Twin Screw Multiphase Pump - Past, Present and Future in the Brazilian Offshore Industry

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE
BOMBA MULTIFÁSICA DE DUPLO-PARAFUSO -
PASSADO, PRESENTE E FUTURO
Archie Watts-Farmer
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
OUTUBRO DE 2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE
Archie Watts-Farmer
Monografia apresentada ao Programa
de Pós-Graduação em Engenharia de
Sistemas Offshore da COPPE, da
Universidade Federal do Rio de Janeiro,
como parte dos requisitos necessários à
obtenção do título de Especialização em
Engenharia de Sistemas Offshore.
Professor Orientador
Profº Elísio Caetano Filho, Ph.D.
Rio de Janeiro
Outubro 2016

Archie Watts-Farmer
MONOGRAFIA SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ
COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE) DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO TÍTULO DE ESPECIALIZAÇÃO EM
ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE.
Aprovado por:
Profº D.Sc José Marcio do Amaral Vasconcellos
Profº José Márcio e Severino Neto
Profº Carlos Alberto Duarte Lemos
Rio de Janeiro, RJ – Brasil
Outubro 2016

DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho à Ludovica pelo amor, carinho, atenção, respeito, força e apoio de
sempre.

AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus pela oportunidade de vir aqui da Inglaterra e participar desta Pós-
Graduação.
À minha namorada e família na Inglaterra por todo o apoio, paciência e compreensão
durante os últimos dois anos.
Ao meu professor e orientador Dr. Elísio Caetano Filho pelo apoio, paciência e dedicação
enormes na elaboração deste trabalho e por todo o esforço dado em fazer as aulas
interessantes e compreensíveis.

Resumo da Monografia apresentada à UFRJ/COPPE como parte dos requisitos necessários
para a obtenção do Grau de Especialista em Engenharia de Sistemas Offshore.
Archie Watts-Farmer
Outubro/2016
Orientador: Profº Elísio Caetano Filho, Ph.D.
Programa: Engenharia Naval e Oceânica
RESUMO
Atualmente, a indústria de Petróleo, particularmente no seu segmento de Exploração e
Produção (E&P) atuante no habitat Offshore, está passando por um período de transição
por várias razões. Reservas convencionais estão maturando e a batalha por quota de
mercado causou uma queda do preço de óleo de US$107 por barril em 2014 à cerca de
US$50 por barril hoje. Operadores estão investindo na exploração das prospectivas em
águas cada vez mais profundas e distantes da costa. Consequentemente, métodos
convencionais de produzir, particularmente de transportar por grandes distâncias e/ou
grandes lâminas d’água, óleo e gás estão se tornando cada vez mais ineficazes e está
crescendo a necessidade de encontrar soluções mais eficazes, com maior flexibilidade e
mais econômicas.
Este trabalho tem os seguintes objetivos principais:
● Entender a história de bombeamento multifásico de duplo parafuso e suas
aplicações no segmento de E&P no habitat offshore;
● Entender as capacidades da tecnologia em relação às tecnologias competitivas
existentes;
● Formar a visão do papel potencial que o bombeamento multifásico de duplo
parafuso poderia desempenhar em superar os desafios enfrentados pelo
segmento de E&P no habitat offshore no Brasil hoje e no futuro próximo.
Palavras chaves: Produção, explotação, petróleo, elevação artificial, boosting, bomba
multifásica, bomba volumétrica, duplo parafuso.

Monograph Abstract presented to UFRJ/COPPE as part of the requirements for the Degree
of Specialist in Offshore Engineering Systems.
TWIN SCREW MULTIPHASE PUMP –
PAST, PRESENT AND FUTURE
Archie Watts-Farmer
October/2016
Advisor: Profº Elísio Caetano Filho, Ph.D.
Programme: Naval Architecture and Ocean Engineering
ABSTRACT
The petroleum industry is currently experiencing a period of transition for a variety of
reasons, particularly the Exploration and Production (E&P) segment in offshore regions.
Conventional oil reserve assets are maturing and a battle for market share has seen the
price of crude oil price fall from US$107 per barrel in 2014 to today’s price of US$50 per
barrel. Operators in the offshore industry are increasingly looking towards developing assets
in deeper waters and greater distances from land. As a result, conventional methods of oil
and gas production, particularly those relating to the mudline transportation and/or elevation
of production fluid from vast depths, are becoming increasingly less effective and the need is
growing to find more effective, more flexible and lower cost solutions.
The objectives of this paper are threefold:
● Understand the history of twin screw pumping and its applications in the offshore
habitat of the E&P sector;
● Understand the capabilities of the technology in relation to the competing
technologies currently available;
● Form a vision of what potential role Multiphase Twin Screw Pumps can play in
helping the Brazil’s offshore industry meet its challenges now and in the near
future.
Key words: Production, exploitation, petroleum, artificial elevation, boosting, multiphase
pump, volumetric pump, twin screw.

SUMÁRIO
1. Introdução .................................................................................................................. 1
1.1 Formação do Petróleo no Offshore do Brasil....................................................... 3
1.2 História da Exploração e Produção de Petróleo Offshore.................................... 8
1.3 Desafios do Pós-Sal.......................................................................................... 12
1.4 Desafios do Pré-Sal .......................................................................................... 12
1.5 Reservatórios .................................................................................................... 14
2. Elevação Artificial e Bombeamento .......................................................................... 30
2.1 Desempenho de Reservatórios ......................................................................... 30
2.2 Elevação Natural............................................................................................... 32
2.3 Padrões de Escoamento Vertical Multifásico..................................................... 36
2.4 Padrões de Escoamento Multifásico Horizontal................................................. 38
2.5 Elevação Artificial e Bombeamento ................................................................... 40
3. Atual Estado Tecnológico......................................................................................... 44
3.1 Evolução da Tecnologia .................................................................................... 44
3.2 Princípio de Funcionamento.............................................................................. 48
3.3 Características de Operação............................................................................. 50
4. Visão da Bomba Multifásica de Duplo-Parafuso no Futuro....................................... 66
4.1 Bomba Multifásica de Duplo-Parafuso e Outras Tecnologias Existentes........... 66
4.2 Estudos de Caso............................................................................................... 81
4.3 Principais Desafios Técnicos-Econômicos ........................................................ 96
4.4 Técnicas Inovadoras ......................................................................................... 98
5. Conclusão .............................................................................................................. 102
Bibliografia .................................................................................................................... 105

LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Produção de Petróleo no Brasil [14]
Figura 2 – Equilíbrio Entre Fornecimento e Demanda Global
Figura 3 – Produção nas Águas Profundas no Brasil por Ano de Início de Poço
Figura 4 – Custos de Produção no Brasil até 2013
Figura 5 – Configuração dos Elementos de um Sistema Petrolífero [54]
Figura 6 – Bacias Sedimentares Brasileiras [4]
Figura 7 – Placas Tectônica Africana e Sul Americana há 150m, 120m, 110m de anos [4]
Figura 8 – Bacias Principais de Pré-Sal [37]
Figura 9 – História das LDA Atingidas pela Petrobras [44]
Figura 10 – Margens Continentais no Oceano Atlântico [41]
Figura 11 – Geologia do Campo de Santos [4]
Figura 12 – Diagrama de Fases para uma Determinada Composição [46]
Figura 13 – Diagrama de Fases x Fração Molar de Dois Componentes [46]
Figura 14 – Reservatório de Óleo [7]
Figura 15 – Reservatório de Gás [7]
Figura 16 – Reservatório de Capa de Gás [7]
Figura 17 – B0 x Pressão [51]
Figura 18 – RS x Pressão [51]
Figura 19 – Viscosidade x Pressão [51]
Figura 20 – Esquemático da Rocha Reservatório [51]
Figura 21 – Ângulos de Contato de três Sistemas de um Sólido com dois Fluidos [1]
Figura 22 – Tubo Capilar Contendo Dois Fluidos [1]
Figura 23 – Tubos Capilares de Raios Diferentes [51]
Figura 24 – Zona de Transição entre 100% Saturação de cada Fluido [51]
Figura 25 - Definição de Permeabilidade Absoluta [51]
Figura 26 – 3 Esquemas de Distribuição das Fases na Produção de Hidrocarbonetos [51]
Figura 27 – Drenagem Primária, Embebimento e Drenagem Secundária [47]
Figura 28 – Produção Durante as Fases na Vida de um Campo (sem e com Recuperação)
[54]
Figura 29 – Vazão de Produção, q, x Drawdown Pressure, Δp, para Escoamento
Monofásico e Bifásico [18]
Figura 30 –Gradientes Multifásico (verde) e Monofásico (azul) na Coluna de Produção
Figura 31 – Tubing Performance Relationship, TPR [49]
Figura 32 – TPR x IPR, Poço Surgente [7]
Figura 33 – TPR x IPR, Poço Não Surgente [7]

Figura 34 – TPR x IPR, Poço com Surgência Induzida [7]
Figura 35 – Mapa de Padrões de Escoamento Bifásico (L-G) numa Tubulação Vertical [5]
Figura 36 – Padrões de Escoamentos Bifásicos (L-G) numa Tubulação Vertical [5]
Figura 37 – Evolução de Escoamento Bifásico numa Tubulação Vertical [5]
Figura 38 – Regimes de Escoamentos Bifásicos numa Tubulação Horizontal [5]
Figura 39 – Mapa de Regimes de um Escoamento Bifásico numa Tubulação Horizontal [5]
Figura 40 – 3 Etapas do Caminho Percorrido pelos Fluidos de Produção [7]
Figura 41 – Produção x Profundidade (Pés) dos Métodos de Elevação Artificial Pennwell AL
Charts, 1986
Figura 42 – Pressão Perfil x Parafuso (esquerda) e Vazão x ΔP(direita), MPT Project [52]
Figura 43 – Curvas de Desempenho da Bomba MW7T-28, Campo de Atalaia [44]
Figura 44 – Extrapolação para Requisitos de Potência até 7MW [52]
Figura 45 –Influência de FVG e ΔP (esquerda) e Influência de FVG e Digressividade
(direita) [52]
Figura 46 – Utilização de Bombeamento Multifásico no Mundo [3]
Figura 47 – Interior de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]
Figura 48 – Forças Resultantes Axiais (acima) e Radiais (abaixo) Atuando nos Parafusos
[6]
Figura 49 – Capacidade x Incremento de Pressão da serie “HP” de Bombas de Bornemann
[28]
Figura 50 – Perfil de Pressão de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]
Figura 51 – Seleção de Parafusos para Aplicações de Baixa e Alta Pressão [6]
Figura 52 – Vazão x Rotação para várias Capacidades de Pressão
Figura 53 – Vazão volumétrica x Incremento de Pressão [30]
Figura 54 - Capacidade x Incremento de Pressão para FVG = 0% e FVG 82% [16]
Figura 55 – Comparação Esquemática das Curvas de Desempenhos de Bombas
Multifásicas [29]
Figura 56 – Escoamentos de Fluido numa Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [30]
Figura 57 – Variação Típica de Eficiência Volumétrica x Incremento de Pressão [6]
Figura 58 – Curvas de Sistema Típicas de Uma Bomba Multifásica Roto-Dinâmica [42]
Figura 59 – Variação de Potência com Capacidade e Incremento de Pressão [30]
Figura 60 - Eficiência, vazão e potência x Incremento de Pressão para µ = 100cSt e µ =
200cSt [6]
Figura 61 – Parâmetros de Desempenho x Viscosidade, Bomba Roto-Dinâmica [56]
Figura 62 – Incremento de Pressão x FVG para Várias Bombas Multifásicas [26]
Figura 63 – Divisão do Custo do Ciclo da Vida [20]
Figura 64 – Aumento de Produção devido ao Bombeamento Multifásico [26]

