introdução à engenharia submarina - versão impressão

Introdução à Engenharia Submarina

ANDRÉ DE ALBUQUERQUE ALMEIDA

RH/UP/ECTEP/PCPROD

Chave: ZCJM

Rota: 822-5228

É proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, sem autorização por escrito da Petróleo Brasileiro S/A-Petrobras ,Recursos Humanos , Universidade Petrobras . Este material foi desenvolvido para uso exclusivo em treinamento no sistema Petrobras.

Este material contém informações classificadas como Empresariais (NP-1) pelo RH/UP/ECTEP/PCPROD.

Ao final do curso, deveremos saber as característic as básicas dos equipamentos e processos mostrados nesta figura.

Objetivos

2

1) Introdução à Produção Offshore de Petróleo

2) Tipos de Unidades Estacionárias de Produção

3) Logística e Escoamento da Produção Offshore

4) Dutos e Umbilicais Submarinos

5) Equipamentos Submarinos

6) Novos Desenvolvimentos da Engenharia Submarina

Conteúdo Programático

3


4

1.1) Introdução e Histórico da Produção Offshore

1.2) Tipos de Completação Offshore

1.3) Interligação de Poços Submarinos


5


6

?

Completação

Perfuração

Processamento Primário

Exploração

Engenharia Submarina


7

• O que é a produção offshore de petróleo?

• É um conjunto de atividades que objetivam a produção

de petróleo proveniente de reservatórios situados sob o

leito marinho

• Envolve multidisciplinaridade, se utilizando de vári as áreas do

conhecimento

• Necessário o uso de unidades de produção em alto mar e/ou

equipamentos submarinos (instalados abaixo do nível do mar )


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Produção Onshore

(em terra)

Produção Offshore

(no mar)- Grande quantidade de poços;

- Estações de coleta descentralizadas;

- Equipamentos e instalações de grandes dimensões.

- Número reduzido de poços;

- Produção centralizada em plataformas;

- Equipamentos e instalações compactos.


9

1m3 ~ 6,3 barris

Produção em 31/12/2012


10

• Fatores que tornam a produção offshore de petróleo complexa• Necessidade da instalação de uma unidade de produção (plata forma) em alto mar

• Necessidade de escoar a produção, desde a plataforma até a te rra, o que é muito

dispendioso devido ao uso de dutos submarinos

• Complexidade dos equipamentos submarinos

• Logística envolvida: transporte de pessoas, equipamentos , componentes, etc

• Complexidade da perfuração e completação dos poços

• As baixas temperaturas da água nas regiões próximas ao leito marinho acarretam

problemas relacionados à formação de parafinas e hidratos

• Complexidade da interligação dos poços à plataforma

• Grandes riscos inerentes à atividade


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ROV

Hidrato

Parafina

Mergulho

Garantia de Escoamento


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• Garantia de Escoamento => previsão, prevenção, mitigação e remoção dedepósitos

• orgânicos - parafinas e hidratos• inorgânicos - incrustações• fenômenos - corrosão

PROBLEMA EM ÁGUAS PROFUNDAS EULTRAPROFUNDAS: BAIXAS TEMPERATURASDA ÁGUA PRÓXIMO AO LEITO MARINHO.


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Região de Formação de Hidrato

Curva de Equilíbrio Água + Gás +Baixa Temperatura +

Alta Pressão

Hidrato


14

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20 25 30

Temperatura (C)

Pre

ssã

o (k

g/cm

2)

Inib = 0%

Inib = 10%

Inib = 20%

• Inibidores de Hidrato


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• Histórico da produção offshore

Início do século XX

Estados Unidos


16

LAGO MARACAIBO

GOLFO DO MÉXICO

MAR CÁSPIO


17

• Recordes Petrobras

LDA – Lâmina d’água

Rasa: até 300 m

Profunda: entre 300 e 1500 m

Ultra profunda: acima de 1500 m


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Bacia do Solimões

Bacia Potiguar

Bacia de Sergipe e Alagoas

Bacias: Tucano, Recôncavo, Camamu e Jequitinhonha

Bacia do Espírito Santo

Bacia de Campos

Bacia de Santos

BACIAS PETROLÍFERAS


19


20

•Produção offshore no Brasil

• Campo Dom João Mar – 1954

• Campo Guaricema – Sergipe – 1967

• Campo de Garoupa – 1974 – Bacia de Campos

• Campo de Ubarana – 1975 – Rio Grande do Norte

• Produção comercial na Bacia de Campos: 1977

• Campo de Enchova – Poço 3-EN-1-RJS (120m)


21


22

A completação de poços na atividade de produção offshore pode ser de dois tipos:

• Completação Seca

• Completação Molhada


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Completação Seca

Completação Molhada

Diz respeito à localização daÁrvore de Natal, se na superfícieou se no fundo do mar (poçosubmarino).

Árvore de Natal é um equipamento constituído de umconjunto de válvulas que é acoplado à cabeça de poço,com o objetivo de controlar e permitir a produção defluidos.

OBS.: A árvore de natal também é utilizada em poços injetores.


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COMPLETAÇÃO SECA COMPLETAÇÃO MOLHADA

Atualmente, mais de 70% dos poços em águas profunda s e ultraprofundas, em campos já produzindo ou em fase de projeto/desenvolvimento, utilizam completação molhada.


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Árvore de Natal Convencional

A – POÇO TERRESTRE

B – POÇO COM COMPLETAÇÃO SECA

Zona Produtora Zona Produtora

LDA

Solo Marinho

Zona Produtora

Plataforma Fixa

AB

1.2) Tipos de Completação OffshoreCompletação Seca

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Árvore de Natal Convencional

Plataforma FLUTUANTE (TLP) Plataforma FIXA de aço

Reservatório profundo e pouco extenso.


Completação Seca

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• Completação Seca - Características

- Utiliza árvore de natal convencional (ANC)

- A ANC fica na superfície, a bordo da plataforma de produção

- A ANC é muito semelhante às árvores de natal utilizadas na produção terrestre (onshore)

- Oferece acesso direto ao poço, a partir da plataforma, para realizar operações de intervenção nos poços(workover)

- Propicia arranjos submarinos menos congestionados, reduzindo a necessidade de uso de dutos submarinos

- Apresenta menor perda de calor, reduzindo, portanto, a possibilidade de formação de hidratos e parafinas

- O perfil de temperatura ao longo do fluxo é mais elevado, minimizando o aumento de viscosidade,favorecendo a produção de óleos mais pesados

- Mais indicada para reservatórios bem conhecidos e com malhas de drenagem bem definidas

- Equipamentos de completação mais simples e de menores custos


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ANM em terra, antes de serinstalada.A ANM é um conjunto decomponentes, que constituem ochamado “Conjunto ANM”.

