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METODOLOGIA PARA A TOMADA DE DECISÃO NO PROJETO DE SISTEMAS
SUBMARINOS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS
Henri Fiorenza de Lima
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS
PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA
OCEÂNICA.
Aprovada por:
_________________________________________
Prof. Segen Farid Estefen, Ph.D.
_________________________________________
Prof. Murilo Augusto Vaz, Ph.D.
_________________________________________
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino, D.Sc.
_________________________________________
Prof. Su Jian, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
MARÇO DE 2007
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ii
LIMA, HENRI FIORENZA DE
Metodologia para a Tomada de
Decisão no Projeto de Sistemas
Submarinos de Produção de Óleo e Gás
[Rio de Janeiro] 2007
XVI, 169 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ,
M.Sc., Engenharia Oceânica, 2007)
Dissertação – Universidade Federal do
Rio de Janeiro, COPPE
1. Projeto de Sistemas Submarinos de
Produção 2. Análise de Riscos 3.
Implantação de Projetos
I. COPPE/UFRJ II. Título (série)
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iii
AGRADECIMENTOS
A meus pais José e Delci, que nunca deixaram de me dar força, acreditando
mais em mim do que eu mesmo, a meus irmãos Helen e Tiago, que sempre me
inspiraram a transmitir conhecimentos, a minha esposa Tainan, que suportou este
período de estudos e a meus padrinhos Antonio e Sônia, pelo bom exemplo. Também
a meus colegas de trabalho: Flávio, que me apresentou à Engenharia Submarina,
Stéfano e Rogger, que auxiliaram com toda a boa vontade possível e a meu ex-
gerente Francisco Henrique, que acreditou em mim, sem esquecer a Petrobras que
forneceu muito do conhecimento que está compilado neste Trabalho, além de ter me
liberado para assistir as aulas. Menção especial a meus amigos do Rio Grande do Sul,
que ajudaram na construção do meu caráter, além de amigos que conheci em
Resende, importantes na minha adaptação no Rio de Janeiro, além, é claro, dos meus
inúmeros amigos do Rio de Janeiro e agora, do estado do Espírito Santo, local onde
tenho o prazer de estar trabalhando há um ano. E finalmente aos mestres, desde o
ensino fundamental, passando pelo cursinho pré-vestibular, chegando à COPPE, que
muito contribuíram para o meu gosto pelo conhecimento. Espero poder estar
retribuindo um pouco com a realização desta dissertação.
iv
RESUMO
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.).
METODOLOGIA PARA A TOMADA DE DECISÃO NO PROJETO DE SISTEMAS
SUBMARINOS DE PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS
Henri Fiorenza de Lima
Março/2007
Orientador: Segen Farid Estefen
Programa: Engenharia Oceânica
Com a crescente demanda por novas tecnologias que viabilizem a produção de
petróleo em condições cada vez mais severas, aliada ao crescimento no número de
projetos, com as mais diversas peculiaridades, surgem as dificuldades em escolher
uma configuração que atenda as necessidades surgidas, principalmente quando se
busca a melhor relação entre custo e benefício. Esta dificuldade se deve, em parte, às
incertezas quanto à efetividade da solução, em relação aos riscos de acidentes
durante instalação e operação, bem como devidas ao erro associado à estimativa do
custo, tanto para os equipamentos e serviços de instalação, quanto para a
manutenção requerida durante a vida produtiva do campo. Este trabalho visa
estabelecer uma base comum de comparação entre diversos sistemas, levando em
conta os riscos e a confiabilidade dos mesmos, baseando-se na experiência técnica e
em dados acumulados durante os desenvolvimentos de projetos anteriores, sugerindo
uma metodologia para a condução dos empreendimentos futuros.
v
ABSTRACT
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.).
METHODOLOGY TO MAKE A DECISION IN SUBSEA PETROLEUM PRODUCTION
SYSTEM PROJECTS
Henri Fiorenza de Lima
March/2007
Advisor: Segen Farid Estefen
Department: Ocean Engineering
Due to the increasing necessity of new technologies that allow petroleum
production in more difficult conditions and because of the great number of projects in
progress, considerable difficulties to choose the best solution to solve the problems are
found. Some of the main reasons of this certainly are: the error estimating the
efficiency of systems, deficient risk analysis and cost evaluation, either in equipments
or in installation service or in addition to the maintenance during the operation. The aim
of this work is to give a common base to compare among different possible
alternatives, based on risk analysis and reliability, improving the know how with the
experience of past projects in order to applied the proposed procedures in the future
projects.
vi
ÍNDICE
AGRADECIMENTOS............................................................................................... iii
RESUMO .................................................................................................................iv
ABSTRACT...............................................................................................................v
ÍNDICE DE FIGURAS.............................................................................................. ix
ÍNDICE DE TABELAS ............................................................................................ xii
GLOSSÁRIO.......................................................................................................... xiii
1. INTRODUÇÃO....................................................................................................1
1.1 Motivação...................................................................................................... 4
2. HISTÓRICO........................................................................................................6
2.1 Plataformas Fixas ......................................................................................... 6
2.2 Plataformas Submersíveis de Perfuração................................................... 12
2.3 Plataformas Auto-Elevatórias...................................................................... 12
2.4 Os Primeiros Equipamentos Submarinos ................................................... 13
2.5 Plataformas Semi-Submersíveis................................................................. 15
2.6 Navios Sonda.............................................................................................. 18
2.7 Navios Plataforma....................................................................................... 18
2.8 Tension Leg Platforms (TLP) ...................................................................... 24
2.9 Spar Buoy ................................................................................................... 26
2.10 Projetos de Plataformas em Desenvolvimento ........................................... 27
3. COMPONENTES DO SISTEMA DE SUPERFÍCIE ..........................................30
3.1 Sistemas de Ancoragem............................................................................. 30
3.1.1 Em Catenária ........................................................................................ 30
3.1.2 Taut Leg (Pernas Atirantadas).............................................................. 32
3.1.3 Ancoragem Vertical............................................................................... 33
3.1.4 Tipos de Âncoras .................................................................................. 33
3.1.5 Acessórios............................................................................................. 35
3.2 Carregamentos Ambientais......................................................................... 36
3.2.1 Critérios de projeto................................................................................ 37
3.3 Movimentos de uma Unidade Flutuante ..................................................... 38
3.3.1 Tabelas de RAO.................................................................................... 39
3.4 Planta de Processo..................................................................................... 40
3.4.1 Tratamento do Óleo .............................................................................. 41
3.4.2 Tratamento da Água ............................................................................. 43
3.4.3 Tratamento do Gás ............................................................................... 44
3.4.4 Utilidades e Facilidades ........................................................................ 46
vii
4. SISTEMA SUBMARINO ...................................................................................47
4.1 Dutos e Umbilicais ...................................................................................... 47
4.1.1 Dutos Flexíveis...................................................................................... 49
4.1.2 Dutos Rígidos........................................................................................ 57
4.1.3 Umbilicais.............................................................................................. 60
4.1.4 Dutos de Múltiplas funções................................................................... 64
4.1.5 Instalação de Dutos e Umbilicais.......................................................... 65
4.1.6 Pull in e Pull out .................................................................................... 70
4.2 Equipamentos ............................................................................................. 71
4.2.1 ANMs .................................................................................................... 72
4.2.2 Manifolds............................................................................................... 74
4.2.3 PLEM .................................................................................................... 76
4.2.4 Outros Equipamentos ........................................................................... 76
4.3 Risers Alternativos ...................................................................................... 77
4.4 Estado da Arte em Equipamentos Submarinos .......................................... 80
4.5 Manutenção e Operação ............................................................................ 81
4.6 Análise Estrutural de Risers........................................................................ 82
4.7 Simulações de Fluxo................................................................................... 83
4.8 Garantia de Escoamento ............................................................................ 83
5. ANÁLISE DE RISCO ........................................................................................86
5.1 Avaliação de Riscos Qualitativos................................................................ 86
5.2 Quantificação de Riscos ............................................................................. 88
5.3 Disponibilidade............................................................................................ 89
5.4 Softwares Estatísticos de Simulação.......................................................... 90
6. GERENCIAMENTO DE PROJETO ..................................................................95
6.1 Fases de um Projeto................................................................................... 95
6.1.1 Identificação de Oportunidade .............................................................. 95
6.1.2 Projeto Conceitual................................................................................. 96
6.1.3 Projeto Básico ....................................................................................... 96
6.1.4 Projeto Executivo .................................................................................. 96
6.1.5 Operação e Manutenção....................................................................... 97
6.1.6 Desinstalação e Desmobilização .......................................................... 97
6.1.7 Projetos Complementares..................................................................... 97
6.2 Custos......................................................................................................... 98
6.3 Prazos......................................................................................................... 98
7. PROJETO DO ARRANJO SUBMARINO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO.....100
7.1 Elaboração de Arranjo Submarino............................................................ 100
viii
8. METODOLOGIA EMPREGADA .....................................................................108
8.1 O Cálculo de VPL ..................................................................................... 111
8.2 Metodologia Proposta ............................................................................... 114
8.2.1 Valor de Referência do Óleo............................................................... 126
9. ESTUDO DE CASO........................................................................................129
9.1 Alternativa 1 .............................................................................................. 133
9.2 Alternativa 2 .............................................................................................. 138
9.3 Alternativa 3 .............................................................................................. 143
9.4 Alternativa 4 .............................................................................................. 149
10. CONCLUSÃO .................................................................................................154
11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...............................................................156
APÊNDICE A ........................................................................................................161
APÊNDICE B ........................................................................................................162
APÊNDICE C........................................................................................................163
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura I.1 – Previsão de produção para 2011. ............................................................... 4
Figura I.2 – Evolução dos custos da produção, comparados ao Brent. ......................... 5
Figura II.1 – Desenho de uma plataforma fixa de produção........................................... 7
Figura II.2 – Operação de lançamento da estrutura inferior da plataforma fixa. ............ 7
Figura II.3 – Cravamento das estacas de uma jaqueta.................................................. 7
Figura II.4 – Guindaste posicionando a planta de processo sobre a base..................... 8
Figura II.5 – Tela do SGO............................................................................................... 9
Figura II.6 – Foto do incêndio em Piper Alfa. ............................................................... 10
Figura II.7 – Desenho e foto de uma plataforma auto-elevável.................................... 13
Figura II.8 – ANM atmosférica...................................................................................... 13
Figura II.9 – Manifold submarino de produção atmosférico.......................................... 14
Figura II.10 – Intervenção típica em um equipamento submarino atmosférico............ 14
Figura II.11 – Plataforma Semi-submersível de perfuração. ........................................ 15
Figura II.12 – Foto de um Navio Sonda de perfuração................................................. 18
Figura II.13 – Desenho do P. P. Moraes em Garoupa com sistema submarino. ......... 19
Figura II.14 – Estrutura do turret em corte.................................................................... 20
Figura II.15 – Desenhos ilustrando os sistemas turret e spread mooring. ................... 21
Figura II.16 – Operação de descarga ou alívio............................................................. 23
Figura II.17 – Diferentes configurações de TLP’s......................................................... 24
Figura II.18 – Instalação de uma Spar.......................................................................... 27
Figura II.19 – FPSO BR (patente Petrobras)................................................................ 28
Figura II.20 – Mono BR instalada e em corte (patente Petrobras). .............................. 28
Figura II.21 – Princípio de funcionamento do Mono BR............................................... 29
Figura III.1 – Equação e geometria da catenária.......................................................... 31
Figura III.2 – Geometria da catenária nas situações neutra, far e near. ...................... 31
Figura III.3 – Sistema de ancoragem em Catenária e Taut leg. ................................... 33
Figura III.4 – Instalação de uma âncora do tipo VLA.................................................... 34
Figura III.5 – Desenho de uma amarra típica. .............................................................. 35
Figura III.6 – Manilha utilizada em ancoragem de unidades. ....................................... 36
Figura III.7 – Movimentos de uma embarcação. .......................................................... 38
Figura III.8 – Fluxograma básico (Processamento Primário de Petróleo – PPP)......... 40
Figura III.9 – Esquema da chegada do óleo à plataforma............................................ 41
Figura III.10 – Separador trifásico. ............................................................................... 43
x
Figura IV.1 – Configurações típicas de risers rígidos ou flexíveis................................ 48
Figura IV.2 – Gráfico das pressões em função da profundidade. ................................ 49
Figura IV.3 – Amostra de duto flexível mostrando suas camadas. .............................. 53
Figura IV.4 – Suporte cônico e respectivo hang off bipartido....................................... 53
Figura IV.5 – Detalhe dos I-tubes fixos ao pontoom de uma SS.................................. 54
Figura IV.6 – Posicionamento da boca-de-sino............................................................ 55
Figura IV.7 – Esquema da ancoragem de um riser...................................................... 56
Figura IV.8 – Desenho e um Bend restrictor. ............................................................... 57
Figura IV.9 – Desenho de uma flexjoint........................................................................ 59
Figura IV.10 – Fotos de tubos rígidos antes de sua instalação.................................... 60
Figura IV.11 – Desenho de um ISU/IPU....................................................................... 64
Figura IV.12 – Secção de um bundle com várias linhas internas................................. 64
Figura IV.13 – Barco de instalação de dutos................................................................ 66
Figura IV.14 – Carregamento de duto rígido em carretel direto do canteiro. ............... 66
Figura IV.15 – Lançamento de duto rígido pelo método Reel. ..................................... 66
Figura IV.16 – Métodos S-Lay e respectivas fases de construção do duto.................. 67
Figura IV.17 – Comparação entre limitações de profundidade de cada método.......... 67
Figura IV.18 – Formas observadas no método por reboque........................................ 68
Figura IV.19 – Configuração a meia profundidade....................................................... 68
Figura IV.20 – Operação de transferência do riser de um LSV para um FPSO........... 70
Figura IV.21 – Operação de pull in em uma Semi-submersível. .................................. 70
Figura IV.22 – Diagrama típico de uma ANM............................................................... 72
Figura IV.23 – Desenho de uma ANM interligada à plataforma. .................................. 73
Figura IV.24 – Manifolds Diver Less (durante sua instalação). .................................... 75
Figura IV.25 – Desenho da instalação de um manifold................................................ 75
Figura IV.26 – Desenho de um PLEM (pode possuir mais ou menos facilidades)....... 76
Figura IV.27 – Desenho de um PLET........................................................................... 77
Figura IV.28 – Fotografia de um MCV.......................................................................... 77
Figura IV.29 – Esquema de uma SS exemplificando 4 tipos de risers......................... 78
Figura IV.30 – Projeto do “Boião” que seria instalado em Roncador. .......................... 79
Figura IV.31 – Desenho de um RHAS.......................................................................... 79
Figura IV.32 – Perfil de pressão e temperatura ao longo do duto................................ 85
Figura IV.33 – Gráfico Pressão x Temperatura típico. ................................................. 85
Figura IV.34 – Envelope de hidrato para uma dada composição do petróleo.............. 85
Figura V.1 – Exemplos de curvas de distribuição de Probabilidade............................. 91
Figura V.2 – Exemplo de árvore de decisão................................................................. 92
Figura V.3 – Exemplo de Árvore de falha..................................................................... 93
xi
Figura VII.1 – Perfil de um poço horizontal................................................................. 101
Figura VII.2 – Gráfico da distância mínima entre poços em função da LDA.............. 102
Figura VII.3 – Diagrama de interferência de uma sonda em um dado campo. .......... 102
Figura VII.4 – Perfil de um poço horizontal................................................................. 103
Figura VII.5 – Comparação entre diferentes traçados para tipos distintos de dutos.. 105
Figura VII.6 – Matriz de interferência entre embarcações (Sondas e LSV). .............. 106
Figura VIII.1 – Fluxograma de processo até o Projeto do Sistema Submarino.......... 108
Figura VIII.2 – Fluxograma do desenvolvimento do Projeto do Sistema Submarino. 109
Figura VIII.3 – Fluxo de caixa exemplificando o cálculo de VPL................................ 112
Figura VIII.4 – Fluxograma simplificado da metodologia proposta............................. 114
Figura VIII.5 – Curva da banheira tradicional e curva “realista”. ................................ 124
Figura VIII.6 – Curva de disponibilidade e curva de produção corrigida. ................... 124
Figura VIII.7 – Curva de produção corrigida (cronograma de entrada dos poços)..... 126
Figura VIII.8 – Valores de referência do Brent em função do tempo.......................... 127
Figura IX.1 – Árvore de decisão do caso estudado.................................................... 133
Figura IX.2 – Arranjo submarino da opção com poços satélites. ............................... 134
Figura IX.3 – Curvas de pressão x temperatura ao longo de um dos dutos. ............. 135
Figura IX.4 – Tela do PipeSim simulando um poço satélite. ...................................... 135
Figura IX.5 – Curva de produção esperada para a Alternativa 1. .............................. 137
Figura IX.6 – Análise de falha (formação de hidrato após shut down)....................... 137
Figura IX.7 – Arranjo submarino da opção manifold para 3 poços............................. 139
Figura IX.8 – Tela do PipeSim simulando uma “malha” contendo um manifold......... 140
Figura IX.9 – Fluxograma do MSP para 3 poços........................................................ 140
Figura IX.10 – Curva de produção esperada para a Alternativa 2. ............................ 142
Figura IX.11 – Arranjo prevendo MSP para 5 poços posicionado próximo à UEP..... 143
Figura IX.12 – Arranjo prevendo MSP para 5 poços posicionado afastado da UEP.. 144
Figura IX.13 – Fluxograma do MSP de 5 poços, para gás lift (omitido no desenho). 146
Figura IX.14 – Fluxograma do MSP para 5 poços, com BCS de contingência. ......... 146
Figura IX.15 – Curva de produção esperada (Alternativa 3 – todos os Casos). ........ 148
Figura IX.16 – Arranjo submarino da opção piggy back............................................. 149
Figura IX.17 – Fluxograma de configuração piggy back – ANM Mestre completa..... 150
Figura IX.18 – Fluxograma de configuração piggy back – ANM Mestre simplificada. 150
Figura IX.19 – Fluxograma de configuração piggy back – Só um trecho “pigável”. ... 150
Figura IX.20 – Curva de produção esperada para a Alternativa 2. ............................ 151
Figura IX.21 – Gráfico mostrando os VPLs calculados. ............................................. 152
xii
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela V.1 – Matriz de probabilidade........................................................................... 87
Tabela V.2 – Matriz de impacto de redução da produção............................................ 87
Tabela V.3 – Matriz de impacto de SMS ...................................................................... 87
Tabela V.4 – Matriz de Probabilidade x Impacto.......................................................... 88
Tabela VIII.1 – Tabela com a lista de materiais previstos para um grupo de poços. . 115
Tabela VIII.2 – Tabela com a lista de materiais (continuação)................................... 116
Tabela VIII.3 – Planilha para obtenção de valores unitários representativos............. 116
Tabela VIII.4 – Cronograma demonstrando sua sensibilidade a atrasos................... 118
Tabela VIII.5 – Aplicação de Montecarlo a um cronograma....................................... 120
Tabela VIII.6 – Aplicação de Montecarlo a um cronograma....................................... 120
Tabela VIII.7 – Análise de sensibilidade ao preço do Brent. ...................................... 128
Tabela IX.1 – Materiais para a implantação da Alternativa 1. .................................... 136
Tabela IX.2 – Cronograma de implementação do projeto da Alternativa 1................ 136
Tabela IX.3 – Cronograma de implementação do projeto da Alternativa 2................ 142
Tabela IX.4 – Cronograma do projeto (casos típicos Alternativa 3). .......................... 148
Tabela IX.5 – Cronograma de implementação do projeto da Alternativa 4................ 151
Tabela IX.6 – Resultados de VPL obtidos para cada um dos 24 casos..................... 152
Tabela IX.7 – Resultados de VME obtidos a partir da Árvore de Decisão. ................ 153
Tabela A.1 – Resumo das características das plataformas de produção. ................. 161
Tabela B.1 – Aplicação para as diferentes configurações de risers........................... 162
Tabela C.1 – Tabela-resumo de custos para os diferentes cenários. ........................ 163
Tabela C.2 – Tabela-resumo de custos para os diferentes cenários (continuação). . 164
Tabela C.3 – Tabela-resumo de custos operacionais para os diferentes cenários.... 165
Tabela C.4 – Estimativa de produção diária para cada ano....................................... 166
Tabela C.5 – Planilha do Fator operacional (simplificado). ........................................ 167
Tabela C.6 – Receita anual. ....................................................................................... 168
Tabela C.7 – Tabela-resumo do VPL (em mil US$). .................................................. 169
xiii
GLOSSÁRIO
API
1
– American Petroleum Institute.
API
2
(
0
API) – Lê-se “graus API”. Escala de densidade da fase líquida do óleo
representativa da qualidade do fluido.
Árvore de Natal – Conjunto de válvulas e tubulações que permitem controlar a
produção de petróleo ou gás de um poço.
Árvore de Natal Molhada (ANM) – Árvore de Natal submersa na água. Deve ter
componentes compatíveis com estas condições operacionais. Está relacionada com a
Completação Molhada.
BAB – Base Adaptadora de Bombeio. Assemelha-se à BAP, porém, serve para o
alojamento de uma BCS em um falso poço.
BAP – Base Adaptadora de Produção. Estrutura sobre a qual se instala a ANM.
BBL – Barril de Petróleo (Blue Barrel). Corresponde a 158,94 litros ou 0,159 m
3
.
BCS – Bomba Centrífuga Submarina. Usada como meio artificial de elevação, através
do incremento de pressão à pressão de reservatório.
BCSS – Bomba Centrífuga Submarina Submersa. Caso específico de BCS que fica
localizada dentro do poço.
BOE – Barril de Óleo Equivalente. Considera também o gás na proporção de seu
poder calorífico.
BOP – Blow Out Preventor. Equipamento que evita o surgimento de um poço durante
a sua perfuração.
BPD – Produção em Barris por Dia. Pode considerar só o óleo (BOPD) ou o total da
produção, incluindo o BSW.
Brent – Óleo referência para o mercado europeu e asiático, também utilizado no
Brasil. Trata-se de uma mistura de óleos produzidos no Mar do Norte, com 39,4
0
API e
teor de Enxofre de 0,34%.
BSW – Basic Sediments and Water. É a proporção de água e sedimentos que vem
junto com o óleo (em % do volume).
CAPEX – Capital Expenditure. Investimento para a implementação de um projeto.
Clashing – Choque entre os risers devido ao movimento relativo entre estes. Com
suas diferentes freqüências naturais, não oscilam em fase. É crítico entre dutos
rígidos.
Completação seca – Situação onde a Árvore de Natal localiza-se na superfície
facilitando as intervenções através da própria plataforma de produção. Opõe-se à
Completação Molhada.
xiv
CE – Cabo Elétrico, para leitura de sinais da ANM, manifold submarino, etc..
CP – Cabo de Potência, utilizado para fornecer energia para o bombeio submarino,
por exemplo. Pode ser integrado ao UEH ou ocorrer em um cabo específico.
DSV – Diver Supply Vessel. Navio de apoio para atividades de mergulho.
Dutos de coleta – Dutos que vem dos poços trazendo os fluidos do reservatório.
Elevação – Ato de o fluído ir do reservatório até a plataforma, por meios “naturais” ou
artificiais.
ESDV/SDV – Emergence Shut Down Valve / Shut Down Valve. Válvulas de segurança
para fechamento em caso de parada de produção (programada ou não). A primeira é a
denominação das válvulas submarinas de gasodutos, podendo ser check valves ou
atuadas a partir da plataforma. A segunda são as válvulas na superfície para
isolamento dos poços/gasoduto/oleoduto.
EVTE – Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica.
FR – Fator de Recuperação (em %). É o percentual do volume de óleo que pode ser
recuperado do reservatório, podendo variar de 20% ou menos, para óleos muito
pesados ou reservatórios com baixa permeabilidade, até 70% ou mais para campos de
óleo leve ou gás.
Garantia de Escoamento – Ciência que estuda os possíveis problemas relacionados
à manutenção do campo produzindo todo o seu potencial.
Gasoduto – Duto de exportação de gás (para terra ou para outra unidade).
GL – Gas Lift. Método de elevação artificial que baseia-se na redução da densidade
do fluido que sai do poço. Pode ser Contínuo (GLC) ou Intermitente (GLI).
HIPPS – High Integrity Pressure Protection System. Sistema de proteção de dutos ,
com redundância, contra sobrepressão, evitando, por exemplo, “golpe de aríete”,
através do fechamento rápido de válvulas submarinas ou de superfície.
II – Índice de Injetividade, dado em m
3
/hora/Bar.
Importação (de fluidos) – Recebimento de fluidos (gás ou óleo) por parte de uma
unidade, seja para armazenamento, produção de energia, tratamento complementar,
etc.
IP – Índice de Produtividade, dado em m
3
/hora/Bar, sendo esta uma propriedade do
reservatório, que depende de sua permeabilidade, porosidade e da fluidez do
hidrocarboneto. A pressão à que se refere a fórmula é a disponível no reservatório.
Isolamento térmico – Nos dutos e equipamentos, serve para manter a temperatura
de forma que o inevitável resfriamento não traga conseqüências desagradáveis ao
projeto.
LDA – Lâmina de Água ou profundidade do ponto em referência.
LSV – Lay Supply Vessel. Navio de lançamento de dutos flexíveis.
xv
MCV – Módulo de Conexão Vertical.
MOBO – Módulo de Bombeio submarino. Poço falso para alojar uma BCS na vertical.
Moon pool – Abertura central em embarcação para passagem de equipamentos,
dutos, etc.
Oleoduto – Duto de exportação de óleo (para terra ou para outra unidade).
OPEX – Operational Expenditure. Custo operacional para a manutenção de um projeto
em operação.
Pig – Dispositivo para circulação pelos dutos de serviço/gás lift e produção ou
exportação, com a finalidade de limpar (remover parafina), carrear fluidos, inspecionar
internamente, entre outras funções. Podem ter várias configurações.
Pig Diverter – Válvula desviadora de pig. Usada em manifolds para orientar o pig pelo
caminho que ele deve seguir.
Pipe in Pipe (PIP) – Duto rígido dentro de outro, sendo o espaço anular preenchido
por isolamento térmico ou com vácuo. Tem maior eficiência no impedimento de troca
térmica, quando comparado com tecnologias convencionais. Também conhecido como
duto “sanduíche”.
PLEM – Pipe Line End Manifold.
PLET – Pipe Line End Termination.
RAO
1
– Response Amplitude Operator. Fator de amplificação dos movimentos de uma
unidade flutuante, dada uma excitação (cargas ambientais).
RAO
2
– Razão Água – Óleo. Semelhante ao BSW, porém em m
3
/m
3
. Um BSW de 50%
dá um RAO de 1 m
3
/m
3
.
RGO – Razão Gás – Óleo. Semelhante ao RAO
2
, porém considerando-se quanto gás
é separado do óleo nas condições de superfície de Temperatura e Pressão (no
separador). Também é dado em m
3
/m
3
.
RHAS – Riser Híbrido Auto-Sustentável.
ROV – Remote Opereted Vehicle. Veículo submarino operado remotamente, utilizado
para acompanhar operações submarinas e realizar pequenas tarefas, como atuar em
válvulas, realizar cortes, etc.
RSV – ROV Supply Vessel. Navio de apoio com ROV.
S-BMS – Skid para Bomba Multifásica Submarina. Tem a mesma função do BCS,
porém localiza-se sobre o leito marinho.
SDV – Vide ESDV/SDV.
Sistema de coleta – Compreende ainda os dutos de serviço e/ou gas lift e umbilicais.
Apesar do termo parecer contraditório, engloba os dutos e umbilicais dos poços
injetores.
Sistema de exportação – Dutos e umbilicais que permitem a exportação de fluidos.
xvi
Surgência – Método de elevação natural, onde o óleo ou gás saem do poço vencendo
o próprio peso, sem o uso de recursos especiais.
TDP – Touch Down Point. Ponto onde a linha de ancoragem, duto ou umbilical tocam
o solo marinho. Este ponto varia de acordo com os movimentos da unidade flutuante
de produção e correntes marinhas.
TDZ – Touch Down Zone. Região onde o TDP costuma movimentar.
Template – Espécie de gabarito para a perfuração de poços.
TIAC – Temperatura de Início de Aparecimento de Cristais (de parafina), em ºC.
Quanto menor, mais difícil a formação de parafina, portanto, melhor.
TMA – Taxa Mínima de Atratividade (em %).
UEH – Umbilical Eletro-Hidráulico.
UEP – Unidade Estacionária de Produção. São as plataformas ancoradas.
UIQ – Umbilical de Injeção Química.
Vão livre – Trechos suspensos de dutos rígidos submarinos, que podem estar sujeitos
a vibrações ou serem pontos preferenciais para deformação por expansão térmica,
situações que potencializam a fadiga localizada.
VIV – Vibração Induzida por Vórtice. Vibração causada pelo fluxo de fluido (água do
mar) ao redor de estruturas esbeltas (casco de plataformas Spar, risers em geral
(dutos e umbilicais) e vãos livres no fundo. São críticos para as estruturas rígidas,
onde representam cargas importantes para a fadiga. O fluxo causador do VIV pode ser
a própria correnteza ou o movimento relativo do duto, principalmente pelo
deslocamento vertical da unidade.
VME – Valor Monetário Esperado. É a média dos VPLs ponderada pela probabilidade
de ocorrência de cada um.
VPL – Valor Presente Líquido. É o valor despendido ou recebido no futuro, trazido
para o presente, descontados de uma certa taxa de juros.
1
CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
O desenvolvimento de um campo de petróleo envolve esforços
multidisciplinares, que vão desde a geologia, até a química do petróleo passando
pela engenharia de equipamentos e dutos, planejamento e controle da produção,
operação, manutenção, entre outras tantas especialidades.
E em cada uma destas disciplinas existem riscos que são assumidos ou
minimizados pelos inúmeros profissionais que compõem a equipe que trabalha nos
projetos.
Estes riscos, bem como a especialização requerida, têm crescido na medida
em que os novos desafios andam para águas ainda mais profundas, ou mesmo,
para a viabilização de campos que antes não eram atrativos, seja pelo custo baixo
do óleo ou pelas enormes dificuldades para sua produção.
À medida que o consumo deste recurso natural não renovável cresce e o seu
valor sobe, e ainda, associado ao fato de que o óleo não é mais encontrado tão
facilmente como outrora, novas tecnologias tornam-se imperativas para a
explotação destes campos, trazendo consigo uma gama de possíveis soluções e a
dificuldade para escolher a melhor torna-se evidente, principalmente se
considerarmos que muitas destas opções encontram-se em fase embrionária, ou
conceitual, sendo requeridos, ainda, vários estudos para sua consolidação.
Paradoxalmente, também existe o receio de empregar tecnologias não
dominadas, ou que não fazem parte de nossa cultura industrial, o que pode
comprometer a escolha por uma alternativa tecnicamente interessante, tendo ainda,
como conseqüência a desaceleração do avanço tecnológico.
E mesmo quando se tratam de tecnologias conhecidas, o enorme leque de
possibilidades pode trazer algum desconforto quanto a ser a melhor escolha, ou
não.
Quando se inicia o estudo de como pôr para produzir um campo de petróleo,
normalmente surge uma série de cenários, com as mais variadas configurações,
estando a lista aberta a qualquer possibilidade.
2
Neste momento, onde nenhuma idéia pode ser descartada, pois, por menos
provável que seja, alguma delas pode levar a soluções novas e até mesmo
revolucionárias, a liberdade é total, no que se costuma chamar de brain storm, ou
traduzindo literalmente, “tempestade mental”.
Pois é nesta “avalanche” de idéias que surgem todas as combinações de
fatores imagináveis e com certeza uma será escolhida como sendo a melhor
solução.
Porém, a dificuldade maior é comparar uma série interminável de variáveis
utilizando critérios dos mais subjetivos, tentando trazer para uma base comum,
normalmente financeira.
E como mensurar características como risco político, de mercado, aplicando-
os à realidade do projeto? Da mesma forma como pode haver a indução a erros por
estimativas baseadas em extrapolações de situações que nunca ocorreram pelo
ineditismo de algumas soluções.
Também não se pode esquecer da luta por custos cada vez menores, uma
vez que a competição no mundo tem sido fundamental para a sobrevivência em
todos os segmentos, o que, muitas vezes, impede a indústria de arriscar.
Outro ponto importante a ser considerado é a avaliação de impactos causados
por mudanças de projeto, o que pode acarretar um verdadeiro “Efeito Borboleta”,
onde os eventos se encadeiam em cascata, podendo levar a conseqüências
inimagináveis.
Outra grande dúvida é: o que é feito com a experiência, como ela pode
auxiliar no futuro para reduzir o risco de se cometer erros?
Esta mistura de aspectos técnicos e gerenciais tende a tornar o processo de
decisão uma grande “caixa preta”, requerendo grandes simplificações, o que
normalmente induz a soluções tradicionais, nem sempre ideais para problemas
novos.
O primeiro Capítulo desta dissertação fornece a motivação para sua
elaboração. Em seguida é apresentado um histórico dos sistemas marítimos,
importante para situar o projeto no contexto em que será empregado e no tempo.
No Capítulo 3 é feita uma descrição dos fundamentos quanto às tecnologias
3
que se necessita levar em conta no processo de elaboração de um projeto, do
ponto de vista das instalações de superfície. Alguns itens podem fornecer uma
visão apenas superficial sobre os seus respectivos temas, haja vista não se
constituam na finalidade deste trabalho. Nestes casos, referências mais completas
estão presentes como sugestão de estudo para o leitor.
Também são apresentadas as tecnologias consolidadas e em
desenvolvimento, que subsidiarão o levantamento de alternativas para implantação
em um projeto offshore.
O Sistema Submarino é abordado no Capítulo 4, aprofundando-se de forma a
dar uma noção real dos desafios encontrados no projeto de sistemas de produção
marítimos, com ênfase em águas profundas e ultra-profundas.
O Capítulo seguinte trata da Avaliação de Riscos envolvidos nestes projetos,
sejam técnicos ou de negócios, apresentando metodologias e ferramentas de
análise qualitativa e quantitativa.
Uma explanação sobre o Gerenciamento de Projetos, com seus principais
tópicos é rapidamente apresentada no Capítulo 6.
Um Capítulo especial se dedica ao assunto “Elaboração de um Arranjo
Submarino”, onde são levantadas todas as premissas necessárias.
O Capítulo 7 mostra o método usual e o método proposto como alternativa.
No final é apresentado um estudo de caso, onde se procura aplicar o que é
demonstrado ao longo do trabalho, com os resultados observados, seguido das
conclusões. Cabe ressaltar que o método pode ser adaptado a outros casos,
servindo inclusive como um roteiro para futuros empreendimentos.
A ênfase em produção marítima se deve à proposta de responder a este
desafio, que tem se apresentado cada vez mais, nos novos projetos de exploração
no Brasil e no mundo.
4
Em resumo, a proposta deste estudo é o desenvolvimento de ferramentas que
auxiliem na tomada de decisão quanto à configuração a ser adotada em um
sistema marítimo de produção de petróleo, ao mesmo tempo em que objetiva criar
uma metodologia que automatize o projeto do seu sistema submarino.
1.1 Motivação
O mundo do petróleo envolve investimentos de bilhões de dólares por ano, no
Brasil e no exterior.
A nossa recém conquistada auto-suficiência, que permite a maior
independência de importações, para ser mantida, requer grande esforço por parte
das empresas envolvidas neste mercado.
Com a manutenção do que se produz hoje, sem novos projetos, a curva da
produção de petróleo no Brasil cairia, de aproximadamente 1,7 milhões para 570
mil bpd, em 2011, ou seja, trata-se do equivalente à parada de produção de uma
plataforma de 150 000 barris/dia, por ano.
Considerando-se que o consumo deve aumentar, este esforço deve ser ainda
maior.
A Figura I.1 mostra um gráfico onde pode ser vista a produção diária média,
no ano de 2005 e a perspectiva de produção em 2011, comparando, ainda com a
produção em queda das plataformas atualmente instaladas.
Figura I.1 – Previsão de produção para 2011 (fonte: Petrobras).
5
Outro ponto importante é a evolução dos custos, diretamente atrelados ao
preço do petróleo, que subiu muito acima da inflação nos últimos anos.
A Figura I.2 mostra uma comparação entre a evolução dos custos envolvidos
na Exploração e Produção de petróleo e a do preço do barril, demonstrando o
desafio que é o desenvolvimento de novas tecnologias a preços competitivos.
Figura I.2 – Evolução dos custos da produção, comparados ao Brent (fonte:
Petrobras).
A expectativa de investimentos da Petrobras, no Brasil e no exterior, para esta
área, entre os anos de 2007 e 2011 está previsto em US$ 49,3 bilhões.