Figura 65 - Aumento de Produção devido ao Bombeamento no Leito Marinho [48]
Figura 66 – Early Boosting a fim de Aumentar a Produção [26]
Figura 67 – Late Boosting a fim de Aumentar a Recuperação [26]
Figura 68 – Variação Típica de FVG com Pressão [30]
Figura 69 – Utilização de Bombas de Duplo Parafuso em Paralelo [30]
Figura 70 – Brusca Mudança no Escoamento Devido à Passagem de uma Golfada
(Slugging) [42]
Figura 71 – Comparação de Equipamento do Conceito Convencional e do Multifásico [53]
Figura 72 – Máximos Incrementos de Pressão e Capacidades, Bombas Multifásicas [25]
Figura 73 – Envelopes Operacionais da Série “FMP” da Framo [22]
Figura 74 – Potências, Custos de Energia e Eficiências das Bombas Multifásicas [6]
Figura 75 - Subsistema Submarino do SBMS-500 em viagem para instalação submarina no
Campo de Marlim em 2009 [12]
Figura 76 - Interface-homem máquina (IHM) do SBMS-500 [12]
Figura 77 - Arranjo de companhias atuantes no projeto SBMS-500 (aula no MSO)
Figura 78 – FlowBoost 2000 – sistema re-engenheirado a partir do desenvolvimento SBMS-
500 (Cameron)
Figura 79 – Lacuna na Tecnologia na Época da Instalação de Subsea Boosting System [31]
Figura 80 – Esquemático do Projeto Chevron Big Foot [61]
Figura 81 – Esquemático do Projeto Anadarko Lucius [61]
Figura 82 – Esquemático do Projeto Kodiak [61]
Figura 83 – Esquemático do Projeto Chevron Jack/St. Malo [61]
Figura 84 – Oportunidades Submarinos de E&P da Total e Lacunas no Estado de Arte [24]
Figura 85 – Perspectivas de Gás de Aker na Faixa de FVG [38]

LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Rochas Geradoras: Características Importantes e Processos Críticos
Tabela 2 – Rochas Reservatórios: Características Importantes e Processos Críticos
Tabela 3 – Rochas Selantes: Características Importantes e Processos Críticos
Tabela 4 – Estrutura / Trapa: Características Importantes e Processos Críticos
Tabela 5 – Frações Típicas de Petróleo [59]
Tabela 6 – Mecanismos de Recuperação Primária
Tabela 7 – Métodos de Elevação Artificial
Tabela 8 – Os Métodos Principais de Bombeamento Multifásico no Leito Marinho
Tabela 9 – Efeito de Viscosidade nos Parâmetros Principais de Desempenho
Tabela 10 - Características Operacionais de BM-DP e BM-HA
Tabela 11 – Comparação Holística dos Métodos de Elevação Artificial
Tabela 12 – Características Técnicas do Protótipo SBMS-500
Tabela 13 – Especificação de Dimensões para o Subsea Boosting System [32]
Tabela 14 – Gastos de Capital do Projeto Chevron Big Foot [61]
Tabela 15 – Gastos de Capital do Projeto Chevron Big Foot [61]
Tabela 16 – Gastos de Capital do Projeto Kodiak [61]
Tabela 17 – Gastos de Capital do Projeto Chevron Jack/St. Malo [61]
Tabela 18 – CAPEX por Barril de Óleo Equivalente de Reserva [61]
Tabela 19 – CAPEX / Boe na reserva Assumindo Taxas de Custos de Perfuração Iguais
[61]

LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS
ANM - Árvore de Natal Molhada
APAT - Alta Pressão, Alta Temperatura
bbl - Barril (Unidade de Volume)
bopd - Barril de Óleo por Dia (Unidade de Vazão)
BOP - Blow Out Preventer (Preventor de Erupção)
BSW - Basic Sediments and Water (Quantidade de sólidos e água, em base
percentual (v/v), dispersa na corrente produzida de petróleo)
ºC - Grau Celsius
cm2
- Centímetro quadrado (Unidade de Área)
ft - Pé (Unidade de Comprimento)
Kg - Quilograma
Kgf - Quilograma-força
LDA - Lâmina de Água (medida da profundidade do leito marinho em relação à
superfície do mar no ponto/região de interesse)
m - Metro (Unidade de Comprimento)
MEG - Mono Etileno Glicol
pol. - Polegada (Unidade de Comprimento)
RLG - Razão Líquido-Gás (v/v)
scf - Standard Cubic Foot (Unidade Padrão de Volume na condição dita
Standard)
WC - Water cut (A quantidade de água, expressa em base percentual (v/v),
presente na corrente líquida produzida)

LISTA DE VARIÁVEIS
B - Fator volume de formação
d - Densidade
h - Entalpia
P - Pressão absoluta
R - Razão
T - Temperatura absoluta
V - Volume
Alfabeto Grego
ρ - Massa específica
φ - Porosidade
π - rotação
σ - tensão interfacial
θ - ângulo de contato entre fluido e tubulação
µ - viscosidade do fluido
Ω - rotação
ε - fração do espaço anular entre raiz e ponta das roscas
ζ - razão do diâmetro da raiz do parafuso á diâmetro da ponta
η - eficiência
γ - taxa de cisalhamento
Subscritos
amb - Ambiente
b - Bolha (Ponto)
c - Crítico (Ponto)
flu - Fluido
jus - Jusante

mon - Montante
o - Óleo, Orvalho (Ponto)
r - Relativa
s - Solubilidade
sat - Saturação
v - Vapor (Pressão)
I - Contador em processo iterativo
+ - Indicador de soma

1
1. INTRODUÇÃO
Cerca de 90% da produção de óleo do Brasil vem dos campos offshore, a maioria dos quais
são categorizados como “Águas Profundas” (deepwater). Em função disso, Brasil, e mais
especificamente Petrobras, tem uma historia longa desde a explotação do seu primeiro
campo offshore na Bacia de Sergipe-Alagoas (Guaricema, 1968) em águas rasas e depois
na década de 70 na Bacia de Campos onde desenvolveu tecnologias e estratégias cada
vez mais inovadoras para que a exploração e produção de petróleo no Brasil
permanecessem economicamente viáveis, mesmo quando praticadas em águas profundas
(400 <LDA<1500m) e ultraprofundas (LDA>1500m).
De 2000 a 2011 a produção de petróleo do Brasil registrou um crescimento médio anual de
cerca 0,1 milhões b/d, em dez desses onze anos, aumentando assim a produção da
empresa de 1,23 milhões b/d em 2000 a 2,11 milhões b/d em 2011 (vide Figura 1) [1].
Figura 1 – Produção de Petróleo no Brasil [14]
Conforme se ilustra na Figura 1, de 2012 a 2014, ocorreu uma declínio em produção
devido, principalmente, aos seguintes fatores: [14]
● Fatores econômicos determinados por fornecimento e demanda global (vide
Figura 2) e local;

2
Figura 2 – Equilíbrio Entre Fornecimento e Demanda Global
Fonte: US Energy Information Administration
● Reformas regulatórias no setor de Petróleo e Gás que demoraram anos para ser
realizadas e no decorrido período foi reduzida a capacidade da Petrobras de
expandir suas operações de explotação;
● Altas taxas de declínio de produção nos campos existentes conforme ilustrado
na Figura 3;
Figura 3 – Produção nas Águas Profundas no Brasil por Ano de Início de Poço
Fonte: Energy Aspects
● A elevação dos custos de exploração e produção em todos os campos conforme
ilustrado na Figura 4.

3
Figura 4 – Custos de Produção no Brasil até 2013
Fonte: Petrobras
Atualmente a indústria offshore no Brasil está experimentando duas tendências comerciais:
● A aspiração de produzir mais petróleo dos seus campos existentes;
● A explotação de campos nas águas mais profundas.
Os dois desses desenvolvimentos criam uma forte demanda para bombas multifásicas para
manter e elevar a produção e reduzir os custos do segmento de E&P (upstream) da
indústria de petróleo no ambiente de hoje impulsionado por custo.
Essa monografia visa apresentar a história, a tecnologia, os desafios e as aplicações do
bombeamento multifásico no segmento de E&P da indústria de petróleo no habitat offshore
e, com o objetivo final de apresentar o papel que poderia ter tal tecnologia no crescimento
da indústria de petróleo no Brasil no futuro próximo.
1.1 Formação do Petróleo no Offshore do Brasil
Os quatro elementos essenciais da formação de um sistema petrolífero, as características
deles e os processos nos quais eles são envolvidos são resumidos nas tabelas abaixo.

4
Tabela 1 – Rochas Geradoras: Características Importantes e Processos Críticos
Características Importantes Processo
 Matéria Orgânica - quantidade e qualidade
adequada:
o Petróleo – Plâncton / Algas;
o Gás – vegetais superiores.
 Estágio de evolução térmica:
o 65°C – Petróleo;
o 120°C – Gás.
 Condições anaeróbicas (largos que
existiam antigamente ou águas
profundas).
 Geração (até rocha está
saturada);
 Expulsão (causada pelo
aumento de pressão);
 Migração do petróleo
(para cima devido a
menor densidade).
Tabela 2 – Rochas Reservatórios: Características Importantes e Processos Críticos
 Porosidade (φ):
o Variam de 5% a 35%, tendo em média de
15% a 30%;
o Diretamente ligado a Volume de Petróleo;
o Arenitos são os tipos mais comuns
(derivados dos rios, leques aluvias, dunas).
 Permeabilidade:
o Deve ser > 100mD para ser explotável;
o Habilidade de tirar óleo.
 Acumulação.

5
Tabela 3 – Rochas Selantes: Características Importantes e Processos Críticos
 Impermeabilidade:
o Impede a migração de hidrocarbonetos das
rochas-reservatório.
 Plasticidade:
o Capacita a manter sua condição selante
mesmo após aplicação de grandes esforços.
 Três classes são selantes por excelência:
o Folhelhos;
o Margas;
o Evaporitos (halita).
 Retenção.
Tabela 4 – Estrutura / Trapa: Características Importantes e Processos Críticos
 Estrutura anticlinal:
o Armadilha;
o Dobramento.
 Retenção (forma
de um guarda-
chuva).
A Figura 5 ilustra a configuração estratificada desses elementos necessária para a
ocorrência de acumulação de petróleo.

6
Figura 5 – Configuração dos Elementos de um Sistema Petrolífero [54]
As acumulações de petróleo ocorrem em bacias sedimentares que são áreas geográficas
indicativas de uma depressão correspondendo a uma subsidência de um determinado
terreno, propiciando que sedimentos provenientes das áreas mais elevadas que a
circundam formem uma sucessão de estratos de rochas sedimentares. O soterramento dos
sedimentos aumenta a pressão e os sedimentos não consolidados se tornam rochas
sedimentares através do processo denominado litificação.
No Brasil existem 29 tais bacias sedimentares, 15 dos quais são localizadas offshore
conforme ilustrada na Figura 6 [4].

7
Figura 6 – Bacias Sedimentares Brasileiras [4]
Todas as bacias sedimentares no offshore ficam ao largo da costa leste do Brasil porque
foram criadas com a separação Mesozoic das Placas Tectônica Africana e Sul Americana
há 140 milhões de anos (vide Figura 7).
Figura 7 – Placas Tectônica Africana e Sul Americana há 150m, 120m, 110m de anos [4]
Os depósitos nessas bacias sedimentares ocorreram em três fases principais:
A. Pré-Sal: À medida que as placas começaram a se dividir, foram formados largos entre
as placas continentais nos quais foram depositadas rochas geradoras ricas em matéria
orgânica (vide Tabela 1). Em cima dessas rochas geradoras foram depositados

8
turbiditos, oriundos de correntes turbiditicas, e apresentando características adequadas
para rocha reservatório (vide Tabela 2).
B. Sal: Há 110 milhões de anos, a separação das placas continentais foi tal que existiam
intermitentemente mares rasos nas bacias sedimentares. Quando esses mares
evaporaram ficaram depositados os sais que tinham sidos dissolvidos na água. Assim
as rochas geradoras foram recoberta por camadas de evaporitos instáveis que
formaram a camada do Sal, uma camada de rocha selante impermeável que manteve a
matéria orgânica da época “Pré-Sal” em profundidade (vide Tabela 3).
C. Pós-Sal: Em cima da camada de Pré-Sal foram depositadas rochas carbonáticas pelas
águas oceânicas seguidas pelas rochas geradoras (clásticas, arenitos, folhelhos) à
medida que a água se avolumou em profundidade. Como a camada do Pré-Sal, a
próxima camada foi constituída por turbiditos (rocha reservatório) seguida por rocha
selante.
No contexto da exploração atual no Brasil, a possibilidade da ocorrência das rochas com o
potencial de gerar e acumular petróleo na camada Pré-sal existe numa província que mede
149.000km² [37] em área e presente, principalmente, nas Bacias de Santos, de Campos e
do Espírito Santo (vide Figura 8).
Figura 8 – Bacias Principais de Pré-Sal [37]
1.2 História da Exploração e Produção de Petróleo Offshore
A exploração e produção de petróleo offshore têm suas origens no Summerland, Califórnia,
onde foi construído por H. L. Williams em 1897 a primeira torre montada acima de píeres
em uma LDA de 11m [34]. Em vez de uma broca rotativa, foi cravado um revestimento feito
de aço pelo qual foram passadas ferramentas a cabo que foram utilizadas para percutir o