1.2) Tipos de Completação OffshoreCompletação Molhada

29

ou a uma grande distância da plataforma

O poço pode estar situado próximo

1.2) Tipos de Completação OffshoreCompletação Molhada

30

• Completação Molhada - Características:

- Utiliza árvore de natal molhada (ANM)

- A ANM fica no fundo do mar, instalada na cabeça de poço submarino, exposta às condições ambientais do

fundo do mar

- Não é possível o acesso direto ao poço via plataforma de produção, sendo necessário o uso de uma sonda de

intervenção

- Arranjos submarinos mais congestionados, uma vez que é necessário o lançamento de grandes extensões de

dutos submarinos para interligar cada poço à plataforma de produção

- Maior probabilidade de formação de hidratos e parafinas

- Indicada para reservatórios mais superficiais e de grande extensão

- A combinação completação molhada e UEPs flutuantes confere grande flexibilidade na implantação do

projeto, permitindo antecipação da produção

- Operações e equipamentos mais complexos, com custos elevados


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Árvore de Natal usada em Completações Secas Offshore

Árvore de Natal usada em Campos Terrestres

Árvore de Natal usada em Completações Molhadas

1.2) Tipos de Completação OffshoreÁrvores de Natal

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Riser

Flowline

Poço

ANM

UEP

Poço Submarino �� ANM �� “Trecho Flowline ” �� “Trecho Riser ” �� UEP

Na completação molhada, a “cabeça do poço” está localizada

no leito marinho

Poço pode estar localizado a uma grande distância da plataforma (Ex.: 10 km)


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Trecho flowline : é o trecho de dutos submarinos que está apoiadono solo marinho e, portanto, não sofre solicitações cíclica s apóssua instalação (trecho estático)

Trecho Riser : é o trecho de dutos que está diretamente ligado àUEP e, portanto, está sujeito à ação de ondas e movimentos doflutuante (trecho dinâmico)

Poço Submarino: é aquele cujo sistema de cabeça de poço estálocalizado no fundo marinho, recebendo a denominação de Sist emade Cabeça de Poço Submarino (SCPS)

Por isso, é muito importante conhecer ascondições meteoceanográficas (onda, vento,corrente, etc.)


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3 linhas interligando o poço à UEP

• Linha de produção (coleta)

• Linha de serviço / gas lift

• Umbilical submarino (UEH)

Umbilical Eletrohidráulico

Dutos Flexíveis

Dutos Rígidos

Há exceções!!

�� As linhas de produção e de serviço / gas lift podem ser fabricadas com dutos flexíveis ou dutos r ígidos

1.3) Interligação de Poços SubmarinosPoço Produtor de Óleo

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• Poço produtor de óleo com Gas Lift


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Poços Produtores: 3 linhas interligando o poço à UEP.

• Linha de produção

• Linha de serviço / gas lift

• Umbilical submarino


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• Poço produtor de óleo com BCSS (Bomba Centrífuga Submersa Su bmarina)• A) acrescenta-se ao bundle de produção do poço o lançamento de um cabo elétrico de potênciapara alimentação da bomba (interligação com 4 linhas entre plataforma e poço)


38

• Poço produtor de óleo com BCSS (Bomba Centrífuga Submersa Su bmarina)• B) Adota-se um umbilical integrado de controle e de potência (mantém-se o uso de 3 linhasentre plataforma e poço)


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*Obs: Não há um umbilical padrão para poços produto res de gás

1.3) Interligação de Poços Submarinos• Poço produtor de gás (típico)

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• Linha de injeção Água ou Gás

Normalmente mais simples que oumbilical usado em poçosprodutores.

• Umbilical submarino

1.3) Interligação de Poços SubmarinosPoço Injetor

41


42

POÇOS INJETORES

2 linhas de interligação

POÇOS PRODUTORES

3 linhas de interligação

Diagrama Unifilar de Interligação (FPSO Piranema) - 2007


43

DESENVOLVIMENTO DE UM CAMPO UTILIZANDO POÇOS SATÉLITES

DESENVOLVIMENTO DE UM CAMPO UTILIZANDO MANIFOLD SUBMARINO


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GASODUTO

MEXILHÃO

UEP - FIXA145km

Taubaté - SP

Região de

Caraguatatuba - SP

UPGN

≅≅≅≅ 170m20 km


45


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ManifoldSubmarino

Poço interligado a um manifold submarino

Poço satélite: interligado diretamente à UEP

Em uma mesma UEP, podemos ter poços satélites e poç os interligados a manifolds submarinos

FPSO

Trecho Flowline

ANM

Trecho Riser

Obs.: Existem manifolds de produção (MSP), manifolds de injeção (MSI), manifolds mistos (MSPI) e “ manifolds de gas lift ” (MSGL).


47


48


2.1) Introdução às UEPs

2.2) Plataforma Fixa de Aço

2.3) Plataforma Semi-Submersível

2.4) Plataforma TLP

2.5) FPSO e FSO

2.6) UEPs x Sondas

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• Definição

• UEP – Unidade Estacionária de Produção : Unidades marítimas de diversos

tipos tais como plataforma fixa, navio (tipo FPSO - Floating, Production, Storage

and Offloading vessel ou FSO - Floating Storage and Offloading vessel), semi-

submersível, unidade de completação seca (ex.: TLP-Tension-Leg Platform,

TLWP-Tension-Leg Wellhead Platform ou Spar) ou mono-coluna, responsável

pelo recebimento e exportação (com ou sem tratamento/armazenamento) da

produção.

Fonte: PG-1EP-00039-0 – Diretrizes de Projetos de Instalações Submarinas de Produção.


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• Funções das UEPs

• Abrigar os equipamentos utilizados no processamento primário dos fluidosprovenientes dos poços

• Permitir o acesso aos poços, no caso de completação seca

• Servir de base física para instalação dos compressores e demais equipamentosnecessários às operações de gas lift

• Servir de base de lançamento e recebimento de pigs

• Servir de base de controle dos poços

• Gerar e fornecer energia aos equipamentos submarinos (Ex.: poços que utilizambombas centrífugas submersas)

OBS.: Outras funções das UEPs serão abordadas durante o curs o.


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Fatores que influenciam na escolha do tipo de UEP

• Lâmina d’água (LDA) na qual a unidade será instalad a

• Custo, disponibilidade de mercado e tempo de constr ução / adaptação

• Tipo de completação: seca ou molhada

• Infra-estrutura já instalada no Campo

• Outros (condições ambientais, peso

das linhas/ risers , etc)


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• Montadas sobre estruturas chamadas jaquetas

• Composta por diversos módulos


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• Características das Plataformas Fixas de Aço

• Utilizadas pela PETROBRAS no início da exploração offshore (ainda utilizada na companhia)

• Limitadas a pequenas lâminas d’água

• Necessidade de inspeção freqüente da jaqueta

• Permitem o uso de completação seca e/ou molhada

• Configuração “estática” quanto à amplitude de movimentos

• Baixa flexibilidade de explotação do campo

• Não armazenam a produção

• Na Petrobras, o recorde de LDA é 172 m (PMXL-1 – Plataforma de Mexilhão)

PPER-1


54


55

Pintura

Anodos de Sacrifício


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A – Fabricação da jaqueta e dos módulos

Fabricação da jaqueta da plataforma de PMXL-1 (Mexi lhão)

A jaqueta e os módulos são fabricados em terra

Fabricação dos módulos da PPER-1 (Campo de Peroá)


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B – Transporte

Transporte da jaqueta Transporte dos módulos


58

C – Lançamento da jaqueta


59

D – Verticalização da jaqueta


60

E – Cravação das estacas

Martelo

Estaca de fixação da

jaqueta


61

F – Instalação dos módulos

PPER-1


62

• Plataforma flutuante apoiada por colunas

• Flutuadores (pontoons) submersos


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• Características das Plataformas Semi-Submersíveis

- Utilizadas em águas profundas e ultra-profundas

- Não permitem o uso de completação seca,portanto, utilizam completação molhadanecessariamente

- Não são capazes de armazenar a produção

- São transportadas totalmente prontas para alocação

- Podem ser fabricadas a partir da conversão de sondas SS

- Muito sensíveis ao aumento de peso no convés

- Alta flexibilidade para explotação do campo

P-52

Plataforma Semi-Submersível instalada noCampo de Roncador (Bacia de Campos),em LDA de aproximadamente 1800 m.


64

P - 36


65

P - 522.3) Plataforma Semi-Submersível

66

• TLP - Tension Leg Platform

• Plataformas ancoradas verticalmente

• Sistema de ancoragem sob tração permanente

As TLPs são estruturas flutuantes nas quais os movimentos de heave, pitche roll são minimizados e os movimentos laterais no plano horizontal (sway esurge) são restritos.

