ANM – Árvore de Natal Molhada

Fabiana Portela De Luca

Fevereiro de 2013

INTRODUÇÃO

As reservas petrolíferas brasileiras ficam localizadas em áreas terrestres e marítimas. As reservas marítimas ocorrem em laminas d’água rasas e profundas. Disto resultam diferenças importantes na perfuração e completarão dos poços, principalmente no que se refere aos sistemas de cabeça do poço e o tipo de árvore de natal utilizada.

Em terra, a cabeça do poço fica em superfície (no máximo a uns poucos metros do solo). No mar, em águas mais rasas, também é possível trazer a cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completarão dita convencional, ou seca. Neste caso a cabeça do poço se apoia numa plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em águas rasas, a cabeça do poço pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de natal molhada (ANM). Em águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a cabeça do poço fica no fundo do mar, instalando-se ANM.

A árvore de natal molhada é um equipamento instalado no fundo do mar, constituído basicamente de um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel localizado na plataforma de produção. Por meio dela, também são medidos parâmetros como pressão do poço, temperatura e volume de areia produzida, imprescindíveis para se mitigar danos à formação e minimizar possíveis riscos de vazamentos.

As ANM podem ser classificadas, segundo Tavares (2008), como verticais ou horizontais. No primeiro caso, suas principais válvulas estão alinhadas com a coluna de produção, sendo necessária a desmontagem das válvulas para acesso à coluna de produção. São, portanto, recomendadas para as situações em que a completação do poço se encontra finalizada durante a fase de instalação da árvore de natal. Nas ANM horizontais, as válvulas ficam paralelas ao poço, o que permite livre acesso à coluna, sem necessidade de intervenção. São, portanto, indicadas para os casos em que seja necessária a completação depois da instalação da árvore de natal.

Outros dois fatores são decisivos na escolha do tipo de ANM: custo e peso/dimensões. Por ser o custo de uma ANM horizontal cinco vezes superior ao de uma ANM vertical, a primeira tende a ser utilizada apenas nos casos em que as intervenções no poço são frequentes. Por outro lado, limitações de espaço ou de equipamentos de movimentação de cargas podem inviabilizar o uso de ANM verticais, uma vez que são maiores e mais pesadas que as horizontais, conforme observam Yong et al. (2010).

O conjunto ANM é composto pela base das linhas de fluxo (nos equipamentos mais recentes, denominada de base adaptadora de produção - BAP), pelo suspensor de coluna de produção (TH – tubing hanger), pela terminação das linhas de fluxo (flange, skid, mandril das linhas de fluxo ou módulo de conexão vertical, a depender do modelo da ANM), pela ANM propriamente dita e pela capa da ANM (tree cap).

As ANMs também são classificadas quanto ao modo de instalação e conexão das linhas de produção e controle:

• Guide line (GL) diver operated (DO); • Guide line (GL) diver assisted (DA); • Guide line (GL) diver less (DL); • Guide line (GL) diver less lay-away (DLL); • Guide line less (GLL) diver less lay-away (DLL); • Guide line less (GLL) diver less com conexão vertical indireta (CVI;) • Guide line less (GLL) diver less com conexão vertical direta (CVD); • Guide line less (GLL) diver less com módulo de conexão vertical (MCV;) • Guide line less (GLL) diver less com 3 módulos de conexão vertical (3MCV); • Horizontal (ANMH).

ANM GUIDE LINE / DIVER OPERATED (GL/DO)

As ANMs do tipo DO, de baixo custo de aquisição e operacional, foram introduzidas para viabilizar a produção de campos ou poços marginais em águas de até 200 metros de profundidade. Nesse tipo de árvore os operadores podem operar válvulas manuais e realizar conexões das linhas de fluxo e controle.

