TCC em Bmbas Centrifugas submersas

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE 
 
Ellen Alencar Gomes de Araújo 
 
 
 
 
 
 
Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas 
curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas 
operando com fluidos viscosos 
 
 
 
 
 
 
 
SERGIPE – BRASIL 
2020 
 
 
Universidade Federal de Sergipe – UFS 
Centro de Ciências Exatas e Tecnológica – CCET 
Núcleo de Graduação em Engenharia de Petróleo 
 
Ellen Alencar Gomes de Araújo 
 
 
 
Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas 
curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas 
operando com fluidos viscosos 
 
 
 
 
 
 
 
 
Orientador: João Paulo Lobo dos Santos 
 
 
Sergipe – Brasil 
2020 
Trabalho de conclusão de curso 
apresentado ao núcleo de Engenharia de 
Petróleo para obtenção do título de 
Bacharel em Engenharia de Petróleo pela 
Universidade Federal de Sergipe. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ellen Alencar Gomes de Araújo 
 Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas curvas de desempenho 
de Bombas Centrífugas Submersas operando com fluidos viscosos / Ellen Alencar 
Gomes de Araújo – Brasil, maio de 2020 – 
 
Orientador: João Paulo Lobo dos Santos 
 
Trabalho de conclusão de curso – Universidade Federal de Sergipe – UFS 
Centro de ciências exatas e tecnológicas – CCET 
Núcleo de graduação em Engenharia de Petróleo, maio de 2020. 
1.Bombeio centrífugo submerso. 2.Curva de desempenho. 3.Fluido viscoso. I. 
João Paulo Lobo dos Santos. II. Universidade Federal de Sergipe. III. Núcleo de 
graduação em Engenharia de Petróleo. IV. Análise da influência do °API, teor de 
água e rotação nas curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas 
operando com fluidos viscosos. 
 
 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE 
 
Ellen Alencar Gomes de Araújo 
 
 
Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas 
curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas 
operando com fluidos viscosos 
 
 
 
 
 
João Paulo Lobo dos Santos 
Orientador 
 
José Bezerra de Almeida Neto 
Professor 
Humberto de Lucena Lira 
Professor 
 
Sergipe 
Agosto 2020 
 
 
Agradecimentos 
 Em primeiro lugar, agradeço sempre a Deus pelo dom da vida, pela saúde, por 
todas as oportunidades e pela força a mim concedida. Agradeço pela proteção de todos 
os dias, pelo discernimento, pela capacidade de aprender e de nunca desistir dos meus 
objetivos. 
 Agradeço também a ela, Nossa Senhora, por interceder por mim diante do criador, 
por nunca abandonar seus filhos. 
 Ao meu avô Sebastião (in memoriam) que sempre se dispôs a lutar minhas lutas e 
sonhar meus sonhos, que em nenhum segundo da sua existência deixou de acreditar em 
mim. A ele que é minha inspiração, meu maior exemplo de luta, dignidade e hombridade, 
meu exemplo de humanidade e caridade. A minha imagem de pai, minha lembrança de 
amor. O maior exemplo de cidadão corretíssimo, honrado e justo. Não tenho dúvida que 
sem ele eu jamais teria chegado até aqui. O meu agradecimento é diário e eterno. 
 A minha avó Djorá, por todas as orações que de tanto mal me livraram e tanta 
força me deram para seguir minha caminhada. Por toda sua luta e paciência para me 
manter em outro estado durante a graduação. Por me mostrar que sempre podemos nos 
reconstruir após uma tempestade e que sempre há esperança. A ela que com tanto amor, 
diante do meu desespero, nunca me deixou desistir e sempre me manteve em pé quando 
eu achava que não tinha mais forças. 
 Agradeço a minha mãe Luana, minha irmã Larissa e minha tia Sandra por todo o 
apoio ao longo da minha graduação, pelas horas conversando por ligação só para eu não 
me sentir sozinha. Por tantas vezes compartilharem das minhas angústias. Por sempre me 
lembrarem que tenho com quem contar e que nelas sempre vou encontrar amor. 
 Ao meu pai Carlos e minhas irmãs e confidentes Carol e Maynara, por entenderem 
minha ausência nos momentos importantes e me darem tanto amor, tantas demonstrações 
de carinho e afeto. 
A minha madrasta Carnaúba por ser um exemplo de mulher, de mãe, de guerreira, 
por ser uma das minhas inspirações que o sacrifício vale a pena. A ela que sempre se 
preocupou comigo e me tem como filha. 
 
 
 Agradeço ao melhor presente que a UFS me deu: meu namorado João Paulo. Por 
sempre estar presente e me apoiar na minha correria diária, por ser minha paz e meu 
equilíbrio. A ele que escuta com paciência meus desabafos e enxuga minhas lágrimas. 
Agradeço por nunca ter desistido de mim e por estar presente dos momentos mais difíceis 
aos mais alegres. A ele que deixa meus dias longe de casa mais leves e me deixa nele 
fazer morada. Ser meu companheiro no dia a dia foi fundamental para chegar até aqui. 
 A minha amiga Gabi Reis que esteve sempre comigo enquanto morava em 
Aracaju e que hoje, mesmo longe, não deixa de se preocupar e de demonstrar seu amor. 
Temos um laço de carinho que jamais pode ser desfeito por tudo que passamos juntas. 
Você foi e é essencial. 
 Ao meu amigo de infância Hugo, por praticamente ter me apresentado a 
Engenharia de Petróleo. Por todo o seu apoio e disponibilidade. Pela sua amizade tão 
importante que se manteve forte ao longo dos anos. 
 Aos meus amigos da graduação, em especial Isabelle, Yan e Ângelo, por estarem 
comigo na rotina cansativa da UFS, pelos trabalhos e horas de estudos juntos. Por todo o 
desespero e também toda vitória que conseguimos. Pelos momentos de descontração. 
 Agradeço aos professores, por todo ensino que me passaram, pelas dúvidas 
tiradas, e por terem contribuído, cada um da sua maneira, na minha formação profissional. 
Em especial agradeço ao meu orientador João Paulo por seu apoio, pelos horários 
disponibilizados e pela paciência ao longo deste trabalho. Ao professor José Almeida, por 
ser uma das minhas inspirações na indústria petrolífera, por exalar conhecimento e 
experiência em sala de aula e principalmente, em campo. Agradeço ao professor João 
Severo, pelo profissional incrivelmente humano que é, por saber da minha capacidade e 
exigir cada vez mais de mim, pelo apoio, disponibilidade e conversas em um dos 
momentos mais difíceis que tive na UFS. Agradeço ainda ao professor Alex Barreto, por 
ter tido tanta calma comigo no meu maior desafio na UFS, pelos horários extraclasse 
tirando dúvidas, muito obrigada! 
 Muito obrigada a todas as pessoas que de alguma forma contribuíram para o meu 
crescimento profissional e pessoal! 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“O segredo do sucesso é a constância do 
propósito. ” 
(Benjamin Disraeli) 
 
 
 
Resumo 
 
É de conhecimento que o petróleo e seus derivados são de fundamental importância para 
a sociedade. O óleo é extraído da jazida e elevado até a superfície para que siga as demais 
etapas de produção e comercialização. A elevação ocorre de forma natural, quando o 
reservatório tem pressão suficiente para elevar o petróleo até a superfície, ou artificial, 
quando a energia precisa ser suplementada para que o petróleo seja elevado. Este trabalho 
se atém a elevação artificial, mais especificamente ao Bombeio Centrífugo Submerso 
(BCS). As curvas de desempenho da bomba utilizadas nesse método são confeccionadas 
usando água como fluido de trabalho, sendo assim, ao operar com óleo, as curvas de 
desempenho da bomba sofrem uma degradação, sendo necessária uma correção das 
mesmas. Neste trabalho a correção é feita através da metodologia de Ofuchi (2015) e para 
isso foram utilizadas as bombas GN5200 e FC6000, utilizando-se óleos de grau API 
33,75°, 25,34° e 20,14° cada um analisado com teores de água emulsionada de 10%, 30% 
e 50%. Na segunda parte deste trabalho foi realizado um planejamento estatístico 
utilizando software Statistica 7.0 e adicionando a rotação de trabalho as variáveis 
estudadas, sendo este parâmetro analisado a 3000 rpm, 3500 rpm e 4200 rpm. Os 
resultados mostraram que a curva de desempenhoda bomba tem maior degradação para 
o óleo com maior viscosidade e teor de água. E ainda, que a rotação é o parâmetro mais 
significativo para as duas bombas, seguindo da fração de água e do grau API. Com os 
resultados, ajustou-se modelos matemáticos preditivos para o head e para a vazão das 
duas bombas estudadas e a eficiência dos modelos foram consideradas satisfatórias, assim 
como foi possível verificar que a relação entre o head e a vazão é linear para os parâmetros 
analisados. 
 
Palavras-chave: Bombeio Centrífugo Submerso. Curvas de desempenho. Grau API. 
Teor de água. Rotação. 
 
