna de hastes na coluna de produção. Fluidos 
com viscosidade abaixo de 1000cp resultam em reduzido incremento no torque das hastes, 
podendo normalmente ser desprezado. 
 
O torque devido ao atrito na bomba entre o rotor e o estator é função de vários 
parâmetros como o comprimento da bomba, interferência do rotor no elastômero, capacidade de 
lubrificação da superfície de contato rotor/estator pelo fluido produzido, entre outros. Testes em 
bancada têm demonstrado que o torque devido ao atrito é pouco influenciado pelo diferencial de 
 41
pressão na bomba e pela velocidade de bombeio. Entretanto varia significativamente para 
diferentes bombas. A melhor forma de estimar o valor do torque devido ao atrito na bomba é 
através do teste em bancada, medindo o torque total no eixo da bomba e diminuir o torque 
hidráulico, facilmente calculado. 
 
O torque a ser fornecido pela coluna de hastes para a bomba é o somatório do torque 
devido à potência hidráulica da bomba (Th) e do torque devido ao atrito do rotor com o estator 
(Tb). A potência requerida pela bomba é função do torque a ser fornecido à bomba e da 
velocidade de bombeio e pode ser calculada por: 
 
 Potbomba = C.(Th+Tb).N 
 
onde: 
Potbomba = potênciarequerida pela bomba, kW ou HP 
Th = torque devido à potência hidráulica, N.m ou lbf.ft 
Tb = torque devido ao atrito entre o rotor e o estator, N.m ou lbf.ft 
N = velocidade de bombeio, rpm 
C = 1,05x10-4 ou 1,91x10-4 
 
4.2.3.3. Esforços devido à flexão (F) 
 
Em conseqüência da excentricidade da bomba e de desvios do poço, a coluna de hastes 
efetua um movimento de translação no interior do tubo, provocando esforços de flexão na coluna 
de hastes. O ponto mais crítico é a conexão com a cabeça de acionamento (eixo rígido), na 
primeira haste e na haste polida, mais sujeitas à ruptura por fadiga, devido à alternância dos 
esforços a cada giro. O esforço devido à flexão é determinado em função da flexão, diâmetro e 
comprimento da haste, além da excentricidade da bomba. 
 
Como este efeito é mais pronunciado em poços direcionais e horizontais, não será 
considerado na determinação dos esforços na haste neste estudo. 
 
 
 
 42
4.2.3.4 - Esforços Combinados de Tração e Torção: 
 
O esforço combinado de tração e torção na coluna de hastes pode ser calculado através da 
seguinte equação: 
 62
2
2
42
2
1
)()( hh D
C
D
C
π
τ
π
ε
σ += 
onde: 
σ – esforço combinado nas hastes – (MPa ou kpsi) 
ε - carga axial nas hastes (tração) – (N ou lbf) 
τ – esforço de torção nas hastes (torque) – (N.m ou lbf.ft) 
Dh – diâmetro das hastes – (mm ou pol) 
C1 – igual a 16 no sistema métrico ou 3,594x10-6 no sistema inglês. 
C2 – igual a 7,68x108 no sistema métrico ou 0,1106 no sistema inglês. 
 
 Como as luvas são mais resistentes do que o corpo da haste, o dimensionamento deve 
ser feito considerando o corpo da haste. Experimentos mostram que a principal componente que 
influencia no dimensionamento das hastes é o esforço de torção. Quando a carga de torque é 
reduzida observa-se uma maior influência da carga axial (tração) nas hastes. Como neste estudo, 
vários autores não consideram a carga de flexão. 
 
 Diferentemente do Bombeio Mecânico onde as cargas na coluna de hastes são 
cíclicas, no Bombeio de Cavidades Progressivas as cargas são praticamente constantes. Como 
conseqüência, neste caso os esforços podem se aproximar da tensão de escoamento do material, 
sem grandes riscos de falhas. A exceção ocorre quando as hastes são utilizadas em poços 
desviados ou horizontais. Tensões de escoamento mínimas para hastes grau C, K e D são 60 000, 
70 000 e 100 000 psi. 
 
 No dimensionamento de instalações de BCP é comum adotar-se um fator de 
segurança para as hastes de pelo menos 20% para eventuais aumentos de carga provocados por: 
areia, inchamento do elastômero do estator e fricção no instante da partida. Este fator de 
segurança serve, também, para levar em consideração possíveis reduções de diâmetro das hastes 
devido a desgastes em pontos de contato com a coluna de produção. 
 