São divididas em três tipos: O primeiro tipo DO-1 - para poços furados e completados com jack-ups em LDA até 120 m, usando conector mudline e BOP de superfície, tem o uso intenso de mergulho humano. O segundo tipo, DO-2, também para poços furados com jack-ups e completados com SS ancoradas em LDA até 120 m, mas usando conector H4, também tem uso intenso de mergulho, a Figura 1 mostra uma ANM fabricada pela CBV, instaladas nos campos de Badejo e Linguado. E o terceiro tipo, DO-3 (Figura 2), dos fabricantes Hughes, CBV e National/Equipetrol, instaladas no ativo norte, nordeste e sul, para poços furados e completados com SS ou NS ancorados em até a profundidade de 200 metros usando sistema de cabeça de poço GL. Este modelo é a modificação das árvores DA com o objetivo de reduzir custos, mas o aumento do mergulho não trouxe compensação financeira.

Figura 1: ANM GL/DO1 e GL/DO2.

Figura 2: ANM tipo GL/DO-3.

ANM GUIDE LINE / DIVER ASSISTED (GL/DA)

São ANMs instaladas em poços localizados em profundidade de até 300 metros, onde o único trabalho previsto para mergulhadores é a conexão das linhas de fluxo e controle. Não existem válvulas de acionamento manual. Um conveniente característico deste tipo de ANM e também das árvores do tipo DO é a necessidade de usar

mergulhadores para desconectar as linhas de produção e controle da ANM para retirar a árvore toda vez que for necessário intervir no poço.

Usa-se sistema de cabeça de poço guide line (GL) dos fabricantes CBV, HUGHES e National/Equipetrol, instaladas nos campos de Albacora, Centro, Norte, Nordeste e Sul, como ilustra a Figura 3. O mergulhador atua apenas na conexão das linhas de fluxo e umbilical de controle, sistema da Figura 4.

Figura 3: ANM tipo GL/DA.

Figura 4: Sistema de conexão pull-in DA.

ANM GUIDE LINE / DIVER LESS (GL/DL)

Este tipo de árvore é similar ao tipo DA para uso em até 400 metros de lamina d’água. Todas as conexões e/ou acoplamentos são feitos através de ferramentas ou conectores hidráulicos, inclusive linhas de fluxo e controle (Figura 5). O umbilical de controle e as linhas de fluxo são acopladas à ANM através de conexões horizontais numa operação denominada de pull-in das linhas e a ANM pode ser instalada antes ou após o lançamento dos dutos (Figura 6).

Podem ser consideradas as precursoras das atuais ANMs DLL e GLL, pois os conceitos utilizados nestas últimas foram evoluções decorrentes das muitas dificuldades enfrentadas na instalação das ANMs DL. Como as primeiras ANMs DL foram instaladas em lâminas d´água inferiores a 300 metros, onde é possível utilizar mergulho saturado, várias dificuldades foram solucionadas com auxílio de mergulho, o que não mais seria possível em profundidades maiores. Os sistemas de conexão das linhas de produção e controle da ANM eram de dimensões bastante elevadas e pouco operacionais. Este tipo de ANM pode ser considerada obsoleta, tanto que todas as ANMs localizadas em lâminas d´água inferiores a 300 metros sofreram transformações para torná-las diver assisted . Aquelas que se encontram instaladas em maiores profundidades continuam sem modificações.

Figura 5: ANM tipo GL/DL, fabricada pela Hughes.

Figura 6: Sistema de pull-in diver less.

ANM GUIDELINE / DIVER LESS LAY AWAY (GL/DLL)

Estas ANMs solucionaram o maior problema das ANMs do tipo DL, ou seja, a dificuldade de conexões das linhas de fluxo e controle da ANM. Estas ANMs já descem com as linhas de fluxo e controle conectadas diretamente à ANM, ou, como outra opção, conectadas a uma base adaptadora de produção (BAP), descida antes da própria ANM (Figura 7). Possuem também interface para operações com ROV (Remote Operated Vehicle).

A descida da ANM, ou da BAP, é feita em conjunto com as linhas de fluxo e controle lançadas pelo barco de lançamento de linhas, de onde vem a classificação Lay- away. Quando as linhas são descidas em conjunto com a ANM, é possível testar todas as interfaces antes do lançamento, verificando e corrigindo qualquer tipo de vazamento, o mesmo não ocorrendo quando as linhas são lançadas com base adaptadora de produção (BAP).

Este tipo de ANM, com lançamento de linhas tipo lay- away (ver Figura 8) possui o inconveniente de se necessitar a coordenação de programação do barco de lançamento com a sonda de completação, prejudicando o cronograma de lançamento de linhas do barco, pois as operações de completação geralmente apresentam atrasos decorrentes das anormalidades enfrentadas.

