Engenharia De Metodos (171)

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO 
CAMPUS ANGICOS 
CURSO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA 
 
 
 
 
 
 
RONNIFRAN CABRAL DE LIMA LEONEZ 
 
 
 
 
 
 
MÉTODOS DE ELEVAÇÃO UTILIZADOS NA ENGENHARIA 
DE PETRÓLEO – UMA REVISÃO DE LITERATURA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANGICOS-RN 
2011
 
 
RONNIFRAN CABRAL DE LIMA LEONEZ 
 
 
 
 
 
 
 
MÉTODOS DE ELEVAÇÃO UTILIZADOS NA ENGENHARIA 
DE PETRÓLEO – UMA REVISÃO DE LITERATURA 
 
 
 
 
 
Monografia apresentada à Universidade 
Federal Rural do Semi – Árido – UFERSA, 
Campus Angicos, para a obtenção do título 
de Bacharel em Ciência e Tecnologia. 
 
Orientadora: Profª Dra. Marcilene Vieira 
Nóbrega. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANGICOS-RN 
2011
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico este trabalho de conclusão de curso 
primeiramente aos meus pais, Francisco de 
Assis Cabral Leonez e Maria Geralda de 
Lima Leonez que sempre estiveram ao meu 
lado, apoiando nessa caminhada e removendo 
alguns espinhos. A minha vovó Francisca 
Cabral de Souza pelas canjicas e por ter sido 
uma pessoa presente na minha vida, 
escutando-me, ajudando e aconselhando. A tia 
Maria de Lourdes Souza Pereira pelo 
ouvido amigo na hora de desabafar e pela 
criação. E a Rubênia Bruna do Nascimento 
Siqueira por ter sido meu combustível no 
período deste trabalho. 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
A Deus, pela força que eu recebo a cada dia, que tenho certeza que vem dele; 
 
Aos meus pais, Francisco de Assis Cabral Leonez e Maria Geralda de Lima Leonez por terem 
acreditado, incentivado, aconselhado e pelos investimentos em livros, xérox, transporte, 
moradia, entre outros; 
 
A minha namorada, Rubênia Bruna do Nascimento Siqueira pela compreensão, ajuda e por 
todos esses dias em claro; 
 
A minha madrinha de Crisma, Márcia Cristina de Souza Pereira, pela convivência e pelos 
conselhos, principalmente para não pular o muro do colégio no tempo de ensino fundamental; 
 
Aos meus familiares, que sempre estiveram na torcida por minha vitória; 
 
Ao tio Dalgivan Fernandes da fé, tia Marilene Henrique da câmara da fé e família pelas 
brincadeiras, ajuda e por ter me acolhido; 
 
A Dakson Câmara da Fé, pela amizade, ajuda nos trabalhos e a parceria nas serestas; 
 
A Izaías Caetano Pereira pela convivência, brincadeiras e por ter mim ensinado a andar de 
bicicleta; 
 
A professora orientadora, Dra. Marcilene Vieira da Nóbrega, pois sua ajuda e compreensão 
foram de grande valia para conclusão deste trabalho; 
 
Ao meu irmão Romennigue Cabral de Lima Leonez por ter sido um dos meus maiores 
incentivadores, me dizendo dia a dia que eu não ia conseguir. Obrigado irmão por essa 
energia tão positiva; 
 
Aos professores da banca, pela atenção e consideração. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
O caminho pode ser muito longo, desgastante 
e perigoso. Mais só sei onde posso chegar 
quando estou determinado a ir até o final. 
 
 Ronnifran Cabral de Lima Leonez 
 
 
RESUMO 
 
Na engenharia de petróleo a retirada do óleo da jazida é realizada através dos métodos de 
elevação. Estes podem ser natural ou artificial. Quando o reservatório não possui pressão 
suficiente para elevar esses fluidos até a superfície, utiliza-se os métodos de elevação 
artificial. Esses métodos de elevação também são utilizados no final da vida produtiva por 
surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir. Devido 
a diferentes reservatórios e formações rochosas os métodos de elevação possuem diferentes 
mecanismos de produção variando de acordo com os equipamentos que compõem cada 
sistema de produção. Os principais métodos de elevação artificial são: o bombeio mecânico 
com hastes, bombeio centrífugo submerso, bombeio por cavidades progressivas e gás-lift. 
Este trabalho tem como objetivo realizar uma ampla revisão de literatura sobre os métodos de 
elevação utilizados na engenharia de petróleo. Dentro desta revisão foram analisadas as 
vantagens e desvantagens de cada um desses métodos e sua aplicabilidade. Este trabalho é 
composto primeiramente por fundamentação teórica da história, origem, definição, geologia, 
prospecção, perfuração, avaliação de formações, completação, reservatórios e métodos de 
elevação de petróleo. Enfatizando os principais métodos de elevação de petróleo. 
 
Palavras-chave: Petróleo. Elevação artificial. Elevação natural. Surgência. 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1 - Acumulação de petróleo devido a relações discordantes nas rochas.................... 18 
Figura 2 - Microfotografia de uma rocha- reservatório contendo óleo................................. 19 
Figura 3 - Interpretação fotogeológica onde são nítidas as feições de diferentes tipos de 
rochas..................................................................................................................................... 
 
20 
Figura 4 - Método sísmico de reflexão.................................................................................. 21 
Figura 5 - Tipo de sísmica realizada em mar........................................................................ 22 
Figura 6 - Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de 
petróleo pelo método sísmico de reflexão............................................................................. 
 
23 
Figura 7 - Sonda de perfuração............................................................................................. 24 
Figura 8 – Mastro.................................................................................................................. 25 
Figura 9 – Estaleiro............................................................................................................... 25 
Figura 10 – Guincho.............................................................................................................. 26 
Figura 11 - Bloco de coroamento.......................................................................................... 26 
Figura 12 – Catarina.............................................................................................................. 27 
Figura 13 – Gancho............................................................................................................... 27 
Figura 14 – Swivel................................................................................................................ 28 
Figura 15 - Mesa rotativa...................................................................................................... 28 
Figura 16 - Top-drive............................................................................................................ 29 
Figura 17 - Motor de fundo tipo turbina............................................................................... 29 
Figura 18 - Esquema de uma sonda mecânica com cinco motores diesel............................. 30 
Figura 19 - Sistema de tratamento de lama........................................................................... 31 
Figura 20 - Arranjo típico de um conjunto BOP................................................................... 32 
Figura 21 - Detalhe do processo de perfuração..................................................................... 34 
Figura 22 - Tipos de plataformas de exploração de petróleo................................................35 
Figura 23 - Perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo................................... 36 
Figura 24 - Canhoneio convencional (a); Canhoneio TCP (b) e Canhoneio através da 
coluna de produção (c).......................................................................................................... 
 
37 
Figura 25 - Diagrama de fases de uma mistura de petróleo.................................................. 38 
Figura 26 - Reservatório de óleo........................................................................................... 39 
Figura 27 - Etapas de fluxo................................................................................................... 41 
Figura 28 - Curva de IPR – modelo linear............................................................................ 42 
 
 
 
Figura 29 - Curva de IPR –Modelo de Vogel....................................................................... 43 
Figura 30 - Vazão de líquido em função da injeção de gás em um GLC.............................. 44 
Figura 31 - Sistema de gás-lift.............................................................................................. 45 
Figura 32 - Tipos de instalações de gás-lift........................................................................... 46 
Figura 33 - Poço produtor por bombeio centrífugo submerso.............................................. 48 
Figura 34 – Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS.................................. 50 
Figura 35 - Carta de registro de amperagem......................................................................... 52 
Figura 36 - Partes da bomba e ciclo de bombeio.................................................................. 54 
Figura 37 - Carta dinamométrica........................................................................................... 57 
Figura 38 - Unidade de bombeio........................................................................................... 58 
Figura 39 - Sistema de bombeio por cavidades progressivas................................................ 61 
Figura 40 - Geometria do rotor, estator e variação das cavidades........................................ 63 
Figura 41 – Métodos de elevação artificial........................................................................... 67 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE QUADROS 
 