9
solo até uma profundidade de 140m [34]. Todos os equipamentos de apoio ficaram na praia.
O mais produtivo, dentre os vinte poços construídos, tinha uma produção de 75 bpd,
enquanto que, a concorrência em terra (Beaumont, Texas) tinha uma produção de 80.000
bpd [34]. Assim foi iniciado o desafio principal que vem enfrentando a indústria no segmento
offshore desde então – como explorar e produzir petróleo offshore de uma forma
economicamente e tecnicamente viável.
A primeira plataforma, isto é com todos os equipamentos montados no seu próprio convés,
foi construída por J. B. McCann no Lago de Caddo, Texas. Durante os próximos 40 anos,
foram construídos 278 poços que produziram 13 milhões de barris de óleo [34]. Esse é
considerado o protótipo das operações comercialmente sucessíveis de operações na água.
A primeira plataforma autossuficiente no offshore foi construída em 1932 pela Indian Oil
Company fora de Rincon, Califórnia.
Um desenvolvimento significante ocorreu em 1933 no Lago de Pelto em Louisiana, EUA,
quando a empresa Texaco Company, aproveitando uma tecnologia desenvolvida pelo Louis
Giliasso, afundou duas barcaças e soldou a plataforma encima delas, desse modo criando a
primeira plataforma submersível, a Giliasso. Esse arranjo reduziu o tempo entre a
completacão de um poço e a perfuração do próximo poço de 17 a 2 dias [34].
Dois outros passos significativos foram realizados em 1947. O primeiro foi feito pela
Superior em relação à estrutura apoiando as plataformas no Campo de Creole, Golfo de
México, onde foi calculado que não seria economicamente viável construir uma plataforma
no local. Portanto, a Superior pediu a J. Ray McDermott Company construir uma estrutura
tubular feita de aço. Essa foi entregue no local através de barcaças, assim criando a
primeira plataforma a ser pré-fabricada. Esse processo novo reduziu o tempo de instalação,
melhorou a integridade estrutural, reduziu os custos e melhorou as condições de segurança
na instalação. No mesmo ano, a Kerry-McGee Corporation empregou uma nova filosofia em
relação à perfuração do poço: um navio de guerra foi convertido em uma unidade de
perfuração permitindo a utilização de plataformas menores. Esse arranjo de uma pequena
plataforma fixa e um navio de perfuração reduziu o risco de exploração e seria o modelo
empregado pela indústria no segmento offshore desde então.
Mesmo com essa configuração, com a exploração em águas mais profundas, construir uma
plataforma fixa para perfurar os poços de exploração ficava cada vez mais caro. A fim de
resolver esse problema, um engenheiro da marinha do nome John T. Hayward começou a
pensar nas submersíveis de novo. O problema principal com as submersíveis nas águas
mais profundas era o grande arrasto que atuaria neles pelas correntes. Hayward aproveitou
tecnologia já desenvolvida nos pântanos de Louisiana e criou uma sonda de perfuração

10
submersível, constituída de barcaças submersas com colunas de altura suficiente para a
plataforma ficar acima da superfície do mar. Essas sondas de perfuração móveis
possibilitaram a perfuração de seis poços de exploração com uma distância até 20
quilómetros entre si e com um tempo de 1 a 2 dias entre a perfuração de cada um [34].
Em 1950 foi construída a primeira Auto Elevatória (Jack-Up) constituída por pernas
montadas no perímetro de uma barcaça e que ficavam livres para movimentos verticais. A
plataforma navega, com suas pernas são mecanicamente descidas até o assento no leito
marinho. As alturas das pernas eram suficientes para a plataforma ficar acima da superfície
do mar, afastada das ondas superficiais e sofrendo menos arrasto das correntes marinhas.
A vantagem principal das Auto Elevatórias sobre os submersíveis foi que elas podiam ser
utilizadas nas águas mais profundas. Em 1956 foi entregue a Auto Elevatória Scorpio com a
capacidade de operar em LDA de até 46m [34].
O CUSS 1 que foi construído em 1961 pelo grupo CUSS é reconhecido como a primeira
Unidade Móvel de Perfuração Marítima (Mobile Offshore Drilling Unit, MODU). Foi
constituído de um navio de guerra convertido com uma abertura (a que futuramente seria
denominada moon pool) no meio do casco pelo qual foi passado um tubo de superfície
(surface pipe) que foi cravado no solo, uma coluna de perfuração e um Blow Out Preventer,
BOP, para a prevenção do escapamento dos fluidos na superfície caso ocorresse um “Kick”.
Essa configuração tem sido mantida até os dias presentes. O CUSS I operou em LDA até
107m [34].
Apesar de oferecer mais mobilidade e flexibilidade operacional, esses navios sofreram de
uma falta de estabilidade em todos os graus de liberdade. A fim de resolver esse problema,
foi criado por um engenheiro naval da Shell, Bruce Collipp, em 1961 a primeira
semissubmersível na qual a superestrutura foi apoiada sobre flutuadores submersos. Com
os flutuadores abaixo e a plataforma acima da superfície, a semissubmersível não é
fortemente afetada pelas ondas e correntes da superfície. Porém, devido à sua pequena
área do plano de flutuação é muito sensível à transferência de cargas.
Na mesma época foi construído pela Shell Oil um navio de perfuração, Eureka, com
propulsores estendidos do fundo do navio que podiam girar 360ᵒ. Um dispositivo de
posição, amarrado no leito marinho, foi utilizado para calcular a posição do navio em
relação da cabeça do poço e que propiciava que os propulsores fossem acionados quando
se fizesse necessário para manter o correto posicionamento da embarcação. Esse foi o
inicio de Posicionamento Dinâmico (Dynamic Positioning, DP).
Em 1974, começou a exploração da Bacia de Campos pela Petrobras em uma LDA de
120m [34]. Com a descoberta de reservatórios gigantes, como, por exemplo, o campo de

11
Marlim em 1985, em LDA cada vez mais profundas, a Petrobras foi obrigada a gerar
soluções novas e inovadores para o segmento de E&P, particularmente a Produção, de
forma que as atividades nesse habitat fossem tecnicamente possíveis, suficientemente
seguras e, igualmente, economicamente viáveis.
Em 2006, Petrobras fez um dos descobertos mais importantes da sua historia – a existência
de reservatórios gigantes na camada de Pré-Sal na Bacia de Campos, na Bacia de Santos
e na Bacia de Espírito Santo.
A PETROBRAS afora contribuir no desenvolvimento de várias tecnologias hoje disponíveis
para uso no habitat offshore de aguas profundas e ultraprofundas é, usualmente,
reconhecida como pioneira no desenvolvimento / uso e disseminação das seguintes
tecnologias:
● A utilização de navios-plataforma do tipo Floating Production Storage (FPSs) e
Floating Production Storage Offloading (FPSOs). Esses navios foram equipados
com um sistema de transbordo do petróleo para shuttle tankers, os quais
transportam tal petróleo para um terminal aquaviário na costa brasileira e tendo
tal petróleo o destino final de uma das refinarias da companhia (acaso não seja
diretamente exportado);
● O desenvolvimento das tecnologias submarinas – tais como a completação
molhada no leito marinho e o desenvolvimento da tecnologia de risers, incluindo
os ditos rígidos;
● Ancoragem com uso de cabos de materiais não metálicos (e.g., Kevlar, Poliéster)
e âncoras com cabos tensionados (taut leg).

12
Figura 9 – História das LDA Atingidas pela Petrobras [44]
1.3 Desafios do Pós-Sal
As quatro áreas que mais se destacam na explotação de petróleo nas camadas de Pós-sal
no Brasil são aquelas a seguir descritas:
● Recuperação avançada;
● Óleos em águas hostis / profundas;
● Explotação econômica de óleos pesados e viscosos – elevação / escoamento /
exportação;
● Aumento do fator de recuperação dos campos maduros.
1.4 Desafios do Pré-Sal
O petróleo encontrado nessa camada se apresenta mais leve do que o encontrado na
camada Pós-sal, porém, o processo geológico significa que a exploração e produção de
petróleo na camada Pré-sal têm os desafios descritos abaixo.

13
1.4.1 Águas Profundas
A separação das placas continentais criou uma depressão entre eles onde existe hoje o
Oceano Atlântico. Nas margens das placas continentais existem quedas bruscas em altura
da plataforma continental até a placa oceânica onde existem depósitos de rochas
sedimentares, conforme pode ser visto na Figura 10. Esses depósitos podem ficar em LDA
de até 2400m [4], onde são encontradas condições de baixa temperatura e alta pressão, e
até 300 km longe da costa do Brasil, apresentando assim também considerados desafios
tecnológicos na área de logística.
Figura 10 – Margens Continentais no Oceano Atlântico [41]
1.4.2 Acumulações de Petróleo nas Profundidades Grandes
Grandes acumulações de petróleo existem abaixo da camada salina. Esse apresenta dois
desafios grandes da perspectiva de exploração e produção do petróleo:
a. Os reservatórios podem ficar até 5000m [4] abaixo do leito marinho (vide Figura 11).
Para superar as perdas de cargas gravitacionais (Head) associadas com essas
profundidades e elevar o petróleo para a superfície é provável que seja necessário
dar uma grande quantidade de energia a qual tem um associado aumento do custo
b. A camada salina é muito instável e apresenta problemas durante a perfuração e no
assentamento dos revestimentos
c. A dependência em sismografia para caracterizar os reservatórios cresce
significantemente com o aumento de profundidade e sendo o custo de perfuração
cada vez mais alto. Porém, devido às propriedades da camada salina, a obtenção
das imagens do solo abaixo do sal se torna igualmente problemática.

14
Figura 11 – Geologia do Campo de Santos [4]
1.5 Reservatórios
Para classificar os tipos de reservatórios que se encontram na natureza é necessário
entender como se comportam os fluidos dentro deles. O petróleo é um químico
multicomponente constituído de hidrocarbonetos de vários pesos moleculares conforme
ilustrado na Tabela 5.
Tabela 5 – Frações Típicas de Petróleo [59]
Fração
Temp. de
Ebulição
(°C)
Composição
Aproximada
Usos
Gás residual
Gás liquefeito de
petróleo - GLP
Até 40
C1 – C2
C3 – C4
Gás combustível
Gás combustível engarrafado
Uso doméstico e industrial
Gasolina 40-175 C5 – C10 Combustível de automóveis, solvente
Querosene 175-235 C11 – C12
Iluminação, combustível de aviões de
jato
Gasóleo leve 235-305 C13 – C17 Diesel, forno
Gasóleo pesado 305-400 C18 – C25
Combustível, matéria-prima para
lubrificantes
Lubrificantes 400-510 C26 – C38 Óleos lubrificantes
Resíduo
Acima de
510
C38+ Asfalto, piche, impermeabilizantes
O comportamento do petróleo no reservatório depende diretamente das condições de
pressão e temperatura a que é submetido, como pode ser visto na Figura 12.

15
Figura 12 – Diagrama de Fases para uma Determinada Composição [46]
Deve ser notado que a diagrama acima se aplica apenas para uma determinada
composição de petróleo. A Figura 13 ilustra a variação de fases com fração molar numa
mistura de dois componentes.
Figura 13 – Diagrama de Fases x Fração Molar de Dois Componentes [46]
Os reservatórios de hidrocarbonetos podem ser concentrados em quatro, conforme as
condições de temperatura e pressão dentro deles.