 
 
 
Lista de Ilustrações 
 
Figura 1 – Fluxo em um poço surgente. ......................................................................... 25 
Figura 2 – Utilização dos métodos artificiais de elevação de petróleo em número de 
poços. .............................................................................................................................. 27 
Figura 3 – Divisão percentual dos métodos de elevação do petróleo na produção de 
Petrobras. ........................................................................................................................ 27 
Figura 4 – Poço equipado com gás lift contínuo. ........................................................... 29 
Figura 5 – Bombeio Mecânico com hastes. .................................................................... 30 
Figura 6 – Bombeio por Cavidades Progressivas ........................................................... 31 
Figura 7 – Produção média de óleo e gás por método de elevação em campos offshore.
 ........................................................................................................................................ 35 
Figura 8 – Utilização de métodos de elevação artificial por °API em 15 campos offshore 
avaliados por Farias, 2016. ............................................................................................. 35 
Figura 9 – Poço operando pelo sistema BCS. ................................................................ 36 
Figura 10 – Equipamentos de superfície e subsuperficie do BCS. ................................. 37 
Figura 11 – VSD. ............................................................................................................ 39 
Figura 12 – Motor tipo gaiola de esquilo. ...................................................................... 41 
Figura 13 – Rotor real da BCS GN-7000. ...................................................................... 41 
Figura 14 – Representação do trajeto do fluido em uma bomba centrífuga. .................. 42 
Figura 15 – Separador Centrífugo. ................................................................................. 43 
Figura 16 – Protetor ou selo mecânico. .......................................................................... 44 
Figura 17 – Cabo elétrico redondo e chato respectivamente. ......................................... 45 
Figura 18 – Curva de performance de uma BCS. ........................................................... 47 
Figura 19 – a) Emulsão O/A, b) Emulsão A/O, c) Emulsão A/O/A, d) Emulsão O/A/O.
 ........................................................................................................................................ 49 
Figura 20 – Fotografia de uma emulsão de petróleo A/O. ............................................. 50 
Figura 21 – Viscosidade em função do teor de água. ..................................................... 51 
Figura 22 – Efeito da viscosidade na curva do head. ..................................................... 52 
Figura 23 – Efeito da viscosidade na curva de potência. ............................................... 53 
Figura 24 – Efeito da viscosidade na curva da eficiência. ............................................. 53 
Figura 25 – Fluxograma de Ofuchi (2015). .................................................................... 59 
 
 
Figura 26 – Relação entre C_H e C_Q para diferentes ωn e comparando com o estudo 
de Amaral (2007) e Stepanoff (1957). ............................................................................ 61 
Figura 27– Relação entre CH e número de Reynolds modificado. ................................ 62 
Figura 28 – Relação entre CQ e CH para diferentes rotações especificas em cada uma 
das bombas. ................................................................................................................... 69 
Figura 29 – Relação entre Remod e CH . ....................................................................... 70 
Figura 30 – Curvas de head da bomba GN5200 operando com água e com óleo A com 
diferentes teores de água................................................................................................. 71 
Figura 31 – Curvas de head da bomba FC6000 operando com água e com óleo A com 
diferentes teores de água................................................................................................. 72 
Figura 32 - Curvas de head da bomba GN5200 operando com água e com óleo B com 
diferentes teores de água................................................................................................. 73 
Figura 33 – Curvas de head da bomba FC6000 operando com água e com óleo B com 
diferentes teores de água................................................................................................. 74 
Figura 34 – Curvas de head da bomba GN5200 operando com água e com óleo C com 
diferentes teores de água................................................................................................. 75 
Figura 35 – Curvas de head da bomba FC6000 operando com água e com óleo C com 
diferentes teores de água................................................................................................. 76 
Figura 36 – Gráfico de Pareto para head para a bomba GN5200. .................................. 82 
Figura 37 – Gráfico de Pareto para head para a bomba FC6000. ................................... 83 
Figura 38 – Superfícies de resposta do head para a bomba GN5200. ............................ 85 
Figura 39 – Superfícies de resposta da vazão para a bomba GN5200. .......................... 86 
Figura 40 – Superfície de resposta do head para a bomba FC6000. .............................. 87 
Figura 41 – Superfície de resposta da vazão para a bomba FC6000. ............................. 88 
Figura 42 – Predição do modelo matemático das bombas. ............................................ 90 
 
 
 
Lista de Tabelas 
 
Tabela 1 – Classificação do petróleo quanto ao grau API segundo o American 
Petroleum Institute .......................................................................................................... 23 
Tabela 2 – °API sugerido por algumas instituições/setores da indústria petrolífera ...... 23 
Tabela 3 – Classificação dos óleos crus em função do fator de Watson. ....................... 24 
Tabela 4 – Características das Bombas escolhidas a 60 Hz. .......................................... 63 
Tabela 5 – Características das Bombas escolhidas a 50 Hz e 70 Hz. ............................. 63 
Tabela 6 – Densidades dos óleos .................................................................................... 64 
Tabela 7 – Viscosidade dos óleos. .................................................................................. 65 
Tabela 8 – Níveis codificados e decodificados das variáveis. ........................................ 66 
Tabela 9 – Combinações das variáveis e resultados para a bomba GN5200. ................ 80 
Tabela 10 – Combinações das variáveis e resultados para a bomba FC6000. ............... 81 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Lista de Abreviaturas e Siglas 
 
 
ANM Árvore de Natal Molhada 
API American Petroleum Institute 
ASTM American Society for Testing and Materials 
BCP Bombeio Centrífugo por Cavidades Progressivas 
BCS Bombeio Centífugo SubmersoBM Bombeio Mecânico 
BCSS Bombeio Centrífugo Submerso Submarino 
BPD Barris por Dia 
ETO Estação de Tratamento de Óleo 
F.A. Fração de Água 
GL Gás Lift 
GLC Gás Lift Contínuo 
GLI Gás Lift Intermitente 
GLP Gás Liquefeito de Petróleo 
HI Hydraulic Institute 
IP Índice de Produtividade 
MSR Metodologia de Superfície de Controle 
Pe Pressão Estática 
PROCAD Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento em Águas 
Profundas e Ultraprofundas 
RGL Razão Gás Líquido 
 
 
RGO Razão Gás Óleo 
VSD Variable Speed Drive 
 
 
 
 
 
 
Sumário 
 
Capítulo 1 – Introdução .................................................................................................. 17 
1.1– Objetivos ............................................................................................................. 19 
1.1.1– Objetivo Geral .............................................................................................. 19 
1.1.2 – Objetivos Específicos .................................................................................. 19 
Capítulo 2 – Fundamentação Teórica ............................................................................. 21 
2.1 – O Petróleo .......................................................................................................... 21 
2.1.1 – Classificação do Petróleo ............................................................................ 21 
2.1.1.1 – Quanto ao grau API ............................................................................. 22 
2.1.1.2 – Quanto ao o fator de caracterização de Watson ou KUOP .................... 23 
2.2 – Elevação ............................................................................................................. 24 
2.3 – Elevação Natural ................................................................................................ 24 
2.4 – Elevação Artificial ............................................................................................. 26 
2.4.1 – Gás Lift (GL) ............................................................................................... 27 
2.4.1.1 – Gás-Lift Contínuo (GLC) .................................................................... 28 
2.4.1.2 – Gás-lift Intermitente (GLI) .................................................................. 29 
2.4.2 – Bombeio Mecânico (BM) ........................................................................... 29 
2.4.3 – Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) .............................................. 31 
2.4.4 – Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) ........................................................ 32 
2.4.4.1 – Cenários de aplicação .......................................................................... 32 
2.4.4.2 – Princípio de Funcionamento do Método ............................................. 35 
2.4.4.3 – Equipamentos ...................................................................................... 37 
2.4.4.3.1 – Equipamentos de Superfície ......................................................... 37 
2.4.4.3.2 – Equipamentos de Subsuperfície.................................................... 40 
2.4.4.4 - Estudo da Curva de performance da bomba......................................... 46 
2.5 – Estudo das emulsões .......................................................................................... 48 
 
 
2.5.1 – Definição de emulsão .................................................................................. 48 
2.5.2 – Influência da viscosidade na emulsão ......................................................... 50 
2.5.3 – Influência do Teor de Água na emulsão...................................................... 51 
2.6 – Influência da viscosidade nas curvas de desempenho da BCS .......................... 52 
2.7 – Estado da Arte .................................................................................................... 54 
2.7.1 – Principais Estudos ....................................................................................... 54 
Capítulo 3 – Metodologia ............................................................................................... 58 
3.1 – Metodologia de Ofuchi (2015) .......................................................................... 58 
3.1.1 – Relações entre 𝐶𝑄 e 𝐶𝐻 .............................................................................. 60 
3.1.2 - Relação entre 𝐶𝐻 e número de Reynolds modificado ................................. 61 
3.2 – Escolha das bombas ........................................................................................... 62 
3.3 – Fluidos Viscosos ................................................................................................ 64 
3.4 – Planejamento das Simulações ............................................................................ 66 
Capítulo 4 – Resultados e Discussões ............................................................................ 68 
4.1 – Verificação da relação entre os coeficientes de correção .................................. 68 
4.2 – Verificação da relação entre o coeficiente de correção do head com o número de 
Reynolds modificado .................................................................................................. 70 
4.3 – Análise da Curva de Desempenho das Bombas GN5200 e FC6000 ................. 71 
4.3.1 – Análise da Curva de Desempenho das Bombas operando com óleo leve. .. 71 
4.3.2 – Análise da Curva de Desempenho das Bombas operando com óleo médio.
 ................................................................................................................................. 73 
4.3.3 – Análise da Curva de Desempenho da Bombas operando com óleo pesado. 75 
4.3.4 – Comparação da bomba GN5200 operando com os três óleos diferentes. ... 77 
4.3.5 – Comparação da bomba FC6000 operando com os três óleos diferentes. .... 77 
4.3.6 – Comparação entre as bombas GN5200 e FC6000 operando com os três 
óleos. ....................................................................................................................... 78 
4.4 – Planejamento Estatístico .................................................................................... 79 
4.5 – Influência do °API, do teor de água e da rotação no head e na vazão ............... 81 
 
