O conhecimento da batimetria do solo marinho é importante tanto para o cálculo do custo de linhas do arranjo como o cálculo de escoamento. O custo de linha será mais elevado em trechos de maior declividade, pois maior será a superfície em que a linha estará apoiada e, assim, ela é mais comprimida e inclusive podem haver casos em que seja necessário desviá-la e, portanto, sendo necessário mais linha. Quanto ao escoamento, quanto maior o comprimento, menor será a produção de óleo devido à perda de carga cujos trechos de maior elevação, causado pelas declividades do solo marinho de grandes inclinações θ, são influenciados fortemente pela parcela gravitacional. Além disso, caso a região for muito acentuada poderá gerar uma região de inviabilidade em relação ao posicionamento de equipamentos.
Outras condições do solo marinho também devem ser analisadas junto à batimetria como regiões desfavoráveis tanto por condições faciológicas como pela presença de obstáculos e/ou geoharzards.
Sendo assim, em um projeto de arranjo real é fundamental a importação de dados batimétricos para uma determinada região. A forma mais comum de obter esses dados é através de navios oceanográficos especializados equipados com sonares de varredura que por sua vez fornecem mapas de contorno de curvas isobatimétricas. Desta forma, as curvas isobatimétricas são importadas a partir de uma técnica de grid padrão, formando então uma malha de elementos quadrangulares como ilustrado na Figura 5.1.
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Figura 5.1 – Representação esquemática das curvas batimétricas do solo marinho. Fonte: [20].
No contexto dessa dissertação, dado que o objetivo é analisar a relevância dos parâmetros de escoamento ao longo dos anos na posição do manifold, as informações de batimetria, faciologia e geoharzards foram desconsideradas a fim de minimizar o número de variáveis que influem nos resultados. Sendo assim, foi assumido fundo plano, lâmina d’água de 2000 metros e sem obstáculos e geoharzards.
5.1.2
PoçosCom o intuito de analisar a sensibilidade na posição do manifold, para todos os casos estudados foram utilizados poços com a mesma configuração. O arranjo é configurado a partir de quatro poços produtores com as seguintes propriedades especificadas na Tabela 5.1 onde são especificadas a profundidade de cada poço, o diâmetro interno da coluna de produção, a temperatura no fundo de cada poço e as coordenadas dos poços.
Tabela 5.1 – Características dos poços.
Poço Profundidade (m) Diâmetro Interno da Coluna (in) Temperatura (ºF) Coordenada
P‐1A 2500 4,5 130 (‐570, ‐102)
P‐2A 2500 4,5 130 (720, 145)
P‐3A 2500 4,5 130 (‐89, 810)
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Quanto às linhas do arranjo, cada um dos quatro poços recebe uma linha de gás
lift de quatro polegadas de diâmetro e um umbilical eletro-hidráulico. As linhas de
produção que saem do poço em direção manifold possuem seis polegadas de diâmetro e as que saem do manifold em direção à unidade de produção possuem oito polegadas de diâmetro. O ângulo de saída das linhas é de 30 graus. Visando analisar o escoamento do óleo desde o poço até a unidade de produção foi definido um sistema de risers flexíveis em catenária para as linhas produtoras do poço ao manifold e para a linha de gás lift e umbilicais, poder ser a configuração mais utilizada em projetos de arranjo submarino em águas profundas e sistema de risers flexíveis em lazy-wave para a linha produtora de 8 in do manifold ao FPSO por ser uma linha que possui maior carga comparada às demais. A
lazy-wave é a configuração que justamente tem como objetivo reduzir a carga excessiva
através de flutuadores equidistantes ao longo de um trecho do riser. A configuração das linhas está representada na Figura 5.2.
Figura 5.2 – Configuraçao dos riser de produção de 8 in e demais risers.
O manifold recebe também um umbilical eletro-hidráulico. Além disso, sobre a região do poço é considerado um raio de 120 metros de segurança entre a localização do poço e manifold.
5.1.3
Unidade de produçãoA unidade de produção é uma estrutura que no caso dos campos offshore está situada no mar, geralmente, bem afastada da costa. Dependendo do tipo, ela pode ter diversas funções como armazenar o óleo recebidos dos poços e/ou manifolds, processar e exportar o produto. Além de contar com todas as facilidades responsáveis por desempenhar cada função, por se situarem muito distantes da costa, possuem um espaço para acomodação de seus trabalhadores. A unidade escolhida para ser trabalhada nessa dissertação é o FPSO (Floating Production Storage and Offloading) representado de
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acordo com a Figura 5.3. O FPSO é um navio que tem a capacidade conforme seu próprio nome de receber a produção, fazer o armazenamento e exportação do fluido produzido. A unidade faz o processamento e armazenamento do óleo, o qual pode ser tanto transferido para um navio-tanque como pode ser exportado para um oleoduto. O gás processado é comprimido e exportado por um gasoduto. O FPSO vem sendo muito utilizado pelas operadoras brasileiras devido a sua disponibilidade de espaço e capacidade de carga e armazenamento.
Durante a busca do posicionamento do manifold foram utilizadas algumas restrições e características da plataforma para evitar que seja considerado o posicionamento do equipamento em uma região onde sejam inviáveis as condições de instalação e operação do FPSO. A representação do FPSO é a mesma utilizada por ABREU [21] mostrada na Figura 5.3.
Figura 5.3 – Figura esquemática da configuração das linhas de ancoragem. Fonte: [21].
A configuração da ancoragem utilizada para a plataforma é do tipo Spread
Moored. A relação entre o raio de ancoragem e lâmina d’água é acrescentado 30% como
folga para o trecho de amarra do fundo. Além disso, a unidade de produção está situada inicialmente a 3 km da posição inicial do manifold. As demais informações sobre o FPSO estão resumidas na Tabela 5.2.
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Tabela 5.2 – Configurações do FPSO.
Configurações do FPSO
Comprimento do FPSO 330 metros Largura do FPSO 60 metros Aproamento 300 graus Posicionamento Inicial (1851,06; 2378) Ângulo de Boreste e Bombordo 100 graus; 100 graus Ângulo entre linhas e ângulo entre risers 2 graus; 2 graus Número de linhas de ancoragem em cada setor do FPSO 6 linhasDesta forma definindo os parâmetros e características da UEP, a operadora definirá qual será o raio mínimo de afastamento para operações de Offloading, o raio mínimo para a zona de TDP e ancoragem e por fim de posse de dados ambientais define a zona de passeio da unidade de produção onde, portanto, não pode estar situado nenhum equipamento.