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SIMULAÇÃO DE OPERAÇÕES COM NAVIOS TANQUES EM TERMINAL
OCEÂNICO
Mauro Pinheiro Conde
Dissertação apresentada ao Programa
de Pós-Graduação em Engenharia
Oceânica, COPPE, da Universidade
Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do
título de Mestre em Engenharia
Oceânica.
Orientador: Floriano Carlos Martins Pires
Júnior
Rio de Janeiro
Dezembro de 2011
ii
SIMULAÇÃO DE OPERAÇÕES COM NAVIOS TANQUES EM TERMINAL
OCEÂNICO
Mauro Pinheiro Conde
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO LUIZ
ALBERTO COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA
(COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS À OBTENÇÃO DO GRÁU DE MESTRE EM CIÊNCIA
EM ENGENHARIA OCEÂNICA.
Examinada por:
_______________________________________
Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior, D.Sc.
_______________________________________
Prof. Claudio Luiz Barauna Vieira, Ph.D.
_______________________________________
Prof. Marcio de Almeida D'Agosto, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
DEZEMBRO DE 2011
iii
Conde, Mauro Pinheiro
Simulação de Operações com Navios Tanques em
Terminal Oceânico/ Mauro Pinheiro Conde – Rio de Janeiro:
UFRJ/COPPE(2011).
XVI, 92.:il; 29,7cm.
Orientador: Floriano Carlos Martins Pires Júnior.
Dissertação (mestrado) – UFRJ/COPPE/Programa de
Engenharia Oceânica, 2011:
Referências Bibliográficas: p. 89-92.
1. Cadeia de suprimento de petróleo. 2. Modelagem e
simulação. 3. Transporte Marítimo. 5. Descrição dos Campos de
Petróleo da Bacia de Campos. I. Pires Júnior, Floriano Carlos
Martins. II Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE,
Programa de Engenharia Oceânica. III. Título
iv
AGRADECIMENTOS
Gostaria de começar a agradecer a minha família, pela paciência e pelo
incentivo, em especial a minha esposa (Sandra) e as minhas filhas (Marcella e Luiza),
depois outro agradecimento muito especial aos meus pais (Aloysio e Luzia) pelo
apoio e por confiarem em mim.
Agradeço também aos professores Luiz Felipe e Floriano por acreditar que
seria possível, às vezes mais do que eu mesmo e um agradecimento especial pelo
carinho como me tratou a secretária Maria Elsa.
Agradeço a banca pelo pronto atendimento em participar dessa avaliação e a
instituição UFRJ/COPPE pela estrutura concedida e ótimo corpo docente.
Por último quero agradecer a Petrobras por me proporcionar essa
oportunidade e aos colegas com quem divido o convívio de trabalho pelo apoio
incondicional e pela ajuda nos momentos de dúvida.
v
Resumo da Dissertação apresentada a COPPE/UFRJ como parte do requisito
necessário para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
SIMULAÇÃO DE OPERAÇÕES COM NAVIOS TANQUES EM TERMINAL
OCEÂNICO
Mauro Pinheiro Conde
Dezembro/2011
Orientador: Floriano Carlos Martins Pires Júnior
Programa: Engenharia Oceânica
O trabalho tem o objetivo de analisar a operação no terminal oceânico PRA-1
com o desenvolvimento de um modelo de simulação com a utilização do software
ARENA, permitindo o planejamento a curto e longo prazo além de indicar os
investimentos necessários para garantir a operacionalidade das unidades produtoras.
Para o melhor entendimento o trabalho começa com a contextualização do problema.
Nessa fase é feito uma reflexão do motivo e da história do desenvolvimento da
indústria de extração de petróleo no Brasil. A contextualização termina com uma
análise dos motivos que levaram a decisão da Petrobras em instalar um terminal
oceânico na Bacia de Campos. Depois o trabalho apresenta a revisão bibliográfica
onde foi feito um amplo levantamento sobre trabalhos de logística, distribuição e
também as técnicas de simulação. A seguir o trabalho apresenta a descrição do
problema e a metodologia utilizada. Nesse momento o trabalho apresenta a estrutura
da Petrobras, os agentes que atuam no PDET avançando sobre o estudo dos
campos de petróleo que utilizam o terminal oceânico PRA-1 para o escoamento da
produção. Depois o estudo constrói um modelo de simulação para o FSO-CIMA e
para a P-38. Por fim o trabalho apresenta os resultados e a sua utilização
determinando o melhor momento para o início operacional das monobóias, que são
partes importantes do terminal.
vi
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the requirements for the degree of Marter of Science (M.Sc.).
SIMULATION OF OPERATIONS WITH VESSEL TANKS IN OCEAN TERMINAL
Mauro Pinheiro Conde
December/2011
Advisors: Floriano Carlos Martins Pires Júnior
Department: Ocean Engineering
The aim of this assignment is to analyze the oceanic terminal PRA-1 operation
with the development of a simulation model using the ARENA software. Allowing the
planning, in a short and long time, and investments to ensure the operation in
production areas. For a better comprehension, the assignment starts with the problem
contextualization. In this phase is made a reflection about the reason and the
development story of the petroleum extraction industry in Brazil. This contextualization
ends with an analysis of the reasons why Petrobras decided to install an oceanic
terminal at Bacia de Campos. After that, the assignment presents the bibliographic
revision that was made a broad survey about logistics works, distribution and
simulation techniques. Next, the assignment presents the problem description of used
methodology and advanced on petroleum field studies which use the oceanic terminal
PRA-1 for production flow. In this moment the assignment presents the Petrobras
structure and the agents that participate on PDET. After that, the assignment presents
the developed of the simulation model for FSO-CIMA operaction. In the end the
assignment presents the results and their utility, determining the best moment for the
beginning of the monobuoy operational, which is an important part of the terminal.
vii
SUMARIO
RESUMO………………………………………………....……v
ABSTRACT………………………...............................……vi
Lista de Figuras................................... .............................x
Lista de Tabelas................................... ..........................xiii
Lista de Abreviaturas e Siglas ..................... ..................xv
1. Capítulo I – Introdução ............................ ....................1
1.1. Motivação e Objetivo .......................... ............................................................ 1
1.2. A Questão da Logística na Bacia de Campos ..... .......................................... 2
1.3. Descrição Geral do Problema ................... ..................................................... 7
1.4. Estrutura da Dissertação...................... ........................................................ 10
2. Capítulo II – Revisão Bibliográfica ................ ...........12
2.1. O Desenvolvimento da Exploração e Produção Pet róleo no
Brasil............................................. ................................................................13
2.2. Cadeia de Suprimento de Petróleo .............. ................................................ 19
2.3. Modelagem e Simulação......................... ...................................................... 20
2.3.1. Simulação Computacional ..................... ........................................... 21
2.3.2. Tipos de Sistema de Simulação ............... ........................................ 22
2.4. Definição dos Agentes Envolvidos.............. ................................................ 25
2.4.1. Unidade Estacionária de Produção (UEP) ...... ................................. 26
viii
2.4.2. Plataforma de Rebombeio Autônomo -1 (PRA-1) . ........................... 30
2.4.3. FSO-Cidade de Macaé (FSO-CIMA) .............. .................................... 31
2.4.4. Monobóias. .................................. ...................................................... 32
2.4.5. O Navio Tanque .............................. ................................................... 32
3. Capítulo III – Apresentação do Problema ............ ....37
3.1. Metodologia Utilizada ......................... .......................................................... 37
3.2. Descrição dos Campos.......................... ....................................................... 40
3.2.1. Campo de Roncador........................... ............................................... 40
3.2.2. Campo de Marlim Sul ......................... ............................................... 43
3.2.3. Campo de Marlim Leste ....................... ............................................. 44
3.3. O Sistema Petrobras, o E&P e o ABASTECIMENTO.. ................................. 46
4. Capítulo IV – Modelagem do Problema Utilizando
Simulação.......................................... ...............................48
4.1. Premissas ..................................... ................................................................. 49
4.2. Modelagem do Sistema Alívio................... ................................................... 50
4.2.1. Subsistema Chegada dos Navios............... ...................................... 51
4.2.2. Subsistema Operação em Tandem ............... ................................... 58
4.2.3. Subsistemas Operação na MB 1 e Operação na M B 2.................... 64
4.3. Análise do Sistema Produção ................... ................................................... 67
4.4. Construção e Funcionalidade do Simulador........... .................................... 71
4.5. Verificação do Modelo de Simulação ............ .............................................. 75
5. Capítulo V – Análise dos Cenários e Resultados ...76
ix
5.1. Considerações iniciais ........................ ......................................................... 76
5.2. Apresentação e Análise dos Resultados......... ............................................ 76
6. Capítulo VI – Conclusão e Aplicação ................ .......85
6.1. Sugestão de Novos Trabalhos e Oportunidades. .. ..................................... 88
Referências Bibliográficas ......................... ....................89
x
Lista de Figuras
Figura 1: Operação Ship to Ship na Bacia da Ilha Grande em Angra dos Reis. ......... 6
Figura 2: Comparativo, Fontes Renováveis e Fontes não Renováveis de Energia. ... 7
Figura 3: Preço do Petróleo Cru desde 1861 (dólares por barril). .............................. 8
Figura 4: Mapa de Escoamento do PDET.................................................................. 9
Figura 5: Fluxograma do Escoamento das Correntes. ............................................. 10
Figura 6: Movimentação de Petróleo no Brasil entre 1995 e 1985. .......................... 13
Figura 7: Evolução da Movimentação do Petróleo no Brasil entre 2000 e 2010....... 14
Figura 8: Reservas Provadas de Petróleo (bilhões de barris) em 31 de Dezembro de
2010.......................................................................................................................... 15
Figura 9: Mapa das Reservas Provadas de Petróleo por Região. ............................ 16
Figura 10: Arranjo do PDET..................................................................................... 26
Figura 11: Plataforma Tipo FPSO Monocasco. ........................................................ 27
Figura 12: FSO Turret. ............................................................................................. 28
Figura 13: P-50 (SMS) ............................................................................................. 29
Figura 14: PRA-1. .................................................................................................... 31
Figura 15: FSO-CIMA. ............................................................................................. 32
Figura 16: Navio DP Operando em um FPSO-SMS................................................. 36
Figura 17: Diagrama de Blocos da Divisão dos Sistemas. ....................................... 38
Figura 18: Mapa do Campo de Roncador. ............................................................... 41
Figura 19: Mapa do Campo de Marlim Sul. .............................................................. 43
Figura 20: Mapa do Campo de Marlim Leste. .......................................................... 45
xi
Figura 21: Fluxograma da Programação de Navios. ................................................ 47
Figura 22: Macrofluxo do Desenvolvimento do Modelo de Simulação...................... 48
Figura 23: Fluxograma do Sistema Alívio................................................................. 51
Figura 24: Fluxograma do Subsistema Chegada de Navios..................................... 52
Figura 25: Previsão de Recebimento de Óleo no FSO-CIMA................................... 54
Figura 26: Diagrama de Blocos da Chegada dos Navios. ........................................ 54
Figura 27: Fluxograma da Chegada de Navio da Classe Aframax. .......................... 55
Figura 28: Fluxograma da Chegada de Navio da Classe Suezmax DP.................... 56
Figura 29: Fluxograma da Chegada de Navio da Classe Suezmax Convencional. .. 56
Figura 30: Fluxograma da Chegada de Navio da Classe VLCC............................... 57
Figura 31: Diagrama de Blocos do Subsistema Chegada de Navios........................ 57
Figura 32: Diagrama de Blocos do Subsistema Operação em Tandem. .................. 59
Figura 33: Fluxograma do Subsistema Operação em Tandem. ............................... 59
Figura 34: Tabela dos Tempos de Atracação em Tandem....................................... 62
Figura 35: Diagrama de Blocos do Modelo de Teste de Consistência do Subsistema
Operação em Tandem. ............................................................................................. 64
Figura 36: Diagrama de Blocos do Subsistema Operação nas MBs. ....................... 65
Figura 37: Fluxograma do Subsistema Operação em Tandem. ............................... 66
Figura 38: Fluxograma Sistema de Produção. ......................................................... 68
Figura 39: Diagrama de Blocos Sistema de Produção. ............................................ 68
Figura 40: Curva de Produção de uma UEP Constante na Bacia de Campos. ........ 69
Figura 41: Curva de Produção de uma UEP em Início de Produção na Bacia de
Campos. ................................................................................................................... 69
xii
Figura 42: Macrofluxo do Simulador......................................................................... 73
Figura 43: Diagrama de Blocos do Modelo Completo de Simulação. ....................... 74
Figura 44: Quadro Comparativo dos Valores Previstos ou Realizados com os
Simulados. ................................................................................................................ 75
Figura 45: Limite Operacional da P-38..................................................................... 78
Figura 46: Limite Operacional do FSO-CIMA Sem as Monobóias. ........................... 78
Figura 47: Comparativa de Indisponibilidade nas Operações do FSO-CIMA com uma
Monobóia. ................................................................................................................. 80
Figura 48: Planilha Desenvolvida para Auxiliar na Determinação do Volume Escoado
por Ponto. ................................................................................................................. 81
Figura 49: Cenário 1. ............................................................................................... 82
Figura 50: Cenário 2. ............................................................................................... 83
Figura 51: Cenário 3. ............................................................................................... 83
xiii
Lista de Tabelas
Tabela 1: Lista dos Navios DP Dedicados as Operações de Offloading na Costa
Brasileira..................................................................................................................... 2
Tabela 2: Pontos de Escoamento Operacionais da Petrobras na Costa Brasileira...... 2
Tabela 3: Tipos de UEPs sendo a Petrobras o Operador (Setembro de 2011). ........ 30
Tabela 4: Perfil da Frota Administrada pela Petrobras em Setembro de 2011. ......... 33
Tabela 5: Classificação dos Navios de Óleo Cru Quanto ao Porte............................ 33
Tabela 6: Ponto de Operação Segundo as Classes dos Navios. .............................. 34
Tabela 7: Perfil da Frota Mundial de Navios DP........................................................ 35
Tabela 8: Teste de Limite Operacional com uma Monobóia...................................... 39
Tabela 9: Características das Correntes do Campo de Roncador (Grau API)........... 41
Tabela 10: Características das Correntes do Campo de Marlim Sul (Grau API)........ 44
Tabela 11: Escoamento e Destino dos Óleos. .......................................................... 45
Tabela 12: Operações por Classe de Navios no FSO-CIMA em 2009. ..................... 53
Tabela 13: Previsão de Produção por UEP em Barris por Dia. ................................. 53
Tabela 14: Distribuição da Chegada dos Navios....................................................... 54
Tabela 15: Teste de Validação do Subsistema Chegada de Navios. ........................ 58
Tabela 16: Análise dos Tempos de Atracação no Subsistema Chegada dos Navios.61
Tabela 17: Teste de Consistência dos Tempos de Atracação no Subsistema Chegada
dos Navios (em horas).............................................................................................. 62
Tabela 18: Estatística Descritiva do Tempo de Bombeio em Horas. ......................... 63
Tabela 19: Teste de Consistência dos Tempos de Bombeio no Subsistema Chegada
dos Navios (em horas).............................................................................................. 64
xiv
Tabela 20: Análises dos Volumes de Offloading no FSO-CIMA em 2008 e 2009...... 64
Tabela 21: Média do Volume Escoado na P-54 nos Anos de 2009 e 2010 ............... 67
Tabela 22: Estatística Descritiva da Curva da Figura 4.4 (m³)................................... 69
Tabela 23: Estatística Descritiva da Curva da Figura 4.5 (m³)................................... 70
Tabela 24: Resumo dos Testes Realizados. ............................................................. 87
xv
Lista de Abreviaturas e Siglas
ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás e Bicombustíveis.
API – Unidade de medida de densidade do petróleo.
BLS - Sistema de Carregamento (Bow Loading System).
CCO - Centro de Controle Operacional da Bacia de Campos.
COMPERJ – Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro.
DP – Navios constituído de sistema de Posicionamento Dinâmico (Dynamic
Positioning).
DWT- Deadweight – Deslocamento do navio sem carga.
ES - Espírito Santo.
EVTE - Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica.
FPSO - Plataforma tipo Unidade Flutuante de Produção, Estocagem e Alívio
(Floating, Prodution, Storage and Offloading).
FPSO-CNIT - FPSO Cidade de Niterói
FPSO – MLL – FPSO Marlim Leste.
FPSO – MLS – FPSO Marlim Sul.
FPSO – BR – FPSO Brasil.
FPU - Plataforma tipo Unidade Flutuante de Produção (Floating, Prodution Unity).
FSO – Plataforma tipo Unidade Flutuante de Estocagem e Alívio (Floating, Storage
and Offloading).
FSO-CIMA – FSO – Cidade de Macaé.
GPS – Sistema de Posicionamento Global (Global Position System).
IBAMA - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.
xvi
MB-1 e MB-2 – Monobóia 1 e Monobóia 2.
MG – Minas Gerais.
NOR- Notice of Readiness – Pronto para Operar.
NT – Navio Aliviador, Petroleiro, Shuttle Tanker.
PDET – Plano Diretor de Escoamento e Tratamento.
PLEM - Pipeline End Manifold – Estrutura submarina equipada com válvulas, que
permite a interligação de um conjunto de linhas na extremidade de um duto.
PRA-1 – Plataforma de Rebombeio Autônomo.
PROCAP – Programa de Capitação Tecnológica em Águas Profundas.
RJ – Rio de Janeiro.
SMS – Plataforma tipo Spread Mooring System (Múltiplos Pontos de Ancoragem).
SS – Plataforma tipo Semisubmersível.
ULCC – Navio na classe Ultra Large Crude Carriers.
UEP – Unidade Estacionária de Produção de Petróleo e Gás, plataforma de produção
de petróleo.
UO-BA – Unidade Operacional de Exploração e Produção de Petróleo da Bahia
VLCC – Navio na classe Very Large Crude Carriers.
Z – Zulu (horário de Greenwich ou GMT).
1
1. Capítulo I – Introdução
1.1. Motivação e Objetivo
O presente trabalho tem o objetivo de analisar as operações no terminal
oceânico PRA-1, localizado na Bacia de Campos e utilizado para o escoamento de
parte da produção dos campos de Roncador, Marlim Sul e Marlim Leste. A análise
foi desenvolvida com base em um modelo de simulação empregando o software
ARENA. Tendo em vista as características da operação.
O modelo faz uma análise dos sistemas que já estão funcionando, as
operações no FSO-CIMA em tandem, e faz uma previsão dos sistemas que estão
em instalação, as monobóias MB-1 e MB-2. Permitindo o planejamento das
operações de curto e longo prazo, inclusive no que se refere aos investimentos
necessários.
No momento do desenvolvimento do modelo estavam em funcionamento os
seguintes sistemas: FSO-CIMA, PRA-1 e as UEPs P-51, P52, P52 e P-56. e
encontrava-se em implantação: as duas monobóias e a P-55.
Nesse sentido o objetivo do estudo é prover o operador de logística de um
modelo de simulação computacional, que pode ser utilizada em um computador
portátil e que servirá de apoio nas decisões de planejamento de longo e curto prazo
da Petrobras. O modelo permite determinar a capacidade operacional de alívio do
FSO-CIMA indicando os gargalos e orientando na tomada de decisões. Também
permite verificar o impacto do volume de óleo que uma unidade irá receber,
indicando quais os recursos que serão utilizados. O estudo se limita a analisar os
gargalos operacionais, como volume máximo que a unidade pode receber de óleo
sem colocar em risco a sua continuidade operacional e o porte dos navios para
operar na unidade além do tamanho de frota.
O PDET apresenta uma vasta gama de opções de escoamento, tornando o
grande motivador do estudo. Como equacionar e escolher a melhor opção sem levar
o sistema a perdas de produção? Algumas plataformas possuem mais de uma opção
de escoamento como a P-51, que pode escoar tanto por PRA-1 como pelo
FPSO-MLS, pela P-40 e pela P-54, simultaneamente ou não. Essa escolha além de
levar em consideração as limitações dos dutos e das bombas, precisa analisar a
capacidade de armazenamento e escoamento (bombeio) dos FSOs e FPSOs.