6
CAPÍTULO II
HISTÓRICO
Os primeiros campos marítimos, como não podiam deixar de ser, se
encontravam em Lâminas de Água (LDA) rasas.
O desafio de realizar a perfuração de poços sob uma coluna de água é algo
que intuitivamente nos leva a pensar em problemas, sejam eles de caráter
ambiental ou técnico. O simples uso de equipamentos desenvolvidos para uso em
terra não demonstrou qualquer eficiência, seja pelos problemas relacionados à sua
instalação, seja pela dispendiosa operação e manutenção.
Sem muito esforço, é possível imaginar a dificuldade em se atuar, por
exemplo, uma válvula manual no fundo do mar, através da intervenção de
mergulhadores, sem contar a presença de pressão externa bem maior que a
atmosférica exigindo mais dos componentes, aliado a isso o aumento na
probabilidade de se observar danos devidos à corrosão.
2.1 Plataformas Fixas
O primeiro desafio a ser vencido foi a execução da perfuração, após o qual,
veio a dificuldade para produzir e manter os equipamentos em estado que
viabilizasse seu uso durante o tempo de vida do projeto.
Neste cenário surgiram as primeiras plataformas marítimas fixas, que
consistiam em uma estrutura tubular treliçada, conhecida como “jaqueta”, fixada no
fundo do mar através de fundações realizadas com estacas. Sobre esta estrutura,
acima da linha da água, era instalada uma planta de processo, visto que o óleo
produzido precisa ser tratado para permitir maior eficiência no seu transporte até a
refinaria, de onde sairão os derivados, de maior valor agregado.
Estas primeiras unidades de produção contavam com completação seca, já
que utilizavam Árvores de Natal idênticas às usadas em terra. Possuíam, desta
forma, uma série de poços, perfurados diretamente abaixo de sua estrutura,
guiados através de uma estrutura chamada template, sendo que elas mesmas
tinham as facilidades para executar a perfuração, por meio de Sondas Modulares
7
(SM’s). Esta flexibilidade não se traduz necessariamente em vantagem, pois a
interligação dos poços torna-se lenta, em relação à possibilidade de se perfurar
poços previamente, dilatando o seu cronograma de instalação.
A Figura II.1 mostra uma plataforma fixa típica, enfatizando o template, que é
a estrutura que guia o riser de perfuração, localizado abaixo da plataforma, bem
como algumas das partes já descritas.
Figura II.1 – Desenho de uma plataforma fixa de produção.
As Figuras a seguir mostram a operação de instalação de uma plataforma
fixa. A Figura II.2 mostra a jaqueta, previamente fabricada em um estaleiro, levada
por uma balsa até o ponto onde será instalada. Mostra também o seu tombamento
e posicionamento na vertical, com auxílio de uma embarcação com guindaste.
Figura II.2 – Operação de lançamento da estrutura inferior da plataforma fixa.
A Figura II.3 mostra o cravamento de uma das quatro estacas de uma
jaqueta, através de uma ferramenta percussiva, podendo esta, ser de impacto ou
vibratória.
Figura II.3 – Cravamento das estacas de uma jaqueta.
8
A Figura II.4 mostra o posicionamento da planta de produção sobre a
jaqueta já fixada, através de uma balsa guindaste.
Figura II.4 – Guindaste posicionando a planta de processo sobre a base.
Um dos fatores que limitam o tamanho da planta de processo de uma
plataforma fixa é a capacidade do guindaste responsável pela sua montagem. Esta
capacidade pode passar de 7000 toneladas, o que é pouco se comparado com o
peso da planta que se pode instalar sobre outros tipos de plataforma.
Uma forma de reduzir esta dificuldade é a construção da planta de produção
em módulos, recurso também utilizado para outros tipos de plataformas.
As plataformas fixas ainda são a melhor opção para baixas LDA’s e onde
não se requerem grandes plantas de processo, em função dos custos relativamente
baixos em relação a outras configurações de plataformas.
Como exemplo, pode ser citada a Plataforma de Rebombeio Autônoma
(PRA-1), a ser instalada em 2007 e que deverá rebombear o óleo produzido pelos
Campos de Roncador, Marlim Leste e Marlim Sul, da Bacia de Campos. Ela estará
localizada em LDA de 106 m.
Quando de sua desmobilização, conforme recomenda a IMO [1], as
plataformas fixas devem ter sua planta de processo recolhida em processo inverso
ao de sua instalação, após a qual deve seguir a retirada da estrutura submersa.
Alternativamente a esta segunda parte, é comum efetuar o corte de parte da
jaqueta ou seu tombamento, de forma que sua estrutura fique pelo menos 50 m
abaixo da linha da água, para que esta não represente um obstáculo à navegação,
podendo vir a formar um recife artificial, estimulando a aglomeração de vida
marinha, como demonstrado por MAURO [2].
9
Neste caso, será necessária a sinalização do local e registro deste como um
obstáculo de fundo. A Petrobras criou o Sistema de Gerenciamento de Obstáculos
(SGO), que é um banco de dados que identifica todas as singularidades que
ocorrem no mar, na costa brasileira, incluindo poços, dutos e equipamentos,
plataformas instaladas, zonas de coral conhecidas, entre outros. Consta também a
batimetria, que são as curvas de nível do solo marinho. A utilização deste sistema é
descrita por MOREIRA [3]. A Figura II.5 ilustra uma tela do SGO mostrando
algumas singularidades encontradas e uma vista aproximada focando em uma
plataforma fixa. As linhas verdes são dutos flexíveis e as vermelhas, rígidos. As
linhas azuis (fracas) determinam a batimetria, a cada 10 metros. O banco de dados
inclui informações sobre os dutos e equipamentos, bastando selecionar o
“obstáculo” desejado, para acessá-las.
Figura II.5 – Tela do SGO.
Quanto aos problemas que podem representar riscos à operação desta
configuração de plataforma, podem ser observados os listados abaixo:
• Colapso da tubulação que compõe a jaqueta – Como as cargas que esta
estrutura tem que suportar são bastante grandes, utilizam-se tubos de
grande diâmetro, o que faz com que estes estejam mais suscetíveis a
danos devido à diferença de pressão interna e externa aos tubos. A
presença de ar (a pressão atmosférica) confinado no interior da estrutura
serve para evitar a corrosão interna destas partes cilíndricas. A falha por
colapso já foi observada em plataformas brasileiras, e tem como
conseqüência a redução da capacidade de carga da estrutura, devido à
mudança de geometria dos seus elementos. O seu projeto deve prever
este tipo de solicitação;
• Corrosão externa – Geralmente a jaqueta não é pintada, devido ao risco
10
de danos à pintura durante o lançamento, o que pode potencializar a
corrosão na parte onde o aço ficará exposto. Desta forma, visando
minimizar a ocorrência de oxidação durante a vida útil da plataforma, a
solução que se adota é a proteção catódica através de anodos de
sacrifício de Alumínio, material amplamente utilizado para aplicações
marítimas. Caso ocorra, a corrosão reduz a resistência mecânica da
estrutura, devido à redução de espessura dos tubos. A massa de
anodos deverá ser calculada para proteger a estrutura, devendo haver
inspeção periódica por mergulhadores, a fim de se avaliar o consumo
dos anodos, proceder a medição do potencial galvânico e a possível
soldagem de mais destes componentes, caso necessário. Os tópicos de
corrosão e proteção catódica não são abordados de forma aprofundada
nesta dissertação, sugerindo-se consulta aos autores GENTIL [4] e
DUTRA [5], respectivamente;
• Incêndio e explosão – Como toda planta industrial onde circulam
hidrocarbonetos, estas plataformas apresentam grandes necessidades
de cuidados para sua operação segura. Como casos clássicos de
acidentes citados na literatura, têm-se exemplos em Piper Alfa, no Mar
do Norte, e em Enchova, no Brasil. A Figura II.6 mostra uma foto deste
primeiro acidente.
Figura II.6 – Foto do incêndio em Piper Alfa.
• Choques de embarcações/helicóptero – Risco baixo, pois a plataforma
não se move, porém, não deve-se desconsiderar este risco, visto que
diariamente pode receber pessoal e mantimentos/insumos, através de
aeronaves, rebocadores, lanchas e outros;
11
• Queda de material transportado por guindastes – Esta pode se dar por
ruptura de cabos ou ganchos, panes em sistemas hidráulicos, excesso
de carga ou de momentos (pelo uso de inclinação inadequada da lança),
utilização de velocidades acima do admissível. Unidades flutuantes que
possuem movimentos tendem a agravar este risco, pois as cargas
dinâmicas contribuem de forma importante, principalmente no choque
entre carga e planta ou trabalhadores.
São limitações comuns deste tipo de Unidade:
• Lâmina de Água de até 300 m para jaquetas convencionais, sendo que
no Brasil não passam de 200 m. Podem ultrapassar os 400 m, como
ocorre no Golfo do México, porém os custos da estrutura e de sua
instalação são muito maiores. Nestes casos, podem requerer
estaiamento da estrutura, devido à sua elevada esbeltez, estando
sucetível a flambagem, pelo peso da estrutura e planta de processo, e
fadiga gerada por momentos na base, em função das correntes.
FRANCO [6] faz uma descrição deste tipo de estrutura;
• Não permitem armazenamento do petróleo produzido;
• Capacidade da planta limitada devido ao pouco espaço e capacidade
de carga, já tendo sido observada a construção de extensões em
pequenas jaquetas anexas.
Finalmente, podem-se citar outras características:
• Permitem completação seca e molhada;
• São relativamente baratas (fabricação, instalação e operação), sendo
as preferidas para baixas LDAs;
• Podem perfurar poços verticais e direcionais sobre as acumulações,
tendo alcance limitado;
• Possuem acomodações para pessoal da operação, apesar de que
algumas têm sido projetadas para o trabalho desabitado (autônomo);
• Seus movimentos são mínimos (vibração).
12
A base da plataforma fixa pode, ainda, ser de concreto.
No Brasil, este tipo de plataforma ocorre, principalmente, no Nordeste e na
Bacia de Campos, mas também estão presentes no litoral do Espírito Santo, São
Paulo e Paraná.
2.2 Plataformas Submersíveis de Perfuração
Como a fabricação e instalação de uma plataforma fixa já eram bastante
dispendiosas, e como havia risco de a perfuração não ter sucesso, pois nada
garantia que o subsolo, naquele ponto, contivesse petróleo, foi necessário
encontrar uma solução para a perfuração preliminar (exploratória), com posterior
instalação de jaqueta, em caso de sucesso.
Neste caso, as jaquetas continuariam com a perfuração direcional, com maior
segurança do investimento e tempo empregados.
Nesta oportunidade surgiram as plataformas submersíveis. Sua filosofia de
atuação era ser rebocada até o ponto onde se desejava perfurar e lastreá-la até
que tocasse no fundo, ficando, então, apoiada no solo. Eram limitadas a regiões
com inclinações próximas de zero, pouco acidentadas, com águas calmas, em
baixíssimas profundidades, pelo fato de não possuírem regulagens.
Por tudo isto, foram muito pouco utilizadas.
2.3 Plataformas Auto-Elevatórias
Uma outra concepção que surgiu, na tentativa de permitir a perfuração prévia
em locais mais difíceis foram as plataformas Auto-elaváveis ou Auto-elevatórias,
também conhecidas por PA’s ou Jack-up’s.
Estas tratavam-se de balsas com 3 ou 4 “pernas” que podiam ser recolhidas
para navegação e ajustadas à profundidade onde iriam perfurar, de forma a
suspender a balsa, como um elevador, até o ponto onde esta não sofresse a ação
das ondas.
Sua principal limitação é a capacidade em termos de LDA, podendo perfurar
desde os 5 m, mas não ultrapassando os 130 m, limite este dado pelo comprimento
de suas pernas.
13
Podem possuir propulsão própria ou não (neste caso, são rebocadas). Para a
navegação, podem ter secções de suas pernas removidas para melhorar a
estabilidade. A Figura II.7 mostra uma PA.
Figura II.7 – Desenho e foto de uma plataforma auto-elevável.
A utilização desta estratégia de antecipação da perfuração, entre outras
coisas, estimulou o desenvolvimento de equipamentos como a Árvore de Natal
Molhada (ANM), visto que os poços poderiam não mais estar localizados sob a
plataforma produtora, mas sim em um local mais conveniente, com menores
comprimentos perfurados, tendo suas cabeças espalhadas pelo Campo,
posicionadas sobre o leito marinho.
2.4 Os Primeiros Equipamentos Submarinos
As primeiras concepções de ANM’s utilizavam árvores de natal terrestres
encapsuladas em câmaras atmosféricas. Da mesma forma surgiram os primeiros
manifolds submarinos (também atmosféricos). A Figura II.8 e a Figura II.9 mostram,
respectivamente, algumas destas ANM’s e o manifold de produção que foram
instalados em 1979, no campo de Garoupa em LDA’s de aproximadamente 115 a
250 m.
Figura II.8 – ANM atmosférica.
14
Figura II.9 – Manifold submarino de produção atmosférico.
Estes equipamentos apresentavam necessidade de manutenção com uma
certa freqüência, o que complicava a sua operação, visto que esta atividade era
muito pouco “amigável”, com a descida de operadores em um sino atmosférico que
era conectado à câmara submarina, onde a pessoa entrava para realizar seu
trabalho.
Os riscos envolvidos eram bastante grandes, com histórico de trabalhadores
que ficaram presos por um tempo fora do previsto, em função de dificuldades na
desconexão do equipamento.
A Figura II.10 ilustra a operação de intervenção numa destas primeiras
ANM’s.
Figura II.10 – Intervenção típica em um equipamento submarino atmosférico.
O estágio atual do desenvolvimento dos equipamentos citados acima, entre
outros, é descrito no item 4.2 desta dissertação.
15
2.5 Plataformas Semi-Submersíveis
A evolução natural para as operações de perfuração foi o uso de plataformas
Semi-Submersíveis (SS) como sondas.
Estas plataformas têm como características a construção sobre colunas
apoiadas em cascos submarinos ou flutuadores, conhecidos como pontoons. Tem
geometria quadrada e podem ser ancoradas ou possuir Posicionamento Dinâmico
(DP).
Essa primeira configuração é limitada a baixas LDA’s (em torno de 500 m). A
segunda permite a perfuração/completação em grandes profundidades (até em
torno de 3000 m). Esta diferença se deve a alguns fatores, como, por exemplo, o
peso das amarras de ancoragem, as dificuldades observadas na operação de sua
instalação e o alto potencial de interferência destas com equipamentos de fundo.
A Figura II.11 mostra uma sonda Semi-submersível.
Figura II.11 – Plataforma Semi-submersível de perfuração.
A origem da utilização de plataformas SS para produção se deu com a
adaptação de uma planta de processo em uma sonda de perfuração. Este fato foi
estimulado pela necessidade antecipar a produção de então novas descobertas, no
que foram chamados de Sistemas de Produção Flutuantes (SPF). Com a
descoberta de campos de petróleo em profundidades ainda maiores, esta seria uma
providência fundamental para viabilizar sua produção.
Um histórico da evolução das plataformas semi-submersíveis é mostrada por
LIM [7].
Ao contrário das sondas Semi-Submersíveis, que, em geral, apresentam
posicionamento dinâmico, as SS’s de produção são normalmente ancoradas, visto
16
que uma possível perda de posição poderia ter conseqüências muito mais
impactantes.
A perda de posição pode se dever a quedas na geração elétrica (black outs)
ou perda do sinal do satélite, muitas vezes por ocorrências atmosféricas. A sonda
de perfuração tem recursos que minimizam os efeitos, caso isto ocorra, com a
desconexão de ferramentas ou o corte do DPR (Drill Pipe Riser). A unidade de
produção não tem esta facilidade, já tendo sido tentada uma tecnologia chamada
QCDC (Quick Conection and Disconection), mas que foi abandonada pela
ocorrência de desconexões acidentais, trazendo mais problemas do que soluções.
As plataformas produtoras Semi-Submersíveis possuem maior capacidade de
processamento que as plataformas fixas, podendo ser instaladas em LDA de até
2000 m, mas a exemplo destas, também não possuem capacidade de
armazenamento, precisando, portanto, escoar o óleo produzido para um navio
tanque ou navio cisterna (FSO) ou através de oleodutos até o continente ou algum
terminal marítimo.
Em geral o modal de transporte do óleo via oleoduto, apesar do alto
investimento inicial, oferece vantagens a longo prazo em relação ao FSO, o que
deve ser estudado através de uma análise econômica.
As plataformas Semi-submersíveis possuem movimentos baixos, e permitem
a antecipação da produção. Estas trabalham com completação molhada, ou seja,
com árvore de natal no fundo do mar (ANM).
Uma explanação mais aprofundada acerca dos movimentos observados em
uma embarcação é mostrada no item 3.3.
Apesar de a maioria destas plataformas ter sido adaptada a partir de sondas
de perfuração, as atuais são construídas a partir de um projeto próprio onde se
procuram geometrias que minimizem os movimentos.
Existem muitas destas plataformas produzindo no Brasil, dentre elas a P-18,
P-25 e P-40. Podem produzir até 180 mil BPD.
Quanto à instalação, estas plataformas são rebocadas (visto que a grande
maioria não possui propulsão própria) até a locação, onde são ancoradas. A
depender do porte e da LDA, estas unidades podem receber de 2 a 4 linhas de
ancoragem por vértice, totalizando até 16 âncoras.
17
Na sua desmobilização, tudo o que estiver “pendurado” nestas unidades
deverá ser desconectado, após o que, as linhas de ancoragem são desconectadas
e recolhidas, podendo-se ou não recolher também as âncoras. Esta decisão segue
critérios técnicos e econômicos.
Como principais riscos observados nesta configuração, podem-se citar:
• Corrosão – Corrosão do casco, necessitando inspeção periódica. O
casco é pintado com tinta especial para não permitir a agregação de
cracas. Para mitigar a corrosão é feito o uso de proteção catódica,
preferencialmente através de anodos de sacrifício, mas existindo,
também, o uso de “corrente impressa”;
• Incêndio e explosão – Semelhante ao já citado na jaqueta;
• Choques com embarcações ou aeronaves – Estas plataformas
possuem movimentos, o que aumenta o risco. Estão sujeitas, também,
a choques com embarcações de lançamento de linhas;
• Queda de material – Semelhante à jaqueta, com o agravante dos
movimentos;
• Bolha de gás – Vazamento de gás pressurizado de dutos submersos
pode comprometer a estabilidade e flutuabilidade da embarcação, visto
que pode baixar a densidade da água sob a plataforma;
• Adernamento – Inclinação excessiva por desbalanço de peso na
plataforma, causado por alagamento acidental de compartimentos,
devido a transferência inadequada de fluidos para tanques de um
bordo, descontrole do sistema de lastro ou ruptura de chapa do casco
ou coluna;
• Afundamento – Decorrente de acidente como incêndio, explosão,
colisão com embarcação, adernamento excessivo ou combinação
destes, entre outros;
• Rompimento de linha de ancoragem – Pode ser provocado por choque
desta com barco ou duto sendo lançado, cargas ambientais extremas,
desgaste com o tempo, erro de projeto ou outros.
18
2.6 Navios Sonda
As sondas de perfuração também foram adaptadas para navios, sendo estes,
caracterizados por uma torre e moon pool centrais, possuindo todas as facilidades
para viabilizar as operações a que se destinam. A Figura II.12 mostra um Navio
Sonda.
Figura II.12 – Foto de um Navio Sonda de perfuração.
2.7 Navios Plataforma
Paralelamente ao desenvolvimento das SS’s como plataformas de produção,
situa-se a evolução dos FPSO’s (Floating Production Storage and Offload ou
Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Descarga) e dos FSO’s
(Floating Storage and Offload), que diferenciam-se desses primeiros, pelo fato de
não produzirem, nem processarem o óleo, apenas armazenando-o.
Há casos de FPSO’s que só processam ou reprocessam o óleo produzido por
outra unidade produtora que não tem condições de enquadrá-lo na especificação
desejada.
Estas plataformas surgiram a partir da conversão de antigos navios
petroleiros, com alta capacidade de carga, já obsoletos para o serviço de transporte
de petróleo, conhecidos como VLCC’s – Very Large Crude (Oil) Carrier.
O primeiro FPSO instalado no Brasil, em 1979, foi o FPSO Presidente
Prudente de Moraes, a atual P-34, no que foi chamado de Sistema Antecipado de
Garoupa. Tratava-se de um sistema provisório que precedeu a instalação da
jaqueta naquele Campo [8].
19
A configuração completa do sistema pode ser vista na Figura II.13, onde
também são apresentados as ANM’s e o manifold (citados anteriormente),
interligados entre si, e a interligação deste à torre: tudo através de dutos.
Figura II.13 – Desenho do P. P. Moraes em Garoupa com sistema submarino.
O sistema de fixação utilizado era uma torre presa ao solo marinho, em LDA
de aproximadamente 100 m, por onde fluía o óleo produzido pelos poços. Havia
uma segunda torre para o escoamento do óleo produzido, através de navios
petroleiros que ali atracavam, para a atividade de offloading (descarga).
Chamavam-se, respectivamente, Torre de Processamento e Torre de
Carregamento.
A conexão ao navio se dava através de um swivel, que permitia que este
girasse em torno da torre, sempre se alinhando com as condições ambientais,
“procurando” uma situação mais confortável, de modo que os movimentos sejam
minimizados. O swivel é uma espécie de rolamento que permite que fluidos passem
da parte móvel para a parte fixa sem vazamentos. O ioke fazia a interface entre as
duas estruturas e tinha o formato de uma forquilha, articulada em ambos os
equipamentos (navio e torre/swivel).
Esta configuração não teve sucesso devido à sua suscetibilidade à fadiga, que
foi demonstrada na ruptura havida na base desta estrutura, em 1981. Durante sua
evolução, esta configuração passou por uma fixação a uma estrutura flutuante
ancorada ao solo por cabos.
Deste, evoluiu-se para uma estrutura chamada turret, representado por uma
torre localizada na proa da embarcação, para a qual convergem as linhas de
ancoragem e os dutos de interligam os poços ou manifolds à plataforma.
20
O turret, fixado ao solo através de linhas de ancoragem, possui, além do
swivel, um conjunto de enormes rolamentos que permitem o movimento relativo
(giro) de forma similar ao observado na antiga torre.
Não se observa o risco de ruptura da fixação deste tipo de embarcação pelas
cargas alternadas devido aos movimentos da embarcação, conforme se observou
na torre, pois esta ancoragem não se trata de uma estrutura rígida.
A Figura II.14 mostra um turret interno, evolução da estrutura com swivel
externo ao casco, e configuração esta, mais comum utilizada em FPSO’s no Brasil.
Esta trajetória é registrada por RONALDS [9].
Figura II.14 – Estrutura do turret em corte.
Além dos FPSO’s com turret interno, outro sistema de ancoragem observado
nas instalações brasileiras, nos dias de hoje, é o Spread Mooring.
No sistema Spread Mooring ou de “âncoras espalhadas”, o navio fica preso ao
fundo marinho através de linhas de ancoragem localizadas em sua proa e popa
(frente e trás, respectivamente). De maneira geral, os movimentos tendem a ser
piores que os do sistema turret, porém, em função das linhas ficarem a uma
distância menor do centro de gravidade da plataforma, o esforço sofrido pelos dutos
tende a ser menor.
Um caso particular do sistema Spread Mooring (SMS) é o DICAS (Differential
Compliant Anchoring System – Sistema de Ancoragem com Complacência
Diferencial), que permite um certo alinhamento do navio com as condições
ambientais, reduzindo os movimentos e mantendo as vantagens do SMS.
21
Estes sistemas costumam possuir entre 18 e 20 linhas de ancoragem.
O sistema tipo turret, geralmente, utiliza 3 jogos de 3 linhas de ancoragem
simétricos.
A Figura II.15 mostra a configuração de cada um destes tipos de ancoragem e
respectivas configurações de dutos de coleta da produção e exportação.
Figura II.15 – Desenhos ilustrando os sistemas turret e spread mooring.
A crescente demanda por FPSO’s e FSO’s deveu-se, em grande parte, ao
fato destes grandes navios tornaram-se mais atrativos para esta utilização, visto
que muitos tiveram sua aposentadoria antecipada, a partir das mudanças ocorridas
na legislação internacional, o que acabou derrubando os preços. Estas mudanças
versam principalmente sobre a necessidade do uso de casco duplo (maior
segurança) em petroleiros com menor capacidade (menores impactos ao meio
ambiente, em caso de acidentes). Tudo isto foi motivado por derramamentos
observados com este tipo de navio, causando verdadeiros desastres ambientais.
A unidade por ficar ancorada sofre menores esforços do que aqueles que
sentia enquanto navegava.
A conversão de um petroleiro em plataforma começa com a avaliação da
integridade do casco, partes estruturais e do convés. Chapas são soldadas onde a
espessura não está dentro da faixa admissível. São feitos reforços na estrutura
para acomodar as plantas de processo e os tanques são aproveitados para a
armazenagem do óleo produzido e tratado.
O maquinário de propulsão é removido para aumentar a capacidade de
estocar óleo e minimizar o peso. Isto se deve ao fato de que a unidade ficará muito
tempo “parada” em um lugar só, e os equipamentos, desnecessários, precisariam
de manutenção constante. Estas unidades são conduzidas até suas locações
22
através de reboque, havendo poucas exceções, geralmente em unidades afretadas,
devido ao fato de que podem migrar de um campo para outro em outro continente,
ou com certa freqüência dentro de uma mesma região.
A conversão das sondas SS e petroleiros em unidades de produção se dá em
estaleiros que possuem dique seco. Alguns destes podem lançar cascos novos sem
uso deste recurso. A instalação dos módulos de sua planta de processo pode se
dar com os mesmos dentro da água. No Brasil, atualmente, está em construção o
primeiro dique seco com capacidade para atender as necessidades da indústria do
petróleo, desenvolvimento este, encomendado para a execução das próximas
UEP’s dentro do território nacional.
Os FPSO’s possuem grande capacidade de processamento, em função das
suas grandes dimensões (convés ocupando quase todos seus aproximadamente
310 m de comprimento, por 55 m de largura) e, conseqüentemente, área livre para
a instalação de módulos de processo, além de grande capacidade de receber peso,
devido a sua alta flutuabilidade. Para se ter uma idéia comparativa, as maiores SS’s
tem aproximadamente 80 m x 80 m.
Sua capacidade de armazenamento pode chegar a 1,6 milhões de barris (255
mil m
3
), ou o suficiente para manter uma produção de 100 mil bpd (barris por dia),
por 16 dias.
Os movimentos deste tipo de unidade costumam ser piores que outras
unidades flutuantes, haja visto seu enorme porte e geometria longilínea, que
conferem grandes amplitudes de respostas às ondas, principalmente no movimento
de roll. O pitch, menos acentuado, é mais sentido nas extremidades da
embarcação, o que confere à versão com turret maior severidade de movimentos
para os risers (ver item 3.3).
Quando os tanques deste tipo de unidade estão próximos do limite máximo de
preenchimento, é efetuada a atividade de descarga para petroleiros ou “Navios
Aliviadores”. Estes, normalmente utilizam facilidades de posicionamento dinâmico,
sendo que o FPSO (se possuir ancoragem em turret) será mantido na posição por
rebocadores, impedindo que mudanças de corrente ou vento façam a plataforma
girar, acarretando em risco de colisão entre estes navios.
A descarga é feita através de um mangote, que é um duto flexível flutuante
que interliga as duas embarcações. O mangote, normalmente fica residente no
23
FPSO (ou FSO, quando for o caso).
Quando a UEP possuir ancoragem Spread Mooring, o alívio poderá ser feito
em tandem, onde as embarcações ficam lado a lado. A Figura II.16 mostra uma
operação de offloading.
Figura II.16 – Operação de descarga ou alívio.
Estas unidades contam com um sistema de bombeio que trabalha com baixa
pressão e alta vazão, a fim de que o que foi produzido ao longo de duas ou mais
semanas seja descarregado em 24 h. Esta descarga também poderá se dar através
de uma monobóia, que visa facilitar a atracação dos navios aliviadores, servindo
ainda como ponto de ancoragem, para aqueles navios que não contam com
sistema DP.
Como as SS’s, estas UEP’s permitem antecipação da produção, consistindo
em grande vantagem, além de também só permitirem completação molhada.
Os requisitos de instalação e desinstalação, bem como os principais riscos
vivenciados são muito semelhantes com os das SS’s, lembrando que alguns podem
ser agravados pelas maiores dimensões (maior área exposta) e pela grande
quantidade de óleo que pode estar armazenado, resultando em um possível
impacto ambiental bem mais severo.
O projeto de ancoragem é dado pelos carregamentos ambientais e os gerados
pelos próprios dutos, sendo melhor detalhado no Capítulo III.
O limite tecnológico para aplicação deste tipo de unidade é a LDA de 1500 m.
O Brasil é o país com o maior número de FPSO’s instalados no mundo. Suas
capacidades de produção podem ir até os 200 mil BPD.
FSO
Navio
Mangote
24
2.8 Tension Leg Platforms (TLP)
Algumas configurações que foram desenvolvidas em paralelo com as SS’s e
dos FPSO’s, mas que ainda não se observam no Brasil são a Spar Buoy e a TLP
(Tension Leg Plataform).
O principal motivo para a não utilização destas tecnologias é o alto custo
destas configurações em comparação com os tipos de plataformas que as
precederam. Sua importância deve-se ao fato de que elas são adequadas para
situações em que as convencionais não são indicadas, principalmente no que diz
respeito aos movimentos, muito menores, item importantíssimo se se quer atingir
LDA ultraprofundas.
A TLP, ou Plataforma de Pernas Tensionadas, na maioria das vezes, em uma
primeira análise, se assemelha muito a uma SS, possuindo um flutuador
“quadrado”. Também pode possuir um flutuador triangular ou em forma de estrela
de três pontas (mini-TLP’s).
Sua principal característica é seu sistema de ancoragem, composto por
tendões tubulares verticais que permitem movimentos muito menores do que as
suas antecessoras. Isto permite o uso de risers verticais e completação seca, como
nas fixas, diferindo no fato de que a TLP permite produção em LDA de até 2500 m.
As demais limitações, porém, também são semelhantes às das fixas: Perfuração
direcional limitada à área onde se encontram e cronograma de interligação elástico,
dependendo da perfuração dos poços, operação com duração elevada se
comparada com a conexão de dutos de poços satélites.
A Figura II.17 mostra algumas configurações de plataformas do tipo TLP.
Figura II.17 – Diferentes configurações de TLP’s.
25
Seu custo é bem mais elevado, com grande contribuição da fixação do
sistema de ancoragem. Este tipo de unidade precisa ter um empuxo bastante
elevado de forma que os tendões estejam sempre tracionados (caso contrário,
estes poderiam sofrer danos por flambagem próxima ao solo, além de perder sua
vantagem quanto aos movimentos reduzidos). Em função disto a capacidade de
carga para plantas de grande capacidade pode ficar comprometida, se se somar o
peso representado pelo grande número de risers necessários.
O heave, significativo nas configurações concorrentes, é quase zero na TLP,
ocorrendo tão somente em função do deslocamento pelas correntes ao longo dos
eixos horizontais (deriva e avanço).
Como a corrente pode ser considerada como uma carga quase estática,
percebe-se uma situação bastante favorável ao duto vertical, principalmente no que
diz respeito à fadiga, principal inviabilizadora de projetos em LDA’s ultraprofundas.
O roll e o pitch também são mínimos, visto que as pernas verticais restringem
bastante estes movimentos. O yaw tem maior relevância nesta configuração, em
relação às outras, visto que a resistência a este movimento é menor no caso das
TLP’s, tendo pouco efeito nas outras configurações (nenhum efeito para os dutos
na configuração turret, pois este funciona como uma articulação).
No Brasil já se estudou o uso desta tecnologia, porém a falta de experiência e
de ferramentas que permitissem avaliar o risco técnico e de negócio (comercial)
tem levado as decisões para as configurações conhecidas, o que acarreta outros
problemas, como a convivência com outras limitações.
No mundo existem muitas TLP’s instaladas, sendo a maioria destas, no Golfo
do México. No Brasil ainda não existe nenhuma plataforma com esta configuração,
mas alguns projetos já contemplam esta possibilidade.
Uma variante da TLP é a TLWP (Tension Leg Wellhead Platform), onde a
plataforma não processa o óleo, apenas recebendo o óleo produzido, com posterior
transferência para uma unidade de processamento, que pode ser, inclusive, uma
TLP.
Em relação aos problemas que foram relatados anteriomente, esta
configuração apresenta riscos semelhantes (tratando apenas da UEP), quanto à
corrosão, incêndios, bolha de gás, queda de material e afundamento. O risco de
26
choque pode ser menor pelo seu menor deslocamento, assim como o adernamento
é mais difícil pela alta flutuabilidade. Porém, o rompimento de um tendão de
ancoragem pode ser catastrófico para a plataforma.
A instalação deste tipo de unidade é relativamente mais complexa e mais cara
que as anteriores, devido às suas peculiaridades. Desde os tendões até a fixação
destes no solo marinho, até o procedimento de tensionamento dos mesmos.
Como nas outras citadas, podem-se interligar poços previamente perfurados,
porém com esta antecipação, abre-se mão da vantagem da completação seca.
2.9 Spar Buoy
A Spar (“mastro”, em inglês) trata-se de uma plataforma composta por um
grande cilindro flutuante sobre o qual é apoiada a planta de processo. Este tubulão,
que pode chegar em torno de 300 metros de comprimento, podendo ser ancorado
verticalmente (como no caso da TLP) ou com as âncoras espalhadas. Em função
de seus movimentos reduzidos, permite risers verticais e completação seca, com
todas as vantagens e desvantagens acarretadas por este fato.
É classificada em gerações, onde tem evoluído para o uso de um número
maior de cilindros de menor diâmetro, o que diminui peso (acarretando economia
de material, pelas espessuras menores, além de maior flutuabilidade) e permite
maior manutenibilidade e facilidade de fabricação e instalação (seus “garagalos” em
termos de custos e riscos). Tem-se tentado possibilitar algum armazenamento,
ainda que pequeno.
Como as SS’s e TLP’s, necessitam de meios auxiliares para armazenamento
do óleo produzido ou oleoduto.
A Figura II.18 ilustra uma das formas de instalação de uma Spar, iniciando
pela navegação rebocada do flutuador, verticalização, instalação das linhas de
ancoragem e finalmente instalação da planta, por lift (conforme mostra a Figura).
Outra forma utilizada é através do lastreamento da coluna e elevação quando do
posicionamento da planta, em balsa própria, sobre o flutuador.
27
Figura II.18 – Instalação de uma Spar.
A vantagem da completação seca se dá em relação aos custos de
intervenções no poço, muito menos dispendiosas, por não depender de sondas
flutuantes, muitas vezes caras e indisponíveis.
Todas as plataformas necessitam de gasoduto para exportar seu gás, caso
contrário terão de queimá-lo. Existem alguns estudos, sugerindo o uso de FSO’s
como armazenadores de gás natural e posterior descarga para navios
transportadores de LGN (Líquido de Gás Natural).
Muitas outras configurações tem sido idealizadas, porém, apenas algumas
são desenvolvidas.
2.10 Projetos de Plataformas em Desenvolvimento
Alguns FPSO’s, atualmente, têm sido construídos a partir de um projeto novo.
Entre eles destaca-se o FPSO BR, desenvolvido pela Petrobras.
Trata-se de um FPSO com geometria otimizada para os movimentos e com
grande capacidade de armazenamento. Os FPSO’s convertidos não foram
projetados com esta preocupação, visto que seu antigo objetivo exigia um formato
hidrodinamicamente favorável à navegação.
A Figura II.19 mostra o casco de um FPSO BR.
28
Figura II.19 – FPSO BR (patente Petrobras).
Outro projeto desenvolvido pelo CENPES (Centro de Pesquisas da Petrobras)
é o Mono BR (ou Semi BR).
Esta plataforma tem geometria semelhante a uma plataforma semi-
submersível, tendo sido idealizado para minimizar os movimentos da plataforma,
como forma de viabilizar, com a utilização de tecnologia própria, a produção de
campos em LDA ultra-profundas.
Este projeto consiste em um casco que evoluiu do quadrado para o circular
com uma geometria tal que permite uma defasagem entre a onda no interior e no
exterior do moon pool, que gera um efeito de compensação de esforços, reduzindo
desta forma os movimentos da unidade.
A Figura II.20 mostra a configurações final para o Mono BR. A Figura II.21
ilustra a filosofia de funcionamento deste tipo de unidade.
Figura II.20 – Mono BR instalada e em corte (patente Petrobras).
29
Figura II.21 – Princípio de funcionamento do Mono BR.
