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TCC MARIANA PDF [FINAL]

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT 
COORDENAÇÃO DO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO – CCEP 
 
 
 
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
 
 
 
ESTUDO DE CASO DE UM SISTEMA BCS INSTALADO EM 
POÇO COM LONGO TRECHO HORIZONTAL 
 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 
 
 
 
Orientadora: Prof. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli 
 
 
 
Novembro de 2016 
http://www.sigaa.ufrn.br/sigaa/public/departamento/portal.jsf?lc=pt_BR&id=5075
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 2 
MARIANA CÂMARA DE ARAÚJO CRUZ 
 
 
ESTUDO DE CASO DE UM SISTEMA BCS INSTALADO EM 
POÇO COM LONGO TRECHO HORIZONTAL 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte 
dos requisitos para obtenção do Grau em Engenharia de 
Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do 
Norte. 
 
 
Aprovado em ____de__________de 2016. 
 
 
 ____________________________________ 
Prof. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli 
Orientadora – UFRN 
 
____________________________________ 
Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa 
Membro Examinador – UFRN 
 
____________________________________ 
Engº Marcus Venício Galvão 
Membro Examinador – UFRN 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 3 
DEDICATÓRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico este trabalho aos meus pais, 
Genise e Ivan, a meu irmão Daniel 
 a minha avó Maria Gabriel 
e a minha orientadora,Carla Maitelli. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 4 
AGRADECIMENTOS 
 
Primeiramente, agradeço a Deus pelo dom da vida, por ser tão maravilhoso e 
presente em toda a minha vida e nas minhas decisões. Sempre me dando forças nos 
momentos de dificuldade e fazendo com que esta caminhada seja perseverante e cheia 
de bons frutos. 
À minha família, em especial, meus pais Genise e Ivan, meu irmão Daniel e 
minha avó Maria Gabriel, pelo amor, educação, princípios, apoio, incentivo e esforço 
para sempre proporcionar o melhor possível para mim. 
Ao meu namorado Marcos, pelo incentivo dado durante minha trajetória 
acadêmica, além de todo amor, carinho, compreensão. 
À Professora Drª. Carla Wilza de Souza Maitelli, por seus ensinamentos, 
compreensão, simpatia, inteligência, confiança e orientação que, sem dúvida, foram 
essenciais para conclusão deste trabalho. 
Ao Professor Dr. André Laurindo Maitelli, por sua confiança, ensinamentos, 
solicitude e disponibilidade para auxiliar sempre que possível. 
Ao Professor Dr. Rutácio de Oliveira Costa, pela sua tranquilidade, plenitude, 
compreensão, incentivo, ensinamentos e extrema sabedoria. 
Ao engenheiro Marcus Venício Galvão da PETROBRAS, por pacientemente 
compartilhar sua sabedoria e experiência prática. 
Aos colaboradores, Gabriel Bessa, Felipe Kenneth e Hannah Licia, pelo apoio, 
atenção, ajuda e convivência, que algumas vezes tiveram que parar suas atividades para 
me ensinar algo importante afim que fosse consolidado este trabalho ou mesmo por uma 
palavra de incentivo. 
Aos meus amigos da graduação que fizeram parte dessa caminhada e que de 
forma direta ou indireta me ajudaram na conclusão deste trabalho. 
À Universidade Federal do Rio Grande do Norte, ao Labotarório de Automação 
em Petróleo (LAUT) e a Coordenação do Curso de Engenharia do Petróleo que 
disponibilizaram estrutura física para a realização de todas as pesquisas e o 
desenvolvimento deste trabalho. 
A empresa PETROBRAS pela disponibilização dos dados necessários para que 
houvesse o desenvolvimento do presente trabalho. 
 
À todos, o meu muito obrigada por tudo! 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 5 
RESUMO 
 
 
O presente trabalho enfatiza os problemas que surgem em função do padrão de fluxo 
observado no trecho horizontal e da consequente característica intermitente da 
composição de fluidos que chega à bomba, posicionada à jusante deste trecho. Este 
cenário resulta em perda de eficiência de bombeio, uma vez que há momentos com 
fração de gás livre acima os valores manuseáveis pelos equipamentos instalados, 
consequentemente perda de produção e receita. Em último caso, o comportamento 
intermitente pode levar a falha do sistema de bombeio centrífugo submerso, aspecto 
usualmente associado a altos custos de intervenção em poço. 
 
 
Palavras-chave: Elevação Artificial; Bombeio Centrífugo Submerso; Poço 
Horizontal; Escoamento Bifásico. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 6 
ABSTRACT 
 
 
The present work emphasizes problems that arise due to the flow pattern observed in the 
horizontal section and the consequent intermittent characteristic of the fluid’s 
composition that reaches the pump where is located after of the section. This scenario 
results in loss of pump efficiency, since there are times with free gas fraction above the 
values handled by the installed equipment, consequently loss of production and revenue. 
In the latter case, the intermittent behavior may lead to failure of the submerged 
centrifugal pump system, an aspect usually associated with well’s high intervention 
costs. 
 
 
Palavras-chave: Artificial Lift; Electric Submersible Pump; Horizontal Well; Two-
Phase Flow. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 7 
SUMÁRIO 
 
1. Introdução ................................................................................................................... 16 
1.1 Objetivo do trabalho ................................................................................................. 18 
1.1.1 Objetivo geral ........................................................................................................ 18 
1.1.2 Objetivos específicos ............................................................................................. 18 
2. Aspectos Teóricos....................................................................................................... 20 
2.1 Desempenho do reservatório .................................................................................... 20 
2.1.1 Índice de produtividade linear ............................................................................... 21 
2.1.2 Índice de produtividade de Vogel .......................................................................... 22 
2.1.3 Índice de produtividade combinada ....................................................................... 23 
2.2 Escoamento multifásico ............................................................................................ 24 
2.2.1 Introdução .............................................................................................................. 24 
2.2.2 Escoamento bifásico gás/líquido ........................................................................... 25 
2.2.3 Padrões de escoamento .......................................................................................... 27 
2.2.3.1 Padrões de escoamento vertical .......................................................................... 27 
2.2.3.2 Padrões de escoamento horizontal ...................................................................... 29 
2.3 Bombeio centrífugo submerso .................................................................................. 31 
2.3.1 Introdução .............................................................................................................. 31 
2.3.2 A bomba do bombeio centrífugo submerso ........................................................... 32 
2.3.2.1 Desempenho das bombas BCS ........................................................................... 33 
2.3.2.2Semelhanças das bombas BCS ........................................................................... 36 
2.3.3 Bombeio centrífugo submerso e o gás ................................................................... 38 
2.3.3.1 Introdução ........................................................................................................... 38 
2.3.3.2 Interferência do gás no BCS ............................................................................... 38 
2.3.3.3 Eficiência de separação ...................................................................................... 38 
2.3.3.4 Métodos para solucionar a problemática do gás ................................................. 39 
2.3.3.4.1 Separação natural ............................................................................................. 40 
2.3.3.4.2 Separadores de gás................................................................................. Consulte 
2.3.3.4.3 Configurações de shrouds ............................................................................... 43 
2.3.3.4.4 Formas de manusear o gás ............................................................................... 44 
2.3.3.4.4.1 Superdimensionamento de estágios .............................................................. 45 
2.3.3.4.4.2 Manuseadores de gás .................................................................................... 45 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 8 
2.3.3.4.4.3 Associação de bombas em série ................................................................... 46 
2.4 Tipos geométricos de poços utilizando o BCS ......................................................... 46 
2.4.1 Métodos alternativos para solucionar o problema do gás em poços horizontais... 47 
2.4.1.1 Instalação da bomba no trecho horizontal .......................................................... 47 
2.4.1.2 Tubo extensor ..................................................................................................... 47 
2.4.1.3 Adição de líquido no anular................................................................................ 48 
3. Metodologia e desenvolvimento ................................................................................. 50 
3.1 Dimensionador BCS ................................................................................................. 50 
3.2 Interfaces do dimensionador BCS ............................................................................ 51 
3.3 Equação de perda de carga na tubulação .................................................................. 54 
4. Resultados e discussões .............................................................................................. 56 
4.1 Dados de entrada do dimensionador BCS ................................................................ 56 
4.2 Análise do perfil dimensional do poço ..................................................................... 57 
4.3 Dados da composição 1 ............................................................................................ 59 
4.4 Dados da composição 2 ............................................................................................ 62 
4.5 Análise amperimétrica do poço ................................................................................ 63 
4.6 Análise da submergência da bomba do poço............................................................ 65 
5. Conclusões e recomendações ..................................................................................... 68 
Referências bibliográficas .............................................................................................. 71 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 9 
Lista de Figuras 
Figura 1 - Esquema de um poço BCS 
Figura 2 Ilustração de um exemplo para um gráfico de IP linear. 
Figura 3 - Ilustração de um exemplo para o gráfico de IP Vogel. 
Figura 4 - Gráfico ilustrando o comportamento do índice de produtividade combinado. 
Figura 5 - Padrão de Escoamento Vertical Bifásico gás-líquido 
Figura 6 - Escoamento Horizontal Para Padrão Estratificado 
Figura 7 - Escoamento Horizontal Para Padrão Intermitente 
Figura 8 - Escoamento Horizontal Para Padrão Anular 
Figura 9 - Escoamento Horizontal Para Padrão Bolhas Dispersas 
Figura 10 - Instalação de BCS 
Figura 11 - Ilustração de um estágio da bomba de fluxo radial 
Figura 12 - Esquema do desempenho de uma bomba 
Figura 13 - Curva característica para uma etapa a uma frequência variável utilizando a lei 
das afinidades. 
Figura 14 - Ilustração da diferença entre a geometria das bombas de fluxo radial e misto 
Figura 15 - Comparação do manuseio de gás entre os tipos de bombas pela fração de gás 
livre 
Figura 16 - Gráfico da correlção de Turpin 
Figura 17 - Poços com produção de gás utilizando o método BCS com diferentes 
configurações.(1) BCS com shroud, (2) separador de gás chamado Vortex (3) manuseador 
de gás avançado. 
Figura 18 - Esquema do funcionamento do método de separação natural do gás em uma 
bomba de BCS. 
Figura 19 – Primeiro separador gás-líquido rotativo chamado paddle-wheel com o indutor. 
Figura 20 - Gráfico da eficiência de separação utilizando a Centrilift série 400 
Figura 21 - Ilustração da utilização do shroud e shroud invertido 
Figura 22 - Ilustração da comparação de uma bomba fluxo misto e um manuseador de gás 
Poseidon 
Figura 23 - Ilustração de um poço direcional com BCS 
Figura 24 - Interface do poço direcional no dimensionador BCS 
Figura 25 - Interface dos dados para a curva IPR no dimensionador BCS 
Figura 26 - Interface do separador de gás no dimensionador BCS 
Figura 27 - Interface do manipulador de gás do dimensionador BCS 
Figura 28 - Interface para os dados da bomba do dimensionador BCS 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 10 
Figura 29 - Gráficos do perfil direcional do poço e seu respectivo dogleg 
Figura 30 - Curva do head da bomba manuseadora de gás G12 
Figura 31 - Curva do head da bomba P8 Fonte: Dimensionador BCS 
Figura 32 - Curva do head da bomba P4 Fonte: Dimensionador BCS 
 Figura 33 - Carta amperimétrica do poço estudado 
Figura 34 - Gráfico da submergência verticalizada do poço estudado para segunda 
composição 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 11 
 
