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UFRJ

Artigos e Atualidades

17/01/2023

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USO, DIMENSIONAMENTO E EFICIÊNCIA DE UMA BOMBA CENTRÍFUGA
SUBMERSA PARA ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO EM CAMPOS OFFSHORE

Gabriella Schneebeli Reis

Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientador: Sebastião Ercules Melo de
Oliveira

Rio de Janeiro
Setembro de 2018
USO, DIMENSIONAMENTO E EFICIÊNCIA DE UMA BOMBA CENTRÍFUGA
SUBMERSA PARA ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO EM CAMPOS OFFSHORE

Gabriella Schneebeli Reis

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRA ELÉTRICA.

Examinado por:

______________________________________
Prof. Sebastião Ercules Melo de Oliveira, D.Sc

______________________________________
Prof. Sérgio Sami Hazan, Ph.D

______________________________________
Eng. Laura da Silva Santa Rosa

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
Setembro de 2018

iii

Reis, Gabriella Schneebeli
Uso, Dimensionamento e Eficiência de uma Bomba
Centrífuga Submersa para Elevação de Petróleo em Campos
Offshore/ Gabriella Schneebeli Reis. – Rio de Janeiro: UFRJ/
Escola Politécnica, 2018.
XIV, 76 p.:il; 29,7 cm
Orientador: Sebastião Ercules Melo de Oliveira.
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de
Engenharia Elétrica, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 75-76.
1. Bomba Centrifuga Submersa. 2. BCS. 3. Elevação
Artificial. 4. Motor. 5. Selo. 6. Eficiência. I. Oliveira,
Sebastião Ércules Melo de. II. Universidade Federal do Rio
de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica.
III. Uso, Dimensionamento e Eficiência de uma Bomba
Centrífuga Submersa para Elevação de Petróleo em Campos
Offshore.

Aos meus pais, Simone e Luiz Carlos,
aos meus irmãos Bruna e Lucas
e aos meus avós Gabriella, Elisabeth e Luiz Carlos.

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheira Elétrica.

Uso, Dimensionamento e Eficiência de uma Bomba Centrífuga Submersa para Elevação
de Petróleo em Campos Offshore.

Gabriella Schneebeli Reis
Setembro/2018

Orientador: Sebastião Ercules Melo de Oliveira.

Curso: Engenharia Elétrica
A retirada do óleo em campos Offshore é realizada através de métodos de
elevação. Estes podem ser natural ou artificial. No caso deste trabalho, temos por objetivo
estudar o método de elevação artificial, já que os reservatórios utilizados não possuem
pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície. Focaremos na elevação por
Bomba Centrífuga Submersa (BCS), que consiste na suplementação da energia natural
do reservatório através de um bomba centrífuga de vários estágios localizada no fundo do
poço. Em um estudo de caso simulado, vamos analisar os parâmetros necessários para o
correto dimensionamento e maior eficiência deste sistema, e ao final propor o
equipamento mais adequado, usando opções disponíveis que se adequam a esta
necessidade.

Palavras-chave: Bomba Centrifuga Submersa, BCS, Elevação Artificial, Motor, Selo,
Eficiência.

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Electrical Engineer.

Use, Dimensioning and Efficiency of a Submersible Centrifugal Pump for Oil Rise in
Offshore Fields.

Gabriella Schneebeli Reis
September/2018

Advisor: Sebastião Ercules Melo de Oliveira.

Course: Electrical Engineering.
The removal of the oil in offshore fields is performed by lifting methods. These
can be natural or artificial. In the case of this work, we have as objective of study the
method of artificial elevation, since the reservoirs used do not have sufficient pressure to
raise these fluids to the surface. We will focus on the elevation by Electrical Submersible
Pump (ESP), which consists of supplementing the natural energy of the reservoir through
a multi-stage centrifugal pump located at the bottom of the well. In a simulated case study,
we will analyze the necessary parameters for the correct sizing and greater efficiency of
this system, and at the end propose the most appropriate equipment, using available
options that suit this need.

Keywords: Electrical Submersible Pump, ESP, Motor, Seal, Eficiency.

vii

Sumário
Capa .................................................................................................................................. i
Folha de Aprovação ........................................................................................................ ii
Ficha Cartográfica ......................................................................................................... iii
Dedicatória ..................................................................................................................... iv
Resumo ............................................................................................................................. v
Abstract .......................................................................................................................... vi
Índice ............................................................................................................................. vii
Índice de Figuras ........................................................................................................... xi
Índice de Tabelas ......................................................................................................... xiii
1. Introdução ............................................................................................................ 1
1.1. Objetivo e Motivação ..................................................................................... 1
1.2. Histórico ......................................................................................................... 3

2. Aspectos Teóricos ................................................................................................ 6
2.1.Classificação .................................................................................................... 7

3. Conceitos sobre BCS ........................................................................................... 9
3.1.Componentes ................................................................................................... 9
3.1.1. Equipamento do Fundo de Poço .......................................................... 9
3.1.1.1.Bomba ............................................................................................ 9
3.1.1.1.1. Impelidor .......................................................................... 10
3.1.1.1.2. Difusor .............................................................................. 11
3.1.1.1.3. Estágio da Bomba ............................................................. 12
3.1.1.1.4. Eixo .................................................................................. 13
3.1.1.1.5. Intake ................................................................................ 13

viii

3.1.1.2.Separador de Gás .......................................................................... 14
3.1.1.3.Selo ............................................................................................... 15
3.1.1.4.Motor Elétrico .............................................................................. 17
3.1.1.5.Cabo Elétrico ................................................................................18
3.1.2. Equipamento de Suporte .................................................................... 20
3.1.2.1.Transformadores .......................................................................... 20
3.1.2.2.Caixa de Junção ............................................................................ 20
3.1.2.3.Cabeça do Poço ............................................................................ 20
3.1.2.4.Válvula de Retenção .................................................................... 21
3.1.2.5.Válvula de Drenagem ................................................................... 21
3.1.2.6.Relé de Rotação ............................................................................ 22
3.1.2.7.Centralizador ................................................................................ 22
3.1.2.8.Variador de Frequência (VFD) .................................................... 22
3.1.3. Equipamento de Monitoramento e Automação ................................. 23
3.1.3.1.Sensor de Fundo de Poço ............................................................. 23
3.2.Teoria de Operação ........................................................................................ 24
3.2.1. Bomba ................................................................................................ 24
3.2.2. Head ou Lift ....................................................................................... 25
3.2.3. Curva da Bomba ................................................................................ 26
3.2.4. Separador de Gás ............................................................................... 28
3.2.5. Selo .................................................................................................... 28
3.2.6. Motor .................................................................................................. 30
3.2.7. Variador de Frequência (VFD) .......................................................... 31
3.2.7.1.Efeitos da VFD nos componentes BCS ....................................... 32
3.2.7.1.1. Efeitos na Bomba Centrífuga ........................................... 32
3.2.7.1.2. Efeitos Motor .................................................................... 33
3.2.8. Painel de Controle .............................................................................. 34

3.3.Vantagens ...................................................................................................... 35
3.4.Desvantagens ................................................................................................. 35

4. Relevância para o Estudo de Caso ................................................................... 36
4.1.Introdução ...................................................................................................... 36
4.1.1. Dimensões do Poço ............................................................................ 36
4.1.1.1.Revestimento ................................................................................ 37
4.1.1.2.Tubulação ..................................................................................... 37
4.1.1.3.Profundidade do Poço .................................................................. 37
4.1.1.4.Tipo de Poço ................................................................................ 38
4.1.1.5.Perfuração .................................................................................... 39
4.1.2. Hidráulica dos Poços .......................................................................... 40
4.1.2.1.Pressão no Intake da Bomba (PIP) ............................................... 41
4.1.2.2.PIP Requerido .............................................................................. 42
4.1.3. Desempenho de um Poço ................................................................... 43
4.2.Aplicações ...................................................................................................... 43
4.2.1. Instalação BCS com Packer de Profundidade .................................... 44
4.2.2. Instalação BCS com a Ferramenta “Y” ............................................. 45
4.2.3. Configuração Shrouded ..................................................................... 47
4.2.4. Bomba de Reforço ............................................................................. 48
4.2.5. Sistema de Produção – Injeção Direta ............................................... 50
4.2.6. Sistema de Bombeamento Horizontal ................................................ 51
4.2.7. Aplicações em Ambientes Severos .................................................... 52
4.2.7.1.Aplicações de Alto Volume de Gás ............................................. 52
4.2.7.2.Aplicações em Alta Temperatura ................................................. 53
4.2.7.3.Aplicações em Poços Abrasivos .................................................. 55
4.2.7.4.Aplicações em Poços de Fluido Corrosivo .................................. 55
4.2.8. Subsea ................................................................................................ 56

