METODOLOGIA PARA A TOMADA DE DECISO NO PROJETO DE SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUO DE LEO E GS Henri Fiorenza de Lima

DISSERTAO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAO DOS PROGRAMAS DE PS-GRADUAO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSRIOS PARA A OBTENO DO GRAU DE MESTRE EM CINCIAS EM ENGENHARIA OCENICA. 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 MARO DE 2007

LIMA, HENRI FIORENZA DE Metodologia Deciso no para Projeto a Tomada de de Sistemas

Submarinos de Produo de leo e Gs [Rio de Janeiro] 2007 XVI, 169 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia Ocenica, 2007) Dissertao Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE 1. Projeto de Sistemas Submarinos de Produo 2. Anlise de Riscos 3. Implantao de Projetos I. COPPE/UFRJ II. Ttulo (srie)

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AGRADECIMENTOS

A meus pais Jos e Delci, que nunca deixaram de me dar fora, acreditando mais em mim do que eu mesmo, a meus irmos Helen e Tiago, que sempre me inspiraram a transmitir conhecimentos, a minha esposa Tainan, que suportou este perodo de estudos e a meus padrinhos Antonio e Snia, pelo bom exemplo. Tambm a meus colegas de trabalho: Flvio, que me apresentou Engenharia Submarina, Stfano e Rogger, que auxiliaram com toda a boa vontade possvel e a meu exgerente Francisco Henrique, que acreditou em mim, sem esquecer a Petrobras que forneceu muito do conhecimento que est compilado neste Trabalho, alm de ter me liberado para assistir as aulas. Meno especial a meus amigos do Rio Grande do Sul, que ajudaram na construo do meu carter, alm de amigos que conheci em Resende, importantes na minha adaptao no Rio de Janeiro, alm, claro, dos meus inmeros amigos do Rio de Janeiro e agora, do estado do Esprito Santo, local onde tenho o prazer de estar trabalhando h um ano. E finalmente aos mestres, desde o ensino fundamental, passando pelo cursinho pr-vestibular, chegando COPPE, que muito contriburam para o meu gosto pelo conhecimento. Espero poder estar retribuindo um pouco com a realizao desta dissertao.

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RESUMOResumo da Dissertao apresentada COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessrios para a obteno do grau de Mestre em Cincias (M.Sc.).

METODOLOGIA PARA A TOMADA DE DECISO NO PROJETO DE SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUO DE LEO E GS

Henri Fiorenza de Lima

Maro/2007

Orientador: Segen Farid Estefen

Programa: Engenharia Ocenica

Com a crescente demanda por novas tecnologias que viabilizem a produo de petrleo em condies cada vez mais severas, aliada ao crescimento no nmero de projetos, com as mais diversas peculiaridades, surgem as dificuldades em escolher uma configurao que atenda as necessidades surgidas, principalmente quando se busca a melhor relao entre custo e benefcio. Esta dificuldade se deve, em parte, s incertezas quanto efetividade da soluo, em relao aos riscos de acidentes durante instalao e operao, bem como devidas ao erro associado estimativa do custo, tanto para os equipamentos e servios de instalao, quanto para a manuteno requerida durante a vida produtiva do campo. Este trabalho visa estabelecer uma base comum de comparao entre diversos sistemas, levando em conta os riscos e a confiabilidade dos mesmos, baseando-se na experincia tcnica e em dados acumulados durante os desenvolvimentos de projetos anteriores, sugerindo uma metodologia para a conduo dos empreendimentos futuros.

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ABSTRACTAbstract 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.

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NDICE AGRADECIMENTOS............................................................................................... iii RESUMO ................................................................................................................. iv ABSTRACT...............................................................................................................v NDICE DE FIGURAS.............................................................................................. ix NDICE DE TABELAS ............................................................................................ xii GLOSSRIO.......................................................................................................... xiii 1. INTRODUO....................................................................................................1 1.1 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 Motivao...................................................................................................... 4 Plataformas Fixas ......................................................................................... 6 Plataformas Submersveis de Perfurao................................................... 12 Plataformas Auto-Elevatrias...................................................................... 12 Os Primeiros Equipamentos Submarinos ................................................... 13 Plataformas Semi-Submersveis................................................................. 15 Navios Sonda.............................................................................................. 18 Navios Plataforma....................................................................................... 18 Tension Leg Platforms (TLP) ...................................................................... 24 Spar Buoy ................................................................................................... 26 2. HISTRICO ........................................................................................................6

2.10 Projetos de Plataformas em Desenvolvimento ........................................... 27 3. COMPONENTES DO SISTEMA DE SUPERFCIE ..........................................30 3.1 Sistemas de Ancoragem ............................................................................. 30 Em Catenria ........................................................................................ 30 Taut Leg (Pernas Atirantadas) .............................................................. 32 Ancoragem Vertical............................................................................... 33 Tipos de ncoras .................................................................................. 33 Acessrios............................................................................................. 35 Critrios de projeto................................................................................ 37 Tabelas de RAO.................................................................................... 39 Tratamento do leo .............................................................................. 41 Tratamento da gua ............................................................................. 43 Tratamento do Gs ............................................................................... 44 Utilidades e Facilidades ........................................................................ 46 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.2 3.3 3.4 3.2.1 3.3.1 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4

Carregamentos Ambientais......................................................................... 36 Movimentos de uma Unidade Flutuante ..................................................... 38 Planta de Processo..................................................................................... 40

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4. SISTEMA SUBMARINO ...................................................................................47 4.1 Dutos e Umbilicais ...................................................................................... 47 Dutos Flexveis...................................................................................... 49 Dutos Rgidos........................................................................................ 57 Umbilicais.............................................................................................. 60 Dutos de Mltiplas funes ................................................................... 64 Instalao de Dutos e Umbilicais .......................................................... 65 Pull in e Pull out .................................................................................... 70 ANMs .................................................................................................... 72 Manifolds............................................................................................... 74 PLEM .................................................................................................... 76 Outros Equipamentos ........................................................................... 76 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 5.1 5.2 5.3 5.4 6.1

Equipamentos ............................................................................................. 71

Risers Alternativos ...................................................................................... 77 Estado da Arte em Equipamentos Submarinos .......................................... 80 Manuteno e Operao ............................................................................ 81 Anlise Estrutural de Risers........................................................................ 82 Simulaes de Fluxo................................................................................... 83 Garantia de Escoamento ............................................................................ 83 Avaliao de Riscos Qualitativos ................................................................ 86 Quantificao de Riscos ............................................................................. 88 Disponibilidade............................................................................................ 89 Softwares Estatsticos de Simulao .......................................................... 90 Fases de um Projeto ................................................................................... 95 Identificao de Oportunidade .............................................................. 95 Projeto Conceitual................................................................................. 96 Projeto Bsico ....................................................................................... 96 Projeto Executivo .................................................................................. 96 Operao e Manuteno....................................................................... 97 Desinstalao e Desmobilizao .......................................................... 97 Projetos Complementares..................................................................... 97

5. ANLISE DE RISCO ........................................................................................86

6. GERENCIAMENTO DE PROJETO ..................................................................95 6.1.1 6.1.2 6.1.3 6.1.4 6.1.5 6.1.6 6.1.7 6.2 6.3 7.1

Custos ......................................................................................................... 98 Prazos ......................................................................................................... 98 Elaborao de Arranjo Submarino ............................................................ 100

7. PROJETO DO ARRANJO SUBMARINO DO SISTEMA DE PRODUO.....100

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8. METODOLOGIA EMPREGADA .....................................................................108 8.1 8.2 O Clculo de VPL ..................................................................................... 111 Metodologia Proposta ............................................................................... 114 Valor de Referncia do leo............................................................... 126

8.2.1 9.1 9.2 9.3 9.4

9. ESTUDO DE CASO........................................................................................129 Alternativa 1 .............................................................................................. 133 Alternativa 2 .............................................................................................. 138 Alternativa 3 .............................................................................................. 143 Alternativa 4 .............................................................................................. 149

10. CONCLUSO .................................................................................................154 11. REFERNCIAS BIBLIOGRFICAS ...............................................................156 APNDICE A ........................................................................................................161 APNDICE B ........................................................................................................162 APNDICE C........................................................................................................163

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NDICE DE FIGURAS

Figura I.1 Previso de produo para 2011. ............................................................... 4 Figura I.2 Evoluo dos custos da produo, comparados ao Brent. ......................... 5 Figura II.1 Desenho de uma plataforma fixa de produo........................................... 7 Figura II.2 Operao de lanamento 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 incndio em Piper Alfa. ............................................................... 10 Figura II.7 Desenho e foto de uma plataforma auto-elevvel.................................... 13 Figura II.8 ANM atmosfrica. ..................................................................................... 13 Figura II.9 Manifold submarino de produo atmosfrico.......................................... 14 Figura II.10 Interveno tpica em um equipamento submarino atmosfrico. ........... 14 Figura II.11 Plataforma Semi-submersvel de perfurao. ........................................ 15 Figura II.12 Foto de um Navio Sonda de perfurao................................................. 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 Operao de descarga ou alvio............................................................. 23 Figura II.17 Diferentes configuraes de TLPs......................................................... 24 Figura II.18 Instalao 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 Princpio de funcionamento do Mono BR. .............................................. 29 Figura III.1 Equao e geometria da catenria.......................................................... 31 Figura III.2 Geometria da catenria nas situaes neutra, far e near. ...................... 31 Figura III.3 Sistema de ancoragem em Catenria e Taut leg. ................................... 33 Figura III.4 Instalao de uma ncora do tipo VLA.................................................... 34 Figura III.5 Desenho de uma amarra tpica. .............................................................. 35 Figura III.6 Manilha utilizada em ancoragem de unidades. ....................................... 36 Figura III.7 Movimentos de uma embarcao. .......................................................... 38 Figura III.8 Fluxograma bsico (Processamento Primrio de Petrleo PPP)......... 40 Figura III.9 Esquema da chegada do leo plataforma............................................ 41 Figura III.10 Separador trifsico. ............................................................................... 43