 
4.5.1 – Análise do gráfico de Pareto para a bomba GN5200 .................................. 82 
4.5.2 – Análise do gráfico de Pareto para a bomba FC6000 ................................... 83 
4.6 – Análise dos parâmetros pela Metodologia da Superfície de Resposta (MSR). . 84 
4.6.1 – MSR para a bomba GN5200. ...................................................................... 84 
4.6.2 – MSR para a bomba FC6000. ....................................................................... 87 
4.7 – Modelo matemático preditivo ............................................................................ 89 
Capítulo 5 – Considerações Finais ................................................................................. 91 
5.1 – Sugestões para trabalhos futuros. ....................................................................... 93 
Capítulo 6 – Referências................................................................................................. 94 
Apêndices ....................................................................................................................... 97 
APÊNDICE A – Dados de entrada das bombas ............................................................. 98 
APÊNDICE B – Dados de entrada dos fluidos viscosos ................................................ 99 
APÊNDICE C – Resultados do método usando o óleo A e para a bomba GN5200 .... 100 
APÊNDICE D – Resultados do método usando o óleo B e para a bomba GN5200 .... 102 
APÊNDICE E – Resultados do método usando o óleo C e para a bomba GN5200 .... 104 
APÊNDICE F – Resultados do método usandoo óleo A e para a bomba FC6000 ..... 106 
APÊNDICE G – Resultados do método usando o óleo B e para a bomba FC6000 ..... 108 
APÊNDICE H – Resultados do método usando o óleo C e para a bomba FC6000 ..... 110 
Apêndice I – Dados de entrada das bombas para o planejamento estatístico............... 112 
Apêndice J – Planejamento estatístico para a bomba GN5200 .................................... 113 
Apêndice K – Planejamento estatístico para a bomba FC6000 .................................... 114 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17 
 
Capítulo 1 – Introdução 
 
Afim de satisfazer as inúmeras necessidades da sociedade moderna torna-se 
indispensável a exploração e produção de petróleo, que é uma substância oleosa a qual se 
origina da decomposição de matéria orgânica – principalmente plâncton – depositada em 
camadas do subsolo de bacias sedimentares. O petróleo é formado basicamente por uma 
mistura complexa de hidrocarbonetos, oxigênio, nitrogênio, sais e metais como ferro e 
cobre. 
O setor automobilístico tem grande interesse na indústria petrolífera, pois é do 
petróleo que se deriva combustíveis como gasolina, gás natural, querosene de aviação, 
óleo diesel e bunker (combustível marítimo). Ademais, esse hidrocarboneto é 
amplamente utilizado como matéria prima na cadeia industrial para produção de 
solventes, óleos lubrificantes, parafinas, benzinas, asfalto, polímeros plásticos, dentre 
outros. E, ainda, o gás liquefeito de petróleo (GLP), também conhecido como gás de 
cozinha. 
O óleo precisa ser extraído do reservatório e chegar na superfície para que siga as 
demais etapas até que seja distribuído e comercializado para determinado fim. Esse 
hidrocarboneto chega a superfície por elevação natural utilizando a própria energia do 
reservatório, quando o poço está no início da sua vida produtiva. Em poços onde o 
petróleo se eleva de forma natural são conhecidos como surgentes e nesse caso, a pressão 
disponível no reservatório é suficiente para vencer as perdas de pressão no meio poroso, 
na coluna de produção e na linha de produção (ROSSI, 2010) e chegar até as chamadas 
facilidades de produção. 
A medida que as jazidas são exploradas e o hidrocarboneto é produzido, a energia 
natural do reservatório decresce e não é mais suficiente para elevar o fluido até a 
superfície e, nesse momento, é preciso suplementar essa energia através do que 
conhecemos como métodos artificiais de elevação de petróleo. Os métodos de elevação 
artificial também são utilizados em poços surgentes quando a vazão produzida não é 
economicamente viável e deseja-se aumentá-la. Os métodos de elevação artificial que 
merecem destaque são Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio Mecânico (BM), 
18 
 
Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP), Gás Lift Contínuo (GLC) e Intermitente 
(GLI). 
Segundo Thomas (2001), a seleção do melhor método depende de uma quantidade 
variada de fatores. Os principais a serem considerados na escolha são: número de poços, 
diâmetro do revestimento e da coluna de produção, Razão Gás Óleo (RGO), vazão, 
profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos produzidos, mecanismo de 
produção do reservatório, disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos 
poços às unidades de produção, equipamentos disponíveis, pessoal treinado, 
investimento, custo operacional, segurança entre outros. 
A utilização de métodos de bombeamento em ambientes offshore é comum, 
principalmente para óleos com baixo grau API. Isso decorre do fato de apresentarem 
melhor eficiência e maiores valores de vazão quando comparados a outros métodos de 
elevação utilizados nessas condições. Nesse contexto, um método que tem sido utilizado 
para produção de óleos pesados em campos offshore, por apresentar bons resultados, é o 
Bombeio Centrífugo Submerso Submarino – BCSS, no qual a árvore de natal está 
assentada no leito marinho configurando o que se denomina completação molhada 
(HUPP, et al., 2011). 
No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo 
do poço é através de um cabo elétrico, onde essa energia elétrica é transformada em 
energia mecânica através de um motor de fundo. O qual está diretamente conectado a uma 
bomba centrífuga que transmite a energia para o fluido em forma de pressão, elevando-o 
até a superfície. O BCS há alguns anos era utilizado em poços que produziam com alto 
teor de água e com baixa razão gás-óleo. Atualmente estão sendo produzidos 
economicamente pelo BCS, poços com fluidos de alta viscosidade e com altas 
temperaturas. Estudos estão sendo feitos para esse método de elevação produzir também 
poços com alta razão gás-líquido (THOMAS, 2001). 
Este trabalho irá descrever os métodos de elevação artificial e terá foco em 
caracterizar o Bombeio Centrifugo Submerso. É de conhecimento que os fabricantes das 
bombas utilizadas nesse método disponibilizam cartas com curvas de desempenho 
características para cada bomba, que determinam a eficiência da bomba, a capacidade de 
elevação (head) e a potência necessária do motor. Porém, as curvas são desenvolvidas 
com base em testes de bancadas realizados com água, e para otimizar o uso dessas bombas 
19 
 
na indústria petrolífera é de suma importância uma adequação para fluidos com 
viscosidade superior à da água, no caso, o petróleo. 
Neste trabalho a investigação da adequação da curva de elevação da bomba será 
feita utilizando a metodologia de Ofuchi et al. (2017), bem como uma validação do 
método. Para isso será investigada a influência do grau API do óleo e o teor de água da 
emulsão água em óleo, bem como variar frequência de operação da bomba, afim de 
analisar a degradação da curva de elevação da bomba em relação a curva fornecida pelo 
fabricante, ou seja, usando apenas água. A partir dos resultados será possível verificar 
qual a combinação dos parâmetros em que a capacidade de elevação da bomba sofrerá 
menos degradação. Ainda, o presente trabalho tem como finalidade comparar as curvas 
de diferentes fabricantes afim de escolher a bomba que terá menos degradação entre esses 
fabricantes para a combinação dos parâmetros. 
 
1.1– Objetivos 
 
1.1.1– Objetivo Geral 
 
Adequar, através do método de Ofuchi et al. (2017), a curva de performance de 
bombas utilizada no BCS para o uso de óleo, visto que as curvas são baseadas na elevação 
de água. 
 
1.1.2 – Objetivos Específicos 
 
• Descrever e caracterizar os métodos de elevação artificial de petróleo, tendo como 
foco o Bombeio Centrífugo Submerso. 
• Fazer um estado da arte buscando ter conhecimento sobre estudos realizados 
anteriormente em relação ao BCS e métodos de correção de curva de performance 
de bombas utilizadas nesse método. 
• Observar o comportamento da curva do head de duas bombas de fabricantes 
diferentes, REDA e CENTRILIFT, escolhidas na mesma faixa de vazão operando 
com óleos leve, médio e pesado. 
20 
 
• Analisar a influência do grau API do óleo, bem como da fração de água e rotação 
de operação na degradação da curva de performance da bomba em relação a curva 
da água, utilizando o método de Ofuchi. 
• Comparar a influência das misturas nas bombas escolhidas. 
• Desenvolver um modelo matemático que possa maximizar a capacidade de 
elevação da bomba em função das variáveis avaliadas através de um planejamento 
fatorial de simulações. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
21 
 
Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 
 
2.1 – O Petróleo 
 
O petróleo pode ser definido como um combustível fóssil, formado pela 
sedimentação de matéria orgânica no fundo de rios e mares e que sofreram decomposição 
e transformações químicas ao longo dos anos. O resultado dessa transformação é um 
material oleoso, formado basicamente de hidrocarbonetos, oxigênio, nitrogênio, e, ainda, 
elementos metálicos como vanádio, cobre, ferro, chumbo e níquel. 
A American Society for Testing and Materials (2002),ASTM, define petróleo 
como: "uma mistura de ocorrência natural, consistindo predominantemente de 
hidrocarbonetos e derivados orgânicos sulfurados, nitrogenados e oxigenados, a qual é ou 
pode ser removida da terra no estado líquido. O petróleo bruto está comumente 
acompanhado por quantidades variáveis de substâncias estranhas tais como água, matéria 
inorgânica e gases. A remoção destas substâncias estranhas não modifica a condição de 
mistura do petróleo cru. No entanto, se houver qualquer processo que altere 
apreciavelmente a composição do óleo, o produto resultante não poderá mais ser 
considerado petróleo". 
O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em 
quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado 
ou presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada 
acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de 
geradoras. São estas rochas que submetidas a certas temperaturas e pressões, geram o 
petróleo na subsuperfície (MILLIOLLI, 2008). 
 