2
Através do processo de simulação é possível verificar o comportamento do
sistema e se antecipar aos problemas com soluções mais eficazes, o modelo de
simulação proporciona ao operador uma visão antecipada do fato. Tornando possível
determinar o tamanho ideal da frota que irá atender o sistema, além do tipo e
tamanho de equipamento mais adequado, estimando os custos, levando a uma
operação maximizada.
1.2. A Questão da Logística na Bacia de Campos
A logística vem enfrentando um grande desafio que é programar os navios
nos mais variados pontos de escoamento no momento certo, a fim de atender as
demandas da refinarias e evitar o TOP-OFF nas UEPs. Para um entendimento do
problema, a tabela 1 apresenta a lista dos navios DP dedicados as operações de
offloading na costa brasileira em 29/08/2011 e a tabela 2 apresenta os pontos de
escoamento operacionais em 29/08/2011.
Tabela 1: Lista dos Navios DP Dedicados as Operações de Offloading na Costa Brasileira.
NAVIO ARMADOR PORTE NAVIO ARMADOR PORTENavion Bergen Transpetro AFRAMAX Ataulfo Alves Transpetro SUEZMAXFortaleza Knutsen Transpetro AFRAMAX Cartola Transpetro SUEZMAXRecife Knutsen Transpetro AFRAMAX Nordic Spirit Transpetro SUEZMAXNavion Savonita Teekay AFRAMAX Stena Spirit Transpetro SUEZMAXNavion Marita Teekay AFRAMAX Nordic Rio Transpetro SUEZMAXNavion Svenita Teekay AFRAMAX Nordic Brasilia Transpetro SUEZMAXNavion Clipper Teekay AFRAMAX Navion Stavanger Transpetro SUEZMAXNavion Torinita Teekay AFRAMAX Navion Gothenburg Transpetro SUEZMAXNavion Anglia Teekay AFRAMAX Gerd Knutsen Knutsen SUEZMAXVinland Penney Ugland AFRAMAX Tordis Knutsen Knutsen SUEZMAXDan Eagle Lauritzen MR Windsor Knutsen BG Group SUEZMAX Fonte: Petrobras em 29/08/2011
Tabela 2: Pontos de Escoamento Operacionais da Petrob ras na Costa Brasileira.
FP(S)O Campo Região FP(S)O Campo RegiãoP-34 Jubarte Bacia de Campos CRJ Espadarte Bacia de CamposP-54 Roncador Bacia de Campos BRASIL Roncador Bacia de CamposP-38 Marilm Sul Bacia de Campos P-47 Marlim Bacia de CamposCIMA Marlim Leste Bacia de Campos CNIT Marlim Leste Bacia de CamposP-37 Marlim Bacia de Campos AVARÉ Tiro Bacia de Santos
FPRO Aruanã Bacia de Campos FPCAR Lula Bacia de SantosMLS Marilm Sul Bacia de Campos CID. SVIC Lula Bacia de SantosP-50 Albacora Leste Bacia de Campos CST Uruguá Tambaú Bacia de SantosP-31 Albacora Leste Bacia de Campos FP-DYPR Guará Bacia de SantosP-33 Marlim Bacia de Campos CPX Jubarte Bacia do Espirito SantoP-35 Marlim Bacia de Campos P-57 Jubarte Bacia do Espirito SantoP-48 Caratinga Bacia de Campos CVIT Golfinho Bacia do Espirito SantoP-43 Barracuda Bacia de Campos PIRANEMA Piranema Bacia Sergipe-AlagoasP-32 Marlim Bacia de Campos
OBS O ponto CIMA corresponde a três pontos distinto s de escoamanto
Fonte: Petrobras em 29/08/2011
3
Com o descobrimento de novos campos de petróleo, principalmente em
águas profundas e ultraprofundas, o planejamento passou a ser de vital importância.
Os novos campos se encontram a uma distancia superior a 200 km da costa
brasileira, o que requer uma nova logística para o transporte desse petróleo, com o
desenvolvimento de terminais e navios. O trabalho analisa as regras de atracação e
de transferência de óleo nesses novos terminais, determinando o tipo de navio e o
volume ideal.
A programação de alívios em uma plataforma é um dos itens do
planejamento do abastecimento e é dotada de grande importância e complexidade.
A programação é feita através de um modelo de otimização por programação linear
com a utilização de um supercomputador que analisa mais de 7.000 restrições e
25.000 variáveis. O planejamento começa analisando a previsão de derivados em
cada região do país, depois verifica qual a refinaria que melhor atende a demanda e
por último o petróleo que será utilizado. Por último é feito um balanço com as
necessidades de importação e exportação de petróleo. Assim para o planejamento
da programação é importante conhecer a curva de produção e as limitações
operacionais de cada UEP (Unidade Estacionária de Produção), garantindo da
retirada de petróleo e a continuidade operacional das unidades. A garantia da
continuidade operacional vem sendo o grande desafio das equipes de planejamento
das operações de offloading1 nas UEPs. A análise desenvolvida no trabalho
representa uma pequena parte no planejamento e tem como resultado a
disponibilidade das restrições operacionais como variáveis, que serão utilizados no
planejamento do abastecimento.
A principal variável fornecida pelo estudo para a logística é determinar o
melhor momento para o offloading, a carga e o navio ideal.
Neste foi desenvolvido uma ferramenta de simulação baseado no software
ARENA para análise das operações no terminal marítimo PRA-12, operado pela
Modec para a Petrobras. Com o modelo de simulação é possível fazer um grande
número de análises das operações de offloading, em um curto espaço de tempo e
1 Operação de transferência de óleo dos F(P)SOs para um navio navios tanque (aliviador). 2 Para maiores detalhes ver item 2.3.2 do capítulo II.
4
determinar o tipo de navio e o volume ótimo, diminuindo os riscos de TOP-OFF3 nas
UEPs.
A operação de offloading consiste na transferência de óleo de uma
plataforma de produção de petróleo para um navio tanque, operação que apresenta
grande complexidade, pois é realizada em alto mar sob condições meteorológicas
adversas.
Em 2006 o Brasil alterou a sua posição de consumidor médio para exportador
de petróleo transformando-se em um dos países com as maiores reservas mundiais
de petróleo. Nesse novo contexto, a logística deixou de ser coadjuvante para se
tornar essencial na distribuição e nas estratégicas de abastecimento, principalmente
nas novas fronteiras de águas ultraprofundas. Assim sendo, a logística passou por
mudanças relevantes a partir da década de 90, aprimorando-se não apenas em
termos de práticas empresariais, mas também em eficiência.
A maior parte da produção de petróleo no Brasil acontece nas Bacias de
Campos, Espírito Santo e Santos, sendo que produção da Bacia de Santos se
destinará ao mercado externo e haverá a necessidade de transbordo do óleo de
navios DP4 para navios convencionais. Para viabilizar essas operações, estudos vêm
sendo feito no intuito de se construir novos terminais oceânicos. Para o melhor
dimensionamento dessas unidades a Petrobras vem utilizando o modelo de
simulação desenvolvido nesse trabalho.
Atualmente são escoados na costa brasileira aproximadamente 2 milhões de
barris por dia em 27 pontos diferentes. Na primeira fase de desenvolvimento dos
novos campos da Bacia de Santos, está previsto a construção de mais 10 pontos de
escoamento. Assim em dez anos o Brasil estará escoando aproximadamente 3
milhões de barris por dia em 30 pontos distintos.
A descoberta de petróleo em águas profundas e ultraprofundas levaram a um
novo desafio. Como fazer o escoamento da produção. No começo, quando as
plataformas eram fixas, o duto foi utilizado, porém agora as plataformas se
encontram longe da costa (distâncias maiores que 200 km) e os dutos precisam
suportar grandes pressões, o que na maioria dos casos representava um custo
3 TOP-OFF momento em que a produção é interrompida devido a falta de espaço para armazenar o óleo. 4 Navios constituídos de sistema de Posicionamento Dinâmico (Dynamic Positioning).
5
maior que a própria plataforma. A escolha de navios acabou prevalecendo e levou
ao desenvolvimento de novas tecnologias de logística. Os novos navios apresentam
equipamentos de navegação mais complexos e possuem dispositivos de
posicionamento dinâmico. Já as plataformas possuem sistema BLS (Bow Loading
System) o que permite que a aproximação a atracação e a conexão aconteçam com
pouca interferência humana, tornando a operação mais segura.
Para a programação dos alívios é importante conhecer as limitações
operacionais de cada ponto, como capacidade de escoamento, velocidade de
escoamento e capacidade de armazenamento. O trabalho desenvolveu um modelo
de simulação que analisa cada uma dessas variáveis assim como tem condições de
criar cenários diferentes.
Existem as seguintes alternativas para essas novas unidades:
•••• Construção de um terminal marítimo na costa brasileira e a utilização
dos já existentes. As duas opções serão utilizadas. Porém os
terminais já existentes apresentam uma taxa de ocupação elevada
com grandes filas. Assim a Petrobras vem estudando a construção de
novos terminais ou a utilização de terminais de outras empresas;
•••• Realização de operações ship-to-ship5 (figura 1), onde o óleo sofre
transbordo direto do navio DP para o convencional. Essa operação
necessita de autorização especial e de local abrigado;
•••• Construção de novos terminais oceânicos semelhante ao terminal do
estudo.
As três opções estão em estudos e devem ser utilizadas em conjunto.
5 Operação de transferência de petróleo de um navio para outro diretamente no mar, sem a utilização de um terminal.
6
Figura 1: Operação Ship to Ship na Bacia da Ilha Grande em Angra dos Reis.
Fonte: PEIXOTO (2011)
Conforme apresentado pelo Presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli (2011)
em palestra na Firjan em fevereiro de 2011. As projeções da Petrobrás indicam que
a matriz energética mundial não sofrerá grandes mudanças até 2030, com
predominância do petróleo, do carvão e do gás natural. Hoje existem grandes
empresas estudando e desenvolvendo novas fontes de energia, motivados pelas
questões relacionadas à própria existência da vida na terra, e também por questões
econômicas como a substituição das fontes não renováveis. A demanda por energia
proveniente de fontes alternativas tende a aumentar em países como os Estados
Unidos, Japão e a Europa. No entanto a demanda de energia oriunda do petróleo,
carvão e gás natural tende a aumentar nos países emergentes como o Brasil, China,
Índia e o Oriente Médio. Assim não haverá uma mudança muito significativa na
demanda mundial por energia proveniente de fontes não renováveis. A figura 2
mostra como a Petrobras avalia a alteração das fontes energéticas entre 2008 e
2030.
7
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Não renovável Renovável Não renovável Renovável
2008 2030
0%
30%
60%
90%
Hid
ro
Bio
com
bu
stív
el
Ou
tras
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ová
veis
Bio
mas
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Hid
ro
Bio
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bu
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Ou
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veis
Bio
mas
sa
2008 2030
Figura 2: Comparativo, Fontes Renováveis e Fontes não Renováveis de Energia.
Fonte: AZEVEDO, (2011)
1.3. Descrição Geral do Problema
O presente trabalho analisa a operação de alívio no FSO-CIMA6 utilizando
técnica de simulação. Foi desenvolvido de um modelo de simulação computacional
que permite: planejar a configuração do sistema e simular alternativas de operação
em curto prazo, sendo uma ferramenta de fácil manuseio para análise do
escoamento de parte da produção de petróleo dos novos Campos em água profunda
de Roncador, Marlim Sul e Marlim Leste. O trabalho se limita a discutir as
alternativas de escoamento do projeto não abrangendo o destino dos
carregamentos, assim como as características dos petróleos produzidos pelas
unidades de produção.
O programa utilizado para a simulação foi o Arena, com o apoio do Excel e
do BestFit, que foram escolhidos em função da disponibilidade e do conhecimento
do autor. 6 Para maiores detalhes vide item 2.3.3 do Capítulo II.
8
No início do projeto do PDET (Plano Diretor de Escoamento e Tratamento), o
preço do barril (2001) havia sofrido um revés, como mostra a figura 3, depois de um
período de alta provocado pela Guerra do Golfo com a invasão do Kuwait pelo
Iraque. Nessa época a Petrobras precisava produzir petróleo com um custo que
viabilizasse a operação. Assim a Petrobras desenvolveu a tecnologia de produzir em
unidades do tipo: Floating, Prodution, Storage and Offloading (FPSO) (NETO, 2006),
essas unidades podendo ser do tipo Spread Mooring System (SMS) ou dotada de
Turret e as Semisubmersível7. Esses sistemas apresentam a característica de alta
capacidade de produção, porém representavam um desafio com relação ao
escoamento da produção.
Figura 3: Preço do Petróleo Cru desde 1861 (dólares por barril).
Fonte: Wikipédia.
A decisão sobre o modelo de escoamento da produção aconteceu em
fevereiro de 2002 quando foi concebido um modelo misto com Unidades do tipo
FPSO, SS, FPU (Floating, Prodution Unity) e FSO. A primeira é um sistema
autônomo, pois são unidades flutuantes de produção, armazenamento e
transferência de petróleo, do tipo SMS. A FPU é uma unidade muito parecida com os
7 Para maiores detalhes vide Item 2.3 do Capítulo II.
9
FPSOs, porém não tem armazenamento, ambas tendo como base casco de antigos
navios. As SS são sistemas que não possuem armazenamento. Nesse contexto foi
criado o Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Óleo, constituído por uma
Plataforma de Rebombeio Autônomo (PRA-1) e um sistema flutuante de
armazenamento e transferência (Floating, Storage and Offloading - FSO). No projeto
original as unidades P-52, P-55 e P-62 (Campo de Roncador), P-40 e P-51 (Campo
de Marlim Sul) e P-53 (Campo de Marlim Leste) são interligadas a PRA-1 que por
sua vez é interligada a um FSO e ao Terminal de Cabiúnas em Macaé, todas as
interligações sendo feitas por dutos. O projeto previa, ainda, uma interligação das
malhas de duto do Rio de Janeiro e São Paulo o que garantia ao sistema abastecer
as refinarias do Rio de Janeiro/Minas Gerais e São Paulo por dutos. Através do FSO
seria possível escoar para as outras unidades, incluindo as exportações.
Em 2004 ocorreu uma alteração no projeto, pois o Governo do Estado do Rio
de Janeiro não autorizou a construção do duto de interligação da PRA-1 com a
malha do sudeste.
Como os projetos das unidades já estavam prontos e voltar para a prancheta
levaria a um atraso no início da produção dos Campos. Em abril de 2004 o projeto
sofreu uma alteração e o duto foi abandonado, tomando a forma apresentada na
figura 4.
Figura 4: Mapa de Escoamento do PDET.
Fonte: Petrobras
10
O FSO foi substituído por um de maior capacidade denominado FSO-CIMA
(Cidade de Macaé), sendo anexado ao mesmo duas monobóias com capacidade
para operar navios do porte Suezmax e VLCC. O FSO que seria utilizado foi
instalado próximo a P-40 e interligado a P-40 e a P-56. Ao sistema foi interligado
também o FPSO MLS (Marlim Sul) e o FPSO P-54. O sistema ficou então com a
seguinte configuração: P-52 e P-53 escoando exclusivamente para o FSO-CIMA
através da PRA-1. P-55 escoando para o FSO-CIMA e para a P-54. P-51 para o
FSO-CIMA, para o FPSO-MLS e para P-40. Por último a P-56 escoando para P-40.
P-62 que estava em fase de projeto básico foi transformada em FPSO. Durante a
instalação da primeira monobóia ocorreu um problema técnico e a mesma veio a
afundar. Do projeto faltam serem instaladas as duas monobóias, a P-55 e a P-62. A
figura 5 apresenta o fluxograma com a distribuição das correntes.
Figura 5: Fluxograma do Escoamento das Correntes.
Com essas alterações aumentou as possibilidades de escoamento e criou-se
um problema de logística, com a necessidade de sistemas de decisão que possam
levar as escolhas acertadas e rápidas. É nesse contexto que foi desenvolvido o
modelo de simulação que está sendo apresentado nesse estudo.
1.4. Estrutura da Dissertação
O trabalho foi estruturado de modo a permitir que pessoas de níveis
diferentes de conhecimento consigam acompanhar o desenvolvimento. Assim tanto
profissionais experientes, como acadêmico e estudantes podem ter acesso ao
conhecimento adquirido no desenvolvimento do estudo.
11
Assim o estudo foi dividido em 5 capítulos:
No capítulo I – O capítulo começa apresentando a motivação e o objetivo, do
estudo, depois foi analisado a questão da logística com as dificuldades e a sua
evolução e por último é feito uma descrição geral do problema. Nesses contextos
foram apresentadas as variáveis e as restrições mais importantes da logística de
abastecimento e da programação de navios. Para que a análise fosse completa, foi
apresentado as fases de implantação do projeto do PDET pela Petrobras.
No capítulo II - A Revisão Bibliográfica é dividida em três partes: a primeira
apresenta uma pesquisa histórica que ajuda situar o estudo no tempo e no espaço e
mostrar a sua relevância e importância, colocando o estudo como parte de um
processo na indústria do petróleo; a segunda com destaque para a base teórica, os
conceitos de cadeia de suprimento, modelagem e simulação; na terceira parte são
estudados os equipamentos que formam e os que usam o PDET.
No capítulo III – É feita a apresentação do problema com a metodologia
utilizada, a integração dos sistemas e a análise das interfaces. Depois é apresentado
um estudo dos campos que são escoados pelo PDET.
No capítulo IV - Modelagem do Problema Utilizando a Simulação é
apresentada as fases do desenvolvimento do simulador até o modelo definitivo.
Nesse momento o estudo avança no software Arena que foi utilizado para o
desenvolvimento do simulador.
No capítulo V – Nesse capítulo é apresentado o resultado da modelagem e a
sua aplicação prática. O estudo avançou no desenvolvimento de um simulador para
outras UEPs. O estudo indica onde deverão ser feitos os investimentos e em que
época a fim de garantir a continuidade operacional das UEPs.
No capítulo VI – Nesse capítulo é apresentada a conclusão e termina com
sugestões de novos estudos.
12
2. Capítulo II – Revisão Bibliográfica
As operações de offloading se concentram no Mar do Norte e na costa
brasileira não existindo muitos trabalhos envolvendo pesquisa e estudo desses tipos
de operações, os trabalhos se concentram na movimentação de contêiner e em
terminais terrestres.
Assim o estudo vem completando essa lacuna, possibilitando a sua utilização
para o desenvolvimento de futuros modelos de simulação em terminais oceânicos de
qualquer natureza. Os estudos relacionados a operações em terminais marítimos
são poucos. Porém, cada vez mais, surgem descobertas de riquezas naturais no
mar. Não é difícil de prever, que no futuro, outras riquezas serão exploradas no mar
e novos terminais marítimos surgirão e estes poderão utilizar o estudo como base
para novos empreendimentos.
O planejamento das operações de offloading é importante não só para
garantir a continuidade operacional das UEPs, mas principalmente, são
fundamentais para garantir o fornecimento de petróleo para as refinarias nacionais.
Garantido o suprimento de derivados em todo o país. Além de que as últimas
descobertas de petróleo vêm indicando que o mar é o caminho. Deslumbrando o
aumento das operações de offloading em todo o mundo. Assim, o trabalho fez um
amplo levantamento sobre trabalhos de logística envolvendo operações com navios,
distribuição e também de técnicas de simulação. A revisão bibliográfica inicia
apresentando um histórico do desenvolvimento da indústria do petróleo no Brasil,
depois um estudo sobre o tema relacionado, a cadeia de suprimento, e a análise de
sistemas de simulação e modelagens, por último apresenta os equipamentos,
unidades de produção envolvidas no trabalho.
A pesquisa bibliográfica do estudo da cadeia de suprimento engloba as
técnicas teóricas que ajudam no desenvolvimento da metodologia utilizada no
trabalho. Neste caso a pesquisa se restringiu a estudos que envolvam a produção ou
a logística do petróleo ou o transporte marítimo.
Depois o trabalho apresenta os principais agentes que compõe e utilizam o
PDET.