2.4) Plataforma TLP

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• Características das Plataformas TLP

- Utilizadas em águas profundas e ultra-profundas

- Permitem o uso de completação seca

- Permitem o uso de completação molhada

- Não são capazes de armazenar a produção

- São transportadas totalmente prontas para a locação (*)

- “Raio de ancoragem nulo”

- Cargas úteis de convés limitadas

- Plataforma flutuante posicionada na locação por tendões verticais fixados no fundo do mar por estacas

- Os tendões devem permanecer constantemente tracionados(*) Há exceções

2.4) Plataforma TLP

68

Tendões Verticais Fixados no Fundo do

Mar por Estacas

Template

TLP

Risers dos Poços com Completação Seca

Árvores de Natal Secas

2.4) Plataforma TLP

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• FSO (Floating, Storage and Offloading )

- Não possui planta de processo.

- Não possui poços interligados.

-Armazena óleo que já sofreu tratamento primário em outra UEP ( Ex.: Semi-Submersível).

- Possui grande capacidade de armazenamento.

• FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading )

- Possui capacidade de processamento e armazenamento.

- Realiza operação de alívio ( offloading ).

- Pode armazenar o óleo proveniente de outras plataformas.

- Pode ser utilizado em LDAs profundas e ultraprofundas.

- Não permite o uso de completação seca, logo utilizacompletação molhada, necessariamente.

- Possui grande capacidade de armazenamento.

2.5) FPSO e FSO

70

FSOFSOFSOFSO

Aliviador

FPSOFPSOFPSOFPSO

Sem planta de processamento

Com planta de processamento

Flare2.5) FPSO e FSO

71

• Características dos FPSOs

- São capazes de armazenar a produção

- São transportados totalmente prontos para a locação

- Ideais para regiões sem infraestrutura

- Grande área de convés e capacidade de carga

- Custo pouco sensível à variação de profundidade

- Cronograma reduzido para conversão a partir de petroleiros

- Fácil remover e instalar

- Mantém a sua posição através de um sistema de ancoragem que pode ser em ponto único (turret) ou distribuído (spread mooring)

Petrobras - 37

Petrobras - 35

2.5) FPSO e FSO

72

Construção do FPSO Kizomba A. Capacidade de armazenamento(2,2 MMbbl) – operado pela ExxonMobil na costa de Angola.

2.5) FPSO e FSO

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PONTO ÚNICO(SINGLE POINT MOORING)

DISTRIBUÍDA(SPREAD MOORING)

2.5) FPSO e FSO

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PONTO ÚNICO(SINGLE POINT MOORING)

Turret

2.5) FPSO e FSO

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Fonte: Revista Petrobras – Janeiro/2011

FPSOs Replicantes (Pólo Pré-Sal) – Spread Mooring

2.5) FPSO e FSO

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Riser

Flowline

Poço

ANM

Sonda UEP

Riser de Perfuração / Completação

Ferramenta de Instalação

2.6) UEPs x Sondas

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Ancoragem de uma UEP

Linhas de Ancoragem

Âncoras

2.6) UEPs x Sondas

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2.6) UEPs x Sondas

Sonda Semi-Submersível

79

OBS.: Menos estáveis que as sondas SS.

2.6) UEPs x SondasNavio-Sonda

80

3) Logística e Escoamento da Produção

81

3) Logística e Escoamento da Produção Offshore

3.1) Sistemas de Escoamento da Produção

3.2) Estudo de Caso: Albacora Leste (P-50)

3.3) Estudo de Caso: Papa-Terra (P-61 e P-63)

3.4) Embarcações Especiais

82

Escoamento da Produção


83

• Dutos Submarinos

• Terminais Oceânicos


84

• Distâncias envolvidas devemser viáveis economicamente

• Os custos envolvidos nolançamento de dutos em águasprofundas são altos;

• Fatores relacionados à garantiade escoamento devem serconsiderados


Escoamento de Óleo por Oleodutos

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TECABTECAB

PONTO-APONTO-A

PPG-1PPG-1

PGP-1PGP-1

CARAPEBACARAPEBA VERMELHOVERMELHO

SBM-4SBM-4

22” 83KM22” 83KM

24” 82KM24” 82KM

P-25P-25 P-31P-31ALBACORAALBACORA

P-19P-19

P-18P-18

P-27P-27

P-20P-20P-32P-32

P-47P-47

MARLIMMARLIM

P-33P-33 P-26P-26

P-38P-38P-40P-40

P-37P-37

ESPFESPF

MARLIMSUL

MARLIMSUL

VIDALVIDAL

CAIRUCAIRU

P-35P-35

H.DIASH.DIAS

J.BONIFÁCIOJ.BONIFÁCIO

F.SHIPF.SHIP

P-43P-43

BARRACUDABARRACUDA

REDUCREDUC

P-08P-08PCE-1PCE-1

PPM-1PPM-1

P-12P-12

SS-06SS-06

P-07P-07

P-15P-15

IMO-3IMO-3

CENTROSULCENTROSUL

ESPADARTEESPADARTE

SBM-1SBM-1

PNA-1PNA-1 PNA-2PNA-2

PCH-1PCH-1

PCH-2PCH-2

P-09P-09

NORTENORTE

SEILLEANSEILLEAN

FPSO-BRFPSO-BRRONCADORRONCADOR

JUBARTEJUBARTE

P-48P-48CARATINGACARATINGA

3.1) Sistemas de Escoamento da ProduçãoMalha de Oleodutos da Bacia de Campos

86

• Embarcações armazenadoras

• Navios aliviadores


Escoamento de Óleo por Terminais Oceânicos

87

Transferência apenas de óleo. NÃO HÁ GÁS SENDO

TRANSFERIDO.

NAVIO ARMAZENADOR

NAVIO ALIVIADOR

• Alívio in-tandem => Navio aliviador é conectado diretamente no armaze nador


88


89

Oleoduto

Ancoragem Ancoragem

Monobóia

Navio Aliviador

Mangote

Flutuante

• Alívio por Monobóia


90

• Monobóia

• Alinhamento da embarcação com a resultante das forças ambientais

• O escoamento do óleo até o navio aliviador é feito por meio de mangotes

• Adotada na Bacia de Campos (Ex.:PRA-1)


91

Cabos de Amarração MangoteMonobóiaNavio Aliviador


92

Exemplo de uso de monobóia: PRA-1


93

TECABTECAB

PTO-APTO-A

PPG-1PPG-1

PGP-1PGP-1

CARAPEBASCARAPEBAS VERMELHOSVERMELHOS

12”x 84 km12”x 84 km

P-25P-25

P-31P-31 ALBACORAALBACORA

P-19P-19

P-18P-18P-27P-27

P-20P-20

MARLIMMARLIM

P-33P-33

P-26P-26

P-40P-40

P-37P-37

ESPFESPF

MARLIM SUL

MARLIM SUL

P-35P-35

REDUCREDUCP-08P-08

P-12P-12P-07P-07

P-15P-15SULSUL

ESPADARTEESPADARTE

PNA-1PNA-1

PNA-2PNA-2

PCH-1PCH-1

PCH-2PCH-2 P-09P-09

NORTENORTE

NORDESTENORDESTE

PPM-1PPM-1

PCE-1PCE-1

12”x 95 km12”x 95 km

20”x 87 km20”x 87 km

18”x 113 km18”x 113 km

14”x 25 km14”x 25 km

16”x 47 km16”x 47 km

16”x 45 km16”x 45 km

12”x 39 km12”x 39 km

CENTROCENTRO

MSGAMSGA

PLEM 1PLEM 1

PLEM 2PLEM 2

PLEM MRLPLEM MRL

FPBRFPBR

RONCADORRONCADOR

PLEM YPLEM Y

PLEM PLEM

12”x 2 km12”x 2 km

20”x 49 km20”x 49 km8”x 17 km8”x 17 km

MSGBMSGB

10”x 3 km10”x 3 km

12”x 7 km12”x 7 km12”x 3 km12”x 3 km

PLEM PLEM

10”x 40 km10”x 40 km

10”x 21 km10”x 21 km

Escoamento de Gás


94

O escoamento de gás para terra se dá sempre através de gasodut os

Navios de LNG NÃO são utilizados nem para transporte, nem para armazenamento offshore