2.1.1 – Classificação do Petróleo 
 
Existem diferentes formas de classificar o petróleo. Uma delas seria definir o tipo 
pelos hidrocarbonetos presentes na mistura podendo o petróleo ser: parafínico, naftênico 
ou aromático. Outra classificação muito utilizada se baseia na propriedade física da 
22 
 
densidade do petróleo, o grau API, criado pelo American Petroleum Institute (API). 
(ANP, 2010) 
 
2.1.1.1 – Quanto ao grau API 
 
Em relação ao grau API (American Petroleum Institute) o petróleo é classificado 
de leve a ultra pesado. Tal parâmetro é de suma importância no mercado, pois quanto 
mais leve o petróleo, maior é o seu valor comercial, sendo o contrário também verdadeiro. 
Ademais, sua importância também se relaciona ao refino, pois geralmente as 
refinarias determinam o °API do óleo que será comprado, assim como no caso de 
exportação, onde o óleo tem que atender as especificações internacionais. Caso o °API 
do petróleo produzido não atenda tais especificidades torna-se necessário fazer um blend, 
que se trata de uma mistura de óleos com diferentes °API afim de obter um óleo que tenha 
o °API desejado. Esse blend é feito nas Estações de Tratamento de Óleo (ETO) ou nas 
Estações Coletoras de Produção. Só após essa adequação o óleo é exportado ou 
direcionado para a refinaria. 
O grau API é calculado pela Equação (1): 
 
 𝐴𝑃𝐼 (𝐺𝑟𝑎𝑢) = 
141.51
𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒
− 131,50 (1) 
 
Onde a densidade relativa do óleo é medida a 60°F (15,6°F) e em g/cm³. 
 
Tal classificação é mostrada na Tabela 1: 
 
23 
 
Tabela 1 – Classificação do petróleo quanto ao grau API segundo o American Petroleum Institute 
 
Fonte: HERNANDEZ, 2013. 
 Existem diferentes classificações de óleos crus em relação ao grau API, pois cada 
instituição ligada à indústria de petróleo tem uma classificação própria (HERNANDEZ, 
2013). Conforme mostrado na tabela 2. 
 
Tabela 2 – °API sugerido por algumas instituições/setores da indústria petrolífera 
 
 
2.1.1.2 – Quanto ao o fator de caracterização de Watson ou KUOP 
 
Esse parâmetro está relacionado a quantidade de parafinas do óleo cru e é 
calculado pela Equação (2): 
 
𝐾𝑈𝑂𝑃 = 
(𝑇𝑏/1,8)
1/3
𝑆𝐺
 (2) 
 
Onde: Tb é a temperatura de ebulição média do óleo em Kelvin e SG a gravidade 
específica do óleo cru. 
 A tabela 3 mostra a classificação dos óleos crus segundo o fator de Watson. 
24 
 
Tabela 3 – Classificação dos óleos crus em função do fator de Watson. 
 
Fonte: HERNANDÉZ, 2013 
 
De acordo com UNGAR (2012), as parafinas são hidrocarbonetos de cadeias 
lineares (normal) ou ramificadas (isômeros), que não possuem ligações duplas entre os 
átomos de carbono (cadeias saturadas). Os naftenos também são hidrocarbonetos 
saturados, muito abundantes nos petróleos brutos (25 a 75%). Diferenciam-se das 
parafinas por serem compostos cíclicos. Embora se saiba que existam naftenos com até 
oito anéis, técnicas analíticas conseguiram determinar com certeza a estrutura dos 
compostos com no máximo cinco anéis. A reatividade dessas substâncias é semelhante à 
das parafinas. Dessa forma, os naftenos sofrem reações de quebra da ligação C-C, 
desidrogenação ou aromatização. Aromáticos são compostos também cíclicos, formados 
por um ou mais anéis benzênicos. Por exemplo, o naftaleno é uma substância formada 
por dois anéis de benzeno condensados. Compostos com três ou mais anéis são 
encontrados principalmente nas frações mais pesadas do petróleo bruto. 
 
2.2 – Elevação 
 
A Elevação é a parte da cadeia petrolífera que trata do escoamento dos 
hidrocarbonetos extraídos do reservatório até a cabeça do poço, na superfície, vencendo 
a força gravitacional. A elevação pode ser dá de forma natural ou artificial. 
 
2.3 – Elevação Natural 
 
No início da sua vida produtiva o reservatório tem capacidade de elevar os fluidos 
(óleo, gás e água) até a superfície, pois a pressão disponível vence as perdas de pressão 
25 
 
no meio poroso, na coluna de produção e na linha de produção. Dessa forma, a pressão 
disponível no reservatório empurra os fluidos de onde a pressão é mais alta (no 
reservatório) para onde a pressão é mais baixa (na superfície). Nesse caso, o poço é 
chamado de surgente e esse fenômeno é conhecido como elevação natural de petróleo. 
Os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais devido à 
simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de 
líquido e com um menor custo por unidade de volume produzido, devido essas vantagens 
vem sendo feito estudos há anos das variáveis que afetam a vazão de um poço surgente, 
para que se possa manter e incrementar essa produção de petróleo por elevação natural 
(LEONEZ, 2011). 
Um poço surgente requer uma instalação bastante simples. Concentricamente ao 
revestimento do poço é instalada a coluna de produção. O espaço anular entre o 
revestimento do poço e a coluna de produção é isolado do fundo do poço através de um 
packer. Na cabeça de produção é instalado uma árvore de natal e entre esta e a linha de 
produção é instalado uma válvula com abertura regulável denominada bean ou choke 
(ASSMANN, 2008). 
O ponto de operação para um poço surgente é definido pela produtividade do 
poço, pressão e profundidade do reservatório, diâmetro da coluna e da linha de produção, 
abertura do choke, pressão de separação e características do fluido (viscosidade, 
densidade, fração da água, razão gás liquido, tensão interfacial e pressão de bolha). 
A figura 1 mostra o fluxo em um poço surgente. 
 
Figura 1 – Fluxo em um poço surgente. 
Fonte: NASCIMENTO, 2005. 
26 
 
 2.4 – Elevação Artificial 
 
Ao passo que os hidrocarbonetos são produzidos a pressão disponível no 
reservatório decresce e torna-se insuficiente para que os hidrocarbonetos emerjam na 
superfície. Então se faz necessária a suplementação dessa energia para que os fluidos 
cheguem a superfície. Nesse caso, são utilizados os métodos de elevação artificial. 
Ressalta-se que mesmo os poços que são surgentes, após um determinado tempo 
de produção, começam a apresentar um declínio considerável na pressão, resultando na 
queda de energia do reservatório. Com isso, a pressão no poço diminui e chega a um 
limite, impossibilitando o deslocamento do petróleo até a superfície apenas com energia 
natural, ou ainda, devido à baixa pressão e, assim, esse poço deixa de ser economicamente 
viável. Portanto, a partir desse instante, as técnicas artificiais de elevação começam a ser 
utilizadas nesse poço visando a aumentar sua produtividade (RIZZO FILHO, 2011). 
Os métodos de elevação artificial mais utilizados no mundo são: gás-lift contínuo 
(GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio mecânicocom hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP). 
A escolha do método de elevação artificial ideal é complexa e, muitas vezes, o 
campo de aplicação dos métodos se superpõem. Em boa parte dos casos, entretanto, a 
maior adequação de um ou outro método é suficientemente clara (ASSMANN, 2008). 
A determinação do melhor método é função de vários fatores, dentre eles: vazão 
e viscosidade do fluido, razão gás-líquido (RGL), razão gás-óleo (RGO), profundidade 
dos poços, lâmina d’água, mecanismo de produção do reservatório, presença de areia e 
gás, segurança do cenário e do pessoal, etc. 
A figura 2 apresenta a quantidade percentual de poços da Petrobras que utilizam 
cada um dos métodos de elevação artificial, além dos poços que são surgentes. Os dados 
são de uma das Unidades de Negócios da Petrobras (NASCIMENTO, 2005). 
 
27 
 
 
Figura 2 – Utilização dos métodos artificiais de elevação de petróleo em número de poços. 
 Fonte: NASCIMENTO, 2005. 
 
A Figura 3 mostra o volume percentual produzido por cada um dos métodos 
utilizados. 
 
Figura 3 – Divisão percentual dos métodos de elevação do petróleo na produção de Petrobras. 
 Fonte: RIZZO FILHO, 2011. 
 
2.4.1 – Gás Lift (GL) 
 
A elevação por gás lift é a que mais se assemelha a elevação natural. Conforme 
Rossi (2010), quando comparado a outros métodos de elevação artificial o GL tem como 
vantagem: baixo custo dos equipamentos de fundo de poço, é aplicável em poços 
desviados e em poços com alta temperatura, tem condições operacionais facilmente 
modificáveis para as alterações do reservatório, apresenta boa flexibilidade operacional 
em relação à vazão e pressão estática, é aplicável em poços com alta razão gás-líquido, 
28 
 
além de ser um método com larga experiência em campo. Existem dois tipos de gás lift : 
o contínuo (GLC) e o intermitente (GLI). 
Segundo Thomas et al. (2001), o GL é um método muito versátil em termos de 
vazão (1 a 1.700 m³/d), de profundidade (até 2.600 metros, dependendo da pressão 
disponível para injeção), e é favorável para fluidos com alto teor de areia, elevada Razão 
Gás Líquido (RGL). Este método propicia, ainda, baixos investimentos em poços 
profundos quando comparado a outros sistemas de elevação artificial. 
No sistema pneumático denominado gás lift é transmitida energia para o fundo do 
poço na forma de gás comprimido. O gás é injetado sob pressão no anular existente entre 
o revestimento do poço e a coluna de produção. Válvulas situadas na coluna de produção 
permitem a injeção do gás no anular para o interior da coluna de produção. Ao se misturar 
com o fluido produzido, o gás injetado alivia o peso da mistura reduzindo a perda de carga 
total na coluna de produção (ASSMANN, 2008). 
A escolha entre o Gás Lift Contínuo e o Intermitente para um determinado poço 
depende de vários fatores, sendo os principais o índice de produtividade (IP) e a pressão 
estática (Pe). Sempre que o índice de produtividade e/ou a pressão estática forem 
considerados baixos, a opção deve ser pelo Gás Lift Intermitente. Quando os dois 
parâmetros forem altos, o Gás Lift Continuo é o mais recomendável. Para valores 
intermediários, os dois podem ser aplicáveis (ROSSI, 2010). 
 
