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Categoria Reutilização do Conhecimento
Alta Performance Operacional em Perfurações de Poços de Petróleo
Nomes e e-mails dos Autores: Victor Borba [email protected] Fernando Goyano [email protected] Helcio Yassuo [email protected] Leo Tavares [email protected] Thijs Visser [email protected] Helcio Colodete [email protected] Rafael Auad [email protected] Michiel den Hollander [email protected] Eduardo Neto [email protected] Michael Dekker [email protected] Alberto Junqueira [email protected] Helcio Colodete [email protected] Nome do Contrato/Unidade ou Área/Escritório: País: Brasil Empresa: Odebrecht Oleo & Gas Unidade, Setor ou Região: Odn Delba 3 Líder do Contrato/Unidade de Negócios: Heitor Gioppo
Atenção: É fundamental que as informações contidas nesta capa sejam idênticas aos dados inseridos no sistema de inscrição.
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RESUMO: Em um momento que o setor mais importante da economia nacional e internacional enfrenta umas das suas maiores crises históricas, a busca pela alta eficiência deixa de ser uma prioridade da indústria do Petróleo, para se tornar um fator crucial a sua sobrevivência. A queda do preço do barril de Petroleo, associada à demanda crescente por energia alternativas, desafia as empresas do setor a reduzir drasticamente os seus custos operacionais, visando manter a saúde financeira, sem que haja perda na qualidade e quantitade do produto ofertado, como também da segurança nas suas operações. No mercado interno, a principal operadora e cliente, a Petrobras, passa por momento de grande mudança estratégica, com uma política de desinvestimento de ativos menos atrativos financeiramente. O mercado de perfuração nacional sofreu nos últimos 3 anos uma redução de mais de 50% na quantidade de sondas, mantendo-se em operação apenas as unidades que representam excelente custo benefício para o cliente, ou seja, as sondas mais eficientes. Diante deste cenário, como nunca antes no setor, para se manter competitivo e capaz de executar e conquistar novos contratos, é fundamental o investimento em performance operacional, cabendo às empresas criar continuamente soluções que possibilitem fazer mais com menos. O trabalho descrito a seguir demonstra algumas soluções implementadas pela Odebrecht Oleo e Gas, visando a melhoria contínua das suas operações de sondas de perfuração, em específico as da Odn Delba 3.
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“No presente, como no passado, aumento de produtividade é geração de um produto cada vez melhor, em menor tempo e a menores custos” (Norberto Odebrecht)
1. IDEIAS INCORPORADAS
1.1. Situação anterior
O contrato assinado entre a Petrobras e as empresas de perfuração de poços são remunerados por disponibilidade operacional. Para possibilitar o cálculo do valor a ser medido, as operações realizadas são detalhadas diariamente no documento contratual chamado ADP (Atestado Diário de Perfuração). Para cada atividade realizada durante a perfuração do poços, é associada uma taxa, sendo as principais: 101 – Taxa de Operação (a empresa recebe 100%); 102 – Taxa em reparo (a empresa recebe 0%); 104 – Taxa em espera (a empresa recebe 90%); A título de exemplo, suponha-se que uma sonda tenha uma taxa diária de USD 240mil, o que corresponde a USD 10mil/hora. Se em um determinado dia a sonda tiver 10 horas de taxa 101, 06 horas de taxa 102 e 08 horas de taxa 104, teríamos como resultado o seguinte valor a ser pago por este dia: 10h x Taxa 101 = 10 x USD 10.000,00 x 100% = USD 100.000,00 06h x Taxa 102 = 06 x USD 10.000,00 x 0% = USD 0,00 08h x Taxa 104 = 08 x USD 10.000,00 x 90% = USD 72.000,00 Total do dia = USD 172.000,00. A quantia mensal a ser recebida corresponderá ao somatório de todos os dias do mês. Entretanto, além deste valor, há a possibilidade de receber mensalmente um adicional chamado Bônus Contratual, que é cálculado baseando-se tanto na disponibilidade conforme demonstrado acima, como também em parâmetros de performance operacional, em outras palavras, o tempo gasto para realizar determinadas atividades. Os contratos “default” estabelecem parâmetros mais brandos e paga-se até um máximo de 10% em bônus por mês. O contrato da sonda Odn Delba 3, diferentemente da maioria dos contratos em vigor, estabelece que é possível ganhar um adicional de até 15% de bônus contratual mensal, entretanto exige para as mesmas atividades definidas em contrato um acréscimo de 45% nas suas velocidades (ou decréscimo de 45% do tempo para realização delas).