Quadro 1 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) ............................................. 16 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
BCP – Bombeio por cavidades progressivas 
BCS – Bombeio centrífugo submerso 
Blowout – Influxo indesejável de fluidos da formação para a superfície de forma não 
controlada 
BM – Bombeio mecânico com hastes 
BOP – Conjunto de válvulas que possibilita o fechamento do poço 
Downstroke - Curso descendente no bombeio mecânico com hastes 
GLC – Gás-lift contínuo 
GLI – Gás-lift intermitente 
IP - Índice de produtividade 
Kick – Influxo indesejável de fluidos da formação para superfície 
Liner - Curta coluna de revestimento que é descida e cimentado no poço 
Offshore – Produção de petróleo em poços marítimos 
Onshore – Produção de petróleo em poços terrestres 
UB – Unidade de bombeio 
Upstroke – Curso ascendente no bombeio mecânico com hastes 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 15 
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ...................................................................................... 16 
2.1 CONCEITOS FUNDAMENTAIS DA ENGENHARIA DO PETRÓLEO ....................... 16 
2.1.1 Petróleo – considerações gerais .................................................................................... 16 
2.1.2 História do petróleo no mundo ..................................................................................... 17 
2.1.3 História do petróleo no Brasil ...................................................................................... 17 
2.1.4 Origem do petróleo ........................................................................................................ 18 
2.1.5 Geologia do petróleo ...................................................................................................... 18 
2.1.6 Prospecção ...................................................................................................................... 19 
2.1.7 Perfuração ...................................................................................................................... 23 
2.1.8 Avaliação de formações ................................................................................................. 35 
2.1.9 Completação ................................................................................................................... 36 
2.1.10 Noções de reservatório ................................................................................................ 37 
2.1.10.1 Diagrama de fases do petróleo.................................................................................... 38 
2.2 MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ............................................................................................ 40 
2.2.1 Elevação natural ............................................................................................................ 40 
2.2.2 Elevação artificial .......................................................................................................... 43 
2.2.2.1 Gás-lift .......................................................................................................................... 44 
2.2.2.2 Bombeio centrífugo submerso ...................................................................................... 47 
2.2.2.3 Bombeio mecânico com hastes..................................................................................... 53 
2.2.2.4 Bombeio por cavidades progressivas ........................................................................... 60 
3 MATERIAL E MÉTODOS ................................................................................................ 65 
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES ...................................................................................... 66 
4.1 PESQUISAS REALIZADAS SOBRE MÉTODOS DE ELEVAÇÃO .............................. 66 
 
 
4.2 CONSIDERAÇÕES FINAIS DA SEÇÃO ........................................................................ 69 
5 CONCLUSÕES .................................................................................................................... 70 
REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 72 
 
15 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
Há 250 anos os nossos antepassados dependiam inteiramente das fontes naturais de 
energia. Os animais trabalhavam puxando arados, grãos eram triturados por moinhos de vento 
e a principal força motora da sociedade era o músculo humano. Acontecimentos como a 
invenção do motor a combustão interna em 1870 fez com que toda a nossa infra-estrutura 
econômica fosse montada em torno dos combustíveis fósseis. 
As energias renováveis que surgiram com o rótulo de fontes de energia do futuro por 
dificuldades como altos custos, segurança, conveniência política, entre outros, não 
conseguiram substituir as fontes não-renováveis. Os bens e serviços de que dispomos são 
exemplos de que á cada dia que passa dependemos mais do uso desses combustíveis como o 
gás natural e principalmente o petróleo. 
De acordo com o Conselho Mundial de Energia, o consumo do petróleo deverá 
aumentar em 50% até o ano 2020 (WALISIEWICZ, 2008). 
Os métodos de elevação mais utilizados na indústria do petróleo são:Elevação 
Natural, Gás-Lift, Bombeio Mecânico com Hastes, Bombeio Centrífugo Submerso e Bombeio 
por Cavidades Progressivas. A seleção do melhor método de elevação para um determinado 
poço ou campo depende de vários fatores. Os principais a serem considerados são: número de 
poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade 
do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório, 
disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas 
de produção, equipamentos disponível, pessoal treinado, investimento, custo operacional, 
segurança, entre outros (THOMAS, 2004). 
O Rio Grande do Norte é o maior produtor de petróleo em poços terrestres no Brasil. 
Esses poços para produzirem passam por etapas que vai desde a descoberta da jazida até o 
refino do óleo bruto. Uma dessas etapas é o processo de elevação, ou seja, a retirada do óleo 
da jazida até chegar à superfície (BEZERRA, 2006). 
Desta forma este trabalho tem como objetivo principal a realização de um 
levantamento bibliográfico sobre os métodos de elevação utilizados na engenharia de 
petróleo, bem como as vantagens e desvantagens de cada um desses métodos. 
 
16 
 
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
 
Neste trabalho a fundamentação teórica foi dividida em duas partes. Na primeira será 
feito um levantamento dos conceitos fundamentais que envolvem a engenharia do petróleo, 
que vai desde o conceito de petróleo até noções de reservatório. A segunda, uma 
fundamentação sobre os métodos de elevação, fechando com as pesquisas realizadas sobre 
essa temática. 
 
2.1 CONCEITOS FUNDAMENTAIS DA ENGENHARIA DO PETRÓLEO 
 
2.1.1 Petróleo – considerações gerais 
 
A definição de petróleo vem do latim: petra (pedra) e oleum (óleo), ou seja, óleo da 
pedra. O petróleo de forma simplificada pode ser definido como uma substância oleosa, 
inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e coloração variando entre o 
negro e o castanho–claro (THOMAS, 2004). 
É constituído da mistura de compostos químicos orgânicos formados por grande 
porcentagem de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos). Outros constituintes aparecem em 
menor porcentagem, sendo os mais comuns o enxofre, oxigênio e nitrogênio. Na Tabela 1 são 
apresentados os principais constituintes do petróleo, com destaque para o alto percentual de 
carbono. 
 
Quadro 1 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) 
 
Fonte: Thomas (2004) 
17 
 
2.1.2 História do petróleo no mundo 
 
O grande marco histórico da civilização moderna para o petróleo iniciou-se no século 
XIX, em 1859, quando nos Estados Unidos foi perfurado o primeiro poço com 
aproximadamente 20 m de profundidade, produzindo 2m³ por dia de óleo (CARDOSO, 2005). 
Devido à necessidade de produzir cada vez mais em função da demanda, que surgiu 
naturalmente com a revolução industrial, o rápido desenvolvimento e aprimoramentos de 
novas técnicas de produção. As perfurações e investimentos se multiplicaram e o petróleo 
conseguiu a supremacia no cenário energético mundial (WALISIEWICZ, 2008). 
 
2.1.3 História do petróleo no Brasil 
 
As primeiras notícias de exploração diretamente ligadas ao petróleo foram feitas entre 
1892 e 1896, no município de Bofete – São Paulo, no qual foi perfurado um poço com 
profundidade aproximadamente de 500 m, entretanto, não sendo bem sucedido. Somente em 
1939 no município de Lobato – Bahia foi que ocorreu o primeiro sinal evidente da presença 
de petróleo no Brasil (FARIAS, 2008). 
De acordo com Farias (2008) e Thomas (2004), em 1953, foi instituído o monopólio 
estatal do petróleo com a criação da PETROBRAS, através da Lei 2004, dando início as 
pesquisas do petróleo brasileiro. Desde a criação da Petrobras já foi descoberto petróleo nos 
estados do Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, 
Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e Santa Catarina. 
Segundo os mesmos autores nos anos 70, ocorreu um grande fato que foi a descoberta 
da província petrolífera da Bacia de Campos, Rio de Janeiro, através do campo de Garoupa. 
Outro fato importante nesta mesma década foi a descoberta de petróleo na plataforma 
continental do Rio Grande do Norte através do campo de Ubarana. 
A década de 80 foi marcada pela constatação de ocorrências de petróleo em Mossoró, 
no Rio Grande do Norte, direcionando para o que viria a ser, em pouco tempo, a segunda 
maior área produtora de petróleo no Brasil. As grandes descobertas dos campos gigantes de 
Marlim e Albacora em águas profundas na Bacia de Campos, Rio de Janeiro. 
Em 2006 quando foi colocada em funcionamento a plataforma P50 (na Bacia de 
Campos), o Brasil atingiu a auto-suficiência em termos de produção de petróleo bruto. Essa 
18 
 
bacia no estado do Rio de Janeiro produz relativamente 85% da produção nacional (FARIAS, 
2008). 
 
2.1.4 Origem do petróleo 
 
O petróleo tem sua origem há milhares de anos através de restos mortais de seres que 
depositados no solo durante muito tempo formaram, juntamente com outros sedimentos, uma 
camada de material orgânico. Ao longo de milhões de anos essa camada foi sendo coberta por 
outras camadas de sedimentos que pela a ação de microorganismos, bactérias, altas pressões e 
temperatura se transformaram em petróleo. (THOMAS, 2004). 
 
