UNIVERSIDADE DO GRANDE RIO
“PROF. JOSÉ DE SOUZA HERDY”
ECTA – ESCOLA DE CIÊNCIA, TECNOLOGIA E ARTE
Completação em Poços Marítimos – Off Shore
Sistemas de Produção Submarinos
Campus II - Lapa
Abril / 2008
UNIVERSIDADE DO GRANDE RIO
“PROF. JOSÉ DE SOUZA HERDY”
ECTA – ESCOLA DE CIÊNCIA, TECNOLOGIA E ARTE
Completação em Poços Marítimos – Off Shore
Sistemas de Produção Submarinos
Sistemas Flutuantes
Equipamentos dos Sistemas Submarinos
Bombeio Centrífugo Submerso
Sistema de Separação Submarino
Mercado Offshore x Sistemas de Produção Submarinos
Exploração de Petróleo – 4º Período
Professor: Alexandre
EQUIPE:
Cristiane Ferreira Siqueira Emerson Zacharias Jacinelma Ferreira Gonçalves
Vinícius Werneck Galano Wellington Douglas
LISTA DE ILUSTRAÇÕES______________________________________
Figura 1 – Principais tipos de plataformas I ...7
Figura 1.1 – Principais tipos de plataformas II ...8
Figura 1.2 – Configuração dos risers ...9
Figura 1.3 – Riser Flexível ...9
Figura 1.4 – Árvore de Natal Molhada ... 10
Figura 1.5 – BOP / Packer ... 10
Figura 1.6 – Manifold ... 11
Figura 2 – Sistema de gás-lift... 12
Figura 2.1 – Descarga de um poço com gás-lift ... 12
Figura 3 – Esquema do Bombeio Centrífugo Submerso ... 13
Figura 3.1 - Bombeio centrífugo submerso submarino ... 14
Figura 4 – Esquema do sistema de separação submarino ... 17
SUMÁRIO_____________________________________________________
Objetivo ...5
Introdução ...6
1 – Sistemas Flutuantes ...7
2 – Equipamentos dos Sistemas Submarinos ...8
3 – Sistemas de Produção ... 11
3.1 – Gás-lift ... 11
3.2 – Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) ... 13
3.2.1 – Instalações Típicas ... 15
3.2.2 – Vantagens x Desvantagens do BCS ... 15
3.3 – Sistema de Separação Submarino ... 16
3.3.1 – Vantagens x Desvantagens do Sistema de Separação Submarino... 17
4 – Mercado Offshore x Sistemas de Produção Submarinos ... 18
4.1 – Subsis ... 18
4.2 - Umbilical Integrado de Produção ... 19
OBJETIVO
Apresentar os estudos realizados sobre os sistemas de produção submarinos. Por ser um tema complexo, que inclui desde a construção de diversos tipos de plataformas para exploração off shore até os próprios sistemas utilizados no escoamento e elevação do óleo, vamos enfatizar o estudo de alguns sistemas de elevação do petróleo até a superfície.
Objetivamos também apresentar resumidamente alguns dos equipamentos indispensáveis à funcionalidade destes sistemas.
INTRODUÇÃO
Localização, locação, aquisição de dados, resultados, análises, interpretação, muitos estudos...UFA!
Um longo caminho é percorrido até se falar na produção de um reservatório de
petróleo e não pára por aí, pois quando o assunto trata de sistemas de produção, visto que cada reservatório apresenta desafios específicos, recomenda-se que seja realizada uma avaliação completa incluindo analises de custos, riscos e flexibilidade do sistema, para maximizar as chances de seleção do conceito de desenvolvimento mais adequado às características do reservatório.
A indústria off shore de extração de petróleo teve início no final do século passado na costa da Califórnia com estruturas rústicas de madeiras e lâminas d’água em torno de 5m. Só em 1947 foram construídas as duas primeiras plataformas metálicas, já com o conceito de jaqueta, pela empresa Superior Oil Company. Essas estruturas metálicas mudaram o rumo da construção off shore, pois possibilitaram a instalação mais rápida do estaqueamento ao mesmo tempo em que abriram o caminho para lâminas d’água mais profundas.