A grande vantagem desse sistema se refere à existência de um berço na base adaptadora de produção, onde o madril das linhas de fluxo vai se apoiar. Caso seja necessária a retirada da ANM, durante uma intervenção, as linhas de fluxo e controle permanecerão intocadas, tornando a reconexão automática, quando o retorno da ANM à sua posição.

Figura 7: ANM GL/DLL.

Figura 8: Conexão tipo lay away.

ANM GUIDE LINE LESS / DIVER LESS LAY AWAY (GLL/DLL)

São utilizadas para poços em lâmina d´água superiores a 500 metros, perfurados por unidades de posicionamento dinâmico (sem cabos guia) ou por unidades com padrão de ancoragem especial (até 1000 metros de lâmina d´água).

Estas ANMs (Figura 9) utilizam também uma base adaptadora de produção (BAP), com funções idênticas àquelas das ANMs DLL. Como o sistema de cabeça de poço submarino não utiliza cabos-guia, todas as orientações nos acoplamentos são feitas através de grandes funis, utilizando sistemas de rasgos e chavetas.

Figura 9: ANM tipo GLL.

Em junho de 1997 foi completado o poço MLS 3, numa lâmina d´água de 1700 metros, com ANM GLL, um novo recorde mundial. Este tipo de árvore era o mais avançado modelo existente naquela época.

Um novo conceito de lançamento de linhas de produção e controle vem sendo empregado com este tipo de ANM, ou seja, o antigo conceito de lay- away em que as linhas de fluxo são lançadas conjuntamente com a ANM, está sendo substituído pela conexão vertical (CV), com o uso de trenó (Figura 10).Neste tipo de conexão o madril das linhas de fluxo é lançado com o trenó, ao lado da cabeça do poço, independentemente da descida da base adaptadora de produção ou da ANM. Este procedimento melhora a produtividade de lançamento de linhas do navio, já que não mais necessita de sua coordenação simultânea com a descida da ANM ou da BAP.

O conceito de conexão vertical (CV) foi estendido, originando o conceito de conexão vertical direta (CVD), que ao invés de fazer uso do trenó para abandonar o mandril das linhas de fluxo ao lado do poço, posiciona-o diretamente em seu berço localizado na BAP.

Um fato novo tem se verificado nas completações mais recentes. Anteriormente as bases adaptadoras de produção eram compradas sempre em conjunto com a ANM, posibilitando que os testes de estanqueidade das conexões das linhas de controle e fluxo à ANM fossem realizados na fábrica e na sonda, antes de sua instalação. Atualmente em função dos cronogramas de completação existentes e visando minimizar o estoque de ANMs, as bases estão sendo compradas e entregues descasadas das ANMs.

Figura 10: Conceito de conexão vertical (CV).

Com esta nova sistemática, os poços estão sendo completados até a instalação de suspensor de coluna na base adaptadora de produção e abandonados temporariamente. Isto se deve ao fato de que o tempo de fabricação de uma ANM (em torno de 18 meses) é muito maior que o tempo de fabricação das bases (três meses), e desta forma, quando as ANMs forem entregues e a unidade estacionária puder receber a produção dos poços, a finalização das completações se dará de forma bastante rápida, antecipando a produção.

ANM GUIDE LINE LESS / CONEXÃO VERTICAL INDIRETA (GLL/CVI)

Na conexão vertical ou conexão vertical indireta (CVI), o MLF é abandonado pelo navio de lançamento de linhas ao lado da BAP, conectado a um trenó, não sendo necessário aguardar o momento de instalação da ANM pela sonda de completação. O MLF utilizado na conexão lay away é idêntico ao MLF empregado na CV (Figura 11). Na Figura 12 pode-se ver uma ANM GLL/DLL-CV fabricada pela CBV e, ou outros

fabricantes deste modelo, são Cameron, Kvaerner, National/Equipetrol e Vetco. São utilizadas na produção dos campos de Albacora, Centro, Norte e Sul em profundidades de 140 a 540 m.

Figura 11: Conceito da conexão vertical indireta (CVI).