2.1.5 Geologia do petróleo 
 
O petróleo é gerado em uma rocha conhecida como fonte ou geradora. E na sequência 
passa pelo processo de acumulação. Para ocorrer essa acumulação é necessário que aconteça a 
expulsão do petróleo da rocha geradora (migração primária) e que ele continue seu percurso 
através de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado por uma rocha selante 
(impermeável). A rocha em que o petróleo fica acumulado denomina-se reservatório 
(migração secundária). Na Figura 1 observa-se o detalhe desse processo geológico que 
envolve o acúmulo de petróleo. 
 
Figura 1 - Acumulação de petróleo devido a relações discordantes nas rochas 
 
Fonte: Popp (2010) 
19 
 
A rocha selante cria as condições necessárias para acumulação do petróleo, que é um 
ambiente de pouca permeabilidade, inibindo a ação de água circulante e diminuindo a 
quantidade de oxigênio existente. A migração primária da rocha, onde o petróleo foi gerado 
tem várias explicações e ainda é uma polêmica entre os geólogos, pode ser por 
microfraturamento existentes nessas rochas ou através de altas pressões de compactação 
existentes. 
Para ocorrer a acumulação do petróleo a rocha reservatório tem que ser porosa no seu 
interior, e que esses poros estejam interconectados. As rochas reservatório podem ser arenitos, 
calcarenitos e todas as rochas sedimentares que contenham essas características. (CARDOSO, 
2008; THOMAS, 2004). Na Figura 2 observa-se uma microfotografia de um fragmento de 
rocha reservatório em que percebe-se detalhes de poros contendo óleo. 
 
Figura 2 - Microfotografia de uma rocha - reservatório contendo óleo 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
2.1.6 Prospecção 
 
Para se encontrar o petróleo no interior da rocha reservatório é necessário o estudo e 
análise das bacias sedimentares pelos geólogos e geofísicos, para indicarem o local mais 
propício para acumulação do mesmo e verificar qual destas situações possui maior 
20 
 
probabilidade de conter hidrocarbonetos. Esse procedimento denomina-se de prospecção. 
Esse processo não garante que a perfuração vai obter êxito, no entanto fornecerá informações 
técnicas com investimento relativamente baixo em relação à perfuração de um único poço. 
(THOMAS, 2004). 
O método de prospecção geológico é a primeiraanálise com intuito de perceber as 
condições mais propícias pra acumulação de hidrocarbonetos. O mesmo é realizado através de 
aerofotogrametria, permitindo a determinação das feições geológicas através de fotografias do 
terreno retiradas de aviões (Figura 3). (THOMAS, 2004). 
 
Figura 3 - Interpretação fotogeológica onde são nítidas as feições de diferentes tipos de rochas 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
O método sísmico de reflexão (Figura 4) é o mais utilizado dentro da prospecção 
devido seu alto grau de eficiência na definição das feições geológicas em subsuperfície, tendo 
um custo relativamente baixo. Essa sísmica é responsável por mais de 90% dos investimentos 
da prospecção (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
21 
 
Figura 4 - Método sísmico de reflexão 
 
Fonte: Walisiewicz (2008) 
 
A sísmica de reflexão utiliza fontes de energia como, dinamite e vibrador, para 
situações em terra e os canhões de ar comprimido, para situações em mar. Procede-se dessa 
forma para gerar ondas elásticas. Estas ondas são refletidas e refratadas pelos diferentes tipos 
de rochas e retornam a superfície onde são registrados pelos receptores: os geofones (em 
terra) e hidrofones (em mar). Daí são interpretados para gerar mapas estruturais. (THOMAS, 
2004). 
Na Figura 5 observa-se um tipo de sísmica de reflexão realizada em mar. O navio 
reboca duas baterias de canhões, que são disparados alternadamente e vários cabos, cujo 
afastamento lateral pode chegar a centenas de metros. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
22 
 
Figura 5 - Tipo de sísmica realizada em mar 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
A velocidade de propagação das ondas sísmicas é relacionada com a densidade e as 
constantes elásticas do meio. Dependendo conseqüentemente da constituição mineralógica da 
rocha, grau de cimentação, estágios de compactações (pressão, profundidade), porosidade, 
conteúdo e saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de 
microfraturas. 
A Figura 6 ilustra a distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção 
de petróleo. Como o método sísmico de reflexão permite o cálculo destas velocidades, é 
possível fazer estimativas dos parâmetros das rochas a partir do conhecimento das 
velocidades (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
23 
 
Figura 6 - Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo 
pelo método sísmico de reflexão 
 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
2.1.7 Perfuração 
 
A perfuração rotativa de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda. 
Utilizando uma broca no final da coluna de perfuração, responsável por perfurar as rochas 
devido à rotação e o peso aplicado pelos comandos (elemento tubular de alto peso linear), 
sobre a mesma. 
 
 Principais sistemas de uma sonda de perfuração 
 
Os principais sistemas de uma sonda rotativa (Figura 7) são: de sustentação de cargas, 
de geração e transmissão de energia, de movimentação de carga, de rotação, de circulação, de 
segurança do poço, de monitoração e o sistema de subsuperfície (coluna de perfuração e 
broca). 
 
 
 
 
24 
 
Figura 7 - Sonda de perfuração 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 Sistema de sustentação de cargas 
 
Consiste na montagem de uma torre que possui grande número de peças que são 
montadas uma a uma, ou do mastro (Figura 8) que é subdividido em três ou quatro seções. Os 
dois são uma estrutura de aço especial possuindo uma forma piramidal promovendo assim um 
espaçamento vertical livre para permitir a execução das manobras (retirada e descida de toda a 
coluna de perfuração para substituir a broca). Mesmo o mastro possuindo um alto custo inicial 
e uma menor estabilidade, tem sido preferido pela facilidade e economia de tempo em 
montagens para perfurações terrestres (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
 
25 
 
Figura 8 – Mastro 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
O estaleiro (Figura 9) é uma estrutura metálica constituída de diversas vigas 
localizadas na frente da torre ou do mastro, com a finalidade de facilitar o manuseio e 
transporte de todas as tubulações (THOMAS, 2004). 
 
Figura 9 – Estaleiro 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
26 
 
 Sistema de movimentação de carga 
 
Os principais componentes desse sistema são o guincho, que recebe a energia 
mecânica necessária para movimentação de cargas através de motores dieseis ou motores 
elétricos (Figura 10); bloco de coroamento que é um conjunto de polias fixo que fica apoiado 
na parte superior do mastro/torre por onde passam os cabos de aço (Figura 11); catarina, 
conjunto de polias móvel justapostas num pino central (Figura 12); gancho, elemento de 
ligação da carga ao sistema de polias (Figura 13); swivel, elemento que liga as partes girantes 
às fixas, permitindo livre rotação da coluna; por um tubo na sua lateral permite a injeção de 
fluido no interior da coluna de perfuração (Figura 14) (THOMAS, 2004). 
 
Figura 10 – Guincho 
 
Fonte: Mansano (2004) 
 
Figura 11 - Bloco de coroamento 
 
Fonte: Mansano (2004) 
27 
 
Figura 12 – Catarina 
 
 
Fonte: Mansano (2004) 
 
Figura 13 – Gancho 
 
Fonte: Mansano (2004) 
 
 
 
 
 
 
28 
 
Figura 14 – Swivel 
 
Fonte: Mansano (2004) 
 
 Sistema de rotação 
 
Esse sistema é composto de equipamentos que permitem a livre rotação da coluna de 
perfuração. Sendo as mesas rotativas (Figura 15) que transmite, às sondas convencionais, 
rotação ao kelly. Quando a mesa rotativa é utilizada a perfuração do poço é feita adicionando 
um tubo de cada vez. 
 
Figura 15 - Mesa rotativa 
 
Fonte: Mansano (2004) 
 
29 
 
O top drive (Figura 16) é utilizado quando não se usa a mesa rotativa e o kelly, 
permitindo perfurar o poço de três em três tubos e na retirada e descida da coluna continua a 
rotação e circulação de fluido pelo seu interior. 
Figura 16 - Top-drive 
 
Fonte: Mansano (2004) 
 
O motor de fundo (Figura 17) é largamente utilizado na perfuração de poços 
direcionais, poços que o objetivo a ser atingido não se encontra na vertical da sonda. Esse 
motor é localizado acima da broca e pelo fato da coluna de perfuração não girar o torque 
imposto a ela é nulo, tendo um desgaste bastante reduzido. 
 