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Figura IV.1 Configuraes tpicas de risers rgidos ou flexveis. ............................... 48 Figura IV.2 Grfico das presses em funo da profundidade. ................................ 49 Figura IV.3 Amostra de duto flexvel mostrando suas camadas. .............................. 53 Figura IV.4 Suporte cnico 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 rgidos antes de sua instalao.................................... 60 Figura IV.11 Desenho de um ISU/IPU....................................................................... 64 Figura IV.12 Seco de um bundle com vrias linhas internas................................. 64 Figura IV.13 Barco de instalao de dutos................................................................ 66 Figura IV.14 Carregamento de duto rgido em carretel direto do canteiro. ............... 66 Figura IV.15 Lanamento de duto rgido pelo mtodo Reel. ..................................... 66 Figura IV.16 Mtodos S-Lay e respectivas fases de construo do duto.................. 67 Figura IV.17 Comparao entre limitaes de profundidade de cada mtodo.......... 67 Figura IV.18 Formas observadas no mtodo por reboque. ....................................... 68 Figura IV.19 Configurao a meia profundidade. ...................................................... 68 Figura IV.20 Operao de transferncia do riser de um LSV para um FPSO........... 70 Figura IV.21 Operao de pull in em uma Semi-submersvel. .................................. 70 Figura IV.22 Diagrama tpico de uma ANM. .............................................................. 72 Figura IV.23 Desenho de uma ANM interligada plataforma. .................................. 73 Figura IV.24 Manifolds Diver Less (durante sua instalao). .................................... 75 Figura IV.25 Desenho da instalao 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 Boio que seria instalado em Roncador. .......................... 79 Figura IV.31 Desenho de um RHAS.......................................................................... 79 Figura IV.32 Perfil de presso e temperatura ao longo do duto. ............................... 85 Figura IV.33 Grfico Presso x Temperatura tpico. ................................................. 85 Figura IV.34 Envelope de hidrato para uma dada composio do petrleo.............. 85 Figura V.1 Exemplos de curvas de distribuio de Probabilidade............................. 91 Figura V.2 Exemplo de rvore de deciso................................................................. 92 Figura V.3 Exemplo de rvore de falha..................................................................... 93

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Figura VII.1 Perfil de um poo horizontal................................................................. 101 Figura VII.2 Grfico da distncia mnima entre poos em funo da LDA. ............. 102 Figura VII.3 Diagrama de interferncia de uma sonda em um dado campo. .......... 102 Figura VII.4 Perfil de um poo horizontal................................................................. 103 Figura VII.5 Comparao entre diferentes traados para tipos distintos de dutos. . 105 Figura VII.6 Matriz de interferncia entre embarcaes (Sondas e LSV). .............. 106 Figura VIII.1 Fluxograma de processo at 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 clculo 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 produo corrigida. ................... 124 Figura VIII.7 Curva de produo corrigida (cronograma de entrada dos poos)..... 126 Figura VIII.8 Valores de referncia do Brent em funo do tempo.......................... 127 Figura IX.1 rvore de deciso do caso estudado.................................................... 133 Figura IX.2 Arranjo submarino da opo com poos satlites. ............................... 134 Figura IX.3 Curvas de presso x temperatura ao longo de um dos dutos. ............. 135 Figura IX.4 Tela do PipeSim simulando um poo satlite. ...................................... 135 Figura IX.5 Curva de produo esperada para a Alternativa 1. .............................. 137 Figura IX.6 Anlise de falha (formao de hidrato aps shut down). ...................... 137 Figura IX.7 Arranjo submarino da opo manifold para 3 poos............................. 139 Figura IX.8 Tela do PipeSim simulando uma malha contendo um manifold......... 140 Figura IX.9 Fluxograma do MSP para 3 poos........................................................ 140 Figura IX.10 Curva de produo esperada para a Alternativa 2. ............................ 142 Figura IX.11 Arranjo prevendo MSP para 5 poos posicionado prximo UEP..... 143 Figura IX.12 Arranjo prevendo MSP para 5 poos posicionado afastado da UEP.. 144 Figura IX.13 Fluxograma do MSP de 5 poos, para gs lift (omitido no desenho). 146 Figura IX.14 Fluxograma do MSP para 5 poos, com BCS de contingncia. ......... 146 Figura IX.15 Curva de produo esperada (Alternativa 3 todos os Casos). ........ 148 Figura IX.16 Arranjo submarino da opo piggy back............................................. 149 Figura IX.17 Fluxograma de configurao piggy back ANM Mestre completa..... 150 Figura IX.18 Fluxograma de configurao piggy back ANM Mestre simplificada. 150 Figura IX.19 Fluxograma de configurao piggy back S um trecho pigvel. ... 150 Figura IX.20 Curva de produo esperada para a Alternativa 2. ............................ 151 Figura IX.21 Grfico mostrando os VPLs calculados. ............................................. 152

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NDICE DE TABELAS

Tabela V.1 Matriz de probabilidade ........................................................................... 87 Tabela V.2 Matriz de impacto de reduo da produo ............................................ 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 poos. . 115 Tabela VIII.2 Tabela com a lista de materiais (continuao)................................... 116 Tabela VIII.3 Planilha para obteno de valores unitrios representativos............. 116 Tabela VIII.4 Cronograma demonstrando sua sensibilidade a atrasos. .................. 118 Tabela VIII.5 Aplicao de Montecarlo a um cronograma....................................... 120 Tabela VIII.6 Aplicao de Montecarlo a um cronograma....................................... 120 Tabela VIII.7 Anlise de sensibilidade ao preo do Brent. ...................................... 128 Tabela IX.1 Materiais para a implantao da Alternativa 1. .................................... 136 Tabela IX.2 Cronograma de implementao do projeto da Alternativa 1. ............... 136 Tabela IX.3 Cronograma de implementao do projeto da Alternativa 2. ............... 142 Tabela IX.4 Cronograma do projeto (casos tpicos Alternativa 3). .......................... 148 Tabela IX.5 Cronograma de implementao 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 rvore de Deciso. ................ 153 Tabela A.1 Resumo das caractersticas das plataformas de produo. ................. 161 Tabela B.1 Aplicao para as diferentes configuraes de risers........................... 162 Tabela C.1 Tabela-resumo de custos para os diferentes cenrios. ........................ 163 Tabela C.2 Tabela-resumo de custos para os diferentes cenrios (continuao). . 164 Tabela C.3 Tabela-resumo de custos operacionais para os diferentes cenrios.... 165 Tabela C.4 Estimativa de produo diria 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

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GLOSSRIO

API1 American Petroleum Institute. API2 (0API) L-se graus API. Escala de densidade da fase lquida do leo representativa da qualidade do fluido. rvore de Natal Conjunto de vlvulas e tubulaes que permitem controlar a produo de petrleo ou gs de um poo. rvore de Natal Molhada (ANM) rvore de Natal submersa na gua. Deve ter componentes compatveis com estas condies operacionais. Est relacionada com a Completao Molhada. BAB Base Adaptadora de Bombeio. Assemelha-se BAP, porm, serve para o alojamento de uma BCS em um falso poo. BAP Base Adaptadora de Produo. Estrutura sobre a qual se instala a ANM. BBL Barril de Petrleo (Blue Barrel). Corresponde a 158,94 litros ou 0,159 m3. BCS Bomba Centrfuga Submarina. Usada como meio artificial de elevao, atravs do incremento de presso presso de reservatrio. BCSS Bomba Centrfuga Submarina Submersa. Caso especfico de BCS que fica localizada dentro do poo. BOE Barril de leo Equivalente. Considera tambm o gs na proporo de seu poder calorfico. BOP Blow Out Preventor. Equipamento que evita o surgimento de um poo durante a sua perfurao. BPD Produo em Barris por Dia. Pode considerar s o leo (BOPD) ou o total da produo, incluindo o BSW. Brent leo referncia para o mercado europeu e asitico, tambm utilizado no Brasil. Trata-se de uma mistura de leos produzidos no Mar do Norte, com 39,4 0API e teor de Enxofre de 0,34%. BSW Basic Sediments and Water. a proporo de gua e sedimentos que vem junto com o leo (em % do volume). CAPEX Capital Expenditure. Investimento para a implementao de um projeto. Clashing Choque entre os risers devido ao movimento relativo entre estes. Com suas diferentes freqncias naturais, no oscilam em fase. crtico entre dutos rgidos. Completao seca Situao onde a rvore de Natal localiza-se na superfcie facilitando as intervenes atravs da prpria plataforma de produo. Ope-se Completao Molhada.

