21 - TCC-COPPE-Archie Watts-Farmer_Final

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE

BOMBA MULTIFÁSICA DE DUPLO-PARAFUSO -

PASSADO, PRESENTE E FUTURO

Archie Watts-Farmer

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

OUTUBRO DE 2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE



Archie Watts-Farmer

Monografia apresentada ao Programa

de Pós-Graduação em Engenharia de

Sistemas Offshore da COPPE, da

Universidade Federal do Rio de Janeiro,

como parte dos requisitos necessários à

obtenção do título de Especialização em

Engenharia de Sistemas Offshore.

Professor Orientador

Profº Elísio Caetano Filho, Ph.D.

Rio de Janeiro

Outubro 2016



Archie Watts-Farmer

MONOGRAFIA SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ

COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE) DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS

NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO TÍTULO DE ESPECIALIZAÇÃO EM

ENGENHARIA DE SISTEMAS OFFSHORE.

Aprovado por:

Profº D.Sc José Marcio do Amaral Vasconcellos

Profº José Márcio e Severino Neto

Profº Carlos Alberto Duarte Lemos

Rio de Janeiro, RJ – Brasil

Outubro 2016

DEDICATÓRIA

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

sempre.

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus pela oportunidade de vir aqui da Inglaterra e participar desta Pós-

Graduação.

À minha namorada e família na Inglaterra por todo o apoio, paciência e compreensão

durante os últimos dois anos.

Ao meu professor e orientador Dr. Elísio Caetano Filho pelo apoio, paciência e dedicação

enormes na elaboração deste trabalho e por todo o esforço dado em fazer as aulas

interessantes e compreensíveis.

Resumo da Monografia apresentada à UFRJ/COPPE como parte dos requisitos necessários

para a obtenção do Grau de Especialista em Engenharia de Sistemas Offshore.



Archie Watts-Farmer

Outubro/2016

Orientador: Profº Elísio Caetano Filho, Ph.D.

Programa: Engenharia Naval e Oceânica

RESUMO

Atualmente, a indústria de Petróleo, particularmente no seu segmento de Exploração e

Produção (E&P) atuante no habitat Offshore, está passando por um período de transição

por várias razões. Reservas convencionais estão maturando e a batalha por quota de

mercado causou uma queda do preço de óleo de US$107 por barril em 2014 à cerca de

US$50 por barril hoje. Operadores estão investindo na exploração das prospectivas em

águas cada vez mais profundas e distantes da costa. Consequentemente, métodos

convencionais de produzir, particularmente de transportar por grandes distâncias e/ou

grandes lâminas d’água, óleo e gás estão se tornando cada vez mais ineficazes e está

crescendo a necessidade de encontrar soluções mais eficazes, com maior flexibilidade e

mais econômicas.

Este trabalho tem os seguintes objetivos principais:

● Entender a história de bombeamento multifásico de duplo parafuso e suas

aplicações no segmento de E&P no habitat offshore;

● Entender as capacidades da tecnologia em relação às tecnologias competitivas

existentes;

● Formar a visão do papel potencial que o bombeamento multifásico de duplo

parafuso poderia desempenhar em superar os desafios enfrentados pelo

segmento de E&P no habitat offshore no Brasil hoje e no futuro próximo.

Palavras chaves: Produção, explotação, petróleo, elevação artificial, boosting, bomba

multifásica, bomba volumétrica, duplo parafuso.

Monograph Abstract presented to UFRJ/COPPE as part of the requirements for the Degree

of Specialist in Offshore Engineering Systems.

TWIN SCREW MULTIPHASE PUMP –

PAST, PRESENT AND FUTURE

Archie Watts-Farmer

October/2016

Advisor: Profº Elísio Caetano Filho, Ph.D.

Programme: Naval Architecture and Ocean Engineering

ABSTRACT

The petroleum industry is currently experiencing a period of transition for a variety of

reasons, particularly the Exploration and Production (E&P) segment in offshore regions.

Conventional oil reserve assets are maturing and a battle for market share has seen the

price of crude oil price fall from US$107 per barrel in 2014 to today’s price of US$50 per

barrel. Operators in the offshore industry are increasingly looking towards developing assets

in deeper waters and greater distances from land. As a result, conventional methods of oil

and gas production, particularly those relating to the mudline transportation and/or elevation

of production fluid from vast depths, are becoming increasingly less effective and the need is

growing to find more effective, more flexible and lower cost solutions.

The objectives of this paper are threefold:

● Understand the history of twin screw pumping and its applications in the offshore

habitat of the E&P sector;

● Understand the capabilities of the technology in relation to the competing

technologies currently available;

● Form a vision of what potential role Multiphase Twin Screw Pumps can play in

helping the Brazil’s offshore industry meet its challenges now and in the near

future.

Key words: Production, exploitation, petroleum, artificial elevation, boosting, multiphase

pump, volumetric pump, twin screw.

SUMÁRIO

1. Introdução .................................................................................................................. 1

1.1 Formação do Petróleo no Offshore do Brasil ....................................................... 3

1.2 História da Exploração e Produção de Petróleo Offshore .................................... 8

1.3 Desafios do Pós-Sal .......................................................................................... 12

1.4 Desafios do Pré-Sal .......................................................................................... 12

1.5 Reservatórios .................................................................................................... 14

2. Elevação Artificial e Bombeamento .......................................................................... 30

2.1 Desempenho de Reservatórios ......................................................................... 30

2.2 Elevação Natural ............................................................................................... 32

2.3 Padrões de Escoamento Vertical Multifásico ..................................................... 36

2.4 Padrões de Escoamento Multifásico Horizontal ................................................. 38

2.5 Elevação Artificial e Bombeamento ................................................................... 40

3. Atual Estado Tecnológico ......................................................................................... 44

3.1 Evolução da Tecnologia .................................................................................... 44

3.2 Princípio de Funcionamento .............................................................................. 48

3.3 Características de Operação ............................................................................. 50

4. Visão da Bomba Multifásica de Duplo-Parafuso no Futuro ....................................... 66

4.1 Bomba Multifásica de Duplo-Parafuso e Outras Tecnologias Existentes ........... 66

4.2 Estudos de Caso ............................................................................................... 81

4.3 Principais Desafios Técnicos-Econômicos ........................................................ 96

4.4 Técnicas Inovadoras ......................................................................................... 98

5. Conclusão .............................................................................................................. 102

Bibliografia .................................................................................................................... 105

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Produção de Petróleo no Brasil [14]

Figura 2 – Equilíbrio Entre Fornecimento e Demanda Global

Figura 3 – Produção nas Águas Profundas no Brasil por Ano de Início de Poço

Figura 4 – Custos de Produção no Brasil até 2013

Figura 5 – Configuração dos Elementos de um Sistema Petrolífero [54]

Figura 6 – Bacias Sedimentares Brasileiras [4]

Figura 7 – Placas Tectônica Africana e Sul Americana há 150m, 120m, 110m de anos [4]

Figura 8 – Bacias Principais de Pré-Sal [37]

Figura 9 – História das LDA Atingidas pela Petrobras [44]

Figura 10 – Margens Continentais no Oceano Atlântico [41]

Figura 11 – Geologia do Campo de Santos [4]

Figura 12 – Diagrama de Fases para uma Determinada Composição [46]

Figura 13 – Diagrama de Fases x Fração Molar de Dois Componentes [46]

Figura 14 – Reservatório de Óleo [7]

Figura 15 – Reservatório de Gás [7]

Figura 16 – Reservatório de Capa de Gás [7]

Figura 17 – B0 x Pressão [51]

Figura 18 – RS x Pressão [51]

Figura 19 – Viscosidade x Pressão [51]

Figura 20 – Esquemático da Rocha Reservatório [51]

Figura 21 – Ângulos de Contato de três Sistemas de um Sólido com dois Fluidos [1]

Figura 22 – Tubo Capilar Contendo Dois Fluidos [1]

Figura 23 – Tubos Capilares de Raios Diferentes [51]

Figura 24 – Zona de Transição entre 100% Saturação de cada Fluido [51]

Figura 25 - Definição de Permeabilidade Absoluta [51]

Figura 26 – 3 Esquemas de Distribuição das Fases na Produção de Hidrocarbonetos [51]

Figura 27 – Drenagem Primária, Embebimento e Drenagem Secundária [47]

Figura 28 – Produção Durante as Fases na Vida de um Campo (sem e com Recuperação)

[54]

Figura 29 – Vazão de Produção, q, x Drawdown Pressure, Δp, para Escoamento

Monofásico e Bifásico [18]

Figura 30 –Gradientes Multifásico (verde) e Monofásico (azul) na Coluna de Produção

Figura 31 – Tubing Performance Relationship, TPR [49]

Figura 32 – TPR x IPR, Poço Surgente [7]

Figura 33 – TPR x IPR, Poço Não Surgente [7]

Figura 34 – TPR x IPR, Poço com Surgência Induzida [7]

Figura 35 – Mapa de Padrões de Escoamento Bifásico (L-G) numa Tubulação Vertical [5]

Figura 36 – Padrões de Escoamentos Bifásicos (L-G) numa Tubulação Vertical [5]

Figura 37 – Evolução de Escoamento Bifásico numa Tubulação Vertical [5]

Figura 38 – Regimes de Escoamentos Bifásicos numa Tubulação Horizontal [5]

Figura 39 – Mapa de Regimes de um Escoamento Bifásico numa Tubulação Horizontal [5]

Figura 40 – 3 Etapas do Caminho Percorrido pelos Fluidos de Produção [7]

Figura 41 – Produção x Profundidade (Pés) dos Métodos de Elevação Artificial Pennwell AL

Charts, 1986

Figura 42 – Pressão Perfil x Parafuso (esquerda) e Vazão x ΔP(direita), MPT Project [52]

Figura 43 – Curvas de Desempenho da Bomba MW7T-28, Campo de Atalaia [44]

Figura 44 – Extrapolação para Requisitos de Potência até 7MW [52]

Figura 45 –Influência de FVG e ΔP (esquerda) e Influência de FVG e Digressividade

(direita) [52]

Figura 46 – Utilização de Bombeamento Multifásico no Mundo [3]

Figura 47 – Interior de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]

Figura 48 – Forças Resultantes Axiais (acima) e Radiais (abaixo) Atuando nos Parafusos

[6]

Figura 49 – Capacidade x Incremento de Pressão da serie “HP” de Bombas de Bornemann

[28]

Figura 50 – Perfil de Pressão de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]

Figura 51 – Seleção de Parafusos para Aplicações de Baixa e Alta Pressão [6]

Figura 52 – Vazão x Rotação para várias Capacidades de Pressão

Figura 53 – Vazão volumétrica x Incremento de Pressão [30]

Figura 54 - Capacidade x Incremento de Pressão para FVG = 0% e FVG 82% [16]

Figura 55 – Comparação Esquemática das Curvas de Desempenhos de Bombas

Multifásicas [29]

Figura 56 – Escoamentos de Fluido numa Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [30]

Figura 57 – Variação Típica de Eficiência Volumétrica x Incremento de Pressão [6]

Figura 58 – Curvas de Sistema Típicas de Uma Bomba Multifásica Roto-Dinâmica [42]

Figura 59 – Variação de Potência com Capacidade e Incremento de Pressão [30]

Figura 60 - Eficiência, vazão e potência x Incremento de Pressão para µ = 100cSt e µ =

200cSt [6]

Figura 61 – Parâmetros de Desempenho x Viscosidade, Bomba Roto-Dinâmica [56]

Figura 62 – Incremento de Pressão x FVG para Várias Bombas Multifásicas [26]

Figura 63 – Divisão do Custo do Ciclo da Vida [20]

Figura 64 – Aumento de Produção devido ao Bombeamento Multifásico [26]

Figura 65 - Aumento de Produção devido ao Bombeamento no Leito Marinho [48]

Figura 66 – Early Boosting a fim de Aumentar a Produção [26]

Figura 67 – Late Boosting a fim de Aumentar a Recuperação [26]

Figura 68 – Variação Típica de FVG com Pressão [30]

Figura 69 – Utilização de Bombas de Duplo Parafuso em Paralelo [30]

Figura 70 – Brusca Mudança no Escoamento Devido à Passagem de uma Golfada

(Slugging) [42]

Figura 71 – Comparação de Equipamento do Conceito Convencional e do Multifásico [53]

Figura 72 – Máximos Incrementos de Pressão e Capacidades, Bombas Multifásicas [25]

Figura 73 – Envelopes Operacionais da Série “FMP” da Framo [22]

Figura 74 – Potências, Custos de Energia e Eficiências das Bombas Multifásicas [6]

Figura 75 - Subsistema Submarino do SBMS-500 em viagem para instalação submarina no

Campo de Marlim em 2009 [12]

Figura 76 - Interface-homem máquina (IHM) do SBMS-500 [12]

Figura 77 - Arranjo de companhias atuantes no projeto SBMS-500 (aula no MSO)

Figura 78 – FlowBoost 2000 – sistema re-engenheirado a partir do desenvolvimento SBMS-

500 (Cameron)

Figura 79 – Lacuna na Tecnologia na Época da Instalação de Subsea Boosting System [31]

Figura 80 – Esquemático do Projeto Chevron Big Foot [61]

Figura 81 – Esquemático do Projeto Anadarko Lucius [61]

Figura 82 – Esquemático do Projeto Kodiak [61]

Figura 83 – Esquemático do Projeto Chevron Jack/St. Malo [61]

Figura 84 – Oportunidades Submarinos de E&P da Total e Lacunas no Estado de Arte [24]

Figura 85 – Perspectivas de Gás de Aker na Faixa de FVG [38]

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Rochas Geradoras: Características Importantes e Processos Críticos

Tabela 2 – Rochas Reservatórios: Características Importantes e Processos Críticos

Tabela 3 – Rochas Selantes: Características Importantes e Processos Críticos

Tabela 4 – Estrutura / Trapa: Características Importantes e Processos Críticos

Tabela 5 – Frações Típicas de Petróleo [59]

Tabela 6 – Mecanismos de Recuperação Primária

Tabela 7 – Métodos de Elevação Artificial

Tabela 8 – Os Métodos Principais de Bombeamento Multifásico no Leito Marinho

Tabela 9 – Efeito de Viscosidade nos Parâmetros Principais de Desempenho

Tabela 10 - Características Operacionais de BM-DP e BM-HA

Tabela 11 – Comparação Holística dos Métodos de Elevação Artificial

Tabela 12 – Características Técnicas do Protótipo SBMS-500

Tabela 13 – Especificação de Dimensões para o Subsea Boosting System [32]

Tabela 14 – Gastos de Capital do Projeto Chevron Big Foot [61]


Tabela 16 – Gastos de Capital do Projeto Kodiak [61]

Tabela 17 – Gastos de Capital do Projeto Chevron Jack/St. Malo [61]

Tabela 18 – CAPEX por Barril de Óleo Equivalente de Reserva [61]

Tabela 19 – CAPEX / Boe na reserva Assumindo Taxas de Custos de Perfuração Iguais

[61]

LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS

ANM - Árvore de Natal Molhada

APAT - Alta Pressão, Alta Temperatura

bbl - Barril (Unidade de Volume)

bopd - Barril de Óleo por Dia (Unidade de Vazão)

BOP - Blow Out Preventer (Preventor de Erupção)

BSW - Basic Sediments and Water (Quantidade de sólidos e água, em base

percentual (v/v), dispersa na corrente produzida de petróleo)

ºC - Grau Celsius

cm2 - Centímetro quadrado (Unidade de Área)

ft - Pé (Unidade de Comprimento)

Kg - Quilograma

Kgf - Quilograma-força

LDA - Lâmina de Água (medida da profundidade do leito marinho em relação à

superfície do mar no ponto/região de interesse)

m - Metro (Unidade de Comprimento)

MEG - Mono Etileno Glicol

pol. - Polegada (Unidade de Comprimento)

RLG - Razão Líquido-Gás (v/v)

scf - Standard Cubic Foot (Unidade Padrão de Volume na condição dita

Standard)

WC - Water cut (A quantidade de água, expressa em base percentual (v/v),

presente na corrente líquida produzida)

LISTA DE VARIÁVEIS

B - Fator volume de formação

d - Densidade

h - Entalpia

P - Pressão absoluta

R - Razão

T - Temperatura absoluta

V - Volume

Alfabeto Grego

ρ - Massa específica

φ - Porosidade

π - rotação

σ - tensão interfacial

θ - ângulo de contato entre fluido e tubulação

µ - viscosidade do fluido

Ω - rotação

ε - fração do espaço anular entre raiz e ponta das roscas

ζ - razão do diâmetro da raiz do parafuso á diâmetro da ponta

η - eficiência

γ - taxa de cisalhamento

Subscritos

amb - Ambiente

b - Bolha (Ponto)

c - Crítico (Ponto)

flu - Fluido

jus - Jusante

mon - Montante

o - Óleo, Orvalho (Ponto)

r - Relativa

s - Solubilidade

sat - Saturação

v - Vapor (Pressão)

I - Contador em processo iterativo

+ - Indicador de soma

1

1. INTRODUÇÃO

Cerca de 90% da produção de óleo do Brasil vem dos campos offshore, a maioria dos quais

são categorizados como “Águas Profundas” (deepwater). Em função disso, Brasil, e mais

especificamente Petrobras, tem uma historia longa desde a explotação do seu primeiro

campo offshore na Bacia de Sergipe-Alagoas (Guaricema, 1968) em águas rasas e depois

na década de 70 na Bacia de Campos onde desenvolveu tecnologias e estratégias cada

vez mais inovadoras para que a exploração e produção de petróleo no Brasil

permanecessem economicamente viáveis, mesmo quando praticadas em águas profundas

(400 <LDA<1500m) e ultraprofundas (LDA>1500m).

De 2000 a 2011 a produção de petróleo do Brasil registrou um crescimento médio anual de

cerca 0,1 milhões b/d, em dez desses onze anos, aumentando assim a produção da

empresa de 1,23 milhões b/d em 2000 a 2,11 milhões b/d em 2011 (vide Figura 1) [1].

Figura 1 – Produção de Petróleo no Brasil [14]

Conforme se ilustra na Figura 1, de 2012 a 2014, ocorreu uma declínio em produção

devido, principalmente, aos seguintes fatores: [14]

● Fatores econômicos determinados por fornecimento e demanda global (vide

Figura 2) e local;

2

Figura 2 – Equilíbrio Entre Fornecimento e Demanda Global

Fonte: US Energy Information Administration

● Reformas regulatórias no setor de Petróleo e Gás que demoraram anos para ser

realizadas e no decorrido período foi reduzida a capacidade da Petrobras de

expandir suas operações de explotação;

● Altas taxas de declínio de produção nos campos existentes conforme ilustrado

na Figura 3;

Figura 3 – Produção nas Águas Profundas no Brasil por Ano de Início de Poço

Fonte: Energy Aspects

● A elevação dos custos de exploração e produção em todos os campos conforme

ilustrado na Figura 4.

3

Figura 4 – Custos de Produção no Brasil até 2013

Fonte: Petrobras

Atualmente a indústria offshore no Brasil está experimentando duas tendências comerciais:

● A aspiração de produzir mais petróleo dos seus campos existentes;

● A explotação de campos nas águas mais profundas.

Os dois desses desenvolvimentos criam uma forte demanda para bombas multifásicas para

manter e elevar a produção e reduzir os custos do segmento de E&P (upstream) da

indústria de petróleo no ambiente de hoje impulsionado por custo.

Essa monografia visa apresentar a história, a tecnologia, os desafios e as aplicações do

bombeamento multifásico no segmento de E&P da indústria de petróleo no habitat offshore

e, com o objetivo final de apresentar o papel que poderia ter tal tecnologia no crescimento

da indústria de petróleo no Brasil no futuro próximo.

1.1 Formação do Petróleo no Offshore do Brasil

Os quatro elementos essenciais da formação de um sistema petrolífero, as características

deles e os processos nos quais eles são envolvidos são resumidos nas tabelas abaixo.

4

Tabela 1 – Rochas Geradoras: Características Importantes e Processos Críticos

Características Importantes Processo

Matéria Orgânica - quantidade e qualidade

adequada:

o Petróleo – Plâncton / Algas;

o Gás – vegetais superiores.

Estágio de evolução térmica:

o 65°C – Petróleo;

o 120°C – Gás.

Condições anaeróbicas (largos que

existiam antigamente ou águas

profundas).

Geração (até rocha está

saturada);

Expulsão (causada pelo

aumento de pressão);

Migração do petróleo

(para cima devido a

menor densidade).

Tabela 2 – Rochas Reservatórios: Características Importantes e Processos Críticos


Porosidade (φ):

o Variam de 5% a 35%, tendo em média de

15% a 30%;

o Diretamente ligado a Volume de Petróleo;

o Arenitos são os tipos mais comuns

(derivados dos rios, leques aluvias, dunas).

Permeabilidade:

o Deve ser > 100mD para ser explotável;

o Habilidade de tirar óleo.

Acumulação.

5

Tabela 3 – Rochas Selantes: Características Importantes e Processos Críticos


Impermeabilidade:

o Impede a migração de hidrocarbonetos das

rochas-reservatório.

Plasticidade:

o Capacita a manter sua condição selante

mesmo após aplicação de grandes esforços.

Três classes são selantes por excelência:

o Folhelhos;

o Margas;

o Evaporitos (halita).

Retenção.

Tabela 4 – Estrutura / Trapa: Características Importantes e Processos Críticos


Estrutura anticlinal:

o Armadilha;

o Dobramento.

Retenção (forma

de um guarda-

chuva).

A Figura 5 ilustra a configuração estratificada desses elementos necessária para a

ocorrência de acumulação de petróleo.