 
2.4.1.1 – Gás-Lift Contínuo (GLC) 
 
O GLC consiste em injetar gás de forma contínua na coluna de produção 
misturando-o com os fluidos do reservatório, fazendo com que a densidade da mistura 
seja mais leve e, consequentemente, mais fácil de elevá-la até a cabeça do poço. A injeção 
é controlada na superfície através de um choke. A figura 4 mostra um poço equipado 
com gás-lift contínuo. 
 
29 
 
 
 
Figura 4 – Poço equipado com gás lift contínuo. 
Fonte: NASCIMENTO, 2005 
 
 
2.4.1.2 – Gás-lift Intermitente (GLI) 
 
O sistema de GLI consiste em injetar gás a alta pressão abaixo da coluna de fluido, 
de forma periódica, afim de deslocar o fluido em um fenômeno semelhante a uma golfada. 
A injeção de gás é controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula 
controladora (motor valve). 
O gás – lift intermitente necessita de uma válvula de orifício de abertura rápida, 
para diminuir a penetração do gás na golfada de fluido, pois não existe elemento de 
separação entre o líquido e o gás. No GLI a vazão é elevada e periódica de gás para 
transmitir grande velocidade ascendente à golfada (LEONEZ, 2011). 
 
2.4.2 – Bombeio Mecânico (BM) 
 
 Historicamente, o primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria 
do petróleo foi o bombeio mecânico (Sucker-rod Pumping), surgindo logo após o 
nascimento da indústria de petróleo. Sua importância se reflete no número de instalações 
30 
 
existentes, que corresponde a 80% dos poços produtores mundiais, o que lhe dá a posição 
de método mais utilizado no mundo. No Brasil, responde por cerca de 8% da produção 
diária de petróleo, equipando em torno de 80% dos poços produtores (NASCIMENTO, 
2005). 
As principais vantagens desse método de elevação são: flexibilidade da vazão e 
profundidade, possibilidade de utilização de fluidos com diferentes composições e 
viscosidades, menor custo/produção ao longo da vida produtiva do poço, simplicidade de 
operação, manutenção e projeto de novas instalações, etc. (SIQUEIRA, 2012). 
A figura 5 mostra os componentes do Bombeio Mecânico. 
 
 
Figura 5 – Bombeio Mecânico com hastes. 
Fonte: ROSSI, 2003. 
 
Nesse 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 próxima 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 (ARAGÃO, et al., 2013). 
 
31 
 
2.4.3 – Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) 
 
O BCP é o método de elevação artificial mais recente quando comparado com os 
demais métodos, inicialmente era utilizado em reservatórios relativamente rasos e de 
baixas vazões (abaixo de 20 m³/d) (ROSSI, 2010). Porém com o aperfeiçoamento e 
desenvolvimento de novos equipamentos o BCP ampliou sua faixa de operação, 
competindo com os outros métodos em diversos cenários, e com aqueles usados para 
produção de óleos pesados em poços profundos, com alta vazão de liquido e produção de 
areia. 
Esse método utiliza uma bomba de cavidades progressivas que gera a diferença 
de pressão necessária a partir do bombeamento volumétrico do fluido. As cavidades são 
espaças vazios criados, progressivamente, ao girar o rotor no interior do estator no sentido 
da sucção para a descarga, originado o deslocamento positivo (NASCIMENTO, 2005). 
Na figura 6 está representado um sistema de BCP. 
 
 Figura 6 – Bombeio por Cavidades Progressivas 
Fonte: THOMAS, 2004. 
 
 
32 
 
2.4.4 – Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) 
 
Semelhante aos demais métodos de elevação, o BCS consiste em complementar a 
energia do reservatório, aumentando assim o diferencial de pressão entre o fundo e a 
cabeça do poço. Afim de que os hidrocarbonetos, com uma vazão viável do ponto de vista 
da operação e econômico, escoem do poço para as facilidades de produção na superfície. 
 Quanto à evolução do sistema de bombeio centrífugo submerso para operar em 
poço, de acordo com Oliveira (2006), iniciou-se com o desenvolvimento do motor elétrico 
para operação submersa em poço, desenvolvido em 1911, por Armais Arutunoff, na 
Rússia. Em 1916, ele aplicou o motor em conjunto com uma bomba centrífuga para 
operações submersas em água. Em 1923, Arutunoff emigrou para os EUA em busca de 
financiamento para os seus projetos. A Phillips Petroleum sustentou o desenvolvimento 
de um sistema de BCS para ser testado em seus poços. Em 1927, foi instalado o primeiro 
sistema, em El Eldorado, Kansas. 
Atualmente, o método de elevação artificial do sistema BCS com seus 
equipamentos desuperfície e subsuperfície está sendo muito utilizado no mundo e no 
Brasil para bombear grandes volumes de fluidos (óleo+água) em campos terrestres 
produtores de petróleo (onshore) e marítimo (offshore), devido à flexibilidade de 
instalação, operação e dos avanços tecnológicos desse método, para operar em poços de 
petróleo verticais, direcionais (inclinados) e horizontais (MANCÚ, 2013). 
O sistema BCS trata-se, basicamente, de uma bomba centrífuga de múltiplos 
estágios, acionada por um motor elétrico, sendo este conjunto motor-bomba fixado na 
extremidade da coluna do poço. Dessa forma, o conjunto fica submerso no óleo do 
reservatório e o seu funcionamento cria um incremento de pressão no fundo do poço de 
modo a se obter a vazão desejada de óleo na superfície (BARBOSA, 2009). 
 
2.4.4.1 – Cenários de aplicação 
 
Comumente, a escolha do método de elevação artificial a ser usado nos poços é 
definida após a fase de completação dos mesmos. O cenário de aplicação do método deve 
33 
 
ser estudado criteriosamente para que a escolha seja feita de forma segura e 
economicamente viável. 
É grande a versatilidade do BCS, tendo em vista que poços equipados com esse 
sistema tem grande capacidade de elevação (cerca de 500m³/dia de óleo). O BCS é 
indicado para poços que produzem com alta viscosidade, porém, esses casos merecem 
uma atenção maior, visto que a eficiência da bomba sofre uma leve queda, mas o calor 
gerado pelo motor ameniza esse problema, pois o aumento da temperatura reduz a 
viscosidade dos fluidos, facilitando sua entrada na bomba e seu escoamento para a 
superfície. 
Em zonas urbanas o BCS pode ser instalado sem causar muitos transtornos para a 
comunidade das redondezas, pois o nível de ruído próximo ao poço é baixo e o único 
equipamento que fica exposto na superfície é a cabeça de produção, já que o quadro de 
comando e o transformador podem ser colocados em locais de menor acesso. Porém, se 
faz necessário um cuidado em relação aos equipamentos e cabos visto que o motor 
elétrico opera em altas voltagens na superfície. (ROSSI, 2010) 
O BCS tem sua aplicação principal em poços que produzem com pouco gás livre 
em condições de fundo de poço. Volumes de gás livre acima de 10% na sucção da bomba 
devem ser evitados através da utilização de separadores de fundo. Como regra geral, 
quanto maior a capacidade volumétrica da bomba, maior sua tolerância em trabalhar com 
gás livre. Caso a separação não possa ser feita ou o volume de gás seja muito alto, outros 
métodos devem ser priorizados (ROSSI, 2010). 
No geral, o BCS não é indicado para operar em poços que tenham produção de 
areia. No entanto, o BCS pode ser utilizado nesse tipo de poços desde que sejam utilizados 
gravel-pack ou filtros de areia de fundo. 
O Bombeio Centrífugo Submerso é bastante eficaz em poços desviados porque 
independe de coluna de hastes, tendo uma durabilidade efetiva em poços com alto dog-les. 
Segundo Barbaresco (2011), dentre as vantagens do BCS têm-se: a existência de 
equipamentos disponíveis para um “range” bastante variado com vazões de médias a 
altas, além de não poluir o meio ambiente e ser um método relativamente simples em 
relação a automação, supervisão e controle. Sobre as limitações do BCS está o custo 
inicial que é relativamente alto e a alta temperatura que pode gerar degradação do sistema 
34 
 
de isolamento do cabo elétrico e outros equipamentos. Um outro problema é a 
manutenção ou substituição de equipamentos do conjunto de fundo, pois é necessária a 
retirada da coluna de produção exigindo uma parada de operação. E ainda como 
desvantagem desse método está a necessidade de uma fonte de eletricidade estável e de 
confiança. 
A Petrobras, por meio do Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento 
em Águas Profundas e Ultraprofundas (PROCAP), conseguiu desenvolver tecnologia 
para utilização do BCS em lâminas d’água acima de 1.000 m (RIBEIRO et al., 2005). 
Com o aperfeiçoamento das técnicas e o desenvolvimento de novas tecnologias 
tornou-se mais frequente o uso do BCS em poços marítimos. A Petrobras foi pioneira em 
bombeamento submarino tendo, em 1994, instalado a primeira BCSS (BCS com Árvore 
de Natal Molhada - ANM) do mundo. A partir de então, o número de novas instalações 
pela Petrobras foi discreto. Outras operadoras utilizaram este conceito de forma mais 
extensiva a exemplo dos campos de LIHUA, LUFENG, OTTER, entre outros. Entretanto, 
os recentes descobrimentos, principalmente de óleo pesado em águas profundas na costa 
brasileira e a necessidade de produzir áreas marginais recolocaram a alternativa de 
elevação por BCSS como estratégia na produção de óleo pesado (VIANA, et al., 2015). 
No ano de 2015, a produção total de óleo e a produção de gás em campos 
marítimos foi de 169.868,4 m³/dia e 31.116,95 Mm³/dia, respectivamente. Realizando 
uma média deste valor pela frequência de aparição de cada método em campos offshore, 
percebe-se que o método BCS foi responsável pela maior parte da produção diária de óleo 
no ano de 2015 (FARIAS, 2016). Como pode ser observado na figura 7. 
 