 43
Finalizando, de posse destes cálculos, devem-se selecionar os equipamentos adequados a 
resistirem aos esforços solicitados pelas condições do poço. 
 
O software PC-Pump foi desenvolvido no Canadá pelo C-FER (Centre for Frontier 
Engineering Research), especificamente para verificação do dimensionamento de poços 
equipados com BCP. Para um determinado conjunto de equipamentos especificados pelo 
usuário, este software verifica o atendimento às condições requeridas pelo poço. 
 44
 
5. Aplicações 
 
O uso comercial do BCP como método de elevação artificial de petróleo iniciou-se no 
princípio da década de 80 para bombeamento de óleo pesado em poços rasos e de baixas vazões. 
Inicialmente, os equipamentos apresentaram uma série de problemas, principalmente no estator, 
tais como: 
• deformação da borracha por incompatibilidade com os fluidos produzidos; 
• falta de aderência à parede do tubo; 
• dilatação da borracha devido à alta temperatura de operação; 
 
Com a solução destas dificuldades iniciais, o sistema demonstrou apresentar uma série de 
vantagens sobre outros métodos de elevação artificial, incentivando um maior desenvolvimento 
tecnológico nesta área. Atualmente, são fabricadas bombas para praticamente todas as condições 
de vazão e pressão, atendendo a amplas faixas do mercado. Com a evolução dos elastômeros, é 
possível bombear óleo leve, com maiores teores de H2S e hidrocarbonetos aromáticos, operando 
a temperaturas mais elevadas. 
 
Comparado com outros métodos de elevação, para condições semelhantes, o BCP 
apresenta as seguintes vantagens: 
 
• menor investimento inicial; 
• rapidez e facilidade de instalação; 
• manutenção mínima; 
• pequenas dimensões dos equipamentos de superfície; 
• baixo consumo de energia; 
• facilidade de ajuste para diversas vazões de produção. 
 
5.1. Limitações do BCP 
 
Como qualquer equipamento, devem ser tomados cuidados com relação aos fatores que 
podem provocar danos e perda de eficiência. Somente o perfeito conhecimento do sistema, 
resultando em um projeto de dimensionamento adequado, associado a um monitoramento das 
 45
condições de operação, podem assegurar o sucesso na realização de uma instalação, 
proporcionando uma excelente continuidade operacional. 
 
É necessário enfatizar ainda que, para obtenção do perfeito diagnóstico de eventuais 
falhas, é indispensável que sejam inspecionados todos os equipamentos substituídos, 
proporcionando a identificação e bloqueio das causas dos problemas. 
 
5.1.1. Produção de areia 
 
Pela própria concepção do sistema, a camada de cromo do rotor possui resistência 
mecânica adequada para resistir à abrasividade e o elastômero deforma-se temporariamente para 
permitir a passagem de grãos de areia. Portanto, o sistema BCP permite operar normalmente com 
fluidos com areia. Entretanto, a combinação de fatores, tais como, altas vazões de líquido com 
fração de água elevado, associadas a elevadas rotações da bomba e presença de fluidos 
corrosivos - como água salgada e H2S - podem agravar a presença de elevada quantidade de areia 
no petróleo, provocando desgaste prematuro do rotor e do estator. 
 
No caso da produção excessiva de areia causar problemas à bomba, a recomendação é 
adotar os seguintes procedimentos: 
 
• instalar bomba de maior diâmetro e limitar sua rotação, para reduzir o atrito; 
• utilizar rotor com camada de cromo de maior espessura. 
 
5.1.2. Produção de gás 
 
Freqüentemente, os poços de petróleo apresentam produção excessiva de gás. Neste caso, 
o esperado seria que todo o gás fosse ventilado através do espaço anular entre a coluna de 
produção e o revestimento. Entretanto, uma parte do gás transita pela bomba, causando 
acentuada perda de eficiência. O gás pode provocar a queima da bomba, por dificultar a 
passagem de líquido, pode impedir a lubrificação e aumentar o atrito entre rotor e estator, 
superaquecendo os equipamentos. 
 
 46
Para evitar problemas com o gás, o mais recomendável é o posicionamento da bomba 
abaixo da base dos canhoneados, a denominada âncora natural, ou se isto não for possível, a 
instalação de um separador de gás na sua admissão. 
 