6

Figura 5 – Configuração dos Elementos de um Sistema Petrolífero [54]

As acumulações de petróleo ocorrem em bacias sedimentares que são áreas geográficas

indicativas de uma depressão correspondendo a uma subsidência de um determinado

terreno, propiciando que sedimentos provenientes das áreas mais elevadas que a

circundam formem uma sucessão de estratos de rochas sedimentares. O soterramento dos

sedimentos aumenta a pressão e os sedimentos não consolidados se tornam rochas

sedimentares através do processo denominado litificação.

No Brasil existem 29 tais bacias sedimentares, 15 dos quais são localizadas offshore

conforme ilustrada na Figura 6 [4].

7

Figura 6 – Bacias Sedimentares Brasileiras [4]

Todas as bacias sedimentares no offshore ficam ao largo da costa leste do Brasil porque

foram criadas com a separação Mesozoic das Placas Tectônica Africana e Sul Americana

há 140 milhões de anos (vide Figura 7).

Figura 7 – Placas Tectônica Africana e Sul Americana há 150m, 120m, 110m de anos [4]

Os depósitos nessas bacias sedimentares ocorreram em três fases principais:

A. Pré-Sal: À medida que as placas começaram a se dividir, foram formados largos entre

as placas continentais nos quais foram depositadas rochas geradoras ricas em matéria

orgânica (vide Tabela 1). Em cima dessas rochas geradoras foram depositados

8

turbiditos, oriundos de correntes turbiditicas, e apresentando características adequadas

para rocha reservatório (vide Tabela 2).

B. Sal: Há 110 milhões de anos, a separação das placas continentais foi tal que existiam

intermitentemente mares rasos nas bacias sedimentares. Quando esses mares

evaporaram ficaram depositados os sais que tinham sidos dissolvidos na água. Assim

as rochas geradoras foram recoberta por camadas de evaporitos instáveis que

formaram a camada do Sal, uma camada de rocha selante impermeável que manteve a

matéria orgânica da época “Pré-Sal” em profundidade (vide Tabela 3).

C. Pós-Sal: Em cima da camada de Pré-Sal foram depositadas rochas carbonáticas pelas

águas oceânicas seguidas pelas rochas geradoras (clásticas, arenitos, folhelhos) à

medida que a água se avolumou em profundidade. Como a camada do Pré-Sal, a

próxima camada foi constituída por turbiditos (rocha reservatório) seguida por rocha

selante.

No contexto da exploração atual no Brasil, a possibilidade da ocorrência das rochas com o

potencial de gerar e acumular petróleo na camada Pré-sal existe numa província que mede

149.000km² [37] em área e presente, principalmente, nas Bacias de Santos, de Campos e

do Espírito Santo (vide Figura 8).

Figura 8 – Bacias Principais de Pré-Sal [37]

1.2 História da Exploração e Produção de Petróleo Offshore

A exploração e produção de petróleo offshore têm suas origens no Summerland, Califórnia,

onde foi construído por H. L. Williams em 1897 a primeira torre montada acima de píeres

em uma LDA de 11m [34]. Em vez de uma broca rotativa, foi cravado um revestimento feito

de aço pelo qual foram passadas ferramentas a cabo que foram utilizadas para percutir o

9

solo até uma profundidade de 140m [34]. Todos os equipamentos de apoio ficaram na praia.

O mais produtivo, dentre os vinte poços construídos, tinha uma produção de 75 bpd,

enquanto que, a concorrência em terra (Beaumont, Texas) tinha uma produção de 80.000

bpd [34]. Assim foi iniciado o desafio principal que vem enfrentando a indústria no segmento

offshore desde então – como explorar e produzir petróleo offshore de uma forma

economicamente e tecnicamente viável.

A primeira plataforma, isto é com todos os equipamentos montados no seu próprio convés,

foi construída por J. B. McCann no Lago de Caddo, Texas. Durante os próximos 40 anos,

foram construídos 278 poços que produziram 13 milhões de barris de óleo [34]. Esse é

considerado o protótipo das operações comercialmente sucessíveis de operações na água.

A primeira plataforma autossuficiente no offshore foi construída em 1932 pela Indian Oil

Company fora de Rincon, Califórnia.

Um desenvolvimento significante ocorreu em 1933 no Lago de Pelto em Louisiana, EUA,

quando a empresa Texaco Company, aproveitando uma tecnologia desenvolvida pelo Louis

Giliasso, afundou duas barcaças e soldou a plataforma encima delas, desse modo criando a

primeira plataforma submersível, a Giliasso. Esse arranjo reduziu o tempo entre a

completacão de um poço e a perfuração do próximo poço de 17 a 2 dias [34].

Dois outros passos significativos foram realizados em 1947. O primeiro foi feito pela

Superior em relação à estrutura apoiando as plataformas no Campo de Creole, Golfo de

México, onde foi calculado que não seria economicamente viável construir uma plataforma

no local. Portanto, a Superior pediu a J. Ray McDermott Company construir uma estrutura

tubular feita de aço. Essa foi entregue no local através de barcaças, assim criando a

primeira plataforma a ser pré-fabricada. Esse processo novo reduziu o tempo de instalação,

melhorou a integridade estrutural, reduziu os custos e melhorou as condições de segurança

na instalação. No mesmo ano, a Kerry-McGee Corporation empregou uma nova filosofia em

relação à perfuração do poço: um navio de guerra foi convertido em uma unidade de

perfuração permitindo a utilização de plataformas menores. Esse arranjo de uma pequena

plataforma fixa e um navio de perfuração reduziu o risco de exploração e seria o modelo

empregado pela indústria no segmento offshore desde então.

Mesmo com essa configuração, com a exploração em águas mais profundas, construir uma

plataforma fixa para perfurar os poços de exploração ficava cada vez mais caro. A fim de

resolver esse problema, um engenheiro da marinha do nome John T. Hayward começou a

pensar nas submersíveis de novo. O problema principal com as submersíveis nas águas

mais profundas era o grande arrasto que atuaria neles pelas correntes. Hayward aproveitou

tecnologia já desenvolvida nos pântanos de Louisiana e criou uma sonda de perfuração

10

submersível, constituída de barcaças submersas com colunas de altura suficiente para a

plataforma ficar acima da superfície do mar. Essas sondas de perfuração móveis

possibilitaram a perfuração de seis poços de exploração com uma distância até 20

quilómetros entre si e com um tempo de 1 a 2 dias entre a perfuração de cada um [34].

Em 1950 foi construída a primeira Auto Elevatória (Jack-Up) constituída por pernas

montadas no perímetro de uma barcaça e que ficavam livres para movimentos verticais. A

plataforma navega, com suas pernas são mecanicamente descidas até o assento no leito

marinho. As alturas das pernas eram suficientes para a plataforma ficar acima da superfície

do mar, afastada das ondas superficiais e sofrendo menos arrasto das correntes marinhas.

A vantagem principal das Auto Elevatórias sobre os submersíveis foi que elas podiam ser

utilizadas nas águas mais profundas. Em 1956 foi entregue a Auto Elevatória Scorpio com a

capacidade de operar em LDA de até 46m [34].

O CUSS 1 que foi construído em 1961 pelo grupo CUSS é reconhecido como a primeira

Unidade Móvel de Perfuração Marítima (Mobile Offshore Drilling Unit, MODU). Foi

constituído de um navio de guerra convertido com uma abertura (a que futuramente seria

denominada moon pool) no meio do casco pelo qual foi passado um tubo de superfície

(surface pipe) que foi cravado no solo, uma coluna de perfuração e um Blow Out Preventer,

BOP, para a prevenção do escapamento dos fluidos na superfície caso ocorresse um “Kick”.

Essa configuração tem sido mantida até os dias presentes. O CUSS I operou em LDA até

107m [34].

Apesar de oferecer mais mobilidade e flexibilidade operacional, esses navios sofreram de

uma falta de estabilidade em todos os graus de liberdade. A fim de resolver esse problema,

foi criado por um engenheiro naval da Shell, Bruce Collipp, em 1961 a primeira

semissubmersível na qual a superestrutura foi apoiada sobre flutuadores submersos. Com

os flutuadores abaixo e a plataforma acima da superfície, a semissubmersível não é

fortemente afetada pelas ondas e correntes da superfície. Porém, devido à sua pequena

área do plano de flutuação é muito sensível à transferência de cargas.

Na mesma época foi construído pela Shell Oil um navio de perfuração, Eureka, com

propulsores estendidos do fundo do navio que podiam girar 360ᵒ. Um dispositivo de

posição, amarrado no leito marinho, foi utilizado para calcular a posição do navio em

relação da cabeça do poço e que propiciava que os propulsores fossem acionados quando

se fizesse necessário para manter o correto posicionamento da embarcação. Esse foi o

inicio de Posicionamento Dinâmico (Dynamic Positioning, DP).

Em 1974, começou a exploração da Bacia de Campos pela Petrobras em uma LDA de

120m [34]. Com a descoberta de reservatórios gigantes, como, por exemplo, o campo de

11

Marlim em 1985, em LDA cada vez mais profundas, a Petrobras foi obrigada a gerar

soluções novas e inovadores para o segmento de E&P, particularmente a Produção, de

forma que as atividades nesse habitat fossem tecnicamente possíveis, suficientemente

seguras e, igualmente, economicamente viáveis.

Em 2006, Petrobras fez um dos descobertos mais importantes da sua historia – a existência

de reservatórios gigantes na camada de Pré-Sal na Bacia de Campos, na Bacia de Santos

e na Bacia de Espírito Santo.

A PETROBRAS afora contribuir no desenvolvimento de várias tecnologias hoje disponíveis

para uso no habitat offshore de aguas profundas e ultraprofundas é, usualmente,

reconhecida como pioneira no desenvolvimento / uso e disseminação das seguintes

tecnologias:

● A utilização de navios-plataforma do tipo Floating Production Storage (FPSs) e

Floating Production Storage Offloading (FPSOs). Esses navios foram equipados

com um sistema de transbordo do petróleo para shuttle tankers, os quais

transportam tal petróleo para um terminal aquaviário na costa brasileira e tendo

tal petróleo o destino final de uma das refinarias da companhia (acaso não seja

diretamente exportado);

● O desenvolvimento das tecnologias submarinas – tais como a completação

molhada no leito marinho e o desenvolvimento da tecnologia de risers, incluindo

os ditos rígidos;

● Ancoragem com uso de cabos de materiais não metálicos (e.g., Kevlar, Poliéster)

e âncoras com cabos tensionados (taut leg).

12

Figura 9 – História das LDA Atingidas pela Petrobras [44]

1.3 Desafios do Pós-Sal

As quatro áreas que mais se destacam na explotação de petróleo nas camadas de Pós-sal

no Brasil são aquelas a seguir descritas:

● Recuperação avançada;

● Óleos em águas hostis / profundas;

● Explotação econômica de óleos pesados e viscosos – elevação / escoamento /

exportação;

● Aumento do fator de recuperação dos campos maduros.

1.4 Desafios do Pré-Sal

O petróleo encontrado nessa camada se apresenta mais leve do que o encontrado na

camada Pós-sal, porém, o processo geológico significa que a exploração e produção de

petróleo na camada Pré-sal têm os desafios descritos abaixo.

13

1.4.1 Águas Profundas

A separação das placas continentais criou uma depressão entre eles onde existe hoje o

Oceano Atlântico. Nas margens das placas continentais existem quedas bruscas em altura

da plataforma continental até a placa oceânica onde existem depósitos de rochas

sedimentares, conforme pode ser visto na Figura 10. Esses depósitos podem ficar em LDA

de até 2400m [4], onde são encontradas condições de baixa temperatura e alta pressão, e

até 300 km longe da costa do Brasil, apresentando assim também considerados desafios

tecnológicos na área de logística.

Figura 10 – Margens Continentais no Oceano Atlântico [41]

1.4.2 Acumulações de Petróleo nas Profundidades Grandes

Grandes acumulações de petróleo existem abaixo da camada salina. Esse apresenta dois

desafios grandes da perspectiva de exploração e produção do petróleo:

a. Os reservatórios podem ficar até 5000m [4] abaixo do leito marinho (vide Figura 11).

Para superar as perdas de cargas gravitacionais (Head) associadas com essas

profundidades e elevar o petróleo para a superfície é provável que seja necessário

dar uma grande quantidade de energia a qual tem um associado aumento do custo

b. A camada salina é muito instável e apresenta problemas durante a perfuração e no

assentamento dos revestimentos

c. A dependência em sismografia para caracterizar os reservatórios cresce

significantemente com o aumento de profundidade e sendo o custo de perfuração

cada vez mais alto. Porém, devido às propriedades da camada salina, a obtenção

das imagens do solo abaixo do sal se torna igualmente problemática.

14

Figura 11 – Geologia do Campo de Santos [4]

1.5 Reservatórios

Para classificar os tipos de reservatórios que se encontram na natureza é necessário

entender como se comportam os fluidos dentro deles. O petróleo é um químico

multicomponente constituído de hidrocarbonetos de vários pesos moleculares conforme

ilustrado na Tabela 5.

Tabela 5 – Frações Típicas de Petróleo [59]

Fração Temp. de Ebulição

(°C)

Composição Aproximada

Usos

Gás residual

Gás liquefeito de petróleo - GLP

Até 40 C1 – C2

C3 – C4

Gás combustível

Gás combustível engarrafado

Uso doméstico e industrial

Gasolina 40-175 C5 – C10 Combustível de automóveis, solvente

Querosene 175-235 C11 – C12 Iluminação, combustível de aviões de jato

Gasóleo leve 235-305 C13 – C17 Diesel, forno

Gasóleo pesado 305-400 C18 – C25 Combustível, matéria-prima para lubrificantes

Lubrificantes 400-510 C26 – C38 Óleos lubrificantes

Resíduo Acima de 510

C38+ Asfalto, piche, impermeabilizantes

O comportamento do petróleo no reservatório depende diretamente das condições de

pressão e temperatura a que é submetido, como pode ser visto na Figura 12.

15

Figura 12 – Diagrama de Fases para uma Determinada Composição [46]

Deve ser notado que a diagrama acima se aplica apenas para uma determinada

composição de petróleo. A Figura 13 ilustra a variação de fases com fração molar numa

mistura de dois componentes.

Figura 13 – Diagrama de Fases x Fração Molar de Dois Componentes [46]

Os reservatórios de hidrocarbonetos podem ser concentrados em quatro, conforme as

condições de temperatura e pressão dentro deles.

16

1.5.1 Reservatórios de Óleo

Esses são reservatórios nos quais a temperatura fica abaixo da temperatura crítica (vide

Bubblepoint Reservoirs na Figura 12). Acima da linha de Ponto de Bolha existe apenas a

fase líquida. Com a produção do óleo, a pressão no reservatório cai até atingir a linha de

Ponto de Bolha (linha D no diagrama) ao qual ponto começa a aparecer a fase vapor (a

primeira bolha de gás começa a ser liberada do líquido). O líquido é quase incompressível

então a pressão cai rapidamente com a produção na fase de puro líquido. Como o vapor é

muito compressível, o volume de gás no reservatório cresce rapidamente com a redução de

pressão abaixo da linha de Ponto de Bolha. Também, o gás apresenta uma viscosidade

menor do que o líquido, o que propicia o escoamento preferencial do mesmo pelo meio-

poroso para o poço (vide Eq [13]) e a razão de Gás-Óleo produzido cresce. Por esses

motivos é desejável que a pressão permaneça acima da dita Pressão do Ponto de Bolha

para tal mistura de hidrocarbonetos na temperatura ocorrente no reservatório.

Figura 14 – Reservatório de Óleo [7]

17

1.5.2 Reservatórios de Gás

Figura 15 – Reservatório de Gás [7]

Existem três tipos de reservatórios de gás.

a. Gás Retrógado

A temperatura desses reservatórios fica entre a Temperatura Crítica e a Cricondenterma

(vide Dewpoint Reservoirs na Figura 12). Com a pressão acima da linha de Ponto de

Orvalho (Dewpoint), existe apenas gás no reservatório. Com a redução de pressão no

reservatório devido à produção, a fase líquida começa a aparecer quando a pressão

atravessa a linha de Ponto de Orvalho, um processo chamado condensação retrograda.

Porém, como pode ser visto na Figura 12, a saturação do líquido será a níveis baixos, o

que propicia o escoamento preferencial do vapor pelo meio-poroso para o poço,

principalmente os hidrocarbonetos mais leves. Porém, com a retirada dos últimos, muda a

composição do petróleo para uma maior fração de compostos mais pesados, o que causa a

fronteira entre fase única e duas fases mudar para temperaturas maiores. Como pode ser

derivado da Figura 12, o resultado disso é a condensação de um maior volume dos

hidrocarbonetos mais pesados e mais valiosos que não são produzidos.

b. Gás úmido

A temperatura no reservatório fica acima da Cricondenterma, a temperatura acima da qual

existe apenas gás independente da pressão. Porém, o fluido produzido entrará no

separador apresentando duas fases devido à redução de temperatura à medida que ó fluido

é elevado para a superfície.

18

c. Gás Seco

A temperatura no reservatório fica muito mais alta do que a Cricondenterma para que o

fluido produzido chegue ao separador apresentando apenas uma fase.

1.5.3 Reservatório de Óleo com Capa de Gás

As condições de temperatura e pressão no reservatório podem ser tais que fica na região

de duas fases no diagrama de fases (vide Figura 12). A mais leve fase de vapor irá para

cima e forma uma “capa de gás” (vide Figura 16).

Figura 16 – Reservatório de Capa de Gás [7]

1.5.4 Propriedades dos Fluidos [51]

O calculo da reserva de um reservatório ou a determinação do desempenho dele requer

conhecimento das propriedades físicas do fluido em condições de pressões e temperaturas

elevadas.

A fim de simular o escoamento de fluido no meio-poroso é empregado um dos seguintes

modelos:

● O modelo “Black Oil” no qual as propriedades de pressão, volume e temperatura

são interpoladas como uma função de apenas pressão. Portanto, esse modelo

não considera mudanças na composição do fluido;

● O modelo composicional que é mais acurado, mas que precisa dos dados de

composição do fluido.

No modelo “Black Oil”, o escoamento volumétrico do óleo é medido nas condições da

superfície e é convertido em um valor representante do escoamento no reservatório através

dos seguintes parâmetros:

● Fator volume de formação de óleo (Bo)

19

Eq [1] B0=Volume de óleo em condições de reservatório

Volume de óleo em condições padrão[res bbl/STB]

Figura 17 – B0 x Pressão [51]

O conceito do Fator Volume de Formação de gás é assemelhado ao de óleo, transcrito na

Eq [1].

● Razão de solubilidade (Rs)

Eq [2] RS=volume de gás produzido em condições padrões

volume de óleo em condições padrão[scf/STB]

Figura 18 – RS x Pressão [51]

● Coeficiente de compressibilidade isotérmico do óleo (co)

● Coeficiente de expansão térmica isobárica do óleo (bo)

● Viscosidade (µo)

Figura 19 – Viscosidade x Pressão [51]

20

● Densidade do óleo (°API)

Eq [3] °API=141,5

do-131,5

Onde: 𝑑𝑜 =𝜌𝑜

𝜌𝑤

O Teste de Liberação Flash é realizado a fim de se obter o ponto chave, PB (ponto de

bolha).

O Teste de Liberação Diferencial é realizado a fim de se construir os gráficos de Bo, BG, Rs.

1.5.5 Propriedades da Rocha [51]

Tão importante quanto às propriedades dos fluidos a fim de conhecermos como o fluido se

movimentará no meio-poroso, é igualmente, conhecermos as propriedades da rocha. Dentre

essas, as principais propriedades que afeitam tal escoamento são aquelas a seguir

descritas:

● Porosidade, φ

Eq [4] φ=Vp

VT

Onde: Vp = volume de vazios / poros da amostra

VT = volume total da rocha

A característica importante é a porosidade efetiva que é uma medida dos poros

conectados. Existem duos métodos de determinar a porosidade efetiva de uma forma direta:

A. Método de saturação de líquidos. A diferença do peso de uma amostra é medida

quando está saturada com um liquido e quando está evacuada / isenta do mesmo.

B. Método de expansão de gás. Um contêiner de um volume conhecido com uma amostra

de um volume conhecido é conectado a outro contêiner de um volume conhecido que é

evacuado. Quando uma válvula entre os dois é aberta, o gás passa de um para outro

até que o equilíbrio seja atingido. O volume dos poros pode ser calculado a partir da Lei

de Boyle.

● Compressibilidade das rochas

A rocha pode ser considerada uma mola de uma resistência mecânica, PP, criada pela

pressão de poros e com uma pressão aplicada, Pov, (overburden pressure) criada pelo peso

da rocha acima (vide Figura 20).

21

Figura 20 – Esquemático da Rocha Reservatório [51]

A pressão efetiva, Pef, que determina quão comprimida está a rocha é determinada pela

diferença entre os dois, a saber:

Eq [5] Pef=Pov-PP

Duas conclusões importantes podem ser derivadas a partir dessa diferença de pressões:

A. Quanto maior a profundidade, maior a Pov e consequentemente maior a Pef;

B. Quanto menor a pressão de poros, maior a Pef.

● Saturação, si

Eq [6] si=Vi

Vp

Onde: Vi = volume do fluido “i”

Vp = volume de vazios da amostra

A saturação é determinada a partir de amostras no laboratório.