Figura 17 - Motor de fundo tipo turbina 
 
Fonte: Thomas (2004) 
30 
 
 Sistema de geração e transmissão de energia 
 
Para acontecer o acionamento dos equipamentos (guincho, bombas de lama e mesa 
rotativa) de uma sonda de perfuração é necessário a geração de energia que é geralmente por 
motores diesel (Figura 18). 
Outra forma de geração de energia ocorre em sondas marítimas que existindo a 
produção de gás é comum e econômico a geração de energia de toda a sonda ser através da 
utilização de turbinas a gás. E em sondas terrestres quando for permanecer locada em um 
longo período de tempo, a utilização da energia das redes públicas pode ser vantajoso. 
 
Figura 18 - Esquema de uma sonda mecânica com cinco motores diesel 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 Sistema de circulação de fluidos 
 
A circulação normal acontece com um fluido de perfuração que é bombeado pelas 
bombas de lama (Figura 19) e injetado na coluna através do swivel, percorrendo um caminho 
até a broca, resfriando a mesma e retornando pelo espaço anular (formado pelas paredes do 
poço e a coluna) removendo os cascalhos cortados pela broca até a superfície. 
31 
 
O fluido de perfuração que foi injetado no poço quando volta à superfície é tratado 
para eliminar sólidos ou gás, equando necessário faz-se a adição de produtos químicos para 
ajustar suas propriedades, e logo depois ser reinjetado no poço (THOMAS, 2004). 
 
Figura 19 - Sistema de tratamento de lama 
 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 Sistema de segurança de poço 
 
O fluxo indesejável de qualquer tipo de fluido contido em uma formação para dentro 
do poço é conhecido como kick. Se esse fluxo não for eficientemente controlado poderá se 
transformar em um poço fluindo totalmente sem controle (blowout). O sistema de segurança é 
composto de equipamentos que permitem o fechamento e controle do poço. 
O blowout preventer (BOP) (Figura 20) é um conjunto de válvulas que possibilita o 
fechamento do poço, é o mais importante equipamento de segurança e tem a finalidade de não 
deixar que o kick se transforme em um blowout (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
32 
 
Figura 20 - Arranjo típico de um conjunto BOP 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 Sistema de monitoramento 
 
A indústria petrolífera tem investido em equipamentos de monitoramento para 
combinar os vários parâmetros da perfuração, com a finalidade de obter uma maior eficiência 
e economia. 
Alguns dos equipamentos necessários são manômetros (indica a pressão de bombeio), 
indicador de peso sobre a broca, torquímetro (mede o torque na coluna de perfuração), 
tacômetros (mede a velocidade da mesa rotativa e da bomba de lama), registrador da taxa de 
penetração da broca, desgaste da broca, adequação dos parâmetros de perfuração, etc 
(THOMAS, 2004). 
 
 Processo de perfuração de um poço 
 
Para ocorrer à perfuração precisa montar a torre de perfuração ou mastro em terra, e do 
transporte através de rebocadores, montagem das plataformas ou utilização dos navios sonda 
33 
 
em mar. A perfuração marítima é parecida com a terrestre só que com utilização de 
equipamentos muitas vezes com uma maior resistência e tecnologia. 
Na perfuração terrestre depois da montagem da sonda e dos equipamentos já 
mencionados, começa a perfuração através da rotação da broca e do peso aplicado sobre ela, 
pelos comandos que fazem parte da coluna de perfuração e sua principal função é a de 
fornecer peso sobre a broca. Quando o topo do kelly atinge a mesa rotativa, é necessário 
acrescentar a coluna um novo tubo de perfuração, o kelly é desconectado da coluna e 
conectado ao novo tubo que foi adicionado, essa operação é chamada de conexão. Quando é 
necessário a retirada e descida de toda a coluna de perfuração para a broca ser substituída, 
essa operação é chamada de manobra. A perfuração com top drive tem essas operações 
semelhantes. 
O fluido de perfuração que é bombeado para o interior da coluna de perfuração pelo 
swivel e retorna a superfície pelo anular (espaço formado entre as paredes do poço e a 
coluna), além de lubrificar a broca evita o desmoronamento do poço. 
O poço é perfurado em fases, a quantidade vai depender das características das zonas 
que vão ser perfuradas e da profundidade final prevista. Cada fase é constituída pela descida 
de um revestimento que é tubos de aço especial que desempenham varias funções como, 
prevenir o desmoronamento das paredes do poço, permitir o retorno do fluido de perfuração à 
superfície, impedir a migração de fluidos das formações, alojar equipamentos de elevação 
artificial, etc (THOMAS,2004). 
Depois da descida de cada tubo de revestimento, acontece à cimentação, que é o 
preenchimento com cimento do espaço anular entre o revestimento e as paredes do poço, essa 
pasta de cimento bombeada tem a finalidade de fixar o revestimento e impedir que ocorra 
migração de fluidos por trás do revestimento. 
Pode também ser utilizado no lugar de alguns tubos de revestimento o liner que é uma 
curta coluna de revestimento que é descida e cimentado no poço, cobrindo apenas a parte 
inferior, pois fica ancorado um pouco acima da extremidade inferior do revestimento anterior. 
O uso do liner está crescendo devido sua economia, pois ele é versátil e tem uma maior 
rapidez de operação. 
Cada fase de perfuração é composta por um tubo de revestimento e uma broca de 
diâmetro menor, sendo o revestimento atual descido dentro do anterior e a broca substituída, é 
determinado as diversas fases da perfuração através de seus diferentes diâmetros. Na Figura 
21 observam-se detalhes do processo de perfuração. 
 
34 
 
Figura 21 - Detalhe do processo de perfuração 
 
Fonte: Cardoso (2005) 
 
 Tipos de Plataformas 
 
A plataforma que vai ser utilizada para a perfuração de um poço vai depender de 
vários fatores como a lamina de água (distância que vai do fundo do mar até a superfície da 
água) condições do mar, finalidade do poço, principalmente a análise da relação 
custo/beneficio etc. As plataformas são divididas em dois tipos as que o BOP é instalado na 
superfície, como as plataformas fixas, auto eleváveis, submersíveis e tension legs. Com o 
BOP no fundo do mar são as unidades conhecidas como flutuantes, semi-submersíveis e os 
navios sondas. Na Figura 22 são observados alguns tipos de plataformas de exploração de 
petróleo (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
35 
 
Figura 22 - Tipos de plataformas de exploração de petróleo. 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
2.1.8 Avaliação de formações 
 
Os estudos geológicos e geofísicos não garantem o êxito da perfuração, mais 
determina as áreas que tem uma maior probabilidade de conter os hidrocarbonetos. Durante a 
perfuração pode ser encontrado indícios da presença de hidrocarbonetos através da 
perfilagem, descida de equipamentos no poço com a finalidade de registrar prováveis fluidos 
existentes nos poros, características e propriedades das rochas perfuradas. 
Através da análise dos perfis adquiridos na perfilagem (Figura 23), de amostras 
obtidas da formação rochosa da subsuperfície (testemunhagem) e de todas as informações 
adquiridas anteriormente pelos geólogos e geofísicos indicarem a presença de hidrocarbonetos 
no poço perfurado, isso não indica que a produção do petróleo vai ser economicamente viável. 
Somente a colocação do poço em fluxo (teste de formação) determinará se a produção do óleo 
ou gás vai ser viável. 
Esse estudo que visa definir em termos qualitativos e quantitativos o potencial do 
reservatório, ou seja, a sua capacidade produtiva é denominada avaliação de formações. 
(THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
36 
 
Figura 23 - Perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
2.1.9 Completação 
 
Depois da perfuração do poço ser definitivamente terminado é necessário uma série de 
operações com objetivo de permitir a produção dos hidrocarbonetos por toda sua vida 
produtiva de forma segura e econômica. 
Entre as operações, como a instalação do BOP para permitir a segurança necessária, 
substituição do fluido de perfuração pelo de completação, destaca-se a descida do 
revestimento de produção para ocorrer posteriormente o canhoneio (Figura 24) (utilização de 
cargas explosivas com a finalidade de comunicar o interior do poço com a formação 
produtora). Depois de posicionar os canhões em frente ao intervalo desejado, um mecanismo 
de disparo é acionado ocasionando uma explosão de jatos de alta energia que atravessam o 
revestimento de produção, o cimento e ainda pode penetrar até cerca de um metro na 
formação (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
37 
 
Figura 24 - Canhoneio convencional (a); Canhoneio TCP (b) e Canhoneio através da coluna 
de produção (c) 
 
 
(a) (b) (c) 
Fonte: Thomas (2004) 
 
2.1.10 Noções de reservatório 
 
As misturas de hidrocarbonetospodem ser encontradas no estado líquido ou no estado 
gasoso. Quando essas misturas são encontradas no estado líquido, recebe o nome de óleo cru 
ou simplesmente óleo. Se essas misturas forem encontradas no estado gasoso, recebe o nome 
de gás natural ou simplesmente gás. O estado físico do petróleo vai depender de sua 
composição e principalmente das condições de pressão e temperatura que o mesmo estar 
submetido. 
O óleo é a mistura de hidrocarbonetos que nas condições de reservatório se encontra 
no estado líquido, e que quando é levado para as condições de superfície permanece no 
mesmo estado. O gás é as misturas de hidrocarbonetos que se encontram nas condições de 
reservatório na forma gasosa ou dissolvido no óleo, e que se apresentam nas condições de 
superfície no estado gasoso. É importante conhecer o estado físico do petróleo por diversos 
fatores, como por exemplo para saber o método de elevação que melhor se adéqua para 
produzir nesse reservatório (ROSA, 2006). 
 