16
1.5.1 Reservatórios de Óleo
Esses são reservatórios nos quais a temperatura fica abaixo da temperatura crítica (vide
Bubblepoint Reservoirs na Figura 12). Acima da linha de Ponto de Bolha existe apenas a
fase líquida. Com a produção do óleo, a pressão no reservatório cai até atingir a linha de
Ponto de Bolha (linha D no diagrama) ao qual ponto começa a aparecer a fase vapor (a
primeira bolha de gás começa a ser liberada do líquido). O líquido é quase incompressível
então a pressão cai rapidamente com a produção na fase de puro líquido. Como o vapor é
muito compressível, o volume de gás no reservatório cresce rapidamente com a redução de
pressão abaixo da linha de Ponto de Bolha. Também, o gás apresenta uma viscosidade
menor do que o líquido, o que propicia o escoamento preferencial do mesmo pelo meio-
poroso para o poço (vide Eq [13]) e a razão de Gás-Óleo produzido cresce. Por esses
motivos é desejável que a pressão permaneça acima da dita Pressão do Ponto de Bolha
para tal mistura de hidrocarbonetos na temperatura ocorrente no reservatório.
Figura 14 – Reservatório de Óleo [7]

17
1.5.2 Reservatórios de Gás
Figura 15 – Reservatório de Gás [7]
Existem três tipos de reservatórios de gás.
a. Gás Retrógado
A temperatura desses reservatórios fica entre a Temperatura Crítica e a Cricondenterma
(vide Dewpoint Reservoirs na Figura 12). Com a pressão acima da linha de Ponto de
Orvalho (Dewpoint), existe apenas gás no reservatório. Com a redução de pressão no
reservatório devido à produção, a fase líquida começa a aparecer quando a pressão
atravessa a linha de Ponto de Orvalho, um processo chamado condensação retrograda.
Porém, como pode ser visto na Figura 12, a saturação do líquido será a níveis baixos, o
que propicia o escoamento preferencial do vapor pelo meio-poroso para o poço,
principalmente os hidrocarbonetos mais leves. Porém, com a retirada dos últimos, muda a
composição do petróleo para uma maior fração de compostos mais pesados, o que causa a
fronteira entre fase única e duas fases mudar para temperaturas maiores. Como pode ser
derivado da Figura 12, o resultado disso é a condensação de um maior volume dos
hidrocarbonetos mais pesados e mais valiosos que não são produzidos.
b. Gás úmido
A temperatura no reservatório fica acima da Cricondenterma, a temperatura acima da qual
existe apenas gás independente da pressão. Porém, o fluido produzido entrará no
separador apresentando duas fases devido à redução de temperatura à medida que ó fluido
é elevado para a superfície.

18
c. Gás Seco
A temperatura no reservatório fica muito mais alta do que a Cricondenterma para que o
fluido produzido chegue ao separador apresentando apenas uma fase.
1.5.3 Reservatório de Óleo com Capa de Gás
As condições de temperatura e pressão no reservatório podem ser tais que fica na região
de duas fases no diagrama de fases (vide Figura 12). A mais leve fase de vapor irá para
cima e forma uma “capa de gás” (vide Figura 16).
Figura 16 – Reservatório de Capa de Gás [7]
1.5.4 Propriedades dos Fluidos [51]
O calculo da reserva de um reservatório ou a determinação do desempenho dele requer
conhecimento das propriedades físicas do fluido em condições de pressões e temperaturas
elevadas.
A fim de simular o escoamento de fluido no meio-poroso é empregado um dos seguintes
modelos:
● O modelo “Black Oil” no qual as propriedades de pressão, volume e temperatura
são interpoladas como uma função de apenas pressão. Portanto, esse modelo
não considera mudanças na composição do fluido;
● O modelo composicional que é mais acurado, mas que precisa dos dados de
composição do fluido.
No modelo “Black Oil”, o escoamento volumétrico do óleo é medido nas condições da
superfície e é convertido em um valor representante do escoamento no reservatório através
dos seguintes parâmetros:
● Fator volume de formação de óleo (Bo)

19
Eq [1] B0=
Volume de óleo em condições de reservatório
Volume de óleo em condições padrão
[res bbl/STB]
Figura 17 – B0 x Pressão [51]
O conceito do Fator Volume de Formação de gás é assemelhado ao de óleo, transcrito na
Eq [1].
● Razão de solubilidade (Rs)
Eq [2] RS=
volume de gás produzido em condições padrões
volume de óleo em condições padrão
[scf/STB]
Figura 18 – RS x Pressão [51]
● Coeficiente de compressibilidade isotérmico do óleo (co)
● Coeficiente de expansão térmica isobárica do óleo (bo)
● Viscosidade (µo)
Figura 19 – Viscosidade x Pressão [51]

20
● Densidade do óleo (°API)
Eq [3] °API=
141,5
do
-131,5
Onde: 𝑑 𝑜 =
𝜌 𝑜
𝜌 𝑤
O Teste de Liberação Flash é realizado a fim de se obter o ponto chave, PB (ponto de
bolha).
O Teste de Liberação Diferencial é realizado a fim de se construir os gráficos de Bo, BG, Rs.
1.5.5 Propriedades da Rocha [51]
Tão importante quanto às propriedades dos fluidos a fim de conhecermos como o fluido se
movimentará no meio-poroso, é igualmente, conhecermos as propriedades da rocha. Dentre
essas, as principais propriedades que afeitam tal escoamento são aquelas a seguir
descritas:
● Porosidade, φ
Eq [4] φ=
Vp
VT
Onde: Vp = volume de vazios / poros da amostra
VT = volume total da rocha
A característica importante é a porosidade efetiva que é uma medida dos poros
conectados. Existem duos métodos de determinar a porosidade efetiva de uma forma direta:
A. Método de saturação de líquidos. A diferença do peso de uma amostra é medida
quando está saturada com um liquido e quando está evacuada / isenta do mesmo.
B. Método de expansão de gás. Um contêiner de um volume conhecido com uma amostra
de um volume conhecido é conectado a outro contêiner de um volume conhecido que é
evacuado. Quando uma válvula entre os dois é aberta, o gás passa de um para outro
até que o equilíbrio seja atingido. O volume dos poros pode ser calculado a partir da Lei
de Boyle.
● Compressibilidade das rochas
A rocha pode ser considerada uma mola de uma resistência mecânica, PP, criada pela
pressão de poros e com uma pressão aplicada, Pov, (overburden pressure) criada pelo peso
da rocha acima (vide Figura 20).

21
Figura 20 – Esquemático da Rocha Reservatório [51]
A pressão efetiva, Pef, que determina quão comprimida está a rocha é determinada pela
diferença entre os dois, a saber:
Eq [5] Pef=Pov-PP
Duas conclusões importantes podem ser derivadas a partir dessa diferença de pressões:
A. Quanto maior a profundidade, maior a Pov e consequentemente maior a Pef;
B. Quanto menor a pressão de poros, maior a Pef.
● Saturação, si
Eq [6] si=
Vi
Vp
Onde: Vi = volume do fluido “i”
Vp = volume de vazios da amostra
A saturação é determinada a partir de amostras no laboratório.
● Pressão Capilar e Molhabilidade
Existem dois tipos de interações no reservatório:
1. Fluido-Fluido Interações
Entre dois fluidos imiscíveis existe uma película formada na interface devido às atrações
maiores entre duas moléculas do mesmo material que as de duas moléculas de fluidos
diferentes, um fenômeno chamado coesão. Para superar a coesão e deslocar essa película,
é precisa energia que é expressa como tensão interfacial, σ, definida pela equação
seguinte:
Eq [7] σ=
F
L
Onde: F = Força precisa para deslocar fronteira
L = Comprimento da linha na qual a força atua
A força, F, dependerá das forças relativas de coesão dos dois fluidos.

22
2. Sólido-Fluido Interações
Fluidos também têm atrações diferentes para o mesmo sólido. A molhabilidade da
superfície de um sólido é uma medida da preferência de um fluido sobre outro a ser atraído
ao sólido e é expressa em termos do ângulo de contato que o fluido forma com o sólido
(vide Figura 21).
Figura 21 – Ângulos de Contato de três Sistemas de um Sólido com dois Fluidos [1]
No contexto de reservatórios existem dois sistemas importantes:
1. Sistema de Gás / Água (GOC)
2. Sistema de Óleo / Água (WOC)
O fluido que forma um ângulo menor que 90°, isto é, o fluido mais atraído ao sólido, se
chama o fluido “molhante”. Nos sistemas de Gás / Água e Óleo / Água o fluido molhante é a
água.
O fluido que forma o ângulo maior que 90° se chama o fluido não molhante (ou o gás ou o
óleo).
Pressão Capilar
A pressão capilar, pc, é a pressão diferencial através da interface óleo-água ou gás-água e
pode ser definida da seguinte forma:
Eq [8] pc=pA-pB
Onde: pA = pressão do fluido A na interface
pB = pressão do fluido B na interface

23
No contexto de reservatórios, pA corresponde ao fluido molhante e pB a fluido não molhante.
Assumindo que a interface entre os dois fluidos tem um raio de curvatura RA e que a força,
F, é gerada da pressão diferencial pode ser derivado que a pressão capilar é relacionada à
tensão interfacial conforme dado na equação seguinte:
Eq [9] pc=
2σ
RA
Considerando um tubo capilar contendo dois fluidos com raio, Rt, pode ser demonstrado
que a pressão capilar pode ser expressa da seguinte forma:
Figura 22 – Tubo Capilar Contendo Dois Fluidos [1]
Eq [10]
pc=
2σcosθ
Rt
Onde: θ = ângulo de contato definido na Figura 21
Se o tubo capilar for vertical, a altura da interface seria ditada pelo equilíbrio entre a
diferencial dos potenciais gravitacionais dos fluidos e a pressão capilar, a saber:
Eq [11]
Δρgh=
2σcosθ
Rt
Onde: Δρ = diferença em densidades dos dois fluidos
g = aceleração devido à gravidade
h = altura pela qual fluido A é elevada
Assim pode ser deduzido que a altura, h, é inversamente proporcional ao raio do tubo
capilar.
Um reservatório pode ser considerado uma rede de poros conectados por “gargantas de
poros” (pore throats) que podem ser modelados como tubos capilares de vários raios com
alturas de interface diferentes conforme ilustrado na Figura 23.

24
Figura 23 – Tubos Capilares de Raios Diferentes [51]
Assim, pode ser deduzido que as interfaces Gás / Água e Óleo / Água num reservatório vão
ter uma zona de transição entre 100% saturação de cada fluido, ilustrado na Figura 24.
Figura 24 – Zona de Transição entre 100% Saturação de cada Fluido [51]
Deveria ser notado do diagrama a saturação de água irredutível, Swi, que é a saturação de
água mais baixa do que pode ser deslocado pelo escoamento de óleo nesse sistema. Existe
a propriedade correspondente, Sor, que é a saturação de óleo mais baixa do que pode ser
deslocado por um escoamento de água.
● Permeabilidade Absoluta, K
A permeabilidade absoluta é uma medida da facilidade da formação conduzir um
monofásico fluido que é calculado através de testes no laboratório empregando a Lei de
Darcy.
Figura 25 - Definição de Permeabilidade Absoluta [51]
Eq [12]
Q=
K
μ
A
∆P
L
Onde: Q = Escoamento do fluido

25
µ = Viscosidade absoluta do fluido
A = Área da seção transversal
L = Comprimento da amostra
ΔP = Pressão diferencial através amostra
● Permeabilidade Relativa
A permeabilidade relativa é derivada da Lei de Darcy e considera um escoamento
multifásico, Qi, em meio poroso.
Eq [13]
Qi=
KKri
μi
A
∆P
L
Onde: Kri = Permeabilidade Relativa
µi = Viscosidade absoluta do fluido
A permeabilidade relativa leva em conta a pressão capilar e molhabilidade. A implicação
principal disso concerne às saturações irredutíveis, abaixo das quais não se consegue
produzir o fluido de interesse.
Nos estudos de escoamento multifásico, existem dois termos importantes:
1. “Drenagem” ou “embebimento forçado” que refere à diminuição da saturação do fluido
molhante. Esse processo precisa de energia na forma de “pressão de deslocamento”
para superar a pressão capilar, assim deslocando o fluido molhante com um fluido não-
molhante.
2. “Embebimento” ou “embebimento espontâneo” que refere à diminuição da saturação do
fluido não-molhante. O fluido molhante é induzido espontaneamente pela pressão
capilar.
No contexto de escoamentos multifásicos nos reservatórios, existem três esquemas de
distribuição das fases na produção de petróleo conforme ilustrado na Figura 26:
Figura 26 – 3 Esquemas de Distribuição das Fases na Produção de Hidrocarbonetos [51]
A. Drenagem primária (processo “A” na Figura 27): No início, o reservatório foi saturado
pelo fluido molhante, água. A pressão do fluido não-molhante, seja óleo ou gás,
aumentou até atingiu o nível requerido para entrar nas gargantas de poro. A pressão do