Outro exemplo de configuração alternativa é o FPSO com casco redondo, a
ser instalado no Campo de Piranema, no estado de Sergipe, em LDA de 1090 m.
Esta configuração procura aliar os baixos movimentos que a sua geometria confere,
com a capacidade de armazenamento. Como o casco cilíndrico tem limitações de
diâmetro, a capacidade de processamento situa-se em torno de 30 000 BPD, e os
volumes de tanques, em 300 000 bbl.
Todas as unidades flutuantes possuem tanques de lastro que servem para dar
estabilidade a elas quando estão vazias ou para alterar o centro de gravidade
conforme a conveniência. Nada mais são do que tanques que recebem água do
mar ou são esvaziados para atender sua função (aumentando ou reduzindo,
respectivamente, o peso da UEP).
Uma possibilidade para a viabilização da explotação de campos com pequena
reserva ou a necessidade de atendimento de prazos curtos de implementação é o
afretamento de unidades. Geralmente estes contratos levam de 5 a 10 anos, contra
a média de 25 anos utilizado para os campos de maior porte.
No Apêndice A, é mostrada uma tabela com dados adicionais resumidos,
enfatizando as vantagens e desvantagens, principais características, limitações e
aplicações das configurações de plataformas apresentadas neste texto.
30
CAPÍTULO III
COMPONENTES DO SISTEMA DE SUPERFÍCIE
3.1 Sistemas de Ancoragem
O sistema de ancoragem de uma UEP (Unidade Estacionária de Produção)
tem por objetivo, manter a posição desta, minimizando seu offset, ou mantendo
este dentro de limites admissíveis. Pode apresentar diferentes configurações
conforme explanação vista nos itens abaixo.
Entende-se offset pelo deslocamento da plataforma de sua posição neutra
(mean), estando normalmente limitado a um valor entre 5 e 10 % da LDA. Outras
duas definições importantes são a de far e near, respectivamente a posição onde a
embarcação se encontra com o máximo e o mínimo afastamento de um ponto de
referência. É interessante lembrar que, ao se afastar de um ponto, a plataforma
estará se aproximando de outro ponto a 180º, sendo a definição relativa ao ponto
de interesse.
3.1.1 Em Catenária
Primeiramente, convém dar a definição de catenária, que é a curva formada
por um cabo flexível suspenso por dois pontos, como por exemplo os cabos de alta
tensão entre dois postes.
Esta geometria também é observada em estruturas de elevada esbeltez, que
acabam tendo seu comportamento aproximado de um cabo.
A equação da catenária pode ser deduzida pela decomposição dos vetores da
tensão sofrida pelo cabo, em função do peso próprio e da deformação observada.
A Figura III.1 mostra a decomposição vetorial que auxilia na dedução da
equação da catenária.
31
Figura III.1 – Equação e geometria da catenária.
A Figura III.2 (obtida através do software de análise de risers Anflex) [10]
ilustra a configuração da catenária nas situações neutra, near e far, devendo ser
enfatizada a conseqüente alteração nos respectivos ângulos de topo e
comprimentos suspensos, tendo como conseqüência variações na tração no topo e
possibilidade de compressão no fundo, o que pode gerar a flambagem lateral ou
radial (bird cage) das armaduras de tração. Notar que a curvatura é sensivelmente
afetada e que o TDP “anda” no sentido oposto ao movimento da plataforma.
Figura III.2 – Geometria da catenária nas situações neutra, far e near.
O sistema de ancoragem em catenária é composto por linhas de ancoragem
compostas geralmente por “amarras”. Amarras são o conjunto de elos formando
uma corrente, conforme mostrado na Figura III.5. Estas amarras permitem a
restauração da posição da plataforma pelo seu peso próprio, ou seja, à medida em
que as cargas ambientais de onda, corrente e vento, combinadas, tendem a afastar
90.00
7.99
-123 77 277 477 677 877
56
156
256
356
456
556
656
756
856
TDP
FAR NEAR
φ
1
φ
= 0, Τ
0
te
H
CTTT ===
0
cos
φ
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
−
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
= 1cosh
0
0
T
Px
P
T
y
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
=
0
0
senh
T
Px
P
T
s
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
=
−
0
1
0
senh
T
Ps
P
T
x
PsTT
V
==
φ
sen
T+dT
ds
φ
Pds
d
φ
T
Â
NGULO DE
TOPO
Â
NGULOS DE TOPO
32
a unidade de sua posição de equilíbrio, a geometria das catenárias sobre uma
mudança: no lado para onde a plataforma se deslocou (deriva e avanço somados) a
catenária tenderá a se assentar no solo marinho, enquanto que no lado oposto a
catenária tenderá a ser suspendida. Este fato gerará uma diminuição da tração pelo
menor comprimento suspenso do primeiro lado, conseqüentemente, aumentando a
tração nas outras amarras. Neste caso o sistema encontrará um novo ponto de
equilíbrio, de onde a plataforma tenderá a mudar, com a variação das condições
climáticas.
Este tipo de filosofia de ancoragem tem algumas limitações importantes,
dentre as quais:
• Uso em LDA baixa (normalmente, mas não obrigatoriamente, até 500
m) devido às cargas de instalação, custos de material e maior
eficiência do método nesta situação;
• Utiliza um raio de ancoragem de até 3 x LDA, o que pode gerar
interferência com equipamentos de fundo, penalizando o arranjo
submarino.
3.1.2 Taut Leg (Pernas Atirantadas)
Diferencia-se do método em catenária, principalmente por sua geometria onde
as linhas permanecem praticamente esticadas, desde o solo marinho até a UEP.
Isto é viabilizado pela utilização de tramos intermediários de poliestes, um cabo de
material polimérico com grande elasticidade, resistência e baixo peso.
O mecanismo de restauração, neste caso, se baseia na deformação elástica
do poliéster que tende a tracionar com maior intensidade quando a plataforma tenta
se afastar.
Como a linha de ancoragem sai em um ângulo de 40 a 45º do solo, o raio de
ancoragem fica muito menor, na ordem de 1 a 1,3 x LDA, o que em LDA profundas
(a partir de 500 m) facilita em muito o arranjo de dutos e equipamentos submarinos,
otimizando comprimentos, que acabam influenciando positivamente na produção,
pelas menores perdas de carga.
Requerem a utilização de âncoras ou estacas que suportem cargas com
componentes verticais, para que estas não sejam arrancadas [11].
33
Os seus custos são maiores devido aos materiais empregados, mas são as
únicas viáveis em LDA’s maiores do que 1000 m.
A Figura III.3 ilustra a diferença entre esses dois sistemas de ancoragem,
levando em conta a filosofia de restauração.
Figura III.3 – Sistema de ancoragem em Catenária e Taut leg.
3.1.3 Ancoragem Vertical
Uso restrito a unidades TLP, Spar e algumas configurações alternativas de
risers, com o uso de flutuadores. A resistência ao “arrancamento” deve ser superior
ao empuxo líquido máximo. Este é a diferença entre o peso da estrutura e a massa
total deslocada, na pior situação (maré + onda) e resulta em valores bastante
elevados.
A força de reação da estaca é dada pelo atrito destas com o subsolo marinho,
podendo chegar a algumas centenas de toneladas-força.
3.1.4 Tipos de Âncoras
Âncora de arraste: são utilizadas para o sistema de ancoragem em catenária,
só suportando cargas horizontais. A instalação é feita por rebocador (AHTS –
Anchor Handling Tug Supply) e as âncoras ficam a uma profundidade de
aproximadamente xxxx m, na extremidade das linhas.
VLA (Vertical Load Anchor)
: são âncoras que suportam cargas verticais,
devido a sua grande profundidade e ângulo de cravação. Permitem a ancoragem no
sistema taut leg. Tem o custo mais elevado que as âncoras de arraste e são
recuperáveis para reutilização. São instaladas por rebocador, que ao tracionar o
34
cabo de lançamento produz o enterramento destas, conforme mostrado na Figura
III.4.
Figura III.4 – Instalação de uma âncora do tipo VLA.
Estaca de percussão
: estaca cravada com auxílio de martelete ou vibrador. As
dimensões (diâmetro e comprimento), bem como a profundidade, deverão ser
adequadas à carga a ser suportada.
Estaca de Sucção
: estaca cilíndrica, oca, cravada com auxílio de uma bomba
de sucção, que gera um diferencial de pressão entre a parte interna da estaca e o
meio externo (submetido a pressão hidrostática), o que empurra a estaca para
baixo, afundando-a no solo. Permitem um maior controle das cargas suportadas.
Sua instalação é feita por barco AHTS.
Estaca Torpedo
: estaca em formato de torpedo que é solta de uma altura de
até 120 m do fundo marinho, de onde adquire velocidade suficiente para o
cravamento a até 30 m de profundidade (a depender do tipo de solo e carga
necessária). Trata-se de uma estaca com ponta de 30 ou 60º, preenchida por
chumbo ou cimento e haletas laterais para aumentar o atrito com o solo e,
conseqüentemente, a resistência ao arrancamento. Esta é uma patente da
Petrobras e tem sido a mais utilizada por seu baixo custo e facilidade de instalação.
Tem dificuldade de cravamento em solo calcáreo, ou na presença de corais.
Também são utilizadas para a ancoragem de risers (melhor detalhado no item
4.1.1) em dimensões reduzidas devido ao menor requisito de carga.
Cabo de
recuperação
AHTS
UEP
35
Estaca Cimentada (Grouteada): Estaca correspondente à operação de início
de poço, onde há o jateamento, com instalação de coluna e cimentação. São as
mais resistentes e instaláveis em qualquer solo (inclusive com rocha), porém seu
custo é muito mais alto que suas concorrentes, principalmente em função da
necessidade de instalação com sonda de perfuração, cujo custo diário chega a ser
5 a 10 vezes maior que o custo de rebocadores além do tempo de instalação ser
maior, sendo, portanto, utilizadas somente quando as outras configurações não
demonstram serem eficientes.
Poita ou Peso morto
: pesos utilizados principalmente para ancoragens
provisórias. Podem ser feitas de aço (blocos, cachos de amarra ou sucata) ou
concreto.
3.1.5 Acessórios
Amarras: São formadas por elos de grandes dimensões e tem grande
resistência à tração. São feitas de aço carbono e conferem o peso necessário à
linha de ancoragem no sistema em catenária. No sistema taut leg estão presente no
trecho de fundo e de topo, não suportada pelos tramos de poliéster devido à
inconveniência do convívio desse tipo de cabo com a areia e com a formação de
cracas nas proximidades do topo. Tem grande resistência à abrasão. São
mostradas na Figura III.5.
Figura III.5 – Desenho de uma amarra típica.
Cabos de aço
: Utilizados como um trecho intermediário, para reduzir o peso
das amarras, posicionadas nas extremidades, facilitando a instalação. Tende a
combinar as características dos sistemas em catenária e taut leg, pois possuem
certa elasticidade, dando maior rigidez ao sistema. Possuem menor resistência à
abrasão que as amarras.
Cabos de poliéster
: São muito resistentes e leves, sendo os ideais para o
tramo intermediário da linha no sistema taut leg. Temem o contato com a areia
devido a possível abrasão de suas fibras internas, quando tracionadas.
Elo Kenter
: Semelhante ao elo de amarra, porém, desmontável. Une dois
36
tramos de amarras podendo passar pelos equipamentos de tensionamento de
amarras.
Manilhas
: São utilizadas para unirem a extremidade de uma amarra com um
soquete de cabo de aço ou de poliéster, ou, ainda, a outro tramo de amarra. Não
possuem a facilidade de passagem por equipamentos de superfície, como
observado no elo Kenter. A Figura III.6 mostra uma manilha.
Figura III.6 – Manilha utilizada em ancoragem de unidades.
Gancho KS
: Gancho que facilita o pré-lançamento do sistema de ancoragem.
Este funciona como um “mosquetão” e faz a conexão entre tramos já instalados no
fundo do mar, com aqueles que temem o contato com a areia e, portanto, não
podem ser abandonados previamente. A conexão é realizada com o auxílio de
barco de ROV.
Bóias (ou flutuadores)
: auxiliam na recuperação de cabos pré-lançados entre
outras atividades de instalação marítima.
Além do pré-lançamento, que serve para antecipar o cronograma de entrada
em operação de uma plataforma, outra atividade é o Hook Up, que nada mais é do
que a conexão na plataforma com posterior tensionamento de forma a garantir os
movimentos dentro das tolerâncias.
Para o projeto do sistema de ancoragem, além dos materiais utilizados nos
acessórios, outras variáveis são as cargas ambientais e a resposta em movimentos
da unidade, explanados de forma mais aprofundada nos próximos itens.
3.2 Carregamentos Ambientais
Os carregamentos ambientais relevantes para o estudo de movimentos de
uma unidade são três: Onda, Corrente e Vento.
O vento, fruto da diferença de pressão de massas de ar, onde este tende a ir
de regiões de maior pressão (potencial) para as de menor pressão. O vento
37
representa uma distribuição de pressão que, atuando sobre um corpo na superfície
da água gera uma força que tende a removê-lo da sua posição. Como grandezas
de interesse têm-se a sua intensidade (velocidade) e direção.
As correntes podem ser classificadas em correntes de Superfície e Sub-
superfície (incluindo a de Fundo). A de Superfície, junto com o vento provocam os
grandes deslocamentos (offset) das unidades, comportando-se como um “vento” no
meio líquido, com uma pressão resultando em força atuando sobre a área
“molhada” da embarcação.
A corrente varia de intensidade e também pode variar de direção à medida em
que se desce rumo ao fundo do mar. Estas correntes de sub-superfície atuam sobre
elementos suspensos entre a unidade e o solo marinho, quais sejam: dutos (risers)
e linhas de ancoragem, entre outros possíveis equipamentos.
As cargas que estas efetuam sobre a UEP é verificada indiretamente, através
do esforço adicional causado pelo peso destas linhas, “penduradas” na unidade.
A última carga é a onda que se divide em componentes de alta freqüência e
baixa amplitude (vagas) e as de baixa freqüência e alta amplitude (swell). Estas são
fruto da ação do vento na superfície do mar, mas também podem ser originadas por
atividade sísmica (terremotos) ou mesmo como resultado de efeitos de correntes
com direções conflitantes.
As ondas geram movimentos de giro ao longo dos eixos longitudinal e
transversal das embarcações, além do heave (Maiores informações sobre os
movimentos são vistas no próximo item) e tendem a ter menor influência quanto
menores os períodos e maiores os cascos das unidades.
3.2.1 Critérios de projeto
Em termos de considerações para projeto podem-se citar, como informações
importantes, as seguintes:
Onda média anual – para cálculo de vida a fadiga;
Onda e corrente decenárias – onda de maior amplitude e corrente de maior
intensidade esperada para um período de 10 anos, utilizada como carga extrema
para projetos de curta duração;
38
Onda e corrente centenárias – análogo ao item anterior, porém para o período
de 100 anos. Utilizada para projetos de mais de 20 anos de expectativa de
produção.
3.3 Movimentos de uma Unidade Flutuante
Falando um pouco sobre teoria naval: unidades flutuantes, como qualquer
outro meio naval, apresentam 6 tipos de movimentos combinados, compostos por
translações e rotações ao longo dos 3 eixos coordenados.
Estes movimentos denominam-se:
• Afundamento ou heave: translação no eixo vertical;
• Avanço ou surge: translação ao longo do eixo longitudinal da
embarcação;
• Deriva ou sway: translação ao longo do eixo transversal da
embarcação;
• Arfagem ou pitch: rotação em torno do eixo transversal da
embarcação;
• Jogo ou roll: rotação em torno do eixo longitudinal da embarcação;
• Guinada ou yaw: rotação em torno do eixo vertical.
Estes movimentos são visualizados na Figura III.7.
Figura III.7 – Movimentos de uma embarcação.
Os movimentos de Avanço e Deriva se devem, principalmente, à ação das
correntes de superfície e do vento.
39
Pitch, roll e heave (termos em inglês, pelos quais são mais conhecidos)
devem-se principalmente à ação das ondas.
Yaw sofre influência de ambos os carregamentos ambientas, tendo ainda uma
possível componente de reação do próprio sistema de ancoragem.
Os movimentos de uma unidade flutuante são estimados através das
informações ambientais (dados meteoceanográficos) levantadas ao longo de um
período, na região onde a plataforma será instalada. Neste estudo, observam-se as
amplitudes e períodos máximos e mínimos das ondas, para cada direções, bem
como intensidade de corrente e ventos, também com suas direções.
Cabe informar que convencionalmente, para vento e corrente, utiliza-se como
direção, de onde estes vêm. O sentido da onda, tradicionalmente, é dado por para
onde ela vai.
3.3.1 Tabelas de RAO
RAO (Response Amplitude Operator) trata-se de um fator de amplificação aos
movimentos, dada uma carga de excitação. Ela vale para a unidade e independe
das cargas ambientais.
Estas tabelas são levantadas através de análise numérica das freqüências
naturais para cada um dos movimentos, com programas de computador
adequados, e são, normalmente, verificados em tanque de prova com modelo
reduzido. Para isso leva-se em conta a geometria da unidade (comprimento, boca –
largura, calado – altura submersa, Centro de Gravidade – CG, etc.) e o sistema de
fixação desta.
Estes modelos reduzidos utilizam a Teoria da Semelhança, onde grandezas
físicas são combinadas de forma a se obter componentes adimensionais, a partir de
variáveis fundamentais (tempo, massa, comprimento, temperatura, etc.), os quais,
mantidos constantes, permitem obter uma relação entre as demais dimensões:
massas, velocidades, forças, viscosidades, entre outras. Em seu livro, FOX [12]
ilustra bem esta teoria.
Normalmente, os dados experimentais em modelos reduzidos são utilizados
para calibrar ou mesmo validar análises numéricas. Com certa freqüência, também
são feitos monitoramentos em protótipos (em escala 1:1) e em unidades no campo,
para o acompanhamento da evolução destes movimentos, bem como para registro
40
histórico dos esforços sofridos.
Nos ensaios em tanque são geradas excitações puras e avaliados os
diferentes comportamentos da unidade. Esta excitação consiste em se tirar o
modelo da posição de equilíbrio, deslocando em um dos três eixos coordenados ou
girando em torno de um destes mesmos eixos, a fim de se avaliar a resposta ao
“soltá-lo”.
Ensaios mais completos, simulando diversas condições de mar também são
possíveis, limitados às funcionalidades do tanque de prova.
A UFRJ/COPPE possui um dos maiores e mais bem equipados tanques
oceânicos do mundo, localizado na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro.
3.4 Planta de Processo
O projeto da planta de processo de uma unidade leva em conta várias
variáveis que serão listadas mais adiante, porém, de maneira geral, todas tem
equipamentos comuns. A Figura III.8 mostra um fluxograma simplificado de uma
planta típica (que pode variar de acordo com as características do projeto).
Figura III.8 – Fluxograma básico (Processamento Primário de Petróleo – PPP).
Outras considerações importantes:
• Tipo de fluido – óleo e/ou gás;
• Características do fluido – presença de parafina, presença de
41
contaminantes, etc;
• Mecanismo de produção e elevação – gas lift, BCSS, etc;
• Parâmetros de processo – pressões e temperaturas, entre outros.
3.4.1 Tratamento do Óleo
Uma planta de processo basicamente é composta pela chegada dos risers,
que pode se dar em um turret ou um balcony com suportes próprios. Caso a
unidade seja de completação seca, existirão as Árvores de Natal (secas). O circuito
percorrido pelo óleo, após sua chegada à plataforma, passa por um choke (ou
válvula reguladora de fluxo) sendo alinhado até o manifold de produção de
superfície (ou header de produção). Este manifold é responsável pela reunião das
vazões de cada um dos poços, podendo existir mais de um manifold. Cada manifold
encaminhará o óleo para um separador, que é onde será iniciado o processamento
do óleo. Normalmente existe um manifold de teste, que recebe apenas um poço de
cada vez e serve, como o próprio nome diz, para testar cada um dos poços
individualmente, obtendo assim informações que subsidiarão otimizações na
produção, bem como permitirão revisões nos Índices de Produtividade e estimativas
de potencial de produção e de reservas remanescentes, contribuições e BSWs
individuais.
A Figura III.9 mostra como é a distribuição do fluxo de óleo dos dutos de cada
poço. Neste caso, cada poço pode ser alinhado individualmente para o separador
de teste, bastando para isso alinha-lo para o manifold de teste.
Figura III.9 – Esquema da chegada do óleo à plataforma.
Seguindo o processo, o óleo depara-se com o separador, que pode ser:
• Bifásico: Separa as fases líquido e gás necessitando de nova etapa de
separação para desagregar o óleo da água + sedimentos;
42
• Trifásico: Faz a separação de gás, óleo e água + sedimentos em uma
só etapa.
A partir desta etapa, cada corrente segue para tratamento específico, sendo
que a água e o gás serão abordados nos itens seguintes.
O óleo após a separação precisa ser enquadrado para a exportação, onde se
exige um BSW máximo de 0,5 a 1%, assim como uma salinidade de até 285 mg/l
de óleo, e também a menor quantidade possível de frações leves (gás natural).
Assim que passa pelo tratamento do óleo (aquecimento, injeção de aditivos
químicos, etc.) o óleo está pronto para ser “exportado”, sendo encaminhado então
para os tanques da unidade, ou, caso esta não possua, para um FSO ou oleoduto,
conforme a disponibilidade no projeto.
O funcionamento do separador.baseia-se em alguns princípios básicos.
Pela diferença de densidade ( D
gás
< D
óleo
< D
água
) há uma tendência natural
para esta separação, por gravidade ou decantação.
Porém esta não é eficiente para separar pequenas bolhas de gás ou gotículas
de água presentes no óleo, da mesma forma como a emulsão, que pode ser
considerada como a água dissolvida no óleo ou vice-versa, a depender das
proporções.
Os separadores são, então, equipados com dispositivos para aumentar sua
eficiência.
Aditivos que são injetados no separador são:
• Anti-espumante: para evitar falsos alarmes de nível alto, o que pode
motivar o fechamento de poços.
• Desemulsificante: para facilitar a separação do óleo + água
emulsionados.
Outros métodos físicos para melhorar a separação são:
• Inercial: Mudanças bruscas de aceleração como a passagem da
mistura por chicanes fazem com que as bolhas ou pequenas gotas se
choquem umas com as outras facilitando o processo de separação por
diferença de densidade;
43
• Força centrífuga: Obrigando o fluxo a seguir um caminho helicoidal,
criando uma espécie de “gravidade artificial”, forçando a separação;
• Coalescência: Aglutinação das partículas pela aplicação de diferenças
de potencial entre uma série placas próximas, fazendo com que se
atraiam, formando bolhas ou gotas maiores.
A Figura III.10 mostra o esquema de um separador trifásico.
Figura III.10 – Separador trifásico.
Especial atenção deve ser dada à produção de areia, que deve ser evitada,
pois esta é bastante abrasiva, danificando os dutos e equipamentos, podendo
obstruir trocadores de calor na superfície.
3.4.2 Tratamento da Água
O tratamento da água pode ser classificado em:
• Tratamento da água de descarte: para a água que é produzida
juntamente com o óleo, para que não seja descartada com resíduos
prejudiciais ao meio-ambiente;
• Tratamento da água de injeção: enquadramento da água em
parâmetros que permitam a sua injeção no reservatório a fim de
manter a pressão deste, mantendo assim, o potencial produtivo.
A água produzida, normalmente é descartada, sendo que a legislação não
permite que este ocorra com níveis de óleo acima de 20 PPM (TOG – Teor de Óleo
e Gás). Normalmente a água produzida possui uma salinidade maior que a da água
do mar, não possuindo oxigênio.
Para o atingimento do TOG especificado, a água passa por um hidrociclone,
que força a separação, devolvendo o óleo recuperado para a corrente de petróleo
44
que chega na plataforma.
O tratamento dado à água de injeção consiste em retirar o O
2
e o sulfato
presentes, podendo aditivar com alguns produtos, também.
O O
2
junto com a água salgada, potencializa a corrosão dos dutos e da coluna
de produção, além de permitir a entrada deste gás no reservatório o que não é
confortável para a operação, uma vez que este oxigênio pode vir a ser produzido
junto com o óleo através do BSW que aumenta com a produção.
O sulfato deve ser removido por dois motivos: eliminação da ocorrência de
incrustação, que pode obstruir o duto e a possibilidade de estar injetando alimento
para as bactérias sulfato-redutoras, que geram H
2
S, o que torna os fluidos
produzidos mais agressivos.
Um meio de tornar a remoção de sulfato mais eficiente no tratamento da água
é a obtenção de água mais fria (captada em maior profundidade).
Como forma de mitigar o risco de formação de ácido sulfídrico (H
2
S) é
possível a utilização das seguintes contingências:
• Injeção de nitrato: que terá a preferência das bactérias em relação ao
sulfato;
• Biocida: Mata as bactérias, reduzindo o risco de atividade destas no
reservatório.
Outro aditivo utilizado é o seqüestrante de oxigênio na corrente da água de
injeção.
Existe um banco de bombas, responsáveis pela injeção de água, que deve
gerar pressão suficiente para vencer a pressão do reservatório, na vazão requerida
(normalmente se procura injetar os mesmos volumes que estão sendo tirados do
reservatório).
3.4.3 Tratamento do Gás
O gás que sai do separador, é encaminhado para o tratamento onde ocorre a
remoção de frações mais pesadas que condensam, a remoção de contaminantes,
se for o caso, e de umidade, passando por uma planta de MEG (Mono Etileno
Glicol).
45
Os contaminantes mais comuns e de maior impacto no sistema são:
• H
2
S – Ácido Sulfídrico. Corrosivo e venenoso, favorece a corrosão-
fadiga e trincas induzidas pelo hidrogênio;
• CO
2
– Dióxido de Carbono. Junto com uma possível água condensada
forma o ácido carbônico, baixando o pH da solução e favorecendo em
muito a corrosão.
Além destes, outros que merecem destaque, apesar de não serem muito
comuns, são:
• O
2
– Oxigênio. Pode se acumular em alguns pontos da tubulação
(submarina ou na plataforma), formando uma mistura explosiva, além
de estimular a corrosão interna dos dutos;
• N
2
– Nitrogênio. Assim como o CO
2
, é um gás inerte (não queima),
sendo que a soma destes dois componentes está limitado a 4%,
segundo legislação específica.
A remoção da água se deve ao risco de formação de hidrato, que é o
congelamento da água condensada nos dutos, submetidas a altas pressões, na
presença de gás, que se dá a temperaturas acima dos 4ºC. O hidrato pode gerar o
bloqueio de dutos e equipamentos, bem como inviabilizar a manobra de válvulas ou
aprisionar pigs.
O gás tratado poderá ter várias aplicações:
• Consumo para produção de energia em geradores elétricos;
• Injeção de gás lift;
• Injeção em poço para manutenção da pressão do reservatório;
• Exportação para outras unidades ou terra.
O excedente de gás, normalmente é queimado no flare.
46
3.4.4 Utilidades e Facilidades
Algumas das utilidades presentes são:
• Produção de energia;
• Geração de vapor e geração de gás inerte;
• Sistema de lastro e tratamento de efluentes/resíduos;
• Sistema de água industrial, sistema de ar comprimido, sistema de
combate a incêndio;
• Unidades de potência hidráulica (HPU);
• Sistema de injeção química;
• Sistema de Pigagem;
• Sistema de bombeio para offloading ou para exportação via oleoduto;
• Sistema supervisório, entre outros.
47
CAPÍTULO IV
SISTEMA SUBMARINO
De um modo geral, define-se como Sistema Submarino tudo o que está entre
o poço e a plataforma. Um item importante de ser mencionado são as interfaces
deste sistema (subsea) com o restante do sistema de produção.
Os componentes básicos do sistema submarino são os dutos, os
equipamentos e os respectivos acessórios (operacionais e de instalação).
4.1 Dutos e Umbilicais
A função dos dutos é promover a drenagem dos Reservatórios até as
Unidades de Produção e o escoamento destas até os terminais (marítimos ou
terrestres). Estes também podem ter funções complementares, como injeção de
água, de gás, entre outras.
Classificam-se em:
Risers
: Parte dinâmica. Fica suspensa entre a plataforma e o solo marinho.
Sofre a ação de correntes marítimas e ondas, bem como dos movimentos da UEP.
É importante não confundir este com os risers de perfuração / completação,
presentes nas sondas.
Flowlines
: Parte estática, acomodada sobre o leito marinho. Após instaladas
não sofrem solicitações cíclicas de forma significativa. Quando usados para
exportação de gás ou óleo o trecho estático também é chamado de PIPELINE.
Podem ainda ser:
Monofunção
: Quando conduzem um único fluido em um determinado sentido.
Multifunção
: Acumulam funções, podendo ser compostos por múltiplos tubos
e/ou mangueiras em um bundle, podendo conduzir petróleo com ou sem
tratamento, água, gás, fluido de controle hidráulico, aditivos para injeção na ANM,
etc. (Obs.: o termo bundle também é utilizado para descrever o conjunto de 3 linhas
de um poço produtor, por exemplo).
48
Ou ainda:
Rígidos
: Feitos de aço, com espessa parede para suportar as cargas de
tração, pressão interna e externa.
Flexíveis
: Compostos por várias camadas, cada qual com uma função
específica, apresentando maior facilidade de instalação e desinstalação com
possibilidade de reaproveitamento.
Os risers podem assumir as configurações mostradas na Figura IV.1.
Figura IV.1 – Configurações típicas de risers rígidos ou flexíveis.
A configuração Free Hanging, ou em catenária livre tem a geometria de uma
meia-catenária, sendo aplicável para rígidos ou flexíveis. As configurações “S”
caracterizam-se por flutuadores puntuais, sendo adequadas para dutos flexíveis. As
configurações “Wave” podem ser utilizadas para ambos os tipos de duto, sendo
identificadas pela instalação de flutuadores distribuídos ao longo de um trecho do
duto.
A formação da “corcova” nos casos “S” e “Wave”, visa desvincular o
movimento da plataforma com os movimentos do TDP (Touch Down Point, ou ponto
onde o duto toca o solo). É neste ponto onde ocorre a maior suscetibilidade à
fadiga, no duto, com as maiores variações de tensão.
O Apêndice B mostra um quadro com as recomendações para aplicações de
49
cada uma das configurações mostradas na Figura IV.1.
4.1.1 Dutos Flexíveis
Os dutos flexíveis se dividem em 3 estruturas típicas, cada qual mais
resistente a um determinado tipo de esforço. Para tanto, apresentam algumas
diferenças na composição de suas camadas.
Trecho Top Riser – Topo
: Região submetida às maiores trações (peso do duto
mais a contribuição dinâmica). É no topo que se encontra a menor pressão interna
ao riser, seja em fluxo ou com o fluido parado. A Figura IV.2 mostra alguns
comportamentos dos fluidos em termos de pressão com o incremento da
profundidade.
Figura IV.2 – Gráfico das pressões em função da profundidade.
Com o incremento na profundidade soma-se à pressão interna, o peso da
coluna do fluido (gás, óleo ou água). A coluna hidrostática (pressão externa) é
praticamente igual à pressão interna, quando o fluido é a água, parada. O gás
apresenta um incremento não linear em função da compressibilidade deste que
sofre uma variação positiva na sua densidade.
Percebe-se que o máximo diferencial de pressão interna (P
int
– P
ext
) positiva
ocorre no topo para o gás em fluxo e o máximo diferencial negativo ocorre no fundo
para o gás despressurizado. Para efeito de projeto considera-se que o duto deve
resistir aos máximos carregamentos sem descontar a hidrostática ou presença de
pressão interna. Isto se deve ao fato de que, durante a vida útil o duto pode passar
por momentos em que estará vazio, mesmo que em sua operação ele esteja
sempre preenchido.
Trecho bottom riser – Fundo
: Neste caso, além de ter de suportar a máxima
50
pressão radial externa, outro ponto crítico pode ser a compressão axial gerada
pelos movimentos da plataforma ou mesmo o raio mínimo ser ultrapassado,
podendo trazer danos à linha. As principais diferenças entre o este trecho e o de
topo costumam ser: ângulos de ataque das armaduras de tração, espessura das
camadas plásticas, espessura dos perfis e, conseqüentemente, das camadas do
flexível. Também pode ser suprimida alguma camada ou ter camadas extras em
função das características do projeto.
Trecho flowline – Estático
: A principal diferença é a existência de uma camada
extra de isolamento térmico. A maior tração que esta linha percebe é durante o seu
lançamento. A resistência ao colapso tem de ser máxima.
As camadas e suas respectivas funções são vistas a seguir:
Carcaça interna: Fita intertravada (normalmente em aço inox ou duplex,
resistentes a corrosão e abrasão) que tem como função resistir ao colapso da linha.
O colapso pode ser causado pela pressão externa associada com uma curvatura,
somada com o squezze (esmagamento gerado pelas armaduras em função da
tração sofrida pelo duto). Com esta informação têm-se os seguintes pontos críticos:
topo do riser onde a pressão interna é mínima, e a externa é 1 atm, porém a
tração é máxima;
região próxima ao TDP (Touch Down Point, ou ponto onde a catenária toca o
solo), onde tem-se a pressão hidrostática máxima, combinada com acentuada
curvatura observada na catenária (o que reduz a resistência ao colapso), e
menor tração observada no trecho suspenso. Tudo isso combinado com as
solicitações dinâmicas.
Esta camada ocorre no duto flexível de acesso ao anular do poço (ou linha de
serviço, ou linha de injeção de gas lift), porém não ocorre nas linhas de injeção
de água, onde se considera que estas estarão sempre cheias de água salgada, o
que com o tempo causaria oxidação, não havendo ainda necessidade de a linha
resistir ao colapso. Estes dutos, com uma camada polimérica interna, são
chamados de Smooth Bore. Os dutos com interior rugoso (reentrâncias da carcaça
interna) são chamados Rough Bore.
O inox, que compõe a carcaça interna dos dutos flexíveis é sensível ao cloreto
presente na água produzida e que também está presente na água de injeção.
51
Primeira camada de estanqueidade: normalmente formada por nylon 11 (Rilsan
®), impede a saída ou entrada de fluidos na linha. São as camadas plásticas que
dão rigidez à flexão às linhas flexíveis, visto que as metálicas, devido à sua
geometria, não oferecem este tipo de resistência. Devido a sua grande flexibilidade
à resistência a pressão interna e externa, bem como à tração, não são
consideradas no projeto da linha flexível. Tem limitação de trabalho a altas
temperaturas, que também atuam no envelhecimento do material. Para
temperaturas acima dos 90º C utiliza-se o PVDF no lugar do nylon.
Camada Zeta (ou camada de pressão interna): camada formada por aço carbono
ou liga, que tem como função principal resistir à pressão interna, que é mais crítica
no topo do riser onde a pressão efetiva (diferencial) é máxima. Também auxilia na
resistência ao colapso da carcaça, mas normalmente é desprezada para
simplificação de cálculo e em favor da segurança. Normalmente é mais espessa
que a carcaça interna, sendo formada por um perfil mais robusto. O helicóide
formado tem ângulo da mesma ordem que o da carcaça (aproximadamente 90º).
Camada anti-fricção: normalmente formada por polipropileno ou nylon. Como não
é esse o seu objetivo, é mais fina que a camada de estanqueidade.
Armaduras de tração: São normalmente duas camadas com ângulos de ataque
opostos (normalmente variando entre 25 e 45º, dependendo do projeto da linha),
mas podem ocorrer em quatro camadas. Tem como material base, aço de alta
resistência (carbono ou liga), porém, suscetível a corrosão (quando na presença de
CO
2
+ água) e a fragilização pelo hidrogênio (quando na presença de H
2
S). São as
camadas que resistem à tração e que, como já citado, são responsáveis pelo
squezze. Como helicóides que são, tendem a torcer, sob tração, porém este efeito
é compensado pela outra camada, fornecendo o desejado balanceamento.
Normalmente o perfil dos arames que formam a armadura é retangular, mas pode
ser quadrado ou redondo. Possui pequena folga entre arames para não apresentar
resistência a flexão, o que poderia, em região próxima ao TDP favorecer o excesso
de tração, fadiga, etc.. Pode ter ou não camada anti-fricção entre as camadas de
armadura, a depender do projeto.
Fita de kevlar: Visa impedir a tendência que as armaduras têm de formar a “gaiola
de passarinho” ou “bird cage”, em função da compressão no TDP ou excesso de
curvatura (críticos durante o lançamento, devido ao baixo ângulo de topo –
aproximadamente 2º). Deve estar enrolada em ângulo oposto ao da armadura de
52
tração externa, para ter maior eficiência.