O processo de planejamento das operações é uma tarefa complexa e crítica
que envolve muitas variáveis. SOUZA (2010) apresenta os detalhes da operação de
13
atracação e transferência de óleo entre as UEPs e os navios DP. O estudo é
importante para o entendimento das fases na operação e na determinação dos
tempos para análise. Com o estudo foi possível um entendimento maior das fases da
operação de offloading.
2.1. O Desenvolvimento da Exploração e Produção de Petróleo no Brasil
Em 1969 começa no Brasil o período que ficou conhecido como o “Milagre
Econômico”, quando o país alcançou um notável desenvolvimento e crescimento
econômico. O Brasil passou a ser um grande consumidor de petróleo e a produção
não acompanhou o consumo. Esse quadro começa a ser alterado com a Crise do
Petróleo de 1973, em que o Brasil inicia uma série de programas para a substituição
da matriz energética que aliada a uma crise de crescimento faz com que o consumo
de petróleo regrida. Em 1979 começa outra grande Crise de Petróleo. Nessa época,
o Brasil já havia iniciado a produção de petróleo na Bacia de Campos, e começa a
substituir as importações pelo óleo produzido no país. A figura 6 demonstra esses
movimentos.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
1955
1957
1959
1961
1963
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
MIL
HÕ
ES
DE
BA
RR
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OR
AN
O
Produção Importação Consumo
Figura 6: Movimentação de Petróleo no Brasil entre 1995 e 1985.
Fonte: Gráfico montado a partir de dados de Aragão (2005)
No período entre 1991 e 2000 a produção de petróleo teve uma trajetória
crescente e a importação decrescente e em 1985 a produção se iguala à importação.
Novas fronteiras de exploração de petróleo são descobertas e a produção offshore8
8 Produção de petróleo no mar.
14
no Brasil aumenta. O país começa a processar parcelas maiores da produção
nacional. Porém a partir de 2000 o cenário da indústria de petróleo no Brasil sofre
uma grande modificação, resultado do avanço da produção nacional: o Brasil inicia a
fase de exportador de petróleo, mas a produção não é suficiente para garantir a
auto-suficiência. Porém com o início das exportações a Petrobras passa a atuar em
outros países, passando a adquirir e operar refinarias em países da América do Sul,
Estados Unidos e Japão. A figura 7 apresenta as movimentações de petróleo no
Brasil entre 2000 e 2010, indicando um crescimento modesto do consumo, um
declínio da importação e um aumento das exportações. Vale ressaltar que devido às
características do Petróleo, o Brasil deverá continuando a importar alguns tipos
específicos de petróleo para garantir a margem de refino e atender as demandas
internas de derivados.
O Petróleo é na verdade uma composição de derivados. Assim para manter
um preço competitivo dos derivados, é necessária a formação de blends com
petróleos variados. A utilização de um óleo pesado para o processo de derivados
leves não se justifica economicamente, assim como o contrário. Um exemplo disso é
que os países exportadores de óleo leve (Ex. Líbia e Arábia Saudita) são
compradores de óleos pesados para a produção de asfaltos, pois a utilização dos
óleos leve tornaria o asfalto caro em relação ao que se pode conseguir com a venda
do petróleo leve.
Média diária (mil bpd)
0
500
1000
1500
2000
2500
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Importação Exportação Consumo Produção
Figura 7: Evolução da Movimentação do Petróleo no Br asil entre 2000 e 2010.
Fonte: Gráfico montado a partir de dados da, ANP (2011).
15
No contexto mundial os combustíveis fósseis vêm se mantendo como a
principal alternativa na matriz energética no mundo na forma de petróleo ou gás
natural, o que vem mantendo as nações detentoras dessas fontes de energia à
frente do cenário político e econômico mundial.
A evolução da produção de petróleo no Brasil é marcada por desafios e
conquistas e tudo começou em 1930 quando alguns poços foram perfurados em
vários estados brasileiros, sobretudo no Nordeste. Em 1968 é descoberto o campo
de Guaricema no Sergipe e em 1974 o campo de Garoupa na Bacia de Campo. A
partir daí ocorreram grandes descobertas, baseadas sempre no desenvolvimento e
na pesquisa.
Em 2006 o Brasil alcança a auto-suficiência sustentável na produção de
petróleo. E em 2009 inicia a produção em águas ultraprofundas no Campo de Tupi
perfurando a 2.000m da linha d’água. Essa conquista mudou a posição do Brasil no
cenário mundial, como mostram as figuras 8 e 9, passando a ser um dos países
detentores de uma das maiores reservas de petróleo no mundo. O Campo de Tupi
se tornou a maior descoberta nos últimos anos na indústria do Petróleo.
Reservas Provadas de Petróleo (bilhões de barris) e m 31 de Dezembro de 2009
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 20 19
Figura 8: Reservas Provadas de Petróleo (bilhões de barris) em 31 de Dezembro de 2010.
Fonte: Gráfico montado a partir de dados da, ANP (2011).
16
Figura 9: Mapa das Reservas Provadas de Petróleo por Região.
Fonte: ANP (2011), Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natura e Biocombustível - 2011.
Segundo a ANP as reservas provadas de petróleo no Brasil em 31/12/2010
são de 14.246 milhões de barris. Com um aumento de 10,65% em relação ao ano
anterior. O que coloca o país entre os principais detentores de reservas de petróleo e
gás natural do mundo.
O primeiro poço brasileiro a produzir no mar localiza-se no Campo de
Guaricema em 1968. Na profundidade de 15 metros, constituindo um desafio para a
época, quando a produção no mar se restringia a poços em áreas muito rasas no
Golfo do México. Conseguir equipamentos como uma sonda era quase impossível.
Aliado ao fato de que não havia tecnologia para construir uma unidade tão pequena
como aquela.
Em novembro de 1974 foi descoberto o campo de Garoupa no norte
fluminense a 110 metros de profundidade dando início a uma sequência de
descobertas. Em 1978 as maiores reservas provadas de petróleo no Brasil já se
encontravam no mar e a Bacia de Campos já despontava como uma região de
grande potencial de produção de petróleo.
17
No início dos anos de 1980, a Petrobras passou a instalar plataformas fixas,
cuja última unidade foi instalada em 1989. Nas plataformas fixas o escoamento de
óleo é feito por dutos até o ponto “A” que fica no litoral de Campos e depois segue
para o terminal de Cabiúnas em Macaé, sendo bombeados para o Terminal de
Campos Elíseos em Duque de Caxias, RJ, de onde o óleo pode ser bombeado para
as Refinarias Duque de Caxias em Caxias, RJ, ou para a Refinaria Gabriel Passos
em Betim, MG.
Em 1984 uma nova era de descoberta começa com as descobertas dos
campos gigantes de Marimba e Albacora com lâminas d’água superior a 300 metros.
Em 1985 a Petrobras atinge a marca histórica de produção de 500 mil barris por dia,
sendo que 55% do total provenientes da Bacia de Campos. Em 1986 a Petrobras
cria a Programa de Capacitação em Águas Profundas - PROCAP. Nesse mesmo
ano é ultrapassada a marca de mil metros de lâmina d’água na perfuração e
produção de petróleo.
Em 1989 é descoberto o Campo de Barracuda e em 1994 o campo de
Caratinga, esses em águas profundas. Um novo marco na exploração de petróleo é
alcançado em junho de 2000 com a produção diária de um milhão de barris por dia.
A produção em águas profundas leva a projetos mais ousados e as plataformas
passam de fixas a unidades flutuantes e o escoamento da produção a ser por
navios. Em 21 de abril de 2006, inicia a produção do Campo de Albacora Leste com
a Plataforma P-50. A produção da P-50 é um marco, pois garante ao Brasil a auto-
suficiência sustentável de petróleo.
Em 2006 a Petrobras confirma a existência de petróleo na área hoje
conhecida como pré-sal, com a perfuração do poço BMS-11 na Bacia de Santos. O
Bloco está situado a 300 km da costa do Rio de Janeiro e de São Paulo e a lâmina
d’água de aproximadamente 2.000 metros sendo denominado provisoriamente como
Campo de Tupi, posteriormente o campo recebeu o nome definitivo de Campo de
Lula. Essa foi a primeira descoberta de óleo economicamente viável da Petrobras no
pré-sal na Bacia de Santos. Os volumes estimados de óleo recuperável são entre 5 e
8 bilhões de barris. Os poços do pré-sal da Bacia de Santos estão uma
profundidades que varia entre 5 e 7 mil metros da lamina d’água. A exploração dos
campos com essas características estabelece um novo marco em exploração e
produção no Brasil e na indústria mundial de petróleo.
18
Segundo BACOCCOLI (2008), a origem dos reservatórios do pré-sal remota
a 160 milhões de anos atrás no período jurássico quando uma grande transformação
na terra se iniciou. Primeiro foi a separação dos continentes da África e da América
do Sul. Na separação dos continentes grandes lagos foram formados e nesses lagos
foram depositadas grandes quantidades de matéria orgânica que gerou, se não todo,
quase todo o petróleo das Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo. Além dos
lagos surgiram também cadeias de montanhas e vulcões que compunham o cenário
onde foram depositados as rochas geradoras de petróleo e os reservatórios
carbonáticos, onde hoje estão acumuladas as riquezas do pré-sal. A 113 milhões de
anos a separação dos continentes foi concluída. Num ambiente de águas rasas
desenvolveram carbonatos de origem microbial, que constituem hoje os
reservatórios de petróleo do pré-sal. Com o afundamento gradual dos carbonatos os
mesmos foram sendo recoberto com o sal proveniente da evaporação da água do
mar e posteriormente por sedimentos, formando assim os campos de petróleo.
Na realidade a produção de petróleo na camada do pré-sal começou muito
antes. Por exemplo, o Campo de Carmópolis em Sergipe descoberto em 1962 é um
campo do pré-sal. Vários campos próximos a cidade de São Mateus também são do
pré-sal. O que os difere das descobertas recentes é a quantidade de óleo, a altura
da camada de sal, que é plástica, e por ser em águas ultra profundas, entre 2 e 7 mil
metros de profundidade.
As descobertas do pré-sal se estendem da Bacia de Santos, passam pela
Bacia de Campos e chegam a Bacia do Espírito Santo, são bacias bastante
semelhantes já que o petróleo teve a mesma origem. A soma das reservas no pré-
sal, caso se confirme, deixa o país em uma posição bem confortável e entre os
países detentores das maiores reservas mundial, próximo da Venezuela e da
Rússia. Hoje é prematuro estimar as reservas. Mesmo que o volume de produção de
alguns dos novos campos não se confirme como aconteceu no Campo de Golfinho
na Bacia do Espírito Santo, na média as reservas de petróleo no Brasil darão um
salto, visto que alguns podem estar sendo subestimados e outros superestimados.
A exploração dos campos do pré-sal na Bacia de Santos representa um novo
desafio. Além da profundidade existe a questão da localização, onde as unidades de
produção se encontraram afastada da costa em mais de 200 km. Nesse contexto um
modelo de simulação ajudará nas análises dos riscos de perda de produção por
TOP-OFF nas UEPs.
19
2.2. Cadeia de Suprimento de Petróleo
O estudo da cadeia de suprimento, normalmente, apresenta uma visão global
do sistema. De acordo com BALLOU (2006), a cadeia de suprimento começa com as
atividades básicas de gerenciamento denominadas planejamento, organização e
controle. Formando um triângulo inter-relacionado das estratégias de transporte,
estocagem e localização que formam o núcleo do bom planejamento para a tomada
de decisão logística. O estudo tem como objetivo conhecer dois dos elementos para
a tomada de decisão por parte dos operadores de logística, o transporte e a
estocagem.
O planejamento completo para uma tomada de decisão é, segundo COOPER
(1992), “O Processo de planejamento integrado, unificado e completo para adquirir
vantagem competitiva através de valor agregado e serviço ao cliente, que resulta em
maior satisfação ao cliente, através de antecipação de demanda futura para serviços
logísticos e gerenciamento de recursos de toda a cadeia de suprimentos. Este plano
está relacionado aos objetivos e planos da corporação." É nesse sentido que o
estudo se apresenta. Um modelo capaz de levar a um planejamento integrado,
unificado e completo. Antecipando os recursos que serão utilizados, maximizando as
compras de equipamentos e o resultado final das operações. Essa é uma vantagem
competitiva importante na indústria petrolífera que se apresenta de forma competitiva
na necessidade dos recursos críticos. Lembramos que os recursos na produção no
mar são escassos e caros.
O pensamento acima é completado por CURRAN (2000) “A gestão da cadeia
de suprimentos envolve o planejamento e controle de todas as atividades ao longo
da cadeia de valor de um negócio, do planejamento de produção à gestão de ativos.
O objetivo do SCM é reduzir os níveis de inventários, diminuírem os custos, encurtar
o time to market e, por último, prover melhores níveis de serviço e satisfação para os
clientes”. Aqui o estudo se encaixa na melhoria dos níveis de serviço, que é
fundamental na indústria petrolífera, saber quanto será produzido, com que nível de
qualidade e quando o produto será entregue. O estudo se limita a ajudar ao operador
de logística em dois pontos: quando o produto será entregue e em quais
quantidades.
E por SIMECHI-LEVI (2003) “A cadeia de suprimento é um conjunto de
abordagens utilizado para integrar de modo eficiente fornecedores, fabricantes,
20
entrepostos/depósitos, de tal forma que os produtos sejam fabricados e distribuídos
nas quantidades certas, para as locações adequadas e no tempo certo, de forma a
minimizar os custos globais do sistema e satisfazer os requerimentos relativos aos
níveis de serviços”. Com relação à produção de petróleo a questão da previsibilidade
é muito importante e difícil, pois depende fortemente de fatores que não estão
completamente ao nosso controle, como as condições climáticas.
2.3. Modelagem e Simulação
Os trabalhos com modelagens e simulação de operações com navios se
concentram em operações com navios porta contêiner e em portos específicos,
sendo poucos os estudos com navios tanques e mais raros ainda os trabalhos com
operações de navios tanques em terminais oceânicos e em plataformas de
produção. Isso torna o estudo único no meio acadêmico, pois envolve operações
com navios tanques e com navios DP em plataformas de produção com o estudo de
caso do terminal oceânico PRA-1.
A modelagem pode ser executada a partir de ferramentas como papel e lápis
conforme apresentado por NOVAC (1988) com ênfase na questão estática ou
podemos utilizar tecnologias interativas como foi apresentado por OGBORN (1990)
utilizando o computador como ferramenta, onde a modelagem se torna dinâmica, já
que o modelo pode ser aplicado em diversos cenários. O modelo desenvolvido no
estudo apresenta a possibilidade de ensaiar diversos cenários.
A modelagem trata da aplicação de modelos matemáticos na análise,
compreensão e estudos de problemas complexos, como os de logística. Sendo a
modelagem computacional à área que trata da simulação para problemas
específicos como o estudo de EYSENCK (1990).
FAGERHOLT (2000) desenvolveu um modelo que apresenta um problema de
fila de navios onde a janela de tempo representa uma enorme restrição. No estudo
em desenvolvimento, a janela de tempo é fundamental para a continuidade
operacional das unidades de produção. O atraso na chegada dos navios pode levar
a parada de produção com custos enormes para a empresa, no entanto a chegada
antecipada representa, não apenas, os custo do navio ficar esperando, sobre-
estadia, mais principalmente, a falta do navio que poderia estar operando em outra
unidade. No caso do estudo, a interrupção da produção tem custos elevadíssimos,
21
não se limitando a falta do produto, mais principalmente na dificuldade em se
restabelecer a produção.
No estudo de SAMPAIO (2009) o modelo é capaz de representar fatos,
eventos, objetos e processos que acontecem ou que podem acontecer, no mundo
real ou mesmo na nossa imaginação. O modelo desenvolvido apresenta a mesma
característica de representar fatos que podem acontecer, fornecendo informações
importantes para os planejamentos a curtos e longo prazo. O processo de criação
começa com a nossa imaginação e a modelagem nos mostra como vai se comportar
o que iremos criar e se o que será construído representa o que foi imaginado.
Tornando se uma ferramenta importante na tomada de decisões e eliminando o tenta
e tenta novamente.
2.3.1. Simulação Computacional
Dentre as técnicas disponíveis para a modelagem, a simulação está entre as
mais importantes. A operação de offloading é uma operação complexa e com risco
de acidente envolvendo uma gama grande de variáveis, que vão alem da nossa
vontade, como as condições meteorológicas. As variáveis envolvidas na operação
de offloading acabam gerando incertezas. Porém o processo de simulação nos ajuda
a entender como essas variações impactam na operação. O processo de simulação,
utilizado no trabalho, utiliza uma base de dados observados de unidades que
realizam operações de offloading em situações semelhantes com as que serão
enfrentadas nas monobóias, além de utilizar dados de observações das operações
no FSO-CIMA que já se encontra em operação. O trabalho tem elementos
suficientes que permite fazer a modelagem do sistema a sua calibração. Em uma
análise de comparação por projeto, por exemplo, a avaliação não leva em conta os
contratempos da operação, as falhas humanas, as falhas nos equipamentos e
principalmente as falhas decorrentes de condições meteorológicas. O fator humano
na operação de offloading é de grande importância e precisa ser levado em
consideração. A simulação não prever todas as situações, porém permite avaliar o
comportamento com base na análise estatística de fatos observados, sobretudo
permitido acompanhar o sistema como um todo. Para facilitar a análise, o trabalho foi
dividido em sistemas e subsistemas. Toda a operação é descrita no simulador.
Segundo BALADEZ (2009) a simulação tem evoluído desde as suas
primeiras aplicações. A técnica de simulação é utilizada nas mais diversas áreas e
22
com os mais diversos objetivos. Podemos dizer que a simulação como conhecemos
hoje teve início na Segunda Grande Guerra Mundial. O desenvolvimento dos
simuladores era feito por grandes e lentas máquinas em linguagem Fortran IV.
Até a década de 1970, construir computadores era algo muito caro. Apenas
grandes corporações, universidades e governos tinham condições de possuírem
máquinas capazes de fazer simulações. Atrelado a esse fato existia a limitação
técnica. No final da década de 1970 a indústria automotiva já utilizava simuladores
em escala para resolver problemas de segurança e aperfeiçoar a produção. No início
da década de 1990, com o barateamento dos computadores e o surgimento do
computador pessoal, a simulação se difundiu tornando-se um eficiente meio para a
elaboração de projetos, animações, pesquisa e etc.
Conforme PRADO (2004), o surgimento do computador, na década de 50,
permitiu analisar as filas pelo ângulo da simulação, em que não mais se usam
métodos analíticos e sim modelos que permitem imitar o comportamento do sistema
real conforme o interesse, os modelos de simulação podem ser divididos em dois
grandes grupos segundo a sua existência: Aqueles que visam alterar o sistema atual
e aqueles que visam um novo sistema. Para ambos os casos devemos, primeiro,
conhecer um que esteja funcionando para realizar o processo de validação. O
modelo desenvolvido no trabalho apresenta os dois grupos. As simulações nas
operações em tandem foram desenvolvidas em bases de um sistema que já existe e
estamos apenas analisando as operações; Já as operações executadas pelas
monobóias, são operações que não existem similares no mundo, assim o modelo
cria um novo sistema. Depois o modelo computacional junta às duas operações em
um grande e único modelo de simulação.
2.3.2. Tipos de Sistema de Simulação
A escolha do simulador é uma questão fundamental no trabalho. O estudo
procura trazer a vida real para o papel conforme lembra SHYSHOU (2010). A
literatura se concentra na simulação sendo utilizada, principalmente, para o
dimensionamento da frota. O estudo não apresenta esse foco.
CHRISTIANSEN (2007) desenvolveu ferramentas para diversos modelos de
simulação e concluiu ser difícil desenvolver um modelo único para serem utilizadas
em várias situações devido às particularidades de cada região aliada as
características dos navios em suas diversas funções. O trabalho desenvolveu um
23
simulador que se adapta a diversos tipos de sistema que executam operações de
offloading. Porém o modelo não é único, precisando ser adaptado e calibrado para a
realidade a ser analisada. Alem da questão da diferença das cargas, notamos que os
navios operam em regiões geográficas distintas com características distintas e leis
distintas. CHRISTIANSEN (2007) desenvolveu uma coletânea de modelos que
podem ajudar a desenvolver um modelo específico para uma determinada operação.