26
fluido não-molhante continuou a aumentar devido à migração de nova matéria orgânica
(vide seção 1.1) e mais óleo entrou nos capilares, reduzindo a saturação de água. A
pressão capilar aumentou com a redução da saturação de água até o último se
aproximou a saturação de água irredutível, Siw, que corresponde a uma pressão capilar
infinita. O óleo entrou preferencialmente nas gargantas de poro com os maiores raios
que elas têm a menor pressão capilar para superar.
B. Embebimento (processo “A” na Figura 27): Com a retirada do fluido não-molhante pela
produção, á agua e embebido nas gargantas de poro e a pressão capilar diminui até a
saturação atingir a saturação de embebimento espontâneo de água, Spw, no qual as
pressões de fluido molhante e não-molhante são iguais. A partir desse ponto, por
definição (vide Eq [8]), a pressão de água deve ser maior que a pressão do fluido não-
molhante. Como é desejável manter a pressão do reservatório constante esse pode ser
realizado apenas por um aumento da pressão de água ou pela natureza (influxo de
água/gás, vide seção 1.5.7) ou artificialmente (injeção de água/gás, vide seção 1.5.8).
Torna-se cada vez mais difícil deslocar o fluido não-molhante até a saturação se
aproxima a saturação de óleo irredutível, Sor, que corresponde a uma pressão capilar
infinita negativa (processo “B” na Figura 27).
C. Drenagem secundária: Com a produção e a diminuição correspondente da pressão de
água, o fluido não-molhante é embebido espontaneamente e a pressão capilar se torna
mais positiva até atingir a saturação de embebimento espontâneo de óleo. A partir
desse ponto, e necessário que a pressão de óleo esteja maior que a pressão de água
para a saturação de óleo poder aumentar. Torna-se cada vez mais difícil deslocar a
água até a saturação se aproxima a saturação de água irredutível, Sor, que corresponde
a uma pressão capilar infinita (processo “C” na Figura 27).
Figura 27 – Drenagem Primária, Embebimento e Drenagem Secundária [47]

27
1.5.6 Implicações de Pressão Capilar e Molhabilidade na Produção e Recuperação
[1]
As implicações importantes abaixo deveriam ser levadas em consideração quando a estima
de reserva é feito. Eles ajudam explicar por que muitos reservatórios são abandonados
depois de uma recuperação de apenas 20%.
1. As permeabilidades relativas da água e do hidrocarboneto determinam a quantidade de
cada um no escoamento multifásico e, por sua vez, a quantidade de cada um produzida.
(vide Eq [13]). Permeabilidade relativa é influenciada fortemente pela pressão capilar e
pela molhabilidade.
2. Para deslocar á água que fica no meio poroso desde o inicio, o escoamento de
hidrocarboneto precisa de uma pressão limiar para entrar nas gargantas de poros que é
inversamente proporcional ao raio de tal poro (vide Eq [10]). Por esse motivo, a pressão
limiar pode ser grande nas gargantas estreitas e consequentemente pode ter grandes
reservas que ficam presas no reservatório.
3. No meio poroso de molhabilidade à água, a água molha as gargantas menores
preferencialmente e o óleo as maiores.
4. Com influxos de água, sejam naturais (vide seção 1.5.7) ou artificiais (vide seção 1.5.8),
no meio poroso provoca, inicialmente, o deslocamento do óleo nos poros menores e
posteriormente, nos poros maiores. Tais influxos podem ainda deixar os poros contendo
hidrocarbonetos desconectados. Se essas parcelas isoladas de hidrocarbonetos não
têm a pressão requerida para entrar nas gargantas de poros ocupadas pela água, elas
acabam entrapadas, ou seja, nessas armadilhas (trap).
5. Os parâmetros Siw e Sor são críticos na estimava de reservas porque dita a quantidade
de óleo que pode ser retirado do reservatório. Eles são fortemente influenciados pela
pressão capilar e pela molhabilidade.
6. A saturação do meio poroso com hidrocarboneto pode mudar a molhabilidade do meio
poroso de molhabilidade à agua à molhabilidade misturada (reservatórios de
predominante molhabilidade ao óleo são extremamente raros).
7. De uma maneira geral, a produção e recuperação são maiores nos reservatórios de
molhabilidade misturada porque o óleo ou gás é embebido pelas gargantas de
molhabilidade ao óleo.
1.5.7 Recuperação Primária
A natureza possui seus próprios mecanismos para manter a pressão no reservatório através
de apenas a energia natural (primária) do reservatório. Para que ocorra produção dos
fluidos contidos nos espaços porosos da rocha é necessário que outro material venha

28
ocupar o espaço vazio por eles deixado [7]. Existem três mecanismos de recuperação
primária que são apresentados na Tabela 6.
Tabela 6 – Mecanismos de Recuperação Primária
Mecanismo
Tipo de
Reservatório
Processo
Gás em
solução
Óleo
- Queda da pressão causada pela produção do óleo
- Vaporização dos componentes mais leves
- Expansão do gás que desloca óleo para os poços
Capa de Gás Capa de Gás
- Pressão diferencial causa expansão da capa de gás
- Gás penetra gradativamente na zona de óleo e o desloca
para o poço
Influxo de
água
Óleo
- Pressão diferencial causa expansão do aquífero
- Água invade a zona de óleo e o desloca para o poço
12%-15% do óleo original pode ser produzido pela recuperação primária. [7]
1.5.8 Recuperação Secundária
Com a continuidade da produção, ocorre a redução/esgotamento da energia primária.
Nos reservatórios de óleo, ou água ou gás é injetado para substituir e empurrar o óleo
produzido e manter a pressão acima da linha de Ponto de Bolha. De uma maneira geral, a
água é injetada na zona de produção enquanto que o gás é injetado na capa de gás.
15%-20% do óleo original pode ser produzido pela recuperação secundária. [7]
1.5.9 Recuperação Terciária
Existem também métodos avançados para reservatórios de óleos pesados que apresentem
mais resistência de fluir no meio-poroso devido à maior viscosidade alta que exibem (vide
Eq [13]). Enquanto que o princípio de recuperação secundária é deslocar o fluido produzido,
o de recuperação terciária é de alterar a composição ou as condições de temperatura e
pressão do fluido a fim de reduzir as resistências viscosas ou capilares. [7]
Nos reservatórios de óleo, existem três tipos principais de recuperação terciária:
● Térmico: Calor é introduzido no reservatório através de vapor para reduzir a
viscosidade do óleo (vide Eq [13]);

29
● Químico: Ou um polímero é introduzido com a água injetada a fim de tornar a
água mais capaz de deslocar o óleo pesado. Ou, químicos são introduzidos no
fluido de produção para reduzir as tensões interfaciais ou mudar a molhabilidade.
Essas duas mudanças reduzem a pressão capilar limiar de entrar nas gargantas
de poros.
● Injeção de gás: O gás dissolve no óleo diminuindo a viscosidade dele e
aumentando o escoamento.
Nós reservatórios de gás, os componentes mais leves e menos valiosos produzidos são re-
injetados no poço, um processo que é chamado “gas-cycling”. Esse tem os objetivos
seguintes:
● Manter a pressão no reservatório acima da linha de Ponto de Orvalho (vide
Dewpoint Reservoirs na Figura 12);
● Alterar a composição do fluido e a diagrama de fases para as condições de
temperatura e pressão ficarem acima do Cricondenterma (vide Dewpoint
Reservoirs na Figura 12).
Os dois efeitos aumentam a produção dos componentes mais pesados e mais valiosos gás.
4%-11% do óleo original pode ser produzido pela recuperação terciária. [7]
Figura 28 ilustra o perfil de produção normal de um campo da descoberta até o seu
abandono. Também é ilustrado o impacto no perfil de produção durante os vários estágios
de recuperação.
Figura 28 – Produção Durante as Fases na Vida de um Campo (sem e com Recuperação)
[54]

30
2. ELEVAÇÃO ARTIFICIAL E BOMBEAMENTO
2.1 Desempenho de Reservatórios
A energia que possui um reservatório para promover escoamento de fluido num poço se
origina da pressão diferencial, chamada drawdown, que deve existir entre a pressão
estática média no reservatório, pe, e a pressão de fundo do poço, pwf, (Bottom Hole
Pressure, BHP) ilustrado pela equação abaixo.
Eq [14] ∆P=pe-pwf
A relação entre a vazão de produção, q, e o drawdown é dada por um parâmetro chamada
o Índice de Produtividade (IP) (Productivity Index (PI)) que determina o desempenho do
reservatório e é utilizado para estimar a produção do poço e prevenir quando um poço
parará de produzir de uma forma economicamente viável através de apenas a própria
energia do reservatório. Tal relação é dita IPR – Inflow Performance Relationship. O
desempenho do reservatório é dado pela equação a seguir:
Eq [15] q=IP(pe-pwf)
Onde: IP = Índice de Produtividade
Pode ser derivada uma expressão para o Índice de Produtividade, IP, através da Lei do
Darcy, a saber:
Eq [16]
IP=
0,00708kh
ln (
re
rw
) -0,75+S
[
kro
μoBo
]
Onde: kh. kro = permeabilidade relativa do fluido (vide Eq [13])
re = raio até a fronteira de não escoamento
rw = raio do poço
S = camada da formação alterada pela perfuração
µo = viscosidade do fluido (vide seção 1.5.4)
Bo = Fator Volume da Formação (vide seção 1.5.5)
Pode ser visto a partir das Figura 17, Figura 18 e Figura 19, que as variáveis da equação,
isto é [
𝑘 𝑟𝑜
𝜇 𝑜 𝐵 𝑜
], podem ser consideradas constantes para pressões acima da pressão do Ponto
de Bolha. Portanto, para um escoamento monofásico, o drawdown, ΔP, pode ser
considerado diretamente proporcional à vazão conforme ilustrado pela linha verde de
gradiente constante na Figura 29.

31
Figura 29 – Vazão de Produção, q, x Drawdown Pressure, Δp, para Escoamento
Monofásico e Bifásico [18]
O gráfico tem as características notáveis:
● Pe: Onde a linha intercepta o eixo y (q = 0) corresponde à pressão estática média
do reservatório;
● AOF: A interseção da linha com o eixo x (pwf = 0) corresponde à vazão máxima
teórica do poço chamada Absolute Open Flow
● IP: Índice de Produtividade é o inverso do gradiente da linha e índica o
desempenho do reservatório
A fim de que o fluido flua do reservatório no estado monofásico, a pressão de fundo do
poço, pwf, deve ser maior que a pressão de bolha (reservatórios de óleo) ou de orvalho
(reservatórios de gás), vide Figura 12. Caso não seja assim, o fluido sairá do reservatório
na condição bifásica (líquido–gás) e conforme as Figura 17, Figura 18 e Figura 19,
apresentará um comportamento muito diferente que dependerá fortemente da pressão.
VOGAL (1968) desenvolveu um parâmetro não dimensional, o Inflow Performance
Relationship (IPR), que relacionou a vazão com a drawdown pressure para óleo saturado
oriundo de reservatórios de influxo de gás com pouca produção de água conforme mostrado
na Eq [17].
AOFMulti
Pe
AOFMono
Monofásico
Bifásico
IP
q (bpd)
Δp(psia)

32
Eq [17] qo
𝑞 𝑜,𝑚𝑎𝑥
=1-0,2 [
pwf
pr
] -0,8 [
pwf
pr
]
2
A partir desse parâmetro não dimensional é possível desenvolver expressões que
descrevem o desempenho do reservatório através de dados empíricos extraídos de testes
realizados no próprio reservatório. Um exemplo do desempenho de um reservatório com
influxo bifásico é mostrado pela linha curva na Figura 29.
Como pode ser visto, ocorre uma queda de pressão maior nas regiões próximas do poço
quando existem influxos bifásicos.
2.2 Elevação Natural
A pressão de fundo, pwf, é a soma de todas as pressões sendo exercidas no fundo do poço
e oriundas do sistema de produção a jusante dele, ou seja, a soma de todas as quedas de
pressões que ocorram a jusante dele. Para um escoamento incompressível no qual nenhum
trabalho é feito pelo ou no fluido, a queda de pressão total por unidade de comprimento que
se chama o gradiente de pressão, dp/dL, é expressa pela equação abaixo:
Eq [18] dp
dL
=ρg sen θ +ρv
dv
dL
+
fρv2
2d
Onde: g = aceleração devido à gravidade
Θ = ângulo horizontal
v = velocidade do escoamento
f = fator de fricção
d = diâmetro interno da tubulação
Os três fontes de quedas de pressão mostrados na Eq [18] são classificados da seguinte
forma:
● ρg sen θ –perdas por gravidade devido à elevação;
● ρv
dv
dL
– perdas por aceleração do fluido;
●
fρv2
2d
– perdas por fricção.
Essas perdas que ocorrem progressivamente na produção do fluido podem ser
representadas por curvas de gradientes de pressão conforme ilustrado na Figura 30.
A figura tem as caraterísticas notáveis:
● P2: A pressão na cabeça do poço devido a todos as perdas de cargas na parte
do sistema de produção a jusante dela. A pressão do fluido na cabeça do poço
deve superar essa pressão a fim de haver um escoamento.