 
 
35 
 
 
Figura 7 – Produção média de óleo e gás por método de elevação em campos offshore. 
Fonte: FARIAS, 2016. 
 
Em comparação com outros métodos, o BCS é mais utilizado em campos 
marítimos produtores de óleos médios (° API de 20 a 30) e óleos pesados (°API menor 
que 20). Conforme mostra a figura 8. 
 
 
Figura 8 – Utilização de métodos de elevação artificial por °API em 15 campos offshore avaliados por 
Farias, 2016. 
Fonte: FARIAS, 2016 
 
2.4.4.2 – Princípio de Funcionamento do Método 
 
Na superfície, quando o quadro de comando ou painel elétrico é acionado um 
motor elétrico de subsuperfície transforma energia elétrica em mecânica e uma bomba 
centrífuga converte a energia mecânica do motor em energia cinética, elevando o fluido 
36 
 
à superfície onde é transportado por uma linha de produção até uma Estação Coletora de 
Produção ou Estação de Tratamento de Óleo (ETO) para armazenamento e tratamento e 
posteriormente enviado para a exportação ou refino. 
Diferente do BCP, a BCS envia energia ao fundo do poço para iniciar o 
bombeamento através de um cabo elétrico. No fundo, a energia elétrica é transformada 
em mecânica por um motor de subsuperfície que está diretamente conectado a bomba, 
que por sua vez fornece energia para o fluido na forma de pressão. Esse processo 
responsável por fornecer ganho de pressão ao fluido acontece no interior da bomba em 
um sistema formado por múltiplos estágios. Cada estágio é constituído por um conjunto 
de impelidor e difusor. O primeiro aumenta a velocidade do fluido, gerando energia 
cinética; e o segundo reduz sua velocidade, transformando energia cinética em pressão 
(RIZZO FILHO, 2011). A figura 9 mostra um poço operando com BCS. 
 
 
Figura 9 – Poço operando pelo sistema BCS. 
Fonte: MANÇU, 2013. 
 
Para aumentar a pressão de admissão da bomba, reduzindo o volume de gás livre, 
é necessário coloca-la o mais próximo possível do fundo do poço. Em contrapartida, o 
conjunto de fundo (equipamentos de subsuperfície do BCS) opera em uma temperatura 
mais elevada, podendo causar prejuízos no sistema de isolamento do BCS com 
consequente superaquecimento do motor. Além disso, o comprimento do cabo elétrico e 
37 
 
da coluna da produção serão maiores em comparação a bomba instalada mais acima do 
fundo do poço. 
 
2.4.4.3 – Equipamentos 
 
Os equipamentos do BCS são frequentemente divididos em equipamentos de 
superfície e subsuperfície. A figura 10 faz uma ilustração desses equipamentos. 
 
Figura 10 – Equipamentos de superfície e subsuperficie do BCS. 
Fonte: BATISTA, 2009. 
 
2.4.4.3.1 – Equipamentos de Superfície 
 
✓ Quadro de Comandos 
✓ Fonte de Energia 
✓ Transformador 
✓ Caixa de Ventilação 
✓ Cabeça de Produção 
✓ Variador de Velocidade ou Frequência (Variable Speed Drive – VSD)✓ Cabo Elétrico de Superfície 
38 
 
a) Quadro de Comandos 
Responsável por controlar com segurança os equipamentos de fundo. A seleção 
do quadro de comando depende da amperagem, voltagem e potência máxima nas quais o 
sistema vai operar. Segundo Batista (2009), o quadro de comando divide-se em duas 
partes: 
• Média tensão: comporta os transformadores de corrente e de controle, fusíveis de 
proteção e a chave seccionadora; 
• Baixa tensão: abriga os relés, amperímetro, temporizador, etc. 
 
b) Fonte de Energia 
Nos poços em terra a energia elétrica é fornecida pela rede elétrica, a tensão 
utilizada é geralmente 13,8 kV. Enquanto que para poços marítimos, a energia é fornecida 
por geradores e voltagem disponibilizada é de 460 V. 
 Os conjuntos de fundo, entretanto, funcionam com motores cuja voltagem 
normalmente varia de 800 a 4000 V, ou seja, bem diferentes da voltagem disponibilizada 
pela rede elétrica ou gerador. Torna-se necessário, portanto, a utilização de um 
equipamento chamado “transformador” (ROSSI, 2010). 
 
c) Transformador 
Este tem como função transformar a tensão da rede elétrica na tensão nominal 
requerida pelo motor acrescida das perdas de voltagem no cabo elétrico. A escolha do 
transformador é função da voltagem da rede elétrica e do motor, da potência necessária 
do motor e perdas do cabo elétrico. 
 
d) Caixa de Ventilação 
É um equipamento utilizado em poços onshore que é instalado entre o quadro de 
comando e o poço, com o objetivo de ventilar o cabo trifásico, evitando que o gás migre 
do poço para o interior do cabo elétrico, podendo atingir o quadro de comando e causando 
uma explosão. 
39 
 
e) Cabeça de Produção 
 
É uma cabeça especial onde possui duas passagens, sendo uma para a coluna de 
produção e uma para o cabo elétrico. A cabeça de produção a ser utilizada vai depender 
do diâmetro do revestimento, tipo do cabo, pressões envolvidas e diâmetro da coluna de 
produção (LEONEZ, 2011). 
 
 
f) Variador de Velocidade ou Frequência (Variable Speed Drive – VSD) 
 
Possibilita que se obtenha inicialmente uma partida lenta e um aumento gradual 
da frequência até a frequência da rede. Ou seja, sabendo que a frequência usual é de 60 
Hz, o VSD permite que o conjunto opere em outra faixa de frequência, geralmente de 30 
a 90 Hz. Possibilitando o aumento da velocidade do motor e como consequência da vazão 
do poço. Além disso, o aumento da frequência também proporciona o aumento do head 
fornecido pela bomba. 
Segundo MANÇÚ (2013), O VSD ainda acumula diversas funções: altera a 
velocidade de operação do motor/bomba, funciona como quadro de comando, controla a 
partida e parada do sistema e acumula as informações do comportamento das variações 
elétricas ocorridas. A figura 11 mostra um VSD. 
 
 
Figura 11 – VSD. 
 Fonte: BARBOSA, 2009. 
40 
 
g) Cabo Elétrico de Superfície 
 
O cabo elétrico de superfície alimenta o motor do conjunto de fundo a partir do 
transformador. Ele tem perfil circular e é trifásico, possuindo as mesmas características 
do cabo redondo utilizado dentro do poço. 
 
 
2.4.4.3.2 – Equipamentos de Subsuperfície 
 
✓ Motor Elétrico 
✓ Bomba 
✓ Admissão da Bomba 
✓ Protetor ou Selo 
✓ Válvulas de Retenção 
✓ Válvula de Drenagem 
✓ Cabo Elétrico 
✓ Sensores de Pressão e Temperatura de Fundo 
 
a) Motor Elétrico 
Os motores elétricos usados no BCS são projetados para operarem imersos nos 
fluidos que estão sendo produzidos e a altas pressões e temperaturas. Devido a essas 
severas condições de trabalho, esses equipamentos são preenchidos com óleo mineral 
refinado, afim de prover seu resfriamento, bem como o isolamento elétrico e a 
lubrificação dos mancais. O calor gerado no motor é transferido para o fluido produzido 
que está passando pelo espaço anular, afim de resfriar o próprio motor. 
Segundo ROSSI (2010), o tipo de motor usado pelo sistema BCS é trifásico, 
dipolo, de indução, que funcionam com velocidade de aproximadamente 3.500 rpm para 
uma frequência de rede de 60 Hz. O motor consiste de uma carcaça tubular de aço 
carbono, dentro da qual há uma parte estacionária (estator) e uma parte giratória (rotor) 
montada sobre um eixo. 
Os motores utilizados nesse método de elevação são do tipo gaiola de esquilo 
(BATISTA, 2009). A figura 12 mostra esse tipo de motor: 
 
41 
 
 
 
Figura 12 – Motor tipo gaiola de esquilo. 
Fonte: BATISTA, 2009. 
 
b) Bomba Centrífuga 
O principal componente do BCS é a bomba centrífuga de múltiplos estágios. A 
bomba é acionada por um motor e o conjunto motor-bomba é fixado na extremidade da 
coluna do poço. O conjunto fica submerso no óleo do reservatório fornecendo um 
incremento de pressão no fundo do poço, elevando assim o fluido até as facilidades de 
produção na superfície. Os estágios são montados em série e sua quantidade depende das 
necessidades de elevação do poço onde a bomba será instalada. Esses estágios são 
constituídos cada um por um difusor ou voluta, que é a parte fixa; e um impelidor, também 
conhecido como rotor, que gira a uma velocidade aproximada de 3500 rpm. A figura 13 
mostra um rotor real da BCS GN-7000. 
 