95

Campo B Campo A

FPSOFPSO

ES

PLEM para UTG

NN

WD

: 135

0 m

etro

s

Campo A4 produtores

1 injetor

Campo A4 produtores

1 injetor

Campo B4 produtores2 injetores

Campo B4 produtores2 injetores

Produtor

Injetor

Gasoduto

Exemplo de Desenvolvimento de um Campo Offshore


96


97

Óleo tratadoExportação por oleoduto

Exportação por offloading

Gás tratado

Exportação por gasoduto

Utilização para geração de energia

Utilização para gas lift

Injeção em reservatório

Queima no flare *

OBS.: o gás produzido em uma UEP nem sempre é export ado

para um “terminal de recebimento” em terra.


98

Campo de Albacora Leste – P-50

-120 Km da costa do RJ

-LDA entre 800 e 2000m

-ºAPI entre 17 e 21

-Capacidade de Processamento

-180.000 bpd de líquido

-6.000.000 std m³/d de gás

-40.000 m³/d de água p/ injeção


99

• O óleo tratado é armazenado nos tanques da P-50 (FPSO com ancoragem

distribuída)

• Depois é transferido (offloading) para um navio aliviador

• Alívio em uma configuração in-tandem (aliviador atracado diretamente à P-50)


Escoamento de Óleo

100

Escoamento de gás


101

P-50

Conexão dos Risers


102

Exportação de Óleo (Alívio in-tandem )

Exportação de Gás

ESDV


103

Escoamento da Produção (Óleo + Gás)

Exportação de Óleo (Alívio in-tandem )

Exportação de Gás

ESDV


104

GÁS GÁS

ESDV - Emergency Shut Down Valve

FSC FSC

UEP-1 UEP-2UMBILICAIS DE CONTROLE

(5 funções hidráulicas)

VÁLVULAS ESFERA

(fail safe close - FSC)


105

ESDV


106


107

FPSO + TLWP

• TLWP – Tension Leg Well Platform:plataforma similar a uma TLP, porém demenor porte, mas não possui umaplanta para processamento daprodução, exportando, portanto, aprodução em regime multifásico.

• Permite a completação seca (TLWP)

• Permite a completação molhada

• A produção de todos os poços é armazenada no FPSO

• Todo o óleo é processado no FPSO

• Solução adotada para campos de óleo pesados

Aplicação na Petrobras: Campo de Papa-Terra


108

Completação Seca: TLWPCompletação Molhada: FPSO

Transferência do Óleo(Fluxo Multifásico)

� Poços com completação seca;

� Plataforma com sonda de workover.

� Plataforma com planta de processamento primário;

� Poços produtores com completação molhada;

� Poço injetores com completação molhada.


109

Transferência do Óleo da TLWP para o FPSO

Unidades muito afastadas �� problema.

4°C

1200

mProblema!!


110

Transferência do Óleo da TLWP para o FPSO

Solução �� Aproximar as duas unidades.


111

Transferência do Óleo da TLWP para o FPSO:

Solução �� Aproximar as duas unidades.

FPSO + LTF + TLWP

LINHA DE TRANSFERÊNCIA DE FLUIDOS


112

• Lançamento de dutos ( Pipe Laying Support Vessel – PLSV)

• Mergulho saturado ( Diving Support Vessel - DSV)

• Veículo de controle remoto ( ROV Support Vessel – RSV)

• Instalação e construção ( Construction Vessel )

• Apoio ( Anchor Handling Tug Supply – AHTS)


113

Embarcações de Lançamento de Linhas

Lançamento de Dutos Flexíveis Lançamento de Dutos Rígidos


114

Lançamento de Dutos Flexíveis e Umbilicais

SunriseSunriseSunriseSunriseArmazenamento em cesta


115

Lançamento de Dutos Flexíveis e Umbilicais

CondorCondorCondorCondor

Armazenamento em bobina


116

Lançamento de Dutos Rígidos

Método: S - LayMétodo: Reel Lay

Método: J - Lay


117

Embarcações de Mergulho (DSV)São embarcações de apoio para mergulho saturado , onde há facilidades que permitema manutenção de vários mergulhadores em condições hiperbáricas por até 28 dias.


118

• Mergulho raso : até 50m – mergulhadores respiram ar comprimido;

• Mergulho de intervenção : até 90m – mergulhadores respiram uma mistura de hélio eoxigênio (“heliox”) e são submetidos a um processo de descompr essão, numacâmara de descompressão, após cada mergulho, evitando assi m, a saturação dostecidos;

• Mergulho profundo : até 300m – mergulhadores respiram uma mistura artificialconstituída de hélio e oxigênio e permanecem pressurizados, ou “saturados”, emmédia, por um período de 28 dias. Logo, nesta modalidade de me rgulho, evita-serepetidas descompressões para a pressão atmosférica, mant endo o mergulhadorcontinuamente numa pressão ambiente maior que a atmosféric a, de tal forma que seuorganismo se mantenha saturado com os gases inertes das mist uras respiratórias.

Técnicas de Mergulho3.4) Embarcações Especiais

119

ControleSinoCâmara úmida Acoplamento do Sino

Câmara de vida Câmara de transferênciaFood Lock


120


121

Devido ao alto custo do gás hélio usado na respiração dos merg ulhadores, énecessário usar um sistema fechado de gás, com a constante re moção de CO2,umidade excessiva e odores, e a recomposição do gás através d a injeção de O2 ehélio.Os DSVs possuem ROV a bordo, podendo fazer todas as tarefas de u m RSV.

Toisa Sentinel Seaway Harrier


122

Embarcações do tipo RSVSão embarcações de apoio para o lançamento de ROVs. Geralmen te são menores e comum sistema de DP menos sofisticado que os DSVs. O custo diário é cerca de metade docusto de um DSV.

RSV – Toisa Mariner


123

Embarcações para Instalação e ConstruçãoPodem ter diversos formatos de casco. Geralmente possuem um guindaste de grandecapacidade.

SAIPEM 7000 – 2 guindastes de 7000 ton


124

Embarcações de Apoio (AHTS)São embarcações utilizadas em várias tarefas de apoio às oper ações offshore , entreelas reboque, manuseio de âncoras e suprimento para as unida des. A maioria delaspossui posicionamento dinâmico que permite manter sua posi ção no mar semauxilio de âncora.


125

nchor

H andling

A3.4) Embarcações Especiais

126

Reboque

Tug


127

SupplySuprimento


128

UMS – Unidade de Manutenção e Segurança


129


130

4.1) Dutos Flexíveis Submarinos

4.2) Umbilicais Submarinos

4.3) Dutos Rígidos Submarinos


131

Dutos Submarinos

Dutos Flexíveis Dutos Rígidos


132

PRINCIPAIS CAMADAS DE DUTOS FLEXÍVEIS


133


134

A alta flexibilidade acarreta algumas vantagens:• Amplia as alternativas de layout do arranjo submarino;

• Fácil armazenamento em bobinas, acarretando grande agilida de de manuseio, transporte,instalação e estocagem;

• Permite que a estrutura se acomode de acordo com a topografia do fundo marinho,minimizando, por exemplo, os problemas de vão - livre em regiõ es acidentadas.