5. Estudo de Caso ................................................................................................... 58
5.1.Informação Básica ......................................................................................... 58

5.1.1. Informações do Poço .......................................................................... 58
5.1.2. Dados da Produção ............................................................................ 59
5.1.3. Condições do Fluido do Poço ............................................................ 59
5.1.4. Fontes de Energia ............................................................................... 60
5.1.5. Possíveis Problemas ........................................................................... 60
5.2.Dimensionamento .......................................................................................... 60
5.2.1. Exemplo: Poço com Alto Corte de Água ........................................... 62
5.2.1.1.Informações do Poço .................................................................... 63
5.2.1.2.Dados da Produçãp ....................................................................... 63
5.2.1.3.Condições do Fluido do Poço ..................................................... 63
5.2.1.4.Fontes de Energia ........................................................................ 63
5.2.1.5.Possíveis Problemas .................................................................... 64
5.3.Análise ........................................................................................................... 64
5.3.1. Determinar a Pressão no Intake da Bomba ........................................ 64
5.3.2. Head Dinâmico Total ......................................................................... 66
5.4.Tipo de Bomba .............................................................................................. 69
5.4.1. Bomba 400P22 ................................................................................... 70
5.4.2. Bomba 538P23 ................................................................................... 71

6. Conclusão ........................................................................................................... 74

7. Referências Bibliográficas ................................................................................ 75

Lista de Figuras

Figura 1. Métodos de elevação no mundo ......................................................................... 2
Figura 2. Corte transversal da bomba .............................................................................. 10
Figura 3. Impelidor ..........................................................................................................11
Figura 4. Difusor ............................................................................................................. 11
Figura 5. Estágio da bomba ............................................................................................. 12
Figura 6. Fotografia do estágio da bomba centrífuga ...................................................... 12
Figura 7. Eixo e corte da bomba de estágio ..................................................................... 13
Figura 8. Intake da bomba ............................................................................................... 13
Figura 9. Separador de gás .............................................................................................. 15
Figura 10. Selo ................................................................................................................. 16
Figura 11. Motor elétrico ................................................................................................. 17
Figura 12. Cabo elétrico .................................................................................................. 18
Figura 13. Sistema BCS .................................................................................................. 19
Figura 14. Sensor de fundo do poço ................................................................................ 24
Figura 15. Eixo, Impelidor e Difusor .............................................................................. 25
Figura 16. Curva da bomba ............................................................................................. 26
Figura 17. Curva de desempenho do motor ..................................................................... 30
Figura 18. Ilustração em corte do motor da bomba ......................................................... 31
Figura 19. Curva tornado ................................................................................................. 33
Figura 20. Revestimento .................................................................................................. 36
Figura 21. Profundidade vertical e medida ...................................................................... 38
Figura 22. Canhão de perfuração ..................................................................................... 39
Figura 23. Pressão no intake da bomba ........................................................................... 42
Figura 24. Aplicação típica de BCS ................................................................................ 44

xii

Figura 25. Aplicação com packer de profundidade ......................................................... 45
Figura 26. BCS com Ferramenta "Y" .............................................................................. 46
Figura 27. Configuração shrouded .................................................................................. 48
Figura 28. Bomba de reforço ........................................................................................... 49
Figura 29. Sistema de dois poços .................................................................................... 51
Figura 30. Sistema de bombeamento horizontal ............................................................. 52
Figura 31. Sistema de produção com injeção de vapor ................................................... 53
Figura 32. Aplicação Subsea ........................................................................................... 57
Figura 33. Sistema de reforço Subsea ............................................................................. 57
Figura 34 - Quadro de perda de carga ............................................................................. 66
Figura 35. Curva da Bomba 400P22 ............................................................................... 70
Figura 36. Curva da Bomba 538P23 ............................................................................... 72

xiii

Lista de Tabelas

Tabela 1. Quadro de Bombas ............................................................................................7
Tabela 1. Quadro de Conversão de Grau API ................................................................. 41
Tabela 2. Quadro de Especificações de Equipamentos BCS........................................... 68
Tabela 3. Quadro de Variação de Operação da Bomba ................................................... 69
Tabela 4. Quadro Comparativo entre as Bombas 400P22 e 538P23 ............................... 73

Capítulo 1
Introdução
1.1. Objetivo e Motivação
A utilização do petróleo vem de épocas bem remotas, devido a exsudações e
afloramentos frequentes no Oriente Médio. Ele era conhecido já na antiguidade por
diversos nomes, entre eles: betume, azeite, asfalto, lama, múmia, óleo de rocha.
No início da era cristã, os árabes davam ao petróleo fins bélicos e de iluminação. O
petróleo de Baku, no Azerbaijão, já era produzido em escala comercial para os padrões
da época, quando Marco Polo viajou pelo norte da Pérsia no século XIII.
A moderna indústria petrolífera data de meados do século XIX. Na Escócia, James
Young descobriu que o petróleo podia ser extraído do carvão e xisto betuminoso, e criou
processos de refinação. Logo depois, o americano Edwin Laurentine Drake perfurou o
primeiro poço à procura de petróleo, na Pensilvânia. O poço revelou-se produtor e a data
passou a ser considerada a do nascimento da moderna indústria petrolífera. A produção
de óleo cru nos Estados Unidos de dois mil barris aumentou para aproximadamente três
milhões, e em seguida para dez milhões de barris.
No início da produção de petróleo, existe uma pressão natural suficientemente elevada
no reservatório capaz de fazer com que o óleo flua até a superfície. Mas após um período
de produção, o reservatório perde energia – pressão – e há um aumento relativo da taxa
de água em relação a fração de óleo produzido. O fluido começa a ter dificuldades de
elevação, o que leva com o tempo, à perda da capacidade do reservatório de fluir
naturalmente para a superfície, com taxas de fluxo de óleo economicamente aceitáveis ou

convenientes. Neste caso, um método de elevação artificial é requerido para manter a
vazão de óleo ao nível desejado.
Normalmente a capacidade de um reservatório fluir é analisada com bastante
antecedência através de pesquisas realizadas por equipes de geólogos e engenheiros
envolvidos no projeto. Caso o reservatório não seja capaz de elevar o óleo em condições
naturais ou caso o período de elevação seja considerado curto (poucos anos de produção),
um método de elevação artificial é determinado e dimensionado. Estes podem ser
empregados, também, para fins de otimização de modo a aumentar as taxas de elevação
do óleo e o volume produzido em determinado tempo.
Na indústria do petróleo há quatro principais métodos de elevação artificial: o
bombeio mecânico com hastes (BM), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio por
cavidades progressivas (BCP) e método de injeção de gás (Gas Lift). A Figura 1 a seguir,
ilustra esse cenário em âmbito mundial.

Figura 1 - Métodos de elevação no mundo
Fonte: ESP Course - Baker Hughes

71%
7%
14%
8%
Métodos de Elevação Artificial no Mundo
BM Outros BCP Gas Lift

De acordo a Figura 1, podemos perceber que o método do Bombeio Mecânico (BM)
é o mais usado no mundo, contando com 71% da estimativa, seguido pelas Bombas
Centrífugas Submersas (BCS) com 14%.
No entanto, o bombeio mecânico apresenta problemas operacionais medianos em
poços direcionais (desviados propositalmente da vertical), em poços que produzem areia
e poços onde parte do gás produzido passe pela bomba. Logo, ele possui algumas
limitações, sendo somente aplicado em poços onshore (em terra). Para poços offshore
(em alto mar), o BCS tem apresentadouma larga escala de aplicação devido ao avanço
da tecnologia em produção marítima, com menos limitações e mais longevidade de seus
equipamentos.
Todos os métodos de elevação artificial têm vantagens e desvantagens. Então a
escolha de cada um deve ser baseada nas condições de extração, localização do poço,
propriedades dos fluidos, disponibilidade de equipamentos e energia, informações obtidas
anteriormente, custo operacional, segurança, profissionais treinados com conhecimentos
específicos em cada método, etc.

1.2. Histórico
Em 1900, ao perceber que os métodos de bombeamento utilizados na Rússia eram
antiquados, o russo Armais Arutunoff começou a estudar os efeitos da transmissão de
energia e a utilização da potência de motores elétricos para auxiliar em atividades como
a perfuração de poços.