 
 
38 
 
2.1.10.1 Diagrama de fases do petróleo 
 
É evidente que uma acumulação de petróleo pode se apresentar no estado líquido, 
gasoso ou com as duas fases em equilíbrio, a depender de sua composição e das condições de 
temperatura e pressão que estão submetidas. 
O diagrama de fases (Figura 25) é responsável por determinar o comportamento da 
mistura de hidrocarbonetos. A curva dos pontos de bolha junta com a dos pontos de orvalho 
delimitam uma região onde coexiste as duas fases de uma mistura qualquer de 
hidrocarbonetos. A direita da curva dos pontos de orvalho estar compreendido a região das 
misturas gasosas, e a esquerda da curva dos pontos de bolha se encontra a região das misturas 
líquidas. Se o ponto se localizar entre essas duas curvas (região de duas fases), uma parte da 
mistura se encontrará no estado líquido em equilíbrio com outra parte no estado gasoso. Essa 
região de duas fases indicam os percentuais de líquido na mistura, e são chamados de linhas 
de qualidade. 
É possível observar na Figura 26, uma linha perpendicular ao eixo das temperaturas 
chamada de Cricondenterma que representa a maior temperatura com a coexistência das duas 
fases e uma linha perpendicular ao eixo das pressões chamada de cricondenbárica que 
representa a maior pressão com a coexistência das duas fases. Essas linhas são bastantes 
importantes para definição do comportamento das misturas. O ponto crítico é o local de 
encontro das curvas dos pontos de orvalho e dos pontos de bolha. 
 
Figura 25 - Diagrama de fases de uma mistura de petróleo 
 
Fonte: Rosa (2006) 
39 
 
No ponto 1 da figura 25 de coordenadas p1 (pressão) e T1(temperatura), o petróleo 
está na fase líquida, uma vez que estar localizado na região das misturas líquidas. E no ponto 
2 de coordenadas p2 (pressão) e T2 (temperatura), o petróleo está localizado na região de duas 
fases com 75% de fase líquida e 25% de fase gasosa. 
É importante lembrar que as classificações dos reservatórios se baseiam 
principalmente no tipo de fluido produzido na superfície, a condições de pressões e 
temperaturas menores do que as condições do reservatório (Figura 26). 
 
Figura 26 - Reservatório de óleo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: Rosa (2006) 
 
Na figura 26, o ponto R indica o petróleo nas condições iniciais de reservatório. Do 
ponto R ao S, representa o comportamento do fluido produzido das condições de reservatório 
até as condições de superfície (ponto S). No exemplo mostrado acima nas condições de 
superfície aproximadamente 60% dos hidrocarbonetos produzidos se encontram na fase 
líquida e os outros 40% restantes na fase gasosa. (ROSA, 2006) 
 
 
40 
 
2.2 MÉTODOS DE ELEVAÇÃO 
 
O reservatório depois de ser descoberto, ocorre a perfuração, a completação, para 
depois vir a produzir. Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses 
fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural. No caso 
do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície será 
utilizado métodos de elevação artificial. 
 
2.2.1 Elevação natural 
 
A elevação natural dos poços de petróleo ocorre normalmente no início da vida 
produtiva do reservatório, e os fluidos nele contidos chegam ate a superfície devido à energia 
do reservatório. Mais com o passar do tempo e o aumento da produção, a pressão do 
reservatório declina, sendo a mesma insuficiente para deslocar os fluidos até a superfície com 
uma vazão econômica ou conveniente. 
Quando se tem um reservatório com uma pressão elevada, os fluidos que estão 
contidos nele alcançam livremente a superfície. Estes poços são denominados surgentes e 
produzem por elevação natural. 
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 poça 
manter e incrementar essa produção de petróleo por elevação natural. 
Os fatores que influenciam na produção acumulada por surgência: Propriedades dos 
fluidos, índice de produtividade do poço, mecanismo de produção do reservatório, dano 
causado à formação produtora durante a perfuração ou durante a completação do poço, 
aplicação de técnicas de estimulação, isolamento adequado das zonas de água e gás adjacentes 
à zona de óleo, características dos equipamentos utilizados no sistema de produção (coluna e 
linha de produção, restrições ao fluxo, etc.), controle adequado de produção dos poços através 
de testes periódicos de produção, estudo e acompanhamento da queda de pressão do 
reservatório (THOMAS, 2004). 
41 
 
A capacidade de fluxo do poço é caracterizada pelo índice de produtividade (IP) 
determinado pela equação (Eq. 1) 
 
IP = q/Pe-Pw Equação 1 
 
Onde q é a vazão, Pe a pressão estática do reservatório e Pw a pressão de fluxo no fundo 
do poço. Quanto maior for o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão 
de líquido que se desloca para a superfície. A vazão máxima seria alcançada se ocorresse da 
pressão dinâmica do fundo do poço fosse igual a zero, mais essa hipótese é impraticável em 
poços surgentes, porque é necessária uma pressão mínima para que o fluido da formação seja 
deslocado até os equipamentos de separação na superfície, representados na figura 27. 
 
Figura 27 - Etapas de fluxo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
A Eq 1 utilizada para definir o índice de produtividade em função da vazão e 
diferencial de pressão pode ser reescrita, pois a pressão do reservatório varia lentamente com 
o tempo, podendo assim afirmar que para um determinado período de tempo e para pressões 
42 
 
dinâmicas no fundo do poço maiores do que a pressão de saturação, o índice de saturação 
contínua constante (Eq. 2). 
 
Pw= Pe- q/IP Equação 2 
 
O índice de produtividade é considerado constante, independente de qual seja a vazão 
de líquido, sendo a equação acima uma linha reta (Figura 28), denominada de IPR (Inflow 
performance Relationship). É conhecido como potencial do poço o ponto onde a reta 
intercepta o eixo das vazões, sendo nesse ponto representado a máxima vazão caso a pressão 
de fluxode fundo pudesse ser reduzida a zero. 
 
Figura 28 - Curva de IPR – modelo linear 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
Esse modelo linear mencionado não é aplicado quando as pressões no meio poroso estão 
abaixo da pressão de saturação do óleo, devido ao gás que sai de solução aumentando a 
saturação. 
Nesse caso é utilizado o modelo desenvolvido por Vogel em 1968, utilizado em 
reservatórios com gás em solução e pressão igual ou abaixo da pressão de saturação, levando 
em consideração somente o fluxo bifásico de óleo e gás. Ele traçou vários IPRS (Figura 29) 
considerando vários estágios do reservatório e propôs o modelo representado pela seguinte 
expressão. 
 
43 
 
q/qmax = 1-0,2.(Pw//Pe)-0,8 ( Pw/Pe)
2
 Equação 3 
 
Figura 29 - Curva de IPR –Modelo de Vogel 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
No caso de reservatórios que possuam pressão acima da pressão de saturação e poços 
com danos, o modelo desenvolvido por Vogel não devera ser aplicado, pois existem modelos 
que foram desenvolvidos especialmente para estes casos, como por exemplo o modelo de 
Patton e Goland em 1980, e o de Standing em 1970 (THOMAS, 2004). 
 
2.2.2 Elevação artificial 
 
Há reservatórios que possuem pressão relativamente baixa, neste caso os fluidos 
contidos nele não alcançam a superfície, sendo necessário utilizar métodos de elevação 
artificial. Esses métodos de elevação também são utilizados no final da vida produtiva por 
surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir. 
Na indústria de petróleo há quatro principais métodos de elevação artificial, gás-lift 
contínuo (GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio 
mecânico com hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP) (THOMAS, 
2004). 
 