Camada Externa: No riser esta camada normalmente é composta por nylon 11,
que trabalha melhor dinamicamente. Tem como principal função impedir que a água
entre em contato com as armaduras, ou caso isso ocorra, impedir a livre circulação
de água o que promoveria uma acentuação do processo corrosivo. Por ser uma
camada relativamente espessa, contribui de forma importante com a resistência a
flexão da linha. No caso do Flow esta camada normalmente é composta por
polietileno – PE (menos nobre, porém menos solicitado nessa função, além de ser
mais barato).
Isolamento térmico: somente usado nos trechos estáticos devido aos seguintes
fatores:
Maior diâmetro implica em maior área vélica para um trecho dinâmico, o que
multiplicaria de forma significativa o peso suportado pela linha em todas as
fases, desde a instalação até a operação (barco de lançamento, guinchos de
pull in e os suportes).
Excesso de rigidez no TDP;
Durante a subida do riser o que mais contribui para o esfriamento do óleo é a
expansão dos gases dissolvidos no óleo, pela redução da pressão, a ponto de
a temperatura chegar abaixo da temperatura do meio (água) na parte mais
alta do riser, onde seria desejável, portanto, um baixo isolamento térmico.
Camada de Uraduct: Camada instalada na região próxima ao TDP (que fica nas
proximidades da extremidade inferior do Bottom riser) e que visa resistir à abrasão
gerada pelo movimento relativo com o solo arenoso, rochoso ou calcáreo.
A Figura IV.3 mostra as diferentes camadas de uma linha flexível (carcaça
interna, estanqueidade, zeta, armaduras de tração, capa externa e uma camada de
proteção metálica – pouco comum).
Estas estruturas são tratadas na Norma API Spec 17J [13].
53
Figura IV.3 – Amostra de duto flexível mostrando suas camadas.
Alguns dos componentes que fazem a interface entre os risers flexíveis e a
UEP são:
Suporte do riser na plataforma
: Como o próprio nome diz, é a estrutura na
qual o riser irá se apoiar, devendo suportar o seu peso. Tem como material base o
aço carbono e é soldado à estrutura da plataforma.
Hang off
: Peça bipartida que irá permitir o apoio do riser no suporte através de
seu conector. Tem como material base o aço carbono, tendo suas partes unidas por
parafusos e porcas. Alguns exemplos são mostrados na Figura IV.4.
Figura IV.4 – Suporte cônico e respectivo hang off bipartido.
Sistema de alívio de gases percolados no anular
: Composto por uma válvula
de retenção que impede a entrada de água quando o conector fica submerso
(durante a instalação por exemplo) sendo regulada para abrir a uma dada pressão.
Quando presente em lugares confinados (como no Turret de um FPSO) requer
encaminhamento do gás liberado para queima ou ventilação. Ultimamente, tem-se
preocupado em monitorar esta despressurização para avaliar a quantidade de gás
percolado e a efetividade da despressurização.
54
Sistema de monitoramento e sensores em geral: São novidade no mercado.
São importantes para o monitoramento de: Presença do bend stiffener, rompimento
de algum dos arames das armaduras de tração. No primeiro caso devido à
existência de fadiga de baixo ciclo, caso ocorra, fazendo com que, em pouco tempo
o riser possa cair. No segundo caso a evolução do dano não é tão rápida, porém a
visualização não indica a falha, que pode trazer como conseqüência, também, a
queda do riser. Estes sistemas de monitoração encontram-se em fase de
desenvolvimento. Foram idealizados para servir como aliados no plano de
manutenção das linhas permitindo sua monitoração em tempo real, sendo
mitigadores do risco de falha. Tiveram impulso com a crescente preocupação com a
formação de H
2
S em campos onde antes não era prevista sua existência.
I-tube
: Estrutura que serve como guia para o duto flexível, desde sua chegada
na UEP até o ponto onde esta é apoiada no suporte. Trata-se de um tubulão no
qual, em sua parte inferior, é fixada a boca de sino através de flange parafusado. É
o equipamento que “impõe” o ângulo de topo à linha. São observados em
plataformas que apresentam facilidades para pull in seco (ver item 4.1.6). Estas
estruturas são mostradas na Figura IV.5.
Figura IV.5 – Detalhe dos I-tubes fixos ao pontoom de uma SS.
Boca de sino (Bell mouth)
: Dispositivo composto por vários sub-componentes que
tem como função sustentar o bend stiffener servindo como interface entre o riser,
flexível e dinâmico, com a plataforma, rígida. Possui peças chamadas “dogs” que
“mordem” as abas do Capacete engastando este, solidário ao enrigecedor à
estrutura da unidade. Alguns problemas observados neste equipamento são
descritos na tabela onde são listados os modos de falha para dutos flexíveis, na
Norma API RP 17B [14]. Este equipamento é mostrado em detalhes na Figura IV.6.
I tube
s
Bocas de sino
Risers
55
Figura IV.6 – Posicionamento da boca-de-sino
Como acessórios [15] do duto flexível têm-se:
Conector da extremidade do riser
: Estrutura que atua como terminação do
riser e que permite sua sustentação no suporte do riser. Nele são ancoradas todas
as camadas da linha flexível com o uso de resina epóxi. Possui cavidades para
alojamento de anéis de vedação e também para teste pneumático de vedação
durante as atividades de conexão. Possui flange para conexão no spool de
fechamento, que comunica o riser com a tubulação da planta de processo da
plataforma. Possui uma tomada para despressurização da camada anular das
armaduras de tração da linha, que sofre com a percolação, através das camadas de
estanqueidade, do gás presente no óleo, e que pode vir a danificar a capa externa
da linha em algum ponto próximo à plataforma. O material normalmente utilizado no
conector é o Inconel.
Capacete
: Peça que é conectada àBoca de sino, e na qual está fixado,
através de parafusos, o enrigecedor. Serve como espaçador e centralizador entre a
linha e o I-tube, impedindo o desgaste da mesma.
Enrigecedor (Bend Stiffener)
: Feito em poliuretano – PU, serve para atenuar o
efeito dos movimentos da embarcação no engaste da linha na estrutura da
plataforma. Não permite uma “dobra” da linha, o que viria a danificá-la. Também
reduz a suscetibilidade à fadiga na interface entre a linha e a plataforma [16]. É
montado na linha antes do conector. O histórico mostra que esta peça bi-partida
apresentava freqüência de falhas bastante elevada. Está sendo estudada uma
Conector
Supo
r
te
I Tube
Boca
de sino
Enrigecedor
56
alternativa para este projeto visando reduzir a incidência de falhas do conjunto
(enrigecedor/capacete/boca de sino), ocasionado, entre outros motivos, por
destravamento dos dogs das bocas de sino que ocasionam a queda deste. Na
Figura IV.6 este componente também é mostrado.
Colar batente
: Serve para impedir que o bend stiffener, caso solte do
capacete, ou este conjunto solte da boca de sino e vá parar no fundo do mar,
dificultando o seu resgate. Fica instalado poucos metros abaixo do enrigecedor, é
bipartido e unido por parafusos e porcas.
Colar de ancoragem
: Pode fazer ou não parte do conector. Possui olhais para
encaixar manilhas que unirão o colar a amarras que serão conectadas às amarras
das estacas de ancoragem.
Amarras de ancoragem e ganchos
: Feitas de ferro fundido servem para ligar o
colar de ancoragem à estaca torpedo desta forma impedindo que a tração na linha
gerada pela catenária seja transmitida para o trecho estático o que pode vir a
tracionar equipamentos como Árvores de Natal Molhadas (ANMs) ou manifolds ou
mesmo alterar o traçado da linha nas proximidades da plataforma em função dos
movimentos observados. O sistema de ancoragem é mostrado na Figura IV.7.
Figura IV.7 – Esquema da ancoragem de um riser.
Estacas de ancoragem
: Estacas que servem para neutralizar a tração da
catenária sobre o trecho estático. Trata-se de um grande tubo que é lançado
(método torpedo) de aproximadamente 50 metros de altura em relação ao solo
marinho, cravando neste.
Conectores intermediários riser x riser
: Terminações das linhas, semelhantes
ao conector de topo. Muitas vezes, devido ao comprimento muito longo para
armazenar todo o riser em um único carretel, este é exigido. Também se aplica
quando as estruturas do top e do bottom riser são diferentes (comum em grandes
57
profundidades e para dutos de diâmetros maiores ou iguais a 6”).
Conectores riser x flow e conectores flow x flow
: Semelhantes aos
anteriormente descritos, porém unem um riser (trecho bottom) a um Flow.
Bend Restrictor (restritor de curvatura)
: Tem como função proteger o duto
flexível durante sua instalação na região onde este estiver conectado de forma
engastada em estruturas com rigidez maior, como por exemplo um duto flexível
conectado a um duto rígido ou outro equipamento. O restritor de curvatura, também
chamado de “vértebra” não oferece resistência a flexão até que seja atingido um
determinado raio, do qual ele impede que passe. A Figura IV.8 mostra o desenho
de um destes restritores.
Figura IV.8 – Desenho e um Bend restrictor.
4.1.2 Dutos Rígidos
Os dutos rígidos [17] também possuem sensíveis diferenças entre as
estruturas estáticas e dinâmicas. De maneira geral, possuem uma espessa parede
de aço carbono, com revestimento de PE.
No riser, pode ser requerido o uso de streakers, que formam saliências
helicoidais que evitam as Vibrações Induzidas por Vórtice (VIV), aumentando a vida
a fadiga do duto.
Podem ser em catenária livre (SCR – Steel Cathenary Riser) ou utilizar
flutuadores (configuração Wave).
Não possuem I-tube nem Boca de sino e seu ângulo de topo é costuma ser de
20º, pois tem menor tolerância a curvaturas, observadas próximas ao fundo.
Quando se tratar de trecho estático para produção de óleo, é comum o uso de
uma camada de isolamento térmico, visto que a manutenção da temperatura é
importante para evitar a formação e deposição de parafina, bem como para haver
menores esforços para o escoamento, em função da menor viscosidade.
58
Caso transportem fluidos com características corrosivas podem receber um
revestimento interno denominado clad, feito de metais mais nobres, o que encarece
bastante o duto. Como alternativa pode-se utilizar uma “sobre-espessura” de
corrosão suficiente para garantir que uma taxa de corrosão uniforme (medida em
mm/ano) não venha a trazer problemas à integridade do duto, chegando ao final da
sua vida útil com a espessura requerida para suportar as cargas de trabalho
(externa, interna e fadiga).
Para combater a corrosão externa em caso de imperfeições ou desgastes da
capa de PE, são utilizados colares de anodos de Alumínio ao longo do seu
comprimento. Podendo, ainda, possuir uma camada de proteção à abrasão no
TDP.
A depender do método de lançamento (J-Lay, visto em detalhes no item 4.1.5)
podem possuir colares de lançamento em alto-relevo nos próprios tubos, que serão
soldados, um ao outro, formando o duto.
A fabricação do duto é feita a partir de tubos tipicamente de 12 m, soldados
uns aos outros. As conexões nas extremidades são, normalmente, flangeadas.
Sofrem inspeção periódica externamente com o uso de ROV (visual para
mossas e danos à capa externa, bem como medição de potencial galvânico).
Também sofrem inspeção interna de corrosão, através da passagem de pig
instrumentado (magnético, ultrassom, etc.).
As interfaces com a UEP são:
Suporte do riser na plataforma
: Função semelhante à do suporte para a linha
flexível, diferenciando-se pela carga suportada, por geralmente ficarem submersos
e na parte de externa do pontoom de SS, quando normalmente os suportes dos
flexíveis ficam na parte interna.
Flex Joint (ou Junta flexível)
: O engaste na estrutura da plataforma flutuante
representaria um esforço excessivo para o riser. O uso de um enrigecedor
polimérico como o bend stiffener não seria eficiente, pois o aumento da rigidez seria
pouco significativo. O uso de flexjoints soluciona este problema fornecendo uma
espécie de “articulação” entre o duto e o seu suporte. Alguns problemas já foram
identificados em juntas deste tipo no Golfo do México, conforme relatado por
HOGAN [18], ocasionando vazamentos, em função do ressecamento das partes
59
poliméricas do componente. Uma flexjoint é mostrada na Figura IV.9.
Figura IV.9 – Desenho de uma flexjoint.
Stress Joint (Junta Rígida)
: Segmento de tubo feito de material de altíssima
resistência reforçando o ponto de momento máximo, junto à plataforma. Podem ser
usados aços-liga especiais ou titânio. É preciso cuidado, isolando as conexões,
para não formar uma pilha galvânica com o riser de aço tornando a corrosão mais
severa.
Há projetos de juntas alternativas, como as articuladas através de amarras,
cabos ou juntas do tipo Cardan.
Sensores em geral
: Medições de acelerações, tensões e deslocamentos, para
estimar a vida a fadiga, comparando com as cargas esperadas na fase de projeto
(são mais suscetíveis à fadiga que os dutos flexíveis). Câmeras de vídeo para
verificação de clashing (choque entre risers), item particularmente crítico em dutos
rígidos.
Amarras, ganchos e estacas de ancoragem
: Semelhante ao descrito para
linhas flexíveis, porém as cargas horizontais de tração são maiores, devido ao
maior ângulo de topo, sendo o colar de ancoragem, normalmente, soldado ao
próprio duto
Conexão riser (SCR) x flow Rígido
: A conexão é feita através de solda
diretamente de um riser (trecho bottom) a um flow.
A Figura IV.10 mostra algumas fotos de dutos rígidos antes e durante o
processo de soldagem (TIG – passe de raiz, manual).
60
Figura IV.10 – Fotos de tubos rígidos antes de sua instalação.
São mais resistentes ao H
2
S e mais sensíveis ao CO
2
em relação aos dutos
flexíveis.
Como interface com dutos flexíveis, existe o PLET (PipeLine End Termination)
que permite a conexão vertical através de MCVs (estes itens serão vistos no
Capítulo 4.2.4).
Outro tipo de riser rígido são os risers verticais, possíveis para as plataformas
TLP e Spar. Semelhantes a DPRs (Drill Pipe Risers), possuem completação seca.
Na extremidade inferior encontram-se os templates. Na Spar verifica-se o uso de
tensionadores na extremidade superior, da mesma forma que os compensadores
de heave presentes nas sondas marítimas de perfuração. Isto se deve ao fato de
que esta, diferentemente da TLP, pode possuir algum deslocamento vertical, se não
possuírem ancoragem vertical.
Nas plataformas fixas, os risers podem ser rígidos verticais, com template sob
a sua estrutura, como nas UEPs citadas acima. Em caso de poços com
completação molhada, podem ter risers rígidos solidários às pernas ou à estrutura
da jaqueta, com curva no fundo e flange, para conexão do flow, que pode ser rígido
ou flexível. O riser pode, ainda ser flexível, com suportes no convés da plataforma.
Os SCRs (catenária de duto rígido) não são utilizados nesta configuração pela
baixa profundidade, o que levaria a curvaturas muito severas, podendo danificar o
riser.
Um tipo particular de duto rígido, que merece ser citado é o Pipe in Pipe (PIP).
Este consiste em um duto dentro do outro, normalmente preenchido por um isolante
térmico, utilizado em casos onde a troca de calor do fluido com o meio pode ser
significativa, influenciando negativamente na garantia de escoamento.
4.1.3 Umbilicais
Os umbilicais são utilizados para as seguintes funções, podendo ou não
acumular algumas destas:
61
• Transmitir potência hidráulica para atuação de válvulas em
equipamentos submarinos;
• Transmitir sinal elétrico para leitura de instrumentos submarinos;
• Conduzir fluidos a serem injetados no poço e dutos, através da ANM
ou na própria árvore;
• Transmitir potência hidráulica a equipamentos submarinos;
• Transmitir sinal de comunicação (fibra ótica).
Existem padrões de umbilicais para aplicações específicas:
• Umbilicais para poço produtor: compostos por 9 funções hidráulicas +
3 mangueiras de injeção de produtos químicos + cabo elétrico de
leitura de sinal;
• Umbilicais para poço injetor e atuação em válvulas de equipamentos
simples (até 4 válvulas hidráulicas, para manter uma mangueira
reserva): 5 funções hidráulicas + cabo elétrico de leitura de sinal;
• Umbilicais para manifolds: 4 funções hidráulicas + 6 mangueiras de
injeção de produtos químicos + cabo elétrico de leitura de sinal;
• Umbilicais de Injeção Química (UIQ): 10 mangueiras de injeção;
• Cabo de Potência (CP);
• Cabo Eletro-Ótico (CEO): Cabo de potencia + cabos de fibra ótica;
• Cabo de potência integrado a umbilical: 9 funções hidráulicas + 3
mangueiras de injeção de produtos químicos + cabo elétrico de leitura
de sinal + cabo de potência.
Outras combinações também são possíveis.
A estrutura destas linhas é preenchida pelas próprias mangueiras e cabos,
enchimentos, arames da armadura de tração e capa externa, além de fitas que são
usadas para auxiliar na fabricação.
As mangueiras hidráulicas são feitas de nylon com uma malha de kevlar (para
62
resistir a pressões internas) e revestidas em borracha. Em geral, têm 3/8” DI. O
fluido hidráulico mais comumente utilizado em águas profundas é o HW 525 (base
água com 25% Glicol), com densidade pouco acima da da água (~2,5%). O fluido
anteriormente utilizado em águas rasas (HW540) possuía 40% de Glicol, e
diferença de densidade suficiente para atuar válvulas só pela diferença de
hidrostática, para LDAs mais profundas.
As mangueiras de injeção de produtos também são conhecidas como HCR
(High Collapse Resistece – Alta resistência ao colapso) e possuem uma carcaça
interna com ½” DI. Isto se deve ao fato de se utilizarem produtos menos densos
que a água e este é um requisito para evitar o colapso destas mangueiras. Como
as vazões costumam ser maiores ou contínuas, exigem um diâmetro interno maior.
Os produtos injetados são:
Etanol
: Sempre injetado durante paradas ou no comissionamento do poço ou
equipamento, para evitar a formação de hidrato, quando houver água e gás com
possibilidade de contato. Pode ser injetado continuamente em poços de gás. Sua
importância é tão grande que tem duas mangueiras dedicadas dentre as de injeção.
Anti-encrustante
: Injetado de forma contínua, quando existe a tendência à
deposição de incrustação, em função da composição da água da formação.
Seqüestrante de H
2
S: Utilizado quando este ocorre no reservatório, para
mitigar o seu efeito nos dutos.
Inibidor de corrosão
: Atua formando um filme na parede do duto impedindo
que as substâncias corrosivas entrem em contato com este. É usado nos dutos de
coleta, em campos com presença de CO
2
, onde também ocorra água, pelo BSW
que tende a crescer com a evolução da produção. Também pode ser injetado em
gasodutos, quando o CO
2
existente não é removido do gás, na planta de processo,
ou é removido parcialmente, e onde não se tenha grande confiabilidade quanto à
eficiência na secagem do gás. A água proveniente da umidade remanescente no
gás pode condensar, formando uma solução ácida, conforme descrito no item 3.4.3.
Inibidor de parafina
: Inibe a formação e/ou deposição dos cristais de parafina.
Um dos mecanismos de funcionamento do inibidor é a redução da temperatura
onde se inicia a cristalização (TIAC).
Redutor de fricção
: Produto responsável pela diminuição do atrito entre as
63
macromoléculas presentes no fluido, reduzindo a perda de carga, especialmente
significativa para óleos pesados.
Alguns dos produtos representam problemas quando recebidos nas refinarias;
outros podem ser removidos no processo de tratamento do óleo, porém podem
trazer preocupações quanto ao seu descarte junto com a água produzida, em
termos ambientais. Existem, também, aqueles que apresentam incompatibilidade se
injetados simultaneamente. Outra verificação a ser feita é da inércia química entre o
aditivo e o material das mangueiras.
Todas estas características devem ser avaliadas caso a caso, visto que a
maioria destes aditivos não apresenta composição definida sendo ainda fornecidos
por várias empresas diferentes em composições diversas, com as mais variadas
eficiências. Muitos destes produtos ainda estão em desenvolvimento não tendo sua
eficácia comprovada.
Os únicos produtos com composição completamente conhecida são o Etanol
e seus substitutos Metanol, Monoetileno Glicol (MEG) e Trietileno Glicol (TEG),
todos inibidores da formação de hidratos. Muitas vezes a opção por um ou por outro
deve-se a peculiaridades como por exemplo a diferença de densidade (D
Etanol
e
D
Metanol
< D
Água
, D
MEG
e D
TEG
> D
Água
).
Existem situações onde uma mangueira hidráulica pode permitir o
acionamento de várias válvulas no fundo do mar. Isto é possível através da
Multiplexação da potência hidráulica que é feita através de um número reduzido de
mangueiras, um banco de acumuladores, mantidos pressurizados por estas
mangueiras e uma séria de válvulas-solenóide que direcionam a pressão para a
válvula que deverá ser atuada. Esta aplicação é recomendada quando a ANM fica
muito longe da unidade de produção (> 15 km), pois o tempo de resposta para
fechamento das válvulas, com a despressurização da mangueira pode ser
demasiadamente longo. Outro uso é na aplicação com manifolds submarinos e
árvores em piggy back, visto que seriam necessárias muitas mangueiras para que
cada uma atendesse uma válvula de forma direta.
A leitura realizada através dos cabos elétricos objetiva os sinais de
instrumentos como o TPT e o PDG (os mais comuns; ambos medem pressão e
temperatura, na ANM e fundo de poço, respectivamente), mas também podem ler:
sensores de corrosão, medidores de fluxo, indicadores de passagem de pig, de
posição de válvulas e chokes, entre outros.
64
Os cabos de potência dependem da aplicação e respectiva potência requerida
pelos equipamentos, podendo ser necessária a utilização de um transformador
submarino. A principal utilização é para o bombeio submarino.
Existem, ainda, umbilicais que utilizam, ao invés de mangueiras, tubings, que
são tubos de aço liga de pequeno diâmetro. Estes são mais aplicados quando os
requisitos de pressão dos fluidos são mais severos.
4.1.4 Dutos de Múltiplas funções
Existem casos de utilização de dutos com mangueiras de funções hidráulicas
incorporadas. É o caso dos dutos ISU (Intregrated Service Umbilical) e IPU
(Intregrated Production Umbilical). Tratam-se, respectivamente de um duto de
serviço e um de produção com umbilical integrado. A Figura IV.11 mostra o
desenho de um destes dutos, que só diferem, um do outro, quanto a sua aplicação.
Figura IV.11 – Desenho de um ISU/IPU.
Outros tipos de linhas com múltiplas funções são os bundles. Estes sintetizam
várias funções em uma só estrutura. São feitas sob medida para atender os
requisitos específicos de cada projeto onde se aplicam. Podem possuir
simultaneamente: um ou mais linhas de produção, serviço, injeção, aquecimento,
mangueiras de controle hidráulico e injeção química, cabos elétricos e óticos. Um
exemplo deste tipo de “equipamento” é mostrado na Figura IV.12.
Figura IV.12 – Secção de um bundle com várias linhas internas.
65
4.1.5 Instalação de Dutos e Umbilicais
A instalação de dutos e umbilicais no fundo do mar é realizada através de
embarcações de lançamento, especialmente equipadas para este fim.
Estas embarcações podem transportar os dutos a serem instalados enrolados
em bobinas ou armazenados em uma “cesta”, para depois serem lançados na
locação à que se destinam.
Para o caso de dutos rígidos estes também podem ser lançados por um
carretel (como os flexíveis), tendo ainda como alternativa a construção no mar, com
soldas, tramo a tramo.
Resumidamente, existem quatro métodos de instalação de dutos rígidos eu
um método para dutos flexíveis e umbilicais.
O método comum aos dois tipos também é conhecido como Reel Lay (ou
lançamento por carretel), onde os dutos são, literalmente, desenrolados na locação.
No caso dos flexíveis e umbilicais existe um tracionador, para suportar o peso e
“pagar” linha à medida em que a embarcação avança. Este também é conhecido
como lagarta (ou caterpillar) e impede que o peso do duto sendo lançado puxe um
comprimento maior do que o efetivamente desejado.
Ainda para os flexíveis, o tracionador pode estar na vertical ou na horizontal.
Quando neste segundo caso, passará por uma “roda de lançamento” que fará a
mudança de direção do duto, como uma polia.
Os barcos têm facilidades como guindastes para movimentar carga sobre o
convés e guinchos para recolher ou “abandonar”/instalar os dutos.
O duto rígido, instalado por este método (Reel) possui um equipamento extra
que faz a retificação da estrutura que sofre deformação plástica ao ser enrolada no
carretel. Esta deve restaurar o duto ao formato original, com o mínimo de
deformação remanescente (incluindo a ovalização).
Os barcos de flexíveis costumam ter 3 conjuntos de tracionadores que podem
permitir o lançamento das linhas de um poço simultaneamente, sendo esta
ocorrência mais comum em LDAs de até 500 m.
A Figura IV.13 mostra um navio de lançamento de dutos flexíveis (LSV – Lay
66
Supply Vessel) que conta com 3 cestos com capacidade média superior a 1000
toneladas por cesto.
Figura IV.13 – Barco de instalação de dutos.
Durante a fabricação os dutos flexíveis e umbilicais são enrolados em bobinas
de até 200 ton., tornando-se fácil o seu transporte e carregamento, com simples
emendas parafusadas entre os flanges das extremidades dos tramos.
No caso dos dutos rígidos, isto fica mais complicado. Os tramos, antes de
serem carregados no navio são soldados em terra em trechos de 1 km (por
exemplo) e carregados um a um, com soldas entre eles, em um processo mostrado
na Figura IV.14. A Figura IV.15 mostra um navio típico de lançamento pelo método
Reel para dutos rígidos atuando no mar.
Figura IV.14 – Carregamento de duto rígido em carretel direto do canteiro.
Figura IV.15 – Lançamento de duto rígido pelo método Reel.
67
Outros dois métodos bastante comuns são o S-Lay e o J-Lay. Eles levam este
nome em função da configuração que os dutos adotam durante sua instalação.
Estes tipos de lançamento são mostrados na Figura IV.16 e na Figura IV.17.
Figura IV.16 – Métodos S-Lay e respectivas fases de construção do duto.
Figura IV.17 – Comparação entre limitações de profundidade de cada método.
O método S é mais indicado para profundidades rasas, de até 200 m em
função do grande esforço que causa nos equipamentos da embarcação e sofridos
pelo próprio duto, possuindo um ponto de inflexão na sua curvatura.
O método J, por sair na vertical não só é mais indicado para LDAs maiores
como nem mesmo se adequa a baixas profundidades, devido ao excesso de
curvatura no duto durante a instalação, entrando indesejavelmente na zona de
deformação plástica.
Durante o lançamento pelos métodos já apresentados, forma-se uma
catenária entre o barco de lançamento e o solo marinho.
68
O último da lista dos métodos de lançamento é o método de lançamento por
reboque (ou Tow) [19], onde os dutos (rígidos de grande diâmetro ou bundles) são
construídos em um canteiro semelhante ao mostrado na Figura IV.14 e logo após,
rebocados para a sua locação de trabalho, por barcos de apoio e “afundados” no
ponto desejado.
As diferentes formas de aplicação observadas neste método são ilustradas na
Figura IV.18 e na Figura IV.19.
Figura IV.18 – Formas observadas no método por reboque.
Figura IV.19 – Configuração a meia profundidade.
• Reboque de superfície – com o uso de flutuadores, sofre com a ação
das ondas;
• Reboque de subsuperfície, ou próximo à superfície – procura fugir da
zona de influência das ondas, usando flutuadores ligados ao duto por
cabo, sendo o efeito da onda, menor;
• Reboque próximo ao fundo – problemas para zonas ambientalmente
sensíveis, usa flutuadores e tramos de amarras para fornecer peso,
tendo o equilíbrio dado pelo ;
• Arraste no fundo – problemas para zonas ambientalmente sensíveis ou
69
acidentadas, exigindo grande esforço do rebocador, pelo atrito com o
fundo;
• Reboque a meia profundidade – requer um maior número de
embarcações envolvidas e um controle maior da geometria do duto
para evitar danos.
Combinações destas configurações também são possíveis.
Os principais problemas deste método são:
• Para a confecção de tramos de bundle, necessidade de canteiros com
alguns quilômetros de extensão;
• Possíveis danos ambientais à praia no início do reboque;
• Perda significativa de vida a fadiga durante o transporte, por ação das
ondas;
• Dificuldade no controle da geometria do duto para trechos de muitos
quilômetros;
• Possíveis danos ambientais e/ou ao revestimento do duto, com arraste
no fundo.
Para iniciar o lançamento de um duto rígido deve se dar a ancoragem da
primeira extremidade ir para o fundo, de forma que a estrutura, extremamente
esbelta, não sofra danos, iniciando assim uma catenária. O abandono da segunda
extremidade, se for o caso, se dá através de um cabo de aço conectado ao duto por
flange com olhal.
A instalação de um duto flexível pode ser feita com a primeira extremidade (1ª
“ponta”) na ANM ou qualquer outro equipamento, quando é realizada a conexão da
linha com este. No Brasil, normalmente é utilizada a Conexão Vertical Direta (CVD),
através de um Módulo de Conexão Vertical (MCV) em um hub, que nada mais é do
que uma espera para conexão no equipamento. Estes equipamentos são vistos no
item 4.2. Após isso, o flexível segue sendo lançado na rota de projeto até ser
abandonado (como descrito no rígido) ou conectado na plataforma através da
operação chamada Pull in (detalhado no próximo item).
70
4.1.6 Pull in e Pull out
Esta atividade representa a transferência de carga do barco de lançamento
(LSV) para a UEP, através de guinchos e cabos de aço de ambas as embarcações.
Esta operação pode ser vista na Figura IV.20 e na Figura IV.21. No detalhe da
primeira Figura, é mostrada a entrada da extremidade do duto, tracionado por cabo
de aço, no conjunto Boca-de-sino / I-Tube.
Figura IV.20 – Operação de transferência do riser de um LSV para um FPSO.
Figura IV.21 – Operação de pull in em uma Semi-submersível.
Outro equipamento importante no sistema de pull in são as polias, que fazem
os desvios de direção dos cabos de aço. Estes são necessários para evitar
interferências com obstáculos. Estas polias podem estar fixadas à estrutura da
plataforma ou conectadas a “carros” ou pontes rolantes.
Operações de pull in são especialmente críticas devido às altas cargas de
tração nos cabos, numa faixa que pode variar de algumas dezenas a algumas
centenas de toneladas.
O pull in pode ser de primeira ou segunda extremidade, a depender do lado
da linha que será instalado primeiro. Pode, ainda, ser seco ou molhado. No primeiro
caso, assim como visto na Figura IV.21, ele se dá acima do nível da água.
71
Eventualmente pode haver situações onde a conexão terá de ser submarina. Neste
caso ele será chamado molhado e precisará do auxílio de mergulhadores para o
fechamento do spool, através de flanges parafusados.
O auxílio de mergulhadores também pode ser interessante no pull in seco,
porém estes não efetuarão a conexão do spool à tubulação da plataforma, apenas
servindo como supervisores da operação podendo atuar no travamento dos
capacetes nas bocas-de-sino. Por tudo isso, a plataforma deve ser equipada com
facilidades de mergulho.
A operação de pull out nada mais é do que a operação inversa, ou seja, a
desinstalação de um riser.
4.2 Equipamentos
Dentre os principais equipamentos que podem ser observados em um campo
de petróleo, estão:
• ANM e ANMH (Árvores de Natal Molhada convencional e horizontal) –
Permitem o controle de produção dos poços. Diferenciam-se uma da
outra pela facilidade de acesso para intervenções nos poços;
• Manifolds – Tratam-se de equipamentos que servem para coletar o
fluxo proveniente de diversos pontos, reunindo em um duto ou
conjunto de dutos, ou distribuir o fluxo proveniente de um ponto.
Podem ser de Produção, Injeção de água ou gás, Gás Lift, Controle e
Gás de exportação. Podem ser definidos como um grande conjunto de
válvulas grande complexidade;
• PLEM (Pipe Line End Manifold) – Manifold bastante mais simples que
utilize apenas umas poucas válvulas, não possuindo módulo
eletrônico, nem de multiplexação de sinal hidráulico;
• PLET (Pipe Line End Termination) – Equipamento que faz a interface
entre os dutos rígido e flexível, através de conexão vertical.
• MCV – Equipamento que permite a conexão vertical de dutos flexíveis
aos equipamentos citados acima.
72
4.2.1 ANMs
A ANM é um conjunto de válvulas que tem a função de controlar a produção e
injeção de gas lift além de permitir a passagem de pigs através dos dutos, para o
comissionamento, limpeza, inspeção, etc.
Basicamente ela permite o acesso ao poço através da coluna de produção e
do espaço anular. O jogo de válvulas permite uma grande flexibilidade de
alinhamentos, também permitindo despressurizações em função das necessidades
operacionais.
A ANM também pode ser destinada à injeção de gás ou água no reservatório,
sendo, em geral, utilizado o mesmo modelo de árvore, apesar da não necessidade
de interligação de um duto de serviço. Estas ANM’s, por não requererem funções
para atuação de algumas de suas válvulas, precisam apenas de umbilicais de 5
mangueiras, dispensando, ainda, as mangueiras de injeção. Todo o produto a ser
injetado poderá ser misturado diretamente na corrente a ser injetada no
reservatório.
As árvores de natal podem ser do tipo convencional ou horizontais (ANMH’s),
que diferenciam-se das primeiras por permitir o acesso ao poço mais fácil,
possibilitando a troca da coluna de produção, sem para isso remover a ANM.
A Figura IV.22 mostra o diagrama de válvulas de uma ANM, que vale, também
para a ANMH.
Figura IV.22 – Diagrama típico de uma ANM.
As ANMs podem ser de Produção ou injeção.
As de Produção são interligadas à plataforma ou a algum outro equipamento
73
submarino através de um duto de produção e um de serviço (passagem de pig e
gás lift). Além destes observa-se a conexão de um umbilical eletro-hidráulico para
controle das válvulas e leitura de sinais de sensores. Se aplicável, pode requerer o
uso de cabos de potência (incorporados ou não ao umbilical).
As ANMs são compostas pelas seguintes partes:
• BAP (Base Adaptadora de Produção) – Base onde se assentará a
ANM;
• ANM – Corpo da árvore propriamente dito.
• Tree Cap – Parte superior, que é removida durante intervenções com
sonda.
Há árvores com chokes, medidores de vazão, entre outras facilidades, mas
são menos comuns ou com usos mais restritos, sendo que algumas destas ainda
estão em desenvolvimento.
As árvores podem estar ligadas em piggy back, ou seja, uma árvore
interligada à plataforma através de outra. Neste caso, a árvore “mestre” terá a
função de um pequeno manifold para dois poços. Estas facilidades estarão
presentes na sua BAP. Esta configuração aplica-se, tanto para a produção como
para a injeção.
Alguns exemplos de configuração de árvores em piggy back são mostrados
no Capítulo do Estudo de Caso, no item 9.4.
A Figura IV.23 dá uma visão artística de uma ANM com suas linhas.
Figura IV.23 – Desenho de uma ANM interligada à plataforma.
74
4.2.2 Manifolds
Os manifolds são utilizados para interligar vários poços a uma plataforma. Isto
traz algumas vantagens, como por exemplo, redução do comprimento de dutos e
possível redução do custo de investimento. Outra vantagem pode ser observada na
redução de risers na plataforma que pode ser importante por indisponibilidade de
espaço o capacidade da plataforma suportar o peso destes risers.
Algumas desvantagens também podem ser elencadas. Por exemplo, a
indisponibilidade de um equipamento deste tipo pode trazer impactos muito
maiores, por se tratar de um “gargalo”.
Dentre os tipos de manifolds mais comuns estão:
• Manifold Submarino de Produção e Gas Lift (MSP);
• Manifold Submarino de Injeção de Água (MSI);
• Manifold Submarino de Gas Lift (MSGL) – Específico para gas lift,
controle e injeção química;
• Manifold Submarino de Controle (MSC) – Só para multiplexação de
sinal elétrico e hidráulico e injeção de produtos químicosç
• Manifold Submarino de Gás (MSG).
Por ser um equipamento composto por inúmeras válvulas e sensores, é
indicada a multiplexação dos sinais elétrico e hidráulico. A multiplexação hidráulica
consiste em permitir a atuação de válvulas a partir de acumuladores submarinos
que são mantidos pressurizados por um número reduzido de mangueiras. A válvula
a ser aberta é alinhada para os acumuladores através de válvulas solenóide
elétricas.
A multiplexação elétrica consiste na leitura sincronizada de vários sinais de
sensores, via software.
A injeção química costuma ser direta, sem a necessidade de multiplexação.
