i
JÔNATAS RIBEIRO
ANÁLISE INTEGRADA DOS MODELOS DE
RESERVATÓRIO, ESCOAMENTO E PROCESSAMENTO
APLICADA AO PROJETO CONCEITUAL DE SISTEMAS
DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
CAMPINAS
2014
vii
DEDICATÓRIA
Este trabalho é especialmente dedicado à Unicamp e seus professores, que muito contribuíram para a minha formação.
ix
AGRADECIMENTOS
Agradeço enormemente ao Dr. Valdir Estevam pela oportunidade e incentivo à minha participação neste programa de mestrado.
Agradeço ao Professor Antonio Carlos Bannwart, a grande satisfação gerada pela oportunidade de trabalhar com ele e por me ajudar a organizar meu pensamento e desenvolver este trabalho.
Agradeço ao Dr. Denis J. Schiozer e ao Dr. Elísio Caetano Filho por aceitar o convite para a participação na banca examinadora e pelos valiosos comentários que muito contribuíram para a melhoria da qualidade deste trabalho.
Agradeço ao António Marinho Barbosa Neto pelo empenho e parceria nos desenvolvimentos e no artigo publicado.
Aos professores e colegas que contribuíram para este trabalho, com ideias e na revisão do mesmo.
xi
“Hoje nos encontramos em uma fase nova da humanidade. Todos estamos regressando à casa comum, à Terra: os povos, as sociedades, as culturas e as religiões. Todos trocamos experiências e valores. Todos nós enriquecemos e nos completamos mutuamente”
xiii
RESUMO
RIBEIRO, Jônatas. Análise Integrada dos Modelos de Reservatório, Escoamento e Processamento Aplicada ao Projeto Conceitual de Sistemas de Produção de Petróleo.: Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Estadual de Campinas, 2014. 141 p. Dissertação (Mestrado).
No início do projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo, as informações disponíveis são escassas. Neste momento, a análise integrada entre reservatório, escoamento e processamento pode ser mais importante que o maior detalhamento de cada aspecto envolvido. Uma ferramenta capaz de efetuar a simulação integrada permite a visualização de impactos de restrições dos sistemas de produção sobre a economicidade do projeto. Os resultados ficam mais próximos do comportamento real, quando comparado às simulações que utilizam modelos simplificados para os sistemas de produção. O presente trabalho é focado efetuar uma análise integrada de um campo de petróleo, com a utilização de modelos analíticos para a representação do comportamento do reservatório. Um maior detalhamento foi aplicado à modelagem termodinâmica, de escoamento e de processamento de fluidos. Com isto, em casos onde a modelagem composicional e os sistemas de produção apresentam grande impacto no projeto, esta ferramenta demonstra melhor suas vantagens. A ferramenta foi validada via a comparação entre os resultados de simuladores comerciais, adotando-se o (CMG-IMEX) como simulador de reservatório e o (PIPESIM) como simulador de escoamento. Após a validação, a ferramenta foi aplicada ao estudo de caso de campo marítimo de elevada pressão permitindo a otimização de alguns aspectos dos sistemas de produção.
xv
ABSTRACT
RIBEIRO, Jônatas. Análise Integrada dos Modelos de Reservatório, Escoamento e Processamento Aplicada ao Projeto Conceitual de Sistemas de Produção de Petróleo.: Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Departamento de Engenharia de Petróleo, Universidade Estadual de Campinas, 2014. 141 p. Dissertação (Mestrado).
In the early phase of the oil field project development, the available information is scarce. At this moment, an integrated analysis of reservoir, flowing and processing can be more important than the detailing every aspect involved. The result becomes closer to real behavior, when compared to simulations using simplified models for production systems. The present work is focused on developing an integrated analysis of an oil field, using analytical models for reservoirs. A more detailed approach was applied to thermodynamic modeling, flow and fluid processing. In cases where the compositional modeling and production systems have great interference in the project, this tool has demonstrated its best advantages. The tool has been validated through the comparison between the results of commercial simulators as CMG- IMEX for reservoir and PIPESIM for flowing, and the results of created model. After validation, the tool was applied to study the case of offshore field with high pressure allowing the optimization of some aspects of production systems.