● Pressão Capilar e Molhabilidade

Existem dois tipos de interações no reservatório:

1. Fluido-Fluido Interações

Entre dois fluidos imiscíveis existe uma película formada na interface devido às atrações

maiores entre duas moléculas do mesmo material que as de duas moléculas de fluidos

diferentes, um fenômeno chamado coesão. Para superar a coesão e deslocar essa película,

é precisa energia que é expressa como tensão interfacial, σ, definida pela equação

seguinte:

Eq [7] σ=F

L

Onde: F = Força precisa para deslocar fronteira

L = Comprimento da linha na qual a força atua

A força, F, dependerá das forças relativas de coesão dos dois fluidos.

22

2. Sólido-Fluido Interações

Fluidos também têm atrações diferentes para o mesmo sólido. A molhabilidade da

superfície de um sólido é uma medida da preferência de um fluido sobre outro a ser atraído

ao sólido e é expressa em termos do ângulo de contato que o fluido forma com o sólido

(vide Figura 21).

Figura 21 – Ângulos de Contato de três Sistemas de um Sólido com dois Fluidos [1]

No contexto de reservatórios existem dois sistemas importantes:

1. Sistema de Gás / Água (GOC)

2. Sistema de Óleo / Água (WOC)

O fluido que forma um ângulo menor que 90°, isto é, o fluido mais atraído ao sólido, se

chama o fluido “molhante”. Nos sistemas de Gás / Água e Óleo / Água o fluido molhante é a

água.

O fluido que forma o ângulo maior que 90° se chama o fluido não molhante (ou o gás ou o

óleo).

Pressão Capilar

A pressão capilar, pc, é a pressão diferencial através da interface óleo-água ou gás-água e

pode ser definida da seguinte forma:

Eq [8] pc=pA-pB

Onde: pA = pressão do fluido A na interface

pB = pressão do fluido B na interface

23

No contexto de reservatórios, pA corresponde ao fluido molhante e pB a fluido não molhante.

Assumindo que a interface entre os dois fluidos tem um raio de curvatura RA e que a força,

F, é gerada da pressão diferencial pode ser derivado que a pressão capilar é relacionada à

tensão interfacial conforme dado na equação seguinte:

Eq [9] pc=2σ

RA

Considerando um tubo capilar contendo dois fluidos com raio, Rt, pode ser demonstrado

que a pressão capilar pode ser expressa da seguinte forma:

Figura 22 – Tubo Capilar Contendo Dois Fluidos [1]

Eq [10] pc=

2σcosθ

Rt

Onde: θ = ângulo de contato definido na Figura 21

Se o tubo capilar for vertical, a altura da interface seria ditada pelo equilíbrio entre a

diferencial dos potenciais gravitacionais dos fluidos e a pressão capilar, a saber:

Eq [11] Δρgh=

2σcosθ

Rt

Onde: Δρ = diferença em densidades dos dois fluidos

g = aceleração devido à gravidade

h = altura pela qual fluido A é elevada

Assim pode ser deduzido que a altura, h, é inversamente proporcional ao raio do tubo

capilar.

Um reservatório pode ser considerado uma rede de poros conectados por “gargantas de

poros” (pore throats) que podem ser modelados como tubos capilares de vários raios com

alturas de interface diferentes conforme ilustrado na Figura 23.

24

Figura 23 – Tubos Capilares de Raios Diferentes [51]

Assim, pode ser deduzido que as interfaces Gás / Água e Óleo / Água num reservatório vão

ter uma zona de transição entre 100% saturação de cada fluido, ilustrado na Figura 24.

Figura 24 – Zona de Transição entre 100% Saturação de cada Fluido [51]

Deveria ser notado do diagrama a saturação de água irredutível, Swi, que é a saturação de

água mais baixa do que pode ser deslocado pelo escoamento de óleo nesse sistema. Existe

a propriedade correspondente, Sor, que é a saturação de óleo mais baixa do que pode ser

deslocado por um escoamento de água.

● Permeabilidade Absoluta, K

A permeabilidade absoluta é uma medida da facilidade da formação conduzir um

monofásico fluido que é calculado através de testes no laboratório empregando a Lei de

Darcy.

Figura 25 - Definição de Permeabilidade Absoluta [51]

Eq [12] Q=

K

μA

∆P

L

Onde: Q = Escoamento do fluido

25

µ = Viscosidade absoluta do fluido

A = Área da seção transversal

L = Comprimento da amostra

ΔP = Pressão diferencial através amostra

● Permeabilidade Relativa

A permeabilidade relativa é derivada da Lei de Darcy e considera um escoamento

multifásico, Qi, em meio poroso.

Eq [13] Qi=

KKri

μiA

∆P

L

Onde: Kri = Permeabilidade Relativa

µi = Viscosidade absoluta do fluido

A permeabilidade relativa leva em conta a pressão capilar e molhabilidade. A implicação

principal disso concerne às saturações irredutíveis, abaixo das quais não se consegue

produzir o fluido de interesse.

Nos estudos de escoamento multifásico, existem dois termos importantes:

1. “Drenagem” ou “embebimento forçado” que refere à diminuição da saturação do fluido

molhante. Esse processo precisa de energia na forma de “pressão de deslocamento”

para superar a pressão capilar, assim deslocando o fluido molhante com um fluido não-

molhante.

2. “Embebimento” ou “embebimento espontâneo” que refere à diminuição da saturação do

fluido não-molhante. O fluido molhante é induzido espontaneamente pela pressão

capilar.

No contexto de escoamentos multifásicos nos reservatórios, existem três esquemas de

distribuição das fases na produção de petróleo conforme ilustrado na Figura 26:

Figura 26 – 3 Esquemas de Distribuição das Fases na Produção de Hidrocarbonetos [51]

A. Drenagem primária (processo “A” na Figura 27): No início, o reservatório foi saturado

pelo fluido molhante, água. A pressão do fluido não-molhante, seja óleo ou gás,

aumentou até atingiu o nível requerido para entrar nas gargantas de poro. A pressão do

26

fluido não-molhante continuou a aumentar devido à migração de nova matéria orgânica

(vide seção 1.1) e mais óleo entrou nos capilares, reduzindo a saturação de água. A

pressão capilar aumentou com a redução da saturação de água até o último se

aproximou a saturação de água irredutível, Siw, que corresponde a uma pressão capilar

infinita. O óleo entrou preferencialmente nas gargantas de poro com os maiores raios

que elas têm a menor pressão capilar para superar.

B. Embebimento (processo “A” na Figura 27): Com a retirada do fluido não-molhante pela

produção, á agua e embebido nas gargantas de poro e a pressão capilar diminui até a

saturação atingir a saturação de embebimento espontâneo de água, Spw, no qual as

pressões de fluido molhante e não-molhante são iguais. A partir desse ponto, por

definição (vide Eq [8]), a pressão de água deve ser maior que a pressão do fluido não-

molhante. Como é desejável manter a pressão do reservatório constante esse pode ser

realizado apenas por um aumento da pressão de água ou pela natureza (influxo de

água/gás, vide seção 1.5.7) ou artificialmente (injeção de água/gás, vide seção 1.5.8).

Torna-se cada vez mais difícil deslocar o fluido não-molhante até a saturação se

aproxima a saturação de óleo irredutível, Sor, que corresponde a uma pressão capilar

infinita negativa (processo “B” na Figura 27).

C. Drenagem secundária: Com a produção e a diminuição correspondente da pressão de

água, o fluido não-molhante é embebido espontaneamente e a pressão capilar se torna

mais positiva até atingir a saturação de embebimento espontâneo de óleo. A partir

desse ponto, e necessário que a pressão de óleo esteja maior que a pressão de água

para a saturação de óleo poder aumentar. Torna-se cada vez mais difícil deslocar a

água até a saturação se aproxima a saturação de água irredutível, Sor, que corresponde

a uma pressão capilar infinita (processo “C” na Figura 27).

Figura 27 – Drenagem Primária, Embebimento e Drenagem Secundária [47]

27

1.5.6 Implicações de Pressão Capilar e Molhabilidade na Produção e Recuperação

[1]

As implicações importantes abaixo deveriam ser levadas em consideração quando a estima

de reserva é feito. Eles ajudam explicar por que muitos reservatórios são abandonados

depois de uma recuperação de apenas 20%.

1. As permeabilidades relativas da água e do hidrocarboneto determinam a quantidade de

cada um no escoamento multifásico e, por sua vez, a quantidade de cada um produzida.

(vide Eq [13]). Permeabilidade relativa é influenciada fortemente pela pressão capilar e

pela molhabilidade.

2. Para deslocar á água que fica no meio poroso desde o inicio, o escoamento de

hidrocarboneto precisa de uma pressão limiar para entrar nas gargantas de poros que é

inversamente proporcional ao raio de tal poro (vide Eq [10]). Por esse motivo, a pressão

limiar pode ser grande nas gargantas estreitas e consequentemente pode ter grandes

reservas que ficam presas no reservatório.

3. No meio poroso de molhabilidade à água, a água molha as gargantas menores

preferencialmente e o óleo as maiores.

4. Com influxos de água, sejam naturais (vide seção 1.5.7) ou artificiais (vide seção 1.5.8),

no meio poroso provoca, inicialmente, o deslocamento do óleo nos poros menores e

posteriormente, nos poros maiores. Tais influxos podem ainda deixar os poros contendo

hidrocarbonetos desconectados. Se essas parcelas isoladas de hidrocarbonetos não

têm a pressão requerida para entrar nas gargantas de poros ocupadas pela água, elas

acabam entrapadas, ou seja, nessas armadilhas (trap).

5. Os parâmetros Siw e Sor são críticos na estimava de reservas porque dita a quantidade

de óleo que pode ser retirado do reservatório. Eles são fortemente influenciados pela

pressão capilar e pela molhabilidade.

6. A saturação do meio poroso com hidrocarboneto pode mudar a molhabilidade do meio

poroso de molhabilidade à agua \ à molhabilidade misturada (reservatórios de

predominante molhabilidade ao óleo são extremamente raros).

7. De uma maneira geral, a produção e recuperação são maiores nos reservatórios de

molhabilidade misturada porque o óleo ou gás é embebido pelas gargantas de

molhabilidade ao óleo.

1.5.7 Recuperação Primária

A natureza possui seus próprios mecanismos para manter a pressão no reservatório através

de apenas a energia natural (primária) do reservatório. Para que ocorra produção dos

fluidos contidos nos espaços porosos da rocha é necessário que outro material venha

28

ocupar o espaço vazio por eles deixado [7]. Existem três mecanismos de recuperação

primária que são apresentados na Tabela 6.

Tabela 6 – Mecanismos de Recuperação Primária

Mecanismo Tipo de Reservatório

Processo

Gás em solução

Óleo

- Queda da pressão causada pela produção do óleo

- Vaporização dos componentes mais leves

- Expansão do gás que desloca óleo para os poços

Capa de Gás Capa de Gás


- Pressão diferencial causa expansão da capa de gás

- Gás penetra gradativamente na zona de óleo e o desloca para o poço

Influxo de água

Óleo


- Pressão diferencial causa expansão do aquífero

- Água invade a zona de óleo e o desloca para o poço

12%-15% do óleo original pode ser produzido pela recuperação primária. [7]

1.5.8 Recuperação Secundária

Com a continuidade da produção, ocorre a redução/esgotamento da energia primária.

Nos reservatórios de óleo, ou água ou gás é injetado para substituir e empurrar o óleo

produzido e manter a pressão acima da linha de Ponto de Bolha. De uma maneira geral, a

água é injetada na zona de produção enquanto que o gás é injetado na capa de gás.

15%-20% do óleo original pode ser produzido pela recuperação secundária. [7]

1.5.9 Recuperação Terciária

Existem também métodos avançados para reservatórios de óleos pesados que apresentem

mais resistência de fluir no meio-poroso devido à maior viscosidade alta que exibem (vide

Eq [13]). Enquanto que o princípio de recuperação secundária é deslocar o fluido produzido,

o de recuperação terciária é de alterar a composição ou as condições de temperatura e

pressão do fluido a fim de reduzir as resistências viscosas ou capilares. [7]

Nos reservatórios de óleo, existem três tipos principais de recuperação terciária:

● Térmico: Calor é introduzido no reservatório através de vapor para reduzir a

viscosidade do óleo (vide Eq [13]);

29

● Químico: Ou um polímero é introduzido com a água injetada a fim de tornar a

água mais capaz de deslocar o óleo pesado. Ou, químicos são introduzidos no

fluido de produção para reduzir as tensões interfaciais ou mudar a molhabilidade.

Essas duas mudanças reduzem a pressão capilar limiar de entrar nas gargantas

de poros.

● Injeção de gás: O gás dissolve no óleo diminuindo a viscosidade dele e

aumentando o escoamento.

Nós reservatórios de gás, os componentes mais leves e menos valiosos produzidos são re-

injetados no poço, um processo que é chamado “gas-cycling”. Esse tem os objetivos

seguintes:

● Manter a pressão no reservatório acima da linha de Ponto de Orvalho (vide

Dewpoint Reservoirs na Figura 12);

● Alterar a composição do fluido e a diagrama de fases para as condições de

temperatura e pressão ficarem acima do Cricondenterma (vide Dewpoint

Reservoirs na Figura 12).

Os dois efeitos aumentam a produção dos componentes mais pesados e mais valiosos gás.

4%-11% do óleo original pode ser produzido pela recuperação terciária. [7]

Figura 28 ilustra o perfil de produção normal de um campo da descoberta até o seu

abandono. Também é ilustrado o impacto no perfil de produção durante os vários estágios

de recuperação.

Figura 28 – Produção Durante as Fases na Vida de um Campo (sem e com Recuperação) [54]

30

2. ELEVAÇÃO ARTIFICIAL E BOMBEAMENTO

2.1 Desempenho de Reservatórios

A energia que possui um reservatório para promover escoamento de fluido num poço se

origina da pressão diferencial, chamada drawdown, que deve existir entre a pressão

estática média no reservatório, pe, e a pressão de fundo do poço, pwf, (Bottom Hole

Pressure, BHP) ilustrado pela equação abaixo.

Eq [14] ∆P=pe-pwf

A relação entre a vazão de produção, q, e o drawdown é dada por um parâmetro chamada

o Índice de Produtividade (IP) (Productivity Index (PI)) que determina o desempenho do

reservatório e é utilizado para estimar a produção do poço e prevenir quando um poço

parará de produzir de uma forma economicamente viável através de apenas a própria

energia do reservatório. Tal relação é dita IPR – Inflow Performance Relationship. O

desempenho do reservatório é dado pela equação a seguir:

Eq [15] q=IP(pe-pwf)

Onde: IP = Índice de Produtividade

Pode ser derivada uma expressão para o Índice de Produtividade, IP, através da Lei do

Darcy, a saber:

Eq [16] IP=

0,00708kh

ln (rerw

) -0,75+S[

kro

μoBo]

Onde: kh. kro = permeabilidade relativa do fluido (vide Eq [13])

re = raio até a fronteira de não escoamento

rw = raio do poço

S = camada da formação alterada pela perfuração

µo = viscosidade do fluido (vide seção 1.5.4)

Bo = Fator Volume da Formação (vide seção 1.5.5)

Pode ser visto a partir das Figura 17, Figura 18 e Figura 19, que as variáveis da equação,

isto é [𝑘𝑟𝑜

𝜇𝑜𝐵𝑜], podem ser consideradas constantes para pressões acima da pressão do Ponto

de Bolha. Portanto, para um escoamento monofásico, o drawdown, ΔP, pode ser

considerado diretamente proporcional à vazão conforme ilustrado pela linha verde de

gradiente constante na Figura 29.

31

Figura 29 – Vazão de Produção, q, x Drawdown Pressure, Δp, para Escoamento Monofásico e Bifásico [18]

O gráfico tem as características notáveis:

● Pe: Onde a linha intercepta o eixo y (q = 0) corresponde à pressão estática média

do reservatório;

● AOF: A interseção da linha com o eixo x (pwf = 0) corresponde à vazão máxima

teórica do poço chamada Absolute Open Flow

● IP: Índice de Produtividade é o inverso do gradiente da linha e índica o

desempenho do reservatório

A fim de que o fluido flua do reservatório no estado monofásico, a pressão de fundo do

poço, pwf, deve ser maior que a pressão de bolha (reservatórios de óleo) ou de orvalho

(reservatórios de gás), vide Figura 12. Caso não seja assim, o fluido sairá do reservatório

na condição bifásica (líquido–gás) e conforme as Figura 17, Figura 18 e Figura 19,

apresentará um comportamento muito diferente que dependerá fortemente da pressão.

VOGAL (1968) desenvolveu um parâmetro não dimensional, o Inflow Performance

Relationship (IPR), que relacionou a vazão com a drawdown pressure para óleo saturado

oriundo de reservatórios de influxo de gás com pouca produção de água conforme mostrado

na Eq [17].

AOFMulti

Pe

AOFMono

Monofásico

Bifásico

IP

q (bpd)

Δp

(p

sia)

32

Eq [17] qo

𝑞𝑜,𝑚𝑎𝑥=1-0,2 [

pwf

pr] -0,8 [

pwf

pr]

2

A partir desse parâmetro não dimensional é possível desenvolver expressões que

descrevem o desempenho do reservatório através de dados empíricos extraídos de testes

realizados no próprio reservatório. Um exemplo do desempenho de um reservatório com

influxo bifásico é mostrado pela linha curva na Figura 29.

Como pode ser visto, ocorre uma queda de pressão maior nas regiões próximas do poço

quando existem influxos bifásicos.

2.2 Elevação Natural

A pressão de fundo, pwf, é a soma de todas as pressões sendo exercidas no fundo do poço

e oriundas do sistema de produção a jusante dele, ou seja, a soma de todas as quedas de

pressões que ocorram a jusante dele. Para um escoamento incompressível no qual nenhum

trabalho é feito pelo ou no fluido, a queda de pressão total por unidade de comprimento que

se chama o gradiente de pressão, dp/dL, é expressa pela equação abaixo:

Eq [18] dp

dL=ρg sen θ+ρv

dv

dL+fρv2

2d

Onde: g = aceleração devido à gravidade

Θ = ângulo horizontal

v = velocidade do escoamento

f = fator de fricção

d = diâmetro interno da tubulação

Os três fontes de quedas de pressão mostrados na Eq [18] são classificados da seguinte

forma:

● ρg sen θ –perdas por gravidade devido à elevação;

● ρvdv

dL – perdas por aceleração do fluido;

● fρv2

2d – perdas por fricção.

Essas perdas que ocorrem progressivamente na produção do fluido podem ser

representadas por curvas de gradientes de pressão conforme ilustrado na Figura 30.

A figura tem as caraterísticas notáveis:

● P2: A pressão na cabeça do poço devido a todos as perdas de cargas na parte

do sistema de produção a jusante dela. A pressão do fluido na cabeça do poço

deve superar essa pressão a fim de haver um escoamento.

33

● Para um escoamento monofásico e incompressível, a densidade e a velocidade

permanecem constantes na elevação e, portanto, o gradiente correspondente é

constante (vide a linha reta azul na Figura 30). Em termos práticos, corresponde

à produção que apresenta pouco gás livre (vide a padrão de escoamento “Bolha”

na seção 2.3).

● No caso de escoamentos multifásicos, a composição do fluido se altera com a

diminuição de pressão que terá uma variação correspondente na densidade e

velocidade do fluido. Os três tipos de perdas também variam como resultado e,

portanto, a curva multifásica tem um gradiente total não constante;

● A liberação de gás livre com a queda de pressão nos escoamentos multifásicos

causa uma diminuição da densidade do fluido e a perda gravitacional

correspondente. Uma vez que as perdas gravitacionais tipicamente contribuem

80% da perda total, existe uma perda de carga menor nos escoamentos

multifásicos que nos escoamentos monofásicos correspondentes, como ilustrado

na Figura 30.

Figura 30 –Gradientes Multifásico (verde) e Monofásico (azul) na Coluna de Produção

Além da tubulação, existem equipamentos que restringem o escoamento, tais como

válvulas, chokes, a cabeça do poço, separadores, etc. que causam suas próprias perdas de

carga. Essas devem ser adicionadas no cálculo da pressão de fundo. Com conhecimento

dos parâmetros relevantes do sistema de produção, é possível construir uma curva da

pressão de fundo, pwf, x vazão, q, a saber:

Superfície

Reservatório

P2

Pwf, mono

Monofásico

Multifásico

Pwf, multi

Cabeça

do Poço

34

Figura 31 – Tubing Performance Relationship, TPR [49]

O gráfico na Figura 31, que se chama o Tubing Performance Relationship (TPR) apresenta

a pressão requerida no fundo do poço para promover um escoamento do fluido dentro dele

para esse sistema de produção. O gráfico na Figura 29, o IPR, mostra a energia disponível

no reservatório para promover um escoamento desse fluido. Portanto, por combinar os dois

gráficos é possível ver o comportamento do reservatório com esse sistema de produção em

termos de vazão, conforme ilustrado na figura seguinte.

Figura 32 – TPR x IPR, Poço Surgente [7]

O ponto de encontro entre as duas curvas se chama o Ponto de Escoamento Natural (Point

of Natural Flow) do qual pode ser extraída a Vazão Estabilizada (Stabilized Flow Rate) da

combinação desse reservatório e esse sistema de produção. Esse tipo de poço onde a

energia do reservatório é suficiente para elevar o fluido de produção até a plataforma se

chama poço surgente (Naturally Flowing Well).

Existe a possibilidade que as curvas não se interceptem conforme ilustrado na Figura 33.

Pwf

q

Requerida TPR

Disponível

IPR

35

Figura 33 – TPR x IPR, Poço Não Surgente [7]

Nesses sistemas de produção é requerida a introdução de energia artificial para induzir

surgência e assegurar a continuidade da produção. Por vezes, apenas induzindo a

surgência se toma possível manter o poço em escoamento natural após uma parada de

produção.