Ultimamente, pelo fato das reservas descobertas, se concentrarem em águas muito profundas, em lâminas d’água que ultrapassam 2000m, a necessidade do mercado leva ao desenvolvimento de novas tecnologias e aperfeiçoamento de outras existentes dos sistemas de produção submarinos. Desta forma é possível melhorar cada vez mais a produção, avançando as profundidades das lâminas d’água. De fato, os sistemas de produção submarinos são viáveis tanto para pequenas como grandes profundidades.
1 – Sistemas Flutuantes____________________________________________
Abaixo descrevemos resumidamente os principais aspectos dos sistemas flutuantes utilizados na explotação em águas profundas a ultraprofundas.
Semi-Submersíveis – Estruturas flutuantes largamente empregadas para produção,
completação e perfuração offshore. Consiste de 2 flutuadores (pontoons) compartimentados em tanques com finalidades de oferecer lastro e flutuação à plataforma. Sobre estes
flutuadores se apóiam as colunas, também chamadas de pernas que sustentam os conveses. Seu posicionamento é mantido por meio de linhas de ancoragem que podem ser
convencionais, instaladas em catenária, ou do tipo taut-leg.
Também pode manter-se estacionária através de propulsores acionados por um sistema computadorizado (posicionamento dinâmico) que é normalmente usado durante a fase de perfuração ou completação.
TLP (Tension Leg Platform) – Apresenta ma estrutura similar à semi-submersível, sendo
mantida na locação através de tirantes (pernas) que são ancorados no fundo através de estacas e tracionadas no topo pela força resultante entre peso e empuxo (restauração hidrostática).
Navio Sonda – usado nas operações de perfuração e/ou completação, são navios de pequeno
porte e utilizam o sistema de posicionamento dinâmico.
FSO (Floating Storage and Offloading) – Usados para armazenar e em algumas situações
para produção, aí passam a ser denominados FPSO (floating, Productionm Storage and
Offloading). Em geral são usados navios de grande porte.
Figura 1.1 – Principais tipos de plataformas II
2 – Equipamentos dos Sistemas Submarinos__________________________
Não muito diferente daqueles que conhecemos nos segmentos onshore, os sistemas de produção submarinos são compostos por equipamentos que farão basicamente todo o serviço necessário para a extração do petróleo submerso.
Adiante destacamos os principais equipamentos
Risers – significa elevar, no entanto para compreender melhor, vamos substituir elevar por
transportar. Ou seja, riser é a tubulação que liga o fundo do mar com a plataforma, cuja principal função é transportar os fluidos provenientes do poço até a plataforma ou vice-versa, como no caso de um poço injetor.
De acordo com sua instalação, pode ser classificado em:
Vertical: É aplicada uma força de tração no topo, com a finalidade de manter o riser sempre tracionado.
Catenária: na maioria dos casos não é aplicada força de tração no topo. As extremidades (topo e fundo) não estão no mesmo alinhamento vertical e a relação rigidez flexional / lâmina d’água deverá ser pequena.
Complexa: Derivada da configuração em catenária, o riser assume uma geometria em forma de catenária dupla através da instalação de flutuadores ou bóias submersas.
De acordo com o material os risers podem ser rígidos ou flexíveis. O rígido em geral é constituído de aço, mas também pode ser de titânio. É instalado em vertical e em lâminas d’água profundas é instalado em catenária. Já o riser flexível é constituído de camadas de aço
intercaladas com polietileno, as camadas de aço proporcionam flexibilidade enquanto que as camadas de polietileno proporcionam estanqueidade, proteção contra corrosão e evita a abrasão das camadas metálicas.
Figura 1.2 – Configuração dos risers
Figura 1.3 – Riser Flexível
A finalidade do riser pode ser classificada em perfuração quando os risers de perfuração e completação apresentam geometria vertical e o material que o constitui em geral é o aço. Produção ou injeção quando apresenta em geral uma geometria em catenária e o material recai nos flexíveis, no entanto podem ser verticais e em aço quando usamos completação seca.