xvii
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO 1 1.1Motivação 4 1.2Objetivo 6 1.3Organização da Dissertação 6 2 REVISÃO DA LITERATURA 92.1Campos Marítimos de Elevada Pressão 9 2.2Comportamento Termodinâmico 10
2.3Perfil Termo-Hidráulico de Escoamento 10 2.4Variação da Pressão ao Longo do Tempo 14 2.5Oportunidade de Otimização 14
2.6Limitações de Capacidades dos Sistemas de Produção 15 2.6.1 Complexidade do Sistema de Coleta 16
2.6.2 Porte da UEP 16
2.6.3 Construtibilidade dos Módulos 18 2.6.4 Operabilidade 18
2.6.5 Frequência de Offloading 18 2.7Etapas de Projeto 19
2.7.1 Exploração 21
2.7.2 Avaliação 21
2.7.3 Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica 21 2.7.4 Projeto Conceitual 22
2.7.5 Projeto Detalhado 23 2.7.6 Projeto Executivo 24
2.7.7 Operação e Produção 24
2.7.8 Abandono 24
xviii 2.8.1 Objetivo Principal da MIP 25 2.8.2 Desafio Atual da MIP 26
2.8.3 Tipos de Acoplamentos 26
2.8.4 Histórico de Desenvolvimento 27
2.8.5 Desenvolvimento de Ferramenta para MIP 28 2.8.6 Aplicativos para MIP 31
2.9Modelagem integrada de ativo (mia) 32
2.10 Otimização 32
2.10.1 Metodologia para Resolução de Problema de Otimização 34 2.10.2 Construção de Modelos Matemáticos Aplicados à Otimização 35 2.10.3 Otimização Aplicada aos Projetos na Área de Petróleo 36
3 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 39
3.1Modelo Termodinâmico 39 3.2Equilíbrio de Fases 42
3.3Modelo de Reservatório 44
3.3.1 Etapa de Declínio Natural da Pressão do Reservatório 48 3.3.2 Etapa de Manutenção da Pressão do Reservatório 54 3.4Modelo de Poço 55
3.5Modelo de Escoamento em Regime Permanente 56 3.6Métodos de Convergência 62
3.7Modelo de Processamento Primário da Produção 64
3.7.1 Compressores 66
3.7.2 Bombas de Injeção de Água 68
4 METODOLOGIA 69
4.1Construção do Modelo Integrado 70 4.2Dados de Entrada 70
5 APLICAÇÃO 73
6 VALIDAÇÃO COM SIMULADORES COMERCIAIS 77
6.1Validação com Simulador Comercial de Escoamento 77
6.2Validação com Simulador Comercial de Reservatórios 79 7 RESULTADOS 83
xix 7.1Estudo da Aplicação de Choke Submarino 84
7.1.1 Dificuldade do Projeto com Choke Submarino 87 7.2Otimização do Declínio da Pressão de Reservatório 89
7.2.1 Influência do Declínio de Pressão na Produção 89 7.2.2 Influência sobre a Pressão de Injeção de Água 91 7.3Otimização da Pressão de Chegada à UEP 93
7.4Otimização da Planta de Produção 95
7.4.1 Otimização da Configuração da Planta 95 7.4.2 Otimização das Pressões de Separação 99 7.5Otimização do Consumo Energético 101
8 CONCLUSÕES 103
8.1Conclusões Gerais 103
8.2Conclusões Específicas ao Estudo de Caso 103
xxi
LISTA DE FIGRURAS
Figura 1 - Envelope de Fases para a Composição Específica de do Petróleo Considerado Neste Trabalho 10
Figura 2- Envelope de Fases e Perfil Termo-Hidráulico do Escoamento 11
Figura 3 - Perfil de Pressão, Temperatura e Velocidade com a Atuação do Choke Submarino 13
Figura 4 - Declínio da Pressão do Reservatório 14
Figura 5 - Vista de Planta de um FPSO – Adaptado de Pinto (2014) 15
Figura 6 - Foto do FPSO Cidade de São Paulo do Campo de Sapinhoá – Extraído de Pinto (2014) 18
Figura 7 - Espiral de Projeto – Adaptado de Birrel (1994) 20
Figura 8 – Diagrama de atuação do Aplicativo Resolve e do GAP – Adaptado de Ageh at all
(2010) 29
Figura 9 – Esquema simplificado da metodologia de criação de modelagem integrada e aplicação proposta por Berkel – Adaptado de Berkel et al. (2009) 29
Figura 10- Esquema do Método de Otimização – Adaptado de Raghuraman (2003) 34