O estudo aproveita principalmente os modelos que envolvem o transporte de
petróleo e derivados. Para o nosso trabalho o estudo de Christiansen esclarece que
as diferenças entre as operações com navios DP e com navios convencionais
necessitam de calibração diferente.
ONO (2007) desenvolveu um simulador para a programação de alívios
envolvendo das operações de offloading nas UEPs e a entrega do óleo nas
refinarias. O principal motivo do simulador era garantir a continuidade operacional
das plataformas e abastecer as refinarias. Junto ao simulador foi desenvolvido um
modelo de otimização para ratificar e aprimorar o resultado apresentado pelo modelo
de simulação, completando assim, a ferramenta de apoio à decisão possibilitando
analisar cada cenário da cadeia de suprimento de petróleo. O trabalho foi divido em
subsistemas e utilizou a metodologia do enfoque sistêmico com uma abordagem
diferenciada para cada subsistema. O trabalho aqui desenvolvido utilizou a mesma
técnica de ONO. Permitindo explorar os processos em um grau maior de detalhes,
sem se preocupar com a relevância no sistema global. O trabalho desenvolvido
apresenta a mesma base lógica e se encontra na mesma área geográfica, Bacia de
Campos. Porém o estudo se restringiu as operações de offloading, fornecendo uma
ferramenta para a programação.
SHYSHOU (2010) desenvolveu um simulador com o objetivo de dimensionar
a frota de rebocadores para a movimentação de unidades móveis para operações
offshore. A utilização dos rebocadores é desigual ao longo do ano. A operação é
realizada por rebocadores dedicados e pode ser por tempo determinado ou no
mercado spot, por operação. O preço no mercado spot apresenta variações, sendo
necessário fazer avaliações para verificar qual a melhor opção. Essa é uma decisão
que tem forte impacto econômico nas operações de empresas de produção de
petróleo no mar. O trabalho de Shyshou foi feito para uma empresa da Noruega, no
entanto vem apresentando grande aplicação por outras empresas petrolíferas
24
DARZENTAS e SPYROU (1996) desenvolveram um simulador para ser
utilizado na Ilha Aegean, na Grécia. Com o simulador os autores conseguiram definir
a melhor combinação de tipos de navios alem de prever a fila dos navios no porto e
o tempo de espera das pessoas e dos veículos. O estudo aproveito as questões
relativas a formação das filas e a programação de navios.
SILVA (2010) apresenta um simulador como ferramenta de apoio à gestão de
estaleiros com o estudo de casos. Assim como o simulador desenvolvido no
trabalho, Silva dividiu o simulador em grupos e depois juntou os grupos. O estudo de
casos ajuda ao entendimento das operações e apresenta sugestões de melhorias
nos processos.
NASCIMENTO (2010) apresenta um simulador para a aplicação em
reservatório carbonáticos em sub-sal. No desenvolvimento do trabalho foram
apresentadas técnicas que ajudam no entendimento do simulador e na
administração do trabalho. A mesma técnica foi utilizada para o desenvolvimento do
trabalho apresentado aqui.
PATRÍCIO (2005) desenvolveu um simulador utilizando o programa ARENA
com interface feita em EXCEL para analisar as regras de atracação em terminais de
contêineres específica para o para o terminal do porto de Santos. Ele também dividiu
o trabalho em subsistemas. O trabalho de PATRÍCIO buscou determinar qual a
melhor janela de atracação a ser oferecida pelo terminal, minimizando os custos de
estadia dos navios. Segundo PATRÍCIO, a atividade mais importante de
planejamento é o acompanhamento das chegadas e atracações de navios. Nesse
contexto que se baseio o trabalho aqui apresentado, que foca na análise das
operações de atracação e transferência do petróleo que faz parte de um
planejamento dentro da cadeia de suprimento.
O desenvolvimento de modelos de simulação de operação de navios se
concentra nas operações com navios de contêiner, principalmente pela sua
aplicação, como o modelo apresentado por Patrício. No entanto as operações
offshore9 de produção de petróleo vêm aumentando em vários pontos, como o litoral
Brasileiro, o Golfo do México, o Mar do Norte e o Oceano Índico, entre outros, o que
garante a aplicabilidade do simulador desenvolvido no trabalho.
9 Offshore – Operação de produção de petróleo no mar.
25
2.4. Definição dos Agentes Envolvidos
A figura 10 mostra como ficarão dispostos os principais agentes que
compõem o PDET, que tem capacidade de escoar tanto pelo FSO-CIMA, em
operação em tandem, como pelas monobóias (MB-1 e MB-2). As operações em
tandem se fazem por navios DP e têm a limitação técnica de operar com navios das
classes Panamax, Aframax e Suezmax. Já as monobóias operam com navios
convencionais das classes Suezmax e VLCC.
As UEPs produzem o petróleo e bombeiam para PRA-1, onde as diversas
correntes se transformam em duas novas correntes. PRA-1 rebombeia o óleo para o
FSO-CIMA que armazena o petróleo e o transfere para os navios aliviadores. Em
caso de contingência, o óleo pode ser bombeado direto de PRA-1 para um aliviador
amarrado em uma das monobóias.
O PDET pode operar ao mesmo tempo em uma monobóia e em tandem, no
entanto não podem ocorrer duas operações simultâneas nas monobóias, ou seja, se
tivermos um alívio em uma monobóia a outra não pode ter navio operando. No
entanto podemos ter um navio atracado.
Pelas monobóias as operações são exclusivas de alívio de petróleo
(offloading), já as operações em tandem podem ser de alívio ou de recebimento de
petróleo (offloading ou in-loading).
26
Figura 10: Arranjo do PDET.
2.4.1. Unidade Estacionária de Produção (UEP)
As UEP são grandes estruturas utilizadas para a extração e/ou
armazenamento de petróleo e/ou gás natural, com sistema de processamento de
petróleo. O escoamento é feito ou por navios ou por dutos até os terminais
terrestres. Existem vários tipos de UEPs que são escolhidos conforme a
necessidade e a disponibilidades de mercado.
A Petrobras utiliza, principalmente, os seguintes modelos de UEPs na Bacia
de Campos:
1. Plataforma Fixa: São unidades fixas de produção de petróleo e foram instaladas
na Bacia de Campos na década de 1980. A plataforma é constituída por
estruturas modulares e instalada sobre uma estrutura de aço chamada de
jaqueta. As plataformas fixas são consideradas como ilhas artificiais pela
legislação internacional. As unidades instaladas na Bacia de Campos,
normalmente, apresentam dois sistemas distintos: uma sonda de perfuração e
uma planta de produção. Não apresentam sistemas de estocagem de óleo e o
escoamento da produção é efeito por dutos. Essas unidades só podem ser
instaladas em águas rasas, com lâminas d’ água até 200 metros. O PDET
apresenta uma única unidade com essa característica a PRA-1.
Equipamentos em InstalaçãoEquipamentos em InstalaçãoEquipamentos em Instalação
27
2. Semisubmersível (SS): São compostas por um ou mais convés e apoiadas
sobre flutuadores submersos. O posicionamento é feito por dois sistemas
independentes: Um formado por ancoras e outro por um sistema de
posicionamento dinâmico que é controlado por computadores.
As SSs podem ser constituídas por propulsores próprios o que garante
grande mobilidade e não apresentam sistema de estocagem de óleo sendo o
escoamento feito por dutos. As SSs, normalmente, são utilizadas em campos com
grande capacidade de produção já que permitem a interligação de uma grande
quantidade de poços e outros tipos de linhas.
O PDET utiliza esse sistema nas seguintes unidades: P-52, P-51 e na P-55. a
P-40 e a P-56 que estão interligadas ao FSO-P-38 também são do tipo SS.
3. FPSO: Os FPSO podem ser montados a partir de casco um navio de grande
porte desativado, ou é uma unidade flutuante do tipo monocasco (figura 11),
dotados de uma planta de processamento de óleo. O PFSO tem capacidade de
produzir, processar e estocar o óleo e normalmente apresentam grande
capacidade de estocagem. Depois de processado, o óleo é armazenado nos
tanques do FPSO e escoado para um navio aliviador. A Petrobras utiliza dois
tipos básicos de FPSO:
Figura 11: Plataforma Tipo FPSO Monocasco. Fonte: Petrobras
3.1. FPSO Turret: São unidades dotadas de Turret (figura 12), que é uma
estrutura constituída por mancais de rolamento que confere ao FPSO a
28
propriedade de manter-se ancorado e de se alinhar conforme a condição
ambiental. A maior vantagem dos FPSO com Turret, é que são unidades em
que o alívio pode ser feito tanto por navios DP como por navios
convencionais. As operações com navios convencionais necessitam de
apoio de rebocador. Já para as operações com navios DP, dependendo das
condições do mar, não é necessário a utilização de rebocares, 60% das
operações, segundo dados históricos de 2010.
Figura 12: FSO Turret.
Fonte: Manutenção & Suprimento. (2011)
3.2. FPSO-SMS: Os FPSO Spread Mooring System - Múltiplos Pontos de
Ancoragem (Figura 13). Apresentam múltiplos pontos de ancoragem com
duas estações de offloading, uma na POPA e outra na PROA. Com isso não
se alinham conforme as condições climáticas o que exige dos navios
aliviadores, para se manterem amarrados, potência lateral, ou seja, só pode
operar em um FPSO-SMS, navio DP10. Os FPSO-SMS no litoral brasileiro
estão aproados entre 210º e 215º. A grande vantagem das unidades SMS é
que apresentam uma maior capacidade de receber linha, que podem ser de
produção ou de injeção de água.
10 Para maiores detalhes ver item 2.3.5 – O Navio Tanque
29
Figura 13: P-50 (SMS) Fonte: TN Petróleo. (2011)
4. FPU: As FPU são parecidas com os FPSO, pois também são montadas sobre
cascos de navios e podem ser tanto dotadas de Turret ou ser do tipo SMS.
Porém não armazenam a produção. A Petrobras só utiliza um modelo de FPU a
P-53. Na FPU o óleo é bombeado para outra unidade através de dutos, no caso
da P-53 para a PRA-1.
5. FSO: Outra unidade parecida a um FPSO, diferentes das FPU, os FSOs não
apresentam planta de processo ou de produção, sendo utilizadas exclusivamente
para o armazenamento da produção que é feita em outra unidade. O PDET
utiliza o FSO-CIMA.
A tabela 3 apresenta o perfil das UEPs operadas pela Petrobras em setembro
de 2011.
30
Tabela 3: Tipos de UEPs sendo a Petrobras o Operador ( Setembro de 2011).
2.4.2. Plataforma de Rebombeio Autônomo -1 (PRA-1)
A plataforma PRA-1 (figura 14) foi concebida para receber óleo das unidades
produtoras e enviá-lo, via dutos, para o terminal de Cabiúnas, em Macaé, e para o
FSO-CIMA. No entanto, devido a problemas políticos, o projeto foi alterado e o duto
para o terminal de Cabiúnas foi cancelado. Assim a PRA-1 envia o óleo apenas para
o FSO-CIMA. PRA-1 recebe em linhas segregadas, mistura as correntes recebidas
em duas correntes e bombeia através de dois dutos de 20 polegadas cada.
A PRA-1 é também o fornecedor de energia e facilidades para as monobóias
e funciona como fonte complementar de energia para o FSO-CIMA. A capacidade
total de escoamento da PRA-1 é de 260.000 m³ por dia, sendo 130.000 m³ por cada
um dos oleodutos.
31
Figura 14: PRA-1. Fonte: Petrobras
2.4.3. FSO-Cidade de Macaé (FSO-CIMA)
O FSO-CIMA MV15 (figura 15) é operado pela MODEC e foi convertido de
um navio da classe ULCC. O FSO-CIMA tem capacidade de estocagem nominal de
até 400.000 m³ de petróleo, mas por contrato a Petrobras utiliza apenas 340.000 m³.
O FSO-CIMA recebe óleo através de dois dutos independentes oriundos de PRA-1 e
apresenta dois sistemas de offloading independentes: um principal onde a operação
é feita em tandem, com capacidade de aliviar até 150.000m³ por dia e outro por
dutos através das monobóias MB-1 e MB-2 com capacidade de escoar 200.000m³ e
250.000m³ por dia, respectivamente. As operações pelas monobóias estão limitadas
a uma por vez e as operações em tandem a navios do tipo DP nas classes
Suezmax, Aframax ou Panamax.
32
Figura 15: FSO-CIMA.
Fonte: MODEC, (2011)
2.4.4. Monobóias.
As monobóias são equipamentos utilizados para fazer a conexão dos navios
aos terminais, permitindo a transferência de produtos. No PDET estão prevista a
instalação de duas monobóias que permitirão a transferência de óleo do FSO-CIMA
para os navios tanques. As duas as monobóias do PDET, denominadas MB-1 e
MB-2, têm capacidade para amarrar navios nas classes até VLCC. Porém devido ao
peso dos mangotes, não é possível operar navios de com DWT menor que 150.000,
alem da necessidade de possuir um guindaste de capacidade superior a 15
toneladas. As vazões máximas de bombeio pelas monobóias são 250.000 m³ e
200.000 m³ por dia, respectivamente.
2.4.5. O Navio Tanque
De acordo com SARACENI (2006), a importância do transporte marítimo
transcende sua capacidade de movimentar pesos e volumes. A evolução do
transporte marítimo aconteceu em duas frentes que evoluíram de forma integrada: a
evolução da capacidade e a evolução da tração utilizada.
Pela tração a evolução se deu desde a humana, passando pela tração
animal, eólica, pela mecânica a vapor e a óleo e chegando, hoje, a utilizar
dispositivos eletrônicos e propulsão com a energia nuclear.
Pela capacidade transportada, o aperfeiçoamento do modal terrestre,
ferroviário, rodoviário, aéreo e marítimo permitiu o crescimento do transporte de
33
carga por um único meio. Na tabela 4 é apresentado o perfil da frota de navios
administrada pela Petrobras em setembro de 2001.
Tabela 4: Perfil da Frota Administrada pela Petrobras em Setembro de 2011.
O desenvolvimento dos diversos tipos de modal leva o homem a escolher
qual o melhor a utilizar, aprimorando o trinômio, custo, qualidade e tempo. O
transporte marítimo tem sido o principal meio para a movimentação de grandes
volumes. Na tabela 5 encontramos a classificação mais conhecida dos Navios
Tanques.
Tabela 5: Classificação dos Navios de Óleo Cru Quan to ao Porte.
ULCC – Ultra Large Crude Carriers TPB > 320.000
VLCC – Very Large Crude Carriers TPB entre 200.000 e 319.999
SUEZMAX TPB entre 120.000 e 119.999
AFRAMAX TPB entre 80.000 e 119.999
POST PANAMAX TPB entre 60.000 e 79.999 e Boca > 32,2 metros
PANAMAX TPB entre 60.000 e 79.999 e Boca < 32,2 metros
HANDYSIZE TPB < 59.999
Fonte: Saraceni (2006).
Na tabela 6 são apresentadas as limitações de operação nas unidades que
compõem o PDET.
34
Tabela 6: Ponto de Operação Segundo as Classes dos Na vios.
Classe de Navios Ponto Operacional
ULCC Não opera no PDET
VLCC MB1 e MB2
SUEZMAX CONV MB1, MB2 e P-38
SUEZMAX DP Em todas as unidades
AFRAMAX P-38
AFRAMAX DP FSO-CIMA, FPSO-MLS e P-38
PANAMAX P-38
PANAMAX DP FSO-CIMA, FPSO-MLS e P-38
O navio tanque apresenta como principal característica a possibilidade de
transportar grandes quantidades de petróleo por longas distâncias. A evolução da
tração nos navios petroleiros, principalmente em decorrência da evolução da
eletrônica, trouxe uma grade modificação na arte da navegação. Além do
desenvolvimento da navegação propriamente dita, como os GPS, a eletrônica
chegou aos motores e duas categorias de navios surgiram: os convencionais, que
tem como característica transportar cargas por longas distâncias com um custo
menor, e os navios com sistemas de posicionamento dinâmico (DP), que são os
navios que apresentam grandes possibilidades de manobrabilidade.
Os navios DP surgiram da necessidade em o navio manter posição em
relação a plataforma durante a operação de offloading além de permitir a atracação
e a desatracação com no máximo um rebocador. Os navios DP são empregados em
condições meteorológicas mais adversas. Devido ao custo mais elevado os navios
DP são utilizados, principalmente, em distâncias mais curtas. A tabela 7 apresenta o
perfil da frota mundial de navios DP.
35
Tabela 7: Perfil da Frota Mundial de Navios DP.
Fonte: Tabela construída com dados obtidos junto a Engenharia Naval da Petrobras.
Os navios DP são largamente utilizados na Bacia de Campos se tornando
segundo LEITE (2008) principal meio de transporte de petróleo das unidades
produtoras aos terminais terrestres. O sistema de posicionamento dinâmico nasceu
na década de 1960 e surgiu com a finalidade de manter navios ou plataformas em
uma determinada coordenada com um determinado aproamento.
Os navios DP realizam a aproximação de forma automática, com a menor
interferência humana possível e com o menor risco possível. Souza (2010) define
posicionamento dinâmico como um sistema que controla automaticamente a posição
e o aproamento de uma embarcação por meio de propulsão ativa. Em linhas gerais,
corresponde a um complexo sistema de controle, composto por sensores (GPS,
sonar, anemômetros, giroscópios e etc.), atuadores (propulsores e lemes) e um
processador central responsável pela execução do algoritmo de controle e pela
interface com o operador. A figura 16 mostra uma operação com navio DP em um
FPSO-SMS.
36
Figura 16: Navio DP Operando em um FPSO-SMS.
Fonte: Petrobras
37
3. Capítulo III – Apresentação do Problema
3.1. Metodologia Utilizada
A metodologia utilizada foi baseada no estudo isolado de cada subsistema
estabelecendo premissas e entendendo como cada subsistema se integra ao modelo
completo. Essa linha segue a colocação de SHAPIRO (2001). Depois o estudo
analisa a interface integrando os subsistemas.
A fase inicial do trabalho envolveu uma avaliação das operações no
FSO-CIMA. Nessa etapa foi executada a coleta e análise dos dados dos sistemas
que já se encontram em operação. Para os sistemas que ainda não se encontra em
operação, foram analisadas as operações de sistema equivalentes.
Essa análise envolveu a determinação do comportamento de processos
nos diversos sistemas com base em funções estatísticas. Para a seleção das
distribuições mais adequadas, em cada caso, empregou-se o software BesFit. O
software realiza teste de aderência das amostras com uma série de funções
estatísticas pré definidas. A seleção considerou o nível de significância de 95%
Para a verificação dos resultados obtidos com o modelo de simulação nas
operações com as monobóias, como não existe um banco de dados, foi feito uma
comparação dos valores apresentados no estudo com modelos matemáticos. Para
as operações em tandem, foi comparado com os valores das operações já
realizadas.
Para a verificação das curvas de produção foram considerados os valores
dos modelos matemáticos usados pela Petrobras, já que as informações utilizadas
representam tempos futuros.
A análise individual de cada subsistema pode levar a erros devido a
dificuldade de se identificar onde começa e onde termina cada etapa do processo.
Isso torna a interação entre os sistemas uma atividade bem complexa. O estudo
apresenta dois sistemas bem distintos denominados: Sistema Produção e Sistema
Alívio. O Sistema Produção é composto de um único sistema, não contendo
subsistemas. Já o Sistema Alívio foi dividido em quatro subsistemas: Chegada dos
Navios, Operação em Tandem, Operação na MB-1 e Operação na MB-2 e que são
representados conforme a figura 17.
38
Figura 17: Diagrama de Blocos da Divisão dos Sistem as.
Conhecer a produção ajuda a entender como evitar os TOPs e quando os
navios devem operar no F(P)SO. Já a operação de alívio ajuda a entender como se
comporta o processo de manobras executado pelos navios, assim como a operação
de transferência de óleo do F(P)SO para o navio aliviador.