33
● Para um escoamento monofásico e incompressível, a densidade e a velocidade
permanecem constantes na elevação e, portanto, o gradiente correspondente é
constante (vide a linha reta azul na Figura 30). Em termos práticos, corresponde
à produção que apresenta pouco gás livre (vide a padrão de escoamento “Bolha”
na seção 2.3).
● No caso de escoamentos multifásicos, a composição do fluido se altera com a
diminuição de pressão que terá uma variação correspondente na densidade e
velocidade do fluido. Os três tipos de perdas também variam como resultado e,
portanto, a curva multifásica tem um gradiente total não constante;
● A liberação de gás livre com a queda de pressão nos escoamentos multifásicos
causa uma diminuição da densidade do fluido e a perda gravitacional
correspondente. Uma vez que as perdas gravitacionais tipicamente contribuem
80% da perda total, existe uma perda de carga menor nos escoamentos
multifásicos que nos escoamentos monofásicos correspondentes, como ilustrado
na Figura 30.
Figura 30 –Gradientes Multifásico (verde) e Monofásico (azul) na Coluna de Produção
Além da tubulação, existem equipamentos que restringem o escoamento, tais como
válvulas, chokes, a cabeça do poço, separadores, etc. que causam suas próprias perdas de
carga. Essas devem ser adicionadas no cálculo da pressão de fundo. Com conhecimento
dos parâmetros relevantes do sistema de produção, é possível construir uma curva da
pressão de fundo, pwf, x vazão, q, a saber:
Superfície
Reservatório
P2
Pwf, mono
Monofásico
Multifásico
Pwf, multi
Cabeça
do Poço

34
Figura 31 – Tubing Performance Relationship, TPR [49]
O gráfico na Figura 31, que se chama o Tubing Performance Relationship (TPR) apresenta
a pressão requerida no fundo do poço para promover um escoamento do fluido dentro dele
para esse sistema de produção. O gráfico na Figura 29, o IPR, mostra a energia disponível
no reservatório para promover um escoamento desse fluido. Portanto, por combinar os dois
gráficos é possível ver o comportamento do reservatório com esse sistema de produção em
termos de vazão, conforme ilustrado na figura seguinte.
Figura 32 – TPR x IPR, Poço Surgente [7]
O ponto de encontro entre as duas curvas se chama o Ponto de Escoamento Natural (Point
of Natural Flow) do qual pode ser extraída a Vazão Estabilizada (Stabilized Flow Rate) da
combinação desse reservatório e esse sistema de produção. Esse tipo de poço onde a
energia do reservatório é suficiente para elevar o fluido de produção até a plataforma se
chama poço surgente (Naturally Flowing Well).
Existe a possibilidade que as curvas não se interceptem conforme ilustrado na Figura 33.
Pwf
q
Requerida
TPR
Disponível
IPR

35
Figura 33 – TPR x IPR, Poço Não Surgente [7]
Nesses sistemas de produção é requerida a introdução de energia artificial para induzir
surgência e assegurar a continuidade da produção. Por vezes, apenas induzindo a
surgência se toma possível manter o poço em escoamento natural após uma parada de
produção.
Figura 34 – TPR x IPR, Poço com Surgência Induzida [7]
Esse pode ser realizado ou por adicionar pressão no fundo de poço ou por reduzir as
perdas de cargas (back pressure) a jusante dele.
No offshore do Brasil, tipicamente as perdas gravitacionais contribuem 80% da perda de
carga total. A maioria dos poços na camada de Pós-Sal começa como poços surgentes
antes de se tornar poços não surgentes e requerer a introdução de energia artificialmente
fornecida. Com a exploração dos campos na camada do Pré-Sal cada vez mais profunda, a
demanda de energia dos sistemas de produção vai aumentando significativamente.
TPR natural
TPR induzido

36
2.3 Padrões de Escoamento Vertical Multifásico
Nesse capítulo serão apresentados os padrões que existem nos escoamentos verticais com
base no descrito por BRENNEN C.E. (2005).
No caminho do poço à plataforma na produção offshore, existem duas etapas nas quais
existem escoamentos verticais multifásicos – do fundo do poço à cabeça do poço (coluna
de produção) e da superfície à plataforma (linha de produção). No offshore, as quedas de
pressão nos escoamentos verticais dominam a queda de pressão total devido às perdas por
gravidade que podem contribuir até 80% [54] da queda total (vide Eq [18]). Portanto, é
nessas etapas onde ocorrem as mudanças maiores nos escoamentos multifásicos. Uma
das características fundamentais do comportamento dos escoamentos multifásicos é a grau
de separação entre as duas fases, ou seja, a grau de homogeneidade. Nas extremidades
do espectro, particularmente na produção de petróleo, partimos normalmente de um
escoamento de uma mistura líquida, dita petróleo, e, em princípio, poderíamos atingir um
escoamento puramente gasoso – mas tal, tipicamente, não chega a ser atingido na fase de
produção de petróleo.
Portanto, é interessante definir os regimes / padrões de escoamento multifásico (multiphase
flow patterns) em termos das ditas velocidades superficiais de cada fase – a velocidade
virtual que a fase adotaria acaso fluísse sozinha no escoamento. Na Figura 35 um dos
mapas típicos encontrados na literatura e que busca identificar as subáreas de existência
desses padrões de escoamento multifásicos:
Figura 35 – Mapa de Padrões de Escoamento Bifásico (L-G) numa Tubulação Vertical [5]
Existem quatro padrões de escoamento conforme a seguir ilustrado:

37
Figura 36 – Padrões de Escoamentos Bifásicos (L-G) numa Tubulação Vertical [5]
1. Bolha (Bubbly)
De uma maneira geral, a pressão do fluido saindo do reservatório diminui abaixo do Ponto
de Bolha e a partir do qual ponto o fluido, inicialmente puramente líquido, começa a
apresentar a fase gasosa na forma de bolhas pequenas dispersas no seu meio do liquido. A
velocidade da fase contínua, o liquido, não é fortemente afeitada pelo gás de pequena
densidade e o gradiente de pressão corresponde aproximadamente ao da fase líquida. De
uma maneira geral, para um reservatório típico na camada de Pré-Sal no início da sua vida,
esse regime se manifesta na metade da profundidade do poço [23].
2. Golfada (Slug)
À medida que o fluido se eleva na coluna de produção, a pressão continua a cair liberando
mais gás originalmente na mistura líquida. As bolhas de gás coalescem até se tornarem
separadas – ditas bolhas de Taylor - por golfadas de líquido que se deslocam para a
superfície com velocidades distintas e variáveis ao longo da trajetória. Essa variação de
velocidades corresponde a uma variação de fricção e de densidade de um ponto a outro
ponto. Nesse regime o gradiente de pressão é influenciada tanto pela fase líquida quanto
pela fase gasosa. Esse padrão é aquele mais largamente encontrado nos poços de
petróleo.
3. Anular (Annular)
Com a continuação da diminuição de pressão vem um aumento da velocidade da fase
líquido e uma expansão rápida da fase gasosa. As golfadas de líquido tendem a
desaparecer até ser atingindo um estado físico de gás com líquido disperso nele. O mais
leve gás passa com mais velocidade pelo centro da tubulação à medida que o mais pesado
líquido adere à parede da tubulação formando um anel. Nesse regime, o gradiente de
pressão é muito mais influenciado pelo gás do que pelo fluido.

38
4. Nevoeiro (Disperse)
Atinge-se o padrão no qual quase todo o líquido é carregado pelo gás sob a forma de
gotículas. Um filme de líquido ainda permanece na parede da tubulação mais a pressão de
gradiente é influenciada apenas pelo comportamento do gás. Esse padrão raramente é
atingido nos poços de petróleo com uma exceção para poços de gás com produção de
condensado.
A evolução de um escoamento bifásico numa tubulação é ilustrada na Figura 37.
Figura 37 – Evolução de Escoamento Bifásico numa Tubulação Vertical [5]
2.4 Padrões de Escoamento Multifásico Horizontal
Da mesma forma como na coluna de produção, a pressão nesta etapa do escoamento vai
variando fazendo com que as propriedades do escoamento variem de um ponto a outro com
a diferença de que a perda gravitacional será nula. Portanto, os gradientes de queda de
pressão e os próprios valores de queda de pressão, quando comparado os comprimentos
típicos de trechos verticais e horizontais, continuaram a ser governados pelos trechos
verticais do sistema de produção.
Como no escoamento vertical, os padrões de escoamento horizontal são classificados
conforme ao grau de separação (homogeneidade). Porém, nesse caso existe a influencia de
gravidade que tende causar a estratificação das fases.
Os padrões de escoamento horizontal multifásico (L-G) são aqueles a seguir descritos:

39
1. Segregado
- Estratificado (Stratified)
- Ondulado (Wavy)
- Anular (Annular)
2. Intermitente
- Tampão (Plug)
- Golfada (Slug)
3. Distribuído
- Bolha (Bubble)
- Nevoeiro (Disperse)
Figura 38 – Regimes de Escoamentos Bifásicos numa Tubulação Horizontal [5]
Um mapa de padrões de escoamento bifásico horizontal é apresentado na Figura 39.
Figura 39 – Mapa de Regimes de um Escoamento Bifásico numa Tubulação Horizontal [5]

40
2.5 Elevação Artificial e Bombeamento
No Offshore, o escoamento de fluidos do reservatório à plataforma é dividido em três
etapas: [7]
● Escoamento no meio poroso do fluido do reservatório (recuperação)
● Escoamento na coluna de produção do fluido do poço (elevação)
● Escoamento na superfície (no leito marinho e no mar) através da linha de
produção (coleta)
Figura 40 – 3 Etapas do Caminho Percorrido pelos Fluidos de Produção [7]
A adição de energia dentro do poço origina a dita “EA - Elevação Artificial” (Artificial Lift) e
quando no leito marinho (Mudline Pumping ou apenas “Boosting”). Os métodos principais de
Elevação Artificial são resumidos na Tabela 7. [7]

41
Tabela 7 – Métodos de Elevação Artificial
Método Descrição Vantagens Desvantagens
Gas-Lift Contínuo
(Continuous Gas
Lift)
Injeção de gás no
escoamento para reduzir
densidade do fluido e,
por consequência, a
perda gravitacional (vide
Eq [18])
Econômico, imune
à produção de
areia, intervenções
com arame
Pouca redução de
Pwf, necessita
fonte, linha e
válvulas para
injeção de gás
Gas-Lift Intermitente
(Intermittent Gas
Lift)
Injeção de gás cumprido
ciclicamente a fim de
deslocar golfadas de
fluido (poços de baixo
influxo)
Similar GLC,
menores consumo
de gás e necessita
controle
intermitência
Pouca redução de
Pwf; necessita
fonte, linha e
válvulas para
injeção de gás
Bombeio Mecânico
(Beam)
Bomba alternativa
instalada no poço
alimentado por um motor
eléctrico na superfície
Muito comum e
com grande
experiência no
mundo
Separador
necessário,
limitada
profundidade e
vazão
Bombeio Centrífugo
Submarino
Submerso (BCSS,
ESP)
Separador e Bomba
instalados no poço e
alimentados por motor
eléctrico submerso
Altas vazões,
Tolerância à FVG
até 70%.
Confiabilidade,
custo de
intervenção
Bombeio por
Cavidades
Progressivas (BCP,
PCP))
Bomba volumétrica
instalada no poço
Tolerância à alta
viscosidade e
volume de sólidos
Baixa vazão, alto
custo, alto
requerimento de
potência
Bombeio Hidráulico
(BH, HP)
Separador e Bomba
instalados no poço e
alimentados por potência
hidráulica
Alta profundidade
possível, baixo
custo de
intervenção
Necessita fonte e
linha hidráulicas,
apenas poços
maiores
Figura 41 ilustra a variação em capacidade com profundidade para os vários métodos de
elevação Artificial.