Figura 11 - Etapas da construção de um modelo aplicável à otimização – Adaptado de Edgar (2001) 36
Figura 12 - Esquema do algoritmo de determinação da fração molar e composição de cada fase – Adaptado de Sandler (2006) 43
Figura 13 - Etapas de Desenvolvimento do Reservatório 49
Figura 14 - Esquema de um Poço Produtor – Extraído de Pinto et al. (2014) 58 Figura 15 - Esquema da Planta de Processamento Primário de Petróleo 64
Figura 16 - Esquema Simplificado de uma Planta de Tratamento e Compressão de Gás 65 Figura 17 - Modelo de Simulação de Processos em Hysys 66
xxii
Figura 19 - Resultados Comparativos entre o Modelo Desenvolvido e o Simulador Comercial Pipe-Sim 78
Figura 18 - Resultados Comparativos entre o Modelo Desenvolvido e Simuladores Comerciais 80
Figura 21 - Curvas de Produção para Diferentes Capacidades ao Óleo 83
Figura 22 - Valores de Receita Atualizada, Despesas e Receita Líquida para Diferentes Capacidades ao Óleo 84
Figura 23 - Perfis de pressão e de vazões, pressão mínima de reservatório de 550 bar(a). 85 Figura 24 - Esquema de um HIPPS Submarino – Adaptado de AAR∅ (1995) 88
Figura 25 - Curvas de Produção de Óleo e de Líquido para Várias Pressões Mínimas de Reservatório 90
Figura 26 - Volumes de Óleo Produzido ao Longo de 25 anos para diferentes Pressões do Reservatório e de Chegada à UEP 91
Figura 27 - Potência de Compressão de Vazões de Óleo Estabilizado em Função da Pressão de
Chegada 94
Figura 28 - Esquema da Configuração da Planta de Produção 96
Figura 29 - Demanda Energética de Compressão para Diferentes Pressões no Primeiro Estágio de Separação 97
Figura 30 - Potencias de Compressão para Diferentes Pressões de Recebimento 98 Figura 31 - Vazões de Óleo Estabilizado em Função das Pressões de Separação 99
Figura 32 - Vazões de Gás para Cada Estágio de Compressão em Função das Pressões Intermediárias de Processamento de Óleo 100
Figura 33- Potência de Compressão para Diferentes Pressões de Processamento de Óleo 101 Figura 34 - Otimização dos Pares de Pressão Mínima do Reservatório e Pressão Mínima de Recebimento de Fluidos no Primeiro Separador da Planta de Produção 102
xxiii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Informações sobre FPSOs de Grande Porte – Extraído de Pinto (2014) 17
Tabela 2 - Etapas de Projeto do Desenvolvimento de um Campo de Petróleo – Adaptado de Behrenbruch (1991) 20
Tabela 3 - Evolução do Detalhamento de Informações ao Longo de Projeto de Desenvolvimento do Campo 30
Tabela 4 - Parâmetros Empíricos de Cada Regime de Escoamento do Modelo de Beggs & Brill – Adaptado de Shoham (2006) 59
Tabela 5 - Premissas de Reservatórios 74
Tabela 6 - Geometria do Escoamento para Todos os Poços Produtores 74 Tabela 7 - Composição do Fluido Considerado no Estudo 75
Tabela 8- Pressão de Injeção de Água na Saída da UEP e Potência Necessária par as Bombas de Injeção de 210 mil bbl/d de Água do Mar em Reservatório 92
xxv
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANM Arvore de Natal Molhada Bo Fator Volume de Formação BSR Bóia de Sustentação de Riser BSW Basic Water and Sediments CAPEX Capital Expenditures EOS Equation of State
FPSO Floating Production Storage Offloading HIPPS High Pressure Protection System
IPM Integrated Production Modeling MIA Modelo Integrado de Ativo
MIP Modelagem Integrada da Produção MSR Modelo Simplificado de Reservatório NPV Net Production Value
OPEX Operational Expenditures OPPS Over Pressure Protection System PiP Pipe In Pipe
RGO Razão Gás Óleo
UEP Unidade Estacionária de Produção ULCC Ultra Large Crude Carrier