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CE Cabo Eltrico, para leitura de sinais da ANM, manifold submarino, etc.. CP Cabo de Potncia, utilizado para fornecer energia para o bombeio submarino, por exemplo. Pode ser integrado ao UEH ou ocorrer em um cabo especfico. DSV Diver Supply Vessel. Navio de apoio para atividades de mergulho. Dutos de coleta Dutos que vem dos poos trazendo os fluidos do reservatrio. Elevao Ato de o fludo ir do reservatrio at a plataforma, por meios naturais ou artificiais. ESDV/SDV Emergence Shut Down Valve / Shut Down Valve. Vlvulas de segurana para fechamento em caso de parada de produo (programada ou no). A primeira a denominao das vlvulas submarinas de gasodutos, podendo ser check valves ou atuadas a partir da plataforma. A segunda so as vlvulas na superfcie para isolamento dos poos/gasoduto/oleoduto. EVTE Estudo de Viabilidade Tcnica e Econmica. FR Fator de Recuperao (em %). o percentual do volume de leo que pode ser recuperado do reservatrio, podendo variar de 20% ou menos, para leos muito pesados ou reservatrios com baixa permeabilidade, at 70% ou mais para campos de leo leve ou gs. Garantia de Escoamento Cincia que estuda os possveis problemas relacionados manuteno do campo produzindo todo o seu potencial. Gasoduto Duto de exportao de gs (para terra ou para outra unidade). GL Gas Lift. Mtodo de elevao artificial que baseia-se na reduo da densidade do fluido que sai do poo. Pode ser Contnuo (GLC) ou Intermitente (GLI). HIPPS High Integrity Pressure Protection System. Sistema de proteo de dutos , com redundncia, contra sobrepresso, evitando, por exemplo, golpe de arete, atravs do fechamento rpido de vlvulas submarinas ou de superfcie. II ndice de Injetividade, dado em m3/hora/Bar. Importao (de fluidos) Recebimento de fluidos (gs ou leo) por parte de uma unidade, seja para armazenamento, produo de energia, tratamento complementar, etc. IP ndice de Produtividade, dado em m3/hora/Bar, sendo esta uma propriedade do reservatrio, que depende de sua permeabilidade, porosidade e da fluidez do hidrocarboneto. A presso que se refere a frmula a disponvel no reservatrio. Isolamento trmico Nos dutos e equipamentos, serve para manter a temperatura de forma que o inevitvel resfriamento no traga conseqncias desagradveis ao projeto. LDA Lmina de gua ou profundidade do ponto em referncia. LSV Lay Supply Vessel. Navio de lanamento de dutos flexveis.

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MCV Mdulo de Conexo Vertical. MOBO Mdulo de Bombeio submarino. Poo falso para alojar uma BCS na vertical. Moon pool Abertura central em embarcao para passagem de equipamentos, dutos, etc. Oleoduto Duto de exportao de leo (para terra ou para outra unidade). OPEX Operational Expenditure. Custo operacional para a manuteno de um projeto em operao. Pig Dispositivo para circulao pelos dutos de servio/gs lift e produo ou exportao, com a finalidade de limpar (remover parafina), carrear fluidos, inspecionar internamente, entre outras funes. Podem ter vrias configuraes. Pig Diverter Vlvula desviadora de pig. Usada em manifolds para orientar o pig pelo caminho que ele deve seguir. Pipe in Pipe (PIP) Duto rgido dentro de outro, sendo o espao anular preenchido por isolamento trmico ou com vcuo. Tem maior eficincia no impedimento de troca trmica, quando comparado com tecnologias convencionais. Tambm conhecido como duto sanduche. PLEM Pipe Line End Manifold. PLET Pipe Line End Termination. RAO1 Response Amplitude Operator. Fator de amplificao dos movimentos de uma unidade flutuante, dada uma excitao (cargas ambientais). RAO2 Razo gua leo. Semelhante ao BSW, porm em m3/m3. Um BSW de 50% d um RAO de 1 m3/m3. RGO Razo Gs leo. Semelhante ao RAO2, porm considerando-se quanto gs separado do leo nas condies de superfcie de Temperatura e Presso (no separador). Tambm dado em m3/m3. RHAS Riser Hbrido Auto-Sustentvel. ROV Remote Opereted Vehicle. Veculo submarino operado remotamente, utilizado para acompanhar operaes submarinas e realizar pequenas tarefas, como atuar em vlvulas, realizar cortes, etc. RSV ROV Supply Vessel. Navio de apoio com ROV. S-BMS Skid para Bomba Multifsica Submarina. Tem a mesma funo do BCS, porm localiza-se sobre o leito marinho. SDV Vide ESDV/SDV. Sistema de coleta Compreende ainda os dutos de servio e/ou gas lift e umbilicais. Apesar do termo parecer contraditrio, engloba os dutos e umbilicais dos poos injetores. Sistema de exportao Dutos e umbilicais que permitem a exportao de fluidos.

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Surgncia Mtodo de elevao natural, onde o leo ou gs saem do poo vencendo o prprio 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 produo e correntes marinhas. TDZ Touch Down Zone. Regio onde o TDP costuma movimentar. Template Espcie de gabarito para a perfurao de poos. TIAC Temperatura de Incio de Aparecimento de Cristais (de parafina), em C. Quanto menor, mais difcil a formao de parafina, portanto, melhor. TMA Taxa Mnima de Atratividade (em %). UEH Umbilical Eletro-Hidrulico. UEP Unidade Estacionria de Produo. So as plataformas ancoradas. UIQ Umbilical de Injeo Qumica. Vo livre Trechos suspensos de dutos rgidos submarinos, que podem estar sujeitos a vibraes ou serem pontos preferenciais para deformao por expanso trmica, situaes que potencializam a fadiga localizada. VIV Vibrao Induzida por Vrtice. Vibrao causada pelo fluxo de fluido (gua do mar) ao redor de estruturas esbeltas (casco de plataformas Spar, risers em geral (dutos e umbilicais) e vos livres no fundo. So crticos para as estruturas rgidas, onde representam cargas importantes para a fadiga. O fluxo causador do VIV pode ser a prpria correnteza ou o movimento relativo do duto, principalmente pelo deslocamento vertical da unidade. VME Valor Monetrio Esperado. a mdia dos VPLs ponderada pela probabilidade de ocorrncia de cada um. VPL Valor Presente Lquido. o valor despendido ou recebido no futuro, trazido para o presente, descontados de uma certa taxa de juros.

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CAPTULO I

INTRODUOO desenvolvimento de um campo de petrleo envolve esforos

multidisciplinares, que vo desde a geologia, at a qumica do petrleo passando pela engenharia de equipamentos e dutos, planejamento e controle da produo, operao, manuteno, entre outras tantas especialidades. E em cada uma destas disciplinas existem riscos que so assumidos ou minimizados pelos inmeros profissionais que compem a equipe que trabalha nos projetos. Estes riscos, bem como a especializao requerida, tm crescido na medida em que os novos desafios andam para guas ainda mais profundas, ou mesmo, para a viabilizao de campos que antes no eram atrativos, seja pelo custo baixo do leo ou pelas enormes dificuldades para sua produo. medida que o consumo deste recurso natural no renovvel cresce e o seu valor sobe, e ainda, associado ao fato de que o leo no mais encontrado to facilmente como outrora, novas tecnologias tornam-se imperativas para a explotao destes campos, trazendo consigo uma gama de possveis solues e a dificuldade para escolher a melhor torna-se evidente, principalmente se considerarmos que muitas destas opes encontram-se em fase embrionria, ou conceitual, sendo requeridos, ainda, vrios estudos para sua consolidao. Paradoxalmente, tambm existe o receio de empregar tecnologias no dominadas, ou que no fazem parte de nossa cultura industrial, o que pode comprometer a escolha por uma alternativa tecnicamente interessante, tendo ainda, como conseqncia a desacelerao do avano tecnolgico. E mesmo quando se tratam de tecnologias conhecidas, o enorme leque de possibilidades pode trazer algum desconforto quanto a ser a melhor escolha, ou no. Quando se inicia o estudo de como pr para produzir um campo de petrleo, normalmente surge uma srie de cenrios, com as mais variadas configuraes, estando a lista aberta a qualquer possibilidade.

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Neste momento, onde nenhuma idia pode ser descartada, pois, por menos provvel que seja, alguma delas pode levar a solues novas e at mesmo revolucionrias, a liberdade total, no que se costuma chamar de brain storm, ou traduzindo literalmente, tempestade mental. Pois nesta avalanche de idias que surgem todas as combinaes de fatores imaginveis e com certeza uma ser escolhida como sendo a melhor soluo. Porm, a dificuldade maior comparar uma srie interminvel de variveis utilizando critrios dos mais subjetivos, tentando trazer para uma base comum, normalmente financeira. E como mensurar caractersticas como risco poltico, de mercado, aplicandoos realidade do projeto? Da mesma forma como pode haver a induo a erros por estimativas baseadas em extrapolaes de situaes que nunca ocorreram pelo ineditismo de algumas solues. Tambm no se pode esquecer da luta por custos cada vez menores, uma vez que a competio no mundo tem sido fundamental para a sobrevivncia em todos os segmentos, o que, muitas vezes, impede a indstria de arriscar. Outro ponto importante a ser considerado a avaliao de impactos causados por mudanas de projeto, o que pode acarretar um verdadeiro Efeito Borboleta, onde os eventos se encadeiam em cascata, podendo levar a conseqncias inimaginveis. Outra grande dvida : o que feito com a experincia, como ela pode auxiliar no futuro para reduzir o risco de se cometer erros? Esta mistura de aspectos tcnicos e gerenciais tende a tornar o processo de deciso uma grande caixa preta, requerendo grandes simplificaes, o que normalmente induz a solues tradicionais, nem sempre ideais para problemas novos. O primeiro Captulo desta dissertao fornece a motivao para sua elaborao. Em seguida apresentado um histrico dos sistemas martimos, importante para situar o projeto no contexto em que ser empregado e no tempo. No Captulo 3 feita uma descrio dos fundamentos quanto s tecnologias