 
44 
 
2.2.2.1 Gás-lift 
 
 Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços 
profundos, é bastante utilizado. Sendo propício para poços produtores de fluidos com alto teor 
de areia, elevada razão gás – liquido profundidade de até 2.600 metros e com uma vazão de 1 
a 1.700m³/dia (THOMAS, 2004). 
 
 Tipos de gás-lift 
 
O contínuo e intermitente são os principais tipos de gás-lift utilizados nos poços de 
petróleo. O gás-lift contínuo consiste na injeção de gás a alta pressão continuamente na coluna 
de produção, tendo como objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a 
superfície. O aumento da quantidade de gás na coluna de produção diminui o gradiente médio 
de pressão, tendo como conseqüência a diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento 
da vazão. Na Figura 30 observa-se a vazão de líquido em função da injeção de gás. 
 
Figura 30 - Vazão de líquido em função da injeção de gás em um GLC. 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
O gás- lift intermitente é produzido através da injeção de gás a alta pressão, necessário 
para o deslocamento do petróleo a base das golfadas (fluxo para a superfície de forma 
45 
 
inconstante). Esta injeção de gás é feita através de tempos bem definidos e é normalmente 
controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora (motor valve). 
A escolha entre ambos vai depender de vários fatores como, por exemplo, o índice de 
produtividade (IP). Para o IP acima de 1,0 m
3
/dia/kgl/cm² é utilizado o gás- lift contínuo. Nos 
poços com índice de produtividade abaixo do GLC, é utilizado o gás- lift intermitente 
(THOMAS, 2004). 
 
 Sistemas de gás-lift 
 
 O sistema de gás- lift é composto por uma fonte de gás a alta pressão conhecida 
como compressores, um controlador de injeção de gás na superfície chamado de choke ou 
motor valve, um controlador de injeção de gás de subsuperfície conhecida como válvulas de 
gás- lift e equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos (Figura 31). 
Sendo eles: separadores, tanques, entre outros. Os dois tipos de gás-lift utilizam válvulas de 
orifícios diferentes. 
 
Figura 31 - Sistema de gás-lift 
 
Fonte: Thomas (2004) 
46 
 
No caso do gás–lift contínuo a válvula utilizada tem um orifício relativamente 
pequeno, pois requer a injeção contínua de gás na coluna de produção, sendo a mesma 
proporcional a vazão de líquidos que vem do reservatório. 
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. 
As válvulas de gás-lift, válvulas de descarga, são responsáveis também por facilitar a 
operação de descarga do poço (retirada do fluido amortecido entre a coluna de produção e o 
espaço anular) e controlar o fluxo de gás no anular para dentro da coluna de produção em 
profundidade predeterminada (válvulas de descarga e operadora). As válvulas de descarga e 
operadora podem ser utilizadas tanto no gás-lift contínuo como no gás-lift intermitente. Nas 
instalações do GLC ou GLI pode ser utilizados packer para vedar o espaço anular e no gás-lift 
intermitente pode ser utilizado válvula de pé com a finalidade de evitar que durante a injeção 
de gás na coluna de produção, a pressão do gás injetado empurre de volta para o reservatório 
parte dos fluidos produzidos. Os tipos mais comuns de instalações de gás-lift estão 
representados na Figura 32 (THOMAS, 2004). 
 
Figura 32 - Tipos de instalações de gás-lift 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 
47 
 
2.2.2.2 Bombeio centrífugo submerso 
 
 Esse método de elevação vem sendo cada vez mais utilizado devido a disponibilidade, 
a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo 
submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço é através de um cabo 
elétrico, onde essa energia elétrica através de um motor de subsuperfície é transformada em 
energia mecânica. Esse motor 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, 
2004). 
 
 Principais equipamentos de um poço equipado para produzir por BCS 
 
Esses equipamentos responsáveis por fazer o poço produzir por bombeio centrífugo 
submerso podem ser de superfície ou de subsuperfície. Na Figura 33 pode-se observar o 
esquema de funcionamento de um poço produtor pó BCS. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
48 
 
Figura 33 - Poço produtor por bombeio centrífugo submerso 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 Equipamentos de superfície 
 
 Quadro de comandos 
 
Equipamento responsável por proteger de mudanças climáticas, para com isso 
controlar e operar com segurança o equipamento de fundo. O quadro de comando que vai ser 
utilizado vai depender da voltagem, amperagem e potência máxima do sistema. 
 
 Transformador 
 
Esse equipamento tem como finalidade transformar a tensão da rede elétrica na tensão 
nominal do motor acrescida das perdas ocorridas no cabo elétrico. A escolha de qual 
49 
 
transformador utilizar depende da voltagem da rede, voltagem do motor, perdas no cabo 
elétrico e potência do motor. 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. 
 
 Caixa de ventilação 
 
É um equipamento acessório que pode ou não, ser instalado entre o quadro de 
comandos e o poço, tendo como finalidade a ventilação do cabo trifásico, promovendo assim 
a saída do gás que poça migrar do poço pelo interior do cabo para a atmosfera. 
 
 Válvula de retenção 
 
Equipamento responsável por manter a coluna de produção cheia de fluido, quando 
ocorrer por algum motivo o desligamento do conjunto de fundo. 
 
 Válvula de drenagem ou de alívio 
 
Sempre que ocorre a descida da válvula de retenção é utilizada a válvula de drenagem. 
Para evitar que a coluna retirada venha cheia de fluido, provocando derramamento de óleo 
toda vez que um tubo for desconectado. 
 
 
 
50 
 
 Sensores de pressão e temperatura de fundo 
 
Equipamentos instalados abaixo do motor com a finalidade de avaliar o 
comportamento do poço através de informações de pressão e temperatura transmitidas do 
fundo do poço para superfície, através do mesmo cabo que leva energia ao motor (THOMAS, 
2004). 
 
 Equipamentos de subsuperfície 
 
 Bomba 
 
No BCS é utilizada uma bomba do tipo centrífuga de múltiplos estágios, cada estagio 
contendo um impulsor e um difusor, representado na figura 34. 
O impulsor é preso a um eixo e gira a uma velocidade de aproximadamente 3.500 
rotações por minuto, transferindo energia ao girar sob a forma de energia cinética ao fluido, 
aumentando assim a sua velocidade. 
O difusor permanece imóvel, redirecionado o fluido do impulsor encontrado abaixo 
para cima, diminuindo sua velocidade e transformando a energia cinética em pressão. A 
quantidade de estágios é diretamente proporcional a quantidade de fluidos deslocados para 
superfície. O tamanho e a forma do difusor e do impulsor determina a vazão a ser bombeada, 
existindo bombas com vazões situadas entre 20 e 10.000 m3/dia, tendo capacidade de elevar 
até 5.000metros. 
 
Figura 34 – Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS 
 
Fonte: Thomas (2004) 
51 
 
 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. 
 
 Motor elétrico 
 
Motores projetados para trabalhar em condições bastante severas, como por exemplo: 
imerso em fluidos que estão sendo produzidos, altas pressões e temperaturas. Esses são cheios 
com óleo especial de origem mineral com a finalidade de garantir o isolamento elétrico, 
lubrificação dos mancais e o resfriamento do motor. A escolha de qual motor utilizar para 
determinado poço vai depender do diâmetro do revestimento, potência necessária, 
transformadores disponíveis e profundidade do poço. 
 
 Protetor 
 
Equipamento localizado entre a admissão da bomba e o motor. Com a finalidade de 
conectar a carcaça do motor com a carcaça da bomba igual a os eixos da bomba e do motor, 
prevenir a entrada de fluido produzido no motor, 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. 
 
 
 
52 
 
 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. 
 
 Acompanhamento do poço em produção 
 
A produção de um poço que produz por bombeio centrífugo submerso é feito através 
de testes de produção. No teste de produção são medidos a vazão, pressão dinâmica na cabeça 
do poço, razão gás-líquido, fração de água, nível de fluido no anular, amperagem média, etc. 
A Figura 35 corresponde a uma carta de registro reproduzida em um poço que esta operando 
em condições normais. É responsável por detectar e corrigir problemas operacionais logo que 
surgirem, evitando danos maiores para o equipamento (THOMAS, 2004). 
 