42
Figura 41 – Produção x Profundidade (Pés) dos Métodos de Elevação Artificial Pennwell AL
Charts, 1986
Os métodos principais de Boosting são resumidos na Tabela 8. [9]

43
Tabela 8 – Os Métodos Principais de Bombeamento Multifásico no Leito Marinho
Método Descrição Vantagens Desvantagens
Bombeio
Centrífugo
Submarino-Leito
Marinho (BCS-LM)
Bomba
Centrífuga
Submarina
instalada num
poço auxiliar /
skid
Menor custo de
intervenção em
comparação em
instalação no poço
Frente a frações de
gás acima de 30%
necessita
equipamento grande
de separação (L-G)
VASPS /
CAISSON
Separador
Centrífugo +
Bomba
Menor custo de
intervenção em
comparação em
instalação no poço
Frente a frações de
gás acima de 30%
necessita
equipamento grande
de separação (L-G)
Bombeio
Multifásico de
Duplo Parafuso
(Twin-Screw
Pump, TSP)
Bomba
Volumétrica
Altas vazões, alta
eficiência, alta tolerância à
FVG de até 95% (c/reciclo
atinge 100% de gás na
sucção), tolerância à alta
viscosidade e à baixa
pressão de sução, alta
tolerância à intermitência
(e.g. slugs) no
escoamento, maior
experiência no segmento
de E&P, particularmente
nos habitats de produção
em terra e conveses de
plataforma
No segmento de
E&P menor uso no
leito marinho;
sensível à presença
de areia, em
princípio o
escoamento é
pulsante de curtos
períodos,
equipamento tende
a não ser compacto
(baixa velocidade
específica)
Bombeio
Multifásico Hélico-
Axial (Helical-Axial
Pump, HAP)
Bomba
Rotodinâmica
Equipamento compacto
(altas velocidades
específicas), tolerância à
FVG de 70% sob altas
pressões de sucção,
maior tolerância à
presença de areia,
escoamento não pulsante,
maior presença de uso no
leito marinho
Desempenho cai na
alta FVG e alta
viscosidade, requer
controle maior frente
às intermitências do
escoamento

44
3. ATUAL ESTADO TECNOLÓGICO
3.1 Evolução da Tecnologia
Essa seção visa apresentar uma história breve do bombeamento multifásico de duplo
parafuso na indústria no segmento offshore, os motores do avanço da tecnologia e os
desafios tecnológicos que enfrentaram cada fase de desenvolvimento.
Desde o início do último século, muitas variantes para bombas multifásicas foram propostas
baseadas nos princípios de funcionamento das bombas monofásicas com o mesmo
problema encontrado – elas não conseguiam operar com grandes variações na Fração
Volumétrica de Gás Livre (FVG) do fluido oriundo do reservatório.
1957 – A primeira bomba multifásica de duplo parafuso foi desenvolvida para aplicação no
segmento de E&P por Bornemann, mas o programa foi terminado depois de varias falhas
devido às “tarefas insolúveis” (“insolvable tasks”) [52].
1985 - Foi realizado o primeiro desenvolvimento comercial da tecnologia no segmento de
E&P no Projeto Poseidon concebido e custeado pela Statoil e Total e tendo o IFP – Instituto
Francês do Petróleo - como parceiro tecnológico. Nesse projeto se objetiva o
desenvolvimento tecnológico de todos os elementos constituintes de um sistema de
explotação submarino tendo uma bomba multifásica no leito marinho e sob acionamento
eléctrico. Do envolvimento do IFP, particularmente na área de bombeamento multifásico,
resultaria no desenvolvimento da hidráulica da dita bomba multifásica rotodinâmica hélico-
axial. O motivo principal do desenvolvimento da concepção contida nesse Projeto Poseidon
foi o investimento enorme necessário na infraestrutura offshore. Eles consideravam que se
fosse possível impulsionar a produção da cabeça de poço e nas instalações de
processamento na terra, haveria economias enormes. O desenvolvimento, na rota de
bomba rotodinâmica, se iniciou por testes de conjuntos modificados de bombas do tipo BCS
e que contou com a participação da empresa francesa Pompes Guinard e acabou
resultando na concepção de uma série de protótipos dessa bomba hélico-axial. A campanha
de desenvolvimento com testes experimentais se iniciaria na Planta Piloto do IFP em
Solaize (França) e, se completaria com o teste do protótipo dito P-300 numa bateria de
poços no campo de petróleo de Sidi El Itayem da Total na Tunísia [12]. Na rota de
bombeamento multifásico por bomba de duplo parafuso (BM-DP) da Bornemann Pumpen
(Alemanha) seria aquela que desenvolveria o protótipo para testes na mesma bateria do

45
campo de Sidi El Itayem. Nos testes de campo do protótipo de BM-DP, conforme relata
DOLAN et al. (1988) foram demonstrados com sucesso as seguintes caraterísticas:
● A capacidade de BM-DP de operar com valores de FVG de até 95%;
● A habilidade de construir uma BM-DP às especificações operacionais de
produção de petróleo;
● A operação da BM-DP por 3.500 horas.
1987 - o Ministério Alemão de Pesquisa e Tecnologia fundou um projeto de pesquisa e
desenvolvimento, o MTT Project, a fim de saber o potencial futuro da tecnologia.
Bornemann desenvolveu mais uma bomba multifásica para esse projeto no qual misturas de
nitrogênio e água foram utilizados para demonstrar a capacidade da bomba em tolerar
valores de FVG até 90% [63]. Essa campanha de testes também incluiu simulações de
slugging e alongadas bolhas de gás. Baseado nas suas observações nesses testes,
Bornemann aplicou para sua primeira patente multifásica em 1993.
Figura 42 – Pressão Perfil x Parafuso (esquerda) e Vazão x ΔP(direita), MPT Project [52]
1992 - Seguiu o projeto PROCAP 2000 realizada pela Petrobras a fim de habilitar a
produção petróleo e gás nos campos em águas ultraprofundas, focando no ensaio dos
sistemas submarinos de bombeamento multifásico. Em 1994, foi concebido o projeto
SBMS-500 (Sistema Submarino de Bombeamento Multifásico) pela Petrobras com Leistritz
como a parceira responsável por fabricar o protótipo (vide seção 4.2.1). Em 2004,
Bornemann, participando no projeto, entregou a bomba multifásica de duplo parafuso
MW7T-28 para testes no Sítio de Testes de Atalaia na cidade de Aracaju de Aracaju, SE,
nordeste do Brasil. Esses foram os primeiros ensaios de grande escala realizados com

46
produtos reais – petróleo e gás. Vários cenários foram examinados inclusive o de
escoamento de golfada entrando na bomba. No Sítio de Testes de Equipamentos em
Atalaia a contrapressão para a bomba multifásica era provocada pela ação de válvulas do
tipo choque, ajustadas manualmente. Tal tipo de válvula, uma vez instituído certo valor de
abertura, em combinação com a ocorrência de escoamentos multifásicos intermitentes na
matriz de testes adotada provoca consideráveis choques de pressão na bomba – isso
provocaria danos na operação da mesma; se constataria ainda a baixa recirculação de
líquido para mitigar as altas FVGs dos escoamentos ricos em gás livre chegando à bomba.
Num segundo estágio desse desenvolvimento, após modificações inseridas na bomba e no
Sítio de Testes (particularmente, pela inserção de um subsistema de contrapressão
associado a um nível considerável de capacitância fluida) os testes de desenvolvimento
foram satisfatoriamente concluídos em Mai/1996 (CAETANO et al., 1997). Em Junho de
1996, a PETROBRAS emitiria uma aprovação para uso em suas práticas operacionais, na
produção em terra e / ou produção offshore em completação seca, o uso de bombas
multifásicas de duplo parafuso. CAETANO et al. (2005), entre outros aspectos, discorre
sobre as aplicações em campo que se sucederam ao reconhecimento da suficiente
maturidade da tecnologia de bombeamento multifásico de duplo parafuso para aplicações
em completações do tipo seca (terra e conveses de plataforma no ambiente offshore).
Figura 43 – Curvas de Desempenho da Bomba MW7T-28, Campo de Atalaia [44]
1997 - o Ministério Alemão de Pesquisa e Tecnologia fundou o projeto MPA liderado por
Bornemann que sucessivamente demonstrou as capacidades seguintes:
● Funcionamento em ambientes correspondentes a uma LDA de 1000m [63];
● Extrapolação para requisitos de potência até 7MW [63];
● Verificação da confiabilidade dos selos mecânicos;

47
● Gerência do desgaste de componentes na presença de fluidos agressivos e
sólidos;
● 24.000 horas de observação e operação contínua [63];
● Avanços da tecnologia nas áreas de projeto, acompanhamento e controle.
A partir desses ensaios, Bornemann aplicou para mais duas patentes, a primeira para seu
Smart Seal System e a segunda para sua Digressive Screw Technology (a fabricação dos
parafusos com uma contínua diminuição do comprimento do passo) – essa referida por built
in compression (compressão in situ) e aplicável em escoamento de altos e constantes
frações de gás livre (FVG > 97%-98%), ou seja, uma bomba operando como um
compressor de gás úmido.
Figura 44 – Extrapolação para Requisitos de Potência até 7MW [52]
Figura 45 –Influência de FVG e ΔP (esquerda) e Influência de FVG e Digressividade
(direita) [52]
1998 – Depois de vários testes realizados por AkerKvaerner na sua bomba, SMPC 335, no
Demo 2000 Project, o módulo foi instalado no Campo de Lyell, Mar de Norte, em 2006. É a
primeira bomba multifásica de duplo parafuso a operar em condições submarinas reais e
vem operando desde então. A primeira bomba instalada no convés de uma plataforma de
que se tem registro ocorreu numa plataforma da Shell em Sarawak na Malásia e era de
fabricação da Sthortert-Pitt, uma empresa britânica pioneira nessa tecnologia e que,
infelizmente, não mais existe.

48
2007 - a BP instalou duas Bombas Multifásicas de Duplo Parafuso no Golfo de México em
uma LDA de 1700m e uma distância de Tie-Back de 27 km [52].
Figura 46 – Utilização de Bombeamento Multifásico no Mundo [3]
Figura 46 mostra o crescimento da utilização no mundo até 2002, principalmente por causa
das bombas multifásicas de duplo parafuso. Hoje, existem mais que 500 unidades [3]
multifásicas operando no segmento de E&P no habitat offshore, a maioria de quais são
bombas multifásicas de duplo parafuso. Deve ser notado que dessas bombas de duplo
parafuso, apenas quatro estão operando no segmento E&P no habitat submarino.
3.2 Princípio de Funcionamento
A bomba multifásica de duplo parafuso é um tipo de bomba volumétrica (também chamada
bomba de deslocamento positivo) que funciona sob o conceito de isolar um volume de fluido
e deslocar esse volume mecanicamente através do movimento de um órgão da bomba.

49
Figura 47 – Interior de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]
O mecanismo fundamental da operação da bomba multifásica de duplo parafuso consiste
de dois parafusos (twin screws) de rotação contrária, dispostos em paralelo e justapostos
para que eles engrenem, mas fiquem livres de contato e uma camisa circundante (casing /
liner). Tal arranjo cria câmaras (chambers) entre os três componentes onde fica o fluido.
Com a rotação dos parafusos, a forma dos parafusos, sendo helicoidal, obriga o fluido se
deslocar no sentido axial. Os eixos dos parafusos são montados por rolamentos externos
(roller bearings) que assim são afastados da passagem dos fluidos sendo bombeados e,
portanto, não sofrem qualquer ataque decorrente de erosão, de corrosão, de temperatura
nem de pressão. Existem dois parafusos, em cada eixo, com roscas opostas que deslocam
o fluido das extremidades ao centro do eixo. O torque é fornecido por um motor elétrico
conectado através de um eixo motriz (drive shaft) para uma extremidade de um dos eixos
de parafusos. Na outra extremidade o torque é transferido para o outro eixo de parafuso por
um par de engrenagens de sincronismo (timing gears) que também mantêm a fase de
separação dos parafusos.
O fluido entra na bomba no bocal de sucção (suction) e é bifurcado para as extremidades
dos parafusos onde é deslocado ao centro da bomba. Ao chegar ao centro, o fluido se
combina com aquele advindo do lado oposto (transferido pelo outro par de parafusos) e
assim flui tal mistura pelo bocal de descarga para a linha de produção.
Twin
Drive Shaft

50
3.3 Características de Operação
3.3.1 Cargas
Como o bifurcado fluido vai das extremidades para o centro de cada parafuso, desenvolve
um razoável equilíbrio entre as forças axiais hidráulicas do fluido. Assim, essas bombas não
precisam de um mancal de escora para apoiar um empuxo axial.
Porém, devido ao engrenar das roscas, existe uma área não simétrica radial sobre qual a
pressão hidráulica atua que corresponde a uma força radial desequilibrada, conforme
ilustrado na Figura 48.
Figura 48 – Forças Resultantes Axiais (acima) e Radiais (abaixo) Atuando nos Parafusos
[6]
A força radial, que é proporcional ao incremento de pressão causará uma deflexão radial
que é uma função do diâmetro e comprimento do eixo-parafuso não apoiado, ou seja, inter-
mancais de suporte radial (bearing span). Por esse motivo, é importante utilizar eixos de
diâmetros grandes, ou seja, rígidos o bastante para evitar excessiva deflexão (shaft
bending) o que aumentaria o risco de contato entre os parafusos e camisa, o que poderia
provocar uma falha catastrófica pelo engripamento do eixo (shaft seize). De uma maneira
geral, a deflexão limita o incremento de pressão com qual a bomba pode trabalhar.
Também, existem vibrações devido à carga excêntrica cíclica em cada revolução do eixo
(helicoide de simples entrada). A rigidez do eixo deve ser tal que os modos de vibração
proibitivos não ocorram dentro do envelope de operação da bomba.