Com apenas 18 anos, em 1911, ele começou a produzir motores elétricos que
poderiam operar submersos em óleo e fundou a companhia REDA (Russian Eletric
Dynamo of Arutunoff), que é até hoje conhecida em todo mundo.
Arutunoff concluiu que o motor elétrico deveria ser pequeno para atender a limitação
dos tamanhos de diâmetros existentes, porém de grande potência. Os motores de pequeno
diâmetro mais modernos na época tinham pouca potência, e seriam inadequados para os
serviços que ele tinha em mente, então ele estudou as leis fundamentais da eletricidade
para achar resposta ao seu problema.
Em 1916, ele projetou e construiu um estágio simples de bomba centrífuga para ser
acoplada a um motor, para retirada de água de navios e minas. Para ter potência suficiente
era necessário que o motor operasse em velocidade elevada. E para um acoplamento
direto permitindo a transmissão de energia da forma mais simples possível, a bomba
precisava ser um dispositivo rotacional que operasse na mesma velocidade do motor. A
bomba centrífuga atendia a essa especificação, porém nunca havia sido projetada para
trabalhar com grandes descargas.
Com intuito de conseguir recursos para suas pesquisas, Arutunoff emigrou para
Alemanha e logo após se fixou nos Estados Unidos da América, a fim de continuar o
desenvolvimento de sua bomba e motor.
A primeira patente da bomba elétrica submersível foi obtida em 1926, onde conseguiu
com sucesso redesenhar a bomba com diâmetro pequeno e com uma multiplicidade de
estágios, para atingir grandes descargas de pressão. Em seu projeto, sobre o motor de
indução elétrica de 105 HP foi engenhosamente colocado um selo para prevenir a entrada
de fluidos da formação, e no topo do selo, a bomba para elevar o fluido.

Com isso, Arutunoff se forma com o conhecimento adquirido na companhia de
petróleo Philips, a companhia de manufatura Bart. E em seguida ele instala o primeiro
conjunto BCS, operando com sucesso, no campo de petróleo de El Dorado, Kansas.
Em 1930, a companhia REDA se instala em Bartlesville e durante os anos posteriores,
os equipamentos projetados e desenvolvidos por Arutunoff permanecem como principais
componentes das unidades de BCS, experimentando inúmeras melhorias e incorporando
novas tecnologias. Os negócios prosperaram tanto, que em 1938, 2% de todo petróleo
produzido pelos Estados Unidos da América por elevação artificial era feito pela REDA.
No ano de 1969, a REDA se fundiu com a empresa TRW (Thompson, Ramo e
Woolridge) e com a Masonic Building. E finalmente em 1988, foi vendida por US$ 300
milhões e se tornou uma divisão da Camco Inc.
Schlumberger anunciou, em 1998, a compra da Camco Inc. e sua divisão de BCS
ficou conhecida como Schlumberger REDA Production Systems.
Arutunoff faleceu em 1978, deixando mais de 90 patentes ligadas ao projeto de
equipamentos e seu trabalho foi crucial para tornar o BCS um dos métodos de utilização
mais utilizados do mundo.

Capítulo 2
Aspectos Teóricos
Quando a pressão de fundo de poço fica abaixo dos níveis requeridos para elevar os
fluidos até a superfície, é necessário utilizar métodos de elevação artificial.
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. É considerado um método eficiente e econômico de
elevação de fluidos do poço, devido a sua disponibilidade, crescente flexibilidade dos
equipamentos e sua funcionalidade.
Há alguns anos, o BCS 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:
• Altas temperaturas
• Alta razão gás-óleo (RGO)
• Alta viscosidade
• Abrasividade
• Corrosão
• Poços horizontais / desviados

2.1. Classificação
Nesse estudo, utilizaremos os modelos de bomba da Baker Hughes Centrilift como
base.
A Centrilift usa uma chave de identificação para identificar seus produtos. A chave
consiste em uma série de números e letras que se baseiam no diâmetro, modelo e razão
dos produtos.
O primeiro conjunto de números descreve o diâmetro do equipamento. O diâmetro é
observado movendo o ponto decimal duas posições à esquerda. Por exemplo, uma bomba
da série 400 tem 4 polegadas de diâmetro, enquanto um motor da série 375 tem 3,75
polegadas de diâmetro
As letras subsequentes descrevem várias opções do equipamento. As bombas também
incluem o tipo e o número do estágio, enquanto os motores incluem potência e voltagem.
. A Tabela 1 mostra as maiores séries que irão se encaixar em um determinado
tamanho de um dado revestimento.

Tabela 1 - Quadro de bombas

Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

Capítulo 3
Conceitos sobre BCS
3.1. Componentes
O método de elevação da Bomba Centrífuga Submersa (BCS) inclui todos os
componentes necessários para transferir energia da superfície, converter a energia de
rotação do eixo e transmitir energia aos fluidos produzidos.
Na Figura 2 estão detalhados os equipamentos necessários para fazer o poço produzir
por BCS, e estes podem ser de superfície ou de subsuperfície. O funcionamento de cada
um deles e as aplicações reais do método na indústria do petróleo e gás serão enfatizados,
assim como os projetos offshore.

3.1.1. Equipamento do Fundo de Poço
3.1.1.1. Bomba
O sistema BCS é composto de bombas centrífugas multi-estágio, que convertem a
energia rotacional em força centrífuga, que elevam os fluidos para a superfície. A bomba
é normalmente conectada ou presa no tubo de produção.
As bombas são formadas pelos seguintes componentes básicos:
• Eixo
• Impelidor
• Difusor
• Camisa
• Intake

Figura 2- Corte transversal da bomba
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.1.1. Impelidor
O impelidor é chaveado no eixo e gira na mesma rotação do motor. À medida que o
impelidor gira, ele transfere força centrífuga para o fluido de produção.

Figura 3 – Impelidor
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.1.2. Difusor
O difusor permanece imóvel e transfere o fluido para o próximo impelidor,
diminuindo sua velocidade e transformando a energia cinética em pressão.

Figura 4 – Difusor
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.1.3. Estágio da Bomba
O estágio da bomba é formado pela combinação do impelidor com o difusor.

Figura 5- Estágio da bomba
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

Figura 6 - Fotografia do estágio da bomba centrífuga
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.1.4. Eixo
O eixo da bomba é conectado ao motor, através do separador de gás e da seção do
selo, e gira conforme a rotação do motor (RPM).

Figura 7 - Eixo e corte da bombade estágio
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.1.5. Intake
O intake conecta-se à extremidade inferior da camisa ao selo, e fornece uma passagem
para os fluidos entrarem na bomba.

Figura 8 - Intake da bomba
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.2. Separador de Gás
Em poços com alta razão gás-óleo, o separador de gás substitui o intake padrão da
bomba e ajuda a melhor o desempenho da mesma, separando uma parte do gás livre antes
que ele entre na primeira etapa. Isso ajuda a eliminar o bloqueio por gás e estende a faixa
de aplicação do sistema BCS.
O separador de gás da BCS é formado pelos seguintes componentes:
• Porta de ventilação
• Guia de ventoinha
• Indutor
• Câmara de separação
• Intake
• Eixo

Figura 9 - Separador de gás
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.3. Selo
A seção do selo conecta o eixo do motor ao intake da bomba ou ao eixo do separador
de gás. A seção também executa as seguintes funções:
• Fornece uma área para expansão do volume de óleo do motor;
• Equaliza a pressão interna da unidade com a pressão anular do poço;
• Isola o óleo do motor dos fluidos do poço, para evitar a contaminação;

• Suporta a carga de impulso no eixo da bomba.
Ela é formada pelos seguintes componentes:
• Selo mecânico
• Elastômero
• Câmara labirinto
• Rolamento de impulso
• Trocador de calor

Figura 10 – Selo
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.4. Motor Elétrico
O objetivo principal do motor é converter energia elétrica em movimento que faz o
eixo girar. O eixo é conectado através do selo e do separador de gás e gira os impelidores
da bomba.
Os motores da BCS são formados pelos seguintes componentes:
• Rotor
• Estator
• Eixo
• Rolamento
• Cabo magnético revestido
• Bobina
• Camisa
• Rolamento de Impulso

Figura 11 - Motor elétrico
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.1.1.5. Cabo Elétrico
O cabo elétrico é o elo crítico entre o equipamento do poço e a fonte de energia. A
energia é transmitida para o motor submerso através de um cabo elétrico trifásico que
desce pelo tubo de produção. O cabo é de construção robusta especialmente para prevenir
danos mecânicos e ser capaz de manter suas propriedades físicas e elétricas mesmo
quando expostas a líquidos e gases quentes em poços de petróleo.
Os cabos elétricos dispõem de configurações tanto arredondadas quanto chatas. A
maioria deles é composta de pelo menos quatro componentes:
• Condutor
• Isolante
• Jaqueta
• Armadura

Figura 12 - Cabo elétrico
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

A escolha do cabo correto para condições específicas do poço é muito importante para
garantir uma longa vida útil. Os requisitos mais básicos do cabo é que ele seja capaz de
fornecer a quantidade de corrente exigida para iniciar e operar o motor a uma tensão
suficientemente alta nos terminais.