Figura 12: ANM-GLL/DLL-CV.

ANM GUIDE LINE LESS / CONEXÃO VERTICAL DIRETA (GLL/CVD)

Neste tipo de conexão, o MLF é posicionado diretamente em seu berço localizado na BAP, não usando o trenó, com o que se evita uma manobra para se “pescar” o MLF. Somente após a instalação do MLF na BAP é possível se instalar a ANM como mostra a Figura 13.

Figura 13: Conceito da conexão vertical direta (CVD) com MLF.

ANM GUIDE LINE LESS COM 1 MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL (GLL/MCV)

O módulo de conexão vertical (MCV) tem função similar ao mandril das linhas de fluxo (MLF) usado na CVD, apesar de projeto bastante distinto. A evolução novamente aconteceu no sentido de otimizar o desempenho das sondas de completação e dos navios de lançamento de linhas.

Na BAP existe um falso MLF, fixo na estrutura, aguardando a conexão do conector das linhas de fluxo (CLF) da ANM. Esta padronização permite que a completação do poço seja feita em um único estágio, sem a necessidade de interrupção entre a instalação do TH e a ANM, para aguardar a instalação do MLF, o que simplifica bastante o planejamento das operações. A Figura 14 ilustra uma ANM convencional para profundidades até 1500 m, pressão de 5000 PSI – 1 HUB/MCV, fabricada pela ABB.

Figura 14: ANM GLL/DLL-CVD.

ANM GUIDE LINE LESS / 3 MÓDULOS DE CONEXÃO VERTICAL (GLL/3MCV)

A diferença consiste na utilização de um MCV para a linha de produção, outro para a linha do anular e um terceiro para as linhas de controle hidráulico e cabo elétrico do PDG e TPT (Temperature and pressure transducer). A Figura 15 ilustra este modelo.

Esta separação é imprescindível para que os navios de lançamento de linhas possam realizar a operação, tanto efetuando a conexão primeiramente na ANM (chamada “conexão em primeira ponta”) e lançando em seguida até a UEP, quanto conectando inicialmente na UEP e posteriormente na ANM (denominada “conexão em segunda ponta”).

Figura 15: à esquerda ANM GLL CBV com o conceito 3 MCV’s instalada no RJS-436, em LDA de 1867 metros e à direita ANM GLL/DLL-3MCV’s convencional piggyback.

ÁRVORE DE NATAL MOLHADA HORIZONTAL (ANM-H)

A ANM-H pode ser descrita, de forma simplificada, como uma base adaptadora de produção (BAP) com válvulas montadas na sua lateral, permitindo a intervenção no poço e substituição da coluna de produção sem a retirada da mesma. A ANM-H admite as opções diver assisted (Figura 16), para LDA inferiores a 300 metros, ou sem cabos guia (GLL) para profundidades superiores a 300 metros (Figura 17). Pode fazer uso da tree cap externa ou interna, a depender de seu projeto.

Para os poços equipados com Bomba Centrífuga Submersa Submarina (BCSS),

método de elevação artificial, faz-se uso "obrigatório" de ANM-H (facilidade de intervenção). Na UN-ES, temos por exemplo, no poço JUB-06 (P-34) equipamento

único/exclusivo (não convencional) para aplicação com sistemas BCSS. A ANM-H foi "fruto" de Acordo de Cooperação Tecnológica (ACT) específico firmado entre a PETROBRAS e a empresa FMC Technologies.

As Figuras 18, 19 e 20 ilustram outros modelos de ANM-H, variando em função da conecção (que é afetado pela profundidade) e componentes instalados.

Figura 16: ANM-H GL/DA, para profundidades até 300 m.

Figura 17: ANM-H, com BCSS de alta potência.

Figura 18: ANM-H GLL, com BCSS (bombeio centrífugo submerso submarino).

Figura 19: ANM-H BCSS GLL/CVD MCV, para profundidades até 1500 m,

instaladas em Marimbá 15.

Figura 20: ANM-H GLL/CVD, para profundidades até 2000m.

As sete válvulas gavetas de uma ANM são definidas nos itens abaixo e ilustradas na Figura 21.