Desta forma, a possibilidade de ganho financeiro relativo ao bônus é 50% maior na Delba 3, mas a dificuldade de ganhá-los também é maior.
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O valor absoluto (em dólares americanos) do bônus mensal varia dependendo da taxa de câmbio, visto que parte é paga em reais e parte em dólares. O valor mensal máximo flutua aproximadamente entre US$1.600.000,00 a US$1.700.000,00. Portanto o potencial de ganho anual somente em bônus contratual é de cerca de US$20 milhões. A figura 1 a seguir mostra os parâmetros aplicados nos contratos normais e os parâmetros aplicados no contrato da Odn Delba 3 para cada uma das operações:
Figura 1 – Parâmetros contratuais de performance.
Ao longo do contrato, devido ao contínuo aumento da complexidade das operações e da exigência por segurança operacional por parte do cliente e dos orgãos reguladores, o desafio de atingir essas metas mais altas vinha se mostrando desvantajoso, quando não inexequível em determinados meses. Diante deste contexto, a Odebrecht Oleo e Gas observou a importância de criar soluções para melhorar a eficiência das operações da sonda Odn Delba 3 e possibilitar atingir a conquista de melhores performances. Diante disso, foi feito estudo e monitoramento detalhado em todas as operações passíveis à performance contratual, no intuito de mensurar quais eram as atividades que mais geravam perda financeira e identificar os seus respectivos pontos de melhoria operacional. O estudo realizado teve como resultado os seguintes valores mostrados na tabela 1 a seguir:
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Tabela 1: Análise de performance operacional – Odn Delba 3
*Perda – demonstra a perda em horas na manobra ao longo do período amostrado. Esta perda representa o quanto deveria ter sido reduzido o tempo realizado total da respectiva operação ao longo de todo o período para que a Odn delba atingisse os 145% de performance (ou seja, as velocidades mostradas na tabela 1), conforme pactuado no contrato. Pode-se extrair do estudo que a Delba 3 atingiu uma performance global de 105%, ou seja, num contrato normal estaríamos 5% acima da meta. Entretanto, como pode ser visto na coluna “Perda (hr)”, devido ao acréscimo de 45%, obtivemos no período uma perda global de quase 700 horas. Pode-se observar também, através da análise dos dados, que a operação de manobra de coluna de riser gerou a maior parte das perdas, sendo responsável por 59,7% do tempo perdido por baixa performance. Para ilustrar melhor este cenário, segue diagrama de Pareto (figura 2) com o tempo de perda por operação:
Figura 2 – Diagrama de Pareto das perdas de performance da Odn Delba 3
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Diante desta análise, ficou evidente que o foco do trabalho em melhoria de performance da sonda deveria ser realizado nas manobras de riser.
Riser de Perfuração
A coluna de risers de perfuração tem por finalidade básica interligar a plataforma (sonda) de perfuração à cabeça do poço que fica no fundo do mar. É através da coluna de risers que temos a possibilidade de se comunicar com o poço, podendo, por exemplo, descer ferramentas, tubos de perfuração, controlar a pressão no fundo do poço, retornar a lama de perfuração para a sonda etc. A coluna de riser é sempre descida a partir da fase 3 do poço, visto que nas fases 1 e 2 o diâmetro da broca de perfuração é muito grande, sendo impossível passar por dentro dele. Na extremidade inferior da coluna de risers, conecta-se o equipamento chamado de BOP (Blowout Preventer), que tem por finalidade principal previnir que influxos indesejados provenientes do reservatório de petróleo fluam para a sonda.