Figura 13 - Sistema BCS
Fonte: ESP Course - Baker Hughes

3.1.2. Equipamento de Suporte
3.1.2.1. Transformadores
A energia elétrica é normalmente distribuída aos campos petrolíferos em voltagem
intermediária (6.000 volts ou mais). Como os equipamentos BCS operam em tensões
entre 250 e 4.000 volts, o transformador de tensão é necessário.
Transformadores usados no campo petrolífero são unidades auto resfriadas e cheias
de óleo. Eles contêm um número substancial de derivações de tensão secundária que
permite uma ampla gama de tensões de saída. Isso é necessário para ajustar a tensão da
superfície, levando em conta a queda de tensão do cabo que ocorre devido às
profundidades de ajuste.

3.1.2.2. Caixa de Junção
A caixa de junção ou caixa de ventilação executa três funções:
• Fornece um ponto de conexão entre o cabo de energia do controlador e o cabo de
energia do poço;
• Fornece ventilação para a atmosfera de gás que pode migrar para o cabo submerso;
• Permite pontos de teste facilmente acessíveis para verificações elétricas dos
equipamentos do fundo do poço.

3.1.2.3. Cabeça do Poço
A cabeça do poço suporta o peso do equipamento de subsuperfície e mantém a pressão
anular da superfície do poço.

3.1.2.4. Válvula de Retenção
Quando o BCS é desligado, o fluido na tubulação de produção irá cair através do
sistema. Se o fluido passar ao contrário pelo intake, causará a rotação reversa do eixo. Se
a unidade for ligada enquanto o eixo estiver em rotação reversa, irá causar falha elétrica
ou dano mecânico ao equipamento. Uma válvula de retenção instalada de duas a três
juntas acima da bomba evita que o fluido flua através do sistema, eliminando o risco de
operação em reverso.
Em aplicações onde o bloqueio de gás é possível, a válvula de retenção pode ser
instalada cinco ou seis juntas acima do conjunto da bomba. Esta instalação permite que
uma coluna maior de fluido retorne através da bomba no caso de um desligamento.
Se uma válvula de retenção não for usada, deve-se permitir tempo suficiente para que
os fluidos sejam drenados através do intake da bomba antes que o motor seja iniciado.
Recomenda-se um mínimo de 30 minutos para a maioria dos poços.

3.1.2.5. Válvula de Drenagem
Quando a válvula de retenção é usada, é recomendado instalar uma válvula de
drenagem para evitar que ao se retirar a tubulação, que ela ainda contenha fluido. A
válvula de drenagem está localizada acima da válvula de retenção. Ela sozinha é
desnecessária, uma vez que o fluido na tubulação irá drenar através da bomba enquanto
o mesmo é retirado.

3.1.2.6. Relé de Rotação
Em algumas aplicações da BCS, a instalação de uma válvula de retenção seria
impraticável. Por exemplo, se o poço contém grandes quantidades de incrustações, areia
ou asfalteno, pode ser necessário bombear fluido, ácidos e outros produtos químicos tubo
abaixo. Esta solução não seria possível com uma válvula de retenção instalada. Em vez
disso, dispositivos eletrônicos são usados para detectar uma rotação em reverso da bomba.
A unidade de relé de rotação em reverso detecta a energia sendo gerada pelo motor à
medida que o eixo gira ao contrário. Como a unidade está instalada no controlador, ela
impede que o controlador volte a ficar conectado até que a rotação do eixo pare.

3.1.2.7. Centralizador
Os centralizadores são usados em aplicações BCS para direcionar o equipamento para
o centro do poço. Isto é especialmente útil em poços desviados para eliminar danos
externos e garantir o resfriamento adequado do equipamento.

3.1.2.8. Variador de Frequência (VFD)
O variador de frequência permite que o operador varie o desempenho da BCS,
controlando a velocidade do motor, que pode diminuir a temperatura do mesmo, melhorar
a capacidade da bomba com o manuseio do gás, controlar o diferencial de pressão do
poço, diminuir o desgaste do sistema de partida, maximizar os benefícios do
monitoramento de fundo do poço e melhorar a harmonia do sistema.
A unidade também fornece até 200% de torque de partida para superar a partida em
situações difíceis.

3.1.3. Equipamento de Monitoramento e Automação
3.1.3.1. Sensor de Fundo de Poço
Os sensores de fundo do poço medem bem os parâmetros e fornecem dados críticos
para melhorar a eficiência e confiabilidade do sistema BCS. Realizam uma ampla gama
de medições, desde as básicas até dados mais sofisticados para otimização da produção.
Os sensores incluem os seguintes componentes:
• Sensor de fundo do poço
• Painel de indução de superfície
• Painel eletrônico de superfície

Eles oferecem uma transmissão digital de dados, eliminando qualquer interferência
de sinal que possa causar informações imprecisas e perda de dados.

Figura 14 - Sensor de fundo do poço
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.2. Teoria de Operação
3.2.1. Bomba
À medida que o rotor gira, transmiteforça centrífuga ao fluido e aumenta a velocidade
(indicado pelas setas vermelhas). O difusor, então, direciona o fluido para dentro do
impelidor (indicado pelas setas amarelas) e transforma a energia cinética em energia
potencial.

Figura 15 - Eixo, Impelidor e Difusor
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.2.2. Head ou Lift
É a medida de pressão ou força exercida pelo fluido. É tipicamente medida em pés,
mas pode ser convertido em PSI. Cada estágio cria uma certa quantidade de head para
elevar o fluido até a superfície. O head é criado utilizando a energia resultante do motor
e transferida através do eixo. O impelidor gira na mesma velocidade do eixo e transmite
energia centrífuga ao fluido. Logo em seguida, ele força o fluido para fora do estágio e
entra no difusor do próximo estágio do conjunto. O difusor então redireciona o fluido
para o próximo impelidor e o processo se repete. O head que um estágio produz é a soma
da energia transmitida pelo impelidor mais a energia perdida ao passar pelo difusor. O
head que um estágio desenvolve pode então ser multiplicado pelo número de estágios
para determinar o head total que uma bomba fornecerá.
A taxa de descarga de uma BCS depende da velocidade de rotação (RPM), do projeto
do estágio, do head dinâmico versus o head na qual a bomba está operando, e das
propriedades físicas do fluido a ser bombeado. O head dinâmico total da bomba é o
produto do número de estágios e do head gerado por cada estágio. A Figura 16 é uma

curva de desempenho típica da bomba centrífuga de 60 hertz, de estágio único, mostrando
a faixa de operação recomendada, juntamente com outras características da bomba.

Figura 16 -Curva da bomba
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

A bomba tem, para uma velocidade e viscosidade do fluido padrão, uma curva de
desempenho (curva da bomba), que indica a relação entre o head desenvolvido pela
bomba e capacidade de fluxo através da bomba.

3.2.3. Curva da Bomba
Uma curva de bomba revela um espectro completo da característica de desempenho
da bomba, incluindo:
• Faixa de operação

• Capacidade do head
• Eficiência da Bomba
• Potência
A capacidade do eixo X (fluxo no BPD) é a constante em cada uma das três curvas
traçadas. A curva azul é a capacidade do head e o eixo y (head em pés) pode ser
encontrado à esquerda do gráfico. Os requisitos de potência são plotados em vermelho.
A medição do eixo y é de potência e está localizada na escala à direita da curva (numerada
neste caso 0.5 - 2.5). A curva final, eficiência da bomba, é verde. O eixo y é a porcentagem
de eficiência da bomba e a escala também está localizada à direita da curva.
A catálogo da curva da bomba é desenvolvido para um estágio e assume uma
densidade específica de 1.0, 3500 rpm e operação a 60 hertz. Cada estágio da bomba tem
sua própria curva de bomba exclusiva com base em suas características de desempenho.
Em geral, quando a capacidade aumenta, o head diminui.
O head mais alto que uma bomba pode desenvolver está em um ponto onde não há
fluxo através dela, isto é, quando a válvula de descarga está completamente fechada.
A curva de potência é plotada com base no teste de desempenho real. Esta é a potência
real requerida pela BCS, baseada nos mesmos fatores constantes discutidos
anteriormente.
A eficiência da BCS não pode ser medida diretamente. Deve ser calculada a partir de
dados de teste já medidos. A fórmula para % de eficiência é:
% Eficiência =
Head x Capacidade x Densidade x 100
3,960 x Potência
(1)
Onde: Head = pés
Capacidade = BPD
Potência = HP