Quando comparado a um duto rígido (estrutura de camada única ), os dutosflexíveis possuem baixa rigidez à flexão (EI). Quanto menor é a rigidez à flexão(EI), maior é a flexibilidade.

Estrutura EI(@20ºC) – KN.m 2 Raio de Curvatura de Escotagem (m)

Flexível 4” ID 3 ,2 0,98

Flexível 11,125” ID 109,95 2,64

Rígido 2726 ,0 7,5


135

Outras vantagens relacionadas ao uso de dutos flexíveis:

• Possibilidade de recolhimento e reutilização das linhas

• São estruturas complacentes, permitindo acomodar excursõ es de grandes amplitudes das

UEP’s

• Permitem antecipar a produção, uma vez que são necessários p oucos dados de solo e das

condições meteo-oceanográficas para viabilizar e subsidia r o projeto do duto

Desvantagens do uso de dutos flexíveis:

• Preço elevado

• Ainda necessita de desenvolvimento tecnológico para aplic ação de grandes diâmetros e

em lâminas d’água ultra-profundas

• Poucos fornecedores (o que origina o preço elevado)


136

Qualificação de Dutos Flexíveis


137

Riser

Flowline

Poço

ANM

UEP

3 21

1 – CONEXÃO COM A PLATAFORMA

2 – CONEXÃO ENTRE TRAMOS

3 – CONEXÃO COM O EQUIPAMENTO SUBMARINO

123 2

Tramo 1 Tramo 2 Tramo 3


138

CONEXÃO “RISER X UEP”

BEND STIFFENER

RISER


139

CONEXÃO ENTRE TRAMOS FLEXÍVEIS

CONEXÃO FLANGEADA

CONECTOR DE EXTREMIDADE

CONEXÃO “TRAMO X TRAMO”


140

BAP

MCV

Duto Flexível

CONEXÃO DA LINHA FLEXÍVEL AO EQUIPAMENTO SUBMARINO

BAP – BASE ADAPTADORA DE PRODUÇÃO

COMPONENTE DO “CONJUNTO ÁRVORE DE NATAL MOLHADA”


141

ETAPA DE DESCIDA DAS LINHAS PARA CONEXÃO AO

EQUIPAMENTO

CONEXÕES COM O EQUIPAMENTO (ANM)

MCV

MCV = Módulo de Conexão Vertical


142

MCVMCVMCVMCV

PLETPLETPLETPLET

Duto Flexível

Duto Rígido

“CONEXÃO” DUTO FLEXÍVEL X DUTO RÍGIDO


143

OS DUTOS FLEXÍVEIS SÃO FABRICADOSEM TERRA E POSTERIORMENTE SÃOLANÇADOS POR EMBARCAÇÕESESPECIAIS.


144

Lançamento de Dutos Flexíveis

Bobinas a bordo do Navio de Lançamento

Navio de Lançamento(PLSV)

Pipe Laying Support Vessel – PLSV


145

Umbilicais são estruturas flexíveis, que fazem parte do sist ema de controle submarino,compostas por um grupo de mangueiras, cabos elétricos, cabo s de fibra óptica, ou qualquercombinação destes.São utilizados para transmissão de potência elétrica, trans missão de sinal (ex.: sensores depressão e temperatura localizados em equipamentos submarin os), escoar fluido hidráulicopara controle de equipamentos submarinos (abertura / fecha mento de válvulas), injetar fluidosem equipamentos submarinos, dentre outras funções.


146

Cabos Elétr icos de Transmissão de Sinal

Mangueiras Poliméricas

Armadura Interna

Mangueiras HCR

Capa Interna

Armaduras de Tração

Capa Externa

Cabos Elétr icos de Transmissão de Sinal

Mangueiras Poliméricas

Armadura Interna

Mangueiras HCR

Capa Interna

Armaduras de Tração

Capa Externa


147

• 9+3+CE: 9 mangueiras de controle hidráulico (3/8”) + 3 mangue iras HCR (1/2”) + 3 pares de 2,5 mm 2

4.2) Umbilicais SubmarinosExemplo: Umbilicais para Poços Produtores de Óleo

148

Exemplo: Umbilicais para Poços Injetores

• 5+CE: 5 mangueiras de controle hidráulico (3/8”) + 3 pares de 2 ,5 mm2


149

Caixa de EmendaAcessório que faz a interligação entre dois tramos de umbili cais de modo a permitir acontinuidade de funções das mangueiras, cabos elétricos, e tc.


150

Conexão do Umbilical com UEP4.2) Umbilicais Submarinos

151

NORMALMENTE, A MESMA EMBARCAÇÃO QUE LANÇA DUTOS FLEXÍVEIS ÉRESPONSÁVEL PELO LANÇAMENTO DE UMBILICAIS SUBMARINOS.


152

Tubo de Aço Proteção Anti-Corrosiva e Isolamento Térmico

Riser

Flowline

Poço

ANM

UEP

O duto rígido pode ser utilizado para interligar um poçoà plataforma, duas plataformas ou uma plataforma a umterminal em terra.


153

FABRICAÇÃO DE DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS

Solda circunferencial entre tubos revestidos.

•Tubo (12 m) => uma unidade proveniente da fábrica d e tubos.

•Duto => vários tubos emendados por solda. Fabricado em terra ou no navio de lançamento.


154

Lançamento de Dutos Rígidos Submarinos

Duto rígido sendo lançado no mar.

Barco onde os tubos são soldados.

AO CONTRÁRIO DOS DUTOS FLEXÍVEIS, OS DUTOS RÍGIDOS, EM ALGUNS MÉTODOS DE LANÇAMENTO, SÃO “FABRICADOS” A BORDO DO NAVIO.

HÁ VÁRIOS MÉTODOS DELANÇAMENTO DE DUTOSRÍGIDOS SUBMARINOS.


155

Dutos Rígidos – Métodos de Lançamento

ES

PE

LH

O D

E P

OP

A

TRACAO

TRACAO

PR

OF

UN

DID

AD

E (

LD

A)

TDP

~,

~,

TENSAO NARAMPA

~

TENSAO NO~

ULTIMO ROLETE

TENSAO NOSAGBEND

~

DE FUNDO (H)

DE TOPO (T)S-Lay


156

S-Lay: mais adequado para profundidades d’água rasas, consiste em umaembarcação de lançamento com várias estações de trabalho ho rizontais.Caracterizado pelas altas tensões na curva de saída.

S-Lay


157

Lançamento de Dutos Rígidos Submarinos


158


J-Lay


159

J-Lay: adequado para águas profundas. Os tramos, geralmente compo stos pordois ou três tubos, são conectados em uma única estação de tra balho vertical.Menor produtividade.


160

J-Lay


161


Reel-Lay


162

Reel Lay: os tubos são soldados em terra, enrolados numa bobina de gran dediâmetro, sofrendo deformação plástica. Esta deformação p lástica imposta ao tubodurante as fases de enrolamento e desenrolamento impõem res trições ao uso dométodo para instalação de SCRs ( Steel Catenary Risers ).Uma de suas vantagens é alta velocidade de lançamento.


163


Método Arraste


164

Método Arraste


165

Métodos de Lançamento: Resumo


166

Irregularidades do Fundo Marinho

As irregularidades do solo podemdificultar a instalação do duto e,eventualmente, impossibilitar que elefique apoiado no fundo marinho.


167

Inspeção de Dutos Submarinos

Os dutos devem ser inspecionados com o objetivo de avaliar a sua integridade .