Figura 34 – TPR x IPR, Poço com Surgência Induzida [7]

Esse pode ser realizado ou por adicionar pressão no fundo de poço ou por reduzir as

perdas de cargas (back pressure) a jusante dele.

No offshore do Brasil, tipicamente as perdas gravitacionais contribuem 80% da perda de

carga total. A maioria dos poços na camada de Pós-Sal começa como poços surgentes

antes de se tornar poços não surgentes e requerer a introdução de energia artificialmente

fornecida. Com a exploração dos campos na camada do Pré-Sal cada vez mais profunda, a

demanda de energia dos sistemas de produção vai aumentando significativamente.

TPR natural

TPR induzido

36

2.3 Padrões de Escoamento Vertical Multifásico

Nesse capítulo serão apresentados os padrões que existem nos escoamentos verticais com

base no descrito por BRENNEN C.E. (2005).

No caminho do poço à plataforma na produção offshore, existem duas etapas nas quais

existem escoamentos verticais multifásicos – do fundo do poço à cabeça do poço (coluna

de produção) e da superfície à plataforma (linha de produção). No offshore, as quedas de

pressão nos escoamentos verticais dominam a queda de pressão total devido às perdas por

gravidade que podem contribuir até 80% [54] da queda total (vide Eq [18]). Portanto, é

nessas etapas onde ocorrem as mudanças maiores nos escoamentos multifásicos. Uma

das características fundamentais do comportamento dos escoamentos multifásicos é a grau

de separação entre as duas fases, ou seja, a grau de homogeneidade. Nas extremidades

do espectro, particularmente na produção de petróleo, partimos normalmente de um

escoamento de uma mistura líquida, dita petróleo, e, em princípio, poderíamos atingir um

escoamento puramente gasoso – mas tal, tipicamente, não chega a ser atingido na fase de

produção de petróleo.

Portanto, é interessante definir os regimes / padrões de escoamento multifásico (multiphase

flow patterns) em termos das ditas velocidades superficiais de cada fase – a velocidade

virtual que a fase adotaria acaso fluísse sozinha no escoamento. Na Figura 35 um dos

mapas típicos encontrados na literatura e que busca identificar as subáreas de existência

desses padrões de escoamento multifásicos:

Figura 35 – Mapa de Padrões de Escoamento Bifásico (L-G) numa Tubulação Vertical [5]

Existem quatro padrões de escoamento conforme a seguir ilustrado:

37

Figura 36 – Padrões de Escoamentos Bifásicos (L-G) numa Tubulação Vertical [5]

1. Bolha (Bubbly)

De uma maneira geral, a pressão do fluido saindo do reservatório diminui abaixo do Ponto

de Bolha e a partir do qual ponto o fluido, inicialmente puramente líquido, começa a

apresentar a fase gasosa na forma de bolhas pequenas dispersas no seu meio do liquido. A

velocidade da fase contínua, o liquido, não é fortemente afeitada pelo gás de pequena

densidade e o gradiente de pressão corresponde aproximadamente ao da fase líquida. De

uma maneira geral, para um reservatório típico na camada de Pré-Sal no início da sua vida,

esse regime se manifesta na metade da profundidade do poço [23].

2. Golfada (Slug)

À medida que o fluido se eleva na coluna de produção, a pressão continua a cair liberando

mais gás originalmente na mistura líquida. As bolhas de gás coalescem até se tornarem

separadas – ditas bolhas de Taylor - por golfadas de líquido que se deslocam para a

superfície com velocidades distintas e variáveis ao longo da trajetória. Essa variação de

velocidades corresponde a uma variação de fricção e de densidade de um ponto a outro

ponto. Nesse regime o gradiente de pressão é influenciada tanto pela fase líquida quanto

pela fase gasosa. Esse padrão é aquele mais largamente encontrado nos poços de

petróleo.

3. Anular (Annular)

Com a continuação da diminuição de pressão vem um aumento da velocidade da fase

líquido e uma expansão rápida da fase gasosa. As golfadas de líquido tendem a

desaparecer até ser atingindo um estado físico de gás com líquido disperso nele. O mais

leve gás passa com mais velocidade pelo centro da tubulação à medida que o mais pesado

líquido adere à parede da tubulação formando um anel. Nesse regime, o gradiente de

pressão é muito mais influenciado pelo gás do que pelo fluido.

38

4. Nevoeiro (Disperse)

Atinge-se o padrão no qual quase todo o líquido é carregado pelo gás sob a forma de

gotículas. Um filme de líquido ainda permanece na parede da tubulação mais a pressão de

gradiente é influenciada apenas pelo comportamento do gás. Esse padrão raramente é

atingido nos poços de petróleo com uma exceção para poços de gás com produção de

condensado.

A evolução de um escoamento bifásico numa tubulação é ilustrada na Figura 37.

Figura 37 – Evolução de Escoamento Bifásico numa Tubulação Vertical [5]

2.4 Padrões de Escoamento Multifásico Horizontal

Da mesma forma como na coluna de produção, a pressão nesta etapa do escoamento vai

variando fazendo com que as propriedades do escoamento variem de um ponto a outro com

a diferença de que a perda gravitacional será nula. Portanto, os gradientes de queda de

pressão e os próprios valores de queda de pressão, quando comparado os comprimentos

típicos de trechos verticais e horizontais, continuaram a ser governados pelos trechos

verticais do sistema de produção.

Como no escoamento vertical, os padrões de escoamento horizontal são classificados

conforme ao grau de separação (homogeneidade). Porém, nesse caso existe a influencia de

gravidade que tende causar a estratificação das fases.

Os padrões de escoamento horizontal multifásico (L-G) são aqueles a seguir descritos:

39

1. Segregado

- Estratificado (Stratified)

- Ondulado (Wavy)

- Anular (Annular)

2. Intermitente

- Tampão (Plug)

- Golfada (Slug)

3. Distribuído

- Bolha (Bubble)

- Nevoeiro (Disperse)

Figura 38 – Regimes de Escoamentos Bifásicos numa Tubulação Horizontal [5]

Um mapa de padrões de escoamento bifásico horizontal é apresentado na Figura 39.

Figura 39 – Mapa de Regimes de um Escoamento Bifásico numa Tubulação Horizontal [5]

40

2.5 Elevação Artificial e Bombeamento

No Offshore, o escoamento de fluidos do reservatório à plataforma é dividido em três

etapas: [7]

● Escoamento no meio poroso do fluido do reservatório (recuperação)

● Escoamento na coluna de produção do fluido do poço (elevação)

● Escoamento na superfície (no leito marinho e no mar) através da linha de

produção (coleta)

Figura 40 – 3 Etapas do Caminho Percorrido pelos Fluidos de Produção [7]

A adição de energia dentro do poço origina a dita “EA - Elevação Artificial” (Artificial Lift) e

quando no leito marinho (Mudline Pumping ou apenas “Boosting”). Os métodos principais de

Elevação Artificial são resumidos na Tabela 7. [7]

41

Tabela 7 – Métodos de Elevação Artificial

Método Descrição Vantagens Desvantagens

Gas-Lift Contínuo (Continuous Gas Lift)

Injeção de gás no escoamento para reduzir densidade do fluido e, por consequência, a perda gravitacional (vide Eq [18])

Econômico, imune à produção de areia, intervenções com arame

Pouca redução de Pwf, necessita fonte, linha e válvulas para injeção de gás

Gas-Lift Intermitente

(Intermittent Gas Lift)

Injeção de gás cumprido ciclicamente a fim de deslocar golfadas de fluido (poços de baixo influxo)

Similar GLC, menores consumo de gás e necessita controle intermitência

Pouca redução de Pwf; necessita fonte, linha e válvulas para injeção de gás

Bombeio Mecânico (Beam)

Bomba alternativa instalada no poço alimentado por um motor eléctrico na superfície

Muito comum e com grande experiência no mundo

Separador necessário, limitada profundidade e vazão

Bombeio Centrífugo Submarino Submerso (BCSS, ESP)

Separador e Bomba instalados no poço e alimentados por motor eléctrico submerso

Altas vazões, Tolerância à FVG até 70%.

Confiabilidade, custo de intervenção

Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP, PCP))

Bomba volumétrica instalada no poço

Tolerância à alta viscosidade e volume de sólidos

Baixa vazão, alto custo, alto requerimento de potência

Bombeio Hidráulico (BH, HP)

Separador e Bomba instalados no poço e alimentados por potência hidráulica

Alta profundidade possível, baixo custo de intervenção

Necessita fonte e linha hidráulicas, apenas poços maiores

Figura 41 ilustra a variação em capacidade com profundidade para os vários métodos de

elevação Artificial.

42

Figura 41 – Produção x Profundidade (Pés) dos Métodos de Elevação Artificial Pennwell AL Charts, 1986

Os métodos principais de Boosting são resumidos na Tabela 8. [9]

43

Tabela 8 – Os Métodos Principais de Bombeamento Multifásico no Leito Marinho

Método Descrição Vantagens Desvantagens

Bombeio Centrífugo Submarino-Leito Marinho (BCS-LM)

Bomba Centrífuga Submarina instalada num poço auxiliar / skid

Menor custo de intervenção em comparação em instalação no poço

Frente a frações de gás acima de 30% necessita equipamento grande de separação (L-G)

VASPS / CAISSON

Separador Centrífugo + Bomba

Menor custo de intervenção em comparação em instalação no poço

Frente a frações de gás acima de 30% necessita equipamento grande de separação (L-G)

Bombeio Multifásico de Duplo Parafuso (Twin-Screw Pump, TSP)

Bomba Volumétrica

Altas vazões, alta eficiência, alta tolerância à FVG de até 95% (c/reciclo atinge 100% de gás na sucção), tolerância à alta viscosidade e à baixa pressão de sução, alta tolerância à intermitência (e.g. slugs) no escoamento, maior experiência no segmento de E&P, particularmente nos habitats de produção em terra e conveses de plataforma

No segmento de E&P menor uso no leito marinho; sensível à presença de areia, em princípio o escoamento é pulsante de curtos períodos, equipamento tende a não ser compacto (baixa velocidade específica)

Bombeio Multifásico Hélico-Axial (Helical-Axial Pump, HAP)

Bomba Rotodinâmica

Equipamento compacto (altas velocidades específicas), tolerância à FVG de 70% sob altas pressões de sucção, maior tolerância à presença de areia, escoamento não pulsante, maior presença de uso no leito marinho

Desempenho cai na alta FVG e alta viscosidade, requer controle maior frente às intermitências do escoamento

44

3. ATUAL ESTADO TECNOLÓGICO

3.1 Evolução da Tecnologia

Essa seção visa apresentar uma história breve do bombeamento multifásico de duplo

parafuso na indústria no segmento offshore, os motores do avanço da tecnologia e os

desafios tecnológicos que enfrentaram cada fase de desenvolvimento.

Desde o início do último século, muitas variantes para bombas multifásicas foram propostas

baseadas nos princípios de funcionamento das bombas monofásicas com o mesmo

problema encontrado – elas não conseguiam operar com grandes variações na Fração

Volumétrica de Gás Livre (FVG) do fluido oriundo do reservatório.

1957 – A primeira bomba multifásica de duplo parafuso foi desenvolvida para aplicação no

segmento de E&P por Bornemann, mas o programa foi terminado depois de varias falhas

devido às “tarefas insolúveis” (“insolvable tasks”) [52].

1985 - Foi realizado o primeiro desenvolvimento comercial da tecnologia no segmento de

E&P no Projeto Poseidon concebido e custeado pela Statoil e Total e tendo o IFP – Instituto

Francês do Petróleo - como parceiro tecnológico. Nesse projeto se objetiva o

desenvolvimento tecnológico de todos os elementos constituintes de um sistema de

explotação submarino tendo uma bomba multifásica no leito marinho e sob acionamento

eléctrico. Do envolvimento do IFP, particularmente na área de bombeamento multifásico,

resultaria no desenvolvimento da hidráulica da dita bomba multifásica rotodinâmica hélico-

axial. O motivo principal do desenvolvimento da concepção contida nesse Projeto Poseidon

foi o investimento enorme necessário na infraestrutura offshore. Eles consideravam que se

fosse possível impulsionar a produção da cabeça de poço e nas instalações de

processamento na terra, haveria economias enormes. O desenvolvimento, na rota de

bomba rotodinâmica, se iniciou por testes de conjuntos modificados de bombas do tipo BCS

e que contou com a participação da empresa francesa Pompes Guinard e acabou

resultando na concepção de uma série de protótipos dessa bomba hélico-axial. A campanha

de desenvolvimento com testes experimentais se iniciaria na Planta Piloto do IFP em

Solaize (França) e, se completaria com o teste do protótipo dito P-300 numa bateria de

poços no campo de petróleo de Sidi El Itayem da Total na Tunísia [12]. Na rota de

bombeamento multifásico por bomba de duplo parafuso (BM-DP) da Bornemann Pumpen

(Alemanha) seria aquela que desenvolveria o protótipo para testes na mesma bateria do

45

campo de Sidi El Itayem. Nos testes de campo do protótipo de BM-DP, conforme relata

DOLAN et al. (1988) foram demonstrados com sucesso as seguintes caraterísticas:

● A capacidade de BM-DP de operar com valores de FVG de até 95%;

● A habilidade de construir uma BM-DP às especificações operacionais de

produção de petróleo;

● A operação da BM-DP por 3.500 horas.

1987 - o Ministério Alemão de Pesquisa e Tecnologia fundou um projeto de pesquisa e

desenvolvimento, o MTT Project, a fim de saber o potencial futuro da tecnologia.

Bornemann desenvolveu mais uma bomba multifásica para esse projeto no qual misturas de

nitrogênio e água foram utilizados para demonstrar a capacidade da bomba em tolerar

valores de FVG até 90% [63]. Essa campanha de testes também incluiu simulações de

slugging e alongadas bolhas de gás. Baseado nas suas observações nesses testes,

Bornemann aplicou para sua primeira patente multifásica em 1993.

Figura 42 – Pressão Perfil x Parafuso (esquerda) e Vazão x ΔP(direita), MPT Project [52]

1992 - Seguiu o projeto PROCAP 2000 realizada pela Petrobras a fim de habilitar a

produção petróleo e gás nos campos em águas ultraprofundas, focando no ensaio dos

sistemas submarinos de bombeamento multifásico. Em 1994, foi concebido o projeto

SBMS-500 (Sistema Submarino de Bombeamento Multifásico) pela Petrobras com Leistritz

como a parceira responsável por fabricar o protótipo (vide seção 4.2.1). Em 2004,

Bornemann, participando no projeto, entregou a bomba multifásica de duplo parafuso

MW7T-28 para testes no Sítio de Testes de Atalaia na cidade de Aracaju de Aracaju, SE,

nordeste do Brasil. Esses foram os primeiros ensaios de grande escala realizados com

46

produtos reais – petróleo e gás. Vários cenários foram examinados inclusive o de

escoamento de golfada entrando na bomba. No Sítio de Testes de Equipamentos em

Atalaia a contrapressão para a bomba multifásica era provocada pela ação de válvulas do

tipo choque, ajustadas manualmente. Tal tipo de válvula, uma vez instituído certo valor de

abertura, em combinação com a ocorrência de escoamentos multifásicos intermitentes na

matriz de testes adotada provoca consideráveis choques de pressão na bomba – isso

provocaria danos na operação da mesma; se constataria ainda a baixa recirculação de

líquido para mitigar as altas FVGs dos escoamentos ricos em gás livre chegando à bomba.

Num segundo estágio desse desenvolvimento, após modificações inseridas na bomba e no

Sítio de Testes (particularmente, pela inserção de um subsistema de contrapressão

associado a um nível considerável de capacitância fluida) os testes de desenvolvimento

foram satisfatoriamente concluídos em Mai/1996 (CAETANO et al., 1997). Em Junho de

1996, a PETROBRAS emitiria uma aprovação para uso em suas práticas operacionais, na

produção em terra e / ou produção offshore em completação seca, o uso de bombas

multifásicas de duplo parafuso. CAETANO et al. (2005), entre outros aspectos, discorre

sobre as aplicações em campo que se sucederam ao reconhecimento da suficiente

maturidade da tecnologia de bombeamento multifásico de duplo parafuso para aplicações

em completações do tipo seca (terra e conveses de plataforma no ambiente offshore).

Figura 43 – Curvas de Desempenho da Bomba MW7T-28, Campo de Atalaia [44]

1997 - o Ministério Alemão de Pesquisa e Tecnologia fundou o projeto MPA liderado por

Bornemann que sucessivamente demonstrou as capacidades seguintes:

● Funcionamento em ambientes correspondentes a uma LDA de 1000m [63];

● Extrapolação para requisitos de potência até 7MW [63];

● Verificação da confiabilidade dos selos mecânicos;

47

● Gerência do desgaste de componentes na presença de fluidos agressivos e

sólidos;

● 24.000 horas de observação e operação contínua [63];

● Avanços da tecnologia nas áreas de projeto, acompanhamento e controle.

A partir desses ensaios, Bornemann aplicou para mais duas patentes, a primeira para seu

Smart Seal System e a segunda para sua Digressive Screw Technology (a fabricação dos

parafusos com uma contínua diminuição do comprimento do passo) – essa referida por built

in compression (compressão in situ) e aplicável em escoamento de altos e constantes

frações de gás livre (FVG > 97%-98%), ou seja, uma bomba operando como um

compressor de gás úmido.

Figura 44 – Extrapolação para Requisitos de Potência até 7MW [52]

Figura 45 –Influência de FVG e ΔP (esquerda) e Influência de FVG e Digressividade (direita) [52]

1998 – Depois de vários testes realizados por AkerKvaerner na sua bomba, SMPC 335, no

Demo 2000 Project, o módulo foi instalado no Campo de Lyell, Mar de Norte, em 2006. É a

primeira bomba multifásica de duplo parafuso a operar em condições submarinas reais e

vem operando desde então. A primeira bomba instalada no convés de uma plataforma de

que se tem registro ocorreu numa plataforma da Shell em Sarawak na Malásia e era de

fabricação da Sthortert-Pitt, uma empresa britânica pioneira nessa tecnologia e que,

infelizmente, não mais existe.

48

2007 - a BP instalou duas Bombas Multifásicas de Duplo Parafuso no Golfo de México em

uma LDA de 1700m e uma distância de Tie-Back de 27 km [52].

Figura 46 – Utilização de Bombeamento Multifásico no Mundo [3]

Figura 46 mostra o crescimento da utilização no mundo até 2002, principalmente por causa

das bombas multifásicas de duplo parafuso. Hoje, existem mais que 500 unidades [3]

multifásicas operando no segmento de E&P no habitat offshore, a maioria de quais são

bombas multifásicas de duplo parafuso. Deve ser notado que dessas bombas de duplo

parafuso, apenas quatro estão operando no segmento E&P no habitat submarino.

3.2 Princípio de Funcionamento

A bomba multifásica de duplo parafuso é um tipo de bomba volumétrica (também chamada

bomba de deslocamento positivo) que funciona sob o conceito de isolar um volume de fluido

e deslocar esse volume mecanicamente através do movimento de um órgão da bomba.

49

Figura 47 – Interior de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]

O mecanismo fundamental da operação da bomba multifásica de duplo parafuso consiste

de dois parafusos (twin screws) de rotação contrária, dispostos em paralelo e justapostos

para que eles engrenem, mas fiquem livres de contato e uma camisa circundante (casing /

liner). Tal arranjo cria câmaras (chambers) entre os três componentes onde fica o fluido.

Com a rotação dos parafusos, a forma dos parafusos, sendo helicoidal, obriga o fluido se

deslocar no sentido axial. Os eixos dos parafusos são montados por rolamentos externos

(roller bearings) que assim são afastados da passagem dos fluidos sendo bombeados e,

portanto, não sofrem qualquer ataque decorrente de erosão, de corrosão, de temperatura

nem de pressão. Existem dois parafusos, em cada eixo, com roscas opostas que deslocam

o fluido das extremidades ao centro do eixo. O torque é fornecido por um motor elétrico

conectado através de um eixo motriz (drive shaft) para uma extremidade de um dos eixos

de parafusos. Na outra extremidade o torque é transferido para o outro eixo de parafuso por

um par de engrenagens de sincronismo (timing gears) que também mantêm a fase de

separação dos parafusos.

O fluido entra na bomba no bocal de sucção (suction) e é bifurcado para as extremidades

dos parafusos onde é deslocado ao centro da bomba. Ao chegar ao centro, o fluido se

combina com aquele advindo do lado oposto (transferido pelo outro par de parafusos) e

assim flui tal mistura pelo bocal de descarga para a linha de produção.

Twin

Drive Shaft

50

3.3 Características de Operação

3.3.1 Cargas

Como o bifurcado fluido vai das extremidades para o centro de cada parafuso, desenvolve

um razoável equilíbrio entre as forças axiais hidráulicas do fluido. Assim, essas bombas não

precisam de um mancal de escora para apoiar um empuxo axial.

Porém, devido ao engrenar das roscas, existe uma área não simétrica radial sobre qual a

pressão hidráulica atua que corresponde a uma força radial desequilibrada, conforme

ilustrado na Figura 48.

Figura 48 – Forças Resultantes Axiais (acima) e Radiais (abaixo) Atuando nos Parafusos [6]

A força radial, que é proporcional ao incremento de pressão causará uma deflexão radial

que é uma função do diâmetro e comprimento do eixo-parafuso não apoiado, ou seja, inter-

mancais de suporte radial (bearing span). Por esse motivo, é importante utilizar eixos de

diâmetros grandes, ou seja, rígidos o bastante para evitar excessiva deflexão (shaft

bending) o que aumentaria o risco de contato entre os parafusos e camisa, o que poderia

provocar uma falha catastrófica pelo engripamento do eixo (shaft seize). De uma maneira

geral, a deflexão limita o incremento de pressão com qual a bomba pode trabalhar.