5.1.3. Atrito entre a coluna de haste e a coluna de produção 
 
Se os poços fossem perfeitamente verticais e não existisse a excentricidade do rotor, o 
tracionamento devido ao peso próprio das hastes e ao da coluna de líquido transportada tenderia 
a manter as hastes suficientemente afastadas da coluna de tubos. No entanto, devido aos desvios 
comumente existentes nos poços perfurados e, o que é mais grave, aos dog legs dos poços 
direcionais, ocorrem preocupantes pontos de atrito entre as luvas das hastes e os tubos. 
Trabalhando com elevadas rotações e com produção de fluidos corrosivos como água salgada, o 
desgaste é inevitável, acarretando quebra de hastes e furos nos tubos, como pode ser visto na 
Figura 19. 
 
 
 
Figura 19 – Atrito entre haste e tubo: 
seqüência de desgaste até o aparecimento de um furo 
 
De maneira a maximizar a vida útil de hastes e tubos, em caso de poços com desviosacentuados, podem ser adotadas as seguintes providências: 
 
• instalação de centralizadores de hastes nos pontos críticos, onde a mudança de 
inclinação do poço é mais acentuada (dog legs); 
 47
• alteração dos pontos de contato entre hastes e tubos, através da adoção do 
reposicionamento periódico da bomba, que pode ser elevada em até 30 cm; 
• rotação periódica da coluna de tubos. 
 
5.1.4. Baixa pressão de admissão na subsuperfície 
 
Trabalhar com pressão excessivamente baixa na admissão da bomba pode provocar o 
denominado pump off (bombeamento a seco). Como conseqüência, pode causar danos ao estator, 
conforme a seqüência abaixo: 
 
1- falta de fluxo suficiente de líquido, por falta de abastecimento do poço (vazão da 
bomba superior à produção bruta do poço); 
2- entrada de gás na bomba, por falta de líquido; 
3- aumento do atrito entre o rotor e o estator, por falta de lubrificação; 
4- aumento da temperatura da bomba; 
5- queima do estator e parada de produção. 
 
Trata-se de um problema extremamente grave, pois acarreta a perda do equipamento e a 
conseqüente paralisação da produção, que pode acontecer a qualquer momento da vida produtiva 
do poço, devido à variação das condições de reservatório. 
 
Entretanto, é perfeitamente possível evitar este problema através de procedimentos 
adequados, que protegem e prolongam a vida útil dos equipamentos: 
 
• monitoramento periódico da pressão dinâmica no fundo do poço; 
• sempre que necessário, ajuste da vazão da bomba à produção do reservatório, de 
acordo com a pressão dinâmica de fundo; 
• em determinados casos, promover o redimensionamento da bomba, substituindo-a por 
uma de vazão adequada (menor) através de uma intervenção preventiva. 
 
 
 
 
 48
5.1.5. Excessiva contra-pressão sobre a bomba 
 
Cada bomba possui uma capacidade limitada de pressão, em função do número de 
estágios, fornecendo uma pressão de descarga conhecida e desejada. Devem ser respeitadas 
sempre as limitações do equipamento. A viscosidade do óleo aumenta em proporção inversa à 
temperatura. Em particular, a viscosidade aumenta significativamente durante a noite, 
provocando maior dificuldade de escoamento, devido ao crescimento das perdas de carga na 
tubulação de superfície. 
 
Deve-se conhecer a pressão máxima atingida e impedir o funcionamento da bomba além 
de sua capacidade, sob pena de danificar parcial ou totalmente o estator. Procedimentos para 
evitar danos por excesso de pressão sobre a BCP: 
 
• medição da pressão de fluxo na superfície (um ciclo completo de 24 h); 
• determinação da pressão máxima de trabalho; 
• sobredimensionamento do poço levando em consideração a pressão máxima; 
• se necessário, assegurar o desligamento da bomba nos períodos críticos. 
 
5.1.6. Elevada temperatura de operação 
 
Altas temperaturas podem ocorrer por diversas circunstâncias: 
 
• em poços profundos, devido ao gradiente geotérmico (~1 ºC a cada 30 m); 
• em poços submetidos à injeção de vapor, empregada para reduzir a viscosidade do 
óleo; 
• no caso de circulação de óleo quente, para remoção de parafina. 
 
A exposição da bomba ao calor provoca uma expansão do elastômero, aumentando o 
ajuste do rotor, podendo prendê-lo. Temperaturas muito elevadas (acima de 100 ºC), podem 
provocar à queima do estator, levando a danos permanentes na bomba. 
 
 49
Assim, vemos que é necessário conhecer a temperatura de operação e respeitar os limites 
indicados pelos fabricantes. Para temperaturas muito elevadas, como em poços que sofrem efeito 
de injeção de vapor, não é indicado instalar BCP. 
 