Lista de Tabelas 
Tabela 1 - Parâmetros de entrada do dimensionador BCS 
Tabela 2 - Composição dos equipamentos 
Tabela 3 - Parâmetros da bomba manipuladora de gás composição 1 
Tabela 4 - Parâmetros relacionados a bomba P8 da composição 1 
Tabela 5 - Parâmetros de saída relacionado a composição 1 
Tabela 6 - Separação da composição 1 
Tabela 7 - Parâmetros relacionados a bomba P4 da composição 2 
Tabela 8 - Parâmetros de saída relacionados a bomba P4 composição 2 
Tabela 9 - Separação da composição 2 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 12 
Lista de Símbolos e Abreviaturas 
API – grau API (adimensional) 
API – American Petroleum Institute 
Ap – área da seção transversal (ft²) 
B – fator volume formação do líquido (bbl/STB) 
BCS – bombeio centrífugo submerso 
BEP – ponto de melhor eficiência energética da bomba centrífuga 
Bg – fator volume formação do gás (ft³/scf) 
Bo – fator volume formação do óleo (bbl/STB) 
BSW – percentual de água na fase líquida (%) 
h – espessura do reservatório (ft) 
H – head ou altura de elevação (ft) 
Hl - holdup líquido com escorregamento (adimensional) 
IP – índice de produtividade ((m3/d)/(kgf/cm2)) 
IPR – inflow performance relationship 
k – permeabilidade efetiva (mD) 
LAUT – laboratório de automaçãoem petróleo 
Pres – pressão do reservatório (psi) 
Pwf – pressão de fluxo (psi) 
Pd – pressão de descarga da bomba (kgf/cm²) 
Ph – potência hidráulica recebida pelo fluido (HP) 
Pm – potência mecânica (HP) 
Ps – pressão de sucção da bomba (kgf/cm²) 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 13 
RGO – razão gás-óleo (m3/m3) 
Rs – razão de solubilidade (scf/STB) 
re - raio da drenagem do poço (ft) 
rw – raio do poço (ft) 
T – torque exercido pelo eixo (Nm) 
q – vazão (STB/d) 
ql(P,T) – vazão de líquido nas condições do reservatório (m³/d) 
qg(P,T) – vazão de gás nas condições do reservatório (m³/d) 
qosc – vazão de óleo standard (STB/d) 
qs – vazão de sucção da bomba (m³/d) 
VBA – visual basic for applications 
vl – velocidade do líquido (ft/s) 
vg – velocidade do gás (ft/s) 
vm – velocidade da mistura (ft/s) 
vsl – velocidade superficial da fase líquida (ft/s) 
vsg – velocidade superficial da fase gás (ft/s) 
VSD – variable speed velocity 
 
Letras gregas 
λl – holdup líquido sem escorregamento (adimensional) 
∆P – diferença entre pressão de descarga e de sucção (kgf/cm²) 
ρ – massa específica do fluido (kg/m³) 
γ – densidade relativa (adimensional) 
ω – velocidade angular (rad/s) 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 14 
η – eficiência da bomba (%) 
ϕ – índice de interferência de gás de Turpin 
μ – viscosidade do líquido (cP) 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 15 
 
 
 
 
 
 
 
__________________________________________ 
Capítulo 1 
INTRODUÇÃO 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 16 
1. Introdução 
 
 Normalmente, os poços de petróleo quando estão em seu início de vida 
produtiva se apresentam como surgentes, ou seja, possuem energia suficiente para 
elevar o fluido até a superfície. Com o passar do tempo, tal energia vai diminuindo até o 
ponto em que o poço não consegue mais produzir a vazão desejada de forma natural, 
momento em que são introduzidos métodos de elevação artificial. 
 
 Assim, a elevação artificial se apresenta como alternativa para prover o aumento 
da produção de poços surgentes e para reativar poços depletados, não é à toa que 
atualmente a utilização de algum método de elevação artificial corresponde a mais de 
noventa por cento (90%) dos poços que estão produzindo. Com isso, existem vários 
métodos a serem escolhidos, dependendendo das características apresentadas no poço, 
do objetivo desejado de produção e da viabilidade econômica do projeto. 
 
 Dentre os métodos de elevação artificial existe o denominado Bombeio 
Centrífugo Submerso (BCS), que foi desenvolvido pelo russo Armais Arutunoff no final 
da década de 1910. Ele desenvolveu o primeiro motor elétrico que operou submerso em 
um poço de petróleo. A partir dos seus fundamentos, o BCS foi se desenvolvendo e se 
destacando na indústria de petróleo por produzir altas vazões de fluidos a grandes 
profundidades, possuir boa performance em ambientes corrosivos, pela versatilidade de 
aplicação tanto em um ambiente terrestre (onshore) quanto marítimo (offshore), assim 
como em poços horizontais e direcionais. Atualmente, acredita-se que cerca de dez por 
cento (10%) da produção mundial de petróleo é através deste método. 
 
 Os equipamentos de BCS são divididos em duas partes: superfície e 
subsuperfície. Os componentes de superfícies são: cabeça do poço de produção, quadro 
de comando, caixa de ventilação, transformadores e fonte de energia. Enquanto que os 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 17 
de subsuperfície são: revestimento de produção, coluna de produção, cabos elétricos, 
bomba centrífuga, separador de gás, protetor e motor elétrico trifásico. 
 
 
O método de elevação artificial por bombeio centrífugo submerso aplica-se a 
todo tipo de geometria de poços, dentre eles, o poço horizontal. Neste tipo específico, 
frequentemente é enfrentado a problemática da interferência do gás, já que para esta 
geometria a segregação gravitacional dos fluidos é facilitada. 
 
Assim, como se sabe que a eficiência da bomba diminui na presença de gás livre 
e que o perfil de poço com longos trechos horizontais, mesmo em casos onde o fluido 
Figura 1 - Esquema de um poço BCS 
Fonte: Oliva, 2013. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 18 
produzido não se apresenta com altas razão gás/líquido, pode favorecer este problema 
devido ao padrão de escoamento existente - como é o caso do padrão de golfadas -, o 
estudo desta problemática se mostra necessário e adequado para promover uma 
melhoria de desempenho do sistema BCS. 
 
1.1. Objetivo do trabalho 
 
1.1.1. Objetivo geral 
 
Avaliar o desempenho de um sistema BCS instalado em poço com longo trecho 
horizontal e o efeito da adição de água no anular para melhoria de desempenho. 
 
1.1.2. Objetivos específicos 
 
 Avaliar aspectos da mudança da composição dos equipamentos em 
relação à performance observada nos dois momentos. 
 Analisar gráfico amperimétrico e submergência da bomba com e 
sem adição de água no anular do poço, de forma a avaliar 
qualitativamente a eficácia da solução proposta. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 19 
 
 
 
 
 
 
 
__________________________________________ 
Capítulo 2 
ASPECTOS TEÓRICOS 
 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 20 
2. Aspectos Teóricos 
 
Nesta seção serão abordados temas essenciais para o melhor entendimento do 
desenvolvimento do presente trabalho. Os tópicos estão separados em desempenho do 
reservatório, em seguida escoamento multifásico e, por fim, bombeio centrífugo 
submerso. 
 
2.1. Desempenho do reservatório 
 
Qualquer sistema de elevação artificial requer um conhecimento sobre uma 
estimativa futura do desempenho de um reservatório, para isso é necessário o 
entendimento do cálculo da vazão que um determinado poço pode produzir em 
função das pressões de fluxo. 
 