A figura 3 abaixo mostra de forma resumida a coluna de risers:
Figura 3 – Coluna de risers
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Para a montagem da coluna de risers, são utilizadas as juntas de riser, que por sua vez são montadas uma a uma até se atingir a profundade necessária para alcançar a cabeça do poço no leito marinho. A título de exemplo, podem ser vistas na figura 4 algumas juntas de riser:
Figura 4 – Juntas de Riser estocadas em terra
Na ODN Delba 3, a manobra de descida de riser é realizada da seguinte forma:
a) A junta de riser é coletada no riser deck com a ponte rolante chamada Riser Gantry Crane (figuras 5 e 6);
Figura 5: risers armazenados no riser deck
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Figura 6: Ponte Rolante coletando uma junta de riser
b) A ponte rolante deita a junta de riser na “rampa”, também chamada de Catwalk Machine (figura 7);
Figura 7: Riser deitado no catwalk
c) Na sequência, o riser é içado pelo top drive e posto já em posição vertical
de descida pronto para ser conectado na junta de riser anteriormente manobrada (figura 8);
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Figura 8: Riser sendo içado no drill floor
d) Os dois risers (o manobrado anteriormente e o atual) são então conectados
com utilização de chave específica, que enrosca e torqueia um total de 6 parafusos (figura 9);
Figura 9: Conexão entre as juntas de riser
e) Em paralelo a etapa do item “d”, na área do moonpool*, são amarrados por abraçadeiras, na junta corrida anteriormente, três cabos (dois mux e uma hotline) que precisam descer juntos à coluna de risers (figura 10);
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Figura 10: Amarração cabos no moonpool
*A área do moonpool fica mais abaixo do piso de perfuração onde, neste último, ocorrem as etapas descritas nos itens “c” e “d” acima.
f) Após estas etapas, a junta de riser pode ser descida e o processo se
reinicia a partir da etapa do item “a”. As juntas de riser da delba 3 possuem comprimento de 22,86m e a sonda tem capacidade de operar em lâmina d’água de até 2700m. Desta forma, em uma única descida de coluna de risers, podemos ter que conectar até 105 juntas. Para a retirar da coluna de risers ao final do poço, o processo é o inverso.
1.2. Ideias e ações incorporadas
Foram identificados os seguintes pontos de melhoria em performance nas manobras de coluna de risers:
1.2.1 Perda de tempo com troca de elementos de vedação dos risers
Cada junta de riser precisa ter todos os seus elementos de vedação conferidos e, se danificados, substituídos antes conectá-la à outra junta de riser. Cada junta possui um total de seis tubulações, sendo elas: uma linha de choke, uma linha de kill, duas linhas conduit, uma linha de booster e a tubulação principal (main tube) que é a maior que fica no centro. As figuras 11 e 12 mostram essas linhas e os selos a serem substituidos antes de cada manobra, respectivamente:
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Figura 11 – Flange Junta de Riser Figura 12 – Selos do riser
O tempo necessário para fazer a inspeção e substituição dos selos é relativamente grande, precisando em torno de 5 a 10 minutos por junta.
Este processo de inspeção era realizado no caminho crítico da operação, durante a etapa “c” descrita anteriormente. Além de se tratar de uma situação insegura, pois a trocar era feita com a junta suspensa no ar pelo top drive, todo o tempo gasto nesta etapa era acrescido no tempo da manobra de riser.
Solução: Trocar os selos antecipadamente (fora do caminho crítico) Implementação: 2017
Foi desevolvida a prática de trocar o selos dos riser no deque, antes de ser iniciada a manobra. Todavia, geralmente o tempo que as juntas ficam disponíveis no deque para troca é pequeno, além disso é necessário providenciar sempre uma estrutura temporária de acesso e pessoal full time apenas dedicado a esta atividade para conseguirmos realizar as trocas dos selos a tempo. Ver figuras 13 e 14 abaixo mostrando o trabalho realizado antes de cada descida de riser:
Figura 13: Montagem andaime para troca dos selos
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Figura 14: Troca dos selos no deck antes da manobra.
Considerando que são necessários em torno de 5 minutos em média por junta para troca dos selos, numa descida de coluna de riser com 80 juntas, por exemplo, economiza-se 400 minutos de manobra (6,7 horas).
1.2.2 Perda de tempo na amarração do cabos Mux e hotline
Devido ao comprimento da junta de riser ser muito grande comparado à distancia entre o piso de perfuração e o moonpool, a etapa de conexão dos parafusos (item “d”) e amarração dos cabos mux/hotline (item “e”) não podiam ser feitas ao mesmo tempo. Em outras palavras, era preciso fazer uma primeira parada da junta para realizar o item “d” e depois uma segunda parada para realizar o item “e”. O tempo total de cada uma das duas etapas se somavam em série.