 
Figura 13 – Rotor real da BCS GN-7000. 
Fonte: SIRINO, 2013 
 
42 
 
O fluido passando pelo rotor é submetido a um campo centrífugo e se move na 
direção radial para posteriormente ingressar na zona do difusor. No difusor a energia em 
forma de velocidade é transformada em pressão até atingir o estágio seguinte, onde o ciclo 
ocorre da mesma maneira. O ganho de pressão é incremental ao longo da série de estágios 
da bomba até atingir a elevação total de descarga (VARON, 2013). Como representado 
na figura a seguir: 
 
 
Figura 14 – Representação do trajeto do fluido em uma bomba centrífuga. 
Fonte: BULGARELLI, 2018. 
 
c) Admissão da bomba 
Está localizada na parte de baixo da bomba e é o trajeto do fluido para abastecer 
o primeiro estágio. A admissão pode ser encontrada de duas formas, sendo elas simples 
ou de separador de gás. É utilizada a forma simples quando o volume de gás livre na 
entrada da bomba seja pequeno, não afetando assim a eficiência do bombeio. A forma de 
separador de gás é utilizada dependendo do volume de gás livre a ser separado. A 
admissão da bomba, sendo ela simples ou do tipo separador de gás, é escolhida de acordo 
com a série da bomba, vazão do líquido e da razão gás-líquido nas condições de bombeio 
(LEONEZ, 2011) 
O Separador de gás busca evitar que o gás vindo do reservatório alcance a bomba 
centrífuga, quando não, pelos menos quebra as bolhas de gás diminuindo seu tamanho e 
seu efeito sobre a bomba. Porém esse equipamento pode resultar numa redução na pressão 
43 
 
da bomba, vibração, erosão e até perda de eixo, quando em presença de areia 
(BARBOSA, 2009). 
Segundo MANÇÚ (2013), o separador de gás pode ser dos seguintes tipos: 
 
• Separador estacionário – a separação de gás do líquido se dá mediante a simples 
mudança brusca do fluxo de fluidos ao entrar na bomba. 
• Separador centrífugo – o gás é separado do líquido devido às diferentes forças 
centrífugas a que são submetidos esses fluidos quando admitidos no separador. O 
líquido é dirigido para o primeiro estágio da bomba, enquanto o gás, que apresenta 
menor densidade, mantém-se próximo ao eixo do separador, onde é canalizado 
para o espaço anular. Em relação ao separador estacionário, o centrífugo tem uma 
eficiência maior de separação que os fabricantes estimam poder ultrapassar a 90%. 
A figura 15 ilustra um separador centrífugo. 
 
Figura 15 – Separador Centrífugo. 
Fonte: BARBOSA 2009. 
 
d) Protetor ou Selo 
Para evitar a contaminação do óleo mineral com o óleo de produção, é adicionado 
entre o motor e a admissão da bomba um sistema de selagem mecânica. Esse equipamento 
denominado de protetor ou selo tem a finalidade de conectar a carcaça do motor com a 
carcaça da bomba assim como os eixos dabomba e do motor, age como uma barreira de 
44 
 
proteção do motor separando o óleo do motor dos fluidos produzidos, equalizar as 
pressões do fluido produzido e do motor evitando diferencial de pressão no protetor, 
prover o volume necessário para a expansão do óleo do motor devido ao seu aquecimento 
e alojar o mancal que absorve os esforços axiais transmitidos pelo eixo da bomba (ROSSI, 
2010). A figura 16 mostra um selo mecânico. 
 
Figura 16 – Protetor ou selo mecânico. 
 Fonte: Barbosa, 2009. 
 
e) Válvulas de Retenção 
 
• Check-Valve: Esse equipamento tem o objetivo de manter a coluna de 
produção cheia de fluido, evitando que quando o conjunto BCS for desligado, 
por qualquer que seja o motivo, o fluido não retorne da coluna de produção para 
o espaço anular causando rotação contrária do eixo da bomba. Caso o conjunto 
de fundo fosse ligado nessa situação, haveria um torque excessivo no eixo do 
conjunto, podendo resultar na sua ruptura (ROSSI, 2010). 
 
• Standing-Valve: Também é uma válvula de retenção da coluna, é 
insertável, podendo ser instalada e retirada com arame. Esta passou a ser descida 
durante a instalação do BCS, após a confirmação de fases, é retirada, deixando 
45 
 
a coluna sem válvula de retenção, mas com a vantagem de se poder efetuar uma 
retrolavagem da bomba, caso a mesma venha a travar (ROSSI, 2010). 
 
f) Válvula de drenagem 
Para evitar que haja excesso de fluido durante a retirada da coluna e afim de drenar 
o fluido da coluna de produção para o espaço anular, é usada a válvula de drenagem 
sempre que é descida a válvula de retenção. 
 
g) Cabo Elétrico 
O cabo elétrico tem a função de transmitir energia da superfície para o motor. Esse 
cabo elétrico é trifásico e com condutores de alumínio ou de cobre. O cabo é 
dimensionado de acordo com a corrente elétrica que irá alimentar o motor, da temperatura 
de operação, voltagem da rede, tipo de fluido a ser produzido e do espaço disponível entre 
a coluna de produção e o revestimento. O cabo elétrico escolhido deverá resultar numa 
queda de tensão menor do que 10 volts para cada 100 metros de cabo (LEONEZ, 2011). 
Esse equipamento pode ser do tipo redondo ou chato. O cabo elétrico redondo é 
comumente utilizado em locais de maior espaço anular, enquanto o chato, é instalado 
onde o espaço anular é menor. A figura 17 mostra esses dois tipos de cabos. 
 
 
 
 
Figura 17 – Cabo elétrico redondo e chato respectivamente. 
Fonte: BARBOSA, 2009 
 
46 
 
h) Sensores de Pressão e Temperatura 
São instalados abaixo do motor e tem a função de avaliar o comportamento do 
poço através de informações de pressão e temperatura do fundo do poço enviando-as para 
a superfície, através do mesmo cabo que leva a energia elétrica para o motor. 
 
2.4.4.4 - Estudo da Curva de performance da bomba 
 
 Os fabricantes fornecem a curva característica ou curva de performance da bomba, 
as quais apresentam uma faixa de vazão de operação e em função dela as curvas da 
potência necessária do motor, que é a quantidade de energia necessária para o 
funcionamento da bomba; curva da altura de elevação (head), esta relaciona-se a 
capacidade de elevar a pressão do fluido bombeado da entrada até a saída da bomba; curva 
da eficiência da bomba, que é a relação entre a potência consumida e aquela que é 
efetivamente transferida ao fluido. Segundo ROSSI (2010), existe um range 
recomendado para a vazão da bomba, assim ela opera sem que haja um desgaste 
prematuro na parte superior dos impedidores (upthrust) ou na parte inferior dos mesmos 
(downthrust). Este desgaste acontece se a bomba operar respectivamente acima da vazão 
máxima ou abaixo da vazão mínima recomendada pelo fabricante. Trabalhando dentro 
desse range de vazão proposto pelo fabricante, a bomba está consequentemente operando 
nas melhores taxas de eficiência. 
 A figura 18 mostra a curva de performance de uma bomba: 
 
47 
 
 
 
Figura 18 – Curva de performance de uma BCS. 
Fonte: TACKACS, 2009. 
 
 
 Através da curva de performance ilustrada na figura 18, pode-se perceber que o 
range de operação indicado pelo fabricante varia em uma vazão mínima de 1400 BPD 
(barris por dia) a uma vazão máxima de 2800 BPD e, nesse range, o head varia de 18 a 
29 ft/estágio, enquanto a potência necessária varia de 0,50 a aproximadamente 0,60 
hp/estágio. O ponto de melhor eficiência (PME) dessa bomba é de aproximadamente 68% 
e acontece quando a bomba opera em torno de 2150 BPD e, nesse ponto, o head é de 
25ft/estágio e potência é cerca de 0,57 hp/estágio. 
Segundo ROSSI (2010), deve-se determinar a bomba a ser utilizada conforme os 
seguintes parâmetros: escolha da série ou diâmetro externo da bomba, escolha do tipo de 
bomba e determinação do número de estágios. A escolha do diâmetro externo deve ser 
feita em função do diâmetro interno do revestimento, de forma que o diâmetro externo da 
bomba caiba no revestimento e deixe um espaço para a passagem do cabo elétrico usado 
para alimentar o rotor. O tipo de bomba é escolhido em função da vazão desejada, de 
forma que esteja no range de vazão para a bomba, afim de evitar o desgaste prematuro na 
parte superior ou inferior dos impedidores. Já a determinação do número de estágios é 
feita a partir da curva característica da bomba escolhida, calculando o número de estágios 
necessários para que o fluido tenha a elevação necessária. 
48 
 
As curvas de desempenho das bombas centrífugas comerciais são sempre 
estabelecidas de forma experimental e utilizam a água como líquido de teste. Quando o 
líquido bombeado apresenta viscosidade maior que a da água, e a velocidade de rotação 
é consideravelmente diferente do que o utilizado para obter as curvas de catálogo, o 
desempenho da bomba é significativamente diferente do apresentado no catálogo e as 
relações de similaridade não são válidas, implicando na queda de rendimento da bomba 
(SIRINO, 2013). Por esse motivo, torna-se necessário fazer um estudo de como a curva 
de performance da bomba irá se comportar operando com fluidos viscosos ou em 
condições de operações diferentes daquelas onde as curvas de performances das bombas 
são obtidas que é o objeto de estudo deste trabalho. 
 
2.5 – Estudo das emulsões 
 
Neste trabalho serão utilizados óleos emulsionados de diferentes graus API, os 
quais terão o teor de água das emulsões variando, então se faz importante o entendimento 
das emulsões e de como a viscosidade e o teor de água influenciam na mesma. 
 