Cada um dos três parâmetros, capacidade do head, eficiência da bomba e potência
pode ser determinado para qualquer fluxo. Isso é feito localizando o fluxo operacional ao
longo do eixo X seguindo a linha até onde ele se cruza com cada uma das três curvas. Os
três pontos de intersecção (um para cada curva) são os valores de capacidade de head,
eficiência da bomba e potência quando produzindo naquela vazão. É importante se
lembrar de que o valor é para um único estágio e devem ser multiplicados pelo número
total de estágios da bomba.
3.2.4. Separador de Gás
O fluido entra pela intake e passa através do indutor rotatório. Então passa para a
câmara de separação, onde o fluido de maior densidade específica é forçado para a parede
externa e o gás mais leve fica no centro. A separação é causada pela força centrífuga
criada com um rotor separador ou um vortex induzido. O gás é removido pelo desvio no
topo da câmara de separação. É expelido pelas portas de gás e produzido pelo anular. O
fluido entra então pela extremidade inferior da bomba, onde os estágios elevam o líquido
separado para a superfície.
A eficiência do separador de gás normalmente atinge 80% ou mais. Ela é afetada pelos
baixos níveis de vazão, viscosidade do líquido e porcentagem de gás livre versus volume
total produzido. Em condições de gás extremamente altas, os conjuntos de separadores
de gás adicionais são instalados para melhorar ainda mais o desempenho da bomba.

3.2.5. Selo
Como já comentamos, a seção do selo executa quatro funções principais. São as
seguintes:

• Fornece uma área para expansão do volume do óleo do motor
A seção do selo permite a expansão e contração do óleo dielétrico contido na folga
entre o rotor e o motor. Os gradientes de temperatura resultantes tanto do ambiente
de fundo do poço quanto do aumento da temperatura do motor farão com que o
óleo dielétrico se expanda e se contraia. Esses movimentos devem ser absorvidos
pela seção do selo.
• Equaliza a pressão interna da unidade com a pressão do anular do poço
A seção do selo equilibra a pressão anular com a pressão interna da unidade. Essa
equalização de pressão em toda a unidade ajuda a evitar que o fluido do poço vaze
pelas juntas do motor e da seção do selo. Se o fluido do poço entrar no motor pode
causar falha dielétrica precoce. O fluido do poço migra para a câmara da seção
superior do selo, equalizando efetivamente a pressão dentro da unidade. O fluido
do poço é contido na câmara superior e não pode migrar para as câmaras
inferiores, a menos que haja uma falha mecânica.
• Isola o óleo do motor dos fluidos do poço, prevenindo contaminação
A seção de selo isola o fluido do poço do óleo do motor dielétrico. Como dito
anteriormente, a contaminação do isolamento do motor com fluido de poço pode
levar a uma falha prematura do isolamento. Por isso, a seção contém vários selos
mecânicos no eixo que impedem que o fluido do poço escorra pelo mesmo.
• Suporta a carga de impulso do eixo da bomba
A seção do selo absorve a carga de impulso produzida pela bomba. Isso é realizado graças
a um rolamento de impulso. O rolamento utiliza um filme hidrodinâmico do óleo para
transportar a carga e fornecer lubrificação durante a operação.

3.2.6. Motor
Os motores BCS são de dois pólos, trifásicos e do tipo indução. Estes motores giram
em torno de 3600 rpm a 60 Hz. O desenho e a voltagem de operação dos motores BCS
podem ser tão baixos quanto 230 volts ou tão alta quanto 7.000 volts. A corrente pode ser
de 12 a 343 amperes. A potência necessária é obtida simplesmente aumentando o
comprimento ou o diâmetro do motor.
Dentro da circunferência interna do estator estão os rotores. Embutidos nas regiões
externas do rotor estão os condutores elétricos, ou barras, correndo paralelamente aos
enrolamentos do estator, que são unidos em cada extremidade por anéis de curto-circuito,
que são conhecidos como anéis terminais ou anéis de resistência. A forma dada pelas
barras do rotor e anéis de extremidade é comumente chamada de “gaiola de esquilo”.
Os enrolamentos do estator são conectados a uma fonte de tensão trifásica alternada,
que causa corrente no estator, produzindo um campomagnético rotacional no entreferro.
O campo magnético faz com que uma corrente trifásica flua para as barras do rotor que,
por sua vez, resulta em rotação.

Figura 17 - Curva de desempenho do motor
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

Na Figura 17, a curva de desempenho ilustra como o motor se comporta em um
“mundo real” ou, em outras palavras, onde a tensão e a frequência são constantes, mas a
carga do eixo varia.
Como mostra a curva, quando a carga aumenta, a velocidade do eixo cai levemente,
enquanto a corrente (AMPS) e a potência de entrada elétrica (kW) aumentam
gradativamente. Observa-se que a eficiência cai se a carga aumentar além das
especificações da placa de identificação, o que deixa de ser confiável.

Figura 18 - Ilustração em corte do motor da bomba
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.2.7. Variador de Frequência (VFD)
A operação básica do VFD é converter a energia da tensão alternada trifásica,
normalmente em 480 volts, para uma única fonte de corrente contínua. Em seguida,
usando semicondutores, ele inverte sequencialmente a fonte CC para regenerar tensão
alternada trifásica na saída. A frequência e a tensão da onda de saída são controláveis.

Embora a flexibilidade de bombeamento seja tipicamente o propósito original de
aplicar um VFD, existem benefícios adicionais para o operador. Particularmente, o VFD
estende a vida útil do equipamento de poço, fornecendo recursos de partida suave,
controlando a diferença de pressão entre o reservatório e o poço, e controlando
automaticamente a velocidade. O VFD também ajuda a evitar falhas elétricas e pode
melhorar a eficiência geral do sistema.

3.2.7.1. Efeitos do VFD nos componentes da BCS
3.2.7.1.1. Efeitos na Bomba Centrífuga
Conforme foi falado anteriormente, o desempenho da bomba centrífuga é descrito por
uma curva de head versus vazão para uma determinada velocidade. Mudanças na
velocidade geram uma nova curva.
Os valores de head são maiores se a velocidade for aumentada e menor se a velocidade
for diminuída. Como a frequência de operação de um motor de indução trifásico varia, a
velocidade da bomba muda em proporção direta à frequência. Assim, a velocidade da
bomba e sua saída hidráulica podem ser controladas simplesmente variando a frequência
da fonte de alimentação. Isso permanece verdadeiro, desde que os limites de tensão e
carga do motor sejam devidamente observados. A técnica de combinar as características
de desempenho da bomba centrífuga e do motor de indução trifásico, permite uma curva
de desempenho de múltiplas frequências (curva tornado) a ser desenvolvida (Figura 19).

Figura 19 - Curva tornado
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

3.2.7.1.2. Efeitos Motor
Um motor de frequência fixa de um determinado tamanho, tem um torque de saída
máximo para uma tensão especificada. Este mesmo torque pode ser alcançado em outras
velocidades, variando a tensão proporcionalmente à frequência. Isso permite que a
corrente magnética e a densidade de fluxo permaneçam constantes e, portanto, o torque
disponível também será constante (na rotação nominal de rpm). Como resultado, a
potência nominal é obtida multiplicando-se o torque nominal pela velocidade. A razão de
saída é diretamente proporcional à velocidade. Deve-se notar que esta nova geração de
motores aumenta a potência máxima disponível para se encaixar em um tamanho
específico de carcaça.

3.2.8. Painel de Controle
Os painéis de controle fornecem tensão e corrente totais quando os contatos estão
conectados. Como dito anteriormente, a potência (tensão, corrente e frequência) aplicada
ao painel de controle também é a tensão de saída, corrente e frequência. Transformadores
podem ser usados em linha com o painel de controle para mudar a tensão para um nível
adequado para os componentes elétricos da BCS.
Ao se iniciar um sistema BCS com um painel de controle, a frequência e a tensão são
as mesmas nos terminais de entrada e saída. Isso resulta em uma operação de velocidade
fixa. Quando iniciado, a velocidade do motor aumentará até sua velocidade nominal
dentro de uma fração de segundos. Durante a partida, um motor pode extrair de 5 a 8
vezes sua corrente nominal. Essa alta corrente de partida permite que o motor forneça
várias vezes seu torque nominal. Isso pode causar estresse elétrico e mecânico excessivo
no equipamento da BCS, especialmente em aplicações.
Geralmente, um BCS é colocado em operação a uma profundidade que requer vários
milhares de metros de cabo elétrico. Durante as operações de partida, essa extensão de
cabos provoca uma queda de tensão no motor. Essa tensão reduzida diminui a corrente de
partida inicial e o torque.
A proteção contra subcarga e o desequilíbrio de tensão e corrente nas três fases são
oferecidas na maioria dos controladores. Proteção de subcarga ou algum tipo de proteção
é necessária uma vez que o fluxo passando pelo motor não fornecerá resfriamento
adequado.