Alguns outros requisitos:
• Necessidade de medidores submarinos de vazão e reguladores
75
(chokes) para o gás lift;
• Necessidade de direcionadores de pigs, para escolher o caminho a ser
percorrido por estes elementos;
• Necessidade de uma linha de teste para testar cada poço
individualmente, alternando-os OU medidores multifásicos;
• Chokes de produção;
• Desejável existência de módulos recuperáveis (válvulas, chokes,
sensores, medidores, parte eletrônica) para aumentar a
manutenibilidade e disponibilidade, com a previsão de módulos
reserva em estoque.
A Figura IV.24 mostra um manifold para águas profundas, onde as válvulas,
como nas atuais ANMs, são atuáveis hidraulicamente ou por ROV.
Figura IV.24 – Manifolds Diver Less (durante sua instalação).
O diagrama de um manifold simplificado de produção é mostrado na Figura
IX.9 apresentada no Capítulo do Estudo de Caso.
A Figura IV.25 mostra a instalação de um manifold por dois diferentes
métodos (usando-se roldana e movimento pendular [20], respectivamente).
Figura IV.25 – Desenho da instalação de um manifold.
76
Como se tratam de equipamentos de grandes dimensões e peso, têm como
item crítico a sua instalação, podendo ser via sonda e DPR, cabo, entre outros.
4.2.3 PLEM
Estrutura bastante utilizada para interligar dois ou mais gasodutos, a um
gasoduto principal, podendo possuir um ou mais “Y” pigáveis. Possuirá ainda,
válvulas de isolamento (geralmente válvulas esfera) que podem ou não ser atuadas
hidraulicamente, servindo, no primeiro caso como ESDV (Emergence Shut Down
Valve). Para evitar o fluxo reverso, poderá existir uma válvula de retenção (check
valve) devendo possuir um by pass, caso seja desejada a importação de gás em
algum momento na vida de alguma das unidades interligadas ao equipamento.
Dependendo da distância da unidade mais próxima a atuação hidráulica poderá ser
desaconselhável. O by pass também pode estar presente para equalizar as
pressões a montante e a jusante, antes da atuação das válvulas. A Figura IV.26
mostra o desenho esquemático de um PLEM genérico.
Figura IV.26 – Desenho de um PLEM (pode possuir mais ou menos facilidades).
4.2.4 Outros Equipamentos
A Figura IV.27 mostra um PLET, já descrito no item 4.2, durante o seu
lançamento, onde se observa um cabo de aço sustentando este equipamento que
está conectado ao duto rígido.
77
Figura IV.27 – Desenho de um PLET.
A Figura IV.28 mostra um MCV. Estes equipamentos permitem a conexão
vertical de dutos flexíveis a equipamentos e dutos rígidos (a estes últimos por meio
de um PLET). Podem servir para lançamento individual de dutos ou em bundle.
Neste segundo caso possuirá 2 ou 3 conectores (um para cada linha, conforme for
o caso: poço injetor ou produtor, respectivamente).
Figura IV.28 – Fotografia de um MCV.
Para LDAs rasas, onde é possível a intervenção com mergulhadores, as
conexões podem ser feitas flange a flange, parafusados “manualmente”.
Outro tipo de conexão existente, apesar de não ser observada nos projetos
instalados no Brasil é a conexão horizontal.
4.3 Risers Alternativos
Uma das maiores dificuldades no desenvolvimento de campos em altas LDAs
é a limitação apresentada pelos risers. Este limite é bastante influenciado pelos
movimentos da UEP, e uma das formas que se encontrou para contornar o
problema foi pela desvinculação (desacoplamento) destas estruturas. A tentativa
com flutuadores (lazy wave) evoluiu para para o uso de uma bóia de subsuperfície
78
que admite os movimentos severos de um FPSO em LDA profunda, para risers
rígidos e flexíveis (dentro das limitações existentes para cada diâmetro e respectiva
pressão hidrostática de colapso).
Esta bóia foi idealizada como um quadro flutuante, ancorado ao fundo
verticalmente, a uns 100 m da superfície do mar, fora da zona de influência das
ondas, com movimentos de praticamente desprezíveis (heave, roll e pitch) restando
apenas a deriva e o avanço, movimentos estes de baixa freqüência, pelos
deslocamentos que mudam a cada mudança de corrente e vento. Esta estrutura
não pode ser instalada em uma profundidade muito grande, pois não é projetada
para resistir a grandes pressões externas.
A Figura IV.29 mostra uma SS com 4 tipos distintos de risers, dois flexíveis e
dois rígidos, um de cada para cada situação (com e sem o uso da bóia).
Figura IV.29 – Esquema de uma SS exemplificando 4 tipos de risers.
Entre a bóia e a UEP são instalados jumpers flexíveis, em geral um para cada
riser. Estes jumpers sim ficam submetidos a movimentos maiores, porém,
submetidos a cargas muito menores pela LDA reduzida. Teoricamente a
profundidade admitida para o TDP só depende da resistência ao colapso do duto.
A instalação do “Boião” se dá com sua navegação para a locação e
lastreamento com afundamento até a profundidade desejada, onde então é fixado
às linhas de ancoragem e deslastreado, obtendo seu empuxo máximo. Seu projeto
deve prever a instalação de risers em qualquer seqüência sem comprometimento à
sua estabilidade. O protótipo desenvolvido no Brasil é descrito por Franciss [21].
A Figura IV.30 mostra o desenho do BSR projetado para uso no Campo de
Roncador.
79
Figura IV.30 – Projeto do “Boião” que seria instalado em Roncador.
Outra opção para risers rígidos de alto diâmetro (>16”), que poderiam
apresentar problemas de excesso de curvatura no TDP, caso se utilizasse a
configuração em catenária é o Riser Híbrido Auto-Sustentável (RHAS), também
chamado de SLOR. Trata-se de um duto rígido, vertical, articulado na sua base com
um grande flutuador na sua extremidade superior. Esta configuração permite que
não haja compressão axial no fundo e também é interligada à plataforma através de
jumper flexível.
Esta configuração terá sua primeira ocorrência no Brasil, sendo instalada para
a exportação de óleo da P-52, via duto de 18”.
A Figura IV.31 mostra uma destas estruturas.
Figura IV.31 – Desenho de um RHAS.
Uma variação do RHAS é o que se chama Riser Tower. A principal diferença
é que a parte vertical trata-se de um bundle composto por uma série de dutos com
variadas finalidades, sendo adaptada a cada projeto em que se aplique. Um
exemplo de utilização desta tecnologia é o Campo de Girassol, em Angola, onde
80
ocorrem 3 destes risers.
Ainda há pesquisas com risers com estrutura formada por materiais
compósitos (fibra de vidro e fibra de carbono), tendo já sido instalados protótipos no
passado, sem muito sucesso.
4.4 Estado da Arte em Equipamentos Submarinos
Existe uma tendência a levar equipamentos de superfície para o fundo do
mar. Um dos motivadores disto são os problemas observados em transportar
petróleos com alta RGO ou alto BSW até o topo do riser. Processar este óleo
também pode se tornar difícil, quanto se tem um volume de líquido maior do que a
plataforma pode suportar para que se possa produzir “algum” óleo.
Pode-se dizer, ainda, que a necessidade de se simplificar a UEP, visando
reduzir peso, prazo de fabricação e riscos à segurança também contribui com este
rumo.
Métodos alternativos de elevação também são alvo de pesquisa. O Bombeio
Centrífugo Submerso Submarino que já é uma tecnologia consolidada (muito
utilizada no exterior) não demonstra muita eficiência para altos índices de gás no
óleo.
Neste cenário, os seguintes desenvolvimentos podem ser destacados:
• Bombeio Submarino Multifásico;
• Duto com aquecimento – para evitar a parafinação e formação de
hidrato, ou dissociação do mesmo caso tenha ocorrido;
• Separação submarina;
• Tanques submarinos;
• Injeção de água bruta ou reinjeção de água separada no fundo;
• Facilidades submarinas para viabilizar a produção de reservatórios
localizados a grandes distâncias (para uma plataforma ou para terra).
81
4.5 Manutenção e Operação
Os dutos e equipamentos submarinos são projetados para trabalharem sem
manutenção ao longo de toda sua vida útil, porém, algumas facilidades de
manutenção, bem como inspeções periódicas precisam ser previstas. Isto se deve
à grande dificuldade e custos envolvidos em intervenções submarinas, que se dão,
muitas vezes, em LDAs que não permitem mergulho exceto com veículo autônomo.
Para os dutos flexíveis são previstas inspeções externas através de mergulho
raso (acessórios de topo), bem como através de ROV (verificação da rota,
integridade da capa externa, vazamentos). Os dutos rígidos necessitam de
inspeção interna também, a fim de se verificar e/ou acompanhar a corrosão. Esta
inspeção é realizada através de pig instrumentado, que pode ser magnético ou de
ultrassom.
Outros itens inspecionados são as linhas de ancoragem e o casco das
unidades.
Todos os dutos e equipamentos sofrem teste hidrostático na fábrica e no
campo, após instalados, que consiste na pressurização até 50% acima da pressão
de projeto, o que assegura o seu funcionamento nas condições esperadas. Durante
os testes pode haver o uso de corantes (Fluoresceína) para facilitar a localização
de possíveis vazamentos em conexões submersas. O teste também pode ser feito
com gás (hidrocarboneto ou nitrogênio) comprimidos, mas esta operação envolve
maiores riscos em caso de falha. A manutenção da pressão por um tempo após a
estabilização é fundamental para a efetividade do teste. Deve ser considerado que
os dutos flexíveis podem apresentar acomodações das suas respectivas camadas,
o que pode requerer que a pressurização se dê em várias fases, antes de
estabilizar.
As ANMs e manifolds também passam por testes funcionais com atuação de
suas válvulas hidráulicas.
Os principais reparos realizados são: reterminação do riser ou troca do tramo
de topo, substituição de acessórios, troca de umbilical devido à perda de funções
hidráulicas, troca de trechos bloqueados por pig de limpeza, operações de
dissociação de hidrato ou aquecimento (interno ou externo) da linha para casos de
parafinação, reparos na capa externa (dutos rígidos ou flexíveis), principalmente
nas proximidades dos conectores (dutos flexíveis) e substituição de trechos que
82
apresentam corrosão interna (dutos rígidos).
Outro exemplo típico de intervenções são as realizadas nos poços, seja por
problemas de hidrato, seja para estimular a produção ou injeção, através da fratura
ou acidificação.
A maioria das intervenções exige a parada dos respectivos poços, o que
possui um impacto financeiro bastante significativo.
Alguns programas como a Inspeção Baseada em Risco – IBR [22] podem ser
adotadas como forma de otimizar o serviço de inspeção, reduzindo os custos e
aumentando a efetividade deste tipo de serviço.
4.6 Análise Estrutural de Risers
Para a avaliação estrutural dos risers, estes precisam ser verificados quanto à
capacidade de carga estática extrema (pior caso entre tempestade ou
deslocamento excessivo da UEP, por rompimento de uma linha de ancoragem, por
exemplo) e análises de fadiga (que pode ser acentuada quando na presença de
H
2
S), bem como verificações de atendimento de critérios de raio de curvatura
mínimo e máxima compressão no TDP (Touch Down Point, ou ponto onde o riser
toca o solo).
Estas análises consideram os dados Meteoceanográficos (condições
ambientais), movimentos da unidade (tabelas de RAO), peso dos dutos, entre
outros.
Com os resultados obtidos é possível dimensionar a armadura de tração dos
dutos flexíveis ou a espessura da parede dos SCR’s, os suportes dos risers e o
sistema de pull in.
Testes de qualificação são importantes para avaliar o dano gerado pelo
lançamento de um duto, por exemplo. Estes testes incluem a instalação e
desinstalação com posterior dissecação do duto, para avaliação de suas camadas
separadamente.
Os principais programas computacionais para análises, utilizados no Brasil
são o ANFLEX e FRAES (desenvolvidos pela Petrobras) e ORCAFLEX [23].
83
4.7 Simulações de Fluxo
Com os dados de reservatório, como IP e pressão estática, volumes contidos
(espessura de rocha porosa e área ocupada), porosidade e permeabilidade, além
do comprimento, diâmetro e perfil dos dutos e da configuração da rede de
escoamento, pode-se avaliar o potencial de produção dos poços, assim como sua
evolução no tempo, levando-se em conta, ainda, o método de elevação (gás lift,
surgência ou bombeio). Os simuladores também trazem informações sobre troca
térmica, dada a composição dos fluidos, diâmetro do duto, isolamento térmico,
velocidades e configurações do fluxo e temperatura do meio externo.
Os principais simuladores são:
• Marlim – Utilizado para levantar curvas de pressão e temperatura,
porém só trata um poço de cada vez;
• Pipe Sim [24] – Semelhante ao Marlim, só que pode trabalhar com
redes de dutos. Ideal para estudo de malhas envolvendo manifolds
submarinos e poços em piggy back;
• Olga – Estudo de fluxo multifásico e regimes transientes [25], [26];
• Entre outros.
Com algumas iterações com a simulação de reservatório chega-se à produção
esperada no tempo.
4.8 Garantia de Escoamento
A Garantia de Escoamento estuda as ameaças à manutenção do fluxo e
eventos que afetem o potencial de produção. Os principais são a deposição de
parafina, a formação de hidrato, a incrustração nas paredes internas dos dutos,
danos acidentais e causados pela corrosão ou “envelhecimento” destes.
As intervenções também são foco desta disciplina, enfatizando as formas de
prevenção ou correção de eventuais problemas:
• SGN (Sistema Gerador de Nitrogênio) – processo onde ocorre uma
reação química exotérmica, utilizado para dissociar hidrato ou parafina
pelo aumento da temperatura. É viabilizado pelo acesso ao riser por
84
equipamento chamado “flexi-tubo” e seu uso deve ser previsto no
projeto das facilidades de superfície. Este método não é muito popular
devido ao fato de que a reação pode fugir ao controle, extrapolando a
temperatura suportada pelas camadas plásticas dos dutos flexíveis,
danificando-as;
• Passagem de pig para remoção da parafina depositada, que pode
obstruir o duto, reduzindo e finalmente interrompendo o fluxo. Alguns
cuidados devem ser tomados durante esta operação, pois a chance de
entupimento do pig existe, devido ao acúmulo de parafina a jusante do
pig;
• Injeção de etanol para inibir a formação de hidrato, circulação de diesel
durante comissionamento e partidas, removendo possíveis pontos com
acúmulo de água;
• Isolamento de linha como forma de evitar o resfriamento abaixo dos
limites que comprometam a garantia de escoamento, durante fluxo e
paradas curtas.
A Figura IV.32 mostra um gráfico do perfil de pressão e temperatura ao longo
do duto, o que varia também no tempo, podendo ser gerada uma “família de
curvas”. Neste gráfico, pode-se colocar em destaque para a TIAC, que depende da
composição do fluido produzido, geralmente localizando-se em torno de 10 a 15ºC,
mas podendo chegar de valores levemente negativos até 40ºC. A Figura IV.33
relaciona pressão com temperatura mostrando uma curva típica, que deve ser
plotada no gráfico do envelope de hidrato. A Figura IV.34 mostra um envelope de
hidrato (também função da composição), dentro do qual ocorrem condições
favoráveis para a sua formação. A curva vermelha, neste gráfico, varia com o
tempo e o ideal é que as duas curvas nunca se encontrem. Caso isto ocorra, em
fluxo, deve-se adotar medidas mitigatórias para o risco da formação de hidrato,
como a injeção contínua de inibidor, que “empurra” a curva azul para a esquerda.
Durante uma parada de produção, mesmo com as duas curvas distantes, uma da
outra, estas podem se aproximar, devendo ser avaliado o tempo necessário para
isto (resfriamento dos fluidos), também conhecido como cool down time. Se a
parada chegar próxima deste prazo, é conveniente a troca do fluido do interior dos
dutos por diesel, além da injeção de um colchão de etanol ou glicol na ANM, como
garantia para a não formação do hidrato.
85
Figura IV.32 – Perfil de pressão e temperatura ao longo do duto.
Figura IV.33 – Gráfico Pressão x Temperatura típico.
Figura IV.34 – Envelope de hidrato para uma dada composição do petróleo.
O evento de formação de hidrato é particularmente preocupante, devido ao
grande impacto na produção, tendo em vista o seu longo tempo de intervenção
para a dissociação.
86
CAPÍTULO V
ANÁLISE DE RISCO
Primeiramente, convém definir Risco. Este é o produto da probabilidade de
ocorrência de determinado evento (maléfico ou benéfico, este segundo chamado de
oportunidade) pela conseqüência de sua ocorrência, resumido pela fórmula: Risco
= Probabilidade x Impacto.
Um evento de baixíssima probabilidade pode ser desconsiderada, mesmo se
sua conseqüência (ou impacto) for grande. Um exemplo é o projeto de uma
plataforma considerando a queda de um meteorito. A conseqüência pode ser
catastrófica, mas a chance é praticamente zero.
Da mesma forma podem-se citar acontecimentos de grande probabilidade,
mas baixo impacto, como por exemplo a exposição à chuva. É certo que um dia a
plataforma vai passar por uma situação de chuva, mas o impacto é quase zero.
Estes são classificados como itens de baixo risco.
5.1 Avaliação de Riscos Qualitativos
Os exemplos citados acima ilustram uma avaliação qualitativa, que, segundo
alguns critérios, podem classificar os riscos como baixos, médios e altos, podendo
ainda enfatizar os “baixíssimos” e os “altíssimos”.
A classificação auxilia na priorização quanto às providências para mitigação,
seja dos impactos, seja das probabilidades, reduzindo, conseqüentemente, os
riscos propriamente ditos.
Uma classificação bastante utilizada com cada um dos fatores da fórmula, é
mostrada na Tabela V.1, Tabela V.2, Tabela V.3 e Tabela V.4 [27], [28].
87
Tabela V.1 – Matriz de probabilidade
Probabilidade
0,9 90% Muito Alto
0,75 75% Alto
0,5 50% Médio
0,25 25% Baixo
0,1 10% Muito baixo
Tabela V.2 – Matriz de impacto de redução da produção
Tipo de Impacto
Redução da
Produção
Atraso no
cronograma
Aumento de
custo
Parâmetros Impacto
< 2% < 5% < 0,5% Muito Baixo 0,05
2,1% a 5% 5,1% a 10% 0,5% a 1% Baixo 0,1
5,1% a 10% 10,1% a 20% 1,1% a 2,1% Médio 0,2
10,1% a 20% 20,1% a 40% 2,1% a 4% Alto 0,4
> 20% > 40% > 4% Muito Alto 0,8
Tabela V.3 – Matriz de impacto de SMS
SMS Parâmetros Impacto
• Morte ou lesões graves em pessoas
• Emissões diretas de óleo ao mar acima de
200 m
3
Muito Alto 0,8
• Lesões de gravidade moderada em pessoas
• Emissões diretas de óleo ao mar entre 8 e
200 m
3
Alto 0,4
• Lesões leves em pessoas
Emissões diretas de óleo ao mar até 8 m
3
Médio 0,2
• Danos a longo prazo a saúde de pessoas
(sem lesões)
• Danos restritos à Unidade
Baixo 0,1
- Muito Baixo 0,05
88
Tabela V.4 – Matriz de Probabilidade x Impacto
Probabilidade Impacto
0,05 0,1 0,2 0,4 0,8
0,9 0,045 0,090 0,180 0,360 0,720
0,75 0,038 0,075 0,150 0,300 0,600
0,5 0,025 0,050 0,100 0,200 0,400
0,25 0,013 0,025 0,050 0,100 0,200
0,1 0,005 0,010 0,020 0,040 0,080
Baixo Médio Alto
O resultado do Risco se dá pelo somatório dos riscos individuais, quando
aplicáveis.
O objetivo da análise qualitativa é verificar quais os riscos que deverão ser
atacados prioritariamente.
Para uma análise completa é necessário um levantamento abrangente e
detalhado de todos os eventos que possam impactar, de alguma forma o
empreendimento. A existência de um banco de dados é muito importante para a
obtenção de dados que possam subsidiar os estudos. Estes devem ser alimentados
a cada ocorrência (falha, etc.), gerando valores mais precisos de probabilidade e
impacto, o que irá enriquecer os resultados.
Em geral estes riscos são colocados em quadros com cores que indicam a
sua criticidade (vermelho – crítico, amarelo – atenção, verde – baixa criticidade).
5.2 Quantificação de Riscos
Quando um orçamento ou estimativa de prazo para a execução de um projeto
é realizado, além dos riscos técnicos podem-se ter “riscos do negócio”, que pode
ser associado a uma estimativa de custo equivocada (seja qual for o motivo) ou ao
não atendimento do cronograma originalmente previsto.
A seguir são listadas algumas incertezas associadas a riscos de mercado,
econômicos, geopolíticos e ambientais:
• Terá o mercado capacidade fabril ou tecnologia para atender o projeto
89
no prazo ou pelo preço esperado?
• Como um aumento do valor do aço impactaria nestas mesmas
variáveis?
• Como a falta ou presença de concorrência influencia nos custos?
• Como as oscilações do câmbio, com suas inúmeras variáveis mexe
com os custos? O mesmo pode ser dito da inflação.
• Quais as janelas de condições ambientais adequadas para a
instalação de equipamentos e dutos? E para a operação?
• Qual a estimativa de atraso para o fornecimento dos materiais e
serviços?
5.3 Disponibilidade
Um conceito bastante importante, quando se trata de análise de riscos e
confiabilidade é a disponibilidade (ou funcionalidade) do sistema. O conceito de
MTBF (Mean Time Between Failure), que também pode ser traduzido como “Tempo
Médio de Bom Funcionamento” dá uma idéia do rendimento operacional ou qual a
porcentagem de tempo que o sistema está operando e, portanto, produzindo.
Esta é uma informação que muitas vezes não provêm de um banco de dados
e sim de valores padrão, que correspondem mais a um desejo do que a uma
realidade. Têm-se que no início da operação de qualquer sistema existe uma curva
de aprendizado (também pode ser considerado durante a implementação do
projeto), assim como uma “Curva da banheira”, onde nos primeiros meses ou
mesmo no primeiro ano, a eficiência operacional é menor, devido ao número de
falhas caracteristicamente maior nesta fase. Nos períodos seguintes, com a devida
manutenção preventiva a taxa de falhas mantêm-se em um patamar bastante baixo
quase sem variações. Com o passar do tempo, esta taxa tende a subir indicando
que os equipamentos estão “envelhecendo”, apesar dos gastos crescentes com os
equipamentos. Com via de regra usa-se um fator operacional para o primeiro ano
de 85% (fora as paradas programadas de produção). Para os demais anos,
considerando um projeto curto (de até 10 anos de operação), este valor passa para
95%. Pode ser uma boa estimativa para o cálculo do que se espera de VPL de um
projeto já definido, mas não reflete a realidade quando se está comparando duas
90
diferentes alternativas, cada uma com suas peculiaridades. Com este nivelamento
“forçado”, pode-se estar penalizando uma opção em relação à outra, o que pode
induzir a uma tomada de decisão errada.
Uma das propostas deste trabalho é a adoção de alguns critérios que tragam
maior conforto na hora da escolha.
RAUSAND [29] aborda de forma completa todos estes conceitos.
5.4 Softwares Estatísticos de Simulação
- @Risk [30] – Utilizado dentro de uma planilha do Microsoft Excel ® e utiliza
simulação de Monte Carlo em seus cálculos para obter os valores mais prováveis
dentre as variáveis que se deseja mensurar. Baseia-se em valores máximos e
mínimos esperados e distribuição de probabilidade de ocorrência de cada um dos
eventos estudados.
Dentre os tipos de distribuição mais usados podem-se destacar o uniforme, o
triangular, o normal e o lognormal, entre outros.
A distribuição uniforme considera qualquer valor no intervalo com a mesma
probabilidade. A distribuição normal (simétrica), mais usada em estatísticas fornece
dados de porcentagens dentro de uma faixa em função do número de desvios
padrão desejados. A lognormal pode ser comparada com a normal, porém é
assimétrica, influenciada por uma tendência das amostragens. A triangular é a mais
indicada para os casos onde não se tem dados suficientes para uma curva mais
aproximada, podendo partir de estimativas, sendo bastante simples de trabalhar.
Distribuições mais sofisticadas exigem uma quantidade maior de dados de
entrada, como o desvio padrão, por exemplo, que vai dizer se a curva normal ou
lognormal é mais espalhada ou concentrada.
A Figura V.1 mostra as curvas das distribuições citadas, sendo o eixo X a
grandeza que se deseja avaliar e em Y, o número de ocorrências.
91
Figura V.1 – Exemplos de curvas de distribuição de Probabilidade.
É importante lembrar que a área sob a curva será sempre unitária, indicando o
universo de 100% das ocorrências.
Imaginando uma aplicação simples para a simulação probabilística, pode-se
ter o resultado de um produto de dois números, X e Y.
Se X pode variar de 5 a 10 e Y pode variar de 2 a 5, a multiplicação destes
pode variar de 10 a 50. Porém, pode-se supor que a maior probabilidade de
ocorrência de cada um deles não ocorre nos extremos. Neste caso o resultado
também será um valor intermediário. Quanto melhor for a estimativa de distribuição
de probabilidade, bem como destes limites máximos e mínimos, mais próximo o
resultado obtido estará da realidade que vai se apresentar.
X e Y podem ser, por exemplo, quantidade e custo unitário de certo material.
Pode ainda considerar a variação cambial, se os valores forem em Dólares,
entrando, desta forma uma terceira variável. Se for considerar moeda nacional,
pode-se ter a inflação interferindo e, portanto, requerendo sua consideração.
O software @Risk pode, ainda, trabalhar junto com o Microsoft Project ®,
como sugere HULETT [31], onde se entram todas as atividades que possam
impactar nos custos para o projeto e nos prazos para a sua implementação,
bastando para isso estimar as durações máximas, mínimas (relativas às datas mais
cedo e mais tarde) e mais prováveis, com o respectivo tipo de distribuição, que o
programa calcula como, na média, deve se comportar a evolução do projeto.
Normalmente, se buscam realizar as datas mais cedo, mas deve-se ter em
mente que variações são esperadas (senão não faria sentido este tipo de estudo).
O complicado neste tipo de trabalho junto a cronogramas é que é muito
comum que o “escorregamento” de datas sobreponha atividades conflitantes, tanto
no quesito recursos como no quesito de precessão e sucessão. Em ambos os
92
casos o Project age como uma excelente ferramenta no gerenciamento de projetos,
desde que os critérios tenham sido corretamente adotados.
Como resultado o software dá um valor mais provável, bem como uma faixa
de valores dentro do qual existe uma chance de Z % de ocorrer, sendo Z
especificado pelo interessado.
- Precision Tree – Da mesma forma como o @Risk, usa a planilha eletrônica
como interface com o usuário, para montar uma árvore de decisão (Decision Tree)
[32]. Auxilia na tomada de decisão, já que nela podem-se lançar todas as possíveis
combinações de desdobramentos das próprias decisões tomandas.
Ex.: O decisor tem duas opções a seguir, cada uma delas implica em uma
série de conseqüências, cada uma com um impacto que pode ser mensurado em
unidades monetárias (lucro – positivo, ou prejuízo – negativo). Estes valores,
multiplicados pela sua respectiva probabilidade de ocorrência resultam em um novo
número que pode ser comparado com os outros de forma mais próxima da
realidade (Valor Monetário ‘Esperado).
A Figura V.2 mostra uma árvore bastante simples onde pode-se imaginar 3
soluções para um determinado problema, cada um levando a um resultado, porém,
como há incertezas no processo, estes resultados tem chance de não serem os
esperados. No caso exemplo, a simples verificação de que a Decisão 3 implica em
um prêmio maior esconde, no risco, que esta pode não ser a melhor opção.
Figura V.2 – Exemplo de árvore de decisão.
Na maioria dos casos, o difícil é chegar às probabilidades visto que os
problemas podem ser novos e não constarem de nenhum banco de dados de onde
se extraírem as estatísticas. Neste caso, é fundamental a troca de informações
entre os membros da equipe que trabalham para resolver o problema, para que, da
sensibilidade destes profissionais, possa sair uma média, a ser utilizada nos
cálculos. Estes resultados podem ser verificados posteriormente para corrigir ou
93
confirmar a sensibilidade demonstrada na primeira oportunidade em que foi usada.
Daí para a frente, com a adoção desta cultura, os “chutes” podem ser mais
certeiros.
A árvore de decisão pode ser tão complexa quanto se queira. Quanto mais
detalhada for a árvore, melhores os resultados. Porém, deve-se considerar que o
trabalho para se obterem os dados de entrada cresce na mesma proporção.
- Cara Fault Tree – Programa que auxilia na avaliação da probabilidade de
falha de um sistema, dado importante de entrada para o uso dos programas
anteriormente citados. Baseia-se em uma rede de operadores lógicos E e OU para
o estudo de cada um dos eventos de falha que possam vir a trazer impacto ao
projeto, em se concretizando. Podem ser eventos técnicos ou mesmo comerciais e,
assim como a árvore de decisão pode ser tão bem detalhada quanto se necessite.
Um exemplo pode ser visto na Figura V.3. Os dados de entrada desta
ferramenta são diretamente valores de probabilidade de falha por componente do
sistema, isoladamente, como chance de vazamento de válvula ou chance de que
ela não abra quando necessário. Uma série de atos mitigatórios podem e devem
ser adotados para reduzir a probabilidade ou impacto do risco e também são
lançados na árvore para se avaliar o sistema como um todo.
Figura V.3 – Exemplo de Árvore de falha
CARA Fault Tree version 4.1 (c) Sydvest Sotfware 1999
Production pipe top
rupture
Or 1
Fatig ue effect
Or 2
Bend s tiffener fai lur e
And 2
Bend stiffener falling Bend stiffener falling
detection failure
Reduce life due
excess load
And 3
Extreme
environmental
condictions
Load monitoring
failure
Wire rupture
detection fai l ur e
H2S generation
Or 3
H2S detection
failure
H2S captur e failure
(chemical injection)
Annulus reliefe
system failure
Corrosion effect
And 1
Annulus reliefe
system failure
Anullus water
presence
CO2 pr esence CO2 detection
failure
94
Todos estes estudos tem sua importância mais evidente quando se está
comparando opções parecidas. Quando há consenso entre os técnicos e/ou
gestores, em algum aspecto, algumas das diferentes opções poderão ser
descartadas ou confirmadas, conforme o caso, sem a necessidade de estudos
apurados de riscos. Convém que sejam efetuados encontros de profissionais com o
intuito específico de levantar todos os riscos de um projeto, mesmo que separados
por disciplina (Reservatório, Poço, Equipamentos submarinos, Garantia de
Escoamento, Equipamentos de superfície, Operação, SMS – Segurança, Meio
Ambiente e Saúde – Gerenciamento de projeto e da produção), para que estes
riscos possam ser tratados e mitigados ou pelo menos para que se saiba com o que
se terá que conviver na eventualidade de o risco se confirmar em fato.
95
CAPÍTULO VI
GERENCIAMENTO DE PROJETO
6.1 Fases de um Projeto
O desenvolvimento de um projeto de sistema de produção offshore, envolve
um corpo multidisciplinar e é dividido em fases, cada qual com um nível de
maturidade requerida para o projeto. Por ser extremamente complexo, possui uma
série de procedimentos a serem seguidos durante sua evolução.
6.1.1 Identificação de Oportunidade
A primeira fase é a Identificação da Oportunidade, e antecede a própria
concepção do projeto.
Ela se dá através da procura, nas bacias geológicas sedimentares, por
estruturas com algum potencial para ocorrência de hidrocarbonetos (petróleo ou
gás). Esta identificação é feita através do tratamento e interpretação de dados
geofísicos obtidos por meios adequados, sejam eles terrestres ou aquáticos, com
destaque para os métodos sísmicos. THOMAS [33] descreve de maneira bastante
didática os diferentes métodos e equipamentos empregados, em seu livro. Os
principais profissionais envolvidos nesta etapa são os geólogos e geofísicos, além
das equipes de sísmica e perfuração.
A partir daí, parte-se para a perfuração exploratória, atividade que
historicamente apresenta um baixíssimo índice de sucesso, principalmente se
forem consideradas apenas as descobertas economicamente interessantes ou
viáveis. A média de sucessos da Petrobras, no Brasil, situa-se bem acima da média
Mundial, que é de aproximadamente 5%. Se por um lado este índice tende a subir
em função do avanço tecnológico empregado na prospecção e do constante
aumento no preço do petróleo e derivados, justificando assim muitos projetos
“engavetados” anteriormente, por outro tende a cair em função da inevitável
escassez que se torna mais presente [34].
Após a verificação de existência de hidrocarbonetos parte-se para a
delimitação do reservatório, paralelamente com a correção do modelo
computacional utilizado [35]. Este procedimento visa reduzir as incertezas quanto à
96
configuração do subsolo, o que permite melhores condições de se efetuar a
Declaração de Comercialidade. Esta delimitação pode ser feita através da
perfuração de poços nas proximidades do descobridor, para confirmação da
extensão do reservatório seguida da avaliação da comunicação entre estes, pela
composição dos fluidos e pressões e temperaturas observadas. Outra prática
comum é a realização de testes de produção, onde cada uma das potenciais zonas
produtoras são produzidas por um período de aproximadamente uma semana cada
zona, a fim de se avaliar a produtividade e depleção (e respectiva taxa de
descompressão) do reservatório.
6.1.2 Projeto Conceitual
Fase do projeto posterior à identificação de oportunidade.
Declarada a comercialidade do campo, este é entregue à equipe de
desenvolvimento, que irá estudar todas as alternativas viáveis para utilização no
projeto. Ao final desta fase é feita a seleção da melhor alternativa para ser
amadurecida durante as próximas fases. Esta é a fase onde é melhor aplicado o
estudo objetivo desta dissertação.
6.1.3 Projeto Básico
O Projeto Básico inicia imediatamente após a escolha da alternativa a ser
desenvolvida e detalhada. Nesta fase pode ocorrer a ida ao mercado para a compra
dos equipamentos e contratação dos serviços que ocupam o caminho crítico do
projeto, em paralelo com o melhor detalhamento dos itens que tem folga no
cronograma. A estratégia de contratação dos serviços e fornecimento de materiais
é fundamental para saber “quem” tem o maior risco de atrasar o projeto: em
unidades próprias, a UEP costuma ser o caminho crítico; quando se utiliza uma
unidade afretada, passa a ser a perfuração e as instalações submarinas.
6.1.4 Projeto Executivo
É o início oficial da implementação do projeto, com o detalhamento já
amadurecido. É onde as mudanças de escopo tem os piores efeitos, quanto a
custos e atrasos. Nesta fase ocorrem a fabricação dos dutos e equipamentos e
suas respectivas instalações. Estende-se até que o último poço tenha sido
interligado e coexiste com a operação e manutenção, em sua fase inicial.
97
6.1.5 Operação e Manutenção
Fase em que o Campo é entregue para a produção. A operação são todas as
atividades necessárias à viabilização do fluxo dos fluidos, tratamento e exportação
dos mesmos. A manutenção caminha junto, visto que tem como finalidade permitir
a continuidade da produção, ou retorno a esta em casos onde tenha sido
interrompida.
Em função do sistema escolhido, a operação e manutenção podem ser
sensivelmente afetadas, tanto no que diz respeito ao custo e dificuldade para
manter a produção como nos riscos de danos ou acidentes que podem trazer
prejuízos à saúde dos trabalhadores, ao meio ambiente ou financeiros, sendo que
estes últimos podem dever-se ao reparo e/ou à perda de produção, devida à
indisponibilidade de algum componente do sistema.
6.1.6 Desinstalação e Desmobilização
Ao final do projeto, é necessário se prever a desmobilização do sistema [36],
com os devidos recolhimentos de materiais, se for o caso. Em geral as partes
removíveis são as seguintes: Plataforma e linhas de ancoragem e dutos flexíveis.
Os dutos rígidos e equipamentos submarinos (exceto ANM e BAP), bem como
estacas torpedo de ancoragem, normalmente são abandonadas no fundo do mar,
tendo em vista o impacto negativo da sua remoção, tanto do ponto de vista
econômico, quanto do ponto de vista técnico e ambiental.
Os poços são, normalmente, tamponados e abandonados [37].
6.1.7 Projetos Complementares
São projetos de melhorias ou incrementos de produção, ou mesmo de itens
necessários para manter a produção no mesmo patamar, como por exemplo a
interligação de novos poços na plataforma, muitas vezes não previstos nas fases
iniciais.
Outra ocorrência que pode justificar estes projetos são as novas descobertas
em áreas adjacentes, que por acaso não justifiquem uma nova unidade, ou mesmo
o aproveitamento da capacidade ociosa de plataformas instaladas (cabe lembrar,
que mesmo com a redução do volume de óleo produzido, a tendência é que o
volume total de líquido se mantenha, sendo compensado pelo BSW; neste caso
deve-se considerar a capacidade da planta de processamento de líquido).