Para tanto, foi utilizada a equação de Darcy assumindo algumas simplificações, 
tais como: o fluxo é radial ao redor do poço; apenas há uma fase, sendo o líquido 
incompressível; a distribuição da permeabilidade da formação é tida como 
homogênea e que a formação está saturada do fluido nas condições citadas acima. E 
que está demonstrada pela equação (1) abaixo: 
 
 
 
 
wr
er
wf
B
P
q
ln
Phk00708,0 res



 
(1) 
 
onde temos: 
 q = vazão [STB/d] 
 k = permeabilidade efetiva [mD] 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 21 
 h = espessura do reservatório [ft] 
 𝜇 = viscosidade do líquido [cP] 
 B = fator volume-formação do líquido [bbl/STB] 
 re = raio da drenagem do poço [ft] 
 rw = raio do poço [ft] 
 Pres = pressão do reservatório [psi] 
 Pwf = pressão de fluxo [psi] 
 
 
2.1.1. Índice de produtividade linear 
 
Como muitos parâmetros da equação (1) são constantes, podemos simplificar 
para a equação (2) que é a equação do índice de produtividade linear (IP), que é 
utilizado para estimar a vazão do poço testando diferentes pressões de fluxos e 
onde IP corresponde a capacidade de fluxo do poço, q a vazão do poço em m3/d 
a uma pressão de fluxo correspondente em kgf/cm2 e Pres corresponde a pressão 
do reservatório, também em kgf/cm2. 
 
  wfres PPIPq  (2) 
 
Como bem perceptível, a equação (2) é de primeiro grau, adotado assim um 
comportamentolinear. Por essa razão, este IP é conhecido como índice de 
produtividade linear. 
 
A Figura 2 representa a performance teórica de produtividade de um 
reservatório que pode ser descrito através de uma relação de IP linear, situação 
que pode ocorrer se a pressão estática for maior que a pressão de bolha ou em 
casos onde a produção é predominantemente de água – BSW muito alyo e pouco 
gás. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 22 
 
Figura 2 Ilustração de um exemplo para um gráfico de IP linear. 
 
 
 
2.1.2. Índice de produtividade de Vogel 
 
 Outro conceito para o cálculo de índice de produtividade é o de (Vogel, 
1968). Ele foi desenvolvido porque o modelo linear não se aplica quando as 
pressões no meio poroso estão abaixo da pressão de saturação, que é o caso 
quando leva a liberação do gás em solução, tendo que considerar assim a 
presença de um fluxo com duas fases, óleo e gás, já que a pressão estática é 
menor que a pressão de bolha. 
 
Após testes foi identificado que as curvas de IP se comportavam em um 
mesmo padrão. Assim, fazendo a melhor aproximação por equações 
adimensionais, foi encontrada a equação (3), onde Pwf é a pressão de fluxo em 
kgf/cm2, Pres é a pressão do reservatório em kgf/cm2, q é a vazão dada por m3/d e 
qmas corresponde a vazão máxima dada por m3/d. 
 
    28,02,01
max res
wf
res
wf
P
P
P
P
q
q
 (3) 
 
Ponto de Operação
Vazão Máxima
Pressão Estática
Pressão de 
Saturação
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 20 40 60 80 100
P
re
ss
ão
 (
kg
f/
cm
²)
Vazão (m³/d)
Curva IP Linear
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 23 
 Onde comportamento gráfico da equação (3) pode ser visualizado através 
Figura 3, abaixo: 
 Figura 3 - Ilustração de um exemplo para o gráfico de IP Vogel. 
 
 
 
 
2.1.3. Índice de produtividade combinada 
Inicialmente, quando as pressões de fluxo em um poço estão acima da 
pressão de bolha, o gás dissolvido começa a ser liberado após algum tempo, 
mudando seu comportamento e tornando-se um fluxo multifásico. Desta forma, 
a Figura 4 mostra o comportamento de diferentes curvas para o índice de 
produtividade combinado. 
 
Ponto de 
Operação
Vazão Máxima
Pressão Estática
Pressão de 
Saturação
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 10 20 30 40 50 60 70
P
re
ss
ão
 (
kg
f/
cm
²)
Vazão (m³/d)
Curva IP Vogel
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 24 
Figura 4 - Gráfico ilustrando o comportamento do índice de produtividade combinado. 
 
 
2.2. Escoamento multifásico 
 
2.2.1. Introdução 
 
Frequentemente, nos referimos a escoamento multifásico como o 
escoamento de água, óleo e gás. Na produção e transporte de petróleo, é bastante 
encontrado escoamento bifásico. Neste tipo de escoamento, as fases presentes 
podem escoar dispostas em diferentes configurações espaciais no interior do 
duto, denominadas de padrões de escoamento. 
 
A identificação dos padrões de escoamento é essencial para questões que 
estão relacionadas ao retorno econômico do campo como, por exemplo: 
determinação da queda de pressão ao longo das linhas de escoamento, na 
medição das vazões volumétricas transportadas, gerenciamento da produção e 
fiscalização. 
 
Com isso, os parâmetros que influenciam no padrão de escoamento são: 
combinação das vazões de gás e líquido, propriedades físico-quimicas dos 
fluidos (densidade, viscosidade tensão superficial, solubilidade e pressão de 
Ponto de 
Operação
Vazão Máxima
Pressão Estática
Pressão de 
Saturação
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 10 20 30 40 50 60 70 80
P
re
ss
ão
 (
kg
f/
cm
²)
Vazão (m³/d)
Curva IP Combinada
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 25 
vaporização), condições de operação (pressão, temperatura e gravidade) e 
características geométricas do duto (comprimento, diâmetro e inclinação). 
 
Por possuir caráter complexo, foram desenvolvidas diversas metodologias 
com a finalidade de identificar os padrões de escoamento e estimar o gradiente 
de pressão. (Takacs, 2009) aponta como principais correlações utilizadas na 
indústria de petróleo (Hagedorn e Brown, 1965), (Beggs e Brill, 1973), (Aziz e 
Govier, 1972) e (Beggs et al., 1977). Esse conhecimento é essencial para o 
dimensionamento dos dutos e dos equipamentos de produção. 
 
Neste trabalho foi utilizada a correlação empírica de (Beggs e Brill, 1973), 
assim se faz necessário explicitar que esta correlação empírica pode ser utilizada 
para cálculo do gradiente de pressão ao longo de tubulações orientadas sob 
qualquer inclinação e que leva em consideração tanto o padrão de escoamento 
quanto o escorregamento entre as fases 
 
2.2.2. Escoamento bifásico gás/líquido 
 
 
De acordo com (Takacs, 2005), as velocidades superficiais da fase líquido 
(vsl) e da fase gás (vsg) em ft/s são definidas através da divisão da vazão pela 
área a seção transversal (Ap) em ft2 e encontram-se nas equações abaixo (4) e 
(5): 
 
 
 
p
oosc
A
TpBq
sl xv
,5105,6
 (4) 
 
   
p
gsosc
A
TpBRRGOq
sg xv
,51016.1
 (5) 
 
onde qosc é o vazão de óleo em STB/d, Bo é o fator volume formação do óleo em 
bbl/STB, Bg é o fator volume formação do gás em ft3/scf, RGO é a razão gás 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 26 
óleo em scf/STB e Rs é razão de solubilidade a pressão e temperatura em 
scf/STB. 
 
 A velocidade da mistura, vm, é dada pela soma das velocidades 
superficiais do líquido e do gás explicitadas acima em ft/s, como mostra a 
equação (5): 
 
 sgslm vvv  (6) 
 
 No escoamento bifásico ocorrerá simultaneamente o deslocamento de 
dois fluidos no interior da tubulação com diferentes viscosidades e densidades. 
Normalmente em um fluxo horizontal, os menos densos ou menos viscosos 
tendem a fluir com mais rapidez. 
 
A diferença entre as velocidades superficiais das fases gera um fenômeno 
conhecido como escorregamento de uma fase em relação a outra ou holdup. 
Assim, no caso em que as velocidades das fases são iguais, o holdup líquido é 
considerado sem escorregamento ( l ) e é definido pela equação (7): 
 
 
    m
sl
sgsl
sl
gl
l
v
v
vv
v
TpqTpq
Tpq
l   ,,
,
 (7) 
 
 Contudo, para padrões de escoamento em que não se encontram em uma 
mistura homogênea, as velocidades das fases normalmente são diferentes sendo 
necessário considerar o holpup líquido com escorregamento. Assim, faz-se 
necessário explicitas as equações da velocidade do líquido e do gás, para então 
encontrar a velocidade de escorregamento das fases, que é descrito pelas 
equações (8), (9) e (10), abaixo: 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 27 
 
l
sl
H
v
lv  (8) 
 
l
sg
H
v
gv  1 (9) 
 lgs vvv  (10) 
 
onde temos HL como sendo o holdup líquido com escorregamento, vl sendo a 
velocidade do líquido, vg sendo velocidade do gás e vs como sendo a velocidade 
de escorregamento em ft/s. Na equação (10), temos que a velocidade do gás 
viajando é maior que a da mistura, enquanto que a velocidade do líquido é 
menor que a da mistura. 
 