3.3. Vantagens
• Flexibilidade – trabalha com baixas e altas vazões;
• Não possui partes móveis na superfície;
• Automação, supervisão e controle relativamente simples;
• Fonte de energia estável e segura;
• Aplicável em poços desviados.

3.4. Desvantagens
• Alto custo inicial;
• Temperatura (possível degradação do sistema de isolamento);
• Reparo em equipamento de fundo implica na parada da produção.

Capítulo 4
Relevância para o Estudo de Caso
4.1. Introdução
As características dos poços desempenham um papel fundamental no projeto e
implantação adequados de um sistema de Bomba Centrífuga Submersa (BCS). Afeta
diretamente o desempenho, a eficiência e a longevidade do sistema.

4.1.1. Dimensões do Poço
O diâmetro do poço pode variar de 13 cm a 71 cm, aproximadamente. O equipamento
do sistema BCS deve ser dimensionado e selecionado com base no menor diâmetro do
poço com o qual entrará em contato. Na Figura 20, podemos observar que o diâmetro
interno do revestimento é o menor diâmetro de um poço que o sistema BCS terá que
passar para operar.

Figura 20 - Revestimento
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.1.1.1. Revestimento
O revestimento é a estrutura de suporte no poço. Normalmente, ele chega a
aproximadamente 30 pés (9,14 m) de comprimento e as peças são parafusadas umas nas
outras e descidas ao fundo do poço. Toda a coluna do revestimento é então cimentada ao
poço. O interior do mesmo é o diâmetro interno no qual o sistema BCS deve se encaixar.

4.1.1.2. Tubulação
A tubulação é colocada dentro do revestimento e se conecta à descarga da bomba.
Serve como caminho para os fluidos do poço atingirem a superfície. O comprimento da
tubulação é também a profundidade medida correspondente à profundidade de
assentamento da bomba.

4.1.1.3. Profundidade do Poço
Existem inúmeros termos usados para descrever as várias profundidades de um poço,
mas três dos mais comuns usados em aplicações da BCS são: profundidade vertical total,
profundidade medida e profundidade de assentamento da bomba.
Profundidade vertical total é a distância vertical de uma referência de superfície até o
fundo do poço. Ela não leva em conta desvios. A profundidade medida é a distância
medida a partir de um ponto da superfície por todo caminho do poço ou o comprimento
da tubulação. Finalmente, a profundidade de assentamento da bomba é a profundidade de
assentamento vertical medida de uma referência de superfície até o intake.

Figura 21 - Profundidade vertical e medida
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.1.1.4. Tipo de Poço
Os poços são geralmente classificados em três tipos: vertical, direcional ou desviado
e horizontal.
Um poço vertical é qualquer poço perfurado perpendicularmente à superfície. Um
poço direcional (desviado) é propositalmentedesviado da vertical, usando ângulos
controlados para alcançar uma localização objetiva que não seja diretamente abaixo da
localização da superfície. Um poço horizontal é qualquer poço perfurado a partir da
superfície ou de um poço existente onde uma porção do poço é perfurada paralelamente
à superfície ou próximo da horizontal.

4.1.1.5. Perfuração
Canhoneio é a operação na qual uma série de furos são feitos através do revestimento,
cimento e formação, que permitem que o fluido escoe para dentro do poço. Eles são
criados usando cargas explosivas que são descidas para o poço através dos cabos. O
canhoneio geralmente é feito em série.

Figura 22 - Canhão de perfuração
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

A localização dos orifícios gerados é importante ao dimensionar um sistema BCS. A
profundidade vertical do canhoneio representa a profundidade na qual os hidrocarbonetos
entram no poço.

4.1.2. Hidráulica dos Poços
A ciência da hidráulica é o estudo do comportamento dos fluidos em repouso ou
movimento. Um fluido é uma substância capaz de fluir, portanto, líquidos e gases são
considerados fluidos. Um entendimento geral da hidráulica é necessário para auxiliar na
solução de problemas envolvendo o fluxo de fluidos, fluidos viscosos, fluidos
multifásicos ou quaisquer fluidos que sejam manuseados por bombas.
Densidade ou peso específico é o peso por unidade de volume da substância.
Gradiente é a pressão exercida por um fluido por altura.
Massa específica é a razão entre a densidade ou peso específico de um dado material
em relação a um material padrão (no caso para líquidos o padrão é água).
Viscosidade é uma medida da resistência interna do líquido de escoar e varia com a
mudança de temperatura, caindo quando a temperatura aumenta.
Pressão é a força por unidade de área de um fluido. A unidade API mais comum para
designar pressão é libras por polegada quadrada (psi).

Tabela 2 - Quadro de conversão de grau API

Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.1.2.1. Pressão no Intake da Bomba (PIP)
Em operações de bombas submersas, estamos interessados na quantidade de fluido
sobre a bomba ou na pressão da bomba no intake. Para definir corretamente este ponto, é
importante conhecer a massa específica ou o gradiente do líquido no anular do
revestimento. Se o gradiente de fluidos ou massa específica for conhecido, podemos
estimar a pressão da bomba no intake ou o nível de fluido sobre ela.

Figura 23 - Pressão no intake da bomba
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.1.2.2. PIP Requerido
PIP requerido é a pressão necessária no intake para alimentar corretamente a bomba
e evitar cavitação ou bloqueio de gás. Esse valor é a pressão funcional do qual a bomba
opera.

4.1.3. Desempenho de um Poço
Tentar prever o comportamento de um poço pode ser uma tarefa extremamente difícil
e complexa, e provavelmente o passo mais importante na concepção de um sistema de
elevação artificial. Os métodos discutidos são uma simplificação de procedimentos para
prever o bom desempenho do poço. Vamos supor que as condições do reservatório do
poço permanecem em um estado constante, embora, na realidade, saibamos que as
mudanças ocorrem, como por exemplo danos na parede do poço, pressões flutuantes de
reservatório, alterações na composição e propriedades do fluido, etc.
Os testes de produção são geralmente realizados na conclusão inicial de um poço para
determinar a capacidade do poço de produzir óleo, água e/ou gás. Do ponto de vista do
poço e das operações do reservatório, eles fornecem evidências físicas periódicas de boas
condições.

4.2. Aplicações
Como discutido anteriormente, um sistema BCS consiste basicamente em um motor
elétrico com seção de selo, bomba centrífuga multi-estágio com intake apropriado, cabo
de força, controlador do motor e transformador.
Muitas instalações também adicionam um sensor de fundo de poço e um equipamento
de superfície. Além do equipamento básico, dependendo da aplicação, vários acessórios
podem ser necessários, como tubos e acoplamentos, espigas, proteções de cabos,
grampos, bobina, válvula de retenção, válvula de dreno, centralizadores, etc.

Figura 24 - Aplicação típica de BCS
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.2.1. Instalação BCS com Packer de Profundidade
Muitos sistemas BCS são implantados com packers. Isto é especialmente verdadeiro
em instalações offshore, onde as políticas regulatórias exigem barreiras entre a zona de
produção e a superfície.
O packer possui várias funções, incluindo o isolamento de zonas produtoras, isolando
o revestimento acima do packer de fluidos prejudiciais ao poço, e resolvendo o problema
de danos no cabo devido à saturação de gás em um poço de alta pressão.

Figura 25 - Aplicação com packer de profundidade
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.2.2. Instalação BCS com a Ferramenta “Y”
A ferramenta "Y" é uma ferramenta de produção que permite a realização de
inspeções no fundo do poço com equipamento wireline, quando uma BCS está no poço.
Ela é executada em conjunto com a bomba e projetada para não afetar a operação
normal da mesma. A Figura 26 ilustra como a ferramenta "Y" foi inicialmente instalada
com uma BCS.

Figura 26 - BCS com Ferramenta "Y"
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

Esta ferramenta fornece um meio de adquirir qualquer tipo de inspeção e já provou
seu valor inestimável encontrando e excluindo água ou gás em excesso em subzonas
indesejadas.
Vários outros usos incluem: monitoramento dos movimentos da água, circulação de
poços, acidificação, canhoneio e completação múltipla.
O princípio básico da ferramenta é proporcionar uma disposição de tubo onde a
bomba é alocada lateralmente para permitir uma passagem direta e suave para as
ferramentas de inspeção. Em muitas instalações BCS, especialmente offshore, tanto o
packer quanto a ferramenta “Y” são usados juntos.