xxvi VLCC Very Large Crude Carrier VOIP Volume de Óleo In Place VPL Valor Presente Líquido WAG Water Alternate Gas Injection
xxvii
LISTA DE SÍMBOLOS
Letra Descrição Unidade
N Número de simulações -
m Parâmetro de incerteza -
L Número de pontos discretos -
µ Valor médio -
σ Desvio padrão -
gi Ganho individual -
Fλ Valor da função objetivo -
λr Fator de aversão ao risco -
Pb Probabilidade - n Número de elementos - Φ Função inversa - Z Fator de compressibilidade - P Pressão Pa T Temperatura termodinâmica K
A Parâmetro da Equação de Peng-Robinson -
B Parâmetro da Equação de Peng-Robinson -
ap Parâmetro da Equação de Peng-Robinson -
bp Parâmetro da Equação de Peng-Robinson -
xm Fração molar do componente m -
xn Fração molar do componente n -
Nc Número de substâncias químicas -
kmn Coeficiênte de iteração binária -
am Parâmetro da equação de Peng-Robinson -
xxviii
αm Parâmetro da Equação de Peng-Robinson -
R Constante dos Gases Ideiais
Tcm Temperatura crítica do componente m Pcm Pressão crítica do componente m
λm Parâmetro do componente m em PR
ωm Fator acêntrico do componente m -
fma Fugacidade do componente m na fase a Pa
xma Fração molar do componente m na fase a -
Zα Compressibilidade da fase α -
fmo
Fugacidade do componente m na fase hidrocarbonentes líquidos
Pa
fmv Fugacidade do componente m na fase vapor Pa
vx Velocidade na direção x m/s vy Velocidade na direção y m/s vz Velocidade na direção z m/s ρ Massa específica Kg/m3 φ Porosidade - qx Vazão na direção x m3/s qy Vazão na direção y m3/s qz Vazão na direção z m3/s
µ Viscosidade absoluta Pa.s
cf Compressibilidade do fluido - x Distância em x m y Distância em y m z Distância em z m t Tempo s cp Compressibilidade de poros Pa-1 kx Permeabilidade na direção x m/s ky Permeabilidade na direção y m/s kz Permeabilidade na direção z m/s
xxix
D Transmissibilidade -
Vf Volume de fluidos nos poros m3
Vp Volume poroso m3
mf Massa de fluidos contidos nos poros kg
cef Compressibilidade efetiva Pa-1
cr Compressibilidade da rocha Pa-1
Sw Saturação de água -
So Saturação de óleo -
Sg Saturação de gás -
cm Compressibilidade efetiva da matriz de rocha Pa-1
co Compressibilidade da fase óleo Pa-1
cw Compressibilidade da fase água Pa-1
cg Compressibilidade da fase gás Pa-1
qf Vazão de fluido m3/s
∆m Variação mássica kg
∆t Intervalo de tempo s
Pn Pressão média de reservatório no tempo n Pa
Pn-1 Pressão média de reservatório no tempo n-1 Pa ρn
Massa específica média de reservatório no tempo n
Kg/m3
ρn-1
Massa específica média de reservatório no tempo n-1
Kg/m3
mn Massa contida no reservatório no tempo n kg
mn-1 Massa contida no reservatório no tempo n-1 kg
fos
Fração volumétrica de óleo no líquido produzido
-
b Coeficiente de declínio volumétrico s-1
R Fração de óleo recuperado -
Ri Fração volumétrica de recuperação primária -
xxx
β Expoente de declínio volumétrico -
Np Volume de óleo produzido m3
N Volume de óleo incialmente presente em
reservatório
m3
Q Vazão total de fluidos produzidos em
condições de reservatório
m3/s
IP Índice de produtividade m3/s/Pa
P Pressão média de reservatório ao redor do raio
de drenagem do poço
Pa
Pwf
Pressão do poço em fluxo em frente os canhoneados
Pa
∆P Queda de pressão Pa
f Fator de atrito -
L Comprimento de escoamento m
D Diâmetro interno da tubulação m
∆Pj Diferença de pressão no trecho j Pa
Re Número de Reynolds -
Lj Comprimento do trecho j m
vmj Velocidade média de fluidos no techo j m/s
G Aceleração da gravidade m/s2
∆zj Deslocamento vertical do trecho j m
s Parâmetro do modelo de Beggs & Brill -