A pesquisa dos campos de petróleo envolvida visa conhecer o produto e suas
especificações, assim como a curva de produção, de forma a permitir um
entendimento dos meios necessários para o escoamento da produção. No caso a
pesquisa se restringiu aos produtos a serem movimentados no modelo estudado.
Para o estudo do Sistema Produção foram analisadas as curvas de
produção de diversas Unidades de Produção da Petrobras e determinadas quais
apresentam curvas de produção semelhantes aos campos analisados no trabalho. O
BestFit foi utilizado para o teste de verificação e consistência dos dados das curvas
de produção, assim como na determinação função probabilística. O trabalho fez
diversas simulações com as curvas analisadas, determinando o limite de operação
do FSO-CIMA em três cenários diferentes: sem as monobóias, com uma monobóia
operacional e com as duas monobóias operacionais. Depois foram repetidos os três
cenários com três níveis diferentes de disponibilidade das monobóias: 60%, 70% e
90%. Além de outro nível, com a simulação de um aumento da capacidade
operacional da monobóia em mais 20%.
O cenário com 60% de disponibilidade representa o modelo físico como foi
projetado. O cenário com 70% de disponibilidade representa a necessidade de
alteração nos procedimento de lavagem de mangote e necessitam de anuência do
39
IBAMA. O cenário com 90% de disponibilidade representa investimento em infra-
estrutura e de informática com alteração no monitoramento e em ajustes das
bombas de transferência, além de investimento em barco de apoio para possibilitar
amarrar a noite nas monobóias. O cenário mais 20% de capacidade representa uma
grande alteração no projeto inicial com alteração na filosofia da empresa, estamos
falando de um novo projeto, possível em função do afundamento de uma das
monobóias e a necessidade de se construir uma nova, essa já com novas
especificações.
Para cada um dos cenários acima foi criado um novo cenário com a
variação do volume recebido de óleo entre 50.000 m³ e 63.000 m³, variando com
intervalo de 1.000m³. Nesse contexto foi possível simular diversos níveis de
produção, conforme exemplo da tabela 8.
Tabela 8: Teste de Limite Operacional com uma Monob óia.
60% 70% 90% (+) 20%TOP
(m³/ano)TOP
(m³/ano)TOP
(m³/ano)TOP
(m³/ano)50 58,30 28,59 31,40 9,5551 55,05 43,92 24,74 11,1152 51,90 43,80 37,5053 44,80 49,13 48,0054 43,90 61,07 34,4055 54,40 43,87 64,3256 55,90 78,90 45.06 33,6057 73,14 78,37 67,6058 67,90 78,47 70,9159 91,59 73,51 83,90 43,6660 116,72 103,00 67,7061 114,83 143,19 80,1062 137,30 124,50 96,1263 170,15 122,74 109,00 60,00
PRODUÇÃO(mil m³/dia)
Para a análise do Sistema de Alívio foram utilizadas três abordagens
diferentes, uma para o subsistema “Chegada dos Navios”, outra para o subsistema
“Operação em Tandem” e outra para os subsistemas “Operação na MB-1” e
“Operação na MB-2”. Na análise do subsistema Chegada de Navios, foi analisado o
percentual de navios conforme a classe dos navios segundo uma distribuição
estatística, depois foi analisado os contratos futuros de fornecimento das correntes
de petróleo. Assim foi possível estimar qual a frequência de navios conforme a
classe dos navios irá operar no FSO-CIMA. Para essa análise foi utilizado o Excel.
Na análise do Subsistema Tandem foram utilizados as amostras coletadas nas
operações no FSO-CIMA que já se encontra em operação, foram analisados os
40
tempos de amarração, espera e bombeio. Para a análise dos dados foi utilizado o
programa Excel e validados e consolidados com a utilização do programa BestFit
que forneceu a função probabilística. Para a análise dos Subsistemas MB-1 e MB-2,
foi feito uma proporção com os dados das operações em tandem considerando
observações feitas nos testes com navios convencionais na MB-1, antes do
afundamento da mesma. A proporção foi necessária em função do número de
operações não ser suficiente para formar uma amostra significativa para as análises.
Foram realizadas seis operações na MB-1 antes do afundamento da mesma.
Por fim o estudo fez uma interligação dos subsistemas e dos sistemas.
A verificação foi feita através de comparação com modelos determinísticos
previamente desenvolvidos pela Petrobras.
Para a validação do modelo de simulação foi feito uma comparação com os
resultados das operações. Em seguida o modelo foi apresentado aos responsáveis
pela operação do PDET e para os operadores de logística que avaliaram o modelo e
os resultados. Esta etapa foi de extrema valia para o trabalho, tendo em vista
sugestões que permitiram o aperfeiçoamento do modelo e sua validação.
Esse processo de validação deu credibilidade ao trabalho o que nos levou a
uma aplicação do modelo em sua plenitude e no caso particular. O modelo
computacional ajuda, aos operadores do PDET, a ter uma visão mais ampla do
processo, já que cada operador tinha uma visão mais limitada da sua atividade e
nem sempre conseguiam entender a sua posição e importância na operação do
PDET.
3.2. Descrição dos Campos
3.2.1. Campo de Roncador
O Campo de Roncador esta situado a 125 km do Cabo de são Tomé, possui
uma área de 111km² e a lamina d’ água varia entre 1.500 e 1.900 m. A exploração
do campo foi divida em módulos que apresentam diferentes densidades. Para cada
módulo foi escolhido um modelo de processo e foi dividido conforme a tabela 9 e a
figura 18.
41
Tabela 9: Características das Correntes do Campo de Roncador (Grau API).
Figura 18: Mapa do Campo de Roncador.
Fonte: Click Macaé (2011)
O primeiro módulo a entrar em operação foi o módulo 1 com o sistema
provisório de produção utilizando o FPSO-SEILEAN, em março de 2001.
Em maio de 2002 entrou em operação no módulo 1 com a SS P-36 escoando
para o FSO P-47. Porém em março de 2001 um grave acidente ocorreu na P-36 e a
mesma afundou. Em dezembro de 2002 iniciou em produção o FPSO-BR que
substituiu a P-36. O FPSO-BR possui uma capacidade de produção de 100.000 bpd
e uma capacidade de compressão de 5,0 milhões de m/d, podendo estocar até 1,7
milhão de barris. Como esse sistema não utiliza o PDET para escoar a sua
produção, o trabalho não fez um estudo mais detalhado do sistema.
Em novembro de 2007 entrou em operação a P-52. Para a exploração foi
escolhida uma plataforma do tipo SS e o seu escoamento é feito por dutos de 18
polegadas até a plataforma de PRA-1 e depois para o FSO-CIMA. A P-52 se
encontra a 56 km de PRA-1 e o duto tem capacidade máxima de 180.000 bpd, que é
igual a capacidade da planta. a P-52 apresenta as seguintes características:
• Capacidade de processamento de óleo 180.000 bpd
• Capacidade de compressão 9,3 milhões de m³/d
42
Devido às características do óleo, a produção da P-52 tem como cliente
preferencial exportação, o que nos leva a escoar com navios das classes Suezmax
ou VLCC. Como a plataforma entrou em operação antes das monobóias, o óleo é
armazenado no FSO-CIMA e escoado por navios DP até um porto, Angra dos Reis
ou São Sebastião, e depois é trasbordado para um navio convencional. A curva de
produção da P-52 é utilizada no trabalho para determinar o número de operações
nas monobóias com a utilização de navios da classe VLCC. Como a previsão de
produção da unidade é um dado sigiloso, o trabalho a utilizou, porém não estará
disponível.
O módulo 2 começou a produzir através da P-54 em dezembro de 2007. A
P-54 é uma embarcação do tipo FPSO e tem capacidade para produzir até 180.000
bpd, com uma capacidade de compressão de 6,0 milhões m³/d e capacidade de
armazenar até 1,5 milhões de barris. Como a P-54 não utiliza o PDET para escoar, o
trabalho não fez um estudo detalhado do sistema.
Para o módulo 3 foi escolhido um projeto do tipo SS (P-55) que tem previsão
de começar a produzir em 2012 e o escoamento será por 2 dutos um até PRA-1 e
outro até a P-54, por onde também será escoado o gás. A P-55 se encontra em
construção no estaleiro Rio Grande na cidade do mesmo nome no Rio Grande do
Sul. A P-55 apresentará as seguintes características:
• Capacidade de processamento de óleo 180.000 bpd
• Capacidade de compressão 6 milhões de m³/d
O óleo que será escoado pelo FSO-CIMA será misturado a outro na PRA-1 e
o seu principal destino será a refinaria que se encontra em construção em
Pernambuco, o excedente tem a previsão de abastecer o COMPERJ, no Rio de
Janeiro, e as refinarias de São Paulo. O destino do óleo determina que o
escoamento seja preferencialmente por navios da classe Suezmax com volumes
médios de 120.000m³. Os dados da curva de produção são sigilosos e pertence à
Petrobras, por esse motivo não serão divulgados.
Para o módulo 4 a Petrobras está construindo a P-62 que será uma unidade
do tipo FPSO e se encontra em fase de projeto básico. Sua capacidade será
180.000 bpd como a UEP não utilizará o PDET, a mesma não foi estuda pelo
trabalho.
43
O trabalho utilizou os dados estatísticos de todas as operações no
FSO-CIMA desde a primeira até a última em dezembro de 2011.
3.2.2. Campo de Marlim Sul
O campo de Marlim Sul foi descoberto em 1987 e se situa a 120 km do litoral
do Rio de Janeiro a uma profundidade que varia entre 850 e 2.400 metros. O campo
foi dividido em quatro módulos, sendo três em desenvolvimento e um em estudo
(Figura 19).
Figura 19: Mapa do Campo de Marlim Sul.
Fonte: Click Macaé (2011)
O módulo 1 começou a operar com o sistema definitivo com o início da
operação da P-40 que é uma plataforma do tipo SS. A P-40 transfere a sua produção
para o FSO-P-38 que por sua vez irá receber parte da produção da P-51 e o total da
produção da P-55. Completando o projeto de produção do módulo 1 foi instalado o
FPSO-MLS que além de armazenar a sua própria produção, recebe parte da
produção da P-51. Assim a P-40, a P-38, o FPSO-MLS e a P-51 integram o PDET. O
trabalho não só, analisou a curva de produção de cada unidade como analisou as
limitações de escoamento de toda a malha, como os limites máximos e mínimos de
bombeio de cada oleoduto.
Para o módulo 2 foi instalada a P-51 que pode escoar por PRA-1, pelo
FPSO-MLS e pelo FSO-P-38. O estudo analisou os possíveis volumes em que P-51
poderá escoar por PRA-1 e por P-38. Essa análise levou a Petrobras a alterar o
tempo máximo de operação do FPSO-MLS no campo de Marlim Sul.
Já o módulo 3 se encontra em fase de implantação com a instalação da P-56
que iniciou a produção no final de 2011. O trabalho fez um estudo completo da
operação da P-56 e os impactos relativos ao escoamento da corrente e os blends
possíveis.
44
O módulo 4 ainda se encontra em fase de estudo não tendo definido o
modelo de exploração.
Um fator importante é a diferença de densidade dos módulos, inclusive na
mesma UEP, o que tem impacto na vazão de bombeio. O estudo fez uma análise
profunda do impacto da densidade nas unidades, provocando uma reavaliação nos
projetos na Petrobras que tiveram que ser alterados para evitar a perda de produção
devido a dificuldade nas operações de offloading.
O Campo de Marlim Sul tem a sua produção destinada a abastecer as
refinarias da Petrobras no Brasil, porém existe estudo sobre possíveis exportações.
O trabalho considerou que os alívios são feitos por navios das classes Suezmax e
Aframax conforme levantamento estatístico nas unidades. O trabalho utilizou os
dados estatísticos de todas as operações no FSO P-38, no FPSO-MLS e o
FSO-Cidade de Macaé desde a primeira operação até dezembro de 2011.
Tabela 10: Características das Correntes do Campo d e Marlim Sul (Grau API).
UEP API MédioP-40 23,1ºP-51 20,6ºP-56 18ºFPSO-MLS 20,6ºINDEFINIDA 22º
3.2.3. Campo de Marlim Leste
O Campo de Marlim Leste apresenta apenas um módulo e o projeto de
exploração escolhido é composto por uma única unidade a FUP P-53 que é uma
plataforma de produção montada no casco um navio sem manter estoque de óleo.
Assim a P-53 escoa a sua produção de óleo através de duto para PRA-1. Também
faz parte do projeto o FPSO-CNIT. No entanto o FPSO-CNIT produz do campo de
Jabuti que é próximo ao Campo de Marlim Leste, mesma concessão. Como o
FPSO-CNIT não utiliza o PDET o mesmo não sofreu um estudo mais aprofundado.
O estudo fez um levantamento completo da curva de produção da P-53 assim
como analisou todas as operações de alívio que ocorreram no FSO-CIMA com o
óleo da P-53. A P-53 produz óleo com média de 21,5º API que é misturado a outras
correntes em PRA-1 antes de chegar ao FSO-CIMA. O estudo considerou todas as
misturas possíveis com as vazões esperada até, o ano de 2015. Toda a produção da
P-53 se destina a atender o mercado interno e para as operações de alívio são
45
utilizados preferencialmente navios na classe Suezmax, com algumas exceções,
sempre para evitar TOP de produção, com navios na classe Aframax. O estudo fez
diversas simulações e foi possível determinar qual a frota ideal para operar em cada
fase de produção das unidades.
Figura 20: Mapa do Campo de Marlim Leste.
Fonte: Click Macaé (2011)
A tabela 11 apresenta um resumo das UEPs com os campos, os pontos de
escoamento e o principal destino das carga dos campos de Roncador, Marlim Sul e
Marlim Leste.
Tabela 11: Escoamento e Destino dos Óleos.
UEP Campo Ponto de Escoamento Destino
P-52 Roçador FSO-CIMA Exportação e Mercado Interno
FPSO-BR Roncador FPSO-BR Exportação e Mercado Interno
P-54 Roncador P-54 Exportação e Mercado Interno
P-55 Roncador FSO-CIMA e P-54 Mercado Interno
P-38 Marlim Sul P-40 Mercado Interno
FPSO-MLS Marlim Sul FPSO-MLS Mercado Interno
P-51 Marlim Sul FSO-CIMA, FPSO-MLS e P-40
Mercado Interno
P-56 Marlim Sul P-40 Mercado Interno
P-53 Marlim Leste FSO-CIMA Mercado Interno
FPSO-CNIT Marlim Leste FPSO-CNIT Mercado Interno
Fonte: Petrobras
46
3.3. O Sistema Petrobras, o E&P e o ABASTECIMENTO
No modelo organizacional adotado pela Petrobras, o responsável pelo
planejamento logístico da Petrobras é a Logística do Abastecimento. Porém o
mesmo não consegue produzir a programação sem a ajuda de outros órgãos, assim
existe uma integração com o E&P através do CCO. A Petrobras construiu o Centro
de Controle Operacional da Bacia de Campos (CCO) que está subordinada a
Diretoria de Exploração & Produção. O CCO tem a finalidade se acompanhar e
apoiar as atividades de produção de óleo e gás e as operações de offloading,
repassando para a Logística a situação operacional das unidades. Em outro nível, a
programação é acompanhada por cada uma das Unidades Operacionais e pelas
Operações. Nesse sentido, o Abastecimento tem uma visão ampla do processo e de
todo o sistema envolvido, inclusive o cliente final, que é quem vai receber o produto.
O CCO tem uma visão das operações de alívio que são executadas nas Bacias de
Campo, Bacia do Espírito Santo, Bacia de Santos e no Pré-sal. Cada Unidade
Operacional acompanha, exclusivamente, as operações nas suas UEPs e a
operação as atividades da sua plataforma de produção. Esse sistema permite que
todas as operações tenham um acompanhamento integrado ao sistema Petrobras. A
figura 21 apresenta o fluxograma do processo.
47
Figura 21: Fluxograma da Programação de Navios.
48
4. Capítulo IV – Modelagem do Problema Utilizando
Simulação
O desenvolvimento do modelo foi feito em três etapas: Na primeira etapa,
denominada “Análise das Operações”, foi estudada a operação do projeto do PDET,
com ênfase nas limitações, premissas e movimento dos navios no terminal. Na
segunda etapa, “Coleta e Tratamento dos Dados”, foi feito o levantamento e o
tratamento dos dados como base nas operações já realizadas no PDET e em outras
unidades produção. O levantamento de dados incluiu o estudo das curvas de
produção e das estimativas de produção dos campos futuros. Na terceira etapa,
“Desenvolvimento do Modelo”, foi desenvolvido e testado o modelo de simulação
Figura 22: Macrofluxo do Desenvolvimento do Modelo de Simulação.
Análise das Operações no PDET
Determinação das Premissas Operacionais
Coleta de Dados
Tratamento dos Dados
Análise dos Dados
Desenvolvimento do Modelo de Simulação
Teste do Modelo de Simulação
Validação do Modelo de Simulação
Aplicação do Modelo de Simulação
1º ETAPA – Análise das Operações
2º ETAPA – Coleta e Tratamento dos Dados
3º ETAPA – Desenvolvimento do
Modelo
49
Para facilitar o desenvolvimento do modelo de simulação, o estudo dividiu a
análise em dois sistemas e quatro subsistemas. Cada uma das modelagens seguiu o
esquema apresentado na figura 22.
O primeiro sistema estudado foi o Sistema Alívio, que abrangeu o subsistema
Chegada de Navios onde é determinada a classe do navio que chega para operar.
Depois foram estudados os três subsistemas que representam a transferência de
óleo: Operação em Tandem; Operação na MB-1 e Operação na MB-2, com a
determinação dos tempos de bombeio e volume transferido. Na terceira parte o
estudo analisou a movimentação do óleo que tem interface com o Sistema Produção
onde analisou a capacidade de escoamento do PDET.
4.1. Premissas
Para o estabelecimento das premissas: primeiro foi feito um estudo detalhado
das operações possíveis no PDET. Depois foram estudadas as movimentações e as
operações dos navios no FSO-CIMA, como a chegada, o carregamento e a saída
dos navios do terminal. Por último a movimentação do óleo no FSO-CIMA,
abrangendo os contratos de venda e de fornecimento do petróleo e as curvas de
produção das unidades que abastecerão o FSO-CIMA. Nesse contexto foram
definidas as seguintes premissas:
•••• Só pode operar em uma única monobóia por vez, quando o bombeio
for pelo FSO-CIMA. Porém o NT pode aguardar amarrado na
monobóia. Essa premissa está ligada à segurança operacional do
PDET e visa diminuir os riscos de poluição;
•••• Pode operar em tandem e em uma das monobóias simultaneamente;
•••• Todas as operações destinadas a exportação serão com navios
convencionais;
•••• A operação destinada ao abastecimento do mercado interno será feita
com navios de qualquer classe;
•••• As operações em tandem serão exclusivamente com navios DP;
•••• As operações nas monobóias serão com navios nas Classes
Suezmax e VLCC;
50
•••• Em caso de filas em tandem, os navios da classe Aframax/Panamax
irão operar em outra unidade;
•••• Nos casos de fila em todos os pontos operacionais os navios da
classe Suezmax DP irão operar em outra unidade;
•••• No caso de fila para os navios das classes VLCC e Suezmax
convencional, o modelo fará outra avaliação a cada 6 horas até
apresentar uma vaga para operar, seguindo a avaliação das
condições meteorológicas que é feita as 0:00 (Z), as 6:00 (Z); as
12:00 (Z) e as 18:00 (Z);
•••• O FSO-CIMA recebe duas correntes distintas. No entanto foi
observado que a programação de alívio é elaborada em função da
data de TOP-OFF e do volume total, assim sendo, foi considerada
apenas uma corrente que é o somatório das duas;
•••• Nas operações nas monobóias, uma por mês será com navios VLCC,
essa premissa é em função dos contratos;
•••• As vazões de bombeio estão limitadas a capacidade de recebimento
dos NTs. Essa limitação segue convenções internacionais. As
bombas do FSO-CIMA tem capacidade superior à capacidade de
recebimento do maior navio (VLCC) que irá operar no FSO-CIMA;
•••• O modelo utiliza amostras feitas nas operações na bacia de campos,
considerando as condições climáticas e as eventuais falhas
operacionais;
•••• Para as monobóias foram considerados cenários de operacionalidade
de 60, 70, 90 e mais 20%, conforme estudo da engenharia da
Petrobras e solicitação da gerência.