168


169

5.1) ANM - Árvore de Natal Molhada

5.2) Manifolds Submarinos

5.3) Sistemas de Controle Submarinos


170

DEFINIÇÃO DE ÁRVORE DE NATAL MOLHADA

A ANM faz parte do sistema submarino de produção, constituin do a transição entre

este e o poço submarino. Através da ANM, o Operador de Produçã o, a partir da UEP,

controla a produção (ou injeção, no caso de poços injetores) do poço, podendo

abrir / fechar válvulas e obter registros de parâmetros da pr odução, como pressão e

temperatura. A ANM constitui um equipamento de segurança e d e proteção do meio

ambiente, uma vez que suas válvulas são, “até certo ponto”, do t ipo fail-safe-close

(se fecham em caso de vazamento nas linhas de controle).


171

Árvore de Natal usada em Completação Seca

Offshore

Árvore de Natal usada em Campos Terrestres

Onshore

Árvore de Natal usada em Completação Molhada

Offshore


172

Umbilical Padrão para Poços Produtores

9 mangueiras hidráulicas de ID 3/8” + 3 mangueiras H CR de ID ½”+ 1 cabo elétrico de 3 pares (2,5 mm 2)


173

Aplicações das ANMs

► Poços de produção de óleo► Poços de produção de gás► Poços de injeção de água► Poços de injeção de gás► Poços de injeção alternada de gás e água (Pré-Sal)

Fabricantes

► Aker Solutions (matriz: Noruega, fábrica: Curitiba e Aftermarket: M acaé) ► Cameron (matriz: Houston, fábrica: Taubaté e Aftermarket: Ma caé)► Dril Quip (matriz: Houston, fábrica e Aftermarket: Macaé)► FMC (matriz: Houston, fábrica: Rio de Janeiro e Aftermar ket: Macaé)► Vetco GE (matriz: Houston, fábrica: Jandira-SP e Aftermarket: Macaé)


174

Óleo“Gas Lift”

S2 S1

W1W2M2 M1

DHSV

XO

M1 - Master de Produção

M2 - Master de Anular

W1 - Wing de Produção

W2 - Wing de Anular

S1 - Swab de Produção

S2 - Swab de Anular

XO - Crossover

DHSV - Downhole Safety ValveSCSSV - Surface Controlled Subsurface Safety Valve

Fluxograma Básico de uma ANM

OBS.: As ANM’s utilizadas atualmente na Petrobras po ssuem outras válvulas, além destas supracitadas.


175


176

As ANMs podem ser classificadas

• Quanto ao uso de mergulhadores

• Quanto ao uso de cabos-guia durante a instalação


177

• Quanto ao uso de mergulhadores:

- DO (Diver Operated): instalação e operação do equipamento necessitam demergulhadores;

- DA (Diver Assisted): instalação das linhas é feita com o auxílio demergulhadores, mas a operação do equipamento dispensa o mer gulho;

- DL (Diver Less): dispensa o auxílio de mergulhadores em qualquer etapa da vid ado equipamento.


178

Conexão das linhas utilizando gray lock ou flange

“Conector mecânico” �� conexão realizada com auxílio de mergulhador

Diver Operated

DO -1

Válvulas com acionamento manual (necessita de mergulhador)


179

Diver Assisted

Conexão das linhas à ANM necessita de mergulhador

Diver Less


180

• Quanto ao uso de cabos-guia durante a instalação

- GL (Guideline): as ANMs instaladas por sondas ancoradas utilizam cabos-guiapara permitir seu assentamento na cabeça do poço;

OBS.: quando não é possível operar com sondas ancoradas, as i ntervenções podem serfeitas por sondas DP.

- GLL (Guideline-Less): não utilizam cabos-guia. Adotam equipamentos quepossuem funis, com rasgos e chavetas, como forma de orientaç ão dosequipamentos durante as operações de instalação.


181

GL

Cabos – Guia e Cilindros Ocos

GLL

Funil de Orientação


182

Conjunto ANMAbaixo estão listados os principais componentes que constituem o conjunto

ANM:

- BAP (Base Adaptadora de Produção)

- TH (Tubing Hanger ou Suspensor de Coluna)

- ANM (Árvore de Natal Molhada propriamente dita)

- Módulo(s) de Conexão Vertical (MCV(s))

- Tree Cap (Capa da Árvore)

- Corrosion Cap (Capa de Corrosão)


183

1 – Corrosion Cap2 - Tree Cap3 - ANM4 - BAP

MCV

Hub do MCV

1

3

4

2


184

Painel de ROV da ANM(Painel de Override)

Permite, dentre outras operações,visualizar a posição das válvulas (abertasou fechadas) e atuar mecanicamente asválvulas gaveta através do ROV (operaçãode override).


185

CONEXÕES COM O EQUIPAMENTO (ANM)

CONEXÃO DO DUTO À ANM ATRAVÉS DE MCV (MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL)


186


Sistema Elétrico da ANM

187

UTILIZANDO EMBARCAÇÃO ESPECIAL –INSTALAÇÃO A CABO


UTILIZANDO SONDA

Instalação de ANM

188

É o Equipamento Submarino que fica interligado a várias Árvo res de Natal Molhadas(ANMs) com a finalidade de agrupar os fluidos produzidos dos r espectivos poços eescoá-los para uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) e /ou distribuir fluidosdesta para serem injetados nos poços.


189


190

Manifold Submarino

Poço interligado a um manifold submarino

Poço satélite: interligado diretamente à UEP

FPSO

Trecho Flowline

ANM

Trecho Riser


191

1,75 m

Etapa de preparação e testes do manifold , antes de ser lançado.


192

Manifold Submarino de Produção (MSP)

Equipamento destinado à coleta da produção de vários poços. Normalmente, também tem afunção de suprir os poços com gás para gas lift , produtos químicos e fluido hidráulico decontrole.

Manifold Submarino de Injeção (MSI)

Equipamento que recebe água de injeção, proveniente de uma U EP, e distribui para os poços deinjeção.

Manifold Submarino de Gas Lift (MSGL)

Equipamento que recebe gás de uma UEP e tem a função de distrib uí-lo entre os poçosinterligados ao manifold, para realização de gas lift .

Manifold Submarino de Produção e Injeção (MSPI)

Equipamento que exerce, simultaneamente, as funções de MSP e MSI, ou seja, há poçosprodutores e poços injetores conectados ao manifold .

5.2) Manifolds SubmarinosClassificação Quanto à Função

193

Classificação Quanto à Forma de Instalação e Intervenção

� Manifold Diver – Assisted (DA)

- Instalado e interligado aos dutos com auxílio de mergulhad or

- LDA de instalação até 300 m (valor prático)

� Manifold DiverLess (DL)

- Instalado e interligado aos dutos sem auxílio de mergulhad or

- LDA de instalação até limite tecnológico dos equipamentos

Os manifolds DA só podem ser instalados em lâminas d’água (LD A) de até 300m, na qual ainda é permitido o uso de mergulhosaturado. Já os manifolds DL podem ser instalados em qualque r profundidade, embora sejam mais usados em LDAs maiores que300m.


194

Diver Assisted

Diverless


195

Vantagens do Uso de Manifolds Submarinos

• Reduzir o custo associado a dutos submarinos:

- Redução dos custos envolvendo a aquisição e lançame nto de dutos flexíveis (recursos críticos)

• Reduzir o número de risers chegando na UEP

- Reduzir a carga aplicada na UEP

- Reduzir o espaço necessário para sustentação dos ri sers

- Reduzir necessidade de inspeções / intervenções

• Antecipar a produção (receita)

• Otimizar o arranjo submarino

Estas vantagens podem serextremamente importantes emfunção do tipo de UEP.