Figura 35 - Carta de registro de amperagem 
 
Fonte: Thomas (2004) 
53 
 
2.2.2.3 Bombeio mecânico com hastes 
 
Este método de elevação é o mais utilizado em todo o mundo, podendo ser instalado 
para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades. No 
bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de 
combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio 
situada próximo a cabeça do poço, então uma coluna de hastes tem a função de transmitir o 
movimento alternativo para o fundo do poço acionando uma bomba que tem a finalidade de 
elevar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície. 
O bombeio mecânico com hastes apresenta problemas operacionais mediano em poços 
direcionais (desviados propositalmente da vertical), em poços que produzem areia e poços 
onde parte do gás produzido passe pela bomba. 
Os poços direcionais resultam em elevado atrito da coluna de hastes com a de 
produção, provocando desgaste prematuro das hastes e da coluna de produção nos pontos 
onde ocorre um maior contato. A areia desgasta mais rápido as partes móveis e a camisa da 
bomba devido à sua abrasividade. O gás quando passa pela bomba reduz sua eficiência 
volumétrica (THOMAS, 2004). 
 
 Principais componentes do bombeio mecânico com hastes 
 
 Bomba de subsuperfície 
 
Esta bomba é do tipo alternativo, sendo de simples efeito e compostas das seguintes 
partes principais: Camisa, pistão, válvula de passeio e válvula de pé, representada na Figura 
36, o esquema de funcionamento da bomba de subsuperfície. 
 
 
 
 
 
 
54 
 
Figura 36 - Partes da bomba e ciclo de bombeio 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
A bomba de superfície tem a finalidade de fornecer energia ao fluido vindo da 
formação, sob a forma de aumento de pressão, para elevá-lo até a superfície. 
No ciclo de bombeio existe dois cursos, o ascendente (upstroke) e o curso descendente 
(downstroke). O fluido que esta dentro da coluna de produção no curso ascendente mantém a 
válvula de passeio fechada, sendo que a baixa pressão criada na camisa da bomba abaixo do 
pistão e acima da válvula de pé faz com que a mesma se abra, permitindo que o fluido que 
esta no anular passe para o interior da bomba. As hastes são responsáveis por elevar todo o 
fluido que esta acima do pistão e o mesmo que esta mais perto da cabeça do poço entra na 
linha de produção, sendo deslocado nos ciclos seguintes para o vaso separador. 
Os fluidos que se encontram localizados na camisada bomba são comprimidos 
fechando a válvula de pé no curso descendente e como o pistão continua descendo, as 
pressões abaixo e acima da válvula de passeio se igualam e a mesma se abre deixando o fluido 
passar para cima do pistão. Quando for atingido o final do curso descendente e começar o 
curso ascendente a válvula de passeio se fecha e a de pé se abre, começando assim um novo 
ciclo. 
Existe o diâmetro do pistão mais apropriado, para que não ocorram esforços 
desnecessários no equipamento de superfície e na coluna de hastes. Em uma mesma vazão 
diâmetros maiores de pistão ocasionam maiores cargas de fluido nas hastes, enquanto que 
menores diâmetros implicam em velocidades e cargas dinâmicas (atrito e aceleração) maiores. 
55 
 
 O deslocamento volumétrico de uma bomba pode ser determinado através da Eq. 4: 
 
 Equação 4 
 
onde: 
 
 
 
 
 
A eficiência volumétrica de uma bomba é sempre menor do que 1 e a vazão de líquido 
a ser obtida na superfície será menor do que o deslocamento volumétrico. Os valores normais 
de eficiência volumétrica são entre 0,7 e 0,8. No entanto são influenciados pela razão gás-
líquido da formação, viscosidade do fluido, profundidade da bomba, etc (THOMAS, 2004). 
 
 Coluna de hastes 
 
Existem vários tipos de hastes que podem ser utilizados no Bombeio Mecânico, 
podendo ser utilizadas hastes de aço e de fibra de vidro, sendo as primeiras de uso mais 
freqüente devido o alto custo das hastes de fibra de vidro. 
As hastes são utilizadas em ambientes que podem ser abrasivos, corrosivos ou ambos. 
Elas estão sujeitas a cargas cíclicas, e devido à alternância de esforços do curso ascendente 
para o descendente e assim continuamente, a coluna de hastes se torna o ponto crítico do 
sistema. As hastes de fibra de vidro são mais utilizadas em poços que apresentam graves 
problemas de corrosão e cargas elevadas. 
As hastes são classificadas em função do diâmetro nominal e da composição química 
(grau de aço) para as hastes de aço. E diâmetro nominal, temperatura admissível de trabalho e 
composição químicas das extremidades (Metálicas) para hastes de fibra. A primeira haste no 
topo da coluna é conhecida por haste polida, pois tem sua superfície externa polida. Devido ao 
movimento alternativo da coluna de hastes, a polida está continuamente entrando e saindo do 
56 
 
poço. Esta haste tem como objetivo a vedação na cabeça do poço feita através de um 
equipamento conhecido como stuffing box. 
A haste polida é a seção da coluna de hastes sujeita à maior força de tração, pois 
sustenta o peso das hastes (Peso da coluna de hastes medido no ar), força de empuxo (força 
igual ao peso do fluido deslocado pela coluna de hastes), força de aceleração (força 
responsável pela variação da velocidade das hastes), força de fricção (Devido ao atrito das 
hastes com fluido e com a coluna de produção), peso do fluido (peso da coluna de fluido que 
está acima do pistão). 
Um dinamômetro na haste polida mede a carga (F), Eq.5, que é a soma algébrica de 
todas as cargas suportadas por esta haste, representada na eq. 5: 
 
 Equação 5 
 
sendo, 
 
ph= Peso das hastes, 
Fe= Força de empuxo, 
Fac= Força de aceleração, 
Ff= Força de fricção, 
Pf= Peso do fluido. 
 
A instalação do dinamômetro para registrar as cargas na haste polida durante um ciclo 
completo tem como finalidade a construção da carta dinamométrica (Figura 37) que é a 
principal ferramenta para avaliação das condições em que está ocorrendo o bombeio 
(THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 
57 
 
Figura 37 - Carta dinamométrica 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
A linha de carga zero é traçada com o dinamômetro sem carga, a carga na válvula de 
pé é obtida riscando-se a carta no meio do curso descendente com a unidade parada e a carga 
na válvula de passeio é obtida riscando-se a carta no meio do curso ascendente, também com 
a unidade parada. 
 
 Unidade de bombeio 
 
É o equipamento que converte o movimento rotativo do motor em movimento 
alternativo das hastes. A unidade de bombeio (UB) a ser escolhida para determinado poço 
deve levar em consideração o máximo torque, a máxima carga e o máximo curso de haste 
polida que irão ocorrer no poço. Essas três considerações devem ser atendidas para UB não 
sofrer danos quando estiver operando. 
A unidade de bombeio tem uma estrutura composta por base, tripé, viga transversal ou 
balancim, cabeça da UB, biela e manivela. 
A base é moldada em concreto ou formada por perfis de aço, servindo como base para 
prender devidamente alinhados, o tripé, caixa de redução e o motor. 
O tripé é formado por três ou quatro perfis de aço, tem função de suportar toda a carga 
da haste polida. 
58 
 
A viga transversal ou balancim é uma viga de aço apoiada em seu centro por um 
mancal que está preso no topo do tripé, tendo a função de suportar a carga da haste polida de 
um lado e a força transmitida pela biela do outro. 
A cabeça da unidade de bombeio está localizada em uma das extremidades do 
balancim, suportando a carga da haste polida por meio de dois cabos de aço (cabresto) e uma 
barra carreadora. A cabeça da UB tem uma geometria que faz com que a haste polida faça o 
seu movimento verticalmente no poço, reduzindo esforços e atrito no “tê de surgência”. 
A biela e manivela têm função de transmitir o movimento ao balancim. O curso da 
haste polida é determinado pela distância do eixo da manivela ao mancal da biela. Se alterar a 
posição onde a biela é presa à manivela este curso pode ser modificado. Na Figura 38 é 
mostrada uma unidade de bombeio típica com suas partes principais. 
 
Figura 38 - Unidade de bombeio 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
 
59 
 
 Contrapesos 
 
Os contrapesos são utilizados para prolongar a vida útil do motor. O motor só é 
solicitado a fornecer energia para elevar os fluidos no curso ascendente, pois no curso 
descendente a força da gravidade é responsável pelo movimento das hastes. 
Para aumentar a vida útil do motor, ele deve ser exigido da forma mais contínua 
possível. Se a UB for corretamente balanceada o torque máximo no curso ascendente é igual 
ao torque máximo no curso descendente. 
Os contrapesos são utilizados na manivela ou no balancim, para que no curso 
ascendente os contrapesos desçam diminuindo a potência requerida do motor e no curso 
descendente, o motor deve fornecer energia para elevar os contrapesos. Portanto este 
balanceamento só é alcançado se for bem ajustado a posição e a quantidade de contrapesos na 
unidade de bombeio. 
 