4.2. Modelagem do Sistema Alívio
O Sistema Alívio representa as operações de chegada dos navios, o
carregamento e a saída dos navios e é representado pelo fluxograma da figura 23. O
estudo analisou separadamente cada um dos subsistemas que são apresentados a
seguir:
51
Chegada dos Navios
Tem fila em Tandem?
Tem vaga na MB1
Não
Tem vaga na MB2
FIM
Opera
SimSim
Retorna para a programação
Navios DP Navios Convencionais
Aframax DP Suezmax DP Suezmax Conv VLCC
Tem fila em Tandem?
Não
Retorna para a programação
Não
Não
Opera
FIM
Tem vaga na MB1
Tem vaga na MB2
FIM
Sim
Sim
Não
Não
Tem vaga na MB1
Tem vaga na MB2
Opera
FIM
Sim
Sim
Avalia a cada 6 horas
Não
NàoFIM
Figura 23: Fluxograma do Sistema Alívio.
4.2.1. Subsistema Chegada dos Navios
Uma das questões mais complexas nas operações com navios tanque nos
terminais é determinar a hora de chegada dos navios no porto, que determina o
início da operação e tem como consequência as obrigações e os deveres das partes.
Como não existe uma barra ou um ponto geográfico no alto mar para determinar a
área do porto. A Petrobras determinou, com base em estudos realizados na
Engenharia Naval da Petrobras que a NOR11 se dá a 10 milhas de distancia da UEP.
Nesse sentido foi montada uma barreira eletrônica com raio de 10 milhas do centro
do FSO-CIMA. Sempre que uma embarcação ultrapassa a barreira, uma mensagem
eletrônica (e-mail ou torpedo) é enviada a todos os órgãos e pessoas que
necessitam dessa informação. Com base no estudo da Engenharia Naval, foi
realizado um padrão que determina todos os passos a serem seguidos pelo navio
aliviador para efetuar a atracação, partindo das dez milhas. Obedecendo a esse
padrão, o navio aliviador demora 6 horas para efetuar os procedimentos de
aproximação e amarração até estar apto a iniciar o offloading.
11 NOR – informação repassada pelo navio de que se encontra pronto para operar, aguardando definição do terminal.
52
O subsistema Chegada dos Navios representa a efetiva chegada dos navios,
com os seguintes passos: determina a classe do navio que irá operar, verifica se o
navio tem condições de operar ou não e termina determinando o local onde o navio
irá operar. A figura 24 apresenta o macrofluxo do subsistema “Chegada dos Navios”.
Figura 24: Fluxograma do Subsistema Chegada de Nav ios.
O subsistema Chegada dos Navios apresenta como premissas:
•••• A demanda de navios é ilimitada. Hoje os navios ficam aguardando
para operar tornando a oferta de navios maior que a demanda, pois o
custo de perda de produção é maior que o custo da disponibilidade de
navios.
•••• A determinação da classe dos navios segue os contratos;
•••• As operações destinadas as exportações, serão exclusivamente com
navios convencionais das classes Suezmax e VLCC;
•••• Os navios da classe VLCC sempre irão operar.
A determinação da classe dos navios segue uma amostra aleatória. O estudo
começa analisando as operações anteriores no FSO-CIMA. Para a análise foi
utilizado o Excel, que verificou que do total de operações, 82% ocorreram com navio
da classe Suezmax DP e 18% ocorreram com navios da classe Aframax/Panamax
DP (tabela 12). Como as operações nas monobóias serão com navios convencionais
os dados foram excluídos e foi utilizada uma análise com base nos contratos.
53
Tabela 12: Operações por Classe de Navios no FSO-CIM A em 2009.
Como as operações destinadas à exportação serão todas com navios
convencionais. O estudo desenvolveu a análise das curvas de produção previstas
para as unidades que irão operar no FSO-CIMA. A tabela 13 e a figura 25
apresentam a previsão de volume total no FSO-CIMA com o percentual de
exportação e o percentual destinado ao mercado interno. Observando a tabela
podemos verificar que os navios convencionais operarão em uma faixa entre 30 e
50% do total de operações. Os contratos com navios aliviadores indicam que haverá
uma operação, com navio da classe VLCC, por mês e que as operações com navios
nas classes Aframax DP e Panamax DP serão exceções para evitar TOP-OFF. As
operações destinadas ao mercado interno poderão ser com os navios das classes:
Suezmax DP, Aframax DP, Panamax DP, VLCC e Suezmax Convencional, ou seja,
com navios convencionais ou com navios DP. Uma análise dos dados nas unidades
que operam com navios convencionais e DP teve como resultado que mais de 90%
das operações ocorrem com navios convencionais, porém como as operações nas
monobóias são mais restritivas, foi determinado que a distribuição nessas unidades
não representasse as operações no FSO-CIMA. Com base nas análises acima, foi
determinado que 40% das operações serão com navios Suezmax DP, 40% com
navios Suezmax Convencional, 12% com operações com navios VLCC e 8% com
navios Aframax/Panamax DP. A tabela 14 apresenta a distribuição.
Tabela 13: Previsão de Produção por UEP em Barris por D ia.
54
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
(mil
m³)
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%P-51 P-53 P-55 P-52 Exportação Mercado Interno
Figura 25: Previsão de Recebimento de Óleo no FSO-CI MA.
Tabela 14: Distribuição da Chegada dos Navios.
A figura 26 representa a estrutura de blocos no Arena para a chegada dos
navios.
Decide 1
404012Else
AFRAMAXDP
SUEZMAXDP
SUEZMAXCONV
VLCC
Figura 26: Diagrama de Blocos da Chegada dos Navio s.
Depois de determinada a classe dos navios é preciso determinar o respectivo
ponto de operação. Neste contexto foram consideradas as premissas apresentadas
e para cada classe de navios e foi preparada uma sequência operacional específica.
55
Para os navios da classe Aframax, havendo fila para as operações em
tandem, o mesmo retorna para a programação e não operará, essa operação
acontece no módulo Decide AFRAMAX (figura 27).
Figura 27: Fluxograma da Chegada de Navio da Class e Aframax.
Para os navios da classe Suezmax DP a primeira opção é operar em tandem,
no caso de fila o modelo verifica se existe possibilidade de operar em uma das duas
monobóias, caso haja fila nas duas monobóias e em tandem, o navio retorna para
nova programação (figura 28).
56
Figura 28: Fluxograma da Chegada de Navio da Class e Suezmax DP.
Para os navios da classe Suezmax convencional é verificado em que
monobóia existe vaga, no caso de fila nas duas monobóias o navio é encaminhado
para a programação para operar em outra unidade (figura 29).
Figura 29: Fluxograma da Chegada de Navio da Class e Suezmax Convencional.
57
No caso dos VLCC é verificado em qual das duas monobóias o navio pode
operar, no caso das duas estarem ocupadas o navio aguarda por 6 horas e depois o
modelo faz outra verificação, até haver vaga em um das monobóias. O intervalo de 6
horas segue a análise que é feita em relação às condições meteorológicas e
oceanográficas (figura 30). O módulo Decide MB verifica e controla a fila.
Figura 30: Fluxograma da Chegada de Navio da Class e VLCC.
A figura 31 representa a estrutura de blocos no Arena para o subsistema
“Chegada dos Navios” com a determinação do ponto de operação.
T ANDE ML e a v e
L e a v e M B1
L e a v e M B2
P ROGRAM ACAOE NT ER
CHEGADA DE NAVIOSDecide AFRAMAX
NQ ( Seiz e TANDEM . Q ueue) . LE. 0. 5
Els e
SUEZMAXDecide DP
NQ ( Seiz e TANDEM . Q ueue) . LE. 0. 5
Els e
Decide MB
NQ ( FI LA ATRACACAO M B 1. Q ueue ) . LE. 0. 5NQ ( FI LA ATRACACAO M B 2. Q ueue ) . LE. 0. 5
Els e
Af ramaxReprograma
SUEZ CONVREPROGRAMA
REPROGRAMADecide
Tr ue
Fals e
De l a y VL CC
SUEZMAXDP
SUEZMAXCONV
VLCC
Decide 1
404012
Els e
AFRAMAX DP
0 0
0 0
0
0
Figura 31: Diagrama de Blocos do Subsistema Chegad a de Navios.
Foi realizada uma verificação na rotina de geração de navios através da
utilização de um modelo simplificado que representa a operação no subsistema
58
Chegada de Navios. O teste tem por objetivo observar se o percentual de chegada
dos navios corresponde ao desejado. O resultado do teste foi considerado
satisfatório a partir de 25 replicações. A tabela 15 apresenta o resultado do teste, a
primeira coluna contém as classes dos navios e nas colunas dos resultados o
modelo apresenta a quantidade de navios gerados conforme a classe e o percentual
equivalente ao total. Os percentuais esperados para a chegada de navios é
respectivamente 8% para Aframax DP, 40% para Suezmax DP, 40% para Suezmax
CV e 12% para VLCC. Na primeira coluna é apresentado os números de navios que
operaram por classe e na seguinte o percentual. Após 25 replicações o percentual já
representa o esperado
Tabela 15: Teste de Validação do Subsistema Chegada d e Navios.
Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s% N
úmer
o de
Nav
ios
% Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s
% Núm
ero
de N
avio
s
%Replicações 1 % 2 % 10 % 20 % 25 % 26 % 27 % 28 % 29 % 30 %AFRAMAX DP 14 12% 13 11% 11 9% 11 9% 10 8% 10 8% 10 8% 10 8% 10 8% 10 8%SUEZMAX DP 48 40% 49 41% 48 40% 48 39% 48 40% 48 40% 48 40% 48 40% 48 40% 48 40%SUEZMAX CV 42 35% 42 35% 49 40% 50 41% 49 40% 49 40% 49 40% 49 40% 49 40% 49 40%VLCC 17 14% 15 13% 13 11% 13 11% 14 12% 14 12% 14 12% 14 12% 14 12% 14 12%Total 121 119 121 122 121 121 121 121 121 121
4.2.2. Subsistema Operação em Tandem
O subsistema Operação em Tandem representa a operação de carregamento
dos navios quando operando em tandem. Por questões de segurança operacional,
as operações em tandem acontecem exclusivamente com navios das classes
Panamax DP, Aframax DP e Suezmax DP. As operações em tandem podem ser de
carregamento de óleo no FSO-CIMA (in-loading) ou de carregamento de óleo nos
navios aliviadores (offloading). A figura 32 representa estrutura de blocos no Arena
para o subsistema Operação em Tandem. O modelo de simulação desenvolvido se
limitou a estudar as operações de offloading.
59
TA NDE M
A tracacao 1ENTER TANDEM
Leave TANDEM 2
O PERA Ç Ã O EM TA NDEM
TA NDE M _ LIGACA RRE GA OLE O
IMITA DOR
_ LIGAOLE O TA NDE M1
CA RRE GA DEIMITA DOR
Seize TANDEM
Release TANDEM
Decide TA NDE M
E S T OQU E > = B A RR IL
E l s e
Delay TANDEMA ssign TA NDE M
00 0
00 0
Figura 32: Diagrama de Blocos do Subsistema Operaç ão em Tandem.
A operação dos navios no subsistema Operação em Tandem apresenta a
seguinte lógica: primeiro o modelo verifica se existe algum navio operando em
tandem, em caso positivo ele organiza a fila antes da atracação, através do módulo
Seize TANDEM; depois o modelo verifica se existe óleo no FSO-CIMA (módulo
Assing TANDEM em conjunto com o módulo Decide TANDEM), se o volume de óleo
for maior que a metade do volume previsto, a operação inicia e o modelo diminui do
estoque a metade do volume previsto, no final da operação o modelo diminui do
estoque a outra metade do volume (módulos Assing IMITADOR CARREGA OLEO
TANDEM_LIGA e IMITADOR CARREGA DE ÓLEO TANDEM). Se não houver óleo
suficiente, o navio aguarda atracado e faz nova avaliação a cada 12 horas. A figura
33 representa o fluxograma de operação em tandem.
Atracação do Navios
Verifica se tem óleo
Não
Opera
Sim
Aguarda por 12 horas e faz
nova avaliação
FIM Figura 33: Fluxograma do Subsistema Operação em Tandem.
O subsistema Operação em Tandem apresenta as seguintes premissas:
•••• As operações em tandem são exclusivas com navios DP;
60
•••• O modelo verifica se tem metade do volume para iniciar o
carregamento, considerando que o volume será completado durante o
carregamento;
•••• O modelo de simulação considera que a movimentação do estoque
acontece em duas etapas, metade no início e a outra metade no final
do carregamento, simulando o que acontece durante a operação;
•••• O modelo considera as falhas e indisponibilidade dos sistemas, pois a
coleta de dados foi feita sem expurgar essas ocorrências;
As principais causas de falhas são referentes a equipamento, tanto no
FSO-CIMA quanto nos navios, já a indisponibilidade esta relacionada as condições
meteorológicas e oceanográficas, sendo as principais: vento (intensidade e direção),
direção das ondas, swell, corrente (intensidade e direção) e neblina.
O primeiro ponto analisado no estudo do subsistema foi o tempo de
atracação, que é o espaço temporal entre a chegada dos navios e início do bombeio
e que segue uma amostra aleatória que foi analisada com a utilização do software
Excel e para o teste de aderência e determinação da função probabilística foi
utilizado o BestFit.
Como as operações nas monobóias são futuras, a análise do tempo de
atracação dos navios é igual para as operações em tandem e nas duas monobóias.
A tabela 16 apresenta os resultados da estatística descritiva dos valores observados
nas operações em tandem expresso em horas.
61
Tabela 16: Análise dos Tempos de Atracação no Subsi stema Chegada dos Navios. (Excel - horas).
Para a análise dos dados da operação dos navios na fase de amarração foi
utilizado o BestFit que indicou a distribuição que melhor representa a amostra, no
caso uma Log-normal (LogMean, LogStd) representada pela expressão. O nível de
significância adotado foi de 95%.
ƒ (x; µ,σ)= 1 _ (In(x)-µ)²
xσ√2π 2σ²
exp ( )
Log-normal (23,19; 28,45)
Intervalo: (2,42; 137,02)
Média: µ = exp µ + σ² = 23,19
2
Variância: σ² = exp 2µ + σ² (exp σ²-1) = 574,64
A figura 34 apresenta a análise para a calibração e o teste de consistência
do modelo que foi considerado satisfatório pela média a partir de 110 replicações.
Para os testes foram feitas 200 replicações. A tabela 17 completa a explicação, na
62
primeira coluna temos os tempos calculados em horas e nas outras os tempos
simulados em horas com os percentuais de semelhança.
22,00
22,50
23,00
23,50
24,00
24,50
25,00
25,50
1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101 111 121 131 141 151 161 171 181 191
Número de Replicações
(hor
as)
Figura 34: Tabela dos Tempos de Atracação em Tandem.
Tabela 17: Teste de Consistência dos Tempos de Atra cação no Subsistema Chegada dos Navios (em horas)
Caculado 1 % 5 % 10 % 20 % 25 % 30 % 40 %Tempo médio 23,15 25,03 92% 23,64 98% 23,89 97% 24,08 96% 23,79 97% 23,94 97% 23,70 98%Tempo mínimo 2,42 1,06 228% 1,06 228% 0,99 244% 0,71 341% 0,71 341% 0,71 341% 0,71 341%Tempo máximo 137,02 164,5 83% 389,73 35% 389,73 35% 416,29 33% 416,29 33% 416,29 33% 416,29 33%
Replicações
O segundo ponto analisado foi a transferência do volume para o navio
aliviador que apresenta duas variáveis, o volume carregado e o tempo de bombeio.
Para a análise do tempo de bombeio, que segue uma distribuição aleatória,
foi utilizado o Excel que forneceu a análise descritiva e o BestFit que indicou a
função probabilística que melhor representa a amostra.
O tempo de bombeio é igual para as operações em tandem e pelas
monobóias, pois utilizam as mesmas bombas. Assim como é igual independente da
classe do navio, pois por contrato o navio restringe a vazão quando a pressão
ultrapassa 7 kgf/cm². Na prática isso significa que o navio tem capacidade de
carregar em 24 horas, independente da classe.
O intervalo utilizado para a análise dos tempos no bombeio é o tempo
transcorrido entre o início do bombeio e o término da desamarração. Para a análise
desses tempos foi utilizado o programa BestFit que indicou que a função
probabilística que melhor representa a amostra é uma distribuição normal (média,
63
desvio padrão) representada pela expressão. O nível de significância adotado foi de
95%.
1 exp- (x-µ)²2σ√2π 2σ²
ƒ(x)=
Normal (21,81; 8,7)
Intervalo: (6,92; 80,17)
Média: 21,81
Variância: 75,68
A tabela 18 apresenta a Estatística Descritiva que representa o tempo de
bombeio dos navios.
Tabela 18: Estatística Descritiva do Tempo de Bombei o em Horas.
A tabela 19 apresenta a análise para a calibração e o teste de consistência
do modelo que foi considerado satisfatório pela média a partir de 20 replicações. Na
primeira coluna temos os tempos calculados em horas e nas outras os tempos
simulados em horas com os percentuais de acerto.
Bombeio Média 21,81 Erro padrão 0,76 Mediana 22,25 Modo 15,00 Desvio padrão 8,70 Variância da amostra 75,68 Curtose 14,85 Assimetria 2,53 Intervalo 73,25 Mínimo 6,92 Máximo 80,17 Soma 2856,67 Contagem 131,00 Maior(1) 80,17 Menor(1) 6,92
64
Tabela 19: Teste de Consistência dos Tempos de Bomb eio no Subsistema Chegada dos Navios (em horas)
Caculado 1 % 5 % 10 % 20 % 25 % 30 % 40 %Tempo médio 21,81 22,73 96% 22,08 99% 21,94 99% 21,99 99% 22,01 99% 22,03 99% 21,96 99%Tempo máximo 80,17 43,82 183% 51,65 155% 51,65 155% 52,25 153% 52,66 152% 52,66 152% 52,66 152%
Replicações
Para a determinação do volume escoado em tandem, foi utilizado o histórico
das operações no FSO-CIMA. A tabela 20 apresenta o resultado da estatística
descritiva dos volumes das operações de offloading realizadas no FSO-CIMA em
2008 e 2009.
Tabela 20: Análises dos Volumes de Offloading no FSO- CIMA em 2008 e 2009.
Volume em m³Média 110.536 Erro padrão 2.048 Mediana 110.027 Desvio padrão 35.944 Variância da amostra 1.291.947.844 Curtose 1- Assimetria 0- Intervalo 136.279 Mínimo 27.349 Máximo 163.628 Soma 34.045.124 Contagem 308 Maior(1) 163.628 Menor(1) 27.349
Para o teste de consistência foi desenvolvido um modelo reduzido com, a
figura 35 representa estrutura de blocos no Arena para o modelo desenvolvido.
NAVIOSCHEGADA DE ATRACACAO 1 SAIDA DE NAVIOSTANDEM
OPERACAO EM
0
00
0 0 0 0 Figura 35: Diagrama de Blocos do Modelo de Teste d e Consistência do Subsistema Operação
em Tandem.
4.2.3. Subsistemas Operação na MB 1 e Operação na M B 2
Os subsistemas Operação na MB 1 e Operação na MB 2 são semelhantes
entre si e semelhantes com as operações no subsistema Operação em Tandem e
representam as operação de carregamento dos navios quando nas monobóias. As
operações nas monobóias acontecem com a conexão dos mangotes na meia nau
65
dos navios podendo ser com um ou dois mangotes. Testes realizados em Angra dos
Reis revelaram que devido ao peso dos mangotes, as operações estão limitadas a
navios com DWT maior que 150.000 e testes de empuxo da ancoragem das
monobóias limita as operações a DWT menor que 300.000; assim, as operações nas
monobóias estão limitadas a navios das classes Suezmax e VLCC com guincho a
meia nau com capacidade mínima de 15 toneladas, podendo ser DP ou
convencional. A figura 36 representa a estrutura de blocos no Arena para os
subsistemas Operação nas MBs.