2.2.3. Padrões de escoamento 
 
Segundo (Shoham, 2006), em escoamento de gás-líquido, a interface entre as 
duas fases que pode existir possui uma infinidade de configurações, dependendo 
da vazão, propriedade dos fluidos das fases (tensão superficial, densidade e 
viscosidade dos fluidos) e da geometria do sistema. Nos itens seguintes serão 
explicitados os padrões tanto para poços verticais quanto para horizontais.2.2.3.1. Padrões de escoamento vertical 
 
(1) Escoamento em Bolhas: a fase gás se encontra em forma de bolhas 
distribuídas na fase contínua de líquido e elas se movimentam com 
velocidades diferentes. As paredes do duto ficam em contato permanente 
com a fase contínua. Esse padrão possui pequeno efeito no gradiente de 
pressão. 
 
(2) Escoamento em Golfadas: a fase líquida é contínua, porém a fase gás se 
concentra em largas bolhas em forma de “projéteis”, mais conhecidas 
como bolhas de Taylor, que possui o diâmetro quase igual ao do duto 
além de possuir uma velocidade maior que a da fase líquida. Estas bolhas 
são separadas por tampões de líquido contínuo (golfadas) que passam 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 28 
através do duto e contém pequenas bolhas de gás. Este padrão é bem 
comportado e ordenado, pois se repetem alternadamente, líquido e gás. 
Neste padrão, tanto o gás quanto o líquido possuem efeito significante no 
gradiente de pressão. 
 
(3) Escoamento de Transição: quando comparado ao padrão de escoamento 
anterior, este padrão possui também regime de golfada, contudo sendo 
mais distorcido, caótico e espumado, além de apresentar uma 
intermitência muito intensa. As bolhas não possuem um formato igual, 
possuindo assim frequência irregulares e distribuição diferentes. Como 
há uma alta concentração de gás no local da golfada, a continuidade do 
líquido entre as sucessivas bolhas é destruída. Apesar do efeito da fase 
líquida ser significante, a fase gás é predominante. 
 
(4) Escoamento Anular: este padrão possui uma continuidade da fase gás ao 
longo do centro do duto por conta da alta vazão de gás, onde esta fase se 
desloca com alta velocidade. A fase líquida se localiza nas paredes e se 
move como um filme de líquido e parcialmente na forma de névoa 
(gotículas). Neste caso, o gás arrasta a fase líquida e controla o gradiente 
de pressão. Caso haja uma redução na velocidade de gás a tal ponto em 
que cause o desabamento da fase líquida, o padrão agitante assume o 
lugar do escoamento anular. 
 
(5) Escoamento de Bolhas Dispersas: este padrão ocorre quando há uma alta 
vazão de líquido, onde o líquido é a fase contínua e o gás é distribuído 
uniformemente em bolhas discretas. Essas bolhas se movimentam 
aproximadamente de forma retilínea no sentido ascendente e apresentam 
diâmetro menor do que no padrão de escoamento em bolhas. 
Na Figura 5 segue uma ilustração dos padrões citados anteriormente. 
 Figura 5 - Padrão de Escoamento Vertical Bifásico gás-líquido 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 29 
 
 
 
2.2.3.2. Padrões de escoamento horizontal 
 
(1) Padrão Estratificado: o gás e o líquido escoam separadamente por ação 
da gravidade, sendo a fase líquida escoando na parte inferior da coluna 
de produção, ambos em baixas vazões. Este padrão é subdividido em 
duas categorias que estão representadas pela Figura 6, sendo estratificado 
liso (1a) e estratificado ondulado (1b). O estratificado liso tem a 
configuração onde o escoamento da fase líquido fica na parte inferior, 
enquanto a fase gás na parte superior. O aumento da vazão de gás causa 
instabilidade na fase líquida dando origem ao estratificado ondulado. 
 
Figura 6 - Escoamento Horizontal Para Padrão Estratificado 
 
 
(2) Padrão Intermitente: é caracterizado com a alternância entre a fase 
líquida e a gasosa. Ele é subdividido em duas categorias que estão 
representadas pelas Figura 7, bolhas alongadas (2a) e golfadas (2b). 
Quando o escoamento é calmo e a fase líquida não possui gás livre, o 
padrão é chamado de bolhas alongadas. Isso pode ser visualizado melhor 
Fonte: Shoham Modificado, 2006 
 
Fonte: Shoham Modificado, 2006 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 30 
na figura 4 abaixo, pois há a delimitação muito bem das fases. No caso 
de altas vazões, o líquido possui tanto bolhas de gás menores no 
escoamento quanto bolhas de Taylor, esta última localizada na parte 
superior da tubulação, tornando-se assim o padrão de golfada. 
Figura 7 - Escoamento Horizontal Para Padrão Intermitente 
 
 
(3) Padrão Anular: para este padrão existe duas categorias, que estão 
representadas pela Figura 8. Anular (3a), o qual basicamente ocorre o 
mesmo que foi explicitado anteriormente para poços verticais e anular 
ondulado (3b) que é quando a vazão da fase gasosa diminui em alguns 
trechos fazendo com que a fase líquida não fique completamente na 
parede do poço. 
Figura 8 - Escoamento Horizontal Para Padrão Anular 
 
 
(4) Padrão de Bolhas Dispersas: tem a fase gás distribuída em bolhas em 
uma fase contínua. Normalmente, as de maiores densidades das bolhas 
que se localizam na parte superior da tubulação, enquanto as menores, na 
parte inferior. Esse padrão ocorre a altas vazões. 
Fonte: Shoham Modificado, 2006 
 
Fonte: Shoham Modificado, 2006 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 31 
 
 
 
 
 
 Figura 9 - Escoamento Horizontal Para Padrão Bolhas Dispersas 
 
 
 
 
 
 
2.3. Bombeio centrífugo submerso 
 
2.3.1. Introdução 
 
Em 1910 foi instalada a primeira bomba submersa em um poço de 
petróleo e a partir desta data até os dias atuais sua utilização tem sido 
comprovada na indústria de petróleo por ser eficiente em se tratando da 
produção tanto em poços de petróleo quanto de água. O método de elevação 
artificial por bombeio centrífugo submerso, é considerado bastante eficiente para 
produção de grandes volumes de fluidos a uma grande profundidade. O bombeio 
centrífugo submerso também é utilizado com algumas restrições para produção 
de fluidos muito viscosos, em poços em que há presença de gás livre, poços em 
que haja materiais abrasivos, poços que apresentem altas temperaturas, poços 
direcional e horizontal, além de ter aplicabilidade tanto em ambientes terrestres 
(onshore), quanto ambientes marítimos (offshore). 
 
O sistema de bombeio centrífugo submerso consiste basicamente pelo 
motor elétrico trifásico, selo, separador de gás, bomba centrífuga de múltiplos 
estágios, cabos elétricos, cabeça de poço e transformador. Para a abordagem do 
Fonte: Shoham Modificado, 2006 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 32 
presente trabalho e melhor entendimento posterior, faz-se necessário explicitar 
alguns equipamentos e princípios de funcionamento desse método. 
 
Figura 10 - Instalação de BCS 
 
 
 
 
2.3.2. A bomba do bombeio centrífugo submerso 
 
Assim, a bomba submersa utilizada no BCS possui múltiplos estágios. 
Cada estágio consiste em um rotor e um estator. O rotor, que consiste da parte 
móvel do estágio que faz com que a energia cinética do fluido aumente. Já o 
estator, estacionário, converte parcialmente a energia cinética em pressão que 
faz com que o fluido se eleve para o próximo estágio do bombeio centrifugo 
submerso. A bomba é responsável por transmitir energia ao fluido pelo 
Fonte:Baker Hughes Centrilift Modificado, 2009. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 33 
incremento da pressão. Abaixo na Figura 11 tem um esquema do funcionamento 
de um estágio e mostra o trajeto que o fluido percorre. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.3.2.1. Desempenho das bombas BCS 
 
A capacidade produtiva de uma bomba centrifuga submersa depende 
dos seguintes fatores: velocidade de rotação fornecida pelo motor elétrico de 
fundo, diâmetro do rotor, geometria do rotor, head que a bomba opera e 
propriedades termodinâmicas do fluido produzido como densidade e 
viscosidade. 
 
Assim, cada fabricante das bombas centrífugas submersasfornece 
dados referentes às curvas características onde é mostrado o desempenho da 
mesma. Nela há informações sobre as curvas do head, eficiência e potência 
da bomba, conhecida também como potência hidráulica, por estágio em 
função da vazão volumétrica variando desde a vazão zero até a máxima 
vazão da bomba. Essas curvas são originalmente testadas experimentalmente 
com o fluido água, de acordo com as recomendações da norma pratica da 
Figura 11 - Ilustração de um estágio da bomba de fluxo radial 
Fonte: Baker Hughes Centrilift Modificado. 2009. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 34 
American Petroleum Institute (API), que corresponde a massa especifica da 
água de 1000 kg/m3, a uma temperatura de 60oF, com uma velocidade de 
rotação a 3500 rpm e operando a 60Hz. 
 
O head (H) representa a altura de elevação do fluido, que nada mais é 
que a energia específica que a bomba entrega ao fluido em forma de pressão 
e é expresso em ft. A diferença de pressão (P) se dá entre a pressão de 
descarga e a pressão de sucção da bomba, a qual ela é denominada ganho de 
pressão e é calculada e convertida em unidade de comprimento. Assim, 
temos que o head é: 
 
P
g
PH 

  (11) 
 
A potência hidráulica (Ph) é a potência recebida pelo fluido quando 
está sendo bombeado e sua unidade é expressa em HP (Prado, 2006). Ela é 
descrita pela equação abaixo: 
 
 PqPh  (12) 
 
onde q representa a vazão volumétrica do fluido bombeado em m³/d. 
 