4.2.3. Configuração Shrouded
Essa configuração é essencialmente igual à instalação padrão ou convencional,
previamente descrita. A principal diferença reside no fato de que, neste caso, a unidade é
montada dentro ou abaixo da zona de canhoneio. O resfriamento do motor é conseguido
envolvendo o revestimento do motor com uma capa até um pouco acima do intake da
bomba.
Essa solução é frequentemente selecionada em aplicações para aumentar a velocidade
do fluido pelo motor para fins de resfriamento ou com um separador de gás, quando
colocado abaixo das canhoneamento. O processo de separação de gases usa a
flutuabilidade natural dos fluidos para separação. A produção de muitos poços de gás foi
significativamente aumentada pelo uso deste método, para bombear o nível da água para
baixo nos poços de gás.

Figura 27 - Configuração shrouded
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.2.4. Bomba de Reforço
Nesta aplicação, a BCS é usada como uma bomba de reforço para aumentar a pressão
de entrada. A unidade é instalada em uma seção vertical de revestimento rasa, conhecida
popularmente como lata e os sistemas são as vezes chamados de “Bombas Enlatadas”.

Ligado a lata está uma linha que fornece fluidos para ela e para a bomba. A unidade é
montada em configuração shrouded.

Figura 28 - Bomba de reforço
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

Dependendo da aplicação, várias bombas de reforço podem ser conectadas em série
ou em paralelo. Em conexão em série, a descarga de uma bomba é conectada ao

alimentador da segunda. Em tal sistema, a vazão através de várias bombas permanece a
mesma enquanto a pressão aumenta à medida que o fluido flui de uma para a outra. Em
uma conexão paralela, as bombas são conectadas a manifold de descarga único, onde a
pressão de descarga é a mesma, mas a vazão é aumentada.
As bombasde reforço são frequentemente usadas para adicionar pressão a tubulações
longas, bombeando fluido produzido para instalações de armazenamento e plantas de
processamento. Tal sistema também é usado para aumentar a pressão dos sistemas de
injeção de água em projetos que utilizem este método.
4.2.5. Sistema de Produção – Injeção Direta
Nesta aplicação, o equipamento submerso elétrico convencional é instalado em um
poço de abastecimento de água e a água produzida é diretamente injetada em um poço de
injeção. Também é possível injetar a água produzida em vários poços simultaneamente.
Tal abordagem pode reduzir consideravelmente os gastos financeiros, uma vez que o
sistema não requer instalação de armazenagem em superfície, bombas de superfície ou
equipamentos auxiliares associados. Como o sistema está fechado, o controle da corrosão
é consideravelmente simplificado.
Outra vantagem significativa do sistema está no fato de que a capacidade da bomba
atende aos requerimentos de injeção necessários. Nos estágios iniciais, o reservatório
requer grandes vazões a baixas pressões de injeção. No entanto, à medida que o
reservatório enche, a vazão diminui e a pressão de injeção aumenta. Todo o sistema pode
ser eficientemente projetado, tendo em mente os requerimentos futuros. Nesse caso, o
equipamento pode ser economicamente modificado para atender as condições variáveis
do reservatório.

Figura 29 - Sistema de dois poços
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.2.6. Sistema de Bombeamento Horizontal
O sistema de bombeamento horizontal (Figura 30) é uma bomba de alta pressão e alto
volume idealmente adequada para uso em operações de injeção de água, em transferência
de poços e como uma bomba de reforço para dutos.
Move o fluido com uma bomba centrífuga alimentada por um motor elétrico de classe
padrão A ou B, através de uma câmara de impulso especialmente projetada.
O sistema está disponível em uma ampla gama de tamanhos, volumes e pressões de
descarga. O skid rígido e o alinhamento a laser proporcionam uma solução de bomba de
superfície altamente econômica e de baixa manutenção em muitas aplicações.

Figura 30 - Sistema de bombeamento horizontal
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

4.2.7. Aplicações em Ambientes Severos
4.2.7.1. Aplicações de Alto Volume de Gás
Como já sabemos, a presença de gás livre tem o potencial de causar um desempenho
prejudicial à bomba. O problema básico é que uma bomba centrífuga não é um
compressor de gás eficiente. Portanto, a deterioração progressiva da descarga de uma
bomba pode ser esperada, com o aumento da razão de gás livre. Pesquisas e testes
mostraram que, uma vez que a razão de gás livre atinge aproximadamente 10% em
volume na bomba, o desempenho da bomba diminui.
Os tipos de interferência de gás incluem redução de pressão de descarga, cavitação,
bloqueio de gás e travamento por gás.
Muitos poços também produzem golfadas de gás que devem ser gerenciadas pela
bomba ou separadas. Isso pode causar uma operação instável da unidade enquanto a
golfada está sendo produzida pela bomba.
Várias soluções estão disponíveis para ajudar no funcionamento das BCS em
ambientes com alta presença de gás. Em geral, a solução deve evitar o gás, separar o gás
ou produzir o gás. A seguir, uma lista das soluções mais comuns.
• Incorporar o uso de um separador de gás rotatório ou vortex;

• Aumentar a pressão no intake da bomba, descendo a unidade mais fundo no poço,
reduzindo a taxa de produção ou uma combinação de ambos;
• Posicionar o intake da bomba abaixo do canhoneamento do revestimento. Isso
tirará proveito da separação natural do gás e do líquido devido à flutuabilidade
das bolhas de gás;
• Incorporar o uso de projetos de bomba cônica. Como o fluido é compressível, seu
volume diminui à medida que é pressionado por cada estágio individual.
Essa alteração volumétrica pode ser significativa o suficiente para exigir dois ou
mais tipos de estágio para manter a operação nos intervalos operacionais
recomendados de cada um dos estágios.

4.2.7.2. Aplicações em Alta Temperatura
A tendência na aplicação de bombas submersas tem sido a instalação em reservatórios
de temperatura mais alta. Esses reservatórios são normalmente encontrados à medida que
a instalação se torna mais profunda.

Figura 31 - Sistema de produção com injeção de vapor
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

As BCS padrão são comumente aplicadas a poços de temperatura aproximadamente
105º C a 150º C. O maior limite para aplicação alcançou até 205º C. Para manter a vida
útil adequada do equipamento nesses poços de alta temperatura, mudanças importantes
foram feitas no material e no projeto do motor.
O sistema de isolamento foi aprimorado e várias aberturas de rotação no motor foram
alteradas para fornecer expansão térmica adicional. Quatro fatores afetam o aumento do
calor do motor:
• Carga do motor maior que a carga nominal de operação, definida na placa de
identificação;
• Velocidade do fluido passando pelo motor;
• Composição do fluido (porcentagem de óleo, água e gás);
• Qualidade de energia elétrica.

Três fatores de projeto do motor afetam o aumento da temperatura. O primeiro fator
é a eficiência. Quanto maior a eficiência, menor o calor gerado no motor e menor o
aumento de calor para um ambiente constante. O segundo fator é a eficiência da
condutividade térmica. Alguns materiais promovem uma dissipação de calor melhor que
outros. O elemento final é a característica de dissipação de calor (resfriamento) no
ambiente do poço. A forma com a qual o motor é resfriado pelo ambiente do poço tem
grande relação com a razão de fluxo do fluido produzido, com as propriedades do fluido
relacionadas ao calor e com a tendência do poço de revestir o motor com parafina,
precipitantes ou outros depósitos.

4.2.7.3. Aplicação em Poços Abrasivos
Muitos poços contêm fluidos abrasivos. Esta condição é mais comum em formações
de pedra de arenito não consolidado, onde as partículas de areia tendem a ser desalojadas
da formação e são sugadas pela bomba.
Muitos fatores são levados em conta na seleção adequada de bombas resistentes à
abrasão. Como todos os poços são diferentes, projetos especializados são necessários para
adequar a aplicação e a parte econômica.
Várias opções de solução estão agora disponíveis, o que aumentará a operação geral
das BCS em ambientes abrasivos. As seguintes configurações de bomba podem ajudar a
retardar o processo de desgaste de um ou mais dos tipos de desgaste descritos:
• Projetos de compressão (ambientes de abrasividade suave);
• Projetos estabilizados (ambientes de abrasividade suave a moderada);
• Projetos modulares (ambientes de abrasividade moderada a agressiva);
• Projeto premium (ambientes de abrasividade moderada a agressiva).