2.5.1 – Definição de emulsão 
 
O termo emulsão refere-se a uma mistura de líquidos, constituída de uma fase 
dispersa e uma contínua. A emulsão é formada na presença de dois líquidos imiscíveis, 
um agente emulsificante e agitação suficiente para ocorrer a emulsificação do sistema. As 
emulsões podem ser classificadas como óleo em água (O/A), onde o óleo é a fase dispersa 
e a água é a fase contínua; e água em óleo (A/O), onde a água é a fase dispersa e o óleo é 
a fase contínua. E ainda emulsões múltiplas de água em óleo em água (A/O/A), em que 
as gotas de óleo dispersas em água possuem em seu interior gotículas de água ou óleo em 
água em óleo (O/A/O), são emulsões em que gotas de água dispersas em óleo possuem 
em seu interior gotículas de óleo (HILÁRIO, 2012). A figura 19 faz uma ilustração dos 
tipos de emulsões. 
Segundo Arnold et al. (1992) e Franco et al. (1988), para formação de uma 
emulsão são necessários três requisitos básicos: 
49 
 
• Coexistência de dois líquidos imiscíveis; 
• Cisalhamento ou aplicação de energia suficiente para que um dos 
• líquidos se apresente na forma de gotas dispersas; 
• Um emulsificante para estabilizar as gotas. 
 
 
Figura 19 – a) Emulsão O/A, b) Emulsão A/O, c) Emulsão A/O/A, d) Emulsão O/A/O. 
Fonte: SOUZA, 2014. 
 
A estabilidade das emulsões depende de vários fatores, sendo a presença de 
emulsificantes naturais nas interfaces, o principalfator de estabilização das emulsões de 
petróleo, reduzindo assim a probabilidade de coalescência entre as gotas (AUFLEM, 
2002). Os emulsificantes naturais que mais se destacam na estabilização da emulsão A/O 
são asfaltenos, resinas, parafinas e ácidos orgânicos solúveis em óleo. 
No cenário petrolífero é recorrente a formação de emulsões do tipo água em óleo 
(A/O), devido a agitação que o fluido sofre durante o escoamento do petróleo do 
reservatório até a superfície através do método de elevação utilizado, fazendo com que a 
água fique dispersa no óleo em forma de gotículas. As emulsões ainda podem ser 
originadas da própria formação, como consequência de processos de recuperação 
primário. A figura 20 é uma fotografia de uma emulsão de petróleo A/O. 
50 
 
 
Figura 20 – Fotografia de uma emulsão de petróleo A/O. 
Fonte: SOUZA, 2009. 
 
Em relação ao BCS, este é o método de elevação que causa maior cisalhamento 
em relação a outros métodos, aumentando a difusão da fase dispersa, fazendo com que 
seja menor o tamanho das moléculas, sendo mais difícil a quebra da emulsão A/O. 
 
2.5.2 – Influência da viscosidade na emulsão 
 
A viscosidade das emulsões depende de fatores como a viscosidades das fases 
contínua e dispersa, a concentração da fase dispersa, temperatura, taxa de cisalhamento, 
presença de aditivos químicos, tamanho médio e distribuição de tamanho de gota. 
Existe uma estreita ligação entre a viscosidade e a estabilidade da emulsão, visto 
que normalmente óleos mais pesados têm maior viscosidade, sendo mais estável a 
emulsão, ou seja, mais difícil de ser quebrada. Isso acontece porque torna-se mais difícil 
separar as fases por segregação gravitacional. Além disso, quanto menor o °API maior a 
incidência de emulsificantes naturais, com isso a emulsão é mais estável e mais difícil de 
ser quebrada. 
 
51 
 
2.5.3 – Influência do Teor de Água na emulsão 
 
Um dos fatores determinantes do comportamento reológico das emulsões é a 
concentração da fase dispersa. A máxima quantidade de água que pode ser dispersa na 
fase óleo, varia de acordo com o tipo de óleo. Normalmente, para baixas concentrações 
de água, a viscosidade de uma emulsão é mais elevada que a das fases em separado, e o 
aumento da porcentagem da fase dispersa no fluido provoca aumento da viscosidade 
aparente da emulsão, chegando há um valor máximo, referenciado como ponto de 
inversão (BONETTI, 2017). 
No exemplo apresentado por Allenson et al., (2011), ao atingir a máxima 
viscosidade aparente, qualquer incremento na concentração de fase dispersa provocará 
uma redução da viscosidade. Neste ponto, a emulsão inverte, deixando de ser uma 
emulsão A/O para se tornar uma emulsão O/A, conforme apresenta a figura 21. A 
diminuição da viscosidade é consequência da água livre devido à inversão de fases da 
emulsão. A água, fluído de baixa viscosidade, passa a molhar a parede, reduzindo as 
perdas por fricção. 
 
 
Figura 21 – Viscosidade em função do teor de água. 
Fonte: ALLENSON ET AL., 2011 
 
 O teor de água da emulsão relaciona-se ainda com a facilidade ou não com 
qual essa emulsão pode ser desestabilizada, visto que ao aumentar o teor de água, as 
52 
 
moléculas tendem a se chocar, havendo então a coalescência com consequente aumento 
no diâmetro das gotículas de água, sendo mais fácil quebrar essa emulsão. 
 
2.6 – Influência da viscosidade nas curvas de desempenho da BCS 
 
Após o entendimento da influência da viscosidade na emulsão, esse tópico irá 
sintetizar como a variação da viscosidade pode alterar as curvas de performance da 
bomba. 
 Segundo VARON (2013), O aumento da viscosidade do fluido pode reduzir 
drasticamente o desempenho de uma bomba centrífuga. Resultados de testes 
experimentais comparando desempenho de bombeamento de água com bombeamento de 
fluido viscoso mostraram que o fluido viscoso causa os seguintes fenômenos: 
• Redução da elevação (H) produzida pela bomba; 
• Redução da capacidade de vazão (Q); 
• Aumento da potência de alimentação requerida pela bomba (BHP); 
• Queda acentuada na eficiência da bomba para todas as vazões (𝜂). 
As afirmações de Varon (2013) podem ser ilustradas nas figuras 22, 23 e 24, 
respectivamente, que demonstram as modificações nas curvas de desempenho quando 
utilizada a água e um óleo de viscosidade 40 cp e grau API 25. Os testes foram feitos no 
trabalho de Batista (2009), utilizado o método de correção do Hydraulic Institute (1955). 
 
 
Figura 22 – Efeito da viscosidade na curva do head. 
Fonte: BATISTA, 2009. 
53 
 
A figura 22 mostra que ao operar com fluidos viscosos a bomba tem uma redução 
na sua capacidade de elevação, conforme já discutido anteriormente. 
 
 
Figura 23 – Efeito da viscosidade na curva de potência. 
Fonte: BATISTA, 2009. 
 
Conforme a análise da figura 23, a potência de alimentação requerida pela bomba 
é maior quando ela opera com fluidos de viscosidade maior que a da água. 
 
 
Figura 24 – Efeito da viscosidade na curva da eficiência. 
Fonte: BATISTA, 2009. 
 
Através da figura 24 nota-se que com o aumento da viscosidade do fluido 
bombeado acontece uma queda na eficiência da bomba. 
 
54 
 
2.7 – Estado da Arte 
 
Este tópico trata de reconhecer estudos realizados em relação ao Bombeio 
Centrifugo Submerso, e estão relacionados a adequação de curvas de desempenho das 
bombas operando com fluidos viscosos. 
 
2.7.1 – Principais Estudos 
 
Ippen (1946), realizou um dos primeiros estudos para analisar o efeito da 
viscosidade na degradação da curva de desempenho de bombas centrífugas. O autor fez 
um estudo analítico-experimental e, na parte analítica, são apresentadas diversas perdas, 
sendo a perda por atrito de disco a principal. Na parte experimental foram levantadas 
curvas de altura de elevação (head) e eficiência da bomba em função da vazão. Foi 
observado que o aumento da viscosidade provoca diminuição do head, eficiência e vazão. 
O autor ainda observou que o ponto máximo de eficiência mudava de posição quando a 
bomba opera com fluidos viscosos em comparação a quando a bomba opera com água. 
O Hydraulic Institute (HI) (1955) propôs um dos métodos mais usado na indústria 
petrolífera com a finalidade de corrigir as curvas de desempenho da bomba operando com 
fluidos de viscosidade superior a água. Tal método foi representado em forma de 
diagrama, mas posteriormente, em 2004, o diagrama foi substituído por equações 
algébricas e passou a considerar a rotação especifica da bomba. 
Stepanoff (1957) desenvolveu um estudo experimental com bombas centrífugas 
trabalhando com água e óleo de viscosidades diferentes, além de fazer uma análise das 
perdas de carga resultantes do escoamento dentro da bomba. Ele propôs uma metodologia 
de correção para a rotação especifica constante e considerando que a degradação da altura 
e da vazão acontecem proporcionalmente. O autor apresentou uma nova definição do 
número de Reynolds, que, juntamente com a expressão da rotação especifica no ponto de 
máxima eficiência, desenvolveu um diagrama para determinar o desempenho da bomba 
centrifuga operando com fluidos viscosos. 
Gülich (1999) fez uso de quatro bombas centrifugas variando a vazão e rotação 
especifica, realizando um estudo sobre as perdas de energia que ocorrem no escoamento, 
55 
 
no interior das bombas, para propor um método de desempenho de bombas operando com 
fluidos viscosos. Em 2010 Gülich propôs um novo método, onde o único dado geométrico 
utilizado é o raio de saída do rotor. 
Turzo et al. (2000) se ocuparam com a melhoria do modelo proposto pelo HI 
(1955). Para isso, desenvolveram correções empíricas para determinar os fatores de 
correção de viscosidade e, com isso, o diagrama foi substituído por equações, as quais 
podem ser inseridas em um programa computacional e utilizadas para analisar o 
comportamento da bomba centrífuga operando com fluidos viscosos. 
KSB