5.1.7. Reversão da rotação das hastes 
 
Como citado anteriormente, a inversão do sentido de rotação da bomba provoca 
desenroscamento da coluna de hastes. Existem dois momentos em que este risco é especialmente 
crítico: 
 
• ao instalar o motor - o sentido de rotação depende da ordem de ligação dos cabos 
elétricos trifásicos, por isto, é necessário realizar um teste antes de deixar os equipamentos em 
funcionamento; 
 
• ao desligar o motor - durante a operação, uma grande quantidade de energia é 
armazenada na coluna de hastes, devido ao torque. Ao cessar o movimento, esta energia 
acumulada tende a ser devolvida em forma de reversão a altíssima velocidade, colocando vidas 
em risco e causando danos aos equipamentos. 
 
Por segurança, para impedir a reversão, os cabeçotes são dotados de freio anti-rotacional, 
cujo funcionamento deve ser periodicamente aferido e assegurado. 
 
5.1.8. Ataque químico ao elastômero 
 
O contato da bomba com determinadas substâncias químicas freqüentemente presentes no 
petróleo, tais como hidrocarbonetos aromáticos (benzeno, xileno, tolueno), pode provocar o 
inchamento do elastômero, aumentando a interferência entre o rotor e o estator, o que tende a 
elevar o torque na bomba até trancá-la, provocando danos irreversíveis ao estator. 
 
Caso não se conheça previamente a composição dos fluidos produzidos (pois varia de 
acordo com a zona produtora) ou haja suspeita de ataque químico, devem ser adotadas as 
seguintes ações: 
 
 50
1. Análise química do petróleo produzido (teor de HC aromáticos); 
2. Análise de compatibilidade dos fluidos produzidos (Teste da deformação de diversos 
elastômeros com corpos de prova mergulhados em amostra de petróleo do poço - 
inchamento); 
3. Escolha do elastômero apropriado para trabalhar com os fluidos produzidos; 
 
5.1.9. Vibração excessiva da cabeça de acionamento 
 
Quando se opera com rotações mais elevadas e principalmente com os cabeçotes 
verticais, pode ocorrer vibração excessiva da cabeça de acionamento. Com o tempo, pode 
provocar a quebra da haste polida ou vazamentos. É necessário verificar a altura da cabeça de 
produção e as instalações de superfície. Se necessário, instalar suporte do motor e reforçar o 
contraventamento das instalações de superfície. 
 51
 
6. Conclusão 
 
Com base nos trabalhos publicados e em uma experiência consolidada pelas aplicações 
práticas de campo, podemos afirmar a respeito do BCP: 
 
• o número de poços operando por este método cresceu uma vez que vem sendo 
utilizado em profundidades e produções cada vez maiores; 
• além de trabalhar com fluidos viscosos, o método vem sendo empregado com sucesso 
em poços com elevada fração de água; 
• as bombas trabalham com fluidos contendo abrasivos, com melhores resultados que 
os demais métodos bombeados. Neste caso, menores rotações prolongam a vida útil 
dos equipamentos; 
• um dos pontos problemáticos do sistema é a coluna de hastes, que foram fabricadas 
originalmente para bombeio mecânico. Elas são submetidas a elevados esforços de 
torção. As coluna de hastes ocas são mais adequadas para altos esforços de torção. 
• é fundamental o acompanhamento dos poços, especialmente do nível dinâmico, para 
evitar falhas precoces do sistema, como a queima do elastômero que compõe o 
estator. 
 
Para otimizar o desempenho dos poços e maximizar a vida útil dos equipamentos é 
necessário observar os seguintes aspectos: 
 
• Elaborar um projeto de dimensionamento do sistema adequado às condições de cada 
poço; 
• Monitorar contínua ou periodicamente as condições de operação, através das 
seguintes variáveis: nível dinâmico e nível estático, pressão na cabeça do poço e 
pressão no revestimento, vazão de produção e composição química dos fluidos; 
• Promover, sempre que necessário, os ajustes necessários das condições operacionais 
do sistema à atual capacidade de produção do poço; 
• Documentar e manter registros do histórico do poço, para que possam ser tomadas no 
futuro as melhores decisões. 
 52
 
7. Referências Bibliográficas 
 
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GAYMARD, B., CHANTON, E. and PUYO, P. The progressing cavity pump in Europe: 
Results and new developments. Paper SPE 88136, 1988. 
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SAVETH, Kenneth J. and KLEIN, Steven T.: The progressing cavity pump: Principles and 
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