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que se necessita levar em conta no processo de elaborao de um projeto, do ponto de vista das instalaes de superfcie. Alguns itens podem fornecer uma viso apenas superficial sobre os seus respectivos temas, haja vista no se constituam na finalidade deste trabalho. Nestes casos, referncias mais completas esto presentes como sugesto de estudo para o leitor. Tambm so apresentadas as tecnologias consolidadas e em

desenvolvimento, que subsidiaro o levantamento de alternativas para implantao em um projeto offshore. O Sistema Submarino abordado no Captulo 4, aprofundando-se de forma a dar uma noo real dos desafios encontrados no projeto de sistemas de produo martimos, com nfase em guas profundas e ultra-profundas. O Captulo seguinte trata da Avaliao de Riscos envolvidos nestes projetos, sejam tcnicos ou de negcios, apresentando metodologias e ferramentas de anlise qualitativa e quantitativa. Uma explanao sobre o Gerenciamento de Projetos, com seus principais tpicos rapidamente apresentada no Captulo 6. Um Captulo especial se dedica ao assunto Elaborao de um Arranjo Submarino, onde so levantadas todas as premissas necessrias. O Captulo 7 mostra o mtodo usual e o mtodo proposto como alternativa. No final apresentado um estudo de caso, onde se procura aplicar o que demonstrado ao longo do trabalho, com os resultados observados, seguido das concluses. Cabe ressaltar que o mtodo pode ser adaptado a outros casos, servindo inclusive como um roteiro para futuros empreendimentos. A nfase em produo martima se deve proposta de responder a este desafio, que tem se apresentado cada vez mais, nos novos projetos de explorao no Brasil e no mundo.

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Em resumo, a proposta deste estudo o desenvolvimento de ferramentas que auxiliem na tomada de deciso quanto configurao a ser adotada em um sistema martimo de produo de petrleo, ao mesmo tempo em que objetiva criar uma metodologia que automatize o projeto do seu sistema submarino.

1.1

Motivao

O mundo do petrleo envolve investimentos de bilhes de dlares por ano, no Brasil e no exterior. A nossa recm conquistada auto-suficincia, que permite a maior

independncia de importaes, para ser mantida, requer grande esforo por parte das empresas envolvidas neste mercado. Com a manuteno do que se produz hoje, sem novos projetos, a curva da produo de petrleo no Brasil cairia, de aproximadamente 1,7 milhes para 570 mil bpd, em 2011, ou seja, trata-se do equivalente parada de produo de uma plataforma de 150 000 barris/dia, por ano. Considerando-se que o consumo deve aumentar, este esforo deve ser ainda maior. A Figura I.1 mostra um grfico onde pode ser vista a produo diria mdia, no ano de 2005 e a perspectiva de produo em 2011, comparando, ainda com a produo em queda das plataformas atualmente instaladas.

Figura I.1 Previso de produo para 2011 (fonte: Petrobras).

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Outro ponto importante a evoluo dos custos, diretamente atrelados ao preo do petrleo, que subiu muito acima da inflao nos ltimos anos. A Figura I.2 mostra uma comparao entre a evoluo dos custos envolvidos na Explorao e Produo de petrleo e a do preo do barril, demonstrando o desafio que o desenvolvimento de novas tecnologias a preos competitivos.

Figura I.2 Evoluo dos custos da produo, comparados ao Brent (fonte: Petrobras). A expectativa de investimentos da Petrobras, no Brasil e no exterior, para esta rea, entre os anos de 2007 e 2011 est previsto em US$ 49,3 bilhes.

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CAPTULO II

HISTRICOOs primeiros campos martimos, como no podiam deixar de ser, se encontravam em Lminas de gua (LDA) rasas. O desafio de realizar a perfurao de poos sob uma coluna de gua algo que intuitivamente nos leva a pensar em problemas, sejam eles de carter ambiental ou tcnico. O simples uso de equipamentos desenvolvidos para uso em terra no demonstrou qualquer eficincia, seja pelos problemas relacionados sua instalao, seja pela dispendiosa operao e manuteno. Sem muito esforo, possvel imaginar a dificuldade em se atuar, por exemplo, uma vlvula manual no fundo do mar, atravs da interveno de mergulhadores, sem contar a presena de presso externa bem maior que a atmosfrica exigindo mais dos componentes, aliado a isso o aumento na probabilidade de se observar danos devidos corroso.

2.1

Plataformas Fixas

O primeiro desafio a ser vencido foi a execuo da perfurao, aps 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 cenrio surgiram as primeiras plataformas martimas fixas, que consistiam em uma estrutura tubular treliada, conhecida como jaqueta, fixada no fundo do mar atravs de fundaes realizadas com estacas. Sobre esta estrutura, acima da linha da gua, era instalada uma planta de processo, visto que o leo produzido precisa ser tratado para permitir maior eficincia no seu transporte at a refinaria, de onde sairo os derivados, de maior valor agregado. Estas primeiras unidades de produo contavam com completao seca, j que utilizavam rvores de Natal idnticas s usadas em terra. Possuam, desta forma, uma srie de poos, perfurados diretamente abaixo de sua estrutura, guiados atravs de uma estrutura chamada template, sendo que elas mesmas tinham as facilidades para executar a perfurao, por meio de Sondas Modulares

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(SMs). Esta flexibilidade no se traduz necessariamente em vantagem, pois a interligao dos poos torna-se lenta, em relao possibilidade de se perfurar poos previamente, dilatando o seu cronograma de instalao. A Figura II.1 mostra uma plataforma fixa tpica, enfatizando o template, que a estrutura que guia o riser de perfurao, localizado abaixo da plataforma, bem como algumas das partes j descritas.

Figura II.1 Desenho de uma plataforma fixa de produo. As Figuras a seguir mostram a operao de instalao de uma plataforma fixa. A Figura II.2 mostra a jaqueta, previamente fabricada em um estaleiro, levada por uma balsa at o ponto onde ser instalada. Mostra tambm o seu tombamento e posicionamento na vertical, com auxlio de uma embarcao com guindaste.

Figura II.2 Operao de lanamento da estrutura inferior da plataforma fixa. A Figura II.3 mostra o cravamento de uma das quatro estacas de uma jaqueta, atravs de uma ferramenta percussiva, podendo esta, ser de impacto ou vibratria.

Figura II.3 Cravamento das estacas de uma jaqueta.

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A Figura II.4 mostra o posicionamento da planta de produo sobre a jaqueta j fixada, atravs 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 a capacidade do guindaste responsvel pela sua montagem. Esta capacidade pode passar de 7000 toneladas, o que pouco se comparado com o peso da planta que se pode instalar sobre outros tipos de plataforma. Uma forma de reduzir esta dificuldade a construo da planta de produo em mdulos, recurso tambm utilizado para outros tipos de plataformas. As plataformas fixas ainda so a melhor opo para baixas LDAs e onde no se requerem grandes plantas de processo, em funo dos custos relativamente baixos em relao a outras configuraes de plataformas. Como exemplo, pode ser citada a Plataforma de Rebombeio Autnoma (PRA-1), a ser instalada em 2007 e que dever rebombear o leo produzido pelos Campos de Roncador, Marlim Leste e Marlim Sul, da Bacia de Campos. Ela estar localizada em LDA de 106 m.

Quando de sua desmobilizao, conforme recomenda a IMO [1], as plataformas fixas devem ter sua planta de processo recolhida em processo inverso ao de sua instalao, aps a qual deve seguir a retirada da estrutura submersa. Alternativamente a esta segunda parte, 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 gua, para que esta no represente um obstculo navegao, podendo vir a formar um recife artificial, estimulando a aglomerao de vida marinha, como demonstrado por MAURO [2].

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Neste caso, ser necessria a sinalizao do local e registro deste como um obstculo de fundo. A Petrobras criou o Sistema de Gerenciamento de Obstculos (SGO), que um banco de dados que identifica todas as singularidades que ocorrem no mar, na costa brasileira, incluindo poos, dutos e equipamentos, plataformas instaladas, zonas de coral conhecidas, entre outros. Consta tambm a batimetria, que so as curvas de nvel do solo marinho. A utilizao deste sistema 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 so dutos flexveis e as vermelhas, rgidos. As linhas azuis (fracas) determinam a batimetria, a cada 10 metros. O banco de dados inclui informaes sobre os dutos e equipamentos, bastando selecionar o obstculo desejado, para acess-las.

Figura II.5 Tela do SGO. Quanto aos problemas que podem representar riscos operao desta configurao de plataforma, podem ser observados os listados abaixo: Colapso da tubulao que compe a jaqueta Como as cargas que esta estrutura tem que suportar so bastante grandes, utilizam-se tubos de grande dimetro, o que faz com que estes estejam mais suscetveis a danos devido diferena de presso interna e externa aos tubos. A presena de ar (a presso atmosfrica) confinado no interior da estrutura serve para evitar a corroso interna destas partes cilndricas. A falha por colapso j foi observada em plataformas brasileiras, e tem como conseqncia a reduo da capacidade de carga da estrutura, devido mudana de geometria dos seus elementos. O seu projeto deve prever este tipo de solicitao; Corroso externa Geralmente a jaqueta no pintada, devido ao risco

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de danos pintura durante o lanamento, o que pode potencializar a corroso na parte onde o ao ficar exposto. Desta forma, visando minimizar a ocorrncia de oxidao durante a vida til da plataforma, a soluo que se adota a proteo catdica atravs de anodos de sacrifcio de Alumnio, material amplamente utilizado para aplicaes martimas. Caso ocorra, a corroso reduz a resistncia mecnica da estrutura, devido reduo de espessura dos tubos. A massa de anodos dever ser calculada para proteger a estrutura, devendo haver inspeo peridica por mergulhadores, a fim de se avaliar o consumo dos anodos, proceder a medio do potencial galvnico e a possvel soldagem de mais destes componentes, caso necessrio. Os tpicos de corroso e proteo catdica no so abordados de forma aprofundada nesta dissertao, sugerindo-se consulta aos autores GENTIL [4] e DUTRA [5], respectivamente; Incndio e exploso Como toda planta industrial onde circulam hidrocarbonetos, estas plataformas apresentam grandes necessidades de cuidados para sua operao segura. Como casos clssicos de acidentes citados na literatura, tm-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 incndio em Piper Alfa.