Árvore de Natal - Consiste num conjunto de válvulas, cuja principal função é permitir o
natal pode ser do tipo molhada ou seca. A molhada é instalada na cabeça do poço no fundo do mar e a seca é instalada no topo do riser na plataforma.
Figura 1.4 – Árvore de Natal Molhada
BOP (Blow Out Preventer) – Usado na fase de perfuração ou completação, constituído em
geral de 3 gavetas, sendo uma das quais denominadas de cisalhantes que fecha completamente o poço, evitando que ocorra kick (entrada de gás no poço migrando até a superfície).
Coluna de Produção / Injeção – Tubulação de aço de pequeno diâmetro que transporta o
fluído produzido da formação até a árvore de natal ou da árvore para a formação (quando é de injeção).
Packer – Localizado na extremidade da coluna de produção, o packer é responsável por
obturar o espaço anular existente entre o revestimento de produção e a coluna. É uma barreira de segurança do poço, que permite o perfeito controle da produção ou injeção.
Figura 1.5 – BOP / Packer
Manifold - Estrutura metálica apoiada no fundo do mar e que acomoda válvulas e acessórios
que permitem que este esteja conectado à árvore de natal molhada, outros sistemas de produção, de tubulações e risers.
Manifold submarino - recebe linhas oriundas de árvores-de-natal molhadas e as distribui
para risers de produção conectados às plataformas.
Figura 1.6 – Manifold
Umbilical de controle (Control Umbilicals) - Umbilicais para controle eletrônico ou
hidráulico de sistemas no fundo do mar, tais como válvulas, bombas e compressores. Estes sistemas poderão pertencer ou estar associados a árvores-de-natal submarina ou manifold submarino.
3 – Sistemas de Produção___________________________________________
Devido à necessidade de exploração em águas cada vez mais profundas e distantes, os sistemas são transferidos para o fundo do mar, passando por mudanças. Estas mudanças implicam em maior complexidade dos equipamentos, porém proporcionam vantagens.
As principais opções para o desenvolvimento da produção no cenário offshore são:
Gás-lift;
Bombas de fundo de Poço;
Separação submarina;
Bombeamento multifásico.
3.1 – Gás-lift_____________________________________________________
É um método de elevação artificial que utiliza a energia contida em gás comprimido para elevar fluídos até a superfície. Este método exige investimentos relativamente baixos para poços de grandes profundidades e é ideal para poços que produzem fluídos com elevado teor de areia. Pode ser de dois tipos, sendo gás-lift contínuo (GLC) quando o gás é utilizado
para gaseificar a coluna de fluído ou gás-lift intermitente (GLI) quando o gás é usado para deslocá-la.
O GLC é normalmente usado em poços com pressão estática suficiente para suportar uma coluna de fluído entre 40% e 70% da profundidade total do poço e o GLI utilizado em poços com pressão estática baixa.
Os componentes incluídos no sistema de gás-lift são: Fonte de gás a alta pressão (compressores);
Controlador de injeção de gás na superfície (“choke” ou “motor-valve”); Controlador de injeção de gás de subsuperfície (válvulas de gás-lift);
Equipamentos de separação e armazenamento dos fluídos produzidos (separadores e tanques).
Como em qualquer outro sistema, o uso do gás-lift apresenta vantagens e desvantagens. Como vantagens temos entre outras, o fato de não apresentar problema na presença de certa quantidade de sólido; possibilidade de lidar com grandes volumes em poços com alto índice de produtividade (GLC); não incomoda em locais urbanos; a corrosão nem sempre é tida como problema; aplicável em ambientes offshore (motivo pelo qual foi citado neste estudo). E entre outras, são desvantagens: nem sempre o gás para elevação está facilmente disponível e o gás lift é impraticável sem o gás para a elevação. A compra do gás na ausência de fontes de gás natural pode tornar o projeto economicamente inviável; não é eficiente em campos pequenos ou áreas produtoras com um único poço; problemas de congelamento do gás e formação de hidratos; problemas com linhas de superfície sujas; problemas de segurança com gás altamente pressurizado.