98
Normalmente estes projetos são mais simples de desenvolver do que os
projetos que iniciam do “zero”, em função de já haver equipamentos instalados,
limitando-se o projeto a trabalhar com os recursos disponíveis, possuindo menor
número de opções a serem estudadas (as instalações iniciais servem como
“condições de contorno”).
6.2 Custos
Normalmente os custos oriundos da fase exploratória são considerados de
forma corporativa na Unidade da Empresa responsável pela exploração, não se
limitando ou recaindo sobre os projetos que venham a ser desenvolvidos.
Os custos do projeto iniciam assim que o campo já está definido (após a
declaração de comercialidade).
Há os custos de perfurações para:
- Delimitação do reservatório – Onde se investigam as fronteiras do
reservatório, bem como espessuras contendo óleo, continuidade de áreas,
variações de parâmetros como pressão, temperatura e composição dos
hidrocarbonetos, além de dados gerais do reservatório, que auxiliarão na avaliação
de IP, volumes de óleo in place, fator de recuperação, etc, além de testes de
produção, para avaliar o potencial de produção do reservatório;
- Perfuração de poços piloto, com ou sem aproveitamento dos poços
anteriormente perfurados – Estes servem para testes de longa duração (TLD), que
têm o objetivo de obter dados de reservatório que subsidiem as decisões a serem
tomadas, bem como sirvam para correção dos modelos de avaliação do
reservatório, com a intenção de reduzir erros e riscos pelas incertezas geológicas.
Estes testes podem ser considerados como um projeto à parte.
6.3 Prazos
Prazos importantes de serem estimados e controlados através de
cronogramas:
• Prazo de desenvolvimento do projeto (estudos);
• Prazo de elaboração de documentação;
99
• Prazo de contratação de serviços e compra de materiais (inclui
licitações, se for o caso);
• Prazo para esclarecimento de dúvidas por parte dos fornecedores;
• Prazo para execução dos serviços (perfuração, fabricação de
equipamentos e dutos, entrega dos materiais);
• Prazo para instalações (UEP, equipamentos de fundo, infra-estrutura,
integração entre as partes);
• Início da produção;
• Operação; e
• Desinstalação e desmobilização da UEP e equipamentos.
Outro prazo importante de ser considerado é o de concessão do Campo pela
ANP.
Os cronogramas, com as respectivas seqüências de atividades, precedências
entre as mesmas, e os prazos estimados, são comparados com os prazos
realizados, com o objetivo de se acompanhar o avanço físico da execução do
projeto, a fim de que as metas sejam atingidas.
100
CAPÍTULO VII
PROJETO DO ARRANJO SUBMARINO DO SISTEMA DE
PRODUÇÃO
7.1 Elaboração de Arranjo Submarino
O primeiro insumo para a elaboração do traçado dos dutos e equipamentos
submarinos são as coordenadas x, y e z de início e final do objetivo de cada um dos
poços a serem perfurados. Esta informação vem da equipe de reservatório, que
estuda sua morfologia e estima as melhores posições, visando a otimização da
drenagem dos hidrocarbonetos, levando em conta, também, a expectativa de
produção do campo e para cada poço.
O Objetivo trata-se da região do poço onde se localizam os canhoneados, ou
seja, a zona através da qual, efetivamente, ocorrerá a produção. Em um poço
vertical só a cota z muda em relação à cabeça do poço. Um poço direcional possui
uma inclinação acentuada, muitas vezes seguindo o “relevo” do topo do
reservatório (para poços produtores). Os poços horizontais possuem uma
inclinação baixa, não sendo “exatamente” horizontais, em geral. A perfuração se
inicia na vertical, em dada LDA. Em um determinado momento se atinge a
profundidade necessária para que, com um certo desvio (dog leg), o objetivo fique
na posição correta.
O limite normalmente utilizado para o dog leg é de 30 m de comprimento
circunferencial para cada 3º acrescidos na inclinação de ataque da broca de
perfuração. Isto significa que, para horizontalizar um poço (direcional a 90º), são
necessários 90º / 3º x 30 m = 900 m de perfuração e 2 x 900 / 3,14 = 573 m de
afastamento entre cabeça e início de objetivo.
Objetivos com ângulo maior do que 90º também são possíveis, mas deve ser
levado em conta que a dificuldade pode aumentar bastante, quanto maior for este
valor que ultrapassa a linha horizontal, implicando no uso de fluidos de perfuração
sintéticos, mais caros e com maior potencial poluente, além do maior risco de perda
do poço, travamento da coluna de perfuração, entre outros. Em geral não se
recomendam ângulos maiores do que 95º.
Outro fator que conspira contra a execução deste tipo de poço é que quando o
101
contato óleo / água atingir a parte mais baixa do poço, a produção de água pode se
dar de forma mais acentuada do que no outro caso, não sendo possível, ainda,
isolar esta parte mais baixa do poço. A Figura VII.1 ilustra as informações
apresentadas acima.
Figura VII.1 – Perfil de um poço horizontal.
Definida uma posição inicial para as cabeças de poço, alguns critérios de
interferência devem ser considerados. O primeiro fato a ser verificado é a utilização
ou não de DHSV (Down Hole Shutdown Valve – Válvula de segurança dentro da
coluna do poço). Estas válvulas, atualmente tem sido usadas apenas em poços
produtores de gás, em função do histórico de problemas já verificados de
fechamento indevido e/ou não abertura quando necessário. A função de segurança
contra surgência (blow out) é atendida pelas válvulas Master e Wing, que fecham
em caso de emergência (quando ocorre despressurização do umbilical). Estas
válvulas também podem ser atuadas por ROV.
Para viabilizar a dispensa do uso desta válvula, foi realizada uma análise de
riscos, a partir de onde se convencionou que só poderá estar ausente quando a
distância entre poços for maior do que um limite mínimo, devido ao risco de ruptura
do DPR (Drill Pipe Riser) e conseqüente possibilidade de interferência deste com
equipamentos de fundo durante intervenções com sonda em poços adjacentes.
Neste caso, poderia ocorrer o choque com a ANM permitindo a saída de óleo para
o fundo do mar pela perda das funções das válvulas da ANM. Obedecendo esta
distância, o poço é considerado “isolado”.
Esta distância mínima é apresentada no gráfico da Figura VII.2.
102
Figura VII.2 – Gráfico da distância mínima entre poços em função da LDA.
Outro critério de interferência que é adotado é o da “bolha” de fundo ou
diagrama de probabilidade de interferência, que mostra a tendência de deriva da
sonda ou navio, em caso de perda do posicionamento dinâmico. Tratam-se de
curvas aproximadamente elípticas, que variam de embarcação para embarcação e
de local para local, devido às condições ambientais predominantes. Na prática,
estar fora da curva significa menor risco de interferência de equipamentos
pendurados em sonda que perde posição, com equipamentos de fundo.
Uma forma de mitigar este risco, quando não for possível alterar a posição da
cabeça de poço é o uso de ancoragem de contingência ou o uso de rebocadores
para garantir a manutenção da posição da sonda independente de eventos que
pudessem dificultá-la, como um black out, por exemplo. O risco de cintilação
ionosférica ou outro que impeça a comunicação com o satélite, também afetaria o
posicionamento dos rebocadores. Existe também uma bolha de superfície, que é
utilizada para identificar o potencial de interferência entre embarcações e deve ser
levado em conta na elaboração do cronograma de atividades, evitando-se a
convivência.
Um exemplo das bolhas citadas é mostrado na Figura VII.3.
Figura VII.3 – Diagrama de interferência de uma sonda em um dado campo.
103
Quando houver a identificação de que qualquer uma das distâncias acima não
está sendo respeitada, a posição de pelo menos uma das cabeças do poço deve
ser alterada, de forma a enquadrá-los na situação segura, podendo ou não, para
tanto, alterar a posição dos respectivos objetivos.
A Figura VII.4 mostra as diferentes alterações que podem ser feitas na
posição da cabeça do poço em função de possíveis interferências no arranjo. Há,
também, a possibilidade de combinação de mais de um destes fatores.
Figura VII.4 – Perfil de um poço horizontal.
Estas alterações devem ser aprovadas pela engenharia de reservatório e
engenharia de poço. Normalmente, pode-se transladar ou girar os objetivos sem
grandes preocupações, desde que, na pior hipótese, não ocorram deslocamentos
maiores do que 50 m em relação à posição original, tomando como referência as
extremidades do objetivo.
A inversão da posição da cabeça estará limitada a pequenas inclinações no
trecho horizontal e o desvio lateral (giro da cabeça em relação ao eixo do objetivo)
não deve ultrapassar muito os 20º, devido à dificuldade em se perfurar em uma
trajetória fora do plano vertical.
A Figura VII.4 mostra ainda o tipo de curva que a coluna tem de fazer para
possibilitar um poço horizontal com afastamento menor que o limite mínimo, o que
exigiria um dog leg muito elevado. Para afastamentos de até 400 m pode-se mexer
apenas no dog leg, acentuando-o.
Sempre que possível, deve ser utilizado o afastamento mínimo, para que o
104
comprimento final perfurado seja mínimo. Uma consideração importante é de que o
metro perfurado costuma ser muito mais caro do que o metro de duto, porém
afastamentos de até 1200 m são considerados normais, podendo ser utilizados se
for necessário.
Os comprimentos horizontais podem variar de 500 a 1000 m, podendo ser
maiores ou menores, de acordo com a geometria e dimensões do reservatório e a
necessidade para se obter a produção desejada.
Os poços direcionais a partir de unidades fixas ou TLPs, por possuírem
completação seca, motivo pelo qual não requerem a intervenção com sondas, não
exigem os afastamentos citados, o que tornaria impraticável a sua utilização.
Outras restrições são que as cabeças de poços não poderão estar próximas
das linhas de ancoragem da unidade de produção e deve-se evitar posicioná-las
dentro do seu raio de ancoragem, também. Recomenda-se que os dutos passem a
uma distância mínima de 100 metros dos equipamentos.
Os raios de curvatura admissíveis para os dutos variam com a sua natureza e
o diâmetro. Em geral os dutos flexíveis admitem curvaturas de 30 a 100 m,
enquanto que os dutos rígidos, muito menos tolerantes, necessitam de raios de
1000 a 2000 m.
Para o posicionamento da plataforma no campo, é necessária a determinação
da locação dos objetivos dos poços. As TLPs e Fixas podem se posicionar no
centro de uma distribuição radial de poços. As SS e os FPSOs (Turret ou SMS)
devem se localizar, preferencialmente, em LDAs menores do que seus respectivos
poços, a fim de evitar o fluxo descendente, que pode gerar golfadas (intermitência
severa), a depender da inclinação, parâmetros de fluxo e características do fluido.
O Turret possui uma capacidade menor de receber risers, trazendo, também a
desvantagem de que estes precisam assumir traçados que permitam sua entrada
radial, em linha reta a partir do raio de ancoragem. Nas SS ocorre a mesma
situação, porém, estas permitem um maior número de risers de forma mais
confortável e com menor “desperdício” de duto. Os FPSOs Spread Mooring
permitem que todos os poços estejam localizados do lado de um dos bordos da
plataforma, o que otimiza o arranjo, com os menores comprimentos de dutos
possíveis, porém, podendo penalizar o projeto do sistema de ancoragem que
conviverá com uma resultante de cargas laterais bastante pronunciada para o lado
105
dos risers. A interligação de poços provenientes diretamente do lado do outro
bordo, pode ser feita por baixo da plataforma o que pode dificultar um pouco o pull
in, quanto menor a LDA e maior o diâmetro do duto flexível.
Existem projetos de interligação de dutos rígidos em FPSOs mas estes ainda
não foram viabilizados.
A Figura VII.5 mostra a diferença de traçado observada em função do tipo de
duto e de plataforma, sendo no primeiro caso dutos flexíveis e no segundo dutos
rígidos. Percebe-se que os comprimentos ficam penalizados no segundo caso,
devido ao fato de que os raios de curvatura exigidos para um lançamento seguro
(contra danos ao próprio duto e a equipamentos de fundo em função de possíveis
interferências) são na ordem de 1000 m contra os 50 a 100 m da curvatura admitida
pelos dutos flexíveis.
Figura VII.5 – Comparação entre diferentes traçados para tipos distintos de dutos.
Outro item importante a ser estudado é a interferência entre embarcações
durante as atividades de perfuração e lançamento dos dutos. Estas unidades
flutuantes também possuem uma bolha de superfície e a possibilidade de
coexistência entre estas pode determinar um cronograma mais ou menos flexível e,
portanto, tem influência direta no resultado do projeto, que deve prever a
convivência, tentando evitar atividades conflitantes simultâneas. É bastante comum
que atrasos gerem situações que obrigam uma das embarcações a esperar pela
outra, o que gera mais atrasos, sendo a decisão de “quem espera por quem”
tomada em função das circunstâncias (minimização dos atrasos, riscos, custos,
etc.).
A Figura VII.6 mostra uma matriz de interferência [38], importante na
visualização destas para facilitar a confecção de cronogramas. A cor vermelha
106
indica existência da possibilidade de interferência, a verde indica a convivência sem
necessidade de cuidados especiais. Notar que a planilha não é simétrica o que
indica que a assimetria das respectivas “bolhas” pode permitir uma sonda (colunas)
no poço 11 e um barco de lançamento (linhas) no poço 4, não sendo a recíproca,
verdadeira.
Figura VII.6 – Matriz de interferência entre embarcações (Sondas e LSV).
O traçado dos dutos submarinos deve privilegiar o fluxo ascendente do óleo,
como forma de evitar a intermitência severa (ou golfadas) que podem danificar os
dutos. Também deve respeitar o relevo de forma a evitar trechos muito inclinados,
que podem oferecer risco para a estabilidade dos dutos. Estes devem desviar dos
obstáculos, naturais ou não, mas devem respeitar raios mínimos de curvatura de
forma que os dutos não sofram deformações que comprometam a estrutura nem a
sua estanqueidade. A tolerância varia em função do tipo e dimensões do duto, mas
pode-se dizer, a grosso modo, que para dutos rígidos os raios de curvatura limitam-
se a uma faixa de 500 a 1000 m, enquanto que para os dutos flexíveis, considera-
se a faixa de 50 a 100 m. Umbilicais podem ter raios de até 30 m.
Na medida do possível os cruzamentos devem ser evitados visto que a
eventual necessidade de recolhimento do duto de baixo exigiria o recolhimento do
duto de cima, o que pode parar dois poços, ao invés de um. Outro motivo é que,
muitas vezes, requerem um calçamento para se evitar danos causados pelo
lançamento de um duto sobre o outro, o que encarece a instalação. Os dutos
precisam, então, desviar de equipamentos e linhas de ancoragem para que se
evitem interferências.
Na medida do possível os dutos podem ser pré-lançados, se isto trouxer
vantagens para a interligação dos poços antecipando o início de produção.
Normalmente o ganho de receita pela antecipação de uma instalação de duto ou
107
equipamento paga facilmente as providências necessárias para sua viabilização,
mas nem por isso este item dispensa um estudo específico comparando diferentes
cenários.
Outra diferença importante entre os diferentes tipos de dutos se refere às suas
respectivas tolerâncias aos contaminantes, destacando o CO
2
e o H
2
S. Os dutos
flexíveis, como possuem carcaça em aço inoxidável é praticamente insensível ao
gás carbônico, o mesmo não ocorrendo com os dutos rígidos, feitos de aço-
carbono, que apresentam taxa de corrosão proporcional ao teor deste contaminante
e da pressão observada. Para resolver este problema pode-se usar dutos com
revestimento resistente à corrosão interna, o que encarece de tal forma que pode
inviabilizar esta alternativa. Em contra-partida, quando na presença do gás
sulfídrico (H
2
S), este, mesmo em baixíssimas concentrações (na ordem de 10
ppm), pode percolar as camadas de estanqueidade fragilizando os arames de
tração, responsáveis pela resistência às solicitações axiais. Desta forma a
resistência à fadiga pode ficar seriamente comprometida, reduzindo a vida útil do
riser (trecho mais solicitado). O CO
2
só representa problema com a percolação se o
espaço anular do duto (entre as camadas estanques) estiver alagado, o que não é
raro de se observar. Concluindo, os dutos rígidos são bem mais resistentes ao H
2
S.
O H
2
S pode surgir com a decomposição do sulfato injetado no reservatório
junto com a água de injeção, pela ação das bactérias redutoras de sulfato. O CO
2
também pode surgir com a migração entre diferentes blocos com concentrações
distintas desta substância.
108
CAPÍTULO VIII
METODOLOGIA EMPREGADA
A Prática usual baseia-se, puramente, em estudos econômicos, sendo
bastante conservadora, tanto no sentido técnico, sobrevalorizando riscos pouco
conhecidos, quanto no sentido comercial, assumindo valores conservadores de
preço do barril de petróleo, câmbio, etc..
Um fluxograma típico do processo de desenvolvimento de um campo é
mostrado na Figura VIII.1 e na Figura VIII.2.
Figura VIII.1 – Fluxograma de processo até o Projeto do Sistema Submarino.
A Avaliação sísmica identifica as áreas com potencial para a existência de
petróleo, seguida da perfuração de um poço piloto. Caso não se encontre óleo ou o
mesmo não se demonstre econômico, a locação é abandonada e segue-se para
outra área.
Para avaliar a economicidade, dá-se início a um EVTE (Estudo de Viabilidade
Técnica e Econômica) preliminar de desenvolvimento do novo campo e representa
o primeiro ponto com incertezas técnicas onde se observam interfaces com as
fases seguintes do projeto. Nesta fase se determinam os volumes recuperáveis o
É
econômico?
Avaliação
Sísmica
Achou
Óleo?
FIM
S
Perfuração
poço piloto
Avaliação
Reserva
Projeto do
Sistema
Submarino
N
Teste de
produção
Levantamento
curva de
produção
Definição do
tipo de óleo
Definição da
capacidade
da UEP
S
Incertezas
Definição da
posição dos poços
N
109
que pode ou não indicar a necessidade de novos poços perfurados, com o objetivo
de avaliar a extensão do reservatório.
Se se confirmar como econômica a nova área pode-se realizar um teste de
produção onde se são realizadas análises para determinação de parâmetros de
reservatório, como pressão e temperatura, bem como variações destas ao longo de
um curto período de produção o que pode confirmar ou rechaçar os volumes
previamente calculados. Pode evitar que se invista muitos recursos em um campo
que pode não confirmar as informações preliminares que foram levantadas.
Surpresas boas também podem ocorrer, com a confirmação de reservatórios mais
volumosos, com extensão de sua vida útil.
Pode-se avaliar melhor a composição dos fluidos e presença de
contaminantes, o que dará permitirá a construção de facilidades que se
demonstrarão importantes ao longo da vida produtiva do empreendimento.
Neste momento já se conhecerão a composição do óleo/gás, a melhor
posição dos poços, a curva de produção preliminar (simulada em função dos dados
de reservatório, como o IP, mas ainda sem uma definição precisa do arranjo
submarino) e a capacidade da UEP, bem como suas facilidades.
Com todas estas informações, parte-se para o projeto do Sistema Submarino.
Todas estas fases não são rígidas, podendo sofrer alterações em função dos
recursos existentes ou disponíveis, bem como das características do projeto.
Podem ocorrer fora da seqüência apresentada ou mesmo não ocorrer.
Figura VIII.2 – Fluxograma do desenvolvimento do Projeto do Sistema Submarino.
Projeto do
Sistema
Submarino
Definição das
alternativas
Detalhamento:
Material e
serviços
Produção
Resultados
Licitação
Escolha da
melhor
alternativa
Fornecimento
materiais
Fornecimento
serviços
Operação /
Manutenção
Instalação
Estimativa de
custos
Estudos de
GARESC
110
As alternativas a serem avaliadas são levantadas em um Brain Storm, onde
técnicos se reúnem para determinar todas as possíveis opções através das quais a
produção poderá ser realizada.
Para cada uma das alternativa que não forem descartadas por motivos
técnicos ou estratégicos, são elaborados arranjos e simuladas as respectivas
curvas de produção, bem como o custo de instalação e operação de cada uma.
A curva de produção de cada alternativa, sofre influência da perda de carga
que ocorre nos dutos, o cronograma de interligação dos dutos e equipamentos e o
fator operacional dado pela disponibilidade de cada um dos equipamentos
necessários para a produção (não se limitando ao sistema submarino).
Uma variação no número de poços pode ser considerada entre alternativas
devendo haver uma otimização no quesito custo x benefício.
Paralelamente a estas etapas são realizados estudos de Garantia de
Escoamento (GARESC), onde se estuda a tendência à formação e deposição de
parafinas, formação e deposição de hidrato e deposição de incrustação, entre
outros problemas que podem comprometer a manutenção do escoamento.
Neste momento, com base nas análises econômicas já citadas, é escolhida a
“Melhor alternativa”, que é justamente o tema tratado nesta dissertação (conforme o
destaque em vermelho na Figura VIII.2).
Após isto é feito um detalhamento da alternativa que passou para a fase do
Projeto Básico, no que diz respeito aos materiais e serviços, sendo seguida da
licitação ou consulta ao mercado em uma possível negociação direta se for o caso
de inexistência de concorrentes para a implantação de determinada parte do
projeto.
O fornecimento de materiais e serviços se segue, e logo após, a instalação.
Dá-se, então, a produção, com todos os seus custos e problemas, previstos ou não.
É interessante que haja a convivência de profissionais da operação e manutenção
durante as fases de projeto para que este feedback exista e se aproveitem as
experiências já vividas em projetos anteriores.
Como fechamento, é feita uma avaliação dos resultados, comparando-os com
os esperados durante o planejamento da produção, para retroalimentar novos
projetos.
111
Estes fluxogramas também dão uma boa idéia da localização de outras fases
do processo que são importantes de serem conhecidas em função da sua dinâmica
que é constante, dando a noção das interfaces entre as diferentes disciplinas que
convivem durante todo o projeto.
Um resumo das incertezas mais comuns é pode ser listado abaixo:
• Reserva – Divergências no modelo geológico com a realidade
podendo gerar a necessidade de mudanças na posição e/ou número
de poços, o que interfere no arranjo submarino, mudando custos e
curva de produção (é importante lembrar que as mudanças podem ser
para melhor ou para pior, podendo ocorrer boas ou más surpresas);
• Curva de produção – Variações no comportamento esperado do
reservatório e no modelo de escoamento. Problemas operacionais;
• Óleo – Alteração das propriedades, incluindo composição, migração ou
formação de contaminantes;
• Poços – Necessidade de mudarem as coordenadas em função da
revisão do modelo geológico ou problemas para a perfuração ou
completação;
• Custos – Aquecimento e imprevisibilidade do mercado;
• Fornecimento – Atrasos na fabricação de materiais (dutos e
equipamentos);
• Instalação – Atrasos, eventos inesperados, acidentes;
• Produção – Perdas de produção por problemas de GARESC e
integridade dos sistemas, dutos e equipamentos;
• Operação/manutenção – Eventos inesperados, shutdowns (paradas
não programadas), paradas programadas, acidentes.
8.1 O Cálculo de VPL
O cálculo de VPL (Valor Presente Líquido) representa a diferença entre os
112
valores atualizados (trazidos para o presente) de um desembolso e uma receita que
ocorrem ao longo do tempo.
Como exemplo pode-se citar um fluxo de caixa onde há um dispêndio inicial
de recursos a título de investimento, também conhecido como CAPEX (Capital
Expenditure) e um outro valor, tipicamente menor, gasto ao longo da vida produtiva
do projeto, para mantê-lo, chamado OPEX (Operational Expenditure). Estes valores
representam as parcelas negativas da avaliação. Da mesma forma, a receita bruta,
pela venda do óleo, gás e, se for o caso, energia produzidos, deve ser
contabilizada. Se na comparação o valor positivo for maior que a parte negativa, o
projeto é viável ou lucrativo. Este exemplo pode ser aplicado a qualquer tipo de
projeto.
A Figura VIII.3 exemplifica um fluxo de caixa com avaliação de VPL de um
projeto genérico.
Figura VIII.3 – Fluxo de caixa exemplificando o cálculo de VPL.
Para se trazer estes valores para o presente é aplicada uma Taxa Mínima de
Atratividade (TMA) que é a taxa que, por exemplo, pode ser obtida no mercado
financeiro, pela aplicação dos recursos. É o valor abaixo do qual pode-se dizer que
não há interesse em correr o risco do negócio. O valor é obtido pelo somatório de
cada uma das parcelas dividida por (1 + i)
n
, onde i é a TMA e n é o número de
períodos até o presente (tratando-se, portanto, de juros compostos).
113
A TMA pode variar de 8 a 15% ao ano, dependendo da filosofia de cada
empresa, podendo variar dentro de uma mesma empresa, de acordo com as
prioridades do momento.
Em geral o período considerado é o anual, devido ao tempo esperado para a
produção de campos de petróleo poder variar de 5 a 30 anos. O cálculo mês a mês
seria demasiadamente trabalhoso e o acréscimo na precisão não significaria
necessariamente um acréscimo na exatidão do resultado obtido, tendo em vista as
incertezas já listadas.
A seguir é mostrada uma lista com algumas das variáveis econômicas que
impactam diretamente no cálculo do VPL:
• Preço do petróleo: Usando-se como parâmetro o valor do Brent, que é
um óleo leve. Em geral, os óleos, são avaliados como Brent ± ∆. Se o
óleo em questão for de qualidade superior, seu preço será Brent + ∆.
Se for de qualidade inferior um valor ∆ será subtraído. O ∆ representa
a diferença na qualidade do óleo, devido à proporção de frações leves
(maior valor agregado), bem como nos custos de refino e de transporte
(menores para óleos mais leves);
• Taxa de câmbio: pode variar beneficiando ou prejudicando o projeto e
deve ser considerada. Normalmente os projetos consideram o Dólar
Americano como referencial;
• Inflação: Normalmente é desprezada, podendo considerar ser
considerada como estando embutida na própria variação do preço de
venda dos derivados.
Alguns parâmetros considerados no EVTE:
• Brent de Equilíbrio – Valor do óleo do tipo Brent para zerar o VPL.
Representa o valor limite para o petróleo, abaixo do qual o projeto
representa prejuízo financeiro;
• Brent de Referência – É o valor considerado como a média esperada
para a vida do projeto;
• VPL de Robustez – É um valor rebaixado para o óleo para indicar se o
projeto é seguro. Pode-se interpretar como o valor médio mínimo que
114
se espera que o óleo atinja.
Cabe salientar que quanto maior o tempo de produção esperado para o
campo, menor o valor do Brent de referência, visto que num horizonte mais distante
a previsibilidade tende a se reduzir, apesar da aparente tendência ao aumento, em
função da iminente escassez.
Outro fator importante na comparação entre diferentes sistemas é a
sensibilidade ao preço do Brent. Como exemplo pode-se citar que uma alternativa
para um projeto, que apresenta um fator de recuperação (FR) do óleo maior,
mesmo com VPL menor, pode ser vantajosa em relação à outra, em caso de uma
ocorrência de preço do petróleo acima da esperada (o que normalmente acontece,
devido ao conservadorismo que se espera em um projeto, para que se minimize o
risco de prejuízo).
Outra alternativa, pouco adotada é considerar uma variação do preço do Brent
ao longo do tempo. Neste caso, pode-se ser menos conservador no curto prazo e o
contrário, no longo. Tende a aproximar o resultado da realidade, não penalizando o
projeto desnecessariamente.
8.2 Metodologia Proposta
Apenas detalhando um pouco mais o fluxograma mostrado na Figura VIII.2,
tem-se o que mostra a Figura VIII.4, onde os retângulos em vermelho representam
a melhoria, pelo incremento das análises, além do que sugere o método usual.
Figura VIII.4 – Fluxograma simplificado da metodologia proposta.
Projeto do
Sistema
Submarino
Definição
das
alternativas
Simulações
de fluxo
EVTE
Estimativa de
custo p/ cada
alternativa
Elaboração dos
arranjos
submarinos
Estudos de
GARESC
Elaboração de
cronograma p/
cada alternativa
Análise
de
risco
Análise
de
risco
Disponibilidade
para cada
alternativa
115
Após a definição das alternativas é desenhado um arranjo submarino para
cada uma, com auxílio de um software de CAD (no caso, foi utilizado o Microstation
Versão 8). Para cada arranjo será feita uma estimativa de custo e cronograma de
instalação.
Para o custo é importante uma lista detalhada de materiais a serem utilizados,
bem como os serviços de instalação a eles vinculados. Os próprios tempos gastos
com embarcações de lançamento previstos no cronograma tem impacto no custo
final de investimento do projeto.
Convém que sejam utilizados valores de tempo e custo baseados em
histórico. Este histórico poderá gerar as curvas de probabilidade de ocorrência
utilizadas no software @Risk. Em geral, valores recentes que fogem muito da curva
de tendência são adotados como novas realidades, mas sugere-se que sejam
vistos com critério, para que não penalizem sobremaneira o empreendimento.
Com o número maior de valores históricos será possível ajustar a melhor
curva, melhorando os resultados obtidos das simulações, de forma a aproximar de
uma curva normal, por exemplo, em relação à curva triangular, simplificada.
A Tabela VIII.1 e a Tabela VIII.2 exemplificam uma lista de materiais a serem
utilizados para a interligação de 3 poços (2 produtores e um injetor) a uma
plataforma. Na situação são mostrados os dados do Cenário 1 a ser descrito em
detalhes no próximo Capítulo. Uma planilha semelhante pode ser preenchida,
adequando-se a cada caso que se vá estudar, com os valores unitários.
Tabela VIII.1 – Tabela com a lista de materiais previstos para um grupo de poços.
Cenário Poço Tipo
Riser
topo
(m)
Riser
Fundo
(m)
Flow
Flexível
(m)
Flow
Rígido
(m)
Jumper
Flexível
(m)
Bend
Stiffener
(unid.)
Conector
(unid.)
Prod. 6" 1000 1200 500 8950 400 1 10
UEH
+CP
9+3+ce
+(cp)
11607 XXX 200 1 8
Poço
Prod-1
Anular 4"
2200 500 8823 200 1 6
Prod. 6"
1000 1200 500 8475 400 1 10
UEH
+CP
9+3+ce
+(cp)
11069 XXX 200 1 8
Poço
Prod-2
Anular 4"
2200 500 8285 200 1 6
Injeção 6"
1000 1200 500 7517 200 1 8
Cenário
1
Poço
Inj-1
UEH 5+ce
10326 XXX 1 6
Prod – Produção Inj – Injeção
116
Tabela VIII.2 – Tabela com a lista de materiais (continuação).
Cenário Poço Tipo
Vertebra
(unid.)
MCV
(unid.)
Colar
ancoragem
(unid.)
Amarra +
acessórios
(unid.)
Estaca
(unid.)
Caixa de
emenda
(unid.)
PLET
(unid.)
Prod.
5 4 1 2 2 XXX 1
UEH+
CP
3 1 1 1 1 2 XXX
Poço
Prod-1
Anular
3 2 1 2 2 XXX 1
Prod.
5 4 1 2 2 XXX 1
UEH
+CP
3 1 1 1 1 2 XXX
Poço
Prod-2
Anular
3 2 1 2 2 XXX 1
Injeção
3 2 1 2 2 XXX 1
Cenário
1
Poço
Inj-1
UEH
1 1 1 1 1 2 XXX
Este formato é bastante prático, pois quando executados em uma planilha
eletrônica, além da facilidade de entrada de dados, permite a fácil obtenção do
orçamento total, multiplicando-se cada célula pela sua correspondente em uma
planilha com os custos unitários (US$/m para os dutos e US$/unid. para os
acessórios).
A diferença no método proposto é que estes valores financeiros devem ser
obtidos probabilisticamente. Se se multiplicarem as quantidades pelas médias dos
valores unitários pode-se estar considerando uma probabilidade uniforme de
ocorrência, enquanto esta expectativa possa não ser realista. Se se considerar o
maior valor da distribuição, estará se penalizando a estimativa.
A Tabela VIII.3 mostra para alguns dos itens de materiais (com valores
hipotéticos), os valores unitários esperados, obtidos a partir de parâmetros dados e
Simulação de Monte Carlo, utilizando-se o software @Risk.
Tabela VIII.3 – Planilha para obtenção de valores unitários representativos.
US$/m US$/m
Máximo 900
Mais provável 750
Triangular
Mínimo 700
802
Média 800
Riser
topo
Normal
Desvio
padrão
75
787
Máximo
1200
Mais provável
1000
Triangular
Mínimo
900
1056
Média
1050
Flow
Flexível
Normal
Desvio
padrão
75
1070
117
A última coluna mostra os respetivos valores utilizando-se duas modelagens
diferentes (distribuição triangular e normal).
Além dos dutos (rígidos e flexíveis), umbilicais e equipamentos submarinos,
devem ser considerados os equipamentos de superfície, bem como todas as
facilidades necessárias para a produção, processamento e escoamento do óleo e
gás até os terminais de transferência e as refinarias.
Outro fator importante no custo da implantação de um projeto são os serviços,
com destaque para a instalação de equipamentos.
Estas atividades, tem um custo direto, podendo ser fixo por “empreitada” ou
com custo diário. A estratégia de contratação é decisiva quando à economia que se
pode obter nas despesas com serviços. Embarcações contratadas a longo termo
(remuneradas por dia efetivo de trabalho) tendem a ser mais competitivas. Porém,
nem sempre é possível este tipo de contrato, tendo em vista que o serviço pode ser
bastante específico, requerendo um recurso muitas vezes só disponível no exterior.
Neste último caso, além do custo diário equivalente ser maior (prestação de serviço
no “varejo”) há os custos de mobilização e desmobilização, que se referem ao
tempo gasto com a navegação de vinda e de retorno para o país de origem, por
exemplo.
É intuitivo que quanto maiores as durações das atividades maiores os custos
envolvidos. Para dar uma idéia, o custo diário de um barco de lançamento de dutos
flexíveis (contrato por taxa diária) situa-se em torno de US$ 100 mil.
Nestes casos tem-se uma variável importante que é a estimativa de tempos
necessários para o desenvolvimento das atividades de instalação. Estes podem
variar para menos (quando a obra adianta pela eficiência maior do que a esperada,
resultando em economia) e para mais (quando ocorrem atrasos de qualquer
natureza – acidentes, condições adversas de mar, ineficiência, etc. – resultando em
maiores despesas).
Se considerar-se as perdas ou ganhos indiretos, como, por exemplo o
conseqüente atraso no início da produção de um campo, ou poço, ou série de
poços, o impacto financeiro no projeto tende a se amplificar.
Quando se têm a prestação de serviços por “empreitada”, o risco de atrasos
118
pode refletir, em um primeiro momento, apenas nas perdas indiretas (produção),
mas há o risco de que o custo de contratação extrapole as tolerâncias em relação
às estimativas para o projeto, podendo advir da diferença na percepção dos riscos
entre o contratante e o contratado (prestador de serviço, afretador da embarcação),
que provisionará alguns dias para eventuais atrasos, cobrando, evidentemente, por
eles, refletindo, portanto no custo total do serviço. Tendo em vista que na maioria
dos casos, os estudos econômicos ocorrem antes da contratação efetiva dos
recursos esporádicos, é fácil concluir que esta é uma preocupação real para o
gerenciamento do projeto.
Esta situação pode ocorrer com barcos de lançamento de estacas de
ancoragem, barcos de apoio com ROV, sondas de perfuração e completação, entre
outras.
Atrasos também podem ocorrer na entrega de equipamentos e dutos, devido
a problemas de fabricação, qualificação, logística, entre outros, e da própria
plataforma, o que irá impactar na curva de produção, defasando-a ou “achatando-
a”, conforme for o caso. Neste último caso o impacto no VPL do projeto se dará
pela postergação da receita, uma vez que eventuais multas contratuais não cobrem
lucros cessantes neste tipo de atividade.
A Tabela VIII.4 mostra um exemplo simplificado de atividades dentro de um
cronograma onde um atraso pode causar uma série de eventos que desencadeiam
em novos atrasos, podendo resultar em uma espécie de efeito “cascata”.
Tabela VIII.4 – Cronograma demonstrando sua sensibilidade a atrasos.
O quê ?