4.2.7.4. Aplicações em Poços de Fluido Corrosivo
Como as BCS foram estendidas para poços mais profundos, a presença de fluidos
corrosivos tornou-se mais dominante. Além disso, a expansão dos métodos de
recuperação terciária que inclui o uso de injeção de CO2, aumentou os problemas
associados à corrosão.
Por causa da corrosão problemática em poços onde o CO2 estava presente, uma bomba
submersível foi desenvolvida no final da década de 70 usando metalurgia com alto teor
de cromo. Estes metais eram da família de aço inoxidável da série 400 ou, pelo menos,
continham crómio a um nível superior a 7% ou 8%. Hoje, esta solução continua a ser a

abordagem preferida para resolver problemas graves de corrosão com CO2 e aplicações
de água salgada pesada.
Outros problemas de corrosão podem ser causados por concentrações baixas a médias
de H2S em condições de temperaturas e pressões intermediárias a altas. O problema
básico causado pelo H2S é a corrosão agressiva de todas as peças de cobrecontidas na
bomba e no cabo.
A solução para este problema é remover as peças de cobre de todos os componentes
do poço, onde o contato direto é possível. Isso geralmente se torna uma preocupação em
concentrações de H2S de 3% ou mais em combinação com temperaturas de 82º C ou mais.

4.2.8. Subsea
À medida que o desenvolvimento Subsea em águas profundas aumentam, as
operadoras exigem métodos tecnologicamente mais avançados e econômicos para
produzir reservas ao longo da vida dos campos de águas profundas.
A tecnologia da BCS pode produzir altas vazões de fluidos (até 150.000 BPD), possui
uma ampla faixa de operação e pode fornecer o reforço necessário (acima de 5.000 psi)
para bombear o fluxo de produção à plataforma.

Figura 32 - Aplicação Subsea
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

O sistema de poço pode ser combinado com sistemas de reforço do leito marinho para
produção máxima. Esses sistemas são uma alternativa econômica. A implantação e a
intervenção no leito marinho (Figura 33) podem ser realizadas com embarcações de
múltiplos propósitos, não sendo necessária o uso de sondas de perfuração caras.

Figura 33 - Sistema de reforço Subsea
Fonte: Handbook BCS – Baker Hughes

Capítulo 5
Estudo de Caso
5.1. Informação Básica
É apropriado iniciar esta seção sobre dimensionamento da bomba com uma discussão
dos dados necessários para dimensionar corretamente uma bomba centrífuga submersa.
O projeto de uma unidade de bombeamento submersível, na maioria das vezes, não é uma
tarefa difícil, especialmente se os dados disponíveis são confiáveis. Se as informações
referentes ao poço forem ruins, o projeto geralmente será marginal. Dados ruins
geralmente resultam em um mau dimensionamento da bomba e em uma operação custosa.
Uma bomba mal dimensionada pode operar fora da faixa recomendada, sobrecarregar ou
subcarregar o motor e ainda aplicar muito rapidamente um diferencial de pressão no poço.
Isso pode resultar em danos à formação e no outro extremo, a bomba pode não ser grande
o suficiente para fornecer a taxa de produção desejada.
Frequentemente são usados dados de outros poços no mesmo campo ou numa área
próxima, assumindo que os poços do mesmo horizonte de produção terão características
semelhantes. Infelizmente para a engenharia de dimensionamento, os poços de petróleo
são muito parecidos com impressões digitais, ou seja, não há dois iguais. Eles têm
características muito particulares, e dificilmente terão o mesmo comportamento. A seguir,
temos uma lista de dados necessários para o dimensionamento adequado:

5.1.1. Informações do Poço
• Tamanho e peso do revestimento ou liner;

• Tamanho, tipo e condição (nova ou usada) da tubulação;
• Intervalo do poço aberto ou canhoneado;
• Profundidade de ajuste da bomba (medida e vertical).

5.1.2. Dados da Produção
• Pressão na cabeça do tubo de produção;
• Pressão na cabeça do poço;
• Taxa do teste de produção;
• Nível de fluido em produção e/ou pressão do poço em produção;
• Nível de fluido estático e/ou pressão estática do fundo de poço;
• Profundidade do Ponto de partida;
• Temperatura do fundo do poço;
• Vazão desejada;
• Razão gás-óleo;
• Corte de água.

5.1.3. Condições do Fluido do Poço
• Massa específica da água;
• Grau API do óleo;
• Massa específica do gás;
• Ponto de bolha do gás;
• Viscosidade do óleo;
• Dados PVT.

5.1.4. Fontes de Energia
• Tensão primária disponível;
• Frequência;
• Capacidade das fontes de energia.

5.1.5. Possíveis Problemas
• Areia;
• Deposição;
• Corrosão;
• Parafina;
• Emulsão;
• Gás;
• Temperatura.

5.2. Dimensionamento
O tipo mais simples de poço para dimensionamento de BCS é aquele que tem um
elevado corte de água. O procedimento de seleção é simples e direto, e baseia-se no
pressuposto de que o fluido produzido é incompressível, isto é, a massa específica do
fluido não varia com a pressão. Nesse caso, o seguinte procedimento passo-a-passo pode
ser usado:
1. Coletar e analisar os dados disponíveis, conforme descrito acima.
2. Determinar a capacidade de produção, a profundidade de assentamento da bomba
e a pressão no intake da bomba. Dependendo das informações, várias
combinações são possíveis. Se a produção desejada e a profundidade de

assentamento da bomba são conhecidas, a pressão no intake da produção desejada
pode ser estimada com base no desempenho de influxo do poço. De outro modo,
a produção ideal para uma dada profundidade de assentamento da bomba pode ser
determinada traçando a curva de vazão.
A menos que existam condições especiais de funcionamento, a bomba é
normalmente colocada perto das perfurações (100 a 200 pés acima das
perfurações). O diferencial de pressão pode ser limitado a um ponto em que a
pressão de produção no intake da bomba é maior do que a pressão de bolha do
fluido. Isso é para evitar interferência de gás.
3. Calcular o head dinâmico total necessário, que é igual à soma da perda de carga
na coluna de produção até a cabeça do poço e a pressão de descarga na cabeça de
poço.
4. Com base na curva de desempenho da bomba, selecione um tipo de bomba cujo
diâmetro externo da mesma irá se encaixar no revestimento do poço e a taxa de
produção desejada estará dentro da faixa de capacidade recomendada para tal. Se
duas ou mais bombas atenderem a essas condições, uma análise econômica poderá
ser necessária antes de finalizar a seleção. Na prática atual, a bomba com a mais
alta eficiência é geralmente selecionada. A partir da curva de desempenho da
bomba selecionada, determinar o head produzido e a potência necessária por
estágio.
Calcular o número de estágios necessários para fornecer o head dinâmico total. O
número total de estágios é igual ao head dinâmico dividido pelo head produzido
por estágio. Calcule também a potência do motor multiplicando a potência
requerida por estágio pelo número total de estágios e a média da massa específica
do fluido sendo bombeado.

5. Baseando-se nas informações técnicas providas pelo fornecedor, selecionar o
tamanho e o modelo apropriados da seção do selo e determinar os requisitos de
potência. Selecionar um motor que é capaz de fornecer requisitos de potência total
tanto para a bomba e a seção de selo. O motor selecionado deve ser grande o
suficiente para suportar a carga máxima sem sobrecarregá-lo.
6. Usando os dados técnicos fornecidos pelo fabricante da bomba, determinar se
alguma limitação de carga foi excedida.
7. Selecionar o tipo e o tamanho do cabo de potência com base na corrente do motor,
temperatura do condutor e limitações de espaço. Calcular a tensão superficial e os
requisitos de kVA.
8. Selecionar acessórios e equipamentos opcionais.

5.2.1. Exemplo: Poço com Alto Corte de Água
Para facilitar a compreensão do processo de seleção, essas várias etapas são discutidas
em maior detalhe e ilustradas pelo exemplo a seguir:
1. Coleta e análise de dados disponíveis: Este é o primeiro e mais importante passo
para a seleção de equipamentos de uma BCS e as informações obtidas das análises
terão um efeito significativo na seleção, bem como no desempenho real do
equipamento. Contudo, o significado desta etapa não pode ser sobre enfatizado e,
infelizmente, muitas vezes pouca atenção é dada à coleta e análise adequada dos
dados.
Como exemplo, vamos supor que as seguintes informações estejam disponíveis e
seja necessário selecionar uma BCS adequada.

5.2.1.1. Informações do Poço
• Revestimento: 7” de diâmetro externo, 23 lbs/ft.
• Tubo de produção: 2 7/8” de diâmetro externo (novo).
• Perfuração: 5300 a 5400 ft.
• Profundidade de assentamento da bomba: 5.200 ft (medida e vertical).

5.2.1.2. Dados da Produção
• Pressão na cabeça de poço: 150 psi.
• Vazão de teste: 900 BPD.
• Profundidade do Ponto