2ATACACAO MB
MB 2FILA OP E RA CA O
MB 2A TRACA CA O
FILA
Release 7
E NTE R MB 2
Decide 18True
False
MB2 SUEZ
MB2 VLCC
LIGAMB 2A VLCC _CARGA OLEO
IMITADOR
LIGAMB 2A SUEZ _CARGA OLEO
IMITADOR
LIGAMB 2B VLCC _CARGA OLEO
IMITADOR
LIGAMB 2B SUEZ _CARGA OLEO
IMITADOR
Decide MB 2
ESTO QUE>=BARRI L
Else
Assign MB 2
Delay MB 2 Leave 13
0
0
0
0
0
0 0
0 0
0 0
Figura 36: Diagrama de Blocos do Subsistema Operaç ão nas MBs.
A operação dos navios no subsistema Operação nas MBs segue a seguinte
lógica: primeiro o modelo verifica se existe algum navio operando na MB em que o
navio esta amarrado, em caso positivo, ele organiza a fila antes da atracação; depois
o modelo verifica se existe algum navio operando na outra MB, em caso positivo, o
navio aguarda o término da operação; depois o modelo verifica se existe óleo no
FSO-CIMA, se o volume de óleo for maior que a metade do volume previsto, a
operação inicia e o modelo diminui do estoque a metade do volume previsto, no final
da operação o modelo diminui do estoque a outra metade do volume. Se não houver
óleo suficiente, o navio aguarda atracado e faz nova avaliação a cada 12 horas. A
figura 37 representa o fluxograma das operações nas MBs.
66
Chegada dos Navios
Tem Navio operando na outra
MB
Opera na MB
Atracação
Aguarda atracado
Sim
Sim
NãoVerifica se tem óleo
Aguarda por 12 horas e faz nova
avaliação
Figura 37: Fluxograma do Subsistema Operação em Tandem.
Os subsistemas Operação na MB-1 e Operação na MB-2 apresentam as
seguintes premissas:
•••• As operações nas MBs podem ser com navios das classes Suezmax
e VLCC equipado com guindaste de no mínimo 15 toneladas a meia
nau;
•••• Não é possível operar nas duas monobóias simultaneamente;
•••• Alem das falhas e indisponibilidades mencionadas no subsistema
Operação em Tandem, foi acrescida a indisponibilidade das
monobóias que segue uma orientação da engenharia e da gerência
da Petrobras;
•••• O modelo de simulação considera que a movimentação do estoque
acontece em duas etapas, metade no início e a outra metade no final
do carregamento, simulando o que acontece durante a operação.
Como as monobóias ainda não forma instaladas, as análises dos tempos de
atracação e bombeio segue o estudo realizado para o subsistema Operação em
Tandem, por serem semelhantes. Já para a determinação do volume dos navios da
classe Suezmax, foi analisada a operação na P-54 que apresenta 100% do seu
volume produzido para exportação e tem a operação mais próxima do que irá ocorrer
nas monobóias. Para os navios da classe VLCC foi considerado o volume médio de
67
200.000 m³. A tabela 21 apresenta a estatística descritiva que foi realizada com o
Excel.
Tabela 21: Média do Volume Escoado na P-54 nos Anos de 2009 e 2010 (mil m³ a temperatura ambiente).
Média 125,92Erro padrão 3,16Mediana 147,34Modo #N/DDesvio padrão 37,93Variância da amostra 1438,38Curtose -0,32Assimetria -1,09Intervalo 136,64Mínimo 22,44Máximo 159,09Soma 18132,80Contagem 144,00Maior(1) 159,09Menor(1) 22,44
4.3. Análise do Sistema Produção
O Sistema Produção não apresenta subsistemas e representa a
movimentação do óleo, da chegada ao terminal até a transferência do óleo para o
navio aliviador, informa os TOP-OFF e os volumes de perdas previsto.
O movimento do óleo no modelo acontece em dois momentos:
Primeiro o modelo gera a chegada do óleo, verificando se existe espaço no
FSO-CIMA: no caso afirmativo, o óleo é enviado ao tanque do FSO-CIMA, no caso
negativo, o óleo é descartado e o modelo informa quanto de óleo foi perdido e por
quantas vezes esse evento ocorreu. Essa é uma das informações mais valiosas, que
é o volume da perda e quantos TOPs o modelo estima em um determinado intervalo
de tempo.
Depois o modelo simula o carregamento do óleo que ocorre no bombeio.
Como o carregamento do óleo acontece em um período aproximado de 24 horas, o
navio pode iniciar o bombeio sabendo que completará a carga com o volume que irá
chegar durante a operação. Assim o modelo carrega o navio em dois momentos, o
primeiro carregamento acontece na chegada com metade do volume previsto e
depois o modelo completa a carga no final do bombeio, completando a carga
programada. Caso o modelo verifique que não existe óleo para completar a
68
avaliação, o modelo aguarda e faz nova avaliação. A figura 38 representa o
fluxograma do Sistema Produção.
Chegada do Óleo
Envia o óleo para o
Estoque
Sim
Verifica se tem
Espaço Para
Faz a contagem do Volume de Óleo não foi para o Estoque (Perda)
Fim
Faz a contagem do Número de Tops
Fim
Figura 38: Fluxograma Sistema de Produção.
A figura 39 representa estrutura de blocos no Arena para o Sistema
Produção.
OL EOCHEGADA DO
OLEO L IGADAIM ITA CARGA DO
DA PRODUCAOENCERRAM ENTO
TOP1 De c i d e TOPTr ue
False
TOP 2Del ay TOP
PRODUÇÃO
Seiz e TOP Releas e TOP
De c i d e TOP2Tr ue
False
PERDA DE OL EO
ESTOQUE DE ÓLEO
CONTROLE DE TOP
As s i g n PERDAS
TOP6
TOP5
0 0
0
0
00
00
00 0
0
Figura 39: Diagrama de Blocos Sistema de Produção.
Para o desenvolvimento do modelo é preciso conhecer a curva de produção
das unidades que enviarão óleo para o FSO-CIMA. As figuras 40 e 41 são duas
curvas representativas da produção das unidades da Petrobras, e as tabelas 22 e 23
apresentam as respectivas estatísticas descritivas das curvas de produção das
figuras citadas. O período de tempo das curvas é o mesmo (um ano). Na figura 40 a
produção é constante e na figura 41 a produção esta em crescimento devido ao
início de operação de novos poços.
69
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
1 17 33 49 65 81 97 113 129 145 161 177 193 209 225 241 257 273 289 305 321 337
Dias
Vol
ume
em m
³
Figura 40: Curva de Produção de uma UEP Constante na Bacia de Campos.
Tabela 22: Estatística Descritiva da Curva da Figura 4.4 (m³).
Curva de Produção (m³) Média 20851 Erro padrão 50 Mediana 20899 Modo 20898 Desvio padrão 934 Variância da amostra 872237 Curtose -1 Assimetria 0 Intervalo 3421 Mínimo 19155 Máximo 22576 Soma 7339721
Contagem 352 Maior(1) 22576 Menor(1) 19155
5000
7000
9000
11000
13000
15000
17000
19000
21000
1 15 29 43 57 71 85 99 113 127 141 155 169 183 197 211 225 239 253 267 281 295 309 323
Dias
Vol
ume
em m
³
Figura 41: Curva de Produção de uma UEP em Início de Produção na Bacia de Campos.
70
Tabela 23: Estatística Descritiva da Curva da Figura 4.5 (m³).
Curva de Produção (m³) Média 14425 Erro padrão 83 Mediana 14544 Modo 11200 Desvio padrão 1527 Variância da amostra 2331591 Curtose 0 Assimetria -1 Intervalo 8083 Mínimo 10458 Máximo 18541 Soma 4846803 Contagem 336
Para a determinação da função probabilística que representa a distribuição
foi utilizado o BestFit, assim os dados foram analisados e mostraram que a função
que melhor representa a amostra é Uniforme (Mínimo, Máximo). O valor mínimo e
máximo são respectivamente 8% para mais e 8% para menos da média.
As expressões que representam a distribuição nas duas curvas apresentadas
nas figuras 40 e 41 são:
1 for a ≤ c ≤bƒ(x) = b-a
0 caso contrário{
Para a Curva da figura 40 a expressão que representa a distribuição é:
1/3421 para 22576 ≤ x ≤ 191550 caso contrário{ƒ(x)
Intervalo: [22576, 19155]
Média: µ = 20851
Variância: σ² = 872237
Para a Curva da figura 41 a expressão que representa a distribuição é:
1/8083 para 18541 ≤ x ≤ 104580 caso contrário{ƒ(x)
71
Intervalo: [18541, 10458]
Média: µ = 8083
Variância: σ² =2331591
4.4. Construção e Funcionalidade do Simulador
A construção do modelo aconteceu por sistema, cada sistema foi testado e
analisado separadamente, os sistemas e subsistemas se interligam através de
módulos Leave e Enter, depois foi observado o comportamento do modelo de
simulação desenvolvido no estudo.
Vários modelos foram testados e não foram aproveitados na sua plenitude,
esses teste ajudaram a entender o funcionamento do software e a operação no
FSO-CIMA.
O primeiro sistema desenvolvido foi o subsistema Chegada dos Navios, que
representa a chegada e a programação dos navios. O simulador apresenta diversas
funcionalidades.
O subsistema Chegada de Navios apresenta as seguintes funcionalidades:
Através do módulo Create CHEGADA DE NAVIOS o operador pode alterar a
frequência de chegada dos navios adaptando o simulador a frota disponível no
momento, ou determinando qual a quantidade de navios são necessários para o
FSO-CIMA operar sem risco de TOP;
Com o módulo Decide 1, o operador determina as classes dos navios. Nesse
módulo, o operador pode concentrar os navios nas classes DP e assim o simulador
pode ser utilizado para analisar unidades que não podem operar com navios
convencionais. Esse tem sido a principal utilização do simulador na prática. Esse
módulo é utilizado para o operador verificar qual a classe de navios apresenta o
melhor desempenho nas operações no FSO-CIMA e assim fazer o dimensionamento
da frota;
Os subsistemas Operação em Tandem, Operação na MB-1 e Operação na
MB-2, apresentam as mesmas funções.
72
Através dos módulos Process Atracação o operador ajusta os valores
observados para o tempo de atracação dos navios no FSO-CIMA ou na UEP em
teste. Nos módulos Assign IMITADOR CARREGA ÓLEO, o operador determina qual
o volume a ser carregado. Nesse sentido o operador pode ajustar os volumes até
conseguir o volume ideal para as operações no FSO-CIMA. É nesse módulo que o
simulador faz a retirada no estoque de óleo;
Através do módulo Process TANDEM, o operador insere os dados de
carregamento, conforme o projeto ou conforme os valores observados. Nos módulos
Process MB1(2) VLCC e Process MB1(2) SUEZ, o operador ajusta a disponibilidade
da monobóia.
Depois foi desenvolvido o sistema produção que apresenta as seguintes
funções:
Através do módulo Assign TOP 1, o operador ajusta a tancagem disponível,
essa é uma função que tem sido muito utilizada na prática, pois o operador verifica o
impacto da redução da praça nos casos de interdição nos tanques, como por
exemplo: para fazer as inspeções;
No módulo Assign IMITA CARGA DE ÓLEO, o operador determina qual o
volume de óleo esta chegando ao FSO-CIMA por hora. Com essa função o operador
pode variar o volume e analisar o impacto do aumento ou da diminuição do volume
recebido pelo FSO-CIMA;
Com as funções descritas acima é possível prever as operações futuras e
assim maximizar os custos operacionais. O operador tem condições de determinar o
limite operacional do FSO-CIMA. Alterando os recursos disponíveis do FSO-CIMA,
como a manutenção ou interdição de um dos pontos de operação. O operador do
simulador tem condições de verificar qual o limite de produção que o FSO-CIMA
pode receber, assim como prever as perdas de produção e prever o número de TOP
em um ano. A simulação com a utilização dessa função ajudou a Petrobras no seu
plano de investimento, determinando qual a melhora data para a entrada de
operação das monobóias. Essa solução permitiu uma melhor utilização dos recursos
financeiros.
73
Caso a monobóia fosse instalada antes do tempo demandaria manutenção,
assim como o atraso na sua locação compromete a continuidade operacional das
UEPs interligadas ao FSO-CIMA.
O macrofluxo do simulador completo é apresentado na figura 42 e estrutura
de blocos no Arena na figura 43.
SISTEMA ALÍVIO SISTEMA PRODUÇÃO
Determina a Classe do Navio
FIM
Chegada dos Navio Chegada do Óleo
Determina a Tancagem Disponível
Determina se o Navio vai Operar
Determina Onde o Navio vai
Operar
Verifica se Existe Espaço para Estocar o
Óleo no FSO-CIMA
Carrega o FSO-CIMA
Conta a Quantidad de
TOPs
Conta o Volume de Perdas
Atracação do Navio
Carrega o Navio
FIM
Figura 42: Macrofluxo do Simulador.
74
NAVI O SCHEG ADA DE
TANDEM
NAVI O SSAI DA DE
M B1 SUEZ
M B 1ATRACACAO
2AT ACACAO M B
At r ac ac ao 1
M B1O PERACAO
FI LA
M B2O PERACAO
FI LA
Releas e 4
M B 2ATRACACAO
FI LA
Re lease 7
ENTER TANDEM
Leave TANDEM
ENCERRAM ENTOENTER
Leave TANDEM 2
CHEGAD A DOS N AVI OS
OPERAÇÃO EM TANDEM
Leave M B1
ENTER M B1
Leave M B2
ENTER M B2
OPERAÇÃO MB1
OPERAÇÃO MB2
SAÍ DA D OS N AVI OS
Leave M Bs
O LEOCHEG ADA DO
O LEO L I G ADAI M I TA CARG A DO
DA PRO DUCAOENCERRAM ENTO
TO P1 Dec ide TO PT r u e
F a ls e
TO P 2Delay TO P
PRODUÇÃO
Se ize TO P Re lease TO P
De c ide TO P2T r u e
F a ls e
PERDA DE O LEO
ESTOQUE DE ÓLEO
TANDEM _ L I G ACARREG A O LEO
I M I TADO R
_ L I G AO LEO TANDEM 1
CARREG A DEI M I T ADO R
CONTROLE DE TOP
PRO G RAM ACAOENTER
Leave CHEG ADA
CHEGADA DE N AVI OSDec ide AFRAM AX
N Q ( S e iz e T A N D E M . Q u e u e ) . L E . 0 . 5
E ls e
Dec ide DP SUEZM AX
N Q ( S e iz e T A N D E M . Q u e u e ) . L E . 0 . 5
E ls e
Dec ide M B
N Q ( F I L A A T R A C A C A O M B 1 . Q u e u e ) . L E . 0 . 5N Q ( F I L A A T R A C A C A O M B 2 . Q u e u e ) . L E . 0 . 5
E ls e
Repr og r am a Af r am ax
Seize TANDEM
Releas e TANDEM
Dec ide 17T r u e
F a ls e
M B 1ATRACACAO
FI LA
Releas e 10
M B1 VLCC1A VLCC _ L I G A
CARG A O LEO M BI M I TADO R
1A SUEZ _ L I G ACARG A O LEO M B
I M I TADO R
1B VLCC _ L I G ACARG A O LEO M B
I M I TADO R
1B SUEZ _ L I G ACARG A O LEO M B
I M I TADO R
Dec ide 18T r u e
F a ls e
M B2 SUEZ
M B2 VLCC2A VLCC _ L I G A
CARG A O LEO M BI M I TADO R
2A SUEZ _ L I G ACARG A O LEO M B
I M I TADO R
2B VL CC _ L I G ACARG A O LEO M B
I M I T ADO R
2B SUEZ _ L I G ACARG A O LEO M B
I M I T ADO R
SUEZ CO NVREPRO G RAM A
Dec ide REPRO G RAM AT r u e
F a ls e
Delay VLCC
De c ide M B 2
E S T O Q U E > = B A R R I L
E ls e
As s ign M B 2
De lay M B 2 Leave 13
Dec ide M B 1
E S T O Q U E > = B A R R I L
E ls e
De lay M B 1 Leave 14
Dec ide TANDEM
E S T O Q U E > = B A R R I L
E ls e
Delay TANDEM
As s ign M B 1
As s ign TANDEM
As s ign PERDAS
TO P6
TO P5
SUEZM AXDP
SUEZM AX CO V
VLCC CO NV
De c ide 1
4 04 01 2
E ls e
AFRAM AX DP
0
0
0
0
0
0
0
0
00 0
0 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
31 December, 2009 00:00:00
0
0
0 0
0
0
00 0
0
0
0
0
0 0
0 0
0 0
0
0
0 0
0 0
0
0
0
Figura 43: Diagrama de Blocos do Modelo Completo d e Simulação .
75
4.5. Verificação do Modelo de Simulação
No primeiro momento foi feito um teste da operacionalidade com a validação
de cada sistema separadamente. Depois foi feito um teste da operacionalidade e
validação do modelo completo. O modelo foi apresentado aos operadores do
FSO-CIMA e aos especialistas em logística da Petrobras em reuniões específicas,
onde foi feito um backstore do modelo, com a apresentação de sugestões e
melhorias. No final foi feito uma validação do modelo.
Uma parte importante da validação é verificar se as distribuições utilizadas no
simulador representam a realidade. No caso o estudo fez uma análise de cada
distribuição separadamente. Essa metodologia levou a uma validação mais
complexa.
Por último foi feito uma comparação do modelo completo com um modelo
matemático desenvolvidos na Petrobras, que indicavam os limites operacionais do
sistema.
A figura 44 apresenta um resumo dos resultados dos testes de validação do
modelo completo, fazendo uma comparação dos resultados encontrados no modelo
desenvolvido no estudo com os resultados observados na operação do FSO-CIMA.
O quadro “A” apresenta uma comparação do número de navios que operam no
FSO-CIMA em um período de um ano para cada nível de produção, usando a
relação da produção média diária recebida no ano em mil m³, com valores
calculados. O quadro “B” faz uma comparação dos tempos médios de bombeio e
amarração observados com valores previstos nos contratos. Em ambos os casos o
período de análise foi de um ano. Foram feitas 200 replicações do modelo e os
resultados apresentados na figura 44.
Produção Diária
(mil m³/dia) Prevista Simulada Erro Realizado Simulada Erro50 154 151 -1,9% 21,81 21,74 -0,3%52 160 162 1,2%54 166 162 -2,6% Realizado Simulada Erro56 172 175 1,5% 5,71 6 4,8%58 178 179 0,3%60 185 185 0,2%62 191 188 -1,5%
Tempo de Bombeio
Tempo de Amarração
Quadro "A"
Quadro "B"
Quadro Comparativo
Número de Operações
Figura 44: Quadro Comparativo dos Valores Previstos ou Realizados com os Simulados.
76
5. Capítulo V – Análise dos Cenários e Resultados
5.1. Considerações iniciais
Até a década de 1990, o Brasil importava a tecnologia para a exploração
dessa riqueza. Porém os estudos geológicos indicavam que o petróleo estava mais
distante em profundidades acima de 500 m de lâmina d’água e a Petrobras foi
obrigada a desenvolver novas tecnologias. Depois os estudos geológicos indicaram
que havia mais petróleo, dessa vez a 1.000 m de lâmina d’água. Mais uma vez a
Petrobras desenvolveu novas tecnologias. Por último os estudos indicaram que
havia mais petróleo, agora as lâminas d’água estavam acima de 1.500 m. Dessa vez
a Petrobras resolveu desenvolver tecnologia para lâminas d’águas de até 3.000 m.