Solução: Modificação de engenharia dos risers Implementação: 2016 (70%) e 2017 (30%)
Foi feito projeto de engenharia para criar novo ponto de amarração dos cabos mux/hotline em determinada posição no riser que eliminasse a necessidade de parar cada junta de riser duas vezes. Com isso foi possível fazer essas duas etapas em paralelo (“e” na junta anterior e “”d” na junta posterior), mesclando o tempo. Desta forma, parando cada junta de riser durante a corrida apenas uma única vez. Tal projeto demandou modificação nos flutuadores de todos os risers, sendo feita durante as suas inspeções de rotina em terra.
Para entender melhor o tempo ganho, levando-se em consideração que o item “d” leva em média 5 minutos e o item “e” 4 minutos, antes da solução o tempo perdido por junta de riser descida era a soma das duas etapas, ou seja, cerca 9 minutos.
Atualmente leva-se apenas o tempo da etapa que dura mais, ou seja, uma média de 5 minutos. Portanto um ganho de 4 minutos/junta.
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Se considerarmos a mesma coluna do exemplo anterior (80 juntas), economizamos 320 min (5,3h) durante toda a corrida.
Ver na figura 15 abaixo a solução implementada:
Figura 15: Modificação feita nos flutuadores dos risers
1.2.3 Perda de tempo por manutenções corretivas dos risers
Para garantir que as juntas de riser estejam funcionando dentro dos padrões técnicos aceitáveis, é feita inspeção periódica delas, onde as juntas são enviadas para terra, inspecionadas e os reparos necessários são feitos.
Foi observado que era recorrente o retorno das juntas para bordo com itens importantes para a sua instalação faltando ou montados de forma inadequada. Em ambos os casos gerando perdas durante o caminho crítico operacional para saná-las a bordo. É válido ressaltar que na grande maioria das vezes, logo que retornado o riser para bordo após inspeção, não há tempo nem recurso hábil na plataforma para resolver tais problemas em paralelo à operação. Portanto, as ações corretivas eram realizadas em algum momento entre as etapas “b” e “e”.
Seguem os principais problemas que eram frequentemente encontrados nas juntas de riser vindas de inspeção:
•••• Pinos de conexão com comprimentos errados (figura 16)
Na correção de cada pino vindo em tamanho errado gastava-se em torno de 10 a 15 minutos.
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Figura 16: pinos retornando com comprimentos fora do padrão
•••• Suportes de amarração dos cabos mux/hotlinr instalados de forma errada ou faltantes (ver clamps na figura 15 anteriormente apresentada)
A correção demandava cerca de 5 a 10 minutos por junta de riser.
•••• Seal subs invertidos ou faltantes (ver seal sub figura 12) Tempo perdido na correção: 5 minutos
•••• Riser vindos de terra sem flutuador
É muito mais rápido descer riser com flutuador instalado, do que sem. Pois, além da sua principal função, que é reduzir o peso da junta de riser na água, o flutuador também serve como proteção para as suas linhas. Sem essa proteção, precisa-se manusear a junta com muito mais cuidado na superfície até chegar na água.
Aconteciam casos em que juntas de riser retornavam para a sonda sem flutuador, por diversas razões. O tempo para descer para o poço cada junta sem flutuador é em média 2 a 3 minutos a mais do que com o flutuador instalado.
Ver figura 17 abaixo risers com e sem flutuador:
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Figura 17: Risers com flutuador e sem flutuador
Solução: melhor planejamento das manutenções/ inspeções dos risers Implementação: 2016
A solução foi desenvolver uma melhor comunicação entre a equipe da sonda e a equipe de reparo de risers em terra, com acompanhamento de cada um destes itens durante as inspeções e adequação destas com as operações subsequentes. Os integrantes envolvidos em todo o processo foram instruidos e orientados a respeito dos impactos que cada item mencionado acima gerava na perfomance contratual e, consequentemente, no faturamento.
A incidência de tais eventos foi reduzida a zero, eliminando assim as perdas de tempo geradas por eles.