• Mestra de produção: M1 (master 1); • Mestra do anular: M2 (master 2); • Lateral de produção: W1 (wing 1); • Lateral do anular: W2 (wing 2); • Interligação: XO (crossover); • Pistoneio da produção: S1 (swab 1); • Pistoneio do anular: S2 (swab 2).

Será explicado o fluxo interno na ANM utilizando-se na descrição, as mesmas cores da Figura 21.

O fluxo normal em uma ANM vem da formação (área de cor rosa no esquema) passando pela coluna de produção, também na cor rosa, que representa o fluxo de óleo. Quando o poço não é surgente, isto é, a pressão do poço por si só não consegue elevar o produto até a plataforma, é necessário utilizar processos de elevação artificial, no exemplo citado é utilizado o gás lift, onde o gás é bombeado pela linha do anular passando através da válvula de gás lift (quadrado preto na figura) carreando o óleo até a plataforma.

O óleo passa então pela DHSV – válvula em amarelo, que não está localizada na ANM, mas na coluna de produção, que tem a função de conter o fluxo do poço caso haja algum acidente com a ANM ou vazamentos externos, atravessando da cabeça de poço e o suspensor de coluna. Até então todo o fluxo estava dentro da coluna de

produção, que é constituída de seções de tubos de comprimento médio de 12 metros montados um a um por meio de roscas cônicas.

Tem-se uma junta de tubo chamada pup joint - em preto, que interliga a coluna de produção, presa no TH (em azul) com o corpo da ANM propriamente dita (em verde). Dentro do corpo da ANM está a primeira das válvulas gavetas que compõe o conjunto de válvulas da ANM, chamada master de produção (M1 – de cor amarela dentro do corpo da ANM). O fluxo é impedido de ir para a capa da árvore pela válvula swab de produção (S1 – chamada válvula de pistoneio, de cor vermelha dentro do corpo da ANM), cuja utilização se dá durante a intervenção no poço. O fluxo é conduzido então para a válvula wing de produção (W1 – de cor amarela na lateral da ANM) passando pelo conector das linhas de fluxo (cor verde e cinza) e, indo então, para o manifold ou plataforma de produção.

No fluxo reverso, o gás é bombeado pela plataforma de produção pela linha de injeção de gás, esquematizada com a cor azul, passa pela wing do anular (W2 – de cor amarela na lateral da ANM), impedido de ir para capa da árvore pela swab do anular (S2 – de cor vermelha no corpo da ANM) é desviado para o corpo da ANM. Passando pela master do anular (M2 – cor amarela dentro do corpo da ANM) alcança o pup joint do anular, chegando então à área do anular após o suspensor de coluna, descendo pelo anular entre o revestimento e a coluna de produção até a válvula de gás lift, para então ter acesso ao fluxo de óleo dentro da coluna de produção, por dentro da válvula de gás lift, fechando o circuito.

A válvula XO (crossover – em vermelho na tubulação em azul) é a interligação entre a linha do anular e de produção utilizada por exemplo para sanar uma obstrução por hidrato. A tree cap, na cor laranja, tem a função de proteger as terminações das linhas onde serão instaladas ferramentas para intervenção no poço. As válvulas M1, W1, M2, W2 e a DHSV são válvulas do tipo “fail safe close” (FSC - se falharem fecham) e são válvulas normalmente abertas. As válvulas S1, S2 e a XO são válvulas FSC mas na condição segura, isto é, normalmente fechadas.

Figura 21: Representação esquemática de uma ANM GLL/DLL.

ANÁLISE FINANCEIRA E DE MERCADO

O mercado mundial de sistemas submarinos está estimado na faixa de US$ 60 a US$ 94 bilhões para período 2011-2015, e o Brasil é um dos principais consumidores, em razão do desenvolvimento da produção nacional em águas profundas. Para esse

período estão previstos investimentos domésticos em equipamentos submarinos da ordem de US$ 14 bilhões.

Até o ano de 2020, a produção de petróleo nacional deverá ser de cerca de seis milhões de barris por dia, ou seja, 186% superior à do ano de 2010. A produção no mar representará, pelo menos, 97% da produção nacional. Portanto, a expectativa de demanda de equipamentos submarinos no país para os próximos anos será vultosa, podendo ultrapassar o valor de R$ 50 bilhões até o ano de 2020.