O desafio da produção foi superado e a tecnologia para a produção de
petróleo foi desenvolvida. Faltando, agora, garantir que essa produção chegue ao
destino final, às refinarias, para ser processado e transformado nos derivados que
serão utilizados pelo homem. A logística de retirada do petróleo não vem avançando
com a mesma velocidade. A perda de produção de uma das novas UEPs pode
representar o equivalente a toda produção de uma unidade de produção como a
UO-BA.
Assim o estudo tem a finalidade de ajudar na construção da tecnologia que
será utilizada para garantir a continuidade operacional das novas UEPs.
5.2. Apresentação e Análise dos Resultados
Durante o desenvolvimento do estudo aconteceu o afundamento de uma das
monobóias, a MB-1. Esse fato levou a uma série de correções no projeto com
alteração nas análises. O modelo foi de grande ajuda nas tomas de decisões pois
apresenta resultados precisos e rápidos.
O estudo tinha como base a utilização do PDET como ponto de transbordo
de óleo. O petróleo produzido em UEP/SMS e que tem como destino a exportação,
precisam se transbordados de navios DP para navios convencionais. Os pontos de
transbordo em Angra dos Reis e São Sebastião se encontravam saturados e a
produção dos campos que escoam pelo FSO-CIMA indicavam que demorariam a
atingir a capacidade de escoamento do FSO-CIMA.
77
Com o afundamento da Monobóia MB-1, todo o planejamento teve que ser
refeito. O petróleo que deveria ser exportado passou a ser consumido no país. Foi
desenvolvido o transbordo por operação de ship-to-ship. Os terminais de Angra dos
Reis e de São Sebastião receberam investimentos para melhorar as operações.
Com o novo cenário o estudo passou a ter um novo motivo. Indicar quais os
investimentos necessários para garantir a produção. Os oleodutos que interligam o
FSO-CIMA foram re-arranjados, novas interligações foram feitas e novos cenários
surgiram.
Nesse novo contexto, o modelo de simulação foi fundamental para
determinar o melhor tempo para a implantação dos equipamentos e para o
planejamento do escoamento de todo o PDET.
O estudo teve que passar da barreira do FSO-CIMA e englobar as outras
unidades que integram o PDET.
Utilizando-se de uma versão simplificada do simulador foram feitas
simulações na P-38. Os subsistemas Operação na MB-1 e Operação na MB-2 foram
anulados. O subsistema Chegada de Navios foi programado de modo a representar
as operações na P-38, com a limitação dos navios de classes até Suezmax, DP e
convencionais, respeitando a proporções históricas. O subsistema Operação em
Tandem foi calibrado com as vazões históricas da P-38 e o sistema Produção foi
calibrado com os valores da capacidade de armazenamento da P-38.
Para a determinação da curva que melhor representa os tempos de
atracação e tempo de bombeio foi utilizado o Excel e o BestFit, que analisou as
operações ocorridas na P-38 nos anos de 2007, 2008, 2009 e 2010 e as curvas de
produção da P-40, da P-51 e da P-56 que utilizam a P-38 para armazenar e escoar
as correntes que produzem. Foi considerada a redução de vazão em função da
viscosidade da P-56.
O limite de perdas foi definido pela Petrobras, que estabeleceu como
aceitável perdas de até 2 dias por ano. O limite foi baseado no investimento
necessário para eliminar a perda versus o valor financeiro que a perda representa,
através de um EVTE que não fez parte do escopo de estudo.
78
Assim, foi determinado que o modelo de simulação analisasse cenários com
a previsão de recebimento da produção das unidades que escoam pela P-38. Como
resultado o modelo indicou que a P-38 tem capacidade de aliviar até 34.000 m³/dia
de produção com pequenas intervenções e ajustes na programação. A figura 45
apresenta um resumo do resultado dos testes.
30 1,80 28,3634 4,64 61,9440 10,00 53,04
TOP (dias)
PERDAS (mil m³)
PRODUÇÃO(mil m³/dia)
Figura 45: Limite Operacional da P-38.
O segundo passo foi determinar qual o limite de operação no FSO-CIMA sem
a instalação das monobóias. Para a realização do estudo foi utilizado o levantamento
das operações no FSO-CIMA entre os anos de 2008 e 2010. Os subsistemas
Operação na MB-1 o Operação na MB-2 foi anulado. O subsistema Chegada de
Navios foi calibrado com os dados históricos das operações no FSO-CIMA. A figura
46 apresenta o resultado das simulações.
40 0,70 6,6843 0,94 11,3044 1,92 30,1645 2,06 31,3846 2,89 40,7247 4,08 62,7248 4,28 51,6050 4,50 56,98
PRODUÇÃO(mil m³)
TOP (nº de
eventos)
PERDAS (mil m³)
Figura 46: Limite Operacional do FSO-CIMA Sem as Mon obóias.
Os testes indicaram que o limite de operação considerada segura no
FSO-CIMA sem a necessidade de utilização das monobóias e com um risco
aceitável de perda de produção é de 44.000 m³/dia. Esse limite foi determinado pela
gerência da Petrobras e faz parte da política interna, não fazendo parte do escopo
do estudo. Neste contexto a Petrobras ajustou as intervenções na monobóia para
que pelo menos uma das monobóias esteja operacional quando o FSO-CIMA
receber uma produção maior que 44.000m³/dia. No entanto foi observado que a
79
produção atingiria esse nível antes da instalação da primeira monobóia. Essa
informação foi vital para a política de investimentos da empresa.
Assim novas alternativas foram estudadas, entre elas o envio da produção
total da P-51 para o FSO P-38. O modelo de simulação do estudo fez novos testes
para verificar se a P-38 teria condições de absorve a produção total da P-51,
equivalente ao volume recebido pelo FPSO-MLS e que evita o TOP no FSO-CIMA.
Os testes indicaram que a P-38 não teria condições de absorver toda essa produção
que engloba ainda a produção total da P-40 e da P-56, pois esse volume
ultrapassaria o limite de 34.000 m³ por dia, indicado na figura 45.
No planejamento de escoamento, a produção da P-56 tem o seu escoamento
total pela P-38, que já recebe óleo produzido pela P-40. O óleo produzido na P-56 é
mais pesado e mais viscoso esse fato eleva o tempo de bombeio em mais 35 %. O
óleo da P-51 tem a possibilidade de ser escoado pelo FSO-CIMA e pelo FPSO-MLS.
A Petrobras optou, então, por investir no sistema de offloading da P-38 para
absorver a produção da P-51. Porém novamente o estudo indicou que apenas os
investimentos no sistema de offloading não seriam suficientes para garantir a
continuidade operacional da P-38.
Um fato importante, é que por ser um óleo mais viscoso, o retorno do
bombeio do óleo da P-56 para a P-38, no caso de ser interrompido, é uma operação
difícil e cara. Nesse cenário a Petrobras optou por renovar o contrato de locação do
PFSO-MLS que teria a sua produção transferida para a P-51 e para a P-40. Nesse
cenário a produção da P-51, que passaria a ser pelo FSO-CIMA e pela P-38,
continuou a ser escoado pelo FPSO-MLS, alem da produção própria do FPSO-MLS.
Uma questão importante foi determinar por quanto tempo deveria ser prorrogada a
locação do FPSO-MLS. Nesse sentido o resultado das simulações foi essencial na
determinação do tempo em que o FPSO-MLS poderia ser retirado de operação sem
apresentar riscos a continuidade operacional da P-51, da P-40, da P-52, da P-53 e
da P-56, que estão interligadas ao FSO-CIMA e a P-38.
Assim o estudo se voltou para determinar qual a data para o início da
operação da primeira monobóia.
Foi apresentado, pela engenharia da Petrobras um plano de investimentos e
de instalação da monobóia. Esse plano mostrava que a monobóia poderia ter três
níveis diferentes de disponibilidade e era necessário determinar quais investimentos
80
a Petrobras deveria executar. Nesse contexto o simulador foi calibrado para gerar os
cenários desejados, com ajustes na indisponibilidade de uma das monobóias e com
os valores de produção. O cenário foi ajustado com a operação de apenas uma
monobóia. O simulador indicou o número de TOPs e as perdas em cada nível de
indisponibilidade em função do volume recebido. A figura 47 apresenta o resultado
das simulações. Na primeira coluna temos o volume de óleo recebido pelo
FSO-CIMA em m³ por dia, ou seja, quanto o FSO-CIMA irá receber de óleo de todas
as correntes em um dia. Nas outras colunas é apresentado, em dias de perda de
produção por ano, o resultado com níveis diferentes de disponibilidade da monobóia.
Com aumento da capacidade me mais 20% de disponibilidade o modelo não indicou
perdas de produção, porém, devido ao tempo necessário para a construção de uma
nova monobóia ser de dois anos, essa opção foi descartada.
60% 70% 90%TOP
(dias/ano)TOP
(dias/ano)TOP
(dias/ano)50 3,60 1,90 1,9051 3,64 2,77 1,8052 3,62 3,02 2,7653 3,50 3,60 3,2054 3,60 4,25 2,7055 4,20 3,35 4,2356 4,60 5,80 3,3557 5,80 5,70 4,8058 5,36 5,90 4,9959 6,99 6,01 6,1160 8,97 7,75 5,4061 9,18 9,98 6,2762 11,00 9,42 7,3363 13,80 9,59 8,45
PRODUÇÃO(mil m³/dia)
Figura 47: Comparativa de Indisponibilidade nas Op erações do FSO-CIMA com uma Monobóia.
Com os resultados apresentados, uma nova questão surgiu. O melhor
investimento é mesmo na instalação da monobóia? Em que momento o FSO-CIMA
irá receber esses volumes?
Para facilitar o estudo desenvolveu uma planilha em Excel (figura 48), para
determinar quanto de óleo será enviado para o FSO-CIMA em cada momento.
Com a planilha o operador informa quanto de óleo deseja enviar para cada
ponto de escoamento possível. Caso ocorra qualquer limitação técnica de volume, o
mesmo indica onde e quanto é a limitação.
81
Figura 48: Planilha Desenvolvida para Auxiliar na D eterminação do Volume Escoado por Ponto.
Utilizando a planilha apresentada na figura 48, foram criados três diferentes
cenários que apresentam a relação da média de produção (mil m³/dia) X tempo
(ano): No Cenário 1 produção foi direcionada para ser para ser escoada pelo
FSO-CIMA; No Cenário 2 a produção foi divida em função de questões operacionais
afim de se evitar o TOP-OFF na P-38 e no FSO-CIMA e no Cenário 3 a produção foi
direcionado para a P-38.
Nos três cenários a curva azul representa o volume escoado pelo FSO-CIMA,
na curva verde o volume escoado pela P-38. A reta vermelha indica o limite
operacional da P-38, já considerando a viscosidade da P-56. A reta laranja indica o
limite operacional no FSO-CIMA operando sem as monobóias e a reta amarela
indica o limite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia.
No cenário 1 (figura 49), que representa a produção direcionada para o
FSO-CIMA, o cenário não prevê perda para a P-38, podendo ser evitada com ajustes
na programação e no dimensionamento da frota de navios. Porém o FSO-CIMA
apresenta perdas se operando sem as monobóias e apresenta mais perda a partir de
março de 2012 quando operando com apenas uma monobóia. Assim com a
utilização desse cenário, a primeira monobóia deve ser instalada imediatamente e a
segunda até março de 2012. Uma questão importante é que a falta da segunda
82
monobóia somada a parada da outra monobóia apresenta um risco de perdas
elevado, pois será a soma das perdas das duas monobóias.
As figuras 49, 50 e 51 apresentam os resultados dos Cenários.
0
10
20
30
40
50
60
70
*Hoj
e
*A
GO
/201
1
*NO
V/2
011
*MA
R/2
012
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
mil
m³/
dia
PRA-1 P-38
Figura 49: Cenário 1.
Limite operacional da P-38Limite operacional do FSO-CIMA sem monobóiaLimite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia
No cenário 2 (figura 50), com a produção dividida entre as duas monobóias, o
modelo de simulação indica que primeira monobóia deve ser instalada até março de
2011 devendo funcionar até 2015. Já a segunda monobóia deve estar operacional
entre maio de 2012 e 2014. A entrada das monobóias deve ser em um intervalo de
tempo curto, de apenas dois meses. Esse fato é importante e de difícil de ser
executado, assim a primeira monobóia deve ser antecipada em seis meses. As
perdas na P-38 só são prevista em 2014 e por alguns meses.
Limite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia
Limite operacional do FSO-CIMA sem as duas monobóia
Limite operacional da P-38
83
0
10
20
30
40
50
60
*Hoj
e
*A
GO
/201
1
*NO
V/2
011
*MA
R/2
012
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
mil
m³/
dia
PRA-1 P-38
Figura 50: Cenário 2.
Limite operacional da P-38Limite operacional do FSO-CIMA sem monobóiaLimite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia
No cenário 3 (figura 51), a curva de recebimento de óleo na P-38 fica maior
que no FSO-CIMA. Esse é um fato que não irá acontecer, sendo esse um cenário
impossível. A capacidade de armazenamento e bombeio no FSO-CIMA é maior que
na P-38.
0102030405060
*Hoj
e
*A
GO
/201
1
*NO
V/2
011
*MA
R/2
012
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
PRA-1 P-38
Figura 51: Cenário 3.
Limite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia
Limite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia
Limite operacional da P-38
Limite operacional da P-38
Limite operacional do FSO-CIMA com as duas monobóia
Limite operacional do FSO-CIMA sem as duas monobóia
84
Com os resultados acima foi possível determinar onde e em que tempo os
investimentos deverão ser aplicados para garantir a continuidade operacional das
UEPs que compões o PDET.
O Modelo indicou que o cenário dois é aquele que apresenta menor risco de
perda de produção e que a 1º monobóia deverá ser instalada no final de 2011 e a 2º
até maio de 2012. O modelo indicou, também que o fluxo de envio de óleo para o
FSO-CIMA e para a P-38 não será constante e sim variável, em função do momento
e que o equilíbrio irá depender da realização das previsões de produção das
unidades que abastecerão o FSO-CIMA e a P-38.
85
6. Capítulo VI – Conclusão e Aplicação
O terminal oceânico Cidade de Macaé está instalado na Bacia de Campos e
é composto por uma plataforma fixa, a PRA-1, um FSO, o FSO-CIMA e duas
monobóias. Sendo construído para escoar parte da produção dos Campos de
Roncador, Marlim Sul e Marlim Leste. E em 2010 o terminal escoou uma média de
200.000 barris por dia. Alem de fazer transbordo de óleo de navios DP para navios
convencionais maximizando as operações de exportação.
A plataforma PRA-1 recebe o óleo por dutos e o envia para ser armazenada
no FSO-CIMA. PRA-1 também é utilizada para prover o FSO-CIMA e as monobóias
das facilidades de energia elétrica, telecomunicações, ar industrial e sistema de
controle operacional. PRA-1 foi projetada para disponibilizar acomodações para as
equipes de apoio administrativo e fiscal.
O FSO-CIMA tem a capacidade armazenar 400.000 m³ de óleo, podendo
receber da PRA-1 ou por navios DP em operações de in-loading. O escoamento da
produção pode ser por tandem ou pelas monobóias.
As maiores reservas de petróleo do Brasil se encontram no mar, a distâncias
que variam entre 100 e 300 km da costa o que inviabiliza a construção de dutos e
determinando que o transporte da produção se faça pelo modal marítimo com a
utilização de navios DP. Como o país não apresenta demanda para o total da
produção, grande parte da produção se destinará a mercado externo.
O transporte do petróleo das plataformas de produção para o mercado
externo com navios DP não se justifica pelo custo dos navios, sendo então
necessário transbordar a produção para navios convencionais em terminais
marítimos ou oceânicos. Os terminais marítimos de petróleo são muitos e já tem as
suas operações conhecidas e analisadas, o que não ocorre com os terminais
oceânicos que operam com navios tanques. Assim o estudo desenvolveu um
simulador capaz de analisar as operações em terminais oceânicos para operações
com navios tanques convencionais e DP.
Conhecer a operação em um terminal oceânico é fundamental para o melhor
aproveitamento dos recursos e evitar a parada de produção pelas UEPs e é nesse
contexto que o trabalho apresenta a sua importância, pois o mesmo simula e analisa
todas as operações possíveis em um terminal oceânico que são: operações com
86
navios convencionais e DP em monobóias e operações com navios DP em tandem
para offloading e de in-loading. Tornando-se uma ferramenta importante no
dimensionamento da frota, no auxilio na programação de navios e nas análises de
investimentos. O modelo de simulação desenvolvido no trabalho representa e
analisa as operações no FSO-CIMA e pode ser utilizado para analisar a
operacionalidade e a capacidade de armazenamento de qualquer unidade de
produção instalada no mar, da Petrobras ou de qualquer outra empresa, assim como
ser utilizado para análise de operações em terminais oceânicos que operam outras
tipos de produto. Determinando o limite de produção da unidade e a sua capacidade
de estocagem, assim como o melhor momento para as intervenções e os
investimentos.
A construção do modelo de simulaçãor exigiu uma análise profunda das
operações com navios em plataforma de produção de petróleo, conhecimento dos
padrões operacionais para analisar as falhas e os tempos de operação no
FSO-CIMA e nas outras plataformas que operam com navios DP e convencionais. A
tabela 24 apresenta os testes realizados com o simulador utilizados pelo Petrobras.
87
Tabela 24: Resumo dos Testes Realizados.
TESTE OBJETIVO RESULTADO
Teste de capacidade total de recebimento do FSO-CIMA
Verificar se o FSO-CIMA tem condições de receber a produção das UEPs interligadas ao FSO.
O FSO-CIMA tem condições de receber a produção total com risco de perdas considerado aceitável.
Limite operacional do FSO-CIMA sem as monobóias
Determinar o limite de recebimento de óleo pelo FSO-CIMA sem as monobóias.
44.000 m³/dia
Limite operacional do FSO-CIMA com uma monobóia
Determinar o limite de recebimento de óleo pelo FSO-CIMA com uma das monobóias operacional.
55.000 m³/dia
Limite operacional da P-38 Determinar o limite operacional da P-38.
34.000m³/dia
Cenário 1 Determinar a melhor data para a instalação das MBs.
MB-1: Imediatamente
MB-2: Até março de 2012
Cenário 2 Determinar a melhor data para a instalação das MBs.
MB-1: Até março de 2012
MB-2: Até maio de 2012
Cenário 3 Determinar a melhor data para a instalação das MBs.
Esse cenário foi considerado improvável, pois a maior produção iria para a plataforma com menor capacidade (P-38).
A utilização de um modelo de simulação se mostrou eficaz quando é
necessária uma resposta rápida, como no caso do afundamento da monobóia, onde
a Petrobras precisava decidir com rapidez qual o melhor caminho. A utilização de um
simulador com o apoio do Arena permite ao operador ter uma visão completa da
operação podendo criar cenários que representam diversas situações operacionais
reais. O modelo de simulação desenvolvido no estudo tem sido utilizado pelos
técnicos da Petrobras para analisar as operações de diversos sistemas de produção
nas costa brasileira e tem facilitado as decisões de investimento e de intervenções
nas UEPs da Petrobrás.
Assim com base nos estudos apresentados, concluímos que o modelo de
simulação desenvolvido no estudo representa as operações no FSO-CIMA podendo
ser utilizado como base de estudos para a implantação de melhorias operacionais no
FSO-CIMA e com pequenas alterações, para qualquer plataforma que opera na
costa brasileira.
88
6.1. Sugestão de Novos Trabalhos e Oportunidades.
A fim de aprimorarmos os estudos propõe-se agora:
•••• Acompanhamento das operações futuras, principalmente depois da
instalação das monobóias, verificando se o modelo representa essas
operações;
•••• Criação de modelos de simulação para todas as unidades
operacionais instaladas na bacia de campos, com ênfase na variação
de tancagem, servindo de base para a programação de intervenções
nos tanques;
•••• Integração com outros modelos de simulação, como os modelos
desenvolvido para operações em terminais terrestres e operações de
ship-to ship;
•••• Que o estudo possa ser aproveitado para o desenvolvimento de
novos terminais oceânicos visando outros tipos de carga.
89
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