A potência necessária para acionar a bomba é calculada pelo torque 
que é exercido pelo eixo (T) e pela velocidade angular (𝜔), ela é chama de 
potência mecânica (Pm) e tem como equação: 
 TPm  (13) 
 
Por fim, temos que a eficiência da bomba (η) definida através da 
equação (14): 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 35 
 
BHPc
qH


 
(14) 
onde c é uma constante de conversão de unidades. 
Figura 12 - Esquema do desempenho de uma bomba 
 
 
A curva da bomba é gerada originalmente nas frequências 50 Hz e 
60Hz. No entanto, as instalações de BCS podem dispor de variadores de 
frequência, dispositivos que permitem variar entre 30 a 90Hz, além de 
possibilitar uma execução de partidas suaves no sistema, diminuindo 
problemas com correntes altas de partida, obtendo assim um melhor 
desempenho do sistema. Com isso, quando se varia a frequência, o 
desempenho da BCS se modifica e, por tal, novas curvas devem ser geradas. 
 
Através da “Recommended Pratice for Electric Submersible Pump 
Testing”, API Recommended Practice 11S4, as leis das afinidades são 
Fonte: Maitelli, 2010. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 36 
definidas como as responsáveis pelas correções da vazão, head e potência da 
bomba. Para a nova vazão temos que será proporcional à variação de 
velocidade, indicado na equação (15). Já o novo head será 
proporcionalmente ao quadrado da variação da velocidade, mostrado na 
equação (16). E por fim, mostrado na equação (17), temos que a nova 
potência requerida pela bomba muda proporcionalmente ao cubo da variação 
da velocidade. 
 
  
1
2
12 N
N
QQ  
(15) 
  212 1
2
N
N
HH  
(16) 
  312 1
2
N
N
BHPBHP  
(17) 
 
 Figura 13 - Curva característica para uma etapa a uma frequência variável utilizando 
a lei das afinidades. 
 
 
 
 
2.3.2.2. Semelhanças das bombas BCS 
 
Além do que foi explicitado anteriormente, as bombas de BCS são 
divididas em dois tipos, a de fluxo radial e fluxo misto. As bombas de fluxo 
radial têm menor capacidade de bombeamento e a descarga do fluido é na 
direção radial, como o próprio nome indica. Enquanto que no caso das 
30 Hz
40 Hz
50 Hz
60 Hz
70 Hz
Ponto de
Operação
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0
H
ea
d 
(f
t)
Vazão (bpd)
Curva característica de uma bomba
Fonte: Dimensionador BCS 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 37 
bombas de fluxo misto, a capacidade de bombeamento é elevada porque o 
fluxo se desloca tanto na direção radial como axial. As ilustrações da Figura 
11 abaixo mostram comparativamente as geometrias das bombas de fluxo 
misto e radial. (Prado, 2006) 
 
Figura 14 - Ilustração da diferença entre a geometria das bombas de fluxo radial e misto 
 
 
De acordo do o gráfico mostrado na Figura 15, os dois tipos são 
capazes de manusear o gás livre, sendo que as bombas de fluxo radial 
manuseiam até cerca de 19%, enquanto as bombas de fluxo misto 
conseguem manusear uma maior quantidade, sendo cerca de 37%. 
 
Fonte: Slides de Maurício Prado 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 38 
 Figura 15 - Comparação do manuseio de gás entre os tipos de bombas pela fração de 
gás livre. 
 
 
 
 
2.3.3. Bombeio centrífugo submerso e o gás 
 
2.3.3.1. Introdução 
 
É bastante comum na indústria de petróleo a utilização de bombas 
centrífugas submersas operando em escoamento bifásico gás-líquido. O fato 
de termos um escoamento multifásico faz com que haja uma degradação 
severa devido as altas frações de gás na bomba, causando assim 
instabilidades na curva de ganho de pressão versus vazão. 
 
2.3.3.2. Interferência do gás no BCS 
A interferência do gás no bombeio centrífugo submerso provoca 
flutuações na vazão de saída da bomba e na carga imposta ao motor, o que 
acarreta em oscilações da corrente. Como consequência, a proteção de 
intertravamento atua para desligar o sistema BCS e preservar o equipamento 
contra danos mais severos, que possam resultar em falha do BCS. Com 
oscilações, desligamento e reinicializações, poderão ocorrer danos nos 
equipamentos, reduzindo a vida útil do sistema. (Freet e Mccaslin, 1992) 
 
Assim, como forma de prevenção, faz-se necessário o 
acompanhamento da corrente elétrica do motor e o seu registro no tempo 
para diagnosticar eventuais problemas. 
Fonte: Baker Hughes, 2009 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 39 
 
2.3.3.3. Eficiência de separação 
 
Existem algumas correlações para estimar a instabilidade da bomba 
relacionadas a interferência do gás, dentre elas temos a correlação de (Turpin 
et al., 1986) que é responsável por representar os limites de operação de uma 
bomba em ambientes com gás. Esta correlação é representada na seguinte 
forma: 
 
 
 
 
s
Q
sq
P3
2000

 
(18) 
 
onde qs representa a vazão volumétrica do gás na entrada da bomba, Q é a 
vazão volumétrica do líquido na entrada da bomba e Ps é a pressão de sucção 
da bomba. Assim, quando o  < 1,0, dizemos que está em uma região de 
estabilidade da bomba e a bomba está operando próximo ou no best 
efficiency point (BEP), que em português significa ponto de melhor 
eficiência. 
 
Figura 16 - Gráfico da correlção de Turpin 
 
 
 
2.3.3.4. Métodos para solucionar a problemática do gás 
Fonte: Baker Hughes Modificada, 2009. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 40 
 
Como mostrado por (Wilson, 2003), a presença de gás livre gera um 
grande problema para o desempenho do BCS. Desta forma, a literatura 
mostra que algumas soluções podem ser adotadas para minimizar a 
interferência do gás, tais como: 
 
 Utilizar a separação natural do gás 
 Utilizar separador de gás; 
 Utilizar shroud e shroud invertido 
 Utilizar um manuseador de gás; 
 
Figura 17 - Poços com produção de gás utilizando o método BCS com diferentes 
configurações.(1) BCS com shroud, (2) separador de gás chamado Vortex (3) manuseador 
de gás avançado.Fonte: Revista E&P, 2009. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 41 
Assim para um melhor entendimento de cada possível solução citada 
acima, os tópicos subsequentes explicitarão cada ponto exposto 
anteriormente. 
 
2.3.3.4.1. Separação natural 
A separação natural do gás, também conhecida como separador de 
gás por fluxo reverso, é o método mais simples e eficiente que tem sido 
utilizada desde o inicio das operações de BCS para poços sem packer. 
Ela é utilizada para uma fração de gás livre baixa a moderada. 
 
O princípio de funcionamento é assentar a bomba abaixo dos 
canhoneados fazendo com que haja a segregação gravitacional, forçando 
o líquido a mudar de trajeto e permitindo que o gás livre evacue pelo 
anular. Isso ocorre porque o líquido possui uma massa especifica maior 
que o gás. Contudo esse método só pode ser utilizado a baixas vazões, 
pois é preciso que a velocidade superficial do líquido seja bem menor 
que a das bolhas de gás, que normalmente são 0,5 ft/seg. (Takacs, 2009) 
Além de que é necessário a utilização do shroud para que haja a 
refrigeração do motor. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 42 
Figura 18 - Esquema do funcionamento do método de separação natural do gás em 
uma bomba de BCS. 
 
 
2.3.3.4.2. Separadores de gás 
 
Em poços com uma alta razão gás-óleo, uma bomba padrão pode ser 
incrementada com um separador de gás para ajudar no desempenho da 
separação do gás livre antes que entre no primeiro estágio da bomba. 
Esta forma evita que haja o fenômeno chamado de gas locking. 
 
O princípio de funcionamento de um separador de gás ocorre quando 
o fluido entra e passa por um indutor rotacional, que nada mais é que 
uma helicoide móvel giratória, que aumenta a pressão da mistura. Depois 
passa o fluido para a câmara de separação, que é onde muda a trajetória 
do fluido, onde o fluido com maior massa especifica é forçado para a 
parede, enquanto o fluido de menor massa especifica no caso o gás, 
permanece ao centro. A separação é causada pela força centrífuga criada 
pelo rotor do separador. O gás, então, é direcionado para o anular e 
produzido, enquanto o fluido é direcionado para a entrada dos estágios 
da bomba e é bombeado até a superfície. 
Fonte: Takacs Modificado, 2009. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 43 
Figura 19 – Primeiro separador gás-líquido rotativo chamado paddle-wheel com o 
indutor. 
 
 
 
De acordo com (Takacs, 2009), a eficiência de separação de qualquer 
separador de gás depende de dois fatores: o tempo em que o fluido 
permanece na câmara de separação e a magnitude em que ocorre a 
turbulência no separador. E como mostrado na figura abaixo, quando 
maior a vazão, menor será a eficiência de separação por causa da 
velocidade da mistura entrando no separador de gás. 
 