Figura 2 – Sistema de gás-lift Figura 2.1 – Descarga de um poço com gás-lift
3.2 – Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)____________________________
É um método de elevação artificial que consiste no incremento de pressão no fundo por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, acionada por um motor elétrico acoplado à bomba.
A energia é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico, a energia elétrica é transformada em energia mecânica através de um motor de subsuperfície, que está diretamente conectado a uma bomba centrífuga que transmite a energia para o fluido sob a forma de pressão elevando para a superfície.
Figura 3 – Esquema do Bombeio Centrífugo Submerso Operacionalidade:
Método aplicável a poços “onshore” e “offshore”; Indicado para altas vazões e altas temperaturas; Aplicável a poços profundos;
Indicado para poços com fluidos de alta viscosidade; Poço com alto teor de água e baixa razão gás-óleo; Produção de areia e gás são fatores limitantes; Flexibilidade operacional limitada;
Menor confiabilidade;
Figura 3.1 - Bombeio centrífugo submerso submarino
Os sistemas de BCS acionados eletricamente apresentaram-se como alternativa potencial para atender aos requisitos da produção de instalações submarinas, considerando que: apresentam eficiência energética;
permitem vazões compatíveis com a produção em águas profundas;
O equipamento requerido para um protótipo submarino em águas rasas poderia tanto ser testado ou adaptado em curto prazo, sabendo se que:
Cabos submarinos de potência requeriam alguma adaptação;
Christmas tree poderiam ser adaptadas para receber os conectores de potência;
BCS estavam disponíveis no mercado, mas iriam requerer altos padrões de controle de qualidade.
O sistema deve permitir a variação da freqüência, tornando assim possíveis ajustes de vazão e automação, utilizando informações provenientes de sensores de subsuperfície interligados a sensores instalados na árvore de natal molhada e acoplados ao sistema de controle da plataforma.
Variadores de freqüência permitem a partida e a parada suave do motor, aumentando-lhes a vida útil.
Dependendo da distância, altas voltagens serão preferidas com o objetivo de reduzir as dimensões dos cabos elétricos submarinos (importante item nos custos deste sistema), mas levando ao uso de um transformador submarino de potência que irá reduzir a voltagem junto ao poço. Com isto, aumenta-se o número de conexões elétricas. O cabo elétrico submarino deverá ser projetado para suportar o seu peso próprio e das ondas e correntes marítimas, bem como os movimentos da plataforma de produção.
De modo a reduzir os custos globais, um riser com armadura reforçada será utilizado em catenária da plataforma até o solo marinho e, a partir daí, um cabo estruturalmente mais simples ligará o riser ao transformador submarino. De modo a assegurar um projeto adequado, amostras de cabo devem ser submetidas a testes rigorosos para assegurar a resistência às cargas de projeto.
3.2.1 – Instalações Típicas__________________________________________
Produção de óleo e captação de água; Injeção de água e transferência de óleo; Captação e injeção de Água;
Booster.
3.2.2 – Vantagens x Desvantagens do BCS_____________________________
São vantagens na utilização do BCS:
Pode elevar grandes volumes, 20.000 B/D; Simples de operar
Fácil de instalar sensores de pressão no fundo do poço para a telemetria da pressão para a superfície via cabo;
Poços desviados não representam problema; Disponibilidade em diversos tamanhos;
Custo de elevação para grandes volumes geralmente é muito baixo. Tratamento de corrosão fácil de efetuar.
E como desvantagens, citamos:
Altas tensões elétricas (1000V) são necessárias; Impraticável em poços rasos, com baixo volume;
Cabos sofrem problemas com a manipulação das tubulações; Cabos deterioram a altas temperaturas;
A produção de gás e sólidos representa um problema; Ausência de flexibilidade de taxa de produção; Limitações do tamanho do revestimento.