Choques de embarcaes/helicptero Risco baixo, pois a plataforma no se move, porm, no deve-se desconsiderar este risco, visto que diariamente pode receber pessoal e mantimentos/insumos, atravs de aeronaves, rebocadores, lanchas e outros;

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Queda de material transportado por guindastes Esta pode se dar por ruptura de cabos ou ganchos, panes em sistemas hidrulicos, excesso de carga ou de momentos (pelo uso de inclinao inadequada da lana), utilizao de velocidades acima do admissvel. Unidades flutuantes que possuem movimentos tendem a agravar este risco, pois as cargas dinmicas contribuem de forma importante, principalmente no choque entre carga e planta ou trabalhadores.

So limitaes comuns deste tipo de Unidade: Lmina de gua de at 300 m para jaquetas convencionais, sendo que no Brasil no passam de 200 m. Podem ultrapassar os 400 m, como ocorre no Golfo do Mxico, porm os custos da estrutura e de sua instalao so muito maiores. Nestes casos, podem requerer estaiamento da estrutura, devido sua elevada esbeltez, estando sucetvel a flambagem, pelo peso da estrutura e planta de processo, e fadiga gerada por momentos na base, em funo das correntes. FRANCO [6] faz uma descrio deste tipo de estrutura; No permitem armazenamento do petrleo produzido; Capacidade da planta limitada devido ao pouco espao e capacidade de carga, j tendo sido observada a construo de extenses em pequenas jaquetas anexas. Finalmente, podem-se citar outras caractersticas: Permitem completao seca e molhada; So relativamente baratas (fabricao, instalao e operao), sendo as preferidas para baixas LDAs; Podem perfurar poos verticais e direcionais sobre as acumulaes, tendo alcance limitado; Possuem acomodaes para pessoal da operao, apesar de que algumas tm sido projetadas para o trabalho desabitado (autnomo); Seus movimentos so mnimos (vibrao).

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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 tambm esto presentes no litoral do Esprito Santo, So Paulo e Paran.

2.2

Plataformas Submersveis de Perfurao

Como a fabricao e instalao de uma plataforma fixa j eram bastante dispendiosas, e como havia risco de a perfurao no ter sucesso, pois nada garantia que o subsolo, naquele ponto, contivesse petrleo, foi necessrio encontrar uma soluo para a perfurao preliminar (exploratria), com posterior instalao de jaqueta, em caso de sucesso. Neste caso, as jaquetas continuariam com a perfurao direcional, com maior segurana do investimento e tempo empregados. Nesta oportunidade surgiram as plataformas submersveis. Sua filosofia de atuao era ser rebocada at o ponto onde se desejava perfurar e lastre-la at que tocasse no fundo, ficando, ento, apoiada no solo. Eram limitadas a regies com inclinaes prximas de zero, pouco acidentadas, com guas calmas, em baixssimas profundidades, pelo fato de no possurem regulagens. Por tudo isto, foram muito pouco utilizadas.

2.3

Plataformas Auto-Elevatrias

Uma outra concepo que surgiu, na tentativa de permitir a perfurao prvia em locais mais difceis foram as plataformas Auto-elavveis ou Auto-elevatrias, tambm conhecidas por PAs ou Jack-ups. Estas tratavam-se de balsas com 3 ou 4 pernas que podiam ser recolhidas para navegao e ajustadas profundidade onde iriam perfurar, de forma a suspender a balsa, como um elevador, at o ponto onde esta no sofresse a ao das ondas. Sua principal limitao a capacidade em termos de LDA, podendo perfurar desde os 5 m, mas no ultrapassando os 130 m, limite este dado pelo comprimento de suas pernas.

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Podem possuir propulso prpria ou no (neste caso, so rebocadas). Para a navegao, podem ter seces 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-elevvel. A utilizao desta estratgia de antecipao da perfurao, entre outras coisas, estimulou o desenvolvimento de equipamentos como a rvore de Natal Molhada (ANM), visto que os poos poderiam no mais estar localizados sob a plataforma produtora, mas sim em um local mais conveniente, com menores comprimentos perfurados, tendo suas cabeas espalhadas pelo Campo, posicionadas sobre o leito marinho.

2.4

Os Primeiros Equipamentos Submarinos

As primeiras concepes de ANMs utilizavam rvores de natal terrestres encapsuladas em cmaras atmosfricas. Da mesma forma surgiram os primeiros manifolds submarinos (tambm atmosfricos). A Figura II.8 e a Figura II.9 mostram, respectivamente, algumas destas ANMs e o manifold de produo que foram instalados em 1979, no campo de Garoupa em LDAs de aproximadamente 115 a 250 m.

Figura II.8 ANM atmosfrica.

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Figura II.9 Manifold submarino de produo atmosfrico. Estes equipamentos apresentavam necessidade de manuteno com uma certa freqncia, o que complicava a sua operao, visto que esta atividade era muito pouco amigvel, com a descida de operadores em um sino atmosfrico que era conectado cmara submarina, onde a pessoa entrava para realizar seu trabalho. Os riscos envolvidos eram bastante grandes, com histrico de trabalhadores que ficaram presos por um tempo fora do previsto, em funo de dificuldades na desconexo do equipamento. A Figura II.10 ilustra a operao de interveno numa destas primeiras ANMs.

Figura II.10 Interveno tpica em um equipamento submarino atmosfrico. O estgio atual do desenvolvimento dos equipamentos citados acima, entre outros, descrito no item 4.2 desta dissertao.

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2.5

Plataformas Semi-Submersveis

A evoluo natural para as operaes de perfurao foi o uso de plataformas Semi-Submersveis (SS) como sondas. Estas plataformas tm como caractersticas a construo sobre colunas apoiadas em cascos submarinos ou flutuadores, conhecidos como pontoons. Tem geometria quadrada e podem ser ancoradas ou possuir Posicionamento Dinmico (DP). Essa primeira configurao limitada a baixas LDAs (em torno de 500 m). A segunda permite a perfurao/completao em grandes profundidades (at em torno de 3000 m). Esta diferena se deve a alguns fatores, como, por exemplo, o peso das amarras de ancoragem, as dificuldades observadas na operao de sua instalao e o alto potencial de interferncia destas com equipamentos de fundo. A Figura II.11 mostra uma sonda Semi-submersvel.

Figura II.11 Plataforma Semi-submersvel de perfurao. A origem da utilizao de plataformas SS para produo se deu com a adaptao de uma planta de processo em uma sonda de perfurao. Este fato foi estimulado pela necessidade antecipar a produo de ento novas descobertas, no que foram chamados de Sistemas de Produo Flutuantes (SPF). Com a descoberta de campos de petrleo em profundidades ainda maiores, esta seria uma providncia fundamental para viabilizar sua produo. Um histrico da evoluo das plataformas semi-submersveis mostrada por LIM [7]. Ao contrrio das sondas Semi-Submersveis, que, em geral, apresentam posicionamento dinmico, as SSs de produo so normalmente ancoradas, visto

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que uma possvel perda de posio poderia ter conseqncias muito mais impactantes. A perda de posio pode se dever a quedas na gerao eltrica (black outs) ou perda do sinal do satlite, muitas vezes por ocorrncias atmosfricas. A sonda de perfurao tem recursos que minimizam os efeitos, caso isto ocorra, com a desconexo de ferramentas ou o corte do DPR (Drill Pipe Riser). A unidade de produo no tem esta facilidade, j tendo sido tentada uma tecnologia chamada QCDC (Quick Conection and Disconection), mas que foi abandonada pela ocorrncia de desconexes acidentais, trazendo mais problemas do que solues. As plataformas produtoras Semi-Submersveis possuem maior capacidade de processamento que as plataformas fixas, podendo ser instaladas em LDA de at 2000 m, mas a exemplo destas, tambm no possuem capacidade de armazenamento, precisando, portanto, escoar o leo produzido para um navio tanque ou navio cisterna (FSO) ou atravs de oleodutos at o continente ou algum terminal martimo. Em geral o modal de transporte do leo via oleoduto, apesar do alto investimento inicial, oferece vantagens a longo prazo em relao ao FSO, o que deve ser estudado atravs de uma anlise econmica. As plataformas Semi-submersveis possuem movimentos baixos, e permitem a antecipao da produo. Estas trabalham com completao molhada, ou seja, com rvore de natal no fundo do mar (ANM). Uma explanao mais aprofundada acerca dos movimentos observados em uma embarcao mostrada no item 3.3. Apesar de a maioria destas plataformas ter sido adaptada a partir de sondas de perfurao, as atuais so construdas a partir de um projeto prprio 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 at 180 mil BPD. Quanto instalao, estas plataformas so rebocadas (visto que a grande maioria no possui propulso prpria) at a locao, onde so ancoradas. A depender do porte e da LDA, estas unidades podem receber de 2 a 4 linhas de ancoragem por vrtice, totalizando at 16 ncoras.