51
3.3.2 Pressão
1. Net Pressure Suction Head (NPSH)
A fim de entender o funcionamento de uma bomba de deslocamento positivo é interessante
pensar nela como uma bomba que cria escoamento através de deslocamento de volumes
de fluido ao contrário de uma bomba roto-dinâmica que, afora criar deslocamento de fluidos
também cria pressão. A bomba volumétrica somente responde às pressões na sucção e
descarga que são determinadas pelo sistema a montante e a jusante dela.
Baixa pressão na sucção pode causar o fluido a evaporar acaso tal valor de pressão seja
menor do que a Pressão de Vapor, Pv, da mistura que, por sua vez, poderia resultar nos
seguintes efeitos:
● Eficiência reduzida;
● Cavitação;
● Dano na bomba.
Então afim de que seja determinada tal possível situação num bombeamento de um fluido,
inicialmente, apenas no estado líquido se tem o parâmetro dito Altura Líquida de Sucção em
Pressão (Net Pressure Suction Head), o valor de tal parâmetro resultada da comparação
dos seguintes constituintes:
● Net Pressure Suction Head Required (NPSHR) – A pressão mínima requerida na
sucção da bomba para prevenir cavitação. Essa é uma propriedade da bomba e
é fornecida pelo fabricante.
● Net Pressure Suction Head Available (NPSHA) – A pressão absoluta na sucção
da bomba. Esse é uma função do sistema a montante da bomba e pode ser
calculado conforme a equação seguinte:
Eq [19] NPSHA=HA-Hz-HF+Hv-Hvp
Onde: HA = Pressão absoluta na superfície do fluido no reservatório
HZ = Diferença em altura entre o reservatório e o eixo da bomba
HF = Perdas devido à fricção / restrições no trecho reservatório-sucção
Hv = Altura manométrica (Head) de velocidade na sucção da bomba
Hvp = Pressão absoluta de vapor do fluido
A fim de operar sem cavitação, NPSHA > NPSHR.
Os fabricantes de bombas também citam a “pressão de sucção mínima” (minimum suction
pressure) que é a pressão que corresponde à mínima NPSHA da bomba que satisfaz o
requisito anteriormente referido. Bombas multifásicas de duplo parafuso podem operar com
pressões de sucção muitas baixas (e.g. da ordem de 1 bar man.) e, ainda assim, o

52
escoamento multifásico não propícia a ocorrência de efeitos danosos que adviriam no
bombeamento de líquido sob condições de cavitação. Esse alto desempenho de sucção faz
com que bombas multifásicas de duplo parafuso sejam fortemente adequadas para
utilização com poços de pouca capacidade de elevação natural (“surgência”).
De uma maneira geral, o NPSHR é o parâmetro que limite a rotação máxima na qual a
bomba de líquido pode operar.
Ao contrário, as bombas multifásicas hélico-axiais são sensíveis às condições de pressão
na entrada e requerem maiores valores de pressão de sucção quando comparados com os
níveis permitidos pelas bombas de duplo-parafuso – por exemplo, 3 bar [55]. Em princípio,
as bombas multifásicas rotodinâmicas buscam operar em pressões de sucção tais que a
razão entre os valores de densidade exibidos pela fase líquida e pela fase gasosa nessa
condição não seja maior do que 100. Num escoamento multifásico de hidrocarbonetos
típicos o valor de tal pressão, que origina tal ordem de razão, está no entorno de 30 bar.
[13]
2. Incremento de Pressão
A pressão máxima do sistema a montante e a jusante que a bomba pode sustentar são
ditadas pela resistência mecânica da bomba e a potência disponível.
Figura 49 – Capacidade x Incremento de Pressão da serie “HP” de Bombas de Bornemann
[28]
Devido às folgas que devem ter entre os parafusos e a camisa para não ter contato entre si,
existe comunicação entre as câmaras de fluido. Afora tal folga, que é a principal (cerca de
80% do refluxo se faz por tal folga), existem ainda as folgas de flanco das helicoides nos

53
parafusos e, também, aquela entre o topo da helicoide num parafuso e a raiz de helicoide
no parafuso adjacente. Uma vez que construtivamente o passo (pitch) intercâmaras é
constante nos parafusos, o incremento de pressão é igualmente constante por câmara
quando do bombeamento de um fluido no estado líquido. Entretanto, em bombas de duplo-
parafuso aplicado no bombeamento multifásico, ainda que igualmente com câmaras de
passo constante, conforme veremos a seguir, o ganho de pressão por câmara não é
constante.
Como a pressão vai aumentando de uma câmara à próxima no sentido da sução à
descarga, existe um refluxo de fluido pelas folgas no sentido contrário. As implicações
desse refluxo são examinadas nas seções seguintes. Um perfil de pressão típico de uma
Bomba Multifásica de Duplo Parafuso é ilustrado na Figura 50.
Figura 50 – Perfil de Pressão de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]
De uma maneira geral, são empregados parafusos com mais câmaras para aplicações de
alta pressão.
Figura 51 – Seleção de Parafusos para Aplicações de Baixa e Alta Pressão [6]
Hoje, é citado na literatura que bombas multifásicas de duplo parafuso oferecem
incrementos de pressão de até 150 bar (2.175 psi) [53]. Todavia, não existe evidência que

54
essas bombas foram submetidos a um programa de qualificação. O valor máximo citado
pelos fabricantes é 100 bar [28].
O máximo valor de incremento de pressão das bombas hélico-axial é 200bar [25], ainda que
, igualmente, não se tenha demonstrado numa real aplicação tal potencial de aumento de
pressão.
3.3.3 Capacidade
O volume teórico deslocado pela bomba durante uma revolução, Vdes, é uma função dos
parâmetros geométricos ilustrados na Eq [20].
Eq [20] Vdes= f(L, Dr, De, P) [33]
Onde: L = comprimento do parafuso
Dr = diâmetro do raiz do parafuso
De = diâmetro externo do parafuso
P = passo do parafuso
Assim, a vazão volumétrica teórica, QVolumétrica, é expressa conforme Eq [21]:
Eq [21] Qvolumétrica=Ω𝑉𝑑𝑒𝑠
Onde: Ω = rotação = π x rpm / 30
Pode ser deixado implícito a partir da Eq [21] que a vazão volumétrica teórica do fluido,
Qvolumétrica, também chamada de capacidade da bomba (pump capacity), é uma função
apenas da rotação e do volume das câmaras da bomba. Figura 52 ilustra a relação
proporcional entre a vazão e a rotação da bomba para vários valores de contrapressão a
serem superados no bombeamento.
Figura 52 – Vazão x Rotação para várias Capacidades de Pressão
Na Figura 53 é ilustrada pela linha vertical a independência entre vazão volumétrica e
contrapressão. Porem, na realidade ocorre um refluxo de fluido nas folgas que existem
entre os parafusos e entre os parafusos e camisa interna (liner) que depende dos fatores
seguintes:

55
● Incremento de Pressão, Δp;
● Viscosidade do fluido, µ;
● Geometria das folgas.
Observa-se que quanto maior o diferencial de pressão / contrapressão a ser vencido no
bombeamento, menor será o real valor da vazão bombeada para um conjunto de
parâmetros outros sob condição fixada (e.g. rotação, diâmetro do parafuso, valor das folgas,
fração volumétrica de gás, pressão de sucção e viscosidade do líquido nas condições de
operação). A vazão resultante, QTotal, é ilustrada na Figura 53:
Figura 53 – Vazão volumétrica x Incremento de Pressão [30]
Conforme DOLAN et al. (1988), observe-se um aumento de capacidade com o aumento de
valor de FVG, conforme ilustrado na Figura 54.
Figura 54 - Capacidade x Incremento de Pressão para FVG = 0% e FVG 82% [16]
FVG = 82%
FVG = 0%
Capacidadem³/h
Contrapressão psi

56
Curvas de desempenho (Performance Curves) de uma série de bombas de alta pressão
Bornemann são ilustradas na Figura 49. Pode ser visto que a partir de um incremento de
pressão, o desempenhos da bomba – no que tange a eficiência volumétrica - começam a
cair devido à recirculação em ocorrência nas folgas. No final é atingida a capacidade limite
da bomba frente ao existente valor de contrapressão (differential pressure) para tal
combinação de bomba e mistura fluida e suas propriedades.
Hoje, bombas multifásicas de duplo parafuso oferecem vazões até 5.000m³/h (755.300 bpd)
[53].
Por outro lado, a capacidade das bombas multifásicas roto-dinâmicas depende fortemente
das condições de pressão na sucção e descarga da bomba conforme ilustrado no gráfico
abaixo.
Figura 55 – Comparação Esquemática das Curvas de Desempenhos de Bombas
Multifásicas [29]
3.3.4 Eficiência Volumétrica
Como o parâmetro mais importante é a vazão de óleo ou de gás entregue na superfície, é
interessante saber a eficiência volumétrica da bomba em termos do volume de fluido
produzido pela bomba por unidade tempo.
Existem os três escoamentos seguintes numa bomba multifásica de duplo parafuso:
● Escoamento positivo – Escoamento axial do fluido devido ao deslocamento das
câmaras;
● Refluxo – escoamento pelas folgas no sentido da descarga à sucção devido ao
incremento de pressão através as câmaras;
● Escoamento de Recirculação - Um subsistema externo que recircula o líquido
bombeado e o retorna para a sucção de forma a reduzir o valor da FVG

57
adentrando a bomba e assim assegurando a presença mínima de líquido
(tipicamente de 3% a 5% da vazão total). Tal fração de líquido irá propiciar a
selagem hidrodinâmica das folgas, preservando a escorva (prime) da bomba,
bem como, exibindo capacidade calorífica para carrear o calor absorvido
inicialmente pelo gás quando de sua pressurização na mistura bombeada.
Figura 56 – Escoamentos de Fluido numa Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [30]
A vazão volumétrica da mistura multifásica nas condições da sucção, V̇ , é determinada por
subtrair a vazão de refluxo, V̇Refluxo, e a vazão de fluido de recirculação, V̇Recirc, da vazão
teórica, V̇Teo, a saber:
Eq [22] V̇ =V̇Teo-V̇Recirc-V̇Refluxo
A vazão teórica é determinada através da Eq [21]. A partir disso, a eficiência volumétrica,
ηvol, é definida da seguinte forma:
Eq [23]
𝜂 𝑣𝑜𝑙 =
𝑉̇
𝑉𝑇𝑒𝑜
̇
Em termos de pressão de sucção, uma bomba multifásica de duplo parafuso que trabalho
com menor pressão de sucção apresentará uma eficiência volumétrica maior (todos outras
características da bomba e escoamento sendo iguais) porque a compressibilidade do fluido
será maior.
Nos valores de FVG mais altos, com um aumento de pressão diferencial através da bomba,
o gás na mistura sendo bombeado fica mais comprido que reduz o refluxo que, por sua vez,
aumento a eficiência. Assim, a eficiência volumétrica aumenta com incremento de pressão,
conforme ilustrado na Figura 57.

58
Figura 57 – Variação Típica de Eficiência Volumétrica x Incremento de Pressão [6]
Por outro lado, a eficiência diminui nos incrementos de pressão baixos pelos mesmos
motivos descritos acima.
Isso está em contraste às bombas multifásicas roto-dinâmicas cujas eficiências volumétricas
dependem fortemente do incremento de pressão e da vazão conforme ilustrado pela curva
“efficiency” na figura abaixo. As bombas roto-dinâmicas possuem uma eficiência ótima (Best
Efficiency Point, BEP) relativamente alta, mas são muito ineficientes nas velocidades
baixas.
Figura 58 – Curvas de Sistema Típicas de Uma Bomba Multifásica Roto-Dinâmica [42]
Uma bomba multifásica hélico-axial tem que ser selecionado de uma forma que seu ponto
de operação (ditado pelas outras curvas de sistema) fique o mais próximo ao seu ponto de
eficiência ótima (Best Efficiency Point).

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