Ek Parâmetro de perda de pressão por aceleração - ρSLIP
Massa específica média de fluidos sem escorregamento
Kg/m3
vSG Velocidade superficial do gás m/s
NFR Número de Froude -
λl Holdup de líquido sem escorregamento -
a, b, c, d, f Parâmetros empríricos do modelo de Beggs & Brill
xxxi
θ Ângulo em relação à horizontal rad
VSL Velocidade superficial de líquido m/s
τLV Tensão superficial entre o líquido e o gás N/m
HL Holdup de líquido com escorregamento -
ρNS Massa específica sem escorregamento Kg/m
3
ReNS Número de Reynolds sem escorregamento -
µNS
Viscosidade média de fluidos sem escorregamento
Pa.s
QLn Vazão de líquido na iteração n m3/s
QLn+1 Vazão de líquido na iteração n+1 m3/s
PUEP
Pressão de chegada de fluidos na planta de produção
Pa
Pmin
Pressão mínima de recebimento de fluidos na superfície
Pa
HPOLY Head politrópico m/kg
Z1
Fator de compressibilidade na sucção da compressão
-
T1 Temperatura na sucção da compressão K
P1 Pressão na sucção da compressão Pa
P2 Pressão na descarga da compressão Pa
MW Peso molecular do gás g/mol
1
1.
INTRODUÇÃO
O adequado dimensionamento das capacidades dos sistemas de produção é difícil de ser realizado, pois as informações geológicas, de reservatórios, das características dos fluidos e dados econômicos, entre outros, apresentam-se limitadas e sujeitas às incertezas. Este problema se agrava nas etapas iniciais de projeto. De acordo com Guimarães (2005), no início da vida útil do campo, em etapa mais avançada de projeto, com muitos equipamentos já instalados, os dados são ainda escassos.
A planta de processamento primário de petróleo contempla o tratamento de fluidos produzidos, bem como fluidos a serem injetados em reservatório. O seu dimensionamento depende de parâmetros de reservatório, do número de poços produtores, da capacidade produtiva dos poços e do cronograma de entrada de poços, do preço do petróleo e do gás, entre outros. A configuração do sistema de coleta e restrições de garantia de escoamento, a complexidade, a construtibilidade, a confiabilidade, o custo, dentre outros fatores, também afetam o dimensionamento da planta.
A posição dos poços pode ser otimizada em etapa mais avançada de projeto. De acordo com Mezzommo (2000), os poços acarretam elevados investimentos, considerando tanto o custo de perfuração e completação, como dos sistemas submarinos de coleta e planta de processamento primário de petróleo. Devido à elevada interferência no custo do projeto, o número de poços é necessário para as avaliações econômicas para a verificação de viabilidade do projeto, e pode ser estipulado em etapa inicial em função do volume de reserva e extensão da área de reservatório.
Em campos marítimos de elevada produtividade, somente os estudos de reservatórios não definem as capacidades dos sistemas de produção. Pelo contrário, as limitações de viabilidade técnica e econômica dos sistemas de produção são subsídios aos simuladores de fluxo em meio poroso em um trabalho iterativo, para a definição da configuração e capacidades dos sistemas de produção. Os custos, as receitas, a complexidade, os riscos e a disponibilidade de soluções comerciais são os principais aspectos considerados nas decisões tomadas.
Os principais fatores limitantes ao aumento de capacidade das plantas instaladas em campos marítimos têm sido o peso, a área requerida de convés para instalação de módulos de produção e a demanda energética da planta de processamento e compressão de gás e de injeção de água em reservatório.