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Na sua desmobilizao, tudo o que estiver pendurado nestas unidades dever ser desconectado, aps o que, as linhas de ancoragem so desconectadas e recolhidas, podendo-se ou no recolher tambm as ncoras. Esta deciso segue critrios tcnicos e econmicos. Como principais riscos observados nesta configurao, podem-se citar: Corroso Corroso do casco, necessitando inspeo peridica. O casco pintado com tinta especial para no permitir a agregao de cracas. Para mitigar a corroso feito o uso de proteo catdica, preferencialmente atravs de anodos de sacrifcio, mas existindo, tambm, o uso de corrente impressa; Incndio e exploso Semelhante ao j citado na jaqueta; Choques com embarcaes ou aeronaves Estas plataformas possuem movimentos, o que aumenta o risco. Esto sujeitas, tambm, a choques com embarcaes de lanamento de linhas; Queda de material Semelhante jaqueta, com o agravante dos movimentos; Bolha de gs Vazamento de gs pressurizado de dutos submersos pode comprometer a estabilidade e flutuabilidade da embarcao, visto que pode baixar a densidade da gua sob a plataforma; Adernamento Inclinao excessiva por desbalano de peso na plataforma, causado por alagamento acidental de compartimentos, devido a transferncia 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 incndio, exploso, coliso com embarcao, adernamento excessivo ou combinao destes, entre outros; Rompimento de linha de ancoragem Pode ser provocado por choque desta com barco ou duto sendo lanado, cargas ambientais extremas, desgaste com o tempo, erro de projeto ou outros.

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2.6

Navios Sonda

As sondas de perfurao tambm foram adaptadas para navios, sendo estes, caracterizados por uma torre e moon pool centrais, possuindo todas as facilidades para viabilizar as operaes a que se destinam. A Figura II.12 mostra um Navio Sonda.

Figura II.12 Foto de um Navio Sonda de perfurao.

2.7

Navios Plataforma

Paralelamente ao desenvolvimento das SSs como plataformas de produo, situa-se a evoluo dos FPSOs (Floating Production Storage and Offload ou Unidade Flutuante de Produo, Armazenamento e Descarga) e dos FSOs (Floating Storage and Offload), que diferenciam-se desses primeiros, pelo fato de no produzirem, nem processarem o leo, apenas armazenando-o. H casos de FPSOs que s processam ou reprocessam o leo produzido por outra unidade produtora que no tem condies de enquadr-lo na especificao desejada. Estas plataformas surgiram a partir da converso de antigos navios petroleiros, com alta capacidade de carga, j obsoletos para o servio de transporte de petrleo, conhecidos como VLCCs 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 provisrio que precedeu a instalao da jaqueta naquele Campo [8].

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A configurao completa do sistema pode ser vista na Figura II.13, onde tambm so apresentados as ANMs e o manifold (citados anteriormente), interligados entre si, e a interligao deste torre: tudo atravs de dutos.

Figura II.13 Desenho do P. P. Moraes em Garoupa com sistema submarino. O sistema de fixao utilizado era uma torre presa ao solo marinho, em LDA de aproximadamente 100 m, por onde flua o leo produzido pelos poos. Havia uma segunda torre para o escoamento do leo produzido, atravs de navios petroleiros que ali atracavam, para a atividade de offloading (descarga). Chamavam-se, Carregamento. A conexo ao navio se dava atravs de um swivel, que permitia que este girasse em torno da torre, sempre se alinhando com as condies ambientais, procurando uma situao mais confortvel, de modo que os movimentos sejam minimizados. O swivel uma espcie de rolamento que permite que fluidos passem da parte mvel 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 configurao no teve sucesso devido sua suscetibilidade fadiga, que foi demonstrada na ruptura havida na base desta estrutura, em 1981. Durante sua evoluo, esta configurao passou por uma fixao 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 embarcao, para a qual convergem as linhas de ancoragem e os dutos de interligam os poos ou manifolds plataforma. respectivamente, Torre de Processamento e Torre de

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O turret, fixado ao solo atravs de linhas de ancoragem, possui, alm do swivel, um conjunto de enormes rolamentos que permitem o movimento relativo (giro) de forma similar ao observado na antiga torre. No se observa o risco de ruptura da fixao deste tipo de embarcao pelas cargas alternadas devido aos movimentos da embarcao, conforme se observou na torre, pois esta ancoragem no se trata de uma estrutura rgida. A Figura II.14 mostra um turret interno, evoluo da estrutura com swivel externo ao casco, e configurao esta, mais comum utilizada em FPSOs no Brasil. Esta trajetria registrada por RONALDS [9].

Figura II.14 Estrutura do turret em corte. Alm dos FPSOs com turret interno, outro sistema de ancoragem observado nas instalaes brasileiras, nos dias de hoje, o Spread Mooring. No sistema Spread Mooring ou de ncoras espalhadas, o navio fica preso ao fundo marinho atravs de linhas de ancoragem localizadas em sua proa e popa (frente e trs, respectivamente). De maneira geral, os movimentos tendem a ser piores que os do sistema turret, porm, em funo das linhas ficarem a uma distncia menor do centro de gravidade da plataforma, o esforo sofrido pelos dutos tende a ser menor. Um caso particular do sistema Spread Mooring (SMS) o DICAS (Differential Compliant Anchoring System Sistema de Ancoragem com Complacncia Diferencial), que permite um certo alinhamento do navio com as condies ambientais, reduzindo os movimentos e mantendo as vantagens do SMS.

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Estes sistemas costumam possuir entre 18 e 20 linhas de ancoragem. O sistema tipo turret, geralmente, utiliza 3 jogos de 3 linhas de ancoragem simtricos. A Figura II.15 mostra a configurao de cada um destes tipos de ancoragem e respectivas configuraes de dutos de coleta da produo e exportao.

Figura II.15 Desenhos ilustrando os sistemas turret e spread mooring. A crescente demanda por FPSOs e FSOs deveu-se, em grande parte, ao fato destes grandes navios tornaram-se mais atrativos para esta utilizao, visto que muitos tiveram sua aposentadoria antecipada, a partir das mudanas ocorridas na legislao internacional, o que acabou derrubando os preos. Estas mudanas versam principalmente sobre a necessidade do uso de casco duplo (maior segurana) 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 esforos do que aqueles que sentia enquanto navegava. A converso de um petroleiro em plataforma comea com a avaliao da integridade do casco, partes estruturais e do convs. Chapas so soldadas onde a espessura no est dentro da faixa admissvel. So feitos reforos na estrutura para acomodar as plantas de processo e os tanques so aproveitados para a armazenagem do leo produzido e tratado. O maquinrio de propulso removido para aumentar a capacidade de estocar leo e minimizar o peso. Isto se deve ao fato de que a unidade ficar muito tempo parada em um lugar s, e os equipamentos, desnecessrios, precisariam de manuteno constante. Estas unidades so conduzidas at suas locaes

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atravs de reboque, havendo poucas excees, geralmente em unidades afretadas, devido ao fato de que podem migrar de um campo para outro em outro continente, ou com certa freqncia dentro de uma mesma regio. A converso das sondas SS e petroleiros em unidades de produo se d em estaleiros que possuem dique seco. Alguns destes podem lanar cascos novos sem uso deste recurso. A instalao dos mdulos de sua planta de processo pode se dar com os mesmos dentro da gua. No Brasil, atualmente, est em construo o primeiro dique seco com capacidade para atender as necessidades da indstria do petrleo, desenvolvimento este, encomendado para a execuo das prximas UEPs dentro do territrio nacional. Os FPSOs possuem grande capacidade de processamento, em funo das suas grandes dimenses (convs ocupando quase todos seus aproximadamente 310 m de comprimento, por 55 m de largura) e, conseqentemente, rea livre para a instalao de mdulos de processo, alm de grande capacidade de receber peso, devido a sua alta flutuabilidade. Para se ter uma idia comparativa, as maiores SSs tem aproximadamente 80 m x 80 m. Sua capacidade de armazenamento pode chegar a 1,6 milhes de barris (255 mil m3), ou o suficiente para manter uma produo 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 longilnea, que conferem grandes amplitudes de respostas s ondas, principalmente no movimento de roll. O pitch, menos acentuado, mais sentido nas extremidades da embarcao, o que confere verso com turret maior severidade de movimentos para os risers (ver item 3.3). Quando os tanques deste tipo de unidade esto prximos do limite mximo de preenchimento, efetuada a atividade de descarga para petroleiros ou Navios Aliviadores. Estes, normalmente utilizam facilidades de posicionamento dinmico, sendo que o FPSO (se possuir ancoragem em turret) ser mantido na posio por rebocadores, impedindo que mudanas de corrente ou vento faam a plataforma girar, acarretando em risco de coliso entre estes navios. A descarga feita atravs de um mangote, que um duto flexvel flutuante que interliga as duas embarcaes. O mangote, normalmente fica residente no

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FPSO (ou FSO, quando for o caso). Quando a UEP possuir ancoragem Spread Mooring, o alvio poder ser feito em tandem, onde as embarcaes ficam lado a lado. A Figura II.16 mostra uma operao de offloading.