Também, existem vibrações devido à carga excêntrica cíclica em cada revolução do eixo

(helicoide de simples entrada). A rigidez do eixo deve ser tal que os modos de vibração

proibitivos não ocorram dentro do envelope de operação da bomba.

51

3.3.2 Pressão

1. Net Pressure Suction Head (NPSH)

A fim de entender o funcionamento de uma bomba de deslocamento positivo é interessante

pensar nela como uma bomba que cria escoamento através de deslocamento de volumes

de fluido ao contrário de uma bomba roto-dinâmica que, afora criar deslocamento de fluidos

também cria pressão. A bomba volumétrica somente responde às pressões na sucção e

descarga que são determinadas pelo sistema a montante e a jusante dela.

Baixa pressão na sucção pode causar o fluido a evaporar acaso tal valor de pressão seja

menor do que a Pressão de Vapor, Pv, da mistura que, por sua vez, poderia resultar nos

seguintes efeitos:

● Eficiência reduzida;

● Cavitação;

● Dano na bomba.

Então afim de que seja determinada tal possível situação num bombeamento de um fluido,

inicialmente, apenas no estado líquido se tem o parâmetro dito Altura Líquida de Sucção em

Pressão (Net Pressure Suction Head), o valor de tal parâmetro resultada da comparação

dos seguintes constituintes:

● Net Pressure Suction Head Required (NPSHR) – A pressão mínima requerida na

sucção da bomba para prevenir cavitação. Essa é uma propriedade da bomba e

é fornecida pelo fabricante.

● Net Pressure Suction Head Available (NPSHA) – A pressão absoluta na sucção

da bomba. Esse é uma função do sistema a montante da bomba e pode ser

calculado conforme a equação seguinte:

Eq [19] NPSHA=HA-Hz-HF+Hv-Hvp

Onde: HA = Pressão absoluta na superfície do fluido no reservatório

HZ = Diferença em altura entre o reservatório e o eixo da bomba

HF = Perdas devido à fricção / restrições no trecho reservatório-sucção

Hv = Altura manométrica (Head) de velocidade na sucção da bomba

Hvp = Pressão absoluta de vapor do fluido

A fim de operar sem cavitação, NPSHA > NPSHR.

Os fabricantes de bombas também citam a “pressão de sucção mínima” (minimum suction

pressure) que é a pressão que corresponde à mínima NPSHA da bomba que satisfaz o

requisito anteriormente referido. Bombas multifásicas de duplo parafuso podem operar com

pressões de sucção muitas baixas (e.g. da ordem de 1 bar man.) e, ainda assim, o

52

escoamento multifásico não propícia a ocorrência de efeitos danosos que adviriam no

bombeamento de líquido sob condições de cavitação. Esse alto desempenho de sucção faz

com que bombas multifásicas de duplo parafuso sejam fortemente adequadas para

utilização com poços de pouca capacidade de elevação natural (“surgência”).

De uma maneira geral, o NPSHR é o parâmetro que limite a rotação máxima na qual a

bomba de líquido pode operar.

Ao contrário, as bombas multifásicas hélico-axiais são sensíveis às condições de pressão

na entrada e requerem maiores valores de pressão de sucção quando comparados com os

níveis permitidos pelas bombas de duplo-parafuso – por exemplo, 3 bar [55]. Em princípio,

as bombas multifásicas rotodinâmicas buscam operar em pressões de sucção tais que a

razão entre os valores de densidade exibidos pela fase líquida e pela fase gasosa nessa

condição não seja maior do que 100. Num escoamento multifásico de hidrocarbonetos

típicos o valor de tal pressão, que origina tal ordem de razão, está no entorno de 30 bar.

[13]

2. Incremento de Pressão

A pressão máxima do sistema a montante e a jusante que a bomba pode sustentar são

ditadas pela resistência mecânica da bomba e a potência disponível.

Figura 49 – Capacidade x Incremento de Pressão da serie “HP” de Bombas de Bornemann [28]

Devido às folgas que devem ter entre os parafusos e a camisa para não ter contato entre si,

existe comunicação entre as câmaras de fluido. Afora tal folga, que é a principal (cerca de

80% do refluxo se faz por tal folga), existem ainda as folgas de flanco das helicoides nos

53

parafusos e, também, aquela entre o topo da helicoide num parafuso e a raiz de helicoide

no parafuso adjacente. Uma vez que construtivamente o passo (pitch) intercâmaras é

constante nos parafusos, o incremento de pressão é igualmente constante por câmara

quando do bombeamento de um fluido no estado líquido. Entretanto, em bombas de duplo-

parafuso aplicado no bombeamento multifásico, ainda que igualmente com câmaras de

passo constante, conforme veremos a seguir, o ganho de pressão por câmara não é

constante.

Como a pressão vai aumentando de uma câmara à próxima no sentido da sução à

descarga, existe um refluxo de fluido pelas folgas no sentido contrário. As implicações

desse refluxo são examinadas nas seções seguintes. Um perfil de pressão típico de uma

Bomba Multifásica de Duplo Parafuso é ilustrado na Figura 50.

Figura 50 – Perfil de Pressão de uma Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [40]

De uma maneira geral, são empregados parafusos com mais câmaras para aplicações de

alta pressão.

Figura 51 – Seleção de Parafusos para Aplicações de Baixa e Alta Pressão [6]

Hoje, é citado na literatura que bombas multifásicas de duplo parafuso oferecem

incrementos de pressão de até 150 bar (2.175 psi) [53]. Todavia, não existe evidência que

54

essas bombas foram submetidos a um programa de qualificação. O valor máximo citado

pelos fabricantes é 100 bar [28].

O máximo valor de incremento de pressão das bombas hélico-axial é 200bar [25], ainda que

, igualmente, não se tenha demonstrado numa real aplicação tal potencial de aumento de

pressão.

3.3.3 Capacidade

O volume teórico deslocado pela bomba durante uma revolução, Vdes, é uma função dos

parâmetros geométricos ilustrados na Eq [20].

Eq [20] Vdes= f(L, Dr, De, P) [33]

Onde: L = comprimento do parafuso

Dr = diâmetro do raiz do parafuso

De = diâmetro externo do parafuso

P = passo do parafuso

Assim, a vazão volumétrica teórica, QVolumétrica, é expressa conforme Eq [21]:

Eq [21] Qvolumétrica=Ω𝑉𝑑𝑒𝑠

Onde: Ω = rotação = π x rpm / 30

Pode ser deixado implícito a partir da Eq [21] que a vazão volumétrica teórica do fluido,

Qvolumétrica, também chamada de capacidade da bomba (pump capacity), é uma função

apenas da rotação e do volume das câmaras da bomba. Figura 52 ilustra a relação

proporcional entre a vazão e a rotação da bomba para vários valores de contrapressão a

serem superados no bombeamento.

Figura 52 – Vazão x Rotação para várias Capacidades de Pressão

Na Figura 53 é ilustrada pela linha vertical a independência entre vazão volumétrica e

contrapressão. Porem, na realidade ocorre um refluxo de fluido nas folgas que existem

entre os parafusos e entre os parafusos e camisa interna (liner) que depende dos fatores

seguintes:

55

● Incremento de Pressão, Δp;

● Viscosidade do fluido, µ;

● Geometria das folgas.

Observa-se que quanto maior o diferencial de pressão / contrapressão a ser vencido no

bombeamento, menor será o real valor da vazão bombeada para um conjunto de

parâmetros outros sob condição fixada (e.g. rotação, diâmetro do parafuso, valor das folgas,

fração volumétrica de gás, pressão de sucção e viscosidade do líquido nas condições de

operação). A vazão resultante, QTotal, é ilustrada na Figura 53:

Figura 53 – Vazão volumétrica x Incremento de Pressão [30]

Conforme DOLAN et al. (1988), observe-se um aumento de capacidade com o aumento de

valor de FVG, conforme ilustrado na Figura 54.

Figura 54 - Capacidade x Incremento de Pressão para FVG = 0% e FVG 82% [16]

FVG = 82%

FVG = 0%

Ca

pa

cid

ad

e m

³/h

Contrapressão psi

56

Curvas de desempenho (Performance Curves) de uma série de bombas de alta pressão

Bornemann são ilustradas na Figura 49. Pode ser visto que a partir de um incremento de

pressão, o desempenhos da bomba – no que tange a eficiência volumétrica - começam a

cair devido à recirculação em ocorrência nas folgas. No final é atingida a capacidade limite

da bomba frente ao existente valor de contrapressão (differential pressure) para tal

combinação de bomba e mistura fluida e suas propriedades.

Hoje, bombas multifásicas de duplo parafuso oferecem vazões até 5.000m³/h (755.300 bpd)

[53].

Por outro lado, a capacidade das bombas multifásicas roto-dinâmicas depende fortemente

das condições de pressão na sucção e descarga da bomba conforme ilustrado no gráfico

abaixo.

Figura 55 – Comparação Esquemática das Curvas de Desempenhos de Bombas Multifásicas [29]

3.3.4 Eficiência Volumétrica

Como o parâmetro mais importante é a vazão de óleo ou de gás entregue na superfície, é

interessante saber a eficiência volumétrica da bomba em termos do volume de fluido

produzido pela bomba por unidade tempo.

Existem os três escoamentos seguintes numa bomba multifásica de duplo parafuso:

● Escoamento positivo – Escoamento axial do fluido devido ao deslocamento das

câmaras;

● Refluxo – escoamento pelas folgas no sentido da descarga à sucção devido ao

incremento de pressão através as câmaras;

● Escoamento de Recirculação - Um subsistema externo que recircula o líquido

bombeado e o retorna para a sucção de forma a reduzir o valor da FVG

57

adentrando a bomba e assim assegurando a presença mínima de líquido

(tipicamente de 3% a 5% da vazão total). Tal fração de líquido irá propiciar a

selagem hidrodinâmica das folgas, preservando a escorva (prime) da bomba,

bem como, exibindo capacidade calorífica para carrear o calor absorvido

inicialmente pelo gás quando de sua pressurização na mistura bombeada.

Figura 56 – Escoamentos de Fluido numa Bomba Multifásica de Duplo Parafuso [30]

A vazão volumétrica da mistura multifásica nas condições da sucção, V̇, é determinada por

subtrair a vazão de refluxo, V̇Refluxo, e a vazão de fluido de recirculação, V̇Recirc, da vazão

teórica, V̇Teo, a saber:

Eq [22] V̇=V̇Teo-V̇Recirc-V̇Refluxo

A vazão teórica é determinada através da Eq [21]. A partir disso, a eficiência volumétrica,

ηvol, é definida da seguinte forma:

Eq [23] 𝜂𝑣𝑜𝑙 =

�̇�

𝑉𝑇𝑒𝑜̇

Em termos de pressão de sucção, uma bomba multifásica de duplo parafuso que trabalho

com menor pressão de sucção apresentará uma eficiência volumétrica maior (todos outras

características da bomba e escoamento sendo iguais) porque a compressibilidade do fluido

será maior.

Nos valores de FVG mais altos, com um aumento de pressão diferencial através da bomba,

o gás na mistura sendo bombeado fica mais comprido que reduz o refluxo que, por sua vez,

aumento a eficiência. Assim, a eficiência volumétrica aumenta com incremento de pressão,

conforme ilustrado na Figura 57.

58

Figura 57 – Variação Típica de Eficiência Volumétrica x Incremento de Pressão [6]

Por outro lado, a eficiência diminui nos incrementos de pressão baixos pelos mesmos

motivos descritos acima.

Isso está em contraste às bombas multifásicas roto-dinâmicas cujas eficiências volumétricas

dependem fortemente do incremento de pressão e da vazão conforme ilustrado pela curva

“efficiency” na figura abaixo. As bombas roto-dinâmicas possuem uma eficiência ótima (Best

Efficiency Point, BEP) relativamente alta, mas são muito ineficientes nas velocidades

baixas.

Figura 58 – Curvas de Sistema Típicas de Uma Bomba Multifásica Roto-Dinâmica [42]

Uma bomba multifásica hélico-axial tem que ser selecionado de uma forma que seu ponto

de operação (ditado pelas outras curvas de sistema) fique o mais próximo ao seu ponto de

eficiência ótima (Best Efficiency Point).

59

3.3.5 Potência

A potência que deve ser entregue nos eixos dos parafusos é constituído de dois

componentes:

● Potência requerida para superar a fricção. Essa é uma função da rotação e da

viscosidade;

● Potência hidráulica. Essa é uma função da rotação e do incremento de pressão.

Essa relação entre potência, vazão e incremento de pressão é representada pelas linhas de

potência constante na figura abaixo.

Figura 59 – Variação de Potência com Capacidade e Incremento de Pressão [30]

Tipicamente, a potência gerada por uma bomba multifásica de duplo parafuso é da ordem

de 1MW [25].

3.3.6 Efeito de Viscosidade

A fim de entender o comportamento de bombas com respeito à viscosidade, é necessário

introduzir o conceito de cisalhamento (shear) que num fluido é a movimentação de uma

camada do fluido relativa às suas camadas próximas. A taxa de cisalhamento (shear rate),

γ, é uma função da velocidade relativa das camadas, v, e a distância perpendicular entre as

camadas, h, e é expressa da seguinte forma:

Eq [24] γ=v

h

Uma bomba com uma alta taxa de cisalhamento pode causar emulsificação do fluido

através de agitação do mesmo na presença de água. As bombas multifásicas de duplo

60

parafuso exibem taxas de cisalhamento baixas que permitem que elas manuseiem fluidos

viscosos com vazões altas sem alterar o fluido.

Também, as bombas multifásicas de duplo parafuso dependem da recirculação do líquido

produzido pelas folgas para selá-las. Quanto mais viscoso for o fluido, melhor será sua

capacidade selar o que consequentemente habilita a bomba a operar com maior eficiência,

maior capacidade e maior potência (vide Figura 60).

Figura 60 - Eficiência, vazão e potência x Incremento de Pressão para µ = 100cSt e µ = 200cSt [6]

Os fabricantes declaram uma capacidade de viscosidade máxima de 1.000.000 cSt [29].

Ao contrário, as bombas roto-dinâmicas exibem taxas de cisalhamento altas que diminuem

seu incremento de pressão, sua potência e sua eficiência às altas viscosidades altas.

Figura 61 – Parâmetros de Desempenho x Viscosidade, Bomba Roto-Dinâmica [56]

61

A tabela abaixo faz um resumo dos efeitos de viscosidade nos parâmetros principais de

desempenho dos dois tipos de Bombas Multifásicas.

Tabela 9 – Efeito de Viscosidade nos Parâmetros Principais de Desempenho

Parâmetro de Desempenho

Duplo Parafuso Roto-dinâmica

Capacidade volumétrica Aumenta Diminui

Incremento de Pressão Aumenta Diminui

Eficiência Aumenta Diminui

Consumo de Energia Aumenta Aumenta

3.3.7 Efeito da Fração Volumétrica de Gás Livre (FVG)

Como bombas multifásicas de duplo parafuso deslocam o fluido no sentido axial sem

qualquer componente centrífugo, elas não são sensitivas à densidade do fluido. Por esse

motivo, essas bombas são fortemente insensitivas à Fração de Gás Livre na mistura. Assim,

com o sistema de recirculação de fluido instalado (vide seção 3.3.4), elas podem lidar com

fluidos que apresentam Frações Volumétricas de Gás Livre de até 100% [25]. Deve ser

notado que esse inclui 3% de líquido de recirculação.

Figura 62 – Incremento de Pressão x FVG para Várias Bombas Multifásicas [26]

Com um vaso de condicionamento e uma linha de recirculação uma bomba hélico axial

também pode funcionar com misturas de até 100% [25].

3.3.8 Produção de Areia

A produção de areia pode causar desgaste significante nas folgas finas entre os parafusos e

a camisa. Como o desempenho é fortemente dependente nas folgas, é recomendável

conter o excesso de sólidos em suspensão e / ou adotar materiais e / ou recobrimentos

62

metálicos que propiciem alta dureza superficial a fim de mitigar a taxa de abrasão que deve

ocorrer. Atentar que o tamanho dos sólidos e seus respectivos valores de dureza superficial

que mais impactam são aquelas da mesma ordem dimensional e que adentram as folgas.

Por vezes, o aumento da folga e consequente diminuição da eficiência volumétrica da

bomba podem resultar numa maior resistência à abrasão e aumento da continuidade

operacional [12].

3.3.9 Confiabilidade e Manutenção

Os operadores preferem operar por um período de cinco anos sem ter que fazer uma

intervenção. Historicamente, um dos mais comuns causas de falha das bombas multifásicas

foram os rolamentos devido às altas pressões as quais eles eram submetidos. Hoje, os

rolamentos são montados fora da passagem do fluido e não são expostos às condições

transientes das quais eles sofreram historicamente. No bombeamento multifásico, as

bombas multifásicas de duplo parafuso têm como seu elemento mais susceptível às falhas

como sendo os selos mecânicos.

Outas considerações são:

● Corrosão e erosão;

● Falhas cabos elétricos e linhas de transmissão.

Na aplicação de bombeamento multifásico no segmento de produção, o desejável é que o

tempo de missão em continuidade operacional atinja cerca de 7 anos, pois esse é o tempo

típico de intervenção nos poços produtores para intervenções objetivando substituição de

componentes, limpeza e / ou restauro de condições e produção. Assim, associada perda de

produção (o que ocorreria acaso tal manutenção fosse aquela a obrigar a parada do poço).

Atualmente, as bombas têm projeto para cerca de 20 anos e tempos de missão de 2,5 a 4

anos, quando uma manutenção se fará necessária.

Graus de intervenção nos poços submarinos são governados pelos tipos das embarcações

requeridas e podem ser categorizados da seguinte forma [39]:

● Light Well Intervention (LWI):

o Embarcação: LWI Vessel

o Diária (spread cost): US$300k- US$400k [39]

o Equipamento: Realizado sem Riser e com arame

o Duração: média de intervenção: 8-10 dias

o Custo Médio: US$3,15m

● Medium Well Intervention (MWI):

63

o Embarcação: Plataforma Semissubmersível

o Diária (spread cost): US$500k-US$650k [39]

o Duração média: 10 dias

o Equipamento: Realizado com um Riser rigidez e um tubo espiralado

(coiled tube)


● Heavy Well Intervention (HWI):

o Embarcação: Plataforma convencional

o Diária (spread cost): US$800k-US$1,2m [39]

o Duração média: 12-15 dias

o Equipamento: Realizado com macaco hidráulico


Tipicamente, a bomba multifásica é instalada no leito marinho na região do dito by-pass

(desvio) da base de produção. Assim, acaso o poço tenha condição de auto-elevação

(natural) ou um método de elevação artificial (e.g. gas-lift) igualmente equipa o poço, a

manutenção da bomba multifásica poderá ser realizada sem que a produção do poço seja

interrompida. Naturalmente, haverá uma queda na produção desse poço (dita perdas de

produção) pela saída de serviço da bomba multifásica. A depender da amplitude da

manutenção poderá ser requerida a total retirada da bomba multifásica para manutenção

em terra.

3.3.10 CAPEX e OPEX

Tipicamente o custo de um Subsea Boosting System com uma bomba multifásica de duplo

parafuso projetada para resistir alta pressão e alta temperatura é cerca de US$300 milhões

[61]. Esse número naturalmente depende do porte do sistema a ser instalado (e.g. vazão a

ser bombeada, contrapressão a ser superada, corrosividade dos fluidos, classe de pressão

da instalação, a qual também depende da LDA, etc.).

Todavia, como pode ser visto na Figura 63, tipicamente 90% do custo do ciclo da vida de

um sistema de bombeamento é acumulado depois da compra e da instalação. O custo do

ciclo da vida se divide da seguinte forma:

● Consumo de energia – 44%

● Manutenção – 17%

● Perdas de produção – 16%

● Compra e instalação – 12%

● Operacional – 9%

64

● Descontaminação e remoção – 2%

Figura 63 – Divisão do Custo do Ciclo da Vida [20]

65

3.3.11 Resumo

Tabela 10 - Características Operacionais de BM-DP e BM-HA

Caraterística BM-DP BM-HA

Pressão de Sucção

1 bar [25] 3 bar [25]

Incremento de Pressão

150 bar [53]

(Fabricantes declaram 100 bar [29])

200 bar [25]

Capacidade 750,000 bpd [53]

(Fabricantes declaram de 10.000 a 450.000bpd)

700.000 bpd [53]

(Fabricantes declaram de 50.000 a 450.000bpd)

Eficiência Volumétrica

90% sobre uma faixa ampla de rotações

Eficiência ótima: 90%

Baixa vazão: Baixa eficiência

Potência ~0.1 a 1,8 MW [25] ~0,5 a 7 MW [25]

Cisalhamento Baixo Alto

Viscosidade Inferior: 1 cSt [25]

Superior: Sem limite [25]

Inferior: 1 cSt [25]

Superior: 4.000 cSt [25]

FVG 100% (com recirculação) [25] 100% (com buffer tank) [25]

Produção de Areia Baixo desempenho Alto desempenho (folgas grandes)

Confiabilidade Pouca experiência nos ambientes extremos

Médio - mais experiência nos ambientes extremos que BM-DP

CAPEX Subsea Boosting System cerca de US$300m [61]

Subsea Boosting System cerca de US$300m [61]

OPEX Médio a Alto Alto

66

4. VISÃO DA BOMBA MULTIFÁSICA DE DUPLO-

PARAFUSO NO FUTURO

4.1 Bomba Multifásica de Duplo-Parafuso e Outras Tecnologias

Existentes

Existem três conceitos para sistemas de explotação na área offshore:

● Standalone Production Units: Pode ser uma plataforma fixa nas águas rasas ou

uma plataforma flutuante nas águas profundas que é conectada ao poço

diretamente. Esses sistemas dependem da energia natural do reservatório para

elevar o fluido do reservatório para a facilidade de processamento convés da

plataforma onde os fluidos – tipicamente numa corrente multifásica - são

separados de forma a originar correntes separadas e monofásicas (e.g., óleo,

água e gás) condicionadas para exportação.