Em reservatórios com elevado potencial de formação de incrustação à base de sulfatos de bário e de estrôncio, o processo de dessulfatação da água do mar a ser injetada em reservatório
2
tem sido requerido, impactando em grande área de convés, peso e energia para o tratamento da água do mar a ser injetada.
Em campos de elevado RGO, as maiores vazões de gás produzido e o maior porte e complexidade da planta de tratamento de gás e de sua demanda energética também ocasionam limitação ao aumento de capacidade.
Em uma etapa de análise de viabilidade e projeto conceitual dos sistemas de produção de um campo petrolífero, vários cenários para cada parâmetro que apresenta incerteza precisam ser explorados, para a adequada escolha da configuração e das capacidades dos sistemas de produção.
Devido aos elevados custos, riscos, limitações tecnológicas e de capacidades dos sistemas de produção, segundo Barroux (2000), a simulação conjunta do reservatório e do sistema de produção é necessária para a adequada otimização do desenvolvimento de campos marítimos, onde poços de elevado potencial de vazão dividem o mesmo sistema de superfície centralizado.
De acordo com Berkel et al. (2009), no início do projeto do desenvolvimento de um campo de petróleo, o máximo número de opções deve ser investigado, para garantir que todas as oportunidades de otimização sejam capturadas. Para tanto é essencial que, em etapa inicial de estudos, os modelos utilizados apresentem o máximo de simplicidade, o que permite um grande número de avaliações e análises de sensibilidade sobre parâmetros de projeto, e a obtenção das implicações das incertezas em cada decisão tomada.
De acordo com Woodhead (2006), durante o planejamento do desenvolvimento do campo, a modelagem e avaliação de múltiplos cenários promovem um melhor gerenciamento de riscos.
Segundo Magalhães (2005), a interação entre os modelos de reservatórios, poços, escoamento e processamento apresenta elevada importância devido aos seguintes aspectos: elevado custo de implantação dos sistemas de produção (poços, coleta e UEP), elevada influência das restrições operacionais no desempenho do reservatório e à menor flexibilidade de escolha dos sistemas de produção.
Por este motivo, uma ferramenta que permita a otimização dos sistemas de produção, em uma etapa inicial de projeto pode ser muito importante para subsidiar as decisões a serem tomadas, e para subsidiar os estudos futuros. Esta ferramenta deve conter as equações que representam adequadamente o reservatório, a perda de pressão no percurso do reservatório para o poço, o escoamento nos poços, linhas e risers, e o processamento de fluidos na planta de produção. Ela também pode facilitar a atividade de otimização, reduzindo o número de interfaces entre profissionais de diversas disciplinas, contribuindo para a redução de erros.
Segundo Fang et al. (1995), a maioria das simulações encontradas na literatura trata as restrições operacionais simplificadamente, como dados de entrada para simuladores numéricos
3
disponíveis comercialmente. Estes modelos são utilizados para o processo de otimização e não representam adequadamente as restrições operacionais, o que pode gerar discrepâncias em relação ao comportamento real do campo.
Vários modelos têm sido propostos para considerar o sistema de produção ou, pelo menos, os aspectos mais relevantes, durante a simulação de reservatório. Haugen et al. (1995) propôs um modelo simplificado do sistema de produção. Palke e Horn (1997) e Stewart et al. (2000) propuseram modelos de otimização das condições operacionais dos sistemas de produção, visando à maximização do Valor Presente Líquido (VPL).
Porém todos os trabalhos identificados apresentaram modelos simplificados. Alguns fenômenos e restrições não consideradas apresentam influência significativa no comportamento do reservatório ao longo do tempo, tais como: capacidades de produção e de injeção, e restrições em segmentos dos sistemas submarinos de produção e injeção, como as que ocorrem em
manifolds, válvulas, devido à perda de pressão localizada ou ao limite erosional de velocidade em
dutos.
A metodologia desenvolvida neste trabalho permite uma avaliação rápida e robusta de várias opções conceituais para o desenvolvimento de um campo marítimo, por meio de modelo integrado. O projeto é melhorado com uma visão integrada e devido ao grande número de possibilidades estudadas.