 Caixa de redução 
 
A caixa de redução tem a função de transformar a energia de alta velocidade e baixo 
torque do motor em energia de alto torque e baixa velocidade. A velocidade reduzida é de 
aproximadamente 600 rpm do motor para 20 cpm da coluna de hastes. A caixa de redução é a 
parte mais cara da UB, pois corresponde aproximadamente a 50% do custo total da unidade 
de bombeio. 
 
 Motor 
 
Podem ser utilizados na UB, motores elétricos ou de combustão interna. A utilização 
vai depender do custo beneficio de cada um. Em locais onde tem energia elétrica disponível 
são utilizados motores elétricos por três fatores: maior eficiência, menor custo operacional e 
menor ruído. No entanto em locais isolados, onde a construção de uma rede para distribuição 
de energia elétrica não seja viável economicamente, os motores utilizados serão os de 
combustão interna (THOMAS, 2004). 
 
60 
 
 Acompanhamentodo poço em produção 
 
Este acompanhamento do poço produzindo pelo BM é feito através de testes de 
produção, cartas dinamométricas e registros de sonolog (registra a profundidade em que se 
encontra o nível dinâmico e o nível estático do anular). O sonolog consiste na detonação de 
uma pequena carga explosiva na superfície, gerando um pulso acústico que se propaga pela 
coluna e é receptado na superfície por um receptor que registra a reflexão do pulso nas luvas 
da coluna de produção e no nível de líquido no anular, determinando a profundidade do nível 
dinâmico ou estático (THOMAS, 2004). 
 
2.2.2.4 Bombeio por cavidades progressivas 
 
O bombeio por cavidades progressivas (BCP), é um método de elevação utilizado para 
elevar petróleo, sendo aplicado em poços não muito profundos e tendo como limitação o 
diferencial de pressão sobre a bomba. 
No BCP a transferência de energia ao fluido é feita através da utilização de uma 
bomba de cavidades progressivas. Esta bomba de deslocamento positivo trabalha imersa em 
poços de petróleo e é constituída de rotor e estator. A ação do bombeio é realizada através do 
giro do rotor no interior do estator originando um movimento axial das cavidades, 
progressivamente no sentido da sucção para a descarga. O acionamento da bomba pode ser 
originado da superfície através da coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou no 
fundo do poço devido um acionador elétrico ou hidráulico acoplado á bomba (THOMAS, 
2004). 
Na Figura 39 são indicados os equipamentos de um poço equipado para produzir por 
BCP. 
 
 
 
 
 
 
 
61 
 
Figura 39 - Sistema de bombeio por cavidades progressivas 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
Existem estudos em fase experimental de substituição da coluna de hastes, por um 
motor elétrico de fundo acoplado a um redutor de velocidades, sendo operado de maneira 
semelhante ao bombeio mecânico submerso. 
 
 Equipamentos de superfície 
 
 Cabeçote 
 
Este equipamento se encontra localizado entre o motor e a coluna de hastes. Ele tem 
como funções: Transmitir o movimento de rotação do motor para a coluna de hastes, reduzir a 
velocidade de bombeio (100 a 500 rpm), sustentar os esforços axiais da coluna de hastes e 
vedar o espaço anular entre a coluna de hastes e a coluna de produção através do stuffinf Box, 
não permitindo o vazamento de fluídos para o meio ambiente. 
Os cabeçotes utilizados são acionados através de um motor elétrico trifásico por meio 
de correias e polias. A redução vertical possui transmissão de rotação direta do eixo polido do 
62 
 
cabeçote, utilizando motores de 900 ou 1.200 rpm, em poços com velocidade de bombeio 
acima de 300 rpm. Na redução angular possui um redutor de velocidade mecânico tipo coroa 
e pinhão, utilizados em poços em que são necessárias baixas velocidades de bombeio e podem 
ser utilizados com qualquer tipo de motor elétrico. 
Existe um sistema de freio mecânico responsável por travar o cabeçote quando 
acontece uma parada de funcionamento, sendo por desligamento intencional ou falta de 
energia. Esse freio age quando a velocidade de rotação das hastes chega à zero, impedindo o 
movimento de reversão da coluna de hastes. Esse movimento reverso livre ocasionará danos 
ao equipamento e perigo para os profissionais de operação, pois pode atingir velocidades 
muito elevadas. 
 
 Motor 
 
 No bombeio por cavidades progressivas são utilizados motores elétricos ou de 
combustão interna. Os motores elétricos apresentam maior eficiência, menores custos de 
manutenção, menor ruído, custos mais baixos de operação, além de serem operados 
facilmente. Os motores a combustão interna são utilizados onde não há disponibilidade de 
energia elétrica próximo ao local do poço. 
 
 Quadro de comandos 
 
O quadro de comandos tem como função proteger o motor, cabeçote e bomba para 
evitar danos nesses equipamentos do BCP. Quando é utilizado motores elétricos o quadro 
contém um relé térmico que desliga o conjunto quando a amperagem é maior que a máxima 
permissível. No caso da utilização de motores de combustão interna o sistema pode ser 
desligado devido à pressão do óleo, baixo nível de combustível ou temperatura excessiva do 
motor (THOMAS, 2004). 
 
 
 
 
63 
 
 Equipamentos de subsuperfície 
 
 Bomba de subsuperfície 
 
Um sistema de BCP consta de uma bomba de subsuperfície composta unicamente de 
um rotor helicoidal e de um estator, ou camisa. O rotor é uma peça usinada de aço em formato 
de um espiral macho, revestido por uma camada de cromo para reduzir o efeito da abrasão. O 
estator é fabricado em material macio, geralmente um elastômetro, moldado no formato de 
espiral fêmea, com uma espira a mais do que o rotor. No momento em que as duas peças são 
encaixadas é formado entre elas uma série de espaços seqüenciais estanques, onde irá se alojar 
o fluido produzido. 
O bombeio do fluido que entra na sucção da bomba é ocasionado pela rotação do rotor 
em relação ao estator, provocando o deslocamento dessas cavidades de uma extremidade da 
bomba para a outra, resultando na entrada do fluido da bomba. Não são utilizados válvulas 
para controlar o fluxo de fluido pela bomba, pois o fluxo é contínuo e praticamente constante. 
Na Figura 40 é representada a geometria do rotor e do estator e a variação das cavidades para 
três posições diferentes do rotor. 
 
Figura 40 - Geometria do rotor, estator e variação das cavidades 
 
Fonte: Thomas (2004) 
 
No período que determina a vida produtiva do poço é necessário que seja feito um 
acoplamento freqüente e cuidadoso do nível de fluido no anular, pois a falta de fluido em 
64 
 
quantidade suficiente para lubrificar e resfriar a bomba pode causar um superaquecimento e 
queimar a borracha do estator. 
O tipo de bomba vai depender do sistema de ancoragem, elas podem ser tubulares ou 
insertáveis. Nas bombas tubulares o estator desce enroscado na coluna de tubos e o rotor 
conectado à coluna de hastes. Em relação às bombas insetáveis, as tubulares apresentam como 
vantagens melhor eficiência no bombeio de fluidos viscosos e parafínicos, por poderem 
operar com rotações menores e pela disponibilidade de bombas para vazões de até 230 m³/dia. 
Nas insertáveis a bomba ficará presa no fundo do poço. A bomba completa é descida 
e acoplada á coluna de hastes. A sua principal vantagem é a possibilidade de trocar o conjunto 
de fundo sem ocasionar movimentos à coluna de produção, além de requerer sondas de menor 
capacidade. A desvantagem é que só tem bombas disponíveis para pequenas vazões (até 70 
m³/dia). 
A bomba utilizada em determinado poço vai ser selecionada de acordo com a vazão 
desejada, dimensões da coluna de produção e do revestimento e características do fluido a ser 
bombeado, profundidade de assentamento. 
 
 Coluna de hastes 
 
Na coluna de hastes é onde ocorre a carga axial e torques máximos. Esses esforços 
ocorrem na haste polida, por isso a mesma deverá ser dimensionada de forma que o suporte. 
A carga axial máxima corresponde à soma do peso da coluna de haste no fluido mais a 
carga atuando sobre o rotor referente ao diferencial de pressão sobre a bomba. O torque 
máximo corresponde à soma do torque hidráulico (corresponde à energia para deslocar o 
fluido pela bomba), e de fricção na bomba (perdas por fricção no interior da bomba entre o 
estator e o rotor), mais o torque resistente da coluna de hastes (corresponde à dificuldade de 
girar as hastes no interior do fluido) (THOMAS, 2004). 
 
 Acompanhamento do poço em produção 
 
No bombeio por cavidades progressivas o acompanhamento da produção é feito 
através de testes de