● Subsea Boosting Systems: Esses sistemas adicionam energia ao escoamento no

leito marinho e são divididos em duas categorias:

o Subsea Processing Systems: O escoamento multifásico é separado no

leito marinho e as fases, após separação, são bombeadas para a

facilidade de processamento (seja uma plataforma flutuante, uma

plataforma fixa ou uma facilidade em terra) através de bombas

monofásicas e linhas de produção chamadas tie-backs. O mais comum é

termos uma separação bifásica, a qual origina as correntes dita bruta

(óleo e água) e a de gás. Mais recentemente também temos sistemas

que apenas separam parte da água produzida e a re-injetam no

reservatório, de forma que ocorra uma redução do corte de água que

chega à plataforma propiciando, muitas das vezes, uma extensão na

explotação do campo tendo em vista que tais sistemas de plataforma são

normalmente limitados a um valor de produção bruta.

o Multiphase Pumping Systems: O escoamento multifásico é bombeado

para a plataforma através de bombas multifásicas e apenas uma linha de

produção chamada um tie-back.

● Downhole Processing Systems: O escoamento multifásico é separado no poço e

as fases separadas direcionadas para a facilidade de processamento através de

duas linhas de produção, sendo uma bombeada (produção bruta óleo e água).

67

Esta seção visa apresentar os benefícios apresentados pelos sistemas submarinos de

bombas multifásicas de duplo parafuso sobre todos os demais sistemas possíveis para

entrega dos fluidos produzidos nas facilidades de processamento.

4.1.1 Benefícios sobre Standalone Production Units

1. Produção e Recuperação

De uma maneira geral, os sistemas submarinos são mais econômicos sendo constituídos

de menos equipamentos. O conceito de um sistema submarino convencional é separar as

fases do escoamento de produção no leito marinho e entregá-las em linhas de produção

separadas.

Uma bomba multifásica de duplo parafuso responde a todas as perdas de cargas que

existem no sistema a jusante dela. Dessa forma, a contrapressão (back pressure) que atua

no fundo do poço torna-se apenas a soma das perdas de cargas do sistema entre o fundo

de poço e a bomba. Conforme a Eq [15], a diminuição da pressão no fundo de poço

corresponde a um aumento do escoamento, ilustrado na Figura 64.

Figura 64 – Aumento de Produção devido ao Bombeamento Multifásico [26]

Figura 65 mostra um exemplo dos ganhos que podem ser feitos em termos de produção

nas águas profundas assumindo o a seguir descrito:

● Uma redução da pressão no fundo (drawdown) de 1.600 psi devido ao

bombeamento;

● Uma LDA de 6000 ft;

● Um Inflow Performance Relationship do reservatório de 5 bbl/psi.

O aumento de produção seria 8.000 bbl/d.

68

Figura 65 - Aumento de Produção devido ao Bombeamento no Leito Marinho [48]

Hoje, existem soluções como a Multiphase Wellhead System da Leistritz na qual a bomba é

montada na cabeça do poço, a fim de maximizar a redução de pressão de forma mais

eficiente energeticamente e assim aumentar a produção. Importante observar que num

bombeamento líquido, a contribuição de uma bomba não seria dependente de seu local de

instalação no sistema. Entretanto, no bombeamento multifásico, a exemplo do submarino,

quanto mais a montante a bomba for instalada (e.g., na própria cabeça do poço) mais

eficientemente a mesma executará o seu trabalho (maiores pressões locais e por

consequência menores valores de FVG que propiciam maior eficiência energética).

Segundo, bombas multifásicas possibilitam a integração de poços marginais que seriam

economicamente inviáveis sem o aumento de produção. De forma similar, a energia

adicional fornecida pelas bombas multifásicas possibilita a conexão de poços remotos, que

não possuem energia natural suficiente para superar as perdas de carga na linha de

produção, às facilidades de processamento existentes (vide “Conceito 3”, seção 4.2.3).

Quando aplicado a um campo relativamente novo (Green Field) se denomina Green Field

Subsea Boosting como ilustrado na Figura 66 e visando aumentar o pico de produção e

reduzir o OPEX total pela diminuição da inicialmente requerida vida produtiva do campo ao

propiciar uma antecipação da produção.

69

Figura 66 – Early Boosting a fim de Aumentar a Produção [26]

Cada poço possui um limite abaixo do qual a receita proveniente da venda de óleo

produzido não é suficiente para cobrir as despesas de operação e o poço é abandonado.

Por esse motivo, todas as características descritas na seção 1 que aumentam a produção

também hão de permitir o adiamento de tal momento de abandono e assim, potencialmente,

aumentando o dito fator de recuperação.

Poços também podem ser abandonados devido a uma alta produção de água e gás que

devem ser ambos descartados ou em locais em que não haja economicidade na produção

de gás. Naturalmente, se constituem essas em operações que possuem custos associados

significativos. Mesmo esses poços já abandonados podem, em princípio, serem

reconectados uma vez que se faça um aumento de produção de óleo, o que torna tais

poços economicamente viáveis.

Esse tipo de Boosting que visa estender a vida produtiva de um campo maduro (Brown

Field) se denomina Bombeamento Multifásico Tardio (Late Boosting) ou Bombeamento

Multifásico de Campos Maduros (Brown Field Boosting).

Figura 67 – Late Boosting a fim de Aumentar a Recuperação [26]

2. Operabilidade e Flexibilidade

As facilidades de produção e processamento devem ser projetadas para a produção

máxima prevista na vida produtiva do campo. Portanto, à medida que o tempo vai passando

e a produção vai decrescendo nos campos maduros, a utilização das facilidades se torna

mais ineficaz e respondem por cerca de 40% do OPEX durante a fase de produção [61]. Por

70

manter a produção em campos maduros por meio da conexão de poços remotos, as

bombas multifásicas fazem a maximização de utilização das facilidades existentes.

Bombas multifásicas também possibilitam a integração de poços de baixa ou média pressão

com manifolds de alta pressão, assim minimizando o equipamento requerido (vide seção

4.4.1).

O espaço na indústria no segmento offshore é um item muito valioso. Tipicamente a

projeção (footprint) de um sistema de uma bomba multifásica é significantemente menor

que o arranjo que envolve a separação de fluidos e o consequente bombeamento

monofásico e, igualmente, ainda oferecem menor peso. Também, o arranjo dos

componentes constituintes é muito flexível e pode ser definido conforme as restrições de

espaço num ambiente específico (vide seção 4.4.1).

Nos reservatórios de petróleo com alto níveis de FVG são requeridas altas vazões para que

a produção fique economicamente viável. Figura 68 ilustra como a composição do fluido

que entra na bomba no leito marinho pode varia consideravelmente com a do fluido

entregue na superfície.

Figura 68 – Variação Típica de FVG com Pressão [30]

Para atender essa demanda de alta capacidade é possível operar as bombas em paralelo.

Figura 69 ilustra os envelopes de operação da série “9 HDP” da Bornemann com o ponto

de operação requerido em vermelho (imagem à esquerda). Nesse exemplo, o modelo de “9-

60”, exibe uma capacidade de 33% da requerida e assim quatro dessas unidades foram

operados em paralelo (imagem à direta). Conforme pode ser visto, uma vez que três

bombas atendem o requerimento, a quarta bomba pode ser desligada e empregada como

redundância caso ocorra uma falha.

71

Figura 69 – Utilização de Bombas de Duplo Parafuso em Paralelo [30]

Para um arranjo de bombas em paralelo é necessário um dispositivo a montante da bomba

chamado Flow Header que distribui o líquido e gás às bombas de uma forma uniforme.

Periodicamente (tipicamente, de 5 a 7 anos) um poço de produção de petróleo é fechado e

recebe intervenções (e.g., limpeza, troca de componentes, operações de estimulação no

reservatório, etc.). O escoamento na linha de produção que se segue a esses eventos é

normalmente desafiador, pois pode ser muito instável e pode ainda ocorrer um fenômeno

dito surging no qual a pressão pode atingir níveis ainda maiores do que numa operação

normal. A fim de atender à ocorrência desse evento é possível operar as bombas em série

para aumentar a capacidade de superação em pressão.

3. CAPEX e OPEX

Segundo o Wall Street Journal – Barrel Breakdown [57], o custo médio atual de produzir um

barril de óleo no Brasil é US$35 e é divido da seguinte forma:

● Gastos de capital (CAPEX) – 46,0% (US$16,09);

● Custos de Produção – 27,0% (US$9,45);

● Impostos Brutos – 19,0% (US$6,66);

● Administração / Transporte – 8,0% (U$2,80).

As despesas principais são os gastos de capital, o CAPEX, que ocorrem durante as fases

de exploração e desenvolvimento do campo. No conceito de desenvolvimento convencional

com um Standalone Production Unit, o maior gasto de capital é a plataforma que contribui a

cerca de 60% do gasto total (vide “Conceito 1”, seção 4.2.3).

A fase de exploração faz uma significante parte dos gastos de capital. Os ditos Subsea

Boosting Systems ao estender a vida produtiva de um campo, reduzem o investimento

requerido na exploração de novo poços ou campos.

Porem, as oportunidades principais de reduzir o CAPEX que apresenta a tecnologia de

Subsea Boosting Systems são focadas nas suas capacidades de impulsionar toda a

produção do leito marinho às unidades de produção por distâncias maiores. Assim Subsea

72

Boosting Systems reduzem a quantidade de unidades de produção requeridas para

desenvolver uma grande área que conte com poços fora do limite em que suas energias

naturais permitiriam entregar o petróleo à unidade de uma maneira econômica. (vide

“Conceito 1” e “Conceito 2”, seção 4.2.3).

Também Subsea Boosting Systems permitem o desenvolvimento de novos poços utilizando

unidades de produção já em operação no campo. Esse é um benefício poderoso porque o

custo de modificar uma unidade de produção para receber mais influxo de petróleo é muito

menor que o de uma unidade nova. (vide “Conceito 3”, seção 4.2.3).

Em termos de reduzir os custos durante a fase de produção, os Subsea Boosting Systems

são projetados para operarem sem tripulação permanente. Eles podem ser integrados em

unidades totalmente sem tripulação, assim removendo o contribuinte maior às despesas na

fase de operação - mão-de-obra.

4. Confiabilidade

Conforme o fluido multifásico vai fluindo distâncias cada vez maiores entre o poço e a

plataforma, a formação de golfadas longas vai aumentando. As golfadas (slugs) podem

existir da forma líquida ou gasosa e são problemáticas em relação à garantia de

escoamento. Esses regimes de escoamento instáveis (slugging ou surging), entregues nas

facilidades de processamento, causam problemas com o equipamento de separação e

compressão que são sensíveis às mudanças bruscas nas características do escoamento.

Acaso existam restrições ao escoamento provocadas por anteriores depósitos (e.g.,

parafinacão, hidratos, etc) também podem ocorrer maiores restrições durante a passagem

de golfadas, as quais podem bloquear, momentaneamente, a linha de produção ou riser.

Figura 70 – Brusca Mudança no Escoamento Devido à Passagem de uma Golfada (Slugging) [42]

Bombas multifásicas de duplo parafuso lidam com qualquer regime de escoamento sem

detrimento ao equipamento e através da sua contínua ação de bombeamento produzem um

escoamento regular, sem pulsações ou vibrações de valor significativo, que pode até

73

remover depósitos devido ao slugging. Da mesma forma, o produzido escoamento regular e

com pressão elevada reduz o fardo aplicado no equipamento a jusante, particularmente o

compressores que não operam bem com pressões baixas.

A característica de uma bomba multifásica de duplo parafuso de reduzir a pressão no

sistema de produção a montante dela aumenta a confiabilidade conforme a seguir descrito:

● Reduz a probabilidade da formação de hidratos que preferem condições de alta

pressão e baixa temperatura;

● Reduz a pressão diferencial que atua nos componentes. Esse estenderá sua

vida funcional e reduzirá o risco de falha.

Assim bombas multifásicas apresentam uma garantia de escoamento significantemente

elevada nas condições de baixa temperatura, viscosidades elevadas e variações de

pressão que se encontram nos sistemas de produção no offshore do Brasil.

5. Benefícios Ambientais

De maneira geral, o processo de separar, comprimir e transportar o gás para o ponto de

venda não é econômico, que, por vezes e quando autorizado, provoca a queima local desse

gás produzido e quando não autorizada tal queima demanda sua compulsória exportação

e/ou re-injeção no próprio reservatório produtor ou numa caverna existente no

soterramento. Todo ano, se estima que 140 bilhões de metros cúbicos de gás seja

queimado e assim resultando na emissão de 350 milhões de CO2 para a atmosfera. Por

esse motivo foi introduzido a inciativa Zero Routine Flaring by 2030 que hoje é endossado

por 45 empresas de petróleo e países representantes de 40% das emissões de CO2 [58].

Por impulsionar o escoamento não processado do poço à facilidade central de

processamento, a bomba multifásica faz com que o gás natural possa ser capturado,

armazenado e revendido, assim eliminando a queima de gás e agregando ao desempenho

financeiro da bomba multifásica.

Da mesma forma, a bomba multifásica elimina a necessidade de armazenar, descartar e

transportar água produzida localmente.

6. Nichos

Por fim, existem nichos nas quais bombas multifásicas podem aumentar a produção. Para

os poços que produzem gás no anular do poço, essa causa um aumento da pressão

atuando na formação e reduz a produção do reservatório. Uma bomba multifásica pode ser

utilizada para aliviar essa acumulação de gás e aumentar o influxo de fluidos do reservatório

para o poço. Nos reservatórios de gás, é possível ocorrer uma acumulação de líquido

(condensado e/ou água) no poço que aumenta a contrapressão atuando no fundo de poço.

74

Da mesma forma que na situação de descarregamento de gás no anular, a bomba

multifásica pode ser empregada para aliviar essa acumulação de líquido, assim liberando o

escoamento e aumentando a vazão.

4.1.2 Comparação com Subsea Processing Systems

Quanto às facilidades, as bombas multifásicas reduzem as facilidades requeridas nos

centros de produção afastados por eliminar a necessidade dos seguintes equipamentos:

● Equipamento de separação na cabeça de poço;

● Equipamento de compressão, uma bomba monofásica mais uma linha de

produção para a transporte de cada fase;

● Tratadores termoquímicos do óleo (atuam na separação da água emulsionada

no óleo);

● Tanques de armazenamento;

● Equipamento de separação / de queima de gás na plataforma.

Figura 71 – Comparação de Equipamento do Conceito Convencional e do Multifásico [53]

Em 1997, foi estimada por Porto e Larson (1988) que as economias em relação à CAPEX

do equipamento foram 30%. É muito provável com o avanço da tecnologia na área de

bombas multifásicas que essas economias sejam significantemente maiores hoje.

Ademais, a consolidação de equipamento tem os benefícios seguintes:

● Melhor confiabilidade do sistema devido à redução em interfaces operacionais e

complexidade;

75

● Redução de espaço requerido – um parâmetro valioso na indústria no segmento

offshore;

● Ambiente mais seguro;

● Menores emissões de ruídos.

Bombas multifásicas de duplo parafuso são projetadas para operar sobre uma

extremamente larga faixa de pressões de sucção. Essa flexibilidade de operação é uma

vantagem grande nas condições que se encontram nos campos offshore sobre as bombas

hélico-axiais e sistemas de separação com compressores que precisam operar com uma

pressão de sucção pré-determinada (vide Figura 58).

De uma maneira geral, o equipamento de separação e as linhas de produção na superfície

são os gargalos (bottlenecks) nos Subsea Processing Systems, particularmente os

compressores que operam com vazões baixas. A combinação da capacidade de bombas

multifásicas a operar com vazões significantemente mais altas e a redução de equipamento

possibilita um considerável aumento da vazão produzida.

Uma bomba multifásica de duplo parafuso também pode operar com uma faixa de rotações

controlada por meio de um Variable Frequency Drive. Esse envelope de operação amplo

habilita a bomba se ajustar às mudanças de demanda oriundas das mudanças do

reservatório com o transcorrer da explotação do campo.

4.1.3 Comparação com Downhole Processing Systems

A Tabela 11 apresenta um resumo dos desempenhos dos princípios métodos de elevação

artificial quais sejam:

● Bombeamento Mecânico (BM)

● Bombeamento Centrífugo Submerso (BCS)

● Bombeamento hidráulico (BH)

● Gas Lift.

● Bombeamento de Cavidades Progressivas (BCP)

Também é apresentado o Bombeamento Multifásico de Duplo Parafuso (BM-DP) –

tipicamente aplicado no leito marinho (fora do poço) ou no convés da plataforma – a fim de

propiciar uma comparação.

Ás características, nas quais os tipos de bombeamento possuem desempenhos baixos, são

destacadas em vermelho e as características nas quais possuem desempenhos excelentes

são destacadas em verde.

Flexibilidade refere-se à capacidade de operar em condições diferentes.

76

Deve ser notado que para essa comparação foi assumido que a bomba de duplo parafuso

tem as características de uma Electric Submersible Twin Screw Pump (ESTSP), vide seção

4.4.2.

A menos que seja referenciado ao contrário, todos os dados são extraídos da tabela na

referência [17].

77

Tabela 11 – Comparação Holística dos Métodos de Elevação Artificial

BM BCS BH Gás Lift BCP BM-DP (ETESP)

CAPEX Baixo a Médio

CAPEX Alto CAPEX

Baixo a Médio CAPEX

Alto CAPEX Alto CAPEX Alto CAPEX

OPEX Baixo a Médio

OPEX Médio a Alto

OPEX Alto OPEX Baixo OPEX Médio a Alto OPEX

Médio a Alto OPEX

Eficiência 50-60% > 1000bpd: 70%

< 1000bpd: <40% 10% a 20% 20% a 30% 90%[25] 90%[25]

Confiabilidade Excelente Média – sensível

à temperatura Sensível à cavitação

Excelente Médio Baixo a Médio

Capacidade – Alto ΔP Média – Sensível à profundidade

Excelente: 18.000bpd[25]

Excelente: até 15.000bpd

Excelente Médio: 6.200bpd[25] Excelente –

750.000bpd[25]

Capacidade – Baixa ΔP

Excelente Baixa: baixa

efic. e alto OPEX Médio Médio Alto Alto

Flexibilidade Excelente Baixa Alto Alto Alto Excelente

Estabilidade de escoamento

Baixo Baixo Alto Alto Excelente Excelente

Diminuição da Pressão do Reservatório

Baixo Baixo Baixo Alto Excelente Excelente

Alta FVG Baixo Médio: 70%[25] Médio Alto Baixa: 33%[25] Excelente: 98%[25]

Viscosidade Baixo Baixo: <100 cSt Alto Médio Excelente Excelente

Pressão de Sução Excelente: <

25psi Baixo com FVG>5%

Baixo Médio Excelente: 1bar[25] Excelente: 1bar[25]

Produção de Areia Baixo com baixa

viscosidade Médio Baixo Excelente Alto Baixo

Alta Temperatura Alto: 550°F Médio: 410°F[25] Excelente Alto Baixo: 250°F[25] Alto: 660°F[25]

Instalação Alto Custo (HWI) Alto Custo (HWI) Alto Custo

(HWI) Alto Custo

(HWI) Alto Custo (HWI) Baixo Custo (LWI)

Intervenção Alto Custo (HWI) Alto Custo (HWI) Alto Custo

(HWI) Alto Custo

(HWI) Alto Custo (HWI) Baixo Custo (LWI)

78

O Subsea Boosting System é um conceito que permite a produção em casos nos quais não

seria econômico produzir ou permite ainda o aumento da produção naqueles igualmente

capazes de ser produzidos. De uma forma geral, se constitui num processo que propicia

maiores graus de liberdade para a materialização da produção num sistema de produção,

particularmente no segmento submarino.

A inspeção e ajustes de pequena complexidade numa bomba multifásica no leito marinho é

possível de ser realizada pelo uso de um Veículo de Operação Remota. Acaso se necessite

retirar a unidade de bombeamento multifásico para reparo em terra ainda assim é possível

manter a produção submarina desde que tal bomba esteja instalada num by pass no leito

marinho – ou seja, depois de retirada, o poço passa a produzir na condição de surgência

natural, se possível, ou um método de elevação artificial (tipicamente gas lift) é acionado ou

mantido; naturalmente, a produção sem a operação da bomba multifásica será menor do

que quando operação de tal bomba modificada.

A recuperação é realizada por uma Light Well Intervention Vessel que tem um custo médio

associado de US$3,15m.

Todos os tipos de elevação artificial requerem Heavy Well Intervention (HWI) com um custo

médio associado de US$13,5m (vide seção 3.3.9).

Além disso, Subsea Boosting Systems possuem as vantagens seguintes sobre os métodos

de Elevação Artificial:

● Possibilitam o desenvolvimento econômico dos campos marginais;

● Exibem maior flexibilidade operacional.

4.1.4 Comparação com Bombas Multifásicas Hélico-Axiais

Um resumo das características de desempenho principais para as duas formas de

bombeamento multifásico encontra-se na Tabela 9. Nessa seção, será desenvolvida uma

discussão qualitativa sobre a adequação de cada tipo de bomba aos vários cenários que

existem na indústria no segmento offshore.