Fonte: Takacs Modificado, 2009. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 44 
Figura 20 - Gráfico da eficiência de separação utilizando a Centrilift série 400 
 
 
2.3.3.4.3. Configurações de shrouds 
 
Além dos métodos citados acima, o BCS com shroud é utilizado 
para direcionar o fluxo e utiliza a segregação gravitacional como aliada. 
Para que isso aconteça, o shroud fica localizado abaixo dos canhoneados 
ao redor do motor onde sua extremidade inferior fica aberta, forçando 
assim o líquido a seguir uma rota para baixo, enquanto o fluxo de gás é 
elevado para superfície. Além disso, para que o líquido seja 
redirecionado para baixo, segundo (Tacaks, 2009) faz-se necessário que 
sua velocidade superficial seja menor que 0,5 ft/seg para que aumente a 
separação gás-líquido. 
 
Já no caso em que a configuração do sistema tenha que estar 
acima dos canhoneados, adota-se o shroud invertido onde apenas a 
extremidade superior do shroud fica aberta e ele fica fixado na entrada 
da bomba agindo como um separador de gás de fluxo reverso. A 
utilização desse ultimo método é vantajoso para poços com configuração 
horizontal sob efeitos do escoamento do tipo de golfadas, já que o shroud 
Fonte: Takacs, 2009. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 45 
invertido acaba se tornando um reservatório de líquido, garantindo que o 
fluido na entrada da bomba seja apenas líquido. 
 
Figura 21 - Ilustração da utilização do shroud e shroud invertido 
 
 
2.3.3.4.4. Formas de manusear o gás 
A seção anterior mostrou como o gás livre pode ser evitado na 
entrada da bomba de BCS e como o gás pode ser separado antes de 
entrar nos estágios da bomba no caso em que ele consiga entrar no 
sistema de BCS. Caso nenhuma dessas opções acima possa ser adotada, 
faz-se necessário a modificação da configuração do sistema, seja por 
adicionar mais estágios ou pela utilização de equipamentos especiais. 
Fonte: Baker Hughes Modificado, 2009. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 46 
 
2.3.3.4.4.1. Superdimensionamento de estágios 
 
O superdimensionamento ocorre no intuito de utilizar mais 
estágios na bomba do que normalmente o sistema requeira. Isso faz 
com que haja uma compensação para os primeiros estágios da bomba 
que sofre a interferência do gás, pois ajuda a manusear o gás livre 
dentro dos estágios da bomba. 
 
2.3.3.4.4.2. Manuseadores de gás 
 
Os manuseadores de gás são equipamentos especiais que são 
instalados para melhorar a eficiência do BCS com relação a produção 
de gás livre. Seu principio de funcionamento promove a recirculação 
do fluido através dos estágios da bomba, com o objetivo de diminuir 
o tamanho das bolhas de gás, resultando assim em uma dificuldade 
de segregação das fases, consequentemente tendo uma 
homogeneização do escoamento. 
 
Desta forma, a tolerância do BCS aumenta em manusear gás 
facilitando assim a elevação do fluido até a superfície. Um exemplo 
de um manuseador de gás é a bomba centrífuga chamada de Poseidon 
que contem rotores helicoaxial e estatores que promovem um fluxo 
axial suave, fazendo com que os estágios proporcionem um 
escoamento com uma distribuição quase homogênea. Isto ocorre 
porque a velocidade do fluxo radial que é responsável pela 
segregação no rotor é quase que eliminada por causa da pouca força 
centrifuga desenvolvida no fluxo axial, em adição temos também 
uma eficiência de mistura muito boa das fases. Esse manuseador 
pode trabalhar com a pressão de sucção da bomba contendo mais de 
75% de gás livre. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 47 
Figura 22 - Ilustração da comparação de uma bomba fluxo misto e um manuseador 
de gás Poseidon 
 
 
 
2.3.3.4.4.3. Associação de bombas em série 
 
Por fim temos uma solução bastante eficiente quando se trata 
de manusear gás, que são chamadas de associação de bombas em 
série. Esse método utiliza pelo menos a mistura de dois tipos de 
configuração dos estágios da bomba 
 
2.4. Tipos geométricos de poços utilizando o BCS 
 
Normalmente, os poços são classificados em três tipos: vertical, direcional e 
horizontal. Os poços verticais são aqueles que são perpendiculares a superfície. 
Enquanto, os direcionais são poços que possuem o controle de ângulo para atingir o 
objetivo desejado. Já os horizontais são poços em que possuem um trecho paralelo a 
superfície. 
 
Nos poços que possuem a classificação horizontal, há uma grande tendência em 
formar grandes bolhas de gás por causa da segregação gravitacional dos fluidos, 
formando assim um escoamento por golfadas. É sobre esta problemática que o 
presente trabalho está fundamentado. 
 
Fonte: L.Camilleri e L. Brunet Modificado 2011. 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 48 
Figura 23 - Ilustração de um poço direcional com BCS 
 
 
 
 
2.4.1. Métodos alternativos para solucionar o problema do gás em 
poços horizontais 
 
 
2.4.1.1. Instalação da bomba no trecho horizontal 
 
Assentando a bomba no trecho horizontal é uma forma de evitar o 
surgimento do padrão de escoamento por golfada e evitar um ganho de 
drawdown. Este método tem se mostrado bastante eficiente, contudo contém 
alguns riscos em sua instalação acarretando em problemas, como: em caso 
de produção de partículas sólidas – porque a bomba pode ficar presa -, 
quando o dogleg excede a flexibilidade da bomba, o cabo pode ser 
facilmente danificado, grande extensão do cabo implica em custos, perdas 
elétricas e falhas. 
 
2.4.1.2. Tubo extensor 
 
A utilização de um tubo extensor no trecho horizontal facilita a produção 
de apenas líquido, já que tem a vantagem dos poços horizontais ocorrem a 
segregação gravitacional facilmente, sendo fase gás localizada na parte 
superior do poço enquanto a líquida na inferior, além de eliminar os 
Fonte: Baker Hughes Centrilift Modificado, 2009. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 49 
problemas causados pela instalação da bomba no trecho horizontal, 
possibilitando o assentamento da bomba no trecho vertical. (Freet e 
Mccaslin, 1992) 
 
2.4.1.3. Adição de líquido no anular 
 
A adição de um líquido no anular faz com que a fração volumétrica de 
gás seja reduzida, evitando fenômenos como gas lock. Esta adição pode ser 
de água. Esse método ajuda: amenizar a queda de pressão, melhora o 
desempenho da bomba, aumenta a vazão, estabiliza parâmetros de produção 
– pressões, variáveis elétricas do BCS e temperatura- e minimiza o padrão de 
escoamento por golfadas. (Vieira et al., 2015) 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 50 
 
 
 
 
 
 
 
__________________________________________ 
Capítulo 3 
METODOLOGIA E DESENVOLVIMENTO 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 51 
3. Metodologia e desenvolvimento 
 
3.1. Dimensionador BCS 
 
 A análise dos dados do poço proposta no presente trabalho foi realizada através 
do dimensionador de BCS, idealizado e desenvolvido no Laboratório de Automação 
em Petróleo (LAUT) da Universidade Federal do Rio Grande do Norte utilizando a 
linguagem de programação Visual Basic for Applications (VBA) da plataforma 
Microsoft Office Excel. 
A partir dele, é possível inserir os dados de entrada como as características 
do poço – o revestimento, coluna de produção, definir as profundidades de 
assentamento da bomba, dos canhoneados e profundidade de referência –, assim 
como as propriedades do fluido – grau API, BSW, densidade relativa da água e gás 
–, como também as possíveis correlações para o escoamento multifásico. Além 
disso, através deste programa é possível inserir diferentes configurações de poços, 
seja: vertical, horizontal e direcional. (Oliva, 2013) 
 
Após a inserção dos dados de entrada, o programa fornece ao usuário como 
resultado um relatório onde contém parâmetros essenciais com o intuito de alertar 
sobre as possíveis situações encontradas no sistema que ainda possam estar 
inadequadas. Esses parâmetros são: curva do índice de produtividade – onde se tem 
pressão estática, pressão no revestimento, vazão de teste, pressão de teste e vazão 
máxima pela IPR –, condições de operação – que possui informações sobre nível 
dinâmico, frequência, pressão na cabeça, altura total de elevação, fração de gás na 
sucção da bomba –, separação de gás – eficiência do separador de gás, eficiência de 
Alhanati e eficiência de separação combinada –, informações sobre a bomba – 
quantidade total de estágios, altura de elevação, potencia absorvida pela bomba, 
método de cálculo utilizado –, manipulador de gás, motor, selo e cabo. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 52 
Com os dados do relatório do dimensionador foi realizado de forma a 
identificar o padrão de escoamento e ratificar a existência do problema, embora não 
se tenha recorrido ao cenário ideal das simulações transientes. 
 
3.2. Interfaces do dimensionador BCS 
 
 No presente trabalho é imprescindível a análise do poço horizontal. Para isso, na 
tela onde traça o perfil do poço direcional, faz-se necessário a inserção de dados 
condizentes a profundidade medida, profundidade vertical, afastamento e azimute, 
já que o poço estudado possui um trecho reto com cerca de 1000m de extensão. A 
figura abaixo mostra em um gráfico o perfil do poço estudado e o respectivo dogleg 
máximo admissível. 
Figura 24 - Interface do poço direcional no dimensionador BCS 
 
 
 Na tela referente ao índice de produtividade, é possível a inserção dos dados da 
pressão de teste, vazão de teste, pressão na cabeça, pressão no revestimento, pressão 
de saturação e a vazão desejada de operação. Como resultado, é calculado o 
parâmetro da vazão máximo do IPR, é traçado um gráfico da curva IPR, além de ser 
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 53 
mostrado em outro gráfico o nível dinâmico e o nível da sucção da bomba. Após 
isso, torna-se possível checar através das validações que o programa possui se há 
algo incoerente. 
 