3.3 – Sistema de Separação Submarino_______________________________
O objetivo deste método é o de separar o volume de água da corrente líquida do poço e fazendo isso o mais próximo possível do poço. Tal separação objetiva então evitar a formação de hidratos, elevar potencialmente a produção de re-injetar ou descartar a água.
A partir da estação de separação submarina que compreende um separador, uma bomba de injeção em uma estrutura que é separada em templates de poços submarinos, o sistema de separação submarina atua como boosting reduzindo a contrapressão na cabeça do poço, devido a praticamente igualar a pressão no separador à pressão atmosférica.
Ao colocar o sistema de separação submarina, a pressão na cabeça do poço é
significativamente reduzida, pois ao separar a produção a coluna de gás irá diretamente para a facilidade de produção. Isso fará com que a pressão no separado se iguale, aproximadamente, à pressão na superfície e assim gerando um decréscimo muito grande na contra pressão do poço, o qual necessitará de uma pressão muito menor (aproximadamente igual à da superfície) para produzir, favorecendo assim a produção.
O sistema de separação pode ter um sistema de suprimento de energia adequado para grandes distâncias de conexão, isso implica num sistema de distribuição de energia elétrica submarina com transformadores submarinos e conversores de freqüência submarinos.
O processamento submarino pode ser aplicado tanto para a separação bifásica do líquido e gás, separação trifásica de óleo, água e gás. Todas com ou sem a reinjeção da água e/ou gás produzidos.
Figura 4 – Esquema do sistema de separação submarino
3.3.1 – Vantagens x Desvantagens do Sistema de Separação Submarino____
As principais vantagens são:
Capacidade de lidar com elevada produção de água; Recuperação de óleo elevada e produção acelerada
Requisitos reduzidos de consumo de injeção química e aquecimento; Consumo reduzido de energia (CO2);
Redução de despesas pela utilização de capacidades de processamento existentes onshore.
Desvantagens:
Tem grande possibilidade de formação de hidrato na linha de gás;
O mérito relativo da separação submarina é sensível à mínima pressão de operação e à queda de pressão multifásica real adquirida;
O desempenho do sistema é afetado pela profundidade;
Não fornece a mesma eficiência que um sistema de bombeamento no fundo do poço; Não é economicamente viável em desenvolvimento de pequenos poços satélites.
4 – Mercado Offshore x Sistemas de Produção Submarinos_____________
Conforme temos destacado desde o início deste trabalho, a necessidade do mercado offshore, induz as empresas ligadas neste segmento, desenvolver novos sistemas de produção ou ainda melhorar sistemas existentes.
4.1 – Subsis_____________________________________________________
Um equipamento baseado no sistema de separação submarino, já se encontra
desenvolvido e operando num campo. Batizado de Subsis (SUBsea Separation and Injection System) foi desenvolvido pela empresa ABB e é operado pela Norsk Hydro no campo de Troll a 60 quilômetro de Bergen, na Noruega, operando numa lâmina d’água de 350 metros no mar do norte.
O óleo processado nesse campo possui uma quantidade grande de água, o que viabiliza economicamente a instalação do equipamento. O campo só não possui gás em quantidade suficiente para incentivar a separação – mesmo assim, na Noruega não é comum a adoção de gás–lift.
O projeto começou a ser desenvolvido há quatro anos e é baseado num separador horizontal por gravidade, caracterizado por sua entrada com um formato especial, criando uma centrifugação que inicia a separação do óleo e da água.
Nesse ponto, a água está praticamente separada. Então é succionada até uma bomba que a injeta num poço de petróleo utilizado para injeção de água. Outra vantagem é a redução da contrapressão na coluna de produção, devido ao transporte do óleo isento de água, o que proporciona uma redução de até 50% no consumo de energia.
O equipamento é controlado remotamente, por meio de fibra óptica, que transmite todos os dados até a plataforma. Por um umbilical de potência, a energia elétrica é enviada até a bomba, os comandos hidráulicos são enviados até as válvulas e os dados são adquiridos por meio de fibra óptica.