196

Arranjo Submarino sem Manifold

Arranjo Submarino com Manifold


197

Desvantagens do Uso de Manifolds Submarinos

� Atraso na Instalação

� Licitação

� Fabricação

� Instalação

� Disponibilidade operacional

Pode parar a produção de vários poços

� Confiabilidade dos componentes

� Facilidade de manutenção e reparo

� Deficiência na coleta de dados dos poços


198

Módulo de válvulas

Sub-base

Sistema deConexão

Módulos de controleEstrutura

Tubulação

Principais Componentes de Manifolds Submarinos

Os manifolds mais completos possuem os seguintes componentes:

• Sub-base

• Estrutura

• Tubulação e válvulas residentes

• Módulos de válvulas e/ou chokes

• Módulos de controle (parte submarina dosistema de controle)

• Módulos de conexão de linhas (dutos eumbilicais)


199

EstruturaConector

Tubulação

Choke

Medidor de Vazão de Gás

Medidor de Vazão Multifásica

Módulos de Válvulas


200


201

Métodos de Instalação de Manifolds Submarinos

O grande complicador do processo de instalação é o custo da op eração, pois com o

aumento da LDA, aumenta proporcionalmente também a carga su portada pela embarcação,

devido ao acréscimo de peso da coluna ou do cabo de aço usado no processo. O aumento

da LDA também implica num acréscimo do tempo demandado para o processo de instalação

e, conseqüentemente, um aumento do custo da operação como um todo.

O custo de instalação pode representar grande parte do monta nte total de gasto nas

operações.


202

Marimbá Leste

21

34

765

Manifold – Instalação com Sonda5.2) Manifolds Submarinos

203

Manifold – Método Pendular

1 2

3 4


204

Dummy Manifold : 17m x 8,5m x 5m, pesando 280 ton (peso no ar).

Fixação da gaiola com os equipamentos de medição.

Dummy Manifold sendo embarcado na BGL-1.


205

Dummy Manifold sendo içado peloguindaste da BGL-1 e colocado parafora da borda.

Dummy Manifold sendo colocado naágua.


206

Sistema de Controle Submarino – Sistema que tem a

função de garantir o acionamento remoto, a partir da UEP,

dos equipamentos submarinos e obter a aquisição dos

dados do sistema submarino para permitir o controle do

escoamento a partir da UEP ou de terra. Pode ser hidráulico,

elétrico, óptico ou misto (eletro/hidráulico).

Fonte: PG-1EP-00039-0 – Diretrizes de Projetos de Instalaçõ es Submarinas de Produção.


207

• O que precisa ser controlado?


208

• Característica comum: uso de válvulas com atuadoreshidráulicos


209

Umbilical Submairno

Unidade de Potência Hidráulica - HPU

Atuador Hidráulico

Pressão sobre a mola do atuador

LDA

Fornece fluido de controle nas pressões requeridas pelos atuadores hidráulicos das válvulas do

equipamento submarino.


210

• Característica comum: instrumentos com transmissão desinais elétricos


211

Umbilical Submairno

Sensor Submarino

Estação de Monitoramento


212

• Sistemas de Controle Submarinos

• Fazem o acionamento de válvulas submarinas por ação do

operador ou de algum dispositivo na UEP

• O acionamento é do tipo abertura / fechamento

• O elemento iniciador do comando está na UEP

• Sistemas de Monitoramento Submarinos

• Fazem aquisição de sinais dos instrumentos instalados nos

equipamentos submarinos

• Continuamente, periodicamente ou sob demanda


213

• Neste contexto, definimos:

• Função de Controle: Em geral, representa um par atuador-

válvula de um equipamento submarino que deve ser controlado

pela UEP.

Obs: Dependendo do equipamento, pode existir mais de uma válvula atuadas

através de uma única função de controle e outras que necessit am de mais de

uma função para serem controladas.

• Função de Supervisão: Representa uma variável de processo a

ser monitorada pelo sistema de controle (ex. pressão,

temperatura).


214

• Tipos de Sistemas de Controle para EquipamentosSubmarinos:

• Hidráulico Direto

• Hidráulico Pilotado

• Hidráulico Modal

• Hidráulico Sequencial

• Eletro-Hidráulico

• Eletro-Hidráulico Multiplexado

• Elétrico


215

Sistema de Controle Hidráulico Direto

Fonte: Subsea Engineering Handbook; Yong Bai and Qi ang Bai; Elsevier, 2010.


216

Sistema de Controle Hidráulico Direto - Característi cas

• Possui uma linhahidráulica no umbilicalpara cada função decontrole

• Aquisição de dados éfeita de forma separadado sistema de controle

• Padrão para as ANMs daPetrobras

Controle Hidráulico DiretoControle Hidráulico DiretoPainel de Controle

HPUHPU

ANMFlowline

connector

Atuador

Tubing hanger

DHSV

Umbilical de controle com uma linha hidráulica por função

(atuador) + reservas

Plataforma de Produção

Tree cap

Painel de Back-up -Acionado por ROV

Unidade Hidráulica

Fig. baseada no des. original por Mauro Euphemio (CENPES/TS)


217

Unidade de Potência

Hidráulica

(HPU)

Painel de Controle

Eletrônico

Eletrônica Submarina

“SEM”

SCM

Sistema de Controle Eletro-Hidráulico Multiplexado

1.3) Tipos de Sistemas de Controle Submarinos

218


Sistema de Controle Eletro-Hidráulico Multiplexado


219


Sistema de Controle Eletro-Hidráulico Multiplexado - Características

• As DCVs (ou válvulassolenoides) que atuam asfunções de controle estão noSCM

• Uma linha de suprimentocomum para a atuação dasfunções

• Uma ou mais eletrônicassubmarinas (SEM) no SCM paradecodificar os comandos eacionar as DCVs

• Informações dos sensoresenviadas para o SEM e destepara a UEP de forma codificadapelo mesmo cabo que conduzos comandos da unidade


220

Manifold

ANM HD

SCM

ANM HD ANM HD ANM HD

ANM HD ANM HD ANM HD ANM HD

• Configuração bastante utilizada na Petrobras

• As ANMs podem ser do tipo Hidráulico Direto

• Especialmente importante para a Petrobras por conta

da padronização de ANMs

• Do ponto de vista do operador, o controle é eletro-

hidráulico multiplexado tanto para o manifold quanto

para as ANMs interligadas a ele

• Do ponto de vista da ANM o controle é hidráulico

direto a partir do SCM instalado no manifold

Sistema Multiplexado concentrado no manifold


221

Manifold com controle

multiplexadoUEP

Umbilical de controleinterligando o manifoldà UEP.

Umbilical idêntico aode ANMs satélites.


222

Módulo de Controle Submarino (SCM ou Control Pod)5.3) Sistemas de Controle Submarinos

EletrônicaSubmarina

Base do SCM com todas as DCVs

montadasSCM sem o

encapsulamento externoSCM

CartõesEletrônicos

Encapsulamentoexterno

223

ANM

Manifold

ANM ANM ANM

ANM ANM ANM ANM

ANM ANM ANM


224

• Hidráulico Direto:

• O mais usado, principalmente para ANMs de poços interligado sdiretamente a plataforma (poços satélites da Plataforma);

• Eletro-Hidráulico Multiplexado• Usado nos manifolds de águas profundas e alguns DA mais

recentes;

• Opção p/ANMs que tenham grande número de funções de controlee aquisição de dados ou que estejam a grandes distâncias daPlataforma.