Figura 25 - Interface dos dados para a curva IPR no dimensionador BCS 
 
 
Na tela referente ao separador de gás é possível cadastrar a eficiência do 
separador de gás e analisar através do gráfico se o ponto de operação encontra-se em 
uma região de operação instável ou estável. Como resultado, o dimensionador 
disponibiliza os resultados calculados da pressão de sucção, vazão total de fluidos, 
vazão de gás e fração volumétrica de gás antes e depois da separação. 
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 54 
Figura 26 - Interface do separador de gás no dimensionador BCS 
 
 
 Na tela do manipulador de gás, é possível inserir o dado sobre a 
quantidade de estágios e selecionar também tipo de bomba utilizada no projeto. 
Além disso, através do gráfico da curva do head é possível saber se a bomba 
manipuladora está operando dentro da faixa recomendada de operação, como 
assinalada na ilustração abaixo. Além disso, como dados de saída calculados ele 
fornece o head por estágio, potência por estágio, head total fornecido pelo 
manipulador, potência. absorvida pelo manipulador, altura total de elevação 
restante, pressão de sucção e descarga do manipulador. 
Figura 27 - Interface do manipulador de gás do dimensionador BCS 
 
 
Por fim, temos a interface dos dados da bomba, onde pode ser inserido a 
frequência de operação da bomba, o fabricante da bomba e o modelo da bomba. 
Assim, o programa calcula o número de estágios necessários para atingir o objetivo 
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 55 
desejado. Como no presente trabalho, já foi fornecido o número de estágios, então 
foi inserido manualmente no botão meta a quantidade de estágios a ser trabalhado. 
Nesta tela, também é possível observar a curva do head e se o ponto de operação da 
bomba está dentro ou não da faixa recomendada. Os parâmetros calculados pelo 
dimensionador são: head total fornecido pela bomba e potência absorvida pela 
bomba. 
Figura 28 - Interface para os dados da bomba do dimensionador BCS3.3. Equação de perda de carga na tubulação 
 
 Na maioria dos problemas que envolvem escoamento bifásico gás/líquido, faz-se 
necessário o cálculo da perda de carga ao longo de uma tubulação. Assim, devido a 
enorme complexidade da identificação da presença dos diversos padrões de 
escoamento, utiliza-se a correlação de (Beggs e Brill, 1973) para descobrir a perda 
de carga, já que está considera tanto os padrões de escoamento, o escorregamento 
das fases, além de incluir a possibilidade de cálculo para tubulações inclinadas, bem 
como horizontais e verticais. Abaixo, encontra-se a equação de perda de carga total 
ao longo de uma tubulação onde o primeiro termo é a perda de carga por causa da 
elevação, o segundo por causa da fricção que há no interior da tubulação e, por fim, 
o termo da aceleração. 
 
       
aceleraçãodz
dp
fricçãodz
dp
elevaçãodz
dp
totaldz
dp
 (19)
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 56 
 
 
 
 
 
 
 
 
__________________________________________ 
Capítulo 4 
RESULTADOS E DISCUSSÕES 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 57 
4. Resultados e discussões 
 
Este capítulo apresenta e discute os resultados obtidos para os testes de 
desempenho de duas composições de bombas BCS em um poço horizontal a uma razão 
gás-óleo de 50m³/m³, mostrando o regime de escoamento, a perda de carga no trecho 
horizontal, um comparativo do comportamento das bombas, número de estágios 
requeridos e a separação do gás. 
 
Primeiramente, são mostrados os dados de entrada inseridos no dimensionador 
de BCS. Em seguida, o perfil direcional do poço do presente trabalho, para então serem 
apresentados os resultados comparativos encontrados para primeira composição a qual 
tem a combinação de uma bomba G12, manuseadora de gás, e P8, ambas do fabricante 
Baker com um motor Baker MSP1 – 72HP – 1185V – 39A e da segunda composição 
que é com uma bomba Baker P4 e motor Baker MSP1 – 63HP – 1035V – 39A, devendo 
ressaltar que ambas configurações possuem a utilização de shrouds. Por último, é 
explicitado e realizado uma análise gráfica amperimétrica e da submergência da bomba 
do poço. 
 
4.1. Dados de entrada do dimensionador BCS 
 
Na tabela abaixo se encontram os dados de entrada utilizados no 
dimensionador de BCS com as respectivas informações das propriedades dos 
fluidos, características do poço, correlações utilizadas para os cálculos e o 
comparativo das composições das bombas e motores utilizados no presente trabalho. 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 58 
Tabela 1 - Parâmetros de entrada do dimensionador BCS 
Parâmetros de Entrada Valores 
Grau API 25 
Densidade Relativa do Gás 0,80 
Densidade Relativa da Água da Formação 1,05 
RGO (m³/m³) 50 
BSW (%) 45 
Pressão Estática (kgf/m²) 75 
Pressão Revestimento do Poço (kgf/m²) 2 
Profundidade Medida da Bomba (m) 1180 
Profundidade Medida de Referencia (m) 2571 
Pressão na Cabeça do Poço (kgf/m²) 14 
Pressão de Fluxo no Fundo do Poço 
(kgf/m²) 
35 
Pressão de Saturação (kgf/m²) 28 
Vazão Total de Água e Óleo (m³/d) 42 
Temperatura no Fundo do Poço (oC) 55 
Temperatura na Cabeça do Poço (oC) 30 
Revestimento de Produção (pol) 7 
Coluna de Produção (pol) 2 7/8 
Shroud (pol) 4,892 
Cabo Elétrico 4 AWG 
Bare 
IPR Vogel 
Correlações de Fluxo Multifásico Beggs & 
Brill 
 
 
Tabela 2 - Composição dos equipamentos 
 BOMBAS MOTORES 
COMPOSIÇÃO 1 
(MAR/15 – FEV/16) 
G12 (36 
estágios) 
P8 (130 
estágios) 
MSP1 72HP 1185V 39A 
COMPOSIÇÃO 2 
(FEV/16 – HOJE) 
P4 (215 estágios) MSP1 63HP 1035V 39A 
 
4.2. Análise do perfil direcional do poço 
 
 A partir do dimensionador de BCS e dos dados de entradas com as coordenadas 
do poço (profundidade medida, inclinação, direção, profundidade vertical, cota, 
afastamento) foi possível traçar o perfil direcional do poço, o qual mesmo 
apresentou um trecho com cerca de 1000m horizontal, onde os canhoneados estão 
localizados a uma profundidade medida de 2571m, a uma profundidade vertical de 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 59 
892,79m e com um afastamento de 2052,18m. Enquanto que a bomba encontra-se a 
uma profundidade medida de 1180m, profundidade vertical de 768,60m e com um 
afastamento de 682,42m. 
 
 Outro parâmetro que foi analisado é o dogleg, onde podemos observar que está 
dentro do limite exigido pela indústria do petróleo, já que para poços equipados com 
BCS com revestimentos de 7 polegadas, o dogleg máximo admissivel é de 4º/30m e 
a instalação da bomba centrífuga deve ser instalada onde o dogleg apresente o 
menor valor possível, sendo no máximo 1º/30m, como é perceptível nos gráficos 
abaixo. (Mendonça, 2014) 
 
Figura 29 - Gráficos do perfil direcional do poço e seu respectivo dogleg 
 
 
 
 
 
 
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 60 
4.3. Dados da composição 1 
 
A curva de head referente a bomba manipuladora de gás G12 da Baker 
utilizado na composição 1 apresentou os seguintes parâmetros: 
 
Tabela 3 - Parâmetros da bomba manipuladora de gás composição 1 
Parâmetros Relacionados a Bomba Manipuladora de Gás G12 
Número de estágios 
Head por estágio (ft/estágio) 
36 
13,48 
Potência por estágio (BHP/estágio) 0,07 
Head total fornecido pelo manipulador (ft) 485,34 
Potência absorvida pelo manipulador (HP) 2,40 
Altura total de elevação restante (m) 554,87 
Pressão na sucção do manipulador (kgf/cm²) 20,31 
Pressão na descarga do manipulador 
(kgf/cm²) 
33,68 
 
Figura 30 - Curva do head da bomba manuseadora de gás G12 
 
 
A curva de head referente a bomba a P8 da Baker utilizado na composição 1 
apresentou os seguintes parâmetros: 
30 Hz
40 Hz
50 Hz
60 Hz
70 Hz
Ponto de
Operação
0
10
20
30
40
50
60
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
H
ea
d 
(f
t)
Vazão (bpd)
Curva do Head Bomba G12
Head 60Hz Head 30Hz Head 40Hz
Head 50Hz Head 70Hz Head BEP
Head Qmin Head Qmax Ponto de Operação
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 61 
 
Tabela 4 - Parâmetros relacionados a bomba P8 da composição 1 
Parâmetros Relacionados a Bomba P8 
Frequência de operação da bomba (Hz) 36,11 
Vazão desejada de operação (bpd) 264,20 
Numero de estágios calculados pelo 
dimensionador 
126 
Numero de estágios fixados pelo projeto 130 
Head total fornecido pela bomba (ft) 1821,82 
Potência absorvida pela bomba (HP) 7,28 
Viscosidade na sucção da bomba (cP) 6,52 
Head por estágio (ft/estágio) 14,01 
Potência por estágio (BHP/estágio) 0,06 
Eficiência (%) 47,30 
 