O valor do mercado global de equipamentos submarinos está estimado na faixa de US$ 60,5 bilhões a US$ 94 bilhões entre os anos de 2010 a 2015, e a maior parte desse montante estará concentrada na África e na América do Sul. Cabe destacar que o Brasil representa 98% dos investimentos que serão realizados em equipamentos submarinos na América do Sul. No caso da África, cerca de 70% dos investimentos em equipamentos submarinos estarão concentrados em Angola (44%) e na Nigéria (26%).

Pode ser observado, no Gráfico 1, que no período de 2004 a 2009, foram comprados cerca de US$ 28,3 bilhões de equipamentos submarinos, e estima-se que esse mercado cresça 114% nos próximos cinco anos, passando para um total de US$ 60,5 bilhões. Desse montante, praticamente a metade será direcionada para aquisição de equipamentos do tipo ANM.

Gráfico 1: Investimento global em subsea.

Diversas empresas serão demandantes desses equipamentos submarinos para produção de petróleo e gás natural offshore. É provável que a Petrobras seja a operadora que vai desembolsar o maior montante dos recursos destinados a esse mercado (16%), conforme pode ser verificado no Gráfico 2.

Embora a demanda por equipamentos submarinos seja dispersa, não se pode afirmar o mesmo em relação à sua oferta. Os mais importantes equipamentos

submarinos, quanto ao valor, são a ANM e o manifold, pois cerca de 50% do montante será gasto em suas aquisições.

No mundo, existem cinco grandes fabricantes de ANM e manifold: FMC, Cameron, GEOG-Vetco, Aker Solutions e Dril-Quip. A Cameron e a FMC detêm cerca de 70% do mercado global de ANM, conforme o Gráfico 3.

Gráfico 2: Investimento global em subsea por operador.

Gráfico 3: Market share global - árvore de natal molhada e manifold.

Atualmente, no Brasil, existem quatro empresas fornecedoras de ANM e manifold: Aker Solutions, FMC, Cameron e GE-Vetco. Todas as empresas são estrangeiras, com unidades nos estados do Rio de Janeiro, São Paulo e Paraná. O principal cliente dessas empresas é a Petrobras. O market share de cada uma é mostrado no Gráfico 4.

Gráfico 4: Market share Brasil - árvore de natal molhada e manifold.

No Brasil, a Cameron destaca-se como líder do mercado doméstico e, com a Aker Solutions, perfaz mais de 78% do mercado nacional de ANM e manifold.

A Petrobras instalou de 1979 (BC/ATP-S, PCE-1, 189m) até dezembro de 2004 (BC/ATP-S, PCE-1, 121m) 568 ANMs, em profundidades de 80 metros (BC/ATP-NE, PCP-1, 2001) a 1899 metros (RIO/ATP-RO, 2002). Na Figura 22 é possível visualizar o histórico das instalações de ANM’s ao longo dos anos pela Petrobras.

Figura 22: Quantidade de ANM’s instaladas ao longo dos anos pela Petrobras.

Os fabricantes das ANM’s já instaladas ou em fabricação na E&P do Brasil são: HUGHES, NATIONAL, EQUIPETROL, MIC, VILLARES/SADE VIGESA, ABB/VETC, CAMERON, CBV/FMC, KVAERNER e DRIL-QUIP.

REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA

Thomas, J. E. (org.). “Fundamentos de Engenharia de Petróleo”. Rio de Janeiro: Interciência, 2001.

LIMA, J.E., FIGUEIREDO, M.W., Árvore de Natal Molhada, 1ª revisão, Apostila E&P-SSE/SC-PO, Macaé, RJ, Brasil, Petrobras, 1999

ANÔNIMO., “Evolução das ANM’s no Brasil”, I Seminário de Engenharia Submarina, Artigo, Rio de Janeiro, RJ, Brasil., Novembro, 2004.

CERQUEIRA, M.B., “Evolução dos Sistemas de Conexão”, I Seminário de Engenharia Submarina, Artigo, Rio de Janeiro, RJ, Brasil., Novembro, 2004.

Site - http://www.bndes.gov.br