RESUMINDO


225


226

6.1) Configurações de Risers

6.2) Sistemas de Processamento e Boosting

6.3) Sistemas Subsea-to-Shore

6.4) Desafios da Engenharia Submarina para o Pré-sal


227


228

WL

Mud Line

Jumper FlexívelÂngulo de saída

na bóia

Distancia hor. do ponto de conexão até o Riser Híbrido

Distancia da WL até o Tanque de

Flutuação

UEP: SS ou FPSO

Riser

Ângulo de saída da UEP

Tanque de Flutuação

Base do Riser

Também denominados RisersHíbridos: uma parte rígida e umaparte flexível.

RISERS DESACOPLADOS


229

REPRESENTAÇÃO DO ARRANJO SUBMARINO DA P-52

RHAS – RISER HÍBRIDO AUTO-SUSTENTÁVEL


RISERS DESACOPLADOS

230

Bóia de Sustentação de

Riser

(BSR)


RISERS DESACOPLADOS

231


RISERS DESACOPLADOS

232

6.2) Sistemas de Processamento e BoostingRWI - Raw Water Injection

233

BASE DE FLUXO

MÓDULO DE BOMBAS

RWI


234


235

SSAO

Fluxo multifásico c/ água residual

ProdutorInjetor

6.2) Sistemas de Processamento e BoostingSSAO - Sistema de Separação Submarina Água-Óleo

236

Poço Produtor Poço injetor

Plataforma

Óleo: 22 o. APIVazão total: 3500 m3/d

MRL-141

Óleo + Gás + ÁguaSSAO

Óleo p/ injeção < 100ppmSólidos p/ injeção < 10ppmMaior partícula < 50 micra

Eficiência de 70% (valor conservativo)


237

RISER

LINHA

ANM

POÇO

RESERVATÓRIO

BOMBEAMENTO SUBMARINO

Bomba Submarina

ANM


238

Tempo

Qa

T

Qb

Produção com gas lift pelo “by-pass” da base

Substituição da Bomba após a falhaSubstituição da Bomba após a falha

Perda de produção

Bombeamento SubmarinoBombeamento dentro do poço


239

Módulo de Bombeio - BCS em Alojador no Leito Marinho


240


241

SBCSS - Bombeamento CentrífugoSubmarino em Skid


242


SBCSS - Bombeamento CentrífugoSubmarino em Skid

243


244

MOBO

SBCSS

X

• Não necessita poço falso

• Instalação a cabo

• Montagem do módulo de bombas em terra

• Flexibilidade de locação

• Dimensões maiores

• Necessita poço falso

• Instalação com sonda

• Montagem offshore

• Mais compacto

GVF < 30%


245

- Bombas Centrífugas Submersas (BCS e BCSS)

- Bomba Hélico-Axial

Bombas Multifásicas –Industria do

Petróleo

Tipo Rotodinâmica: transmitem energia ao fluido empregando a conversão de energia mecânica

em energia cinética, podendo ser esta convertida em energia de pressão ou energia potencial.

Tipo Volumétrica: tem como característica o

deslocamento de volumes específicos de fluido que passa através da bomba.

- Bomba de Cavidades Progressivas (BCP)

- Bomba de Duplo Parafuso


246

Impelidor

Difusor (estático)

Bomba Hélico-Axial – Detalhe dos Impelidores e Difusores (Framo)

Bomba Multifásica Hélico-Axial


247


Bomba Multifásica Submarina Hélico-Axial de Barracuda-Caratinga

248

BMSHA de Barracuda-Caratinga

(14,0 km)


249

Bomba Multifásica de Duplo Parafuso


250

Bomba Multifásica SBMS-500


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VASPS -Vertical Annular Separator Pumping System

• Conceito inovador de separador bifásico submarino acoplad o a um sistema debombeamento centrífugo

• Instalado em um furo revestido (“poço falso”)

• O gás e o líquido são escoados até a UEP através de linhas indep endentes


252

Saída de líquido

Saída de gásVem do poço

Pressure Housing

Hélice

�Tubing de

descarga

Câmara de expansão

Anular de gás

BCSS

Helicóide

6.2) Sistemas de Processamento e BoostingVASPS -Vertical Annular Separator Pumping System

De maneira simplificada, inicialmente há uma expansão em um a primeira câmara onde ocorre boa parte daseparação gás-líquido. O gás segue para a linha de gás, enqua nto o líquido mais o gás remanescente solubilizadodescem por um helicóide, em espaço anular, onde vai ocorrer u ma separação devida às forças centrífugas. O gásseparado vai penetrando em furos existentes entre o anular e xterno e o anular interno e se junta àquele da câmarade expansão.O líquido desce até o fundo do separador onde uma bomba centrí fuga submersa submarina bombeia o líquidopara a plataforma.

253

Ormen Lange - Noruega

ELIMINAÇÃO DA UEP


254

SISTEMA SUBMARINO DE ORMEN LANGE

PERFIL DO RELEVO SUBMARINO


255

PRESENÇA DE VÃOS LIVRES

REDUÇÃO NO NÚMERO DE VÃOS LIVRES: USO DA

TÉCNICA ROCK DUMPING


256

• 2 dutos multifásicos de 30 polegadas e150 km para terra.

• Produção é levada para planta deprocesso em Nyhamna.

• Maior gasoduto de exportação domundo. Vai de Nyhamna via Sleipnerno Mar do Norte: 1200 km de Sleipnerpara Easington/UK: 44 polegadas dediâmetro.


257

Movimentos da plataforma:- Condições ambientais mais severas que na BC;

- Cargas cíclicas nos dutos;- Projeto de Ancoragem mais caro.

~ 300 km da costa

LDA ultra-profunda:- Alta pressão externa (colapso);

- Alta tração nos dutos (topo);- Baixa temperatura;

- Difícil instalação de dutos e equipamentos .

Dificuldades Logísticas:- Transporte de pessoas e equipamentos.

6.4) Desafios do Pré-Sal

258


259

RISER

LINHA

ANM

POÇO

RESERVATÓRIO

Plataforma de produção.

Resistência à tração, corrosão e à fadiga.

Resistência à elevada pressão e à corrosão.

Resistência à corrosão e ao colapso + Isolamento térmico.

Requisitos de Materiais

Resistência à elevada pressão e à corrosão.

Diferentes materiais estão em avaliação/qualificação para

estas aplicações.

Três objetivos principais;- Custo- Tempo

- Qualidade

Resistência à corrosão.


260


261

Na preparação deste material foram utilizadas apresentações e apostilas dos seguintes profissionais daPetrobras:

• Cláudia Martins Peri Machado dos Santos - ENG-E&P/PROJEN/EDSG/EDS

• Eduardo José de Jesus Coelho - E&P-ENGP/IPP/ES

• Eduardo Ribeiro Nicolosi - RH/UP/ECTEP/PCPROD

• Fábio Braga de Azevedo - ENG-E&P/PROJEN/EDSG/EDS

• José Abreu e Silva Filho - E&P-SERV/US-SUB

• José Roberto Ferreira Moreira - E&P-ENGP/IPP/ES

• Léa Margarida Bueno Troina - CENPES/PDEP/TDUT

• Luiz Antonio Lobianco e Souza - E&P-ENGP/IPP/ES

• Luiz Antônio Sulino de Negreiros - RH/UP/ECTEP/PCPROD

• Marcelo Brack - UO-RIO/IPP/EES

• Mário Pezzi - E&P-ENGP/IPP/ES

• Mauro Luiz Lopes Euphemio - E&P-ENGP/IPP/ES

• Maxwell Brandão de Cerqueira - E&P-ENGP/IPP/ES

• Paulo Roberto Santos Pinto da Fonseca - E&P-ENGP/EP/COMP

• Robson Vieira Marnet - E&P-SERV/US-SUB/MIS/TIRS

• Yonathan Reboh - E&P-ENGP/IPP/ES

Referências

262

introdução à engenharia submarina - versão impressão

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