Duração
mai/07
jun/07
jul/07
ago/07
set/07
out/07
nov/07
dez/07
jan/08
fev/08
mar/08
abr/08
mai/08
jun/08
jul/08
ago/08
set/08
out/08
nov/08
dez/08
jan/09
fev/09
mar/09
Fabricação
equipamentos
14 m
Fabricação
dutos rígidos
6 m
Fabricação
dutos flexíveis
6 m
Fabricação
umbilicais
6 m
Perfuração/
Completação
12 m
Instalação 2 m
Início da
produção
1 d
119
A Tabela mostra que não existe folga entre a fabricação dos equipamentos
(que podem ser ANMs, manifolds e/ou PLETs) e o início das instalações. Qualquer
que seja o atraso nesta primeira atividade impacta diretamente na data do “primeiro
óleo” (início da produção). Apesar da folga ser grande nas demais atividades (7 a 8
meses), os quatro meses de folga entre a conclusão da completação e o início da
interligação dos poços à plataforma podem ser facilmente eliminado se houver
atraso no início da perfuração (por um evento de priorização de um poço de outro
campo, por exemplo. Neste caso, o término da perfuração de um dos poços pode
coincidir com o início da data de interligação dos poços o que pode gerar
interferência entre embarcações. A sonda então pode atrasar esta operação,
podendo também sair, dando espaço para o barco de instalação. Neste último caso,
apesar de não implicar no atraso do primeiro óleo, faria com que o pico de
produção fosse atrasado, reduzindo a curva.
Atrasos na entrega das diversas ANMs, ao longo do período de
perfuração/completação, também pode gerar atrasos nas sondas.
É importante lembrar que embarcação parada por conta de conflito de
cronograma gera custos como se estivesse operando.
E como estimar com maior acurácia o tempo despendido nas atividades
marítimas? O primeiro passo é discretizar as atividades com o maior nível de
detalhamento possível (usando critério e bom senso) em um software de
gerenciamento de cronogramas, como o Microsoft Project® [39]. Este programa
permite cadastrar um sistema de predecessão, com atividades vinculadas à
conclusão de outras, o que facilita a visualização de impactos, com a finalidade de
minimizá-los. Este software é utilizado largamente no método tradicional. A
proposta do método novo, neste campo, é a aplicação da mesma ferramenta
estatística para estimar durações máximas e mínimas a fim de simular a situação
mais provável de acontecer.
A Tabela VIII.5 mostra uma planilha com dados de duração de atividades para
aplicação de Simulação de Montecarlo [40], que pode se aplicar ao custo diário,
também. A Tabela VIII.6 resume as datas encontradas pela aplicação do método a
uma série simples de atividades.
120
Tabela VIII.5 – Aplicação de Montecarlo a um cronograma.
Triangular Normal
Data de
início
Duração
média
Data de
término
Duração
mínima
Duração
Máxima
Duração
provável
Desvio
Padrão
Duração
provável
Conexão de
MCV na ANM
01/01/2007 36 h 02/01/2007 16 h 96 h 49 h 12 h 30 h
Lançamento
de 5 km de
duto flexível
02/01/2007 96 h 06/01/2007 72 h 168 h 95 h 20 h 105 h
Pull in do riser
na plataforma
06/01/2007 18 h 07/01/2007 12 h 72 h 22 h 6 h 21 h
Tabela VIII.6 – Aplicação de Montecarlo a um cronograma.
Triangular Normal
Data de
início
Término
mínimo
Termino
máximo
Término
provável
Término
provável
Conexão de MCV
na ANM
01/01/2007 01/01/2007 05/01/2007 03/01/2007 02/01/2007
Lançamento de 5
km de duto
flexível
xxx 04/01/2007 12/01/2007 07/01/2007 06/01/2007
Pull in do riser na
plataforma
xxx 05/01/2007 15/01/2007 07/01/2007 07/01/2007
Na Tabela VIII.5, a data de início das atividades (que pode ou não atrasar ou
adiantar) está definida como sendo 01/01/2007. Se se considerar o método usual
com as médias de tempos para cada atividade, chega-se à conclusão da
interligação do duto em questão no dia 07/01. Considerando-se as durações
mínima e máxima (distribuição triangular), tem-se o resultado simulado de durações
mais prováveis nas células em destaque. Da mesma forma se aplicou a situação
ótima apenas para exemplificar a data-mais-cedo (onde tudo “dá certo”) e a data-
mais-tarde (onde tudo dá “errado”). Nenhuma destas duas é provável de acontecer.
Na distribuição normal, de forma análoga à já mostrada, usa-se o desvio
padrão e a simulação indica valores ligeiramente diferentes. A princípio não se
pode afirma qual é mais próximo da realidade pois tudo depende da amostragem
que serviu de fonte de dados.
Em ambos os casos chegou-se a uma data mais provável de 07/01. Porém,
se se verificar mais de perto, pode-se chegar nos seguintes números:
- Estimativa “grosseira” – 6,25 dias
121
- Estimativa “triangular” – 6,92 dias
- Estimativa “normal” – 6,32 dias
Esta aparente semelhança representa uma diferença em relação à data que
seria tradicionalmente aceita como a mais provável de respectivamente +16,0 e
+1,8 horas, o que significa em termos de custo de barco (a US$ 100 mil / dia),
respectivamente US$ 66 670 e US$ 7 500 maior.
Se considerarmos que uma instalação de plataforma pode necessitar a
instalação de dezenas de dutos, estes valores tendem a desviar bastante das
estimativas mais simplificadas. O método proposto demonstra que a dificuldade
extra não chega a torná-lo inoportuno, uma vez que sugere um passo-a-passo
igualmente simples. Da mesma forma, como considera um número maior de
variáveis, permite uma comparação mais realista de configurações diferentes, onde
muitas vezes a simplificação tende a eliminar as alternativas mais inovadoras, pois
o risco, não quantificado, é sempre qualificado como “grande”.
É importante salientar que, para cada duto ou equipamento, mesmo com os
mesmos parâmetros, o resultado da simulação tende a ser ligeiramente diferente,
pois é fruto de uma análise estatística baseada em eventos aleatórios dentro de
certos limites com distribuição de probabilidade definida. Portanto, dias de mar mais
agitado serão representados por aqueles serviços que na simulação apresentaram
durações maiores que a média, assim como os dias onde a eficiência supera a
média.
Voltando à parte de custos, outros que entram no cálculo das despesas em
um projeto, são:
- Custos de perfuração e completação: um poço pode demorar algo em torno
de 100 dias para ser perfurado e completado, variável esta que depende da
eficiência da sonda, da profundidade a ser perfurada, da composição do solo, do
comprimento do trecho horizontal, entre outras tantas. Quando realizados, testes de
produção, que também são efetuados pelas sondas, entram nestes custos. Em
muitos casos, quando têm-se um elevado número de poços pode ser conveniente a
utilização de mais de uma sonda simultaneamente, o que exigirá um cuidado extra
no que diz respeito à interferência entre estas, o que pode impactar no
aproveitamento ótimo do cronograma das sondas;
- Custos operacionais para a manutenção da produção (OPEX), que se
122
devem à remuneração de mão-de-obra, reparos em equipamentos, manutenção
preventiva, materiais de consumo, transporte aéreo, alimentação, consumo de
energia (em geral, usa-se o próprio gás produzido), etc..
A data de desembolso com cada uma destas atividades ou materiais é dado
de entrada da planilha para cálculo do VPL. Como os projetos desta natureza têm
duração média de 15 a 20 anos, tanto os gastos quanto as receitas são tomadas
ano a ano, com a aplicação de uma TMA também anual.
O custo de desinstalação de um sistema deve ser provisionado para que seja
realizado ao final da vida do campo, sendo esta uma condicionante para a obtenção
das licenças ambientais de instalação e de operação.
Normalmente os custos a serem avaliados se referem ao recolhimento de
dutos flexíveis e ANMs, que, a depender de avaliação oportuna, podem vir a ser
utilizadas em outros projetos, desde que ainda haja vida útil remanescente para os
novos requisitos operacionais. Os poços são então tamponados e abandonados.
Os dutos rígidos e demais equipamentos são abandonados no fundo. As
estimativas consideram que o custo de desinstalação é equivalente ao custo de
instalação dos respectivos equipamentos, considerando que estes custos são
devidos puramente a serviços, que tem tempos estimados, semelhantes.
O lado positivo do balanço do VPL é dado pela receita pela venda dos
produtos gerados pelas plataformas, ou seja, o gás e o óleo.
Esta estimativa de receita é dada pela determinação da Curva de produção do
Campo, que é estimada pela engenharia de reservatório. Esta curva leva em conta
variáveis estatísticas próprias dessa disciplina, como incertezas nas interpretações
sísmicas, descontinuidades e heterogeneidade no reservatório. Como não é o foco
deste estudo, considere-se que este é um dado de entrada para o presente estudo.
Os fatores de interesse da Engenharia Submarina que interferem na curva de
produção são os problemas relacionados à Garantia de Escoamento (GARESC),
como as perdas de vazão por hidrato, parafina e incrustações de sais e asfaltenos e
as falhas de componentes de equipamentos submarinos, bem como a integridade
dos dutos.
Para efeito de minimização dos riscos, são adotadas as melhores práticas,
quanto às inspeções periódicas externas aos dutos e equipamentos, cuidados na
123
preparação para o início e reinícios de produção após paradas (programadas ou
não), passagens de pig para remoção de condensado (no caso do gás) e parafina
(dutos de óleo), passagem de pigs para inspeção interna (se for o caso – dutos
rígidos), manutenção das condições operacionais de projeto (temperatura e
pressão), especificação dos equipamentos em função da presença de possíveis
contaminantes, injeção de produtos nas ANMs e outros equipamentos, como forma
de evitar alguns tipos de problemas (corrosão, incrustração, corrosão-fadiga),
procedimentos em geral levando em conta os riscos de eventos indesejáveis, que
possam impactar a segurança das instalações e das pessoas, bem como sua
saúde, e o meio ambiente.
Para diferentes sistemas podem ocorrer custos diferentes de manutenção,
que podem ser analisados estatisticamente de forma a obter a informação de quais
tendem a apresentar mais problemas e quanto se demandaria de recursos para
resolvê-los. A outra abordagem é a questão da disponibilidade, já descrita no item
5.3.
A indisponibilidade (100% suabraídos da disponibilidade), no final,
representará o percentual de tempo, no ano, onde haverá perda de produção, seja
total ou parcial. Esta curva não é constante ao longo da vida do projeto, e se tem
como prática a simplificação para números “mágicos” redondos, grandes no
começo e no fim da vida útil do campo e pequenos após um período de
“aprendizado”, representando o que é conhecido como “Curva da Banheira.
Apesar dos equipamentos submarinos serem projetados para trabalharem
com o mínimo de necessidade de manutenção é importante o levantamento da taxa
de falha de cada um dos seus componentes (camadas individuais de um duto
flexível, válvulas de uma árvore ou manifold, conectores, cabos elétricos e
mangueiras hidráulicas e de injeção, etc.) para que se possa estimar a verdadeira
curva de indisponibilidade, ou o mais próximo que se possa chegar disso. A Figura
VIII.5 mostra uma curva típica e uma idéia do que se propõe para uma curva
realista, que pode ser obtida através da análise de falha de cada componente
separadamente [41] e sua influência dadas as várias combinações de falhas
necessárias para o comprometimento de um sistema ou de parte deste.
124
Figura VIII.5 – Curva da banheira tradicional e curva “realista”.
A Figura VIII.6 mostra a curva de disponibilidade e abaixo a curva de
produção corrigida que nada mais é do que a curva de produção potencial
multiplicada pela curva de disponibilidade.
Figura VIII.6 – Curva de disponibilidade e curva de produção corrigida.
Este “fator operacional” é um componente importante a ser aplicado na curva
de produção e que deve ser diferenciado entre as diversas alternativas para que o
resultado final não fique mascarado, conduzindo, normalmente, ao descarte de
opções menos conhecidas, pela simples suposição da existência de um risco, que,
125
quando não quantificado, é assumido como muito grande.
Para executar a tarefa de determinação da taxa de falhas dos componentes
do sistema, é necessário um levantamento completo de itens que podem afetar a
produção, seja reduzindo-a ou inviabilizando-a temporariamente. Estes itens podem
ser, por exemplo, a formação de parafina, de hidrato, a falha na manobra de
alguma válvula, o vazamento em dutos e equipamentos, além de uma listagem
completa dos meios de mitigação dos riscos observados.
Outro termo bastante empregado, também obtido por este processo é o MTBF
(Mean Time Between Failure ou Tempo Médio de Bom Funcionamento), que,
somado ao tempo esperado para uma manutenção corretiva, refletirá na própria
curva de disponibilidade.
Outro parâmetro importante para a determinação da curva de produção
corrigida em relação à que é simulada em conjunto pelas disciplinas de
Reservatório e de Elevação e Escoamento, é a seqüência de interligação de cada
um dos poços à plataforma. Esta seqüência está sujeita a mudanças em virtude de
atrasos e da interdependência das atividades, o que pode levar a alterações
significativas em relação ao planejamento inicial. Quanto maior o detalhamento das
atividades, maiores as condições de um controle efetivo no sentido de manter o
cronograma original, tendo em vista que a fiscalização e potencial de interferência
no processo podem trazer ganhos (recuperação de atrasos, etc.).
Levando-se em conta que cada poço terá uma produção específica (simulada)
ao longo do tempo, e que esta pode ser influenciada pela produção de outro poço,
bem como pelo início da injeção nos poços com esta finalidade, quanto maior o
detalhamento das planilhas mais próximo se chegará de valores reais, desde que a
realidade tenda a se comportar como o previsto.
A simples diferença de cronogramas de interligação de poços em um sistema
de produção na comparação entre diferentes configurações representará uma
diferença nas respectivas curvas de produção, sendo que cada caso terá um risco
de atraso associado a cada atividade, dando a idéia de que uma análise mais
meticulosa pode trazer ganhos às estimativas a serem realizadas.
A Figura VIII.7 ilustra o descrito acima, onde a área amarela representa a
curva de produção para uma eficiência de 100% (hipotética), considerando que os
poços iniciam a produção simultaneamente.
126
Figura VIII.7 – Curva de produção corrigida (cronograma de entrada dos poços).
A curva vermelha considera uma situação realista de interligação de um poço
por mês. A curva laranja representa um atraso de 15 dias no tempo de interligação
de cada poço. A curva verde demonstra algo como o atraso da chegada da unidade
de produção (4 meses) e entrada dos poços simultânea supondo a existência de
um plano de contingência com pré-lançamento de dutos e equipamentos (o que
agiliza a entrada em produção, apesar da antecipação da receita) para minimizar o
impacto negativo do atraso.
É importante lembrar que independente do cronograma de interligação, as
curvas de produção terão um comportamento próprio em função dos comprimentos,
diâmetros e disposição dos dutos e equipamentos, que irão refletir na perda de
carga, eficiência do sistema e interação entre os diferentes componentes.
8.2.1 Valor de Referência do Óleo
Uma proposta para o valor do Brent é considerar um valor de referência
diferenciado ao longo do tempo visando evitar o excesso de conservadorismo que
pode prejudicar uma correta avaliação de alternativas. O critério conservador,
apesar de penalizar os projetos, tende a proteger o empreendimento contra
surpresas desagradáveis como um grande prejuízo, por exemplo.
Sugere-se então o uso de um critério que não penalize, mas ao mesmo tempo
não traga desconforto durante a tomada de decisão. Neste caso pode ser usado um
valor mais alto para o curto prazo, mais parecido com a realidade, e um valor menor
para o longo prazo demonstrando a incerteza sobre a manutenção deste valor.
127
Apesar da expectativa de valores com tendência ao crescimento, não se pode
esquecer que ao longo da história ocorreram eventos que derrubaram o preço do
petróleo e estes ainda são possíveis (aumento da oferta, viabilização de
combustíveis alternativos, etc.).
A Figura VIII.8 mostra um gráfico hipotético com as seguintes curvas:
- Patamar atual e valor de referência;
- Curva sugerida que pode ser como a mostrada ou escalonada com valores
discretos;
- Curva tracejada representando uma curva que poderia vir a se tornar real.
Figura VIII.8 – Valores de referência do Brent em função do tempo.
A consideração de um valor maior no início (notar que ele parte abaixo do
valor do presente) trás um impacto bastante positivo, pois será aplicado no início,
quando a produção é maior. O resultado é um VPL maior e mais próximo da
realidade.
Pode ser que a consideração da curva de decaimento do preço do Brent como
a mostrada na Figura anterior antecipe o final da produção, pelo fato de que ela
cruza com o patamar de referência original em uma determinada data, e com a
queda da produção no futuro torne o projeto anti-econômico mais cedo. Neste caso
haveria a subtração de um volume que também pode ser calculado.
O histórico recente demonstra uma grande atenção que tem sido dada aos
chamados “campos maduros” [42], muitos dos quais ultrapassaram o tempo
esperado de vida, mantendo-se em um patamar econômico, demandando de
intervenções e/ou troca de equipamentos, tendo em vista que estes são
128
dimensionados para o funcionamento durante a vida prevista no início do projeto.
Na Bacia de Campos existem alguns reservatórios produzindo há mais de duas
décadas, com previsão de extensão da vida para mais alguns anos. Neste
momento uma nova estimativa de final de vida produtiva pode ser realizada,
levando-se em conta os valores atualizados do óleo assim como as perspectivas.
GUIMARÃES [43] apresenta algumas soluções para a manutenção da
produção destes campos.
Algumas estratégias também podem ser envolver órgãos reguladores e
governamentais, como mostra SCHIOZER [44].
Para exemplificar o exposto até aqui, pode-se imaginar as seguintes
situações: um projeto tradicional com um custo e um fator de recuperação mais
baixos e, ao contrário, outro, não convencional, com maiores custo e agregamento
de volume de óleo. Este ensaio é mostrado na Tabela VIII.7.
Tabela VIII.7 – Análise de sensibilidade ao preço do Brent.
Alternativa
Investimento
+ OPEX
(US$)
Volume
total
(BOE)
Fator de
recuperação
(%)
Volume
recuperável
(BOE)
Retorno –
Brent a
US$ 25,00
(US$)
Retorno –
Brent a
US$ 35,00
(US$)
1 1,0 bilhão
150
milhões
37
55,5
milhões
387,5
milhões
942,5
milhões
2 1,2 bilhão
150
milhões
41
61,5
milhões
337,5
milhões
952,5
milhões
Pode-se observar que a sensibilidade ao valor do Brent é maior na Alternativa
2, o que significa que a cada dólar de aumento, impacta em um aumento maior no
VPL desta opção, de modo que mesmo perdendo a “concorrência” com a outra
opção, em um cenário conservador (de óleo com preço baixo), a curva pode
“descolar” e crescer bem mais rápido possibilitando uma maior potencial de ganhos.
129
CAPÍTULO IX
ESTUDO DE CASO
A situação escolhida para ser estudada nesta dissertação foi o
desenvolvimento de um Módulo complementar em uma unidade já instalada em um
campo, possuindo, portanto, algumas condições de contorno.
A área de interesse localiza-se a aproximadamente 10 km da plataforma para
onde vai produzir, estando a mesma produzindo através de 4 poços de óleo, 2
poços de gás e 3 poços injetores de água, todos satélites (interligados diretamente
à UEP), sendo que os poços de óleo utilizam como método de elevação principal o
bombeio submarino, tendo o gas lift como contingência, para eventual
indisponibilidade das BCS’s.
Esta área, onde foi perfurado o poço descobridor, que não será aproveitado
como poço produtor, apresenta grandes semelhanças com o módulo original
(pressões, temperaturas, composição do óleo e idade do reservatório), estimando-
se, pelos volumes calculados, o potencial para a perfuração de 2 ou 3 novos poços
produtores de óleo e um ou dois de injeção de água.
Como dados complementares, têm-se:
• Tipo de UEP – FPSO Spread Mooring em LDA de 1490 m, com uso de
risers flexíveis;
• Necessidade de maximizar o uso de dutos rígidos visto que no prazo
requerido a capacidade fabril mundial de dutos flexíveis encontra-se
ocupada por encomendas para outros projetos (para viabilizar a
instalação de dutos rígidos é recomendável considerar o
aproveitamento de campanhas de lançamento com barcos específicos
para este fim, que dependem de mobilização do exterior, onde é mais
comum o uso de dutos de aço).
Em um primeiro momento, levantaram-se as seguintes possibilidades:
a) Interligação de dois poços produtores e um injetor;
b) Interligação de três poços produtores e um injetor;
c) Interligação de três poços produtores e dois injetores.
130
Verificando-se a disponibilidade da plataforma, têm-se vaga para dois poços
de produção e um de injeção. Este simples fato já é suficiente para sugerir o uso de
um manifold de produção, já que não existe “lugar” na plataforma para um terceiro
poço produtor. Da mesma forma tem-se a restrição ao uso de mais do que um poço
injetor. As dúvidas surgem quando se pensa nas diferentes alternativas, gerando
diferentes combinações das alternativas citadas acima:
1) Interligação de dois poços produtores e do poço injetor de forma
satélite;
2) Interligação dos três poços produtores à plataforma através de um
manifold de produção para três poços;
3) Interligação dos três poços produtores à plataforma através de um
manifold de produção para cinco poços (duas vagas em espera);
4) Interligação dos três poços produtores, sendo um, diretamente à
plataforma e outros dois através de uma árvore em piggy back.
Nas Alternativas 2 a 4, ainda consideram-se duas possibilidades, quais sejam:
interligação de um poço injetor de forma satélite ou de dois poços em piggy back. A
escolha pela configuração piggy back se deu, principalmente em função da
existência de ANMs deste tipo já fornecidas para poços injetores e pelo fato de que
um manifold para apenas dois poços não seria competitivo.
Existem correntes que defendem o uso de manifold e outras que os
condenam devido aos riscos envolvidos na avaliação do custo deste tipo de
equipamento na fase de projeto, dos prazos requeridos para sua fabricação e
incertezas quanto a sua disponibilidade (mesmo parcial) tornando a escolha mais
difícil.
A Alternativa 1 sugere que se abra mão de um dos poços para viabilizar a
interligação individual de apenas dois poços, o que traz um prejuízo para a curva de
produção (não necessariamente “um terço”), porém os custos de investimento e
riscos de indisponibilidade são menores, devido à simplicidade desta configuração,
além do cronograma ser mais enxuto, o que pode resultar em um “saldo” (VPL –
Valor Presente Líquido) positivo.
As Alternativas 2 a 4 sugerem três formas de viabilizar a interligação dos 3
poços dentro da limitação do número de risers.
A Alternativa 3 visa ajudar a justificar um equipamento crítico como o
manifold, tornando-o “estruturante”, ou seja, possibilitando ganhos a longo prazo
131
com a sua utilização futura para o desenvolvimento de campos adjacentes com
potencial produtor. O custo extra de um manifold com maior capacidade tende a ser
proporcionalmente baixo, dado o ganho de escala.
Esta alternativa ainda pode ser desmembrada em duas, se considerarmos os
potenciais poços que podem vir a entrar no manifold provêm de duas áreas
distintas: uma próxima da unidade ao qual o manifold será interligado e outra
próxima à área nova (dos 3 primeiros poços do manifold). Neste caso existem duas
posições possíveis para o manifold, e que devem ser estudadas de forma distinta.
A quarta Alternativa trata-se de uma tentativa de reduzir riscos, trocando um
manifold por uma ANM especial. Mesmo com esta potencial vantagem, não se pode
afirmar que seja melhor, sem estudos detalhados.
No caso específico estudado, uma das áreas que podem entrar no manifold
para 5 poços já se encontra produzindo para uma outra plataforma localizada nas
imediações da plataforma à qual será interligada a área em estudo, contando com
dois poços localizados no mesmo reservatório da segunda UEP. As duas se tratam
de plataformas afretadas, possuindo um prazo contratual de menos de 10 anos e a
primeira deve sair antes da segunda, quando ainda, possivelmente, esses dois
poços estarão produzindo volumes que justifiquem sua manutenção.
Neste caso, estes poços surgiriam como potenciais candidatos a entrar no
manifold, se este prever os cinco poços.
Dadas estas informações, um estudo dos desdobramentos de cada decisão
gerou a árvore de decisão mostrada na Figura IX.1 , onde se observam as opções
para o Desenvolvimento do Projeto (A). Tem-se:
(B) Interligação de dois poços satélites de produção e um de injeção,
resultando em um VPL1, com 100% de probabilidade (considerando que todos os
riscos já estão inclusos);
(C) Interligação de 3 poços produtores e um injetor, levando à necessidade de
se decidir pelo uso de manifold (F) ou árvore em piggy back (G). Se a opção for
pelo piggy back, chega-se a uma VPL12 (referente à combinação de variáveis de
número 12). Se se optar por uso de manifold (MSP), recai-se sobre a decisão por
um manifold para três (H) ou cinco (I) poços. Se a escolha for 3 poços, o “problema”
está resolvido. Se for por 5 poços, há outra decisão: será instalado mais próximo (J)
132
ou mais afastado da UEP (K). Se for mais próximo, foram imaginados 3 cenários: o
não remanejamento, motivado por manutenção dos poços produzindo para a
unidade original OU não comercialidade do remanejamento, ou o remanejamento
em dois momentos distintos, cada um com uma probabilidade de ocorrência
estimada. A soma das probabilidades de cada um destes três casos deverá ser
100%.
O caminho (K) leva a três ocorrências probabilísticas, cada qual levando a
mais duas, quais sejam: a área que se pretende interligar às entradas vagas do
manifold ser desenvolvida em um projeto próprio OU não ser comercial OU
efetivamente ser interligada no manifold. Nos dois primeiros casos os novos poços
não seriam interligados OU se encontrariam poços substitutos em áreas próximas,
o que se cogita devido ao alto potencial de ocorrência de reservatórios da região.
No caso da área ser desenvolvida pode ser produtora de gás ou óleo, o que
representa diferentes VPLs.
(D) Este caminho representa um espelho do caminho (C), com todos os seus
desdobramentos, apenas com a diferença de que existe um segundo poço injetor.
Como só se está considerando uma alternativa para a configuração deste segundo
poço, este não gerou novas decisões a serem tomadas, apenas diferindo em
relação aos investimentos e curva de produção a serem considerados no projeto e,
portanto nos respectivos VPLs;
(E) Esta decisão, por menos indicada que possa parecer, deve constar das
alternativas, visto que se todos os outros VPLs se demonstrarem desfavoráveis, a
melhor opção pode ser “não fazer nada”.
Cada um dos 24 casos possíveis terão um VPL associado e cada caminho a
que se é levado em função de cada decisão tomada, gera um Valor Monetário
Esperado (VME), num total de 10 a serem comparados. O melhor VME será o
“vencedor”, devendo, então, ser realizado um refinamento dos modelos a fim de se
reservar as verbas para investimento, entre outros, e se possa aferir qual o retorno
do investimento.
Cabe lembrar que podem ocorrer situações imprevistas, mas que devem ser
consideradas no levantamento de riscos, para que a realidade que se apresente
não seja muito diferente do que foi imaginado no início do projeto.
133
Figura IX.1 – Árvore de decisão do caso estudado.
9.1 Alternativa 1
Esta alternativa é representada pelo caminho B da Figura IX.1. É a mais
simples de todas, com os poços satélites. Dadas as coordenadas de cabeça de
poço sugeridas pelos estudos do pessoal de reservatório, poços e engenharia
submarina, com base nos critérios apresentados no Capítulo 7.1, traçou-se o
arranjo mostrado na Figura IX.2.
134
Figura IX.2 – Arranjo submarino da opção com poços satélites.
Neste caso trocou-se a simplicidade e economia no investimento por uma
provável perda na curva de produção.
Os dutos de produção terão 6” DI e dutos de serviço, 4” DI, conforme
recomendação dos estudos de engenharia submarina, elevação e garantia de
escoamento.
Para garantia de escoamento, foi adotado o isolamento térmico com TEC
(Thermical Exchange Coefficient) < 4 W/m.K, obtido através do uso do simulador
PipeSim [24], onde se verifica o comportamento da curva de temperatura, que deve
estar dentro de limites pré-estabelecidos. Este é um item que impacta de forma
importante no custo dos dutos. Quanto menor o TEC (e, portanto, melhor o
isolamento), maior o custo.
Nestas condições foram obtidas as curvas de temperatura e pressão, variando
ao longo do duto, para início, meio e fim da vida produtiva esperada para o
reservatório. É necessário informar ao simulador, também o perfil de temperatura
da água ao longo da profundidade, relacionando-a com o perfil do duto. A Figura
IX.3 mostra uma família destas curvas.
135
PERFIL TERMO-HIDRÁULICO
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
350
375
400
0 102030405060708090100110120
TEMPERATURA (ºC)
PRESSÃO (kgf/cm2)
INÍCIO
MEIO
FIM
ENVEL. DE HIDRATOS
TIAC
Figura IX.3 – Curvas de pressão x temperatura ao longo de um dos dutos.
Para efeito ilustrativo a Figura IX.4 mostra a tela do PipeSim com a geometria
modelada de um poço satélite.
Figura IX.4 – Tela do PipeSim simulando um poço satélite.
Cada poço receberá um UEH convencional, para atuação direta nas válvulas,
contando ainda com 3 mangueiras HCR de ½”, para injeção de produtos químicos.
Para fornecer potência para cada BCS haverá um cabo elétrico integrado ao
UEH.
Uma lista simplificada de materiais é apresentada na Tabela IX.1. Tendo em
vista se tratarem de dados confidenciais a estimativa de custo será apresentada de
forma simplificada, apenas como o resultado do estudo. Porém, cabe salientar que
foram considerados todos os custos esperados (incluindo-se materiais, serviços e
aqueles provenientes da atividade de perfuração dos poços), máximos, mínimos e
136
mais prováveis, além de suas respectivas distribuições de probabilidade.
Tabela IX.1 – Materiais para a implantação da Alternativa 1.
Material Quantidade
Duto 6” Produção Flexível (riser + flow) 6 200 m
Duto 6” Produção Rígido 17 425 m
Duto 4” Serviço Flexível (riser + flow) 5 800 m
Duto 4” Serviço Rígido 17 108 m
Duto 6” Injeção Flexível (riser + flow) 2 900 m
Duto 6” Injeção Rígido 7 517 m
Umbilical 33 402 m
PLET 5
Módulo de Bombeio submarino 2
ANM 3
Acessórios xxx
O cronograma de implementação do projeto, prevendo esta alternativa, é
mostrado na Tabela IX.2, sendo que a primeira parte é comum a todas as
alternativas.
Como premissa foi adotado que a produção será interrompida no final de
2017, com o final do prazo de afretamento da unidade produtora. Esta informação
pode ser alterada, porém, para efeitos comparativos entre as alternativas, não traz
impactos que possam alterar o ranqueamento das alternativas.
Tabela IX.2 – Cronograma de implementação do projeto da Alternativa 1.
A curva de produção, levando em conta os comprimentos dos dutos e demais
parâmetros observados nesta op
*
ção é mostrada na Figura IX.5.
*
RES – Reservatório, IP – Intervenção em Poços, EE – Elevação, Escoamento e Eng. Submarina, PDCP –
Planejamento, Forn. – Fornecedor, US-SUB – Serviço de Instalação Submarina, OP - Operação
137
Cenário 1
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
12345678910
Ano
Produção (BPD)
Figura IX.5 – Curva de produção esperada para a Alternativa 1.
Um estudo realizado e que subsidiou uma estimativa de indisponibilidade dos
equipamentos para a produção é mostrada na Figura IX.6, onde se foi feita uma
análise de falha para um poço ocasionada pela de formação de hidrato proveniente
do evento shut down. Neste caso se observam providências a serem tomadas e a
implicação na não realização de qualquer uma delas. As probabilidades estimadas
são levantamentos empíricos que podem ter seu modelo aperfeiçoado com a
experiência e o devido tratamento dos registros.
Figura IX.6 – Análise de falha (formação de hidrato após shut down).
Levando-se em conta os dados mostrados acima, chega-se a um VPL para o
projeto, de US$ 238 milhões.
Para este cálculo utilizou-se como taxa de atratividade de 12 % ao ano e uma
estimativa de valor médio do Brent de US$ 30 / BBL para o período de 2008 a
138
2017.
Considerou-se ainda, por simplificação, para este estudo, que o barril do Brent
pode variar de US$ 25 a US$ 70 com uma distribuição de probabilidade triangular,
com um valor mais provável de US$ 45 no primeiro ano, caindo até US$ 25 já em
2012 e assim permanecendo até 2017 (neste caso, para efeito de robustez do
modelo, foi considerado que o valor mais provável coincide com o mínimo
esperado).
O início e fim da produção também são dados probabilísticos, conforme já foi
citado e estas datas devem ser estimadas com base no processamento de todas as
possíveis variáveis, incluindo a possível prorrogação do afretamento, tendo em
vista que existe a chance de a produção estar maior que a estimativa original,
quando da data preliminarmente prevista para o encerramento das atividades no
Campo. O valor do petróleo também é um fator bastante importante para ser
considerado na manutenção da comercialidade do reservatório. Alguns aspectos
estratégicos também podem influenciar, como a manutenção da auto-suficiência,
por exemplo.
Para a elaboração do arranjo submarino foi utilizado o software de CAD
Microstation ® versão 8 [45]. Para o levantamento das curvas de pressão e
temperatura, foi utilizado o simulador PipeSim ®. Para os custos e avaliação do
VPL, foi utilizado o Microsoft Excel 2003, juntamente com a ferramenta @Risk
(programa de simulação estatística de Monte Carlo). O cronograma foi feito com o
Microsoft Project 2003, também com o uso do @Risk e depois transferido para o
Excel. A curva de produção é levantada pela equipe de Reservatório.
As tabelas utilizadas no estudo de todas as alternativas encontram-se no
Anexo C.
9.2 Alternativa 2
Esta alternativa é representada pelo caminho C – F – H da Figura IX.1. Seu
arranjo submarino é apresentado na Figura IX.7.
139
Figura IX.7 – Arranjo submarino da opção manifold para 3 poços.
O tracejado em vermelho mostra a interligação do segundo poço injetor (INJ-
2) demonstrando o quanto sua consideração fica simplificada, valendo todos os
demais comprimentos sejam para as simulações ou custos com materiais e
serviços.
Estudos preliminares de fluxo indicaram o uso de dutos de produção dos
poços até o manifold com 6” DI (diâmetro interno) e dutos de produção a partir do
manifold de 9,13” DI. O duto de serviço do MSP será de 4” para permitir sua
conexão na plataforma, que conta com 8 suportes, sendo quatro para cada poço
produtor, respectivamente para o riser de produção (de 6”, mas suportando até 8”)
e de serviço (4”), além de umbilical e cabo de potência (caso seja instalado
separadamente).
O isolamento adotado foi o mesmo em todas as alternativas. As curvas de
temperatura e pressão obtidas são similares às anteriormente mostradas, não
tendo sido observado problemas quanto à garantia de escoamento.
Para esta verificação, no entanto, considerou-se a malha mostrada na Figura
IX.8.
140
Figura IX.8 – Tela do PipeSim simulando uma “malha” contendo um manifold.
O fluxograma projetado para do manifold é mostrado na Figura IX.9.
Figura IX.9 – Fluxograma do MSP para 3 poços.
Este manifold possui as seguintes facilidades:
• Possibilidade de reunir a produção dos 3 poços através da
comunicação dos dois headers de produção, por um by pass;
• Possibilidade de teste de vazão para um poço de cada vez;
• Possibilidade de “pigagem” no sentido Duto de Serviço Î Dutos de
Produção, possuindo uma válvula desviadora de pig para a seleção do
duto de produção a receber o pig;
141
• Previsão de passagem de pig instrumentado, requerendo raios de
curvatura de 3 x ID do duto. O pig deverá suportar as variações de
diâmetro observadas no seu percurso. A parte a ser inspecionada são
os trechos rígidos;
• Multiplexação dos sinais elétrico e hidráulico para atuação das válvulas
das ANMs e do próprio manifold.
• Módulos recuperáveis de chokes, bombas, medição, desviador de pig
e de controle.
Em função de o manifold estar próximo aos poços e pelo fato de que o óleo
chegará quente a este equipamento (acima da TIAC), não se espera deposição de
parafina no trecho entre os poços e o manifold. Neste caso, para simplificar o
desenho e reduzir o tempo de fabricação, peso, dimensões e, conseqüentemente,
custos, é possível dispensar a linha de serviço entre este e os poços. Como
contingência para a possível parada de um dos sistemas de bombeio, este pode ser
“by passado” e o método de elevação pode ser, temporariamente o gas lift, a partir
do MSP. Porém, com este procedimento pode-se perder alguns recursos
importantes durante o comissionamento, através da passagem de pig e em
eventuais intervenções no poço, para dissociação de hidrato, por exemplo, com a
despressurização do anular.
A inexistência de uma linha de serviço indo diretamente para o poço pode ser
contornada por uma maior injeção de etanol na linha de produção, a partir da ANM,
durante o comissionamento do poço (dutos alagados durante o lançamento) e
partidas após paradas (segregação da água e óleo, quando o BSW for diferente de
zero, sendo que a água se acumula próximo à ANM), a fim de reduzir o risco de
formação de hidrato. Decidiu-se suprimir esta facilidade objetivando simplificar o
MSP, que, de outra forma, ficaria mais complexo, dispendioso e de fabricação mais
demorada, não agregando muito valor ao equipamento.