Esta metodologia também considera que o processo de tomada de decisão se torne cada vez mais detalhado, ao longo do projeto, com a obtenção de mais informações, porém com a restrição do número de opções a serem estudadas pelo trabalho previamente efetuado.
A análise, contemplando antecipadamente a vida produtiva do campo, pode evitar que sejam desconsiderados aspectos de impacto futuro, além de evitar readequações futuras de projeto, devido à falta de análise de sensibilidade sobre parâmetros incertos.
Esta abordagem não exclui o trabalho específico e mais detalhado para cada disciplina da engenharia de petróleo, porém complementa com uma visão global e com informações importantes sobre os impactos da alteração de parâmetros de uma atividade sobre a outra.
Outra vantagem desta ferramenta pode ser a possibilidade futura de análise estatística sobre os parâmetros investigados.
4
1.1
Motivação
A definição da estratégia de desenvolvimento de um campo de petróleo, e a seleção da configuração dos sistemas de produção, em conformidade com as boas práticas da indústria requer a avaliação e comparação de muitas possibilidades de opções. No cenário brasileiro, onde as atividades de petróleo são regidas pela Agencia Nacional de Petróleo (ANP), estes estudos são efetuados após a etapa exploratória, em prazo entre a declaração de comercialidade do campo e a emissão do Plano de Desenvolvimento do Campo. O prazo para a definição de um projeto conceitual é de apenas seis meses, conforme a Portaria ANP Nº 90.
A existência de diversas possibilidades de configurações dos sistemas de produção torna difícil a tomada de decisão sobre a alternativa a ser escolhida, bem como a definição das capacidades e características dos equipamentos. O projeto conceitual proposto deve apresentar robustez frente às incertezas de reservatório, de características de fluidos, de contaminantes, de cenários econômicos e outras. O projeto dos sistemas de produção também deve considerar a possiblidade de descobertas futuras avaliando as flexibilidades para ampliações de interligações.
A simulação de reservatórios é o método padrão para as previsões quantitativas do comportamento da produção. Essas previsões são decisivas na seleção e na otimização continuada da estratégia de explotação do campo. Todas as decisões importantes sobre o desenvolvimento do campo, que podem envolver investimentos bilionários são baseadas em resultados de simulações de reservatório. A melhoria da confiabilidade destas simulações considerando modelos mais representativos do comportamento dos sistemas de produção, bem como a sua interferência no comportamento de reservatório é de fundamental importância. O desenvolvimento de campos de petróleo em cenários cada vez mais desafiadores, com a produção de fluidos de complexa representação termodinâmica, com sistemas de coleta de grandes distâncias e com plantas de processamento de fluidos também complexas torna a consideração destes na simulação de reservatório cada vez mais importante.
Considerando a disponibilidade limitada de informações de reservatório e de fluidos durante o projeto conceitual, o tempo exíguo para a concepção, a elevada importância desta fase de projeto e a interdependência das diversas especialidades envolvidas, uma ferramenta de simulação integrada entre reservatório, escoamento e processamento primário de petróleo, capaz de mostrar os impactos da alteração de premissas dos sistemas de produção, pode ser útil nas etapas iniciais de projeto, quando as informações disponíveis de reservatórios são insuficientes para a execução de simulações utilizando modelos detalhados.
A maioria dos trabalhos apresentados na literatura apresenta foco em reservatório com a utilização de modelagem numérica. Entretanto, para a geração de um modelo detalhado de reservatório, uma série de informações se faz necessária, mas dificilmente está disponível até a etapa de análise de viabilidade e de projeto conceitual.
5
Mezzommo (2000) desenvolveu uma metodologia de otimização de estratégia de recuperação para campos de petróleo, porém as restrições operacionais e dos sistemas de produção foram consideradas.
A análise integrada proposta neste trabalho pode atuar de forma complementar, com foco no comportamento e limitações dos sistemas de produção. De acordo com Guimarães (2005), a utilização de diferentes ferramentas torna o processo de otimização mais objetivo e seguro.