1. Capacidade e Incremento de Pressão

O incremento de pressão de uma bomba de duplo parafuso é relativamente baixa em

comparação com outras bombas. É limitada pelas deflexões dos eixos de parafusos (vide

seção 3.3.1).

79

Figura 72 – Máximos Incrementos de Pressão e Capacidades, Bombas Multifásicas [25]

O valor citado nesse trabalho foi extraído das informações fornecidas pelos fabricantes. Um

valor de 150 bar é citado na literatura [53], mas ainda não existe evidência que essas

bombas tenham sido submetidas a um suficiente programa de qualificação e/ou operação

em campo.

Aumentar o máximo incremento de pressão para atender as demandas da indústria e

competir com os outros tipos de bombas é um dos principais desafios ora enfrentado no

desenvolvimento de bombas de duplo parafuso (vide seção 4.3.1).

Crescimentos em capacidade durante os últimos cinco anos fazem com que hoje os dois

tipos de bombeamento multifásico sejam aproximadamente iguais nesse aspecto.

2. Flexibilidade

Conforme abordado na seção 3.3.4, uma bomba hélico-axial deve ser selecionada ao se r

relacionar os requisitos do cenário com as características da bomba, principalmente seu

perfil de incremento de pressão com vazão e a fração de gás. Esse é refletido nos

envelopes operacionais dessas bombas (ilustrado na Figura 73) que não cobrem a faixa

completa de vazões. Ademais essas bombas não podem operar com pressões de sucção

baixas – o que geraria altos valores de FVG e/ou massa específica para o gás de muito

baixo valor quando comparada com a massa específica do líquido conjuntamente

bombeado (tipicamente, µL/ µG < 100) [12].

80

Figura 73 – Envelopes Operacionais da Série “FMP” da Framo [22]

Bombas de duplo parafuso podem operar sobre uma faixa de incrementos de pressão, de

vazões e de pressões de sucção (vide Figura 49). Essa flexibilidade de operação é uma

vantagem grande nas condições que se encontram nos campos offshore sobre as bombas

hélico-axiais e sistemas de separação com compressores que precisam operar com uma

pressão de sucção pré-determinada (vide Figura 58).

Ademais, uma bomba multifásica de duplo parafuso também pode operar com uma faixa de

rotações grande, sendo controlada por meio de um Conversor de Frequência (Variable

Frequency Drive). Esse envelope de operação amplo habilita a bomba se ajustar às

mudanças de demanda oriundas das mudanças do reservatório com o tempo de

explotação.

3. Viscosidade

Uma bomba hélico-axial possui uma taxa de cisalhamento alta. Assim, uma bomba de duplo

parafuso apresenta as vantagens seguintes em relação à viscosidade:

● Operação de alta eficiência com viscosidades maior que 20 cSt [6];

● Operação com uma faixa ampla de viscosidades à alta pressão, mesmo com

vazões baixas. Essa combinação de condições causa cavitação nas bombas

hélico-axiais;

● Óleos crus pesados, óleos crus de parafínicos e emulsões viscosas de água-

óleo podem ser transportados sem risco de bloqueio e dispensando qualquer

método de mitigação do escoamento permitindo assim a melhora do

desempenho das facilidades de processamento;

● Acaso se consiga com o aumento de vazão uma mitigação na probabilidade de

ocorrência de hidratos (e.g., menor redução da queda de temperatura e por

consequência ficando o escoamento fora do envelope da área de formação de

81

hidratos), pode-se vir a dispensar a injeção de monoetileno glicol – um aditivo

inibidor da formação de hidratos.

4. CAPEX e OPEX

Em relação ao CAPEX, para pressões que requem mais de duas etapas de compressão, as

bombas de duplo parafuso tornam-se competitivas na perspectiva de CAPEX. Ademais elas

não precisam um buffer tanque para operar à alta FVG como as bombas hélico-axiais.

Figura 74 – Potências, Custos de Energia e Eficiências das Bombas Multifásicas [6]

Em relação ao OPEX, bombas de duplo parafuso requem menos potência, são mais

eficientes e possuem um custo de energia menor conforme ilustrado na Figura 74.

4.2 Estudos de Caso

4.2.1 Sistema de Bombeamento Multifásico Submarino (SBMS-500)

Em 1994, foi iniciado um dos projetos pioneiros e mais importantes no desenvolvimento da

tecnologia para aplicações submarinas BM-DP no Campo de Marlim, Brasil, pela Petrobras.

As características técnicas do protótipo SBMS-500 são apresentadas na Tabela 12.

Tabela 12 – Características Técnicas do Protótipo SBMS-500

MOTOR

Fabricante: WESTINGHOUSE EMD (EUA)

Tipo: hermeticamente encapsulado

Tensão de entrada: 6,6 a 6,9 kVca (3-fases, 60 Hz.)

Potência no eixo: 1,8 MW (nominal)

Serviço de partida: frequência variável

Rotação: 600 to 1800 rpm

BOMBA MULTIFÁSICA Fabricante: LEISTRITZ (Alemanha)

82

Tipo Duplo parafuso (L4HK)

Capacidade: 550 m3/h (nominal)

Pressão de Sucção: 1 a 120 bar

Diferencial de Pressão: 60 bar (Max.)

FVG: 0 a 95 % (s/ recirculação) & 100% (c/recirculação)

VARIADOR DE FREQUÊNCIA

Fabricante: ROBICON (EUA)

Tensão de entrada: 4,16 e 6 kVca

Tensão de saída: 6,9 a 7,2 kVca

Sem uso de transformadores submarinos

Frequência: 20 a 66 Hz

Norma IEEE-519 - distorção harmônica

UMBILICAL SUBMARINO DE

POTÊNCIA E ÓTICO

Fabricante: PIRELLI (Brasil)

Condutores (240 mm2 com 12 / 20 kVca)

Cabo Ótico (24 fios)

Catenária livre a partir da UEP (LDA 1.000 m)

CONECTOR DE POTÊNCIA

SUBMARINO

Fabricante: TRONIC (Inglaterra)

8 kVca @ 200 A

Conexão molhada (LDA 1.000 m)

SISTEMA DE MONITORAMENTO &

CONTROLE SUBMARINO

Fabricante: KVAERNER (Inglaterra), WESTINGHOUSE (EUA), LANCO (EUA), ODI (EUA), TRONIC (Inglaterra)

Multiplexado

Ótico – Half Duplex (com conector molhado) - 2 canais

CommsOnPower – 2 canais

CONCEPÇÃO GERAL DO SUBSISTEMA

SUBMARINO

LDA de 400 a 1000 m

Vida útil de 20 anos (2 anos de tempo de missão)

Instalação dos módulos guidelineless (sem cabos-guia) (fabricados pela KVAERNER, Brasil).

A cronograma dos eventos e etapas de desenvolvimento de tal projeto é dada abaixo.

1994 – 1997: Fase de concepção.

1997 – 1998: Fase de projeto.

1998 – 2000: Fabricação SBMS-500.

83

2000 – 2005: Desenvolvimento experimental do protótipo do SBMS-500 no Sítio de Testes

de Atalaia (Aracaju, SE), instalação concebida e desenvolvida pela PETROBRAS

exclusivamente para desenvolvimento da tecnologia de bombeamento multifásico.

Abril de 2006: Foi concluído o System Integration Test (SIT) do protótipo do SBMS-500.

Maio de 2006: Sistema de superfície foi instalado e interligado na unidade de produção UEP

P-20.

Outubro de 2006: Sistema submarino foi danificado no convés da Maersk Boulder quando

estava atracado na CPVV preparando para transporte para poço 7-MRL-10-RJS. Durante o

reparo, foi concebido, projetado e instalado o painel submarino de suprimento , via ROV, de

fluido à base óleo responsável pela selagem.

27 de Março de 2009: Foi instalado o módulo submarino.

Julho de 2009: Foi interligado o módulo submarino à unidade de produção UEP P-20 e o

poço 7-MRL-63-RJS foi colocado em produção pelo by-pass do sistema submarino.

10 de Setembro 2009: Uma ação humana inadvertida provocou uma despressurização que

causou danos nos selos mecânicos. Isso veria a provocar um consumo excessivo de fluido

de selagem (saindo do interior do conjunto bomba multifásica-motor para o lado de

processo e se misturando com os fluidos do poço). O sistema submarino foi abandonado

temporariamente, enquanto se praticava uma análise do evento.

5-6 de Junho de 2010: O sistema SBMS-500 foi operado pioneiramente no leito marinho,

reproduzindo as condições de projeto e estabelecendo o estado-da-técnica (500 m3/h, 95%

FVG, 63 bar de pressão diferencial) para a tecnologia de Bombeamento Multifásico

Submarino baseado em Bombas Multifásicas de Duplo-Parafuso. A partir dali, Petrobras

considerou a tecnologia suficiente madura para participar nos Estudos de Viabilidade

Técnico-Económico (EVTEs). A operação durou 30 horas durante qual foi demonstrado

ganhos de 300 m³/dia de óleo numa corrente produzida com cera de 40% de fração de

água. A operação foi sustada devido ao consumo excessivo de fluido dito multitarefa

(lubrificação, selagem, carreamento de calor e, filme em mancais hidrodinâmicos).

12 de Agosto de 2011: O UO-BC considerou a tecnologia suficientemente desenvolvida e

decidiu terminar o projeto, abandonando o protótipo foi no leito marinho.

A Figura 75 apresenta o subsistema submarino do SBMS-500 quando em viagem para sua

instalação submarina.

84

Figura 75 - Subsistema Submarino do SBMS-500 em viagem para instalação submarina no Campo de Marlim em 2009 [12]

A Figura 76 apresenta um foto da interface homem-máquina (IHM) onde se apresentam os

dados operacionais do sistema quando operando no Campo de Marlim.

Base de

Produção

(amarelo)

Módulo de

Bombeio

(branco)

Lançamento a Cabo

Qualificado p/ 1.000m de LDA

550 m3/h, 60 bar, até 100% GVF

Motor 1.8 MW / 7.2 kV/ 200 A

Conectores molhados de sinais (Elétrico & Óptico

Módulo de Bombeio Recuperável &

Base de Produção Pigável

Conector molhado de potência (8 kV-200A)

Base de

Produção

(amarelo)

Módulo de

Bombeio

(branco)

Lançamento a Cabo

Qualificado p/ 1.000m de LDA

550 m3/h, 60 bar, até 100% GVF

Motor 1.8 MW / 7.2 kV/ 200 A

Conectores molhados de sinais (Elétrico & Óptico

Módulo de Bombeio Recuperável &

Base de Produção Pigável

Conector molhado de potência (8 kV-200A)

85

Figura 76 - Interface-homem máquina (IHM) do SBMS-500 [12]

O desenvolvimento do dito SBMS-500 (Sistema de Bombeamento Multifásico Submarino)

foi um projeto de longa duração, alto custo, envolvendo várias companhias parceiras e que

foi responsável pelo desenvolvimento de vários componentes requeridos em tal sistema. A

apresenta o arranjo de parceiros do projeto SBMS-500, concebido e desenvolvido pela

PETROBRAS em cooperação tecnológica, bem como, o primeiro Projeto Multicliente

desenvolvido por tal companhia.

86

Figura 77 - Arranjo de companhias atuantes no projeto SBMS-500 (aula no MSO)

Com a instalação submarina se materializariam os seguintes e pioneiros desenvolvimentos

e/ou instalação à época:

● Maior BM-DP (LEISTRITZ) e segunda a ser instalada em águas profundas;

● Maior motor elétrico (WESTINGHOUSE) instalado em águas profundas e

primeiro do tipo hermeticamente selado (canned);

● Maior tensão & corrente num conector (TRONIC) de potência molhado (wet mate

conector) de uso em águas profundas;

● Primeira conexão molhada para um conector (ODI) de sinais óticos em águas

profundas;

● Primeiro umbilical (PIRELLI) de potência (condutor de 240 mm2) e ótico;

● Primeiro uso de um umbilical eletro-hidráulico com veias do tipo metálicas (steel

tubing umbilical);

● Maior permutador (WESTINGHOUSE) de calor (tubos nus) em águas profundas;

● Primeiro GLCC (PETROBRAS – UNIVERSIDADE DE TULSA –

WESTINGHOUSE-KVAERNER) (Gas Liquid Compact Cyclone) em águas

profundas;

A partir do projeto SBMS-500 foi concebido o projeto FlowBoost2000 no qual foram

investigados os requisitos para estender a capacidade de bombas multifásicas de duplo

parafuso em termos de vazão, incremento de pressão, classe de pressão de trabalho e

87

profundidade de instalação com a Joint Venture formada pela CAMERON (Módulos

Submarinos, Subsistema de Controle, Integração dos Subsistemas Submarinos), CURTISS

WRIGHT (ex-Westinghouse) (Motor Hermeticamente Selado e Integradora do Subsistema

de Acionamento) e LEISTRITZ (bomba multifásica). A CAMERON visou desenvolver uma

família de bombas multifásicas de duplo parafuso, a referida FlowBoost2000, baseada na

experiência adquirida a partir do projeto SBMS-500 com as seguintes caraterísticas

estendidas:

● Pressão de trabalho de 5000 psi;

● Profundidade de instalação de 2000m;

● Reduções significativas de peso e dimensões;

● Simplificações e maiores facilidades de recuperação de componentes em

separado.

A Figura 78 apresenta exemplos desse novo arranjo da tecnologia SBMS-500 desenvolvida

agora embarcada na família FlowBoost-2000.

Figura 78 – FlowBoost 2000 – sistema re-engenheirado a partir do desenvolvimento SBMS-500 (Cameron) [12]

Com essas melhorias aumentaria o potencial de flexibilidade e continuidade operacional do

sistema. Em 2009, Leistritz informou a Petrobras que tinha iniciado testes em fábrica de um

inédita conceito de bomba- multifásica de duplo parafuso capaz de oferecer um incremento

de pressão de até 150 bar.

88

4.2.2 Instalação no Campo de King, Golfo do México [32]

Depois de seu início em 2002, o campo de King atingiu o pico de produção em 2004 de

24.000 bpd. Em 2007, Aker Solutions foi contratada pela British Petroleum para desenvolver

dois Subsea Pump Stations com os objetivos seguintes:

● Aumentar em 20% a produção [32];

● Estender a vida produtiva do campo por anos, aumentando o fator de

recuperação em 7% [32].

Os poços foram localizados numa LDA de 1700m (duas vezes mais profunda do que o

recorde naquele momento para a instalação de uma bomba multifásica) e mais do que 27

km da Plataforma, dita Marlim, de Pernas Atirantadas (também duas vezes mais afastada

do que o recorde naquele momento para a instalação de uma bomba multifásica) [32].

Figura 79 – Lacuna na Tecnologia na Época da Instalação de Subsea Boosting System [31]

Os Subsea Pump Stations seriam integrados no Subsea Production Systems existentes.

Aker Solutions foram os responsáveis para os equipamentos seguintes [32]:

● 2 módulos de bombas;

● 2 manifolds;

● 2 sistemas de controle submarino.

As especificações de projeto foram aquelas a seguir descritas [32]:

● LDA: 1500m a 1700m;

● LDA a Plataforma Hospedeira: 1000m;

● Distância de Tie-Back: 27 km;

● Pressão de Projeto: 5000 psi;

● Potência Máxima: 1MW;

89

● Incremento de Pressão Máximo: 50 bar;

● Rotação: 800-1000rpm;

As dimensões foram aquelas a seguir descritas:

Tabela 13 – Especificação de Dimensões para o Subsea Boosting System [32]

Componente do Sistema Comprimento x Larga X

Altura [ft] Peso Aproximado

Módulo de Bomba 17 x 10 x 4 50 Te

Manifold 27 x 12 x 20 40 Te

Módulo de Controle 5 x 3,5 x 4 1 Te

Sistema Completo 27 x 12 x 23 91 Te

Bornemann forneceu a bomba que foi uma Bomba de Duplo Parafuso do modelo MPC-355.

O sistema foi integrado no existente Subsea Production System por um Veículo de

Operação Remota e esses três componentes foram projetados para serem recuperáveis da

mesma forma.

A bomba foi projetada para uma vida de serviço (mission time) de cinco anos. Conforme a

última pesquisa do setor de processamento submarino, a bomba ainda estava operando em

2015 (INTECSEA, 2015).

4.2.3 Análise de Custo - Golfo do México [61]

O departamento US Energy Information Administration comissionou um estudo de custo

publicado no relatório Trends in U.S. Oil and Natural Gas Upstream Costs [61] no qual foi

realizada uma análise de custo por IHS Markit de quatro projetos de desenvolvimento nas

águas profundas no Golfo de México. Foram realizadas simulações de quatro conceitos

diferentes para o desenvolvimento de campos reais utilizando seu próprio software IHS

QUE$TOR. Registre-se que não foram considerados os custos seguintes:

● Sísmica;

● Arrendamento;

● Descomissionamento.

Nesses campos se encontraram condições semelhantes à aquelas encontradas nas águas

profundas no litoral do Brasil. No quarto projeto foram utilizados Subsea Boosting Systems.

1. Conceito 1 – Standalone Production Unit [61]

Projeto: Chevron Big Foot

90

Reservoir: Miocene Subsalt LDA: 5200 ft Distância da Costa: 225 milhas Capacidade – Óleo: 75.000 bbd Capacidade – Gás: 25 MM Scfd Profundidade de Poços: 25.000 ft Volume Recuperável: 198 MM boe


Plataforma Poços

(Perfuração e Completação)

Dutos Subsea Outro Poços de Avaliação

Total

ETLP* 13 ´57

milhas N/A N/A

US $2,67bilhões

US $1,05 bilhões

US $259 milhões

N/A US $318 milhões

US $0 US $4,3 bilhões

*Extended Tension Leg Platform

Custo por poço: $81milhões

Esse conceito envolveu a perfuração dos 13 poços (incluindo 3 poços de injeção de água)

através da plataforma do tipo Plataforma de Pernas Atirantadas que foi equipada com

completação seca, um oleoduto e um gasoduto para transportar o óleo e gás da plataforma,

conforme ilustrado esquematicamente na Figura 80.

Figura 80 – Esquemático do Projeto Chevron Big Foot [61]

2. Conceito 2 – Plataforma + Subsea Production System [61]

Projeto: Anadarko Lucius Reservoir: Miocene Subsalt LDA: 7100 ft

91

Distância da Costa: - milhas Capacidade – Óleo: 80.000 bopd Capacidade – Gás: 450 MM Scfd Profundidade de Poços: 19.000 ft Volume Recuperável: 276 MM boe


Plataforma Poços



Total

Truss Spar

6 145 5 clusters

US $578 milhões

US $663 milhões

US $600 milhões

US $495 milhões

US $712 milhões

N/A US $2,47 bilhões

Custo por poço: $103 milhões

Seis poços foram conectados a dois manifolds que, por sua vez, foram conectados à

plataforma de tipo Truss Spar através de linhas de produção (tie-backs). Assim, esse

projeto foi uma a uma combinação de uma plataforma e um Subsea Production System que

não incluiu nenhuma forma de bombeamento (Boosting) ou separação no leito marinho.

Figura 81 – Esquemático do Projeto Anadarko Lucius [61]

3. Conceito 3 – Poços Satélites Conectados à Plataforma Existente [61]

Projeto: Kodiak Reservoir: Miocene Subsalt LDA: 5000 ft Distância da Costa: - milhas

92

Capacidade – Óleo: - bopd Capacidade – Gás: - MM Scfd Profundidade de Poços: 29.000 ft Volume Recuperável: 68 MM boe

Tabela 16 – Gastos de Capital do Projeto Kodiak [61]

Plataforma Poços



Total

Truss Spar

2 0 Alta

pressão e temperatura

N/A 2

US $55 milhões

US $400 milhões

US $0 US $410 milhões

N/A US $300 milhões

US $1,2 bilhões

Custo por poço: $200m (alta pressão e alta temperatura)

Nesse projeto, dois poços foram conectados a um manifold que foi conectado à plataforma

do tipo Truss Spar que já estava em operação através de uma linha de produção (tie-back).

A plataforma exigiu umas modificações para ser capaz de receber a nova produção que

custaram cerca de US$55 milhões. O desafio principal nesse projeto foram as condições

encontradas nos poços de alta temperatura e alta pressão que exigiu materiais especiais no

equipamento de perfuração, completação e no Subsea Production System.

Figura 82 – Esquemático do Projeto Kodiak [61]

4. Conceito 4 – Conceito “Hub” com Subsea Boosting Systems [61]

Projeto: Chevron Jack/St. Malo

93

Reservoir: Lower Terciary LDA: 7000 ft Distância da Costa: 280 milhas Capacidade – Óleo: 170.000 bopd Capacidade – Gás: 42,5 MM Scfd Profundidade de Poços: 26.500 ft Reserva Recuperável: 500 MM boe

Tabela 17 – Gastos de Capital do Projeto Chevron Jack/St. Malo [61]

Plataforma Poços



Total

Semissubmersível 30 140

milhas Boosting N/A

US $1,5 bilhões US $7,2 bilhões

US $400 milhões

US $2,5 milhões

US $1,5 milhões

N/A US $12 milhões

Custo por poço: $240 milhões (Alta pressão e temperatura)

Esse projeto envolveu o desenvolvimento conjunto dos campos de Jack e St. Malo que têm

uma separação de 25 milhas entre si. O conceito de “Hub” foi empregado no qual os

Subsea Boosting Systems no leito marinho foram utilizados para entregar a produção de

conglomerados (clusters) de poços e sendo desenvolvidos por operadores diferentes à

mesma plataforma semissubmersível.