1.2.4 Adequação do trolley de instalação dos suportes no moonpool
Durante a etapa “e”, na qual é feita a amarração dos cabos mux/hotline no moonpool, é necessária a utilização de um carro (trolley) para transporte dos integrantes que executam essa atividade. São necessárias pelo menos duas pessoas neste momento da montagem.
Inicialmente, devido ao projeto original do trolley, a posição de trabalho dos integrantes era muito desfavorável, impedido-os de alcançar os suportes de amarração dos cabos, demandando trabalho sempre com “manrider” (pendurados por cabos de aço e sinto de segurança).
Esta dificuldade de acesso fazia com que demorasse mais para fazer a amarração dos cabos nos risers, gerando assim perda de tempo considerável.
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Solução: modificação do projeto original do trolley de bombordo e instalação de novo trolley em boreste, melhorando o acesso de ambos os lados Implementação: 2016
Foi providenciado projeto de engenharia para modificar o layout do trolley de bombordo no intuito de facilitar o acesso aos cabos e também melhorar a segurança da atividade, evitando uso de manrider. Além disso, foi instalado troley adicional do lado de boreste.
Ver figuras 18 e 19 a seguir, que mostram os recursos disponíveis antes e depois das modificações:
Figura 18: Montagem dos cabos antes das modificações.
Figura 19: Modificações estruturais no moonpool para amarração dos cabos
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1.3. Origem do conhecimento
A fonte de conhecimento utilizada foi principalmente a experiência dos próprios integrantes da Delba 3 envolvidos nas manobras de riser. Ao longo dos anos de contrato da sonda, foram sendo observados os pontos de melhoria e utilizados tais problemas vividos como oportunidade para criar as soluções.
É válido ressaltar que um fator preponderante foi a fato de ter-se conseguido ao longo do contrato manter grande parte da equipe desde o início das operações. Sendo assim, foi possível desenvolver uma curva de aprendizado favorável para identificação dos pontos de melhoria.
2. METODOLOGIA 2.1. Descrição Para se atingir a excelência em performance operacional é necessário estabelecer um processo de melhoria contínua. Acreditando nisso, a equipe da Delba 3 estabeleceu o processo apresentado na figura 20 a seguir:
Figura 20 – Metodologia utilizada Ao longo de todo o contrato, a equipe envolvida neste projeto esteve focada no processo de melhoria contínua, o que demandou bastante esforço e dedicação por parte de todos.
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2.2. Composição das equipes
A equipe que participou diretamente deste projeto é demonstrada na tabela 2 abaixo:
Tabela 2 – Composição das equipes do projeto Gerência – responsável por definir metas e fazer acompanhamento da implementação das ações.
Engenharia – “braço” da gerência a bordo da unidade para fazer acompanhamento das ações, além de suporte nas modificações de engenharia relacionadas às soluções implementadas.
Equipe perfuração – responsável por executar as operações e avaliar os pontos de melhoria in loco.
Equipe subsea – mesmas atribuições que a equipe de perfuração, sendo que são responsáveis por outros equipamentos ao longo do processo.
Equipe eletrônica – apoio na instalação dos cabos mux nas juntas de riser.
Equipe de inspeção – responsável por fazer as inspeções, manutenções corretivas e modificações das juntas de riser em terra.
2.3. Equipamentos, insumos e instalações envolvidas
Segue descrição na tabela 3 a seguir:
Tabela 3 – Recursos utilizados
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2.4. Produtividades alcançadas
A figura 21 a seguir mostra o gráfico com a evolução de performance das manobras de riser da Odn delba 3 ao longo do tempo:
Figura 21 – Evolução performance riser – ODN Delba 3
Pode-se concluir através dos dados, que houve um aumento significativo na performance de riser. No inicio do contrato a performance nesse tipo de manobra flutuava entre 50% e 85%. Com o passar do tempo, após implementação das soluções mencionadas neste trabalho, todas as manobras passaram a ser executadas com performance acima de 100%, sendo que em alguns casos até ultrapassaram os 145% de performance (meta estabelecida pelo contrato da Delba 3).
Em resumo, durantes os primeiros anos do contrato, a média da performance foi de 80%, enquanto que a partir de 2016 até a presente data a média atingida foi de 118%.