Navio

FSO

Mangote

Figura II.16 Operao de descarga ou alvio. Estas unidades contam com um sistema de bombeio que trabalha com baixa presso e alta vazo, a fim de que o que foi produzido ao longo de duas ou mais semanas seja descarregado em 24 h. Esta descarga tambm poder se dar atravs de uma monobia, que visa facilitar a atracao dos navios aliviadores, servindo ainda como ponto de ancoragem, para aqueles navios que no contam com sistema DP. Como as SSs, estas UEPs permitem antecipao da produo, consistindo em grande vantagem, alm de tambm s permitirem completao molhada. Os requisitos de instalao e desinstalao, bem como os principais riscos vivenciados so muito semelhantes com os das SSs, lembrando que alguns podem ser agravados pelas maiores dimenses (maior rea exposta) e pela grande quantidade de leo que pode estar armazenado, resultando em um possvel impacto ambiental bem mais severo. O projeto de ancoragem dado pelos carregamentos ambientais e os gerados pelos prprios dutos, sendo melhor detalhado no Captulo III. O limite tecnolgico para aplicao deste tipo de unidade a LDA de 1500 m. O Brasil o pas com o maior nmero de FPSOs instalados no mundo. Suas capacidades de produo podem ir at os 200 mil BPD.

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2.8

Tension Leg Platforms (TLP)

Algumas configuraes que foram desenvolvidas em paralelo com as SSs e dos FPSOs, mas que ainda no se observam no Brasil so a Spar Buoy e a TLP (Tension Leg Plataform). O principal motivo para a no utilizao destas tecnologias o alto custo destas configuraes em comparao com os tipos de plataformas que as precederam. Sua importncia deve-se ao fato de que elas so adequadas para situaes em que as convencionais no so indicadas, principalmente no que diz respeito aos movimentos, muito menores, item importantssimo se se quer atingir LDA ultraprofundas. A TLP, ou Plataforma de Pernas Tensionadas, na maioria das vezes, em uma primeira anlise, se assemelha muito a uma SS, possuindo um flutuador quadrado. Tambm pode possuir um flutuador triangular ou em forma de estrela de trs pontas (mini-TLPs). Sua principal caracterstica seu sistema de ancoragem, composto por tendes tubulares verticais que permitem movimentos muito menores do que as suas antecessoras. Isto permite o uso de risers verticais e completao seca, como nas fixas, diferindo no fato de que a TLP permite produo em LDA de at 2500 m. As demais limitaes, porm, tambm so semelhantes s das fixas: Perfurao direcional limitada rea onde se encontram e cronograma de interligao elstico, dependendo da perfurao dos poos, operao com durao elevada se comparada com a conexo de dutos de poos satlites. A Figura II.17 mostra algumas configuraes de plataformas do tipo TLP.

Figura II.17 Diferentes configuraes de TLPs.

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Seu custo bem mais elevado, com grande contribuio da fixao do sistema de ancoragem. Este tipo de unidade precisa ter um empuxo bastante elevado de forma que os tendes estejam sempre tracionados (caso contrrio, estes poderiam sofrer danos por flambagem prxima ao solo, alm de perder sua vantagem quanto aos movimentos reduzidos). Em funo disto a capacidade de carga para plantas de grande capacidade pode ficar comprometida, se se somar o peso representado pelo grande nmero de risers necessrios. O heave, significativo nas configuraes concorrentes, quase zero na TLP, ocorrendo to somente em funo do deslocamento pelas correntes ao longo dos eixos horizontais (deriva e avano). Como a corrente pode ser considerada como uma carga quase esttica, percebe-se uma situao bastante favorvel ao duto vertical, principalmente no que diz respeito fadiga, principal inviabilizadora de projetos em LDAs ultraprofundas. O roll e o pitch tambm so mnimos, visto que as pernas verticais restringem bastante estes movimentos. O yaw tem maior relevncia nesta configurao, em relao s outras, visto que a resistncia a este movimento menor no caso das TLPs, tendo pouco efeito nas outras configuraes (nenhum efeito para os dutos na configurao turret, pois este funciona como uma articulao). No Brasil j se estudou o uso desta tecnologia, porm a falta de experincia e de ferramentas que permitissem avaliar o risco tcnico e de negcio (comercial) tem levado as decises para as configuraes conhecidas, o que acarreta outros problemas, como a convivncia com outras limitaes. No mundo existem muitas TLPs instaladas, sendo a maioria destas, no Golfo do Mxico. No Brasil ainda no existe nenhuma plataforma com esta configurao, mas alguns projetos j contemplam esta possibilidade. Uma variante da TLP a TLWP (Tension Leg Wellhead Platform), onde a plataforma no processa o leo, apenas recebendo o leo produzido, com posterior transferncia para uma unidade de processamento, que pode ser, inclusive, uma TLP. Em relao aos problemas que foram relatados anteriomente, esta configurao apresenta riscos semelhantes (tratando apenas da UEP), quanto corroso, incndios, bolha de gs, queda de material e afundamento. O risco de

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choque pode ser menor pelo seu menor deslocamento, assim como o adernamento mais difcil pela alta flutuabilidade. Porm, o rompimento de um tendo de ancoragem pode ser catastrfico para a plataforma. A instalao deste tipo de unidade relativamente mais complexa e mais cara que as anteriores, devido s suas peculiaridades. Desde os tendes at a fixao destes no solo marinho, at o procedimento de tensionamento dos mesmos. Como nas outras citadas, podem-se interligar poos previamente perfurados, porm com esta antecipao, abre-se mo da vantagem da completao seca.

2.9

Spar Buoy

A Spar (mastro, em ingls) trata-se de uma plataforma composta por um grande cilindro flutuante sobre o qual apoiada a planta de processo. Este tubulo, que pode chegar em torno de 300 metros de comprimento, podendo ser ancorado verticalmente (como no caso da TLP) ou com as ncoras espalhadas. Em funo de seus movimentos reduzidos, permite risers verticais e completao seca, com todas as vantagens e desvantagens acarretadas por este fato. classificada em geraes, onde tem evoludo para o uso de um nmero maior de cilindros de menor dimetro, o que diminui peso (acarretando economia de material, pelas espessuras menores, alm de maior flutuabilidade) e permite maior manutenibilidade e facilidade de fabricao e instalao (seus garagalos em termos de custos e riscos). Tem-se tentado possibilitar algum armazenamento, ainda que pequeno. Como as SSs e TLPs, necessitam de meios auxiliares para armazenamento do leo produzido ou oleoduto. A Figura II.18 ilustra uma das formas de instalao de uma Spar, iniciando pela navegao rebocada do flutuador, verticalizao, instalao das linhas de ancoragem e finalmente instalao da planta, por lift (conforme mostra a Figura). Outra forma utilizada atravs do lastreamento da coluna e elevao quando do posicionamento da planta, em balsa prpria, sobre o flutuador.

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Figura II.18 Instalao de uma Spar. A vantagem da completao seca se d em relao aos custos de intervenes no poo, muito menos dispendiosas, por no depender de sondas flutuantes, muitas vezes caras e indisponveis. Todas as plataformas necessitam de gasoduto para exportar seu gs, caso contrrio tero de queim-lo. Existem alguns estudos, sugerindo o uso de FSOs como armazenadores de gs natural e posterior descarga para navios transportadores de LGN (Lquido de Gs Natural). Muitas outras configuraes tem sido idealizadas, porm, apenas algumas so desenvolvidas.

2.10 Projetos de Plataformas em DesenvolvimentoAlguns FPSOs, atualmente, tm sido construdos 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 FPSOs convertidos no foram projetados com esta preocupao, visto que seu antigo objetivo exigia um formato hidrodinamicamente favorvel navegao. A Figura II.19 mostra o casco de um FPSO BR.

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Figura II.19 FPSO BR (patente Petrobras). Outro projeto desenvolvido pelo CENPES (Centro de Pesquisas da Petrobras) o Mono BR (ou Semi BR). Esta plataforma tem geometria semelhante a uma plataforma semisubmersvel, tendo sido idealizado para minimizar os movimentos da plataforma, como forma de viabilizar, com a utilizao de tecnologia prpria, a produo 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 compensao de esforos, reduzindo desta forma os movimentos da unidade. A Figura II.20 mostra a configuraes 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).

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Figura II.21 Princpio de funcionamento do Mono BR. Outro exemplo de configurao alternativa o FPSO com casco redondo, a ser instalado no Campo de Piranema, no estado de Sergipe, em LDA de 1090 m. Esta configurao procura aliar os baixos movimentos que a sua geometria confere, com a capacidade de armazenamento. Como o casco cilndrico tem limitaes de dimetro, 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 esto vazias ou para alterar o centro de gravidade conforme a convenincia. Nada mais so do que tanques que recebem gua do mar ou so esvaziados para atender sua funo (aumentando ou reduzindo, respectivamente, o peso da UEP). Uma possibilidade para a viabilizao da explotao de campos com pequena reserva ou a necessidade de atendimento de prazos curtos de implementao o afretamento de unidades. Geralmente estes contratos levam de 5 a 10 anos, contra a mdia de 25 anos utilizado para os campos de maior porte.

No Apndice A, mostrada uma tabela com dados adicionais resumidos, enfatizando as vantagens e desvantagens, principais caractersticas, limitaes e aplicaes das configuraes de plataformas apresentadas neste texto.

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CAPTULO III

COMPONENTES DO SISTEMA DE SUPERFCIE

3.1

Sistemas de Ancoragem

O sistema de ancoragem de uma UEP (Unidade Estacionria de Produo) tem por objetivo, manter a posio desta, minimizando seu offset, ou mantendo este dentro de limites admissveis. Pode apresentar diferentes configuraes conforme explanao vista nos itens abaixo. Entende-se offset pelo deslocamento da plataforma de sua posio neutra (mean), estando normalmente limitado a um valor entre 5 e 10 % da LDA. Outras duas definies importantes so a de far e near, respectivamente a posio onde a embarcao se encontra com o mximo e o mnimo afastamento de um ponto de referncia. interessante lembrar que, ao se afastar de um ponto, a plataforma estar se aproximando de outro ponto a 180, sendo a definio relativa ao ponto de interesse.