As principais característicasdetalhes dos Subsea Boosting Systems utilizados foram:

● 1 subsea cluster para o Campo de Jack e 4 clusters para o Campo de St. Malo

● Cada conglomerado (cluster) foi constituído de poços, manidfolds, bombas é

conectado às facilidades existentes na plataforma

● Subsea Booster System (13.000 psi)

● 3 linhas de produção conectando clusters to risers

● 2 risers flexíveis

● 6 manifolds de injeção de água

● Uma bomba (ESP)

94

Figura 83 – Esquemático do Projeto Chevron Jack/St. Malo [61]

5. Discussão

Os valores de CAPEX e OPEX, por barril de óleo equivalente na reserva, para os quatro

projetos são aqueles a seguir descritos:

Tabela 18 – CAPEX por Barril de Óleo Equivalente de Reserva [61]

Conceito CAPEX OPEX

US$/Boe US$/Boe

1 22 11

2 8 9

3 18 8

4 24 17

Uma comparação entre conceitos 2 e 3 destaca a diferença no CAPEX resultantes das

condições de alta temperatura e pressão no custo de perfuração.

95

Também, Conceito 4 é dominado pelo custo enorme de desenvolver os poços, porque os

mesmos ficam numa outra camada mais profunda e com condições mais agressivas, o

Lower Terciary.

Por esse motivo, um exercício interessante é o de assumir as mesmas características de

perfuração como no Conceito 1 para remover o custo de perfuração como variável, a saber:

● O mesmo custo da perfuração e completação de poços - $81 milhões / poço;

● O mesmo razão de barris de óleo de reserva / poços – 15 MM boe / poço.

Ademais, foi removido o custo de perfurar os poços de avaliação no Conceito 3.

Fazendo isso, os novos valores de CAPEX / Boe na reserva seriam:

Tabela 19 – CAPEX / Boe na reserva Assumindo Taxas de Custos de Perfuração Iguais [61]

Conceito CAPEX Economias

US$/Boe %

1 22 N/A

2 11,9 45%

3 13,0 40%

4 14,9 31%

As economias de 45% do Conceito 2 ilustra o potencial do conceito de uma plataforma de

Truss Spar + Subsea Production System em vez de uma plataforma (Standalone Production

Unit).

Conceito 3 ilustra bem o potencial do conceito de Subsea Production Systems a

desenvolver campos marginais e maduros utilizando unidades de produção já em operação.

Conceito 4 ilustra as economias potenciais do conceito de “Hub” no qual operadores

diferentes compartilham a mesma unidade de produção aproveitando os benefícios

operacionais de Subsea Boosting Systems.

4.2.4 Outros Exemplos de Aplicações de Bombas de Duplo Parafuso na Indústria no

segmento Offshore

● Prezioso, AGIP Italy – Nuovo Pignone – GE;

● Lyell, North Sea – Aker Solutions – ITT Bornemann;

● Marlim Campos Basin – Curtis Wright / Kvaerner – Leistritz;

● King, GoM – Aker Solutions – ITT Bornemann.

96

4.3 Principais Desafios Técnicos-Econômicos

4.3.1 Demandas Crescentes de Capacidade, Incremento de Pressão e Potência

A nova geração de bombas de duplo parafuso tem crescido nos últimos dez anos desde a

bomba MPC 355 de Bornemann no Campo de Lyell com uma capacidade 68.000 bpd, um

incremento de pressão 50 bar – ainda que nessa aplicação somente cerca de 10 bar foi

requerida - e uma potência de 1.0 MW [32] até hoje. Esse é em resposta às demandas para

instalações maiores e mais completas servindo unidades de produção cada vez maiores.

1. Total [60]

Com a madurar dos campos existentes no mundo, empresas como Total vêm desviando

sua atenção às águas cada vez mais profundas e ainda mais ao largo das costas.

Atualmente, 50% do portfólio de exploração da Total estão em águas profundas e

ultraprofundas [60]. Total prevê que profundidades de 3000m serão atingidas até 2020 e de

4000m até 2025 [60].

Total identificou que existem lacunas no estado de arte que não permitem a conquista

dessas oportunidades atualmente conforme ilustrado na Figura 84.

Figura 84 – Oportunidades Submarinos de E&P da Total e Lacunas no Estado de Arte [24]

Total identificou as lacunas seguintes no atual estado de arte :

● Garantia de escoamento multifásico à -4°C e 150bar;

● Step Out Distances (Tie Backs). Um Step Out Well é um poço exploratório

perfurado fora da área do reservatório conhecido a fim de encontrar mais uma

zona produtiva dentro de um campo já produzindo. Esses poços são conectados

às facilidades existentes através de Tie Backs. O registro atual para águas rasas

é 70 km e 40 km nas águas profundas.

97

● Subsea to Shore: Esse conceito de remover as plataformas e seus associados

custos altos é considerado pela Total como sendo uma área chave na redução

de custos no futuro. Atualmente, a Total está envolvida no desenvolvimento do

Campo de Tobermory no qual cinco poços serão conectados às facilidades de

processamento em terra através de tie-backs de 140 km em uma LDA de 1500m;

● Atualmente, uma profundidade de 3000m até 2020 parece realizável por todas

as tecnologias exceto pela de compressão submarina (subsea compression).

Todos essas são áreas nas quais sistemas de bombas de duplo-parafuso seriam muitos

adequados. Assim a tecnologia deve responder aos rapidamente crescentes requisitos de

potência, de profundidades de instalação e de confiabilidade para aproveitar as

oportunidades que já existem e que tendem ainda a aumentar em quantidade.

2. Aker Solutions

Figura 85 – Perspectivas de Gás de Aker na Faixa de FVG [38]

Figura 85 ilustra as perspectivas de Gás da Aker com os envelopes de operação dos seus

sistemas Liquid BoosterTM, Hybrid BoosterTM e Multi BoosterTM que utilizam bombas hélico-

axiais. Como todas as perspectivas caem fora dos todos os envelopes, Aker Solutions está

investindo em desenvolver seus compressores submarinos uma vez que desistiu fabricar

bombas de duplo-parafuso há uns anos. Como seus desempenhos aumentam com

incremento de pressão nos altos níveis de FVG, essas prospectivas representariam uma

oportunidade ideal para bombas de duplo parafuso.

4.3.2 Pouca Experiência de Aplicações no Segmento E&P no Habitat Offshore

Há 30 anos desde que a primeira bomba multifásica foi aplicada na indústria no segmento

offshore (conveses), mas atualmente existem poucos dados verificáveis dos desempenhos

das bombas nas condições reais devido a relutância da indústria conservativa em adotar

essa nova tecnologia – ainda que as bombas instaladas em conveses de plataformas da

98

PETROBRAS na Bacia de Campos detenham por anos o recorde de continuidade

operacional dentre todos os tipos de máquinas de escoamento rotativas [12]. Bombas

devem ser customizadas para as demandas específicas de cada cenário de operação, o

que requer experiência. Assim, os operadores são obrigados a confiar nos dados fornecidos

pelos fabricantes acumulados em suas instalações de testes e/ou laboratórios e cujas

condições podem variar significantemente das condições reais da nova aplicação.

Conforme a última pesquisa do setor de processamento submarino, atualmente são

empregadas apenas quatro bombas multifásicas de duplo-parafuso na indústria no

segmento offshore. INTECSEA (2015), ainda que tal tipo de bomba detenha mais do que

95% de todo o contingente (cerca de 800 unidades) de bombas multifásicas fornecidas ao

segmento de E&P (ou seja, tal tipo domina as aplicações em terra e em conveses de

embarcações no ambiente offshore). Assim, a baixa aplicação ainda no ambiente offshore

submarino, uma vez que a bomba rotodinâmica ainda que detendo maior número de

aplicações também é considerado baixo número (< 50) de unidades, pode igualmente ser

traduzida pelo nível de confiabilidade ora atingido e pelos altíssimos custos de intervenção

acaso requeridos nesse cenário. Assim, faz-se, em resumo, requerido o aumento da

confiabilidade dos serviços existentes, o aumento da facilidade da intervenção quando

requerida, a diminuição do custo dessas e, ainda, a expansão das capacidades dessas

bombas, particularmente no que tange a superação de altas contrapressões sob altos

valores de FVG. O compartilhamento de resultados do uso dessa tecnologia também há de

contribuir para o aumento de sua utilização e materialização de benefícios, com

consequente inserção de melhorias resultantes dos problemas que sejam identificados,

compartilhados e aumentando assim a chance de soluções e contínuo robustecimento da

tecnologia e sua adequação a tais cenários de altíssima demanda e confiabilidade

tecnológica.

4.4 Técnicas Inovadoras

4.4.1 Integração com um Wellhead Platform (WHP)

Atualmente o mercado está procurando soluções envolvendo:

● O mínimo da instalação de facilidades;

● A minimização de novas demandas em engenharia;

● Padronização entre campos;

● Operações desassistidas localmente e gerenciadas remotamente.

99

São antecipados economias em custo e em cronograma através de reduções de mão-de-

obra, de reduções do tempo de fabricação, de agilização do projeto e de seleções de

equipamento. Para este fim, foi introduzido o conceito de Wellhead Platforms que são

plataformas projetadas para serem não tripuladas e que bombeiam a produção dos poços

remotos para facilidades de processamento, sejam onshore ou offshore.

Bombear a produção não processada diretamente para as facilidades de processamento

em terra pelo uso de uma bomba multifásica – tipicamente de duplo parafuso em função da

alta FVG, uma vez que se está nos menores níveis de pressão de sucção - elimina o

requerido uso de separadores, trocadores de calor, bombas monofásicas, compressores e

tanques de armazenamento no cenário offshore (plataforma) e propiciando as vantagens

seguintes:

● Redução dos requisitos de espaços de instalação nos conveses de plataformas

e navios-plataforma;

● Redução das interfaces operacionais e de manutenção em função do menor

número de equipamentos no cenário offshore.Redução de mão-de-obra uma vez

que bombas de duplo parafuso também são projetadas para operar de forma

não assistidas.

Implementação nos Emirados Árabes Unidos [53]

Nas meadas os anos 1980s, a produção foi iniciada num campo no litoral dos Emirados

Árabes Unidos. Até o ano 2000, um declínio da produção foi previsto devido a um aumento

da razão água-óleo.

Bombas de Duplo Parafuso foram instaladas numa selecionada Wellhead Platform para

manter a produção do campo. As bombas multifásicas possibilitaram que a produção, sem

qualquer processamento prévio, fosse bombeada diretamente para as facilidades centrais

de processamento em terra. Os operadores dessa instalação selecionaram uma Wellhead

Platform com seis poços, três dos quais eram de baixa pressão e não estavam fluindo

devido à alta pressão reinante num manifold compartilhado com outros poços, esses de alta

pressão. O equipamento seguinte foi instalado:

● Um Skid montado com:

o A bomba de duplo parafuso;

o O sistema de lubrificação e selagem – lubrifica e resfria os rolamentos,

engrenagens de sincronismo e os selos mecânicos;

o O filtro automático – protege o interno da bomba de indesejado ingresso

de eventuais detritos;

100

o Sistema de gerenciamento de líquido – fornece a quantidade requerida

de líquido de forma a garantir a selagem hidrodinâmica nas folgas do par

de parafuso e camisa (liner) assegurando assim a continuidade

operacional mesmo quando do escoamento em golfadas;

o Sistema de direcionamento do escoamento pelo uso de válvulas

motorizadas (shut down valve);

o Instrumentação;

● Contêiner, com ambiente sob ar condicionado, para instalação e funcionamento

dos componentes do sistema de monitoramento e controle (e.g., (VFD, PLC,

etc.);

● Transformador;

● Painéis de Distribuiçao de Baixa Tensão Elétrica (Low Voltage Distribution Board

(LVDB) utilizada na alimentação do motor da bomba multifásica e dos

subsistemas de utilidades (e.g., motores de válvulas, motores de subsistema de

selagem, etc.).

A área em planta no convés da WHP era muito restrita, mas não existia nenhuma restrição

em termos altura. Portanto, foi decidido montar a bomba encima do sistema de

gerenciamento de líquido. Todas as partes em contato com o fluido de produção (wetted

parts) foram fabricadas em aço inoxidável devido à presença de H2S e cloretos na água

produzida. A camisa (liner) da bomba multifásica foi revestida com StelliteTM.

A bomba de duplo parafuso, fabricada pela Leistritz Pumpen, foi comissionada em 2008 e

uma novo manifold de produção instalado para separar o escoamento entre os poços de

alta pressão e os de baixa pressão.

Até 2013, o sistema tinha completado quatro anos de operação com sucesso.

4.4.2 Electric Submersible Twin Screw Pump (ESTSP) [36]

Foi realizada uma avaliação a fim de encontrar o melhor método de elevação artificial a

utilizar no Campo de Situche no Peru. Os requisitos principais para tal sistema foram os

seguintes:

● Alta vazão;

● Alta eficiência;

● Baixa complexidade;

● Durabilidade para resistir às condições extremas no poço (alta temperatura, alta

pressão, fluidos corrosivos e emulsões);

● Um tempo de missão de 2,5 anos sem qualquer falha;

101

● Mínimo impacto no meio ambiente.

Testes realizados nos poços exploratórios indicaram um Índice de Produtividade (IP) de 5

bpd/psi, mas poderia varia de 1 a 7 bpd/psi à medida que outros poços estavam sendo

perfurados. Foi decido que uma bomba com uma faixa operacional ampla seria requerida e

que a longa distância do local de instalação se teria um custo alto caso ocorresse uma falha

e peças de reposição tivessem que ser adquiridas. Ademais, o envelope de operação

grande propiciaria uma vida longa apesar das mudanças que ocorressem no reservatório.

Por fim, foi requerida uma área em planta mínima para reduzir o impacto no local de

instalação do sistema, uma zona habitada pelo povo indígena.

A avaliação concluiu que uma Bomba Centrífuga Submersa, que é o tipo de bombeamento

mais utilizado na elevação artificial, não seria adequada por causa das suas características

seguintes:

● Suscetibilidade às mudanças de condições do poço;

● Susceptibilidade aos asfaltenos;

● Incapacidade de lidar com altos níveis de FVG;

● Susceptibilidade do motor de uma BCS às temperaturas altas;

● Incapacidade do motor de uma BCS de operar sob baixos valores de

velocidades;

● Susceptibilidade aos erros de operador.

Enfim, devido à incerteza sobre o desempenho do poço, foi decidido desenvolver uma nova

tecnologia chamada o Electric Submersible Twin Screw Pump (ESTSP) constituindo de uma

Bomba de Duplo Parafuso e um motor submersível em função de sua capacidade de tolerar

mudanças nas condições de poço. O ESTSP seria fabricado pela Can-K e funcionaria bem

com asfaltenos por causa de sua baixa taxa de cisalhamento (low shear rate) e capacidade

de lidar com fluidos de alta viscosidade.

Se uma bomba centrífuga submersa (BCS) opera afastada do seu ponto de eficiência

máxima (BEP, vide seção 3.3.4), um empuxo axial desequilibrado resultante causa o

desgaste e falha prematura da bomba. As forças axiais de uma bomba de duplo parafuso

sempre estão equilibradas (vide seção 3.3.1), independentemente das condições de

pressão na sução e na descarga.

Essa nova tecnologia aproveita a flexibilidade operacional de uma bomba de duplo parafuso

para lidar com incerteza do desempenho de um poço.

102

5. CONCLUSÃO

As primeiras tentativas de aplicar a tecnologia de bombeamento multifásica de duplo

parafuso na indústria no segmento offshore foram realizadas em 1957, porém essas foram

terminadas devido a múltiplas falhas com as unidades de teste. Em 1985 foi realizado o

primeiro desenvolvimento comercial da tecnologia no Projeto Poseidon.A primeira

instalação de uma bomba multifásica de duplo parafuso no leito marinho, em águas rasas,

foi realizado (1995) pela AGIP e Snamprogetti, com uma bomba fabricada pela Nuovo

Pignone, no Campo de Prezioso no Mar Mediterrâneo. Em águas profundas, a primeira

aplicação seria realizada pela British Petroleum (BP) no Golfo do México em 2006. No

Brasil, a primeira aplicação ocorreria no ano de 2009, segunda no mundo, em função do

desenvolvimento conjunto envolvendo a PETROBRAS (concepção geral , coordenação e

testes de desenvolvimento e aceitação), Westinghouse/Curtiss-Wright (motor, sistema de

acionamento e integradora dos módulos de superfície), Leistritz (bomba multifásica),

Robicon (VFD), Pirelli (umbilical integrado de alimentação elétrica e comunicação ótica),

Flowstream (umbilical hidráulico – tubos metálicos; sinais COP), Tronic (conector de

potência), ODI (conector ótico) e Kvaerner (módulo de controle submarino e integradoras

dos módulos submarinos). Tal sistema sofreu um dano, por operação inadvertida de sua

equipe operação, o que provocou um dano no seu sistema de selagem ainda na fase de

comissionamento submarino. Entretanto, ainda assim foi capaz de operar e demonstrar – o

que já havia demonstrado nos testes em terra (Atalaia, Aracaju, SE) – o atingimento das

condições de cerca de 600 m3/h de vazão total, operação com até 95% de FVG e

superando contrapressões acima de 66 bar e com uma potência instalada de 1,8 MW. Tais

valores demonstrados ainda detém o recorde para aplicações dessa tecnologia em

aplicações em campos de petróleo. Hoje, há quatro bombas multifásicas de duplo parafuso

em operação nos habitats submarinos, enquanto a população total de bombas multifásicas,

com larga maioria das bombas de duplo parafuso (>95%), fornecidas ao segmento de

produção (aplicações em terra, conveses de embarcações e submarina) se aproxima de

800 unidades.

A partir da comparação contra outras tecnologias existentes, concluímos que a tecnologia

possuem as características vantajosas seguintes:

● Altas vazões;

● Alta eficiência;

● Alta tolerância à FVG de até 95% (c/reciclo atinge 100% de gás na sucção);

103

● Tolerância à alta viscosidade;

● Tolerância à baixa pressão de sução;

● Alta tolerância à intermitência (e.g. slugs) no escoamento;

● Requisitos de área relativamente pequena.

Ao responder à questão sobre qual papel a tecnologia poderia desempenhar em superar os

desafios enfrentados pelo segmento de E&P no habitat offshore no Brasil, é interessante

considerar a estratégia da Petrobras no futuro próximo e no médio prazo.

Conforme a PETROBRAS (2016 e 2014) os objetivos pelo período de 2017 a 2021 [45] e

pelo período de 2020 a 2030 [21] incluem os seguintes sobre o desenvolvimento de

campos:

“Prioritize development of deep-water production, with a focus on strategic partnerships,

combining technical competencies and technologies.” [45]

“To produce on average 4.0 million barrels of oil per day in the 2020-2030 period, under

Petrobras’ ownership in Brazil and abroad, acquiring exploration rights to meet this

objective.” [21]

“Develop Pre-salt’s Area Production in Brazil.” [21]

Vimos que em relação aos campos a serem desenvolvidos, o bombeamento multifásico de

duplo parafuso apresenta os benefícios potenciais seguintes:

● Aumentar a produção;

● Eliminar a necessidade de equipamento de separação no leito marinho;

● Possibilitar o desenvolvimento de poços marginais;

● Reduzir o CAPEX / OPEX por reduzir a quantidade de unidades de

processamento central através de possibilitar as conexões seguintes:

o Poços remotos à unidade de produção mutual (subsea boosting system);

o Poços às facilidades de processamento central em terra (subsea-to-

shore);

o Wellhead platforms às facilidades de processamento central em terra;

● Possibilitar desenvolvimento de campos próximos por operadores diferentes

utilizando uma unidade de produção comum (Hub concept)

● Possibilitar o desenvolvimento de reservatórios nas grandes profundidades por

reduzir a contrapressão (backpressure).

Os objetivos sobre a explotação de campos existentes são a seguir descritos:

104

“Manage the exploratory portfolio in order to maximize economic viability thereby ensuring

the sustainability of oil and gas production.” [45]

“Maximize, with profitability, oil and gas recovery in Brazil’s concessions under production.”.

[21]

“Continually improve upon productivity and cost reduction while following best international

practices.” [45]

Vimos que quanto aos campos maduros, as bombas multifásicas de duplo parafuso

apresentam os seguintes benefícios:

● Compensar os declínios de produção e aumentar a recuperação, sendo

particularmente adepto em ligar com os óleos viscosos e pesados dos campos

na camada Pós-Sal;

● Possibilitar a conexão de poços de baixa pressão a manifolds de poços de alta

pressão;

● Eliminar os gargalos nas linhas de produção;

● Reduzir o consumo de carvão por eliminar a necessidade de queimar gás;

● Tolerar mudanças nas condições de escoamento durante a vida do poço;

● O custo (CAPEX) de inserir a tecnologia em poços existentes é menor do que o

de desenvolver novos poços.

Com a necessidade de reduzir custos mais alto que nunca, é a esperança do autor dessa

monografia de ocorrer uma melhoria no conhecimento das capacidades dessa tecnologia e

um correspondente crescimento nas aplicações no segmento de E&P. Considerando o

número de campos submarinos no mundo (aproximadamente 1.500), a adoção da

tecnologia ainda é baixa. As razões principais por isso são a seguir descritas:

● O conservadorismo da indústria;

● Uma percepção que existe na indústria que a tecnologia possua baixa

confiabilidade;

● O comportamento de operadores de considerar apenas o investimento inicial

requerido para instalar tal tecnologia, em vez de as economias em longo prazo

que tal tecnologia propicia.

Com a necessidade de reduzir custos, mais altos do que nunca, é esperança do autor desta

monografia que ocorra uma melhoria no conhecimento das capacidades dessa tecnologia e

um correspondente crescimento de sua aplicação no segmento de E&P.

105

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