Desta forma, a manobra de riser deixou de ser item crítico de perda de bônus contratual, passando a gerar resultados financeiros positivos para a empresa, como será demonstrado posteriormente.
2.5. Problemas observados
Seguem alguns problemas identificados:
• Regime de trabalho: o regime de trabalho offshore, por ser de
embarque de 14 dias por 14 dias, dificultou a continuidade do projeto, uma vez que nem sempre eram as mesmas pessoas que supervisionavam e executavam as atividades. Isso demandou
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grandes esforços principalmente no processo de comunicação entre as equipes.
• Planejamento – No setor de perfuração, nem sempre o cliente disponibiliza a programação das operações do poço com antecedência suficiente, de forma a possibilitar que sejam tomadas todas as medidas necessárias para se obter uma boa performance nas manobras. É comum acontecer mudanças de programação ou de poço repentinas, o que dificulta muito o planejamento da operação.
2.6. Desenhos
Os desenhos e ilustrações foram apresentados ao longo do trabalho para possibilitar melhor explicação.
2.7. Custos incorridos e/ou investimentos
Na tabela 4 a seguir são demonstrados os custo incorridos no projeto:
O valor total do investimento no projeto foi de USD 397.000,00.
Tabela 4 – Composição dos custos do projeto
2.8. Fotos As fotos apresentadas ao longo do trabalho.
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3. RESULTADOS OBTIDOS Como foi demonstrado no item 2.4, as manobras de riser passaram a ser muito mais eficientes após a implementação das soluções, deixando assim de representar perda financeira. Os ganhos financeiros relativos à melhoria na performance de manobras de riser são demonstrados no fluxo de caixa da figura 22 a seguir:
Figura 22: Fluxo de caixa do projeto O investimento inicial, conforme desmonstrado no item 2.7, foi de USD 397.000,00, gerando um total de USD 3.771.000,00 em receitas extras devido à melhoria da performance. Importante ressaltar que se tivessemos mantido a performance no patamar anterior às melhorias, este montante seria perdido. Utilizando o fluxo de caixa para calcular o Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno e Payback à epoca do investimento, considerando um custo de capital de 8,5% anual/ 0,68% mensal, temos: VPL = USD 3.000.000,00 = ~R$ 12.000.000,00 (câmbio jan/2016); TIR a.a. = 601% (anual) = 17,62% a.m. (ao mês) Payback = 1 mês (1ª corrida). Portanto, os cálculos nos dizem que o lucro operacional do projeto foi de US$ 3 milhões (ou R$ 12 milhões). A taxa interna de retorno foi de 17,62% ao mês, ou seja, muito maior do que o custo do capital investido, que era menor do que 1% ao mês. O payback do investimento foi menor do que um mês, ou seja, a primeira corrida de risers foi suficiente para pagar todo o investimento. É importante comentar também o ganho quantitativo da melhoria de performance apresentada pela Delba 3 ao longo do contrato. O Cliente compara o desempenho global das sondas através de um ranking chamado Sondópolis, no qual a performance operacional é fator crucial.
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A Odn Delba 3 conseguiu atingir a sua melhor posição histórica em julho/17, tornando-se a 4ª melhor sonda da frota Petrobras e a com melhor posição entre as sondas da Odebrecht, como pode ser visto na figura 23 abaixo (sonda SS-85 em vermelho). A melhoria em performance operacional contribuiu significativamente para essa conquista:
Figura 23 – Ranking do Cliente (4º frota nacional) 4. ÁREAS DE APLICAÇÃO As lições aprendidas com esse projeto podem ser utilizadas em qualquer área onde a performance operacional seja importante para o sucesso dos negócios, seja como resultado financeiro, seja como melhoria em segurança e imagem.
A performance operacional é um processo de aprendizado e melhoria contínua, ou seja, sem fim. É importante estar sempre aprendendo onde é possível melhorar para se fazer sempre mais com menos.
5. CONTATOS Victor Borba [email protected] Fernando Goyano [email protected] Helcio Yassuo [email protected] Leo Tavares [email protected] Thijs Visser [email protected] Helcio Colodete [email protected] Rafael Auad [email protected] Michiel den Hollander [email protected] Eduardo Neto [email protected] Michael Dekker [email protected] Alberto Junqueira [email protected] Helcio Colodete [email protected]