3.1.1 Em CatenriaPrimeiramente, convm dar a definio de catenria, que a curva formada por um cabo flexvel suspenso por dois pontos, como por exemplo os cabos de alta tenso entre dois postes. Esta geometria tambm observada em estruturas de elevada esbeltez, que acabam tendo seu comportamento aproximado de um cabo. A equao da catenria pode ser deduzida pela decomposio dos vetores da tenso sofrida pelo cabo, em funo do peso prprio e da deformao observada. A Figura III.1 mostra a decomposio vetorial que auxilia na deduo da equao da catenria.

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TH = T cos = T0 = C te

TV = T sen = Psx= Ps T0 senh 1 T P 0

1

NGULO DE TOPO

T+dT d ds

s=

Px T0 senh T P 0 Px cosh 1 T 0 T

T y= 0 P

Pds

= 0, 0Figura III.1 Equao e geometria da catenria. A Figura III.2 (obtida atravs do software de anlise de risers Anflex) [10] ilustra a configurao da catenria nas situaes neutra, near e far, devendo ser enfatizada a conseqente alterao nos respectivos ngulos de topo e comprimentos suspensos, tendo como conseqncia variaes na trao no topo e possibilidade de compresso no fundo, o que pode gerar a flambagem lateral ou radial (bird cage) das armaduras de trao. Notar que a curvatura sensivelmente afetada e que o TDP anda no sentido oposto ao movimento da plataforma.NGULOS DE TOPO FAR7.99

856

756 656

NEAR

556

456

356

256

TDP90.00

156

56

-123

77

277

477

677

877

Figura III.2 Geometria da catenria nas situaes neutra, far e near. O sistema de ancoragem em catenria composto por linhas de ancoragem compostas geralmente por amarras. Amarras so o conjunto de elos formando uma corrente, conforme mostrado na Figura III.5. Estas amarras permitem a restaurao da posio da plataforma pelo seu peso prprio, ou seja, medida em que as cargas ambientais de onda, corrente e vento, combinadas, tendem a afastar

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a unidade de sua posio de equilbrio, a geometria das catenrias sobre uma mudana: no lado para onde a plataforma se deslocou (deriva e avano somados) a catenria tender a se assentar no solo marinho, enquanto que no lado oposto a catenria tender a ser suspendida. Este fato gerar uma diminuio da trao pelo menor comprimento suspenso do primeiro lado, conseqentemente, aumentando a trao nas outras amarras. Neste caso o sistema encontrar um novo ponto de equilbrio, de onde a plataforma tender a mudar, com a variao das condies climticas. Este tipo de filosofia de ancoragem tem algumas limitaes importantes, dentre as quais: Uso em LDA baixa (normalmente, mas no obrigatoriamente, at 500 m) devido s cargas de instalao, custos de material e maior eficincia do mtodo nesta situao; Utiliza um raio de ancoragem de at 3 x LDA, o que pode gerar interferncia com equipamentos de fundo, penalizando o arranjo submarino.

3.1.2 Taut Leg (Pernas Atirantadas)Diferencia-se do mtodo em catenria, principalmente por sua geometria onde as linhas permanecem praticamente esticadas, desde o solo marinho at a UEP. Isto viabilizado pela utilizao de tramos intermedirios de poliestes, um cabo de material polimrico com grande elasticidade, resistncia e baixo peso. O mecanismo de restaurao, neste caso, se baseia na deformao elstica do polister que tende a tracionar com maior intensidade quando a plataforma tenta se afastar. Como a linha de ancoragem sai em um ngulo de 40 a 45 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 produo, pelas menores perdas de carga. Requerem a utilizao de ncoras ou estacas que suportem cargas com componentes verticais, para que estas no sejam arrancadas [11].

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Os seus custos so maiores devido aos materiais empregados, mas so as nicas viveis em LDAs maiores do que 1000 m. A Figura III.3 ilustra a diferena entre esses dois sistemas de ancoragem, levando em conta a filosofia de restaurao.

Figura III.3 Sistema de ancoragem em Catenria e Taut leg.

3.1.3 Ancoragem VerticalUso restrito a unidades TLP, Spar e algumas configuraes alternativas de risers, com o uso de flutuadores. A resistncia ao arrancamento deve ser superior ao empuxo lquido mximo. Este a diferena entre o peso da estrutura e a massa total deslocada, na pior situao (mar + onda) e resulta em valores bastante elevados. A fora de reao da estaca dada pelo atrito destas com o subsolo marinho, podendo chegar a algumas centenas de toneladas-fora.

3.1.4 Tipos de ncorasncora de arraste: so utilizadas para o sistema de ancoragem em catenria, s suportando cargas horizontais. A instalao feita por rebocador (AHTS Anchor Handling Tug Supply) e as ncoras ficam a uma profundidade de aproximadamente xxxx m, na extremidade das linhas. VLA (Vertical Load Anchor): so ncoras que suportam cargas verticais, devido a sua grande profundidade e ngulo de cravao. Permitem a ancoragem no sistema taut leg. Tem o custo mais elevado que as ncoras de arraste e so recuperveis para reutilizao. So instaladas por rebocador, que ao tracionar o

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cabo de lanamento produz o enterramento destas, conforme mostrado na Figura III.4.

AHTS

UEP Cabo de recuperao

Figura III.4 Instalao de uma ncora do tipo VLA. Estaca de percusso: estaca cravada com auxlio de martelete ou vibrador. As dimenses (dimetro e comprimento), bem como a profundidade, devero ser adequadas carga a ser suportada. Estaca de Suco: estaca cilndrica, oca, cravada com auxlio de uma bomba de suco, que gera um diferencial de presso entre a parte interna da estaca e o meio externo (submetido a presso hidrosttica), o que empurra a estaca para baixo, afundando-a no solo. Permitem um maior controle das cargas suportadas. Sua instalao feita por barco AHTS. Estaca Torpedo: estaca em formato de torpedo que solta de uma altura de at 120 m do fundo marinho, de onde adquire velocidade suficiente para o cravamento a at 30 m de profundidade (a depender do tipo de solo e carga necessria). Trata-se de uma estaca com ponta de 30 ou 60, preenchida por chumbo ou cimento e haletas laterais para aumentar o atrito com o solo e, conseqentemente, a resistncia ao arrancamento. Esta uma patente da Petrobras e tem sido a mais utilizada por seu baixo custo e facilidade de instalao. Tem dificuldade de cravamento em solo calcreo, ou na presena de corais. Tambm so utilizadas para a ancoragem de risers (melhor detalhado no item 4.1.1) em dimenses reduzidas devido ao menor requisito de carga.

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Estaca Cimentada (Grouteada): Estaca correspondente operao de incio de poo, onde h o jateamento, com instalao de coluna e cimentao. So as mais resistentes e instalveis em qualquer solo (inclusive com rocha), porm seu custo muito mais alto que suas concorrentes, principalmente em funo da necessidade de instalao com sonda de perfurao, cujo custo dirio chega a ser 5 a 10 vezes maior que o custo de rebocadores alm do tempo de instalao ser maior, sendo, portanto, utilizadas somente quando as outras configuraes no demonstram serem eficientes. Poita ou Peso morto: pesos utilizados principalmente para ancoragens provisrias. Podem ser feitas de ao (blocos, cachos de amarra ou sucata) ou concreto.

3.1.5 AcessriosAmarras: So formadas por elos de grandes dimenses e tem grande resistncia trao. So feitas de ao carbono e conferem o peso necessrio linha de ancoragem no sistema em catenria. No sistema taut leg esto presente no trecho de fundo e de topo, no suportada pelos tramos de polister devido inconvenincia do convvio desse tipo de cabo com a areia e com a formao de cracas nas proximidades do topo. Tem grande resistncia abraso. So mostradas na Figura III.5.

Figura III.5 Desenho de uma amarra tpica. Cabos de ao: Utilizados como um trecho intermedirio, para reduzir o peso das amarras, posicionadas nas extremidades, facilitando a instalao. Tende a combinar as caractersticas dos sistemas em catenria e taut leg, pois possuem certa elasticidade, dando maior rigidez ao sistema. Possuem menor resistncia abraso que as amarras. Cabos de polister: So muito resistentes e leves, sendo os ideais para o tramo intermedirio da linha no sistema taut leg. Temem o contato com a areia devido a possvel abraso de suas fibras internas, quando tracionadas. Elo Kenter: Semelhante ao elo de amarra, porm, desmontvel. Une dois

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tramos de amarras podendo passar pelos equipamentos de tensionamento de amarras. Manilhas: So utilizadas para unirem a extremidade de uma amarra com um soquete de cabo de ao ou de polister, ou, ainda, a outro tramo de amarra. No possuem a facilidade de passagem por equipamentos de superfcie, 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 pr-lanamento do sistema de ancoragem. Este funciona como um mosqueto e faz a conexo entre tramos j instalados no fundo do mar, com aqueles que temem o contato com a areia e, portanto, no podem ser abandonados previamente. A conexo realizada com o auxlio de barco de ROV. Bias (ou flutuadores): auxiliam na recuperao de cabos pr-lanados entre outras atividades de instalao martima. Alm do pr-lanamento, que serve para antecipar o cronograma de entrada em operao de uma plataforma, outra atividade o Hook Up, que nada mais do que a conexo na plataforma com posterior tensionamento de forma a garantir os movimentos d