No Campo de Troll, o Subsis está instalado em uma template – estrutura metálica instalada no fundo do mar. dentro dessa estrutura metálica tem um tanque horizontal, onde está o bico injetor, a árvore de natal submarina para o poço de injeção de água e a bomba para injeção de água.
Figura 4.1 - Subsis
Paralelamente ao Subsis, a ABB desenvolveu o sistema submarino de distribuição de energia elétrica – Sepdis, que consiste em um transformador que reduz a tensão de distribuição de energia elétrica para a tensão de consumo das plataformas.
Este sistema pode ser vantajoso para o mercado brasileiro, por haver a possibilidade de eliminação da instalação de sistema de separação em plataformas flutuantes, reduzindo seu tamanho e custo.
Semelhante a este sistema, a própria Petrobrás desenvolveu um sistema de separação baseado numa coluna vertical, com uma helicóide, que imprime a centrifugação na entrada do fluido, para separar as três fases. A intenção era separar o gás – para posterior re-injeção no poço para ser processada na superfície.
4.2 - Umbilical Integrado de Produção________________________________
A Kvaerner é responsável pela criação deste sistema que foi desenvolvido em função da necessidade mundial, incluindo o Brasil. O sistema consiste num moderno umbilical integrado de produção, com tubos de aço, em substituição às linhas constituídas de
termoplásticos. Traz como vantagem a utilização de tubulações de aço em conjunto com as linhas de exportação da produção, injeção de fluidos, transmissão de energia elétrica, sinais hidráulicos e elétricos em uma única linha, além da redução nos CAPEX e OPEX, bem como aquelas decorrentes da redução da infra-estrutura submarina de umbilicais e linhas de
escoamento de produção. Batizada de IPU (Integrated Production Umbilicals), este novo umbilical traz uma configuração que contém uma linha de escoamento de grande diâmetro
interno (6” a 12”) para transporte de petróleo e gás, com isolamento térmico que impede o resfriamento da produção durante a operação normal. Com acordo de cooperação técnica com a Raychem para aquecimento elétrico, com a NSW para cabos de força e com a I.D. FOS para monitoração térmica, o IPU tem suficientes cabos de sinais e de força e tubos hidráulicos para operar diversos poços, sem mencionar condutores HV de alta capacidade para operar bombas e motores submarinos.
É certo que, atualmente, um dos grandes problemas no escoamento é a
formação/obstrução de hidratos e deposição de parafinas nas linhas de produção. Na maioria dos casos é necessária a injeção contínua ou descontínua de inibidor de hidrato, que costuma ser bastante dispendiosa e exige uma grande capacidade de armazenamento. O mais grave, segundo especialistas, é que a injeção contínua de inibidores pode causar contaminação do produto e, na verdade, acontece apenas uma minimização do problema. Com o IPU estas desvantagens podem ser evitadas, utilizando-se uma combinação de tubulações isoladas e aquecidas, em que entra a concepção deste novo umbilical.
BIBLIOGRAFIA
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Portal Petrobrás Disponível em: http://www2.petrobras.com.br. Acessado em: 26 mar. 2008.
SILVA, Renato Saraiva Lima da. Sistemas de Produção Terrestre. Apostila – Material de Aula. Universidade do Grande Rio Professor José de Souza Herdy. 2008.
Rodrigues, V. F., Entrega / Recebimento de Poço Submarino – Operações Conjuntas
entre UEP’s, Sondas e Barcos Especiais, Apostila do Curso (Petrobrás, 2003.
Figueiredo, M. W., Estudo de Cargas em Cabeça de Poço Submarino em operações de
Completação, Tese de M;SC., Programa de Engenharia Oceânica (COPPE / UFRJ), 2001.
Solano, R. F., Análise Termomecânica de Dutos Submarinos Enterrados, Tese de D. Sc., Programa de Engenharia Oceânica (COPPE / RFTJ), 2005.