Tabela 5 - Parâmetros de saída relacionado a composição 1 
Parâmetros de Saída Relacionados a Bomba P8 
Condições de Operação da Bomba Sucção Descarga 
Pressão (kgf/cm²) 33,7 88,9 
Vazão de óleo (m³/d) 24,4 25,8 
Vazão de gás (m³/d) 7,4 0,6 
Vazão de água (m³/d) 19,2 19,2 
Vazão total de líquidos (m³/d) 43,6 45,1 
Fração volumétrica de gás (%) 14,6 1,4 
Densidade relativa do líquido 0,94 0,92 
Viscosidade da mistura (cP) 5,62 7,19 
Razão de solubilidade (scf/STBO) 70,3 226,5 
 
Tabela 6 - Separação da composição 1 
SEPARAÇÃO COMPOSIÇÃO 1 ANTES DEPOIS 
Vazão Total de Fluidos (m³/d) 69,0 51,1 
Vazão de Gás (m³/d) 25,3 7,4 
Fração Volumétrica de Gás (%) 36,7 14,6 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 62 
Figura 31 - Curva do head da bomba P8 Fonte: Dimensionador BCS 
 
 
 Através das tabelas da bomba manipuladora de gás e da bomba é possível 
perceberque o número de estágios estipulado no projeto apresentou-se sempre 
maior que o número de estágios requeridos calculado pelo dimensionador de BCS, o 
que indica que foi determinada uma margem de segurança ao superdimensionar os 
estágios ao colocar uma pressão na cabeça do poço maior que a encontrada em 
campo, já que para poços com a presença de gás isso significa um mecanismo de 
melhorar a separação do gás em um escoamento bifásico. 
 
Outro ponto a ser atentado, é que a partir dos gráficos mostrados acima da 
curva head fornecida pelo manipulador de gás e a curva de head da bomba, o ponto 
de operação encontra-se fora do intervalo recomendado para o melhor 
funcionamento. Isso ocorreu visto que os parâmetros predeterminados para o projeto 
não foram condizentes ao enfrentado na prática, havendo assim uma discrepância de 
resultado, impactando em uma eficiência de funcionamento do sistema de 47,30%, 
como mostrado na Tabela 4. 
30 Hz
40 Hz
50 Hz
60 Hz
70 Hz
Ponto de
Operação
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0 1400.0 1600.0 1800.0 2000.0
H
ea
d 
(f
t)
Vazão (bpd)
Curva do Head da Bomba P8
60 Hz 30 Hz
40 Hz 50 Hz
70 Hz Head BEP
Head Qmin Head Qmax
Fonte: Dimensionador BCS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 63 
4.4. Dados da composição 2 
 
A curva de head referente a bomba a P4 da Baker utilizado na 
composição 2 apresentou os seguintes parâmetros: 
 
Tabela 7 - Parâmetros relacionados a bomba P4 da composição 2 
Parametros Relacionados a Bomba P4 
Frequência de operação da bomba (Hz) 34,45 
Vazão desejada de operação (bpd) 264,20 
Numero de estágios calculados pelo 
dimensionador 
209 
Numero de estágios fixados pelo projeto 215 
Head total fornecido pela bomba (ft) 1821,82 
Potência absorvida pela bomba (HP) 8,82 
Viscosidade na sucção da bomba (cP) 6,49 
Head por estágio (ft/estágio) 10,69 
Potência por estágio (BHP/estágio) 0,04 
Eficiência (%) 49,24 
 
Tabela 8 - Parâmetros de saída relacionados a bomba P4 composição 2 
Parâmetros de Saída Relacionados a Bomba P4 
Condições de Operação da 
Bomba 
Sucção Descarga 
Pressão (kgf/cm²) 20,3 88,9 
Vazão de óleo (m³/d) 24,2 25,8 
Vazão de gás (m³/d) 14,8 0,6 
Vazão de água (m³/d) 19,2 19,2 
Vazão total de líquidos (m³/d) 43,3 45,1 
Fração volumétrica de gás (%) 25,4 1,4 
Densidade relativa do líquido 0,94 0,92 
Viscosidade da mistura (cP) 3,48 7,19 
Razão de solubilidade (scf/STBO) 38,2 226,5 
 
Tabela 9 - Separação da composição 2 
SEPARAÇÃO COMPOSIÇÃO 2 ANTES DEPOIS 
Vazão Total de Fluidos (m³/d) 96,6 58,1 
Vazão de Gás (m³/d) 50,2 14,8 
Fração Volumétrica de Gás (%) 53,7 25,4 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 64 
Figura 32 - Curva do head da bomba P4 Fonte: Dimensionador BCS 
 
 
No caso da segunda composição, o número de estágios também se 
encontra superdimensionado já que o dimensionador de BCS calculou o numero 
de estágios de 209 e no projeto havia sido predeterminado a quantidade de 215 
estágios. Quanto ao ponto de operação da bomba, nessa composição o ponto 
encontra-se dentro da faixa recomendada para o sistema, resultando em uma 
eficiência de 49,24% demonstrada na Tabela 7. 
 
4.5. Análise amperimétrica do poço 
 
Como mostrado na seção 2.3.3.2, a análise amperimétrica do poço é de 
fundamental importância para o presente estudo. Abaixo temos um gráfico do poço 
estudado, o qual há um período de adição de água de 35m3/d que está assinalada 
pelas setas, onde a partir gráfico é possível inferir que: 
 
30 Hz
40 Hz
50 Hz
60 Hz
70 Hz
Ponto de
Operação
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0
H
ea
d 
(f
t)
Vazão (bpd)
Curva do Head da Bomba P4
60 Hz 30 Hz
40 Hz 50 Hz
70 Hz Head BEP
Head Qmin Head Qmax
Fonte: Dimensionador BCS 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 65 
 Figura 33 - Carta amperimétrica do poço estudado 
 
 
 
 
 Há a interferência de gás, devido a oscilação da corrente do motor 
trifásico. Esta interferência ocorre intermitentemente, sendo visível 
através dos picos da corrente, onde o pico superior é em relação o fluido 
que requer uma corrente maior devido sua maior densidade em relação 
ao gás, enquanto os pontos de menores correntes indicam a presença do 
gás. 
 
 É possível inferir que o padrão de escoamento que esteja acontecendo 
seja o padrão de golfadas, já que temos um trecho horizontal extenso, 
cerca de 1000m, facilitando o acontecimento desse fenômeno. Além 
disso, pode ter sido decorrente de desníveis no trecho, o que facilita a 
acumulação de gás na parte superior, posteriormente formando um 
bolsão de gás que possui o diâmetro do poço, formando o regime citado 
anteriormente.(Noonan et al., 2005) 
 
 Para a composição 1, onde há uma bomba manuseadora de gás, a 
intermitência é tão grande que gera momentos com fração de vazio acima 
da capacidade do manuseador, tornando-se assim, ineficiente. 
 
 Composição 2 com adição de água: estabiliza a corrente do motor, 
porque ela reduz a fração volumétrica de gás do poço, além de indicar 
que a separação gás foi realizada de forma eficiente, quando comparada a 
Fonte: PETROBRAS 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 66 
situação da composição 1, reduzindo a entrada de gás no motor. Isso 
pode ser justificado também devido a bomba está operando dentro do 
intervalo recomendado. (Tang et al., 2007). Este período está assinalado 
entre as setas. 
 
 
 Composição 2 sem adição de água: após parada da adição de água no 
anular, há uma retomada da oscilação e a submergência volta a subir, 
resultando em uma piora do sistema. 
 
4.6. Análise da submergência da bomba do poço 
 
Como mostrado na seção 4.2, a geometria do poço ser horizontal e estar 
localizado a cima dos canhoneados, por causa das possíveis dificuldades de 
instalação na extremidade do poço. Por essa razão, faz-se mais do que necessário a 
análise da submergência da bomba, para que o nível dinâmico esteja atendendo a 
necessidade aos quais atendam o objetivo do projeto. 
 
O gráfico da Figura 34 mostra a submergência da bomba no respectivo período 
em que a composição 2 operou. Devido a parada para trocar a bomba, a 
submergência da bomba encontra-se cerca de 280m, indicando em um menor nível 
dinâmico. 
 
Enquanto água era adicionada ao no anular, o fluido era produzido e a 
submergência da bomba diminuía, até atingir seu menor valor em 11 de maio com 
cerca de 60m de submersão. Indicando assim que o o nível dinâmico aumentou para 
seu maior valor. Isso ocorreu como desejado para operar de forma estável, já que a 
pressão de fluxo no fundo é reduzida, o que usualmente faz com que o poço produza 
mais. 
 
 Neste mês, consegue-se elevar a submergência da bomba, período este em que 
houve o encerramento da adição de água e que apenas a composição 2 estava 
operando, indicando uma piora no seu funcionamento. 
 
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 CEP/UFRN 
 
Mariana Câmara de Araújo Cruz 67 
Através do gráfico, fica comprovado que o período em que a solução de água no 
anular foi eficiente já que houve um aumento do nível dinâmico, o que resulta em 
uma redução na pressão de sucção, aumentando assim a produção do projeto para 
um sistema estável. 
 
Figura 34 - Gráfico da submergência verticalizada do poço estudado para segunda composição 
 
 
 
 
 
 
Fonte: PETROBRAS 
 
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