Será necessária, ainda a interligação de um umbilical (UEH) com 4 funções
hidráulicas e 6 mangueiras de injeção química, além de um umbilical específico
para este fim (UIQ), com 10 mangueiras HCR de ½”.
Para fornecer potência para as duas BCSs, dois cabos elétricos interligarão o
MSP à UEP.
142
Esta alternativa possui os mesmos requisitos de pigagem da alternativa 1 (ou
seja, pig instrumentado no trecho rígido.
Uma lista de materiais semelhante à que foi apresentada anteriormente é
elaborada para esta alternativa. Esta incluirá o manifold e seus módulos de
bombeio, além de abrigar comprimentos e diêmetros de dutos diferentes, e que são
adequados ao arranjo específico.
Os cronogramas de implementação do projeto, para cada uma das variantes
(Cenários 2 e 13), previstas nesta alternativa, é mostrado na Tabela IX.3.
Tabela IX.3 – Cronograma de implementação do projeto da Alternativa 2.
A curva de produção, levando em conta os comprimentos dos dutos e demais
parâmetros observados nesta opção é mostrada na Figura IX.10.
0,00
5000,00
10000,00
15000,00
20000,00
25000,00
30000,00
35000,00
40000,00
12345678910
Ano
Produção (BPD)
Cenário 2
Cenário 13
Figura IX.10 – Curva de produção esperada para a Alternativa 2.
Esta alternativa pode ser considerada juntamente com um ou dois poços
injetores. Para cada um destes casos verificou-se um VPL de US$ 296 milhões e
US$ 385 milhões, respectivamente, demonstrando claramente, pela curva de
produção, uma melhor manutenção da produção quando se utiliza um segundo
poço injetor (em detrimento do aumento do investimento – perfuração/completação,
143
dutos – e do custo operacional – energia, produtos químicos e outros gastos com
manutenção).
Para considerar o risco incluído no projeto pelo uso do manifold, pode ser feita
uma árvore de falha para indicar a probabilidade de ocorrer esta falha para várias
extensões de conseqüências.
9.3 Alternativa 3
Esta alternativa prevê o uso de um MSP para até 5 poços, que pode ser
instalado em duas posições distintas e interligado a poços também diferentes,
conforme pode ser observado nos arranjos submarinos mostrados na Figura IX.11
e na Figura IX.12. Representa o caminho C – F – I do diagrama da Figura IX.1.
Figura IX.11 – Arranjo prevendo MSP para 5 poços posicionado próximo à UEP.
144
Figura IX.12 – Arranjo prevendo MSP para 5 poços posicionado afastado da UEP.
Neste caso devem-se avaliar as seguintes variáveis:
• Para o primeiro caso – Estimativa da data de saída de produção da
primeira plataforma (Módulo 1) e vazão produzida nos dois poços do
Módulo 2 nesta época. A tendência é que tenham um salto de
produção nesta segunda fase (com o MSP), devido às menores
distâncias e presença de bombeio submarino. Têm-se, então, a
incerteza da data e da produção para a data. Se a estimativa da data
não se concretizar é de se esperar que o erro na estimativa da
produção seja amplificado.
Reaproveitamento dos dutos flexíveis dos poços extras, previamente
interligados à outra plataforma, com corte e reterminação dos dutos e
umbilicais a fim de ajustar o comprimento ao requerido no novo
traçado. Os poços Prod-1, 2 e 3 utilizarão duto rígido, que requererá a
passagem de pigs de inspeção, alem de pigs para a remoção de
parafinas, tornando o MSP mais complexo que o utilizado na
Alternativa 1.
É necessária a previsão de passagem de pig instrumentado nos
trechos rígidos, bem como de pig de limpeza para remoção de
eventual parafina depositada.
• Para o segundo caso – Estimativa da produção dos dois poços extras,
145
pertencentes à nova área. Tendo em vista que esta área é um lead
exploratório, ainda sem poço perfurado, pode haver três situações: 1)
a área não ser comercial ou possuir características incompatíveis com
o sistema instalado; 2) a área ser comercial e compatível com o
sistema instalado e, finalmente; 3) a área justificar uma unidade
própria, o que poderia não justificar sua interligação ao MSP,
deixando-o com capacidade ociosa.
Neste caso os poços Prod-1, 2 e 3 utilizarão dutos flexíveis devido à
grande proximidade entre poços e MSP, assim como os poços da
futura área a ser interligada, visto que seu cronograma, com o prazo
mais “folgado”, permitirá a utilização desta tecnologia, com menores
riscos de atraso no fornecimento.
Os dutos da segunda área interligada ao manifold (mais longe deste)
deverão prever a passagem de pig espuma para limpeza, em seu
trecho que vai das ANM’s até a MSP. Os poços mais próximos do
MSP, por este mesmo motivo (também observado na Alternativa 2),
não precisam prever a passagem de qualquer pig.
Este estudo trata cada uma das alternativas acima separadamente.
Mesmo neste caso, onde se observa o potencial para a produção de 5 poços,
tendo em vista a limitação no diâmetro de dutos flexíveis para esta LDA, serão
utilizados dutos de 9,13” DI entre o MSP e a UEP. Ademais segue-se o padrão (6”
DI para dutos de produção entre poço e MSP e 4” DI para dutos de serviço).
O isolamento térmico a ser adotado será o mesmo dos casos anteriores.
Como existem características distintas em cada caso, os manifolds poderão
possuir facilidades para atender suas necessidades específicas.
O fluxograma projetado para do manifold da Alternativa 3 pode ser
simplesmente o manifold já mostrado com duas entradas a mais, desde que tenha
a facilidade de injetar gás lift nos poços, o que será exigido pela necessidade de se
passar pig instrumentado no trecho entre o poço e o manifold. Este seria adequado
para os Cenários 3 a 5 e 14 a 16 (MSP próximo da plataforma).
O uso de uma terceira bomba como redundância aboliria a necessidade de
gás lift em caso da necessidade de manutenção de uma das BCSs, pois o projeto
146
preveria o uso simultâneo de apenas duas. Esta se aplicaria nos Casos 6 a 11 e 17
a 22. O primeiro destes manifolds é mostrado na Figura IX.13 e o outro na Figura
IX.14.
Figura IX.13 – Fluxograma do MSP de 5 poços, para gás lift (omitido no desenho).
Figura IX.14 – Fluxograma do MSP para 5 poços, com BCS de contingência.
Pode-se perceber que cada uma das configurações terá um grande número
de peculiaridades no que diz respeito às suas árvores de falhas, devendo estas
serem levantadas individualmente e baseada nos mesmos critérios para que os
resultados possam servir para compará-las.
É importante lembrar que para a terceira bomba poder ser considerada
disponível, deve ocorrer a alternância periódica das bombas a fim de que, quando
147
uma vir a falhar, o risco da sua substituta não estar operacional, fique minimizado.
Estes manifolds deverão possuir as seguintes facilidades:
• Possibilidade de reunir a produção dos 5 poços através da
comunicação dos dois headers de produção, por um by pass;
• Possibilidade de teste de vazão para um poço de cada vez;
• Possibilidade de “pigagem” no sentido Duto de Serviço Î Dutos de
Produção, possuindo uma válvula desviadora de pig para a seleção do
duto de produção a receber o pig;
• Previsão de passagem de pig instrumentado, requerendo raios de
curvatura de 3 x ID do duto. O pig deverá suportar as variações de
diâmetro observadas no seu percurso. A parte a ser inspecionada são
os trechos rígidos;
• Multiplexação dos sinais elétrico e hidráulico para atuação das válvulas
das ANMs e do próprio manifold;
• Módulos recuperáveis de chokes, bombas, medição, desviador de pig
e de controle;
• Possibilidade de uma terceira bomba como forma de garantir a
disponibilidade para produção caso não seja previsto o gás lift.
A necessidade de passagem de pig nos trechos rígidos de 6” exige que a
estrutura para pigagem observada no manifold para 3 poços flexibilize a pigagem
dos trechos que vão do manifold até as ANM’s, retornando de volta ao manifold.
Com isto existirão mais pig diverters, porém, sem a existência de chokes para
regular a vazão de gás lift, já que este não seguirá esta filosofia, mantendo
parcialmente a simplificação observada originalmente.
As 16 mangueiras de injeção presentes nos dois umbilicais, previstas para o
manifold de 3 poços também atendem os 5 poços desta alternativa. Os cabos de
potência poderão, novamente, ser em número de dois.
Uma lista de materiais semelhante às apresentadas anteriormente é
elaborada para cada uma das variantes desta alternativa.
148
Os cronogramas de implementação de projeto, prevendo algumas
configurações típicas entre os casos estudados da Alternativa 3, são mostrados na
Tabela IX.4.
Tabela IX.4 – Cronograma do projeto (casos típicos Alternativa 3).
Da mesma forma são mostradas as curvas de produção, para cada uma das
opções, na Figura IX.15.
0,00
5000,00
10000,00
15000,00
20000,00
25000,00
30000,00
35000,00
40000,00
12345678910
Ano
Produção (BPD)
Cenário 3
Cenário 4
Cenário 5
Cenário 6
Cenário 7
Cenário 8
Cenário 9
Cenário 10
Cenário 11
Cenário 14
Cenário 15
Cenário 16
Cenário 17
Cenário 18
Cenário 19
Cenário 20
Cenário 21
Cenário 22
Figura IX.15 – Curva de produção esperada (Alternativa 3 – todos os Casos).
Algumas das curvas acima são coincidentes devido a simplificações em seus
modelos ou por convergirem para um cenário específico (ex.: Caso uma nova área
não seja descoberta, os cenários 7 e 9, bem como o 18 e o 20 serão
respectivamente os mesmos).
Levando-se em conta os dados mostrados acima, chega-se a um VPL para o
projeto, entre de US$ 171 milhões para o pior caso (Cenário 3) e US$ 404 milhões
149
para o melhor caso (Cenário 22).
9.4 Alternativa 4
A Alternativa 4 apresenta os poços na mesma posição, porém o arranjo fica
um pouco diferente, sendo apresentado na Figura IX.16.
Figura IX.16 – Arranjo submarino da opção piggy back.
Em função da expectativa de produção para cada poço escolheu-se o com o
maior potencial para ficar satélite, de forma que alguma indisponibilidade na ANM
“mestre” não traga prejuízos para a produção (aqui também cabe uma análise
quantitativa de riscos, apesar de não ser o foco deste estudo). Da mesma forma
que no MSP, o duto de produção entre as duas ANMs terá 6” DI e o duto a partir da
ANM “mestre”, 9,13” DI. O duto de serviço seguirá o padrão de 4” DI.
O isolamento adotado foi o mesmo das demais Alternativas, fato que facilita a
comparação.
Os diferentes fluxogramas que podem ser observados na configuração piggy
back são mostrados na Figura IX.17, Figura IX.18 e Figura IX.19.
150
Figura IX.17 – Fluxograma de configuração piggy back – ANM Mestre completa.
Figura IX.18 – Fluxograma de configuração piggy back – ANM Mestre simplificada.
Figura IX.19 – Fluxograma de configuração piggy back – Só um trecho “pigável”.
A necessidade de pigabilidade não é descartada nesta configuração,
possuindo os mesmos requisitos, limitando-se, porém, ao trecho que vai do poço
“mestre” até a plataforma. O teste do poço “escravo” é realizado pela leitura
contínua ou não do seu medidor multifásico de fluxo.
151
Como no manifold, como forma de maximizar a disponibilidade dos
equipamentos, os itens críticos (mostrados no desenho dentro de retângulos
tracejados) deverão permitir a recuperação de seus módulos, por barco apropriado,
via cabo.
A ANM “mestre” também multiplexará o sinal hidráulico, utilizando, portanto, o
mesmo tipo de umbilical que o MSP, que atende a injeção química de dois poços.
O cabo de potência será requerido para o BCS que atuará sobre o conjunto
em piggy back.
O cronograma de implementação do projeto, prevendo esta Alternativa, é
mostrado na Tabela IX.5 (apenas o do caso 12, tendo em vista que o caso 23 difere
deste de forma insignificante).
Tabela IX.5 – Cronograma de implementação do projeto da Alternativa 4.
A curva de produção, levando em conta os comprimentos dos dutos e demais
parâmetros observados nesta opção é mostrada na Figura IX.20.
0,00
5000,00
10000,00
15000,00
20000,00
25000,00
30000,00
35000,00
40000,00
12345678910
Ano
Produção (BPD)
Cenário 12
Cenário 23
Figura IX.20 – Curva de produção esperada para a Alternativa 2.
Levando-se em conta os dados mostrados acima e baseado nos mesmos
critérios (válidos para todas as alternativas), chega-se a um VPL para esta
152
alternativa, de US$ 327 milhões e US$ 418 milhões, respectivamente.
O Caso 24 representa um VPL negativo de aproximadamente US$ 4,5
milhões, referentes a um teste de produção e posterior abandono do campo. Estas
alternativa só será escolhida caso o resultado do teste indique a não
economicidade do projeto. Porém, tendo em vista o fato de que todos os demais
casos encaminham para um resultado positivo, tem-se como válido o risco,
minimizado por estimativas preliminares obtidas quando da descoberta do
reservatório.
Como resultados pode-se compilar a Tabela IX.6.
Tabela IX.6 – Resultados de VPL obtidos para cada um dos 24 casos.
VPLs em US$ Milhões
VPL1 269 VPL7 284 VPL13 385 VPL19 364
VPL2 296 VPL8 278 VPL14 237 VPL20 358
VPL3 171 VPL9 284 VPL15 269 VPL21 343
VPL4 212 VPL10 277 VPL16 246 VPL22 404
VPL5 183 VPL11 338 VPL17 364 VPL23 418
VPL6 278 VPL12 327 VPL18 349 VPL24 -4
Para poder visualizar melhor, esta Tabela é mostrada em forma de gráfico na
Figura IX.21.
VPL em US$ Milhões
-50
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Nº do Cenário
Figura IX.21 – Gráfico mostrando os VPLs calculados.
Com base na Árvore de Decisão mostrada na Figura IX.1, obtêm-se os VMEs
exibidos na Tabela IX.7.
153
Tabela IX.7 – Resultados de VME obtidos a partir da Árvore de Decisão.
VMEs em US$ Milhões
VME1 269 VME6 385
VME2 296 VME7 256
VME3 195 VME8 369
VME4 296 VME9 418
VME5 327 VME10 -4
154
CAPÍTULO X
CONCLUSÃO
Com base na avaliação dos dados, em cima das alternativas levantadas e dos
resultados obtidos, pode-se dizer que a alternativa vencedora é a do Cenário 23, ou
seja, produção através de três poços produtores e dois injetores, sendo estes
interligados da seguinte forma: dois dos poços produtores na configuração piggy
back, assim como os dois poços injetores, em função de ter sido observado os
maiores VPL e VME, respectivamente.
Na consideração convencional, que leva em conta cada cenário isoladamente,
a opção classificada em segundo lugar, pelo critério do VPL é o Cenário 22, que
juntamente com os Cenários 17 a 21 forma o grupo que resulta no VME8,
caracterizado pelo uso de Manifold para 5 poços e dois poços injetores.
Observando as Tabelas IX.6 e IX.7 pode-se verificar que, apesar do Cenário
13 ter ficado na terceira posição, este, representado pelo VME6, ultrapassa a
configuração classificada em segundo lugar, em função dos riscos intrínsecos dos
desdobramentos das possibilidades, devidamente calculados. Neste caso a opção
por manifold para 3 poços (Cenário 13), ganha da opção por manifold para 5 poços.
Sem esta avaliação, este fato não ficaria evidenciado e a melhor opção
poderia ficar mascarada.
No caso apresentado o primeiro colocado “ganhou” nas duas avaliações,
porém, fica evidenciado que o resultado poderia fazer a diferença se, por qualquer
motivo, o uso de árvore de natal de produção em piggy back ficasse inviável
(limitação do mercado fornecedor, por exemplo).
Este método, então, permitiu chegar a uma quantificação para eleger e
classificar as melhores alternativas. A partir daqui, pode-se assumir apenas uma
opção que será detalhada de forma a gerar dados mais precisos para a avaliação
empresarial, quanto à priorização de investimentos e, caminhando paralelamente à
sua implantação, a geração de novos dados que alimentem com informações os
futuros projetos.
155
Como sugestão para estudos futuros pode-se considerar:
• Melhor detalhamento do método a fim de criar um procedimento que
facilite sua aplicação;
• Estudo de alguns aspectos isoladamente de forma a que se possa
dedicar a devida atenção a disciplinas mais específicas, mas que tem
impacto direto sobre o desenvolvimento do projeto;
• Elaboração de meios que permitam automatizar o processo decisório
de forma a aliar as questões técnicas e gerenciais em uma ou mais
ferramentas que permitam maior agilidade, quando em estudos
preliminares ou mesmo reduzindo o tempo de resposta em casos de
mudanças de escopo em projetos;
• Elaboração de ferramentas que permitam reduzir a interface entre
diferentes disciplinas envolvidas no projeto;
• Criação de um banco de dados com informações relevantes a projetos
desta natureza, com o possível e desejável aproveitamento de itens já
existentes, como a Inspeção Baseada em Riscos e o cadastro do
Subsea Master.
156
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Removal of Offshore Installations and Structures on the Continental Shelf”, 1989.
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Continental Brasileira”. In: 2 º Congresso Brasileiro de Petróleo, 1982, Instituto
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Utilization of the Pendulous Motion for Deploying Subsea Hardware in Ultra-Deep
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Production Steel Catenary Risers Support in Ultra-Deep Waters”, Deep Offshore
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Monitoramento/Inspeção de Linha Flexível Submarina – Inspeção Baseada em
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ed., Goiânia, Terra, 2003.
160
APÊNDICES
161
APÊNDICE A
Tabela A.1 – Resumo das características das plataformas de produção.
Tipo
LDA (m)
Completação
Armazenagem
Capacidade
da planta
Custo
Perfuração
Movimentos
Instalação
Fixa Até 300 Seca ou
molhada
Não Pequena Baixo Sim ~zero Complexa
SS 1800 Molhada Não Média Alto Não Baixos Simples
FPSO
SMS
1500 Molhada Sim Grande Médio Não Altos Simples
FPSO
Turret
1500 Molhada Sim Grande Médio/
Alto
Não Altos Simples
TLP 2500 Seca ou
molhada
Não Média Alto Sim Muito baixos Complexa
Spar 2500 Seca ou
molhada
Não Média Alto Sim Muito baixos Complexa
O tempo de fabricação pode variar de 18 a 36 meses em cada uma das
configurações mostradas acima.
162
APÊNDICE B
Tabela B.1 – Aplicação para as diferentes configurações de risers.
Catenária Steep S Lazy S Steep
Wave
Lazy Wave Pliant
Wave
1. Comportamento estático
• Águas rasas
Limitada Bom Bom (+) Bom Excelente Excelente
• Águas profundas
Bom Excelente Excelente Excelente Excelente Excelente
2. Comportamento Dinâmico
• Águas rasas
Cond Amb. Severas
Ruim Limitada Bom Bom (-) Bom (-) Bom
• Águas profundas
Cond. Amb. Severas
Limitada Bom Excelente Bom Bom (+) Bom (+)
• Águas rasas
Cond Amb. amenas
Limitada Bom (-) Bom (+) Bom Bom Bom
• Águas profundas
Cond. Amb. amenas
Bom Excelente Excelente Bom Excelente Excelente
3. Facilidade de Instalação
Excelente
Limitada Limitada Limitada Bom Bom
4. Adaptabilidade
• Fundo congestionado
• Template
Bom Excelente Bom (-) Excelente Bom Bom
• Poços Satélite
Excelente
Bom (-) Excelente Bom (-) Excelente Excelente
• Número de linhas
Excelente
Excelente Excelente Limitado Limitado Limitado
5. Perfil econômico
• Sistema com uma linha
Excelente
Limitado Bom Bom Bom Bom
• Sistema com várias linhas
Excelente
Bom (-) Bom (+) Limitado Limitado Limitado
163
APÊNDICE C
Tabela C.1 – Tabela-resumo de custos para os diferentes cenários.
Testes de Produção Perfuração / Completação
Desembolso anual - Dutos e equipamentos (Material)
Cenário
Desembolso (Ano)
Valor
presente
(mil US$)
Poços
prod.
Poços
inj.
Poços
prod.
extra
Desembolso (Ano)
Valor
presente
(mil US$)
Valor (mil
US$)
2008
Valor (mil
US$)
2009
Valor (mil
US$)
2010
Valor (mil
US$)
2011
Valor (mil
US$)
2012
Valor
presente
(mil US$)
1 2007 x x 4 396 2 1 0 2007 2008 x 67 951 65 869 0 0 0 0 58 812
2 2007 x x 4 396 3 1 0 2007 2008 x 84 771 74 623 30 000 0 0 0 90 544
3 2007 x x 4 396 3 1 2 * 2007 2008 x 84 771 94 075 35 000 0 0 0 111 898
4 2007 x x 4 396 3 1 2 * 2007 2008 x 84 771 94 075 35 000 800 0 0 112 467
5 2007 x x 4 396 3 1 2 * 2007 2008 x 84 771 94 075 35 000 0 0 800 112 352
6 2007 2010 x 7 524 3 1 0 2007 2008 x 84 771 76 074 35 000 0 0 0 95 825
7 2007 2010 2012 10 018 3 1 2 2007 2008 2012 106 149 76 074 35 000 0 0 51 920 125 286
8 2007 2010 x 7 524 3 1 0 2007 2008 x 84 771 76 074 35 000 0 0 0 95 825
9 2007 2010 2012 10 018 3 1 2 2007 2008 2012 106 149 76 074 35 000 0 0 51 920 125 286
10 2007 2010 x 7 524 3 1 2 2007 2008 2010 111 588 76 074 35 000 51 920 0 0 132 781
11 2007 2010 x 7 524 3 1 2 2007 2008 2010 111 588 76 074 35 000 51 920 0 0 132 781
12 2007 x x 4 396 3 1 0 2007 2008 x 84 771 72 649 0 0 0 0 64 865
13 2007 x x 4 396 3 2 0 2007 2008 x 115 046 81 342 30 000 0 0 0 96 543
14 2007 x x 4 396 3 2 2 * 2007 2008 x 115 046 100 934 35 000 0 0 0 118 022
15 2007 x x 4 396 3 2 2 * 2007 2008 x 115 046 100 934 35 000 800 0 0 118 591
16 2007 x x 4 396 3 2 2 * 2007 2008 x 115 046 100 934 35 000 0 0 800 118 476
17 2007 2010 x 7 524 3 2 0 2007 2008 x 115 046 82 933 35 000 0 0 0 101 949
18 2007 2010 2012 10 018 3 2 2 2007 2008 2012 136 424 82 933 35 000 0 0 51 920 131 410
19 2007 2010 x 7 524 3 2 0 2007 2008 x 115 046 82 933 35 000 0 0 0 101 949
20 2007 2010 2012 10 018 3 2 2 2007 2008 2012 136 424 82 933 35 000 0 0 51 920 131 410
21 2007 2010 x 7 524 3 2 2 2007 2008 2010 141 863 82 933 35 000 51 920 0 0 138 905
22 2007 2010 x 7 524 3 2 2 2007 2008 2010 141 863 82 933 35 000 51 920 0 0 138 905
23 2007 x x 4 396 3 2 0 2007 2008 x 115 046 79 508 0 0 0 0 70 989
24 2007 x x 4 396 0 0 0 x x x 0 0 0 0 0 0 0
* já perfurados.
164
Tabela C.2 – Tabela-resumo de custos para os diferentes cenários (continuação).
Desembolso anual - Dutos e equipamentos (Serviços) Desinstalação
Cenário
Valor
(mil US$)
2008
Valor
(mil US$)
2009
Valor
(mil US$)
2010
Valor
(mil US$)
2011
Valor
(mil US$)
2012
Valor
presente
(mil US$)
Valor
(mil US$)
2018
Valor
presente
(mil US$)
Total Observação
1 25 684 0 0 0 0 22 932 8 676 2 494 156 585
2 15 781 11 040 0 0 0 22 891 12 036 3 460 206 061
3 28 390 12 160 0 0 0 35 042 13 654 3 925 240 031 * poço pronto
4 28 390 12 160 4 480 0 0 38 231 18 134 5 213 245 077 * poço pronto
5 28 390 12 160 0 0 4 480 37 584 18 134 5 213 244 315 * poço pronto
6 14 558 11 040 0 0 0 21 799 12 534 3 603 213 523 teste da área candidata
7 14 558 11 040 0 0 4 480 24 341 17 014 4 891 270 686 teste extra, de outra área
8 14 558 11 040 0 0 0 21 799 12 534 3 603 213 523 teste da área candidata
9 14 558 11 040 0 0 4 480 24 341 17 014 4 891 270 686 teste extra, de outra área
10 14 558 11 040 4 480 0 0 24 988 17 014 4 891 281 772 teste da área candidata
11 14 558 11 040 4 480 0 0 24 988 17 014 4 891 281 772 teste da área candidata
12 18 004 9 600 0 0 0 23 728 10 596 3 046 180 806
13 15 781 12 320 0 0 0 23 912 13 316 3 828 243 724
14 28 390 13 440 0 0 0 36 063 14 934 4 293 277 819 * poço pronto
15 28 390 13 440 4 480 0 0 39 251 19 414 5 581 282 865 * poço pronto
16 28 390 13 440 0 0 4 480 38 605 19 414 5 581 282 103 * poço pronto
17 14 558 12 320 0 0 0 22 820 13 814 3 971 251 310 teste da área candidata
18 14 558 12 320 0 0 4 480 25 362 18 294 5 259 308 474 teste extra, de outra área
19 14 558 12 320 0 0 0 22 820 13 814 3 971 251 310 teste da área candidata
20 14 558 12 320 0 0 4 480 25 362 18 294 5 259 308 474 teste extra, de outra área
21 14 558 12 320 4 480 0 0 26 008 18 294 5 259 319 560 teste da área candidata
22 14 558 12 320 4 480 0 0 26 008 18 294 5 259 319 560 teste da área candidata
23 6 148 22 736 0 0 0 23 614 11 876 3 414 217 459
24 0 0 0 0 0 0 0 0 4 396
165
Tabela C.3 – Tabela-resumo de custos operacionais para os diferentes cenários.
OPEX (mil US$)
Cenário
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Valor
presente
1 13 170 85 864 43 423 19 013 11 776 8 832 5 888 4 907 4 416 3 435 141 699
2 0 110 625 55 945 24 496 15 171 11 379 7 586 6 321 5 689 4 425 167 412
3 0 90 543 45 789 20 049 12 417 9 313 6 209 5 174 4 656 3 622 137 021
4 0 90 543 45 789 32 922 18 212 12 092 8 456 6 810 5 632 4 459 152 196
5 0 90 543 45 789 20 049 15 407 12 746 7 950 6 504 5 617 4 238 142 326
6 0 108 220 54 729 23 963 14 842 11 131 7 421 6 184 5 566 4 329 163 772
7 0 108 220 54 729 23 963 14 842 31 865 19 480 12 056 9 954 7 588 184 735
8 0 108 220 54 729 23 963 14 842 11 131 7 421 6 184 5 566 4 329 163 772
9 0 108 220 54 729 23 963 14 842 31 865 19 480 12 056 9 954 7 588 184 735
10 0 108 220 54 729 43 732 23 455 14 980 10 643 8 475 6 800 5 420 186 352
11 0 108 220 54 729 60 157 31 208 19 053 13 797 10 841 8 377 6 734 206 627
12 0 111 828 56 553 24 762 15 336 11 502 7 668 6 390 5 751 4 473 169 231
13 0 110 625 68 904 37 270 23 916 20 650 17 489 16 014 15 382 14 434 209 526
14 0 90 543 56 395 30 504 19 574 16 901 14 314 13 107 12 590 11 814 171 490
15 0 90 543 56 395 42 382 24 688 18 958 15 789 13 988 12 810 11 871 184 102
16 0 90 543 56 395 30 504 22 393 19 973 15 669 14 060 13 173 12 040 175 926
17 0 108 220 67 406 36 460 23 396 20 201 17 109 15 666 15 048 14 120 204 971
18 0 108 220 67 406 36 460 18 642 39 092 27 200 19 611 17 509 15 390 219 298
19 0 108 220 67 406 36 460 23 396 20 201 17 109 15 666 15 048 14 120 204 971
20 0 108 220 67 406 36 460 23 396 39 092 27 200 19 611 17 509 15 390 221 996
21 0 108 220 67 406 53 689 30 271 22 207 18 363 16 031 14 355 13 222 221 013
22 0 108 220 67 406 70 114 38 024 26 280 21 517 18 396 15 932 14 536 241 288
23 0 111 828 69 653 37 675 24 176 20 874 17 679 16 188 15 549 14 591 211 803
24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
166
Tabela C.4 – Estimativa de produção diária para cada ano.
Potencial de Produção Médio (mil BPD)
Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Preço do
Brent
(US$/BBL)
45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00
Cenário 1 4245 28 300 16 697,0 8 773,0 6 792,0 5 094,0 3 396,0 2 830,0 2 547,0 1 981,0
Cenário 2 0 37 650 22 213,5 11 671,5 9 036,0 6 777,0 4 518,0 3 765,0 3 388,5 2 635,5
Cenário 3 0 31 500 18 585,0 9 765,0 7 560,0 5 670,0 3 780,0 3 150,0 2 835,0 2 205,0
Cenário 4 0 31 500 18 585,0 16 035,0 11 088,0 7 362,0 5 148,0 4 146,0 3 429,0 2 715,0
Cenário 5 0 31 500 18 585,0 9 765,0 9 380,0 7 760,0 4 840,0 3 960,0 3 420,0 2 580,0
Cenário 6 0 37 650 22 213,5 11 671,5 9 036,0 6 777,0 4 518,0 3 765,0 3 388,5 2 635,5
Cenário 7 0 37 650 22 213,5 11 671,5 9 036,0 19 400,0 11 860,0 7 340,0 6 060,0 4 620,0
Cenário 8 0 37 650 22 213,5 11 671,5 9 036,0 6 777,0 4 518,0 3 765,0 3 388,5 2 635,5
Cenário 9 0 37 650 22 213,5 11 671,5 9 036,0 19 400,0 11 860,0 7 340,0 6 060,0 4 620,0
Cenário 10 0 37 650 22 213,5 21 300,0 14 280,0 9 120,0 6 480,0 5 160,0 4 140,0 3 300,0
Cenário 11 0 37 650 22 213,5 29 300,0 19 000,0 11 600,0 8 400,0 6 600,0 5 100,0 4 100,0
Cenário 12 0 37 650 22 213,5 11 671,5 9 036,00 6 777,0 4 518,0 3 765,0 3 388,5 2 635,5
Cenário 13 0 37 650 27 359,0 17 758,2 14 244,2 12 299,0 10 416,5 9 538,0 9 161,5 8 596,7
Cenário 14 0 31 500 22 890,0 14 857,5 11 917,5 10 290,0 8 715,0 7 980,0 7 665,0 7 192,5
Cenário 15 0 31 500 22 890,0 20 642,5 15 030,5 11 542,0 9 613,0 8 516,0 7 799,0 7 227,5
Cenário 16 0 31 500 22 890,0 14 857,5 13 633,7 12 160,0 9 540,0 8 560,0 8 020,0 7 330,0
Cenário 17 0 37 650 27 359,0 17 758,2 14 244,2 12 299,0 10 416,5 9 538,0 9 161,5 8 596,7
Cenário 18 0 37 650 27 359,0 17 758,2 11 350,0 23 800,0 16 560,0 11 940,0 10 660,0 9 370,0
Cenário 19 0 37 650 27 359,0 17 758,2 14 244,2 12 299,0 10 416,5 9 538,0 9 161,5 8 596,7
Cenário 20 0 37 650 27 359,0 17 758,2 14 244,2 23 800,0 16 560,0 11 940,0 10 660,0 9 370,0
Cenário 21 0 37 650 27 359,0 26 150,0 18 430,0 13 520,0 11 180,0 9 760,0 8 740,0 8 050,0
Cenário 22 0 37 650 27 359,0 34 150,0 23 150,0 16 000,0 13 100,0 11 200,0 9 700,0 8 850,0
Cenário 23 0 37 650 27 359,0 17 758,2 14 244,2 12 299,0 10 416,5 9 538,0 9 161,5 8 596,7
Cenário 24 0 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Novas entradas em produção Deságio em relação ao Brent (Spread): – US$ 5,00
167
Tabela C.5 – Planilha do Fator operacional (simplificado).
Fator Operacional (%)
Cenário
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
1 85% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 95%
2 85% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92%
3 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
4 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
5 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
6 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
7 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
8 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
9 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
10 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
11 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
12 85% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93%
13 85% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92%
14 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
15 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
16 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
17 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
18 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
19 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
20 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
21 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
22 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
23 85% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93%
24 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
168
Tabela C.6 – Receita anual.
Curva de Produção (mil US$)
Cenário
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Valor
presente
1 52 680 343 456 173 691 76 051 47 103 35 327 23 551 19 626 17 663 13 738 566 796
2 0 442 500 223 779 97 982 60 686 45 514 30 343 25 286 22 757 17 700 669 647
3 0 362 171 183 155 80 195 49 669 37 252 24 835 20 696 18 626 14 487 548 083
4 0 362 171 183 155 131 687 72 848 48 368 33 822 27 239 22 529 17 838 608 786
5 0 362 171 183 155 80 195 61 627 50 983 31 799 26 017 22 469 16 951 569 303
6 0 432 881 218 914 95 852 59 367 44 525 29 683 24 736 22 262 17 315 655 089
7 0 432 881 218 914 95 852 59 367 127 458 77 920 48 224 39 814 30 353 738 939
8 0 432 881 218 914 95 852 59 367 44 525 29 683 24 736 22 262 17 315 655 089
9 0 432 881 218 914 95 852 59 367 127 458 77 920 48 224 39 814 30 353 738 939
10 0 432 881 218 914 174 926 93 820 59 918 42 574 33 901 27 200 21 681 745 409
11 0 432 881 218 914 240 626 124 830 76 212 55 188 43 362 33 507 26 937 826 508
12 0 447 310 226 211 99 047 61 345 46 009 30 673 25 561 23 005 17 892 676 925
13 0 442 500 275 615 149 081 95 664 82 600 69 957 64 057 61 529 57 736 838 103
14 0 362 171 225 581 122 017 78 298 67 605 57 258 52 429 50 359 47 255 685 958
15 0 362 171 225 581 169 527 98 750 75 831 63 157 55 950 51 239 47 485 736 407
16 0 362 171 225 581 122 017 89 574 79 891 62 678 56 239 52 691 48 158 703 704
17 0 432 881 269 623 145 840 93 585 80 804 68 436 62 665 60 191 56 481 819 884
18 0 432 881 269 623 145 840 74 570 156 366 108 799 78 446 70 036 61 561 877 194
19 0 432 881 269 623 145 840 93 585 80 804 68 436 62 665 60 191 56 481 819 884
20 0 432 881 269 623 145 840 93 585 156 366 108 799 78 446 70 036 61 561 887 983
21 0 432 881 269 623 214 757 121 085 88 826 73 453 64 123 57 422 52 889 884 053
22 0 432 881 269 623 280 457 152 096 105 120 86 067 73 584 63 729 58 145 965 152
23 0 447 310 278 610 150 701 96 704 83 498 70 718 64 753 62 197 58 363 847 213
24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
169
Tabela C.7 – Tabela-resumo do VPL (em mil US$).
Cenário CAPEX OPEX Receita VPL
1 156 585 141 699 566 796 268 512
2 206 061 167 412 669 647 296 174
3 240 031 137 021 548 083 171 031
4 245 077 152 196 608 786 211 512
5 244 315 142 326 569 303 182 662
6 213 523 163 772 655 089 277 794
7 270 686 184 735 738 939 283 519
8 213 523 163 772 655 089 277 794
9 270 686 184 735 738 939 283 519
10 281 772 186 352 745 409 277 285
11 281 772 206 627 826 508 338 109
12 180 806 169 231 676 925 326 888
13 243 724 209 526 838 103 384 854
14 277 819 171 490 685 958 236 650
15 282 865 184 102 736 407 269 440
16 282 103 175 926 703 704 245 675
17 251 310 204 971 819 884 363 602
18 308 474 219 298 877 194 349 422
19 251 310 204 971 819 884 363 602
20 308 474 221 996 887 983 357 514
21 319 560 221 013 884 053 343 480
22 319 560 241 288 965 152 404 304
23 217 459 211 803 847 213 417 951
24 4 396 0 0 -4 396
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