Como consequência da análise integrada desenvolvida neste trabalho, uma ferramenta de simulação foi gerada. Esta ferramenta permite efetuar análises de sensibilidade da alteração de parâmetros de reservatório, mostrando seus impactos nos sistemas de produção, ao longo de toda a vida produtiva de um campo de petróleo. De acordo com Guimarães (2005), mudanças de cenários geológicos, econômicos ou tecnológicos podem demandar mudanças na estratégia de drenagem, necessitando da execução de novas otimizações, mesmo em campos que já estejam em produção. Esta ferramenta também pode facilitar a identificação de parâmetros com maior potencialidade de melhoria do projeto.
Restrições e limitações dos sistemas de produção, que seriam tratadas de forma simplificada por uma simulação de fluxo em meio poroso acoplado a modelos simplificados dos sistemas de produção, passam a ser visualizadas e tornam os resultados mais próximos ao do comportamento global e real do campo, como um todo.
Neste trabalho, uma visão complementar à simulação detalhada de reservatório é apresentada, com maior foco nos sistemas de produção, que são detalhados em profundidade. Para a simulação de reservatório, modelos analíticos são utilizados.
Esta abordagem complementar se torna mais importante em reservatórios marítimos de óleo leve à elevada pressão, onde as restrições dos sistemas de produção se tornam mais impactantes no projeto do desenvolvimento do campo. Em petróleos de elevado RGO, a modelagem termodinâmica de fluido apresenta elevada importância para a adequada representação do sistema. Por este motivo, este trabalho utilizou uma modelagem termodinâmica detalhada.
Apesar de aplicável, a princípio, somente nas etapas iniciais de projeto (análise de viabilidade e projeto conceitual), a ferramenta permite efetuar simulações com visão integrada de forma rápida, direcionando os estudos mais detalhados que devem ser efetuados posteriormente, evitando o desperdício de tempo com simulações de casos que poderiam ser descartados em uma triagem preliminar.
6
1.2
Objetivo
O objetivo deste trabalho é de efetuar uma análise integrada dos modelos de reservatório, poços, escoamento e processamento primário de petróleo de um sistema de produção de petróleo.
Desta forma, esta análise integrada é aplicável principalmente para as etapas de análise de viabilidade e projeto conceitual dos sistemas de produção.
Para o desenvolvimento da análise integrada foram utilizados modelos analíticos simplificados, para a descrição do comportamento de reservatório, acoplados a modelos rigorosos de escoamento em dutos e processamento primário de fluidos. A modelagem termodinâmica utilizada tanto para a modelagem de reservatório, como para o escoamento e o processamento primário foi elaborada de forma rigorosa.
Como consequência da análise integrada uma ferramenta de simulação foi gerada e uma vez validada, esta ferramenta foi aplicada para comparar e selecionar alternativas de projeto dos sistemas de produção de campo marítimo de elevada pressão. Posteriormente, parâmetros de projeto, como os valores de pressão mínima de reservatório após a etapa de declínio natural, a pressão mínima de recebimento dos fluidos e as pressões de separação na superfície foram estabelecidas com a aplicação desta ferramenta.
1.3
Organização da Dissertação
O presente trabalho é dividido em oito capítulos. O Capítulo 2 descreve as particularidades de campos marítimos de elevada pressão, correspondente ao estudo de caso efetuado neste trabalho. O capítulo 2 também apresenta uma revisão da literatura a respeito dos principais aspectos envolvidos neste trabalho.
No Capítulo 3, os principais conceitos e fundamentos teóricos são apresentados, através da revisão da literatura relacionada aos principais tópicos deste trabalho. Neste capítulo há uma breve introdução sobre as limitações dos sistemas de produção, sobre o uso da modelagem integrada da produção, e a sua aplicação para a otimização dos sistemas de produção e da estratégia de desenvolvimento de campo de petróleo.
A metodologia para o desenvolvimento do modelo de simulação integrada entre reservatório, poços, escoamento e processamento é apresentada no Capítulo 4.
No capítulo 5 é descrito o cenário de aplicação da ferramenta, para o estudo de caso de campo marítimo de elevada pressão.
7
No capítulo 6, os resultados da análise integrada desenvolvida são comparados com os resultados de simuladores comerciais.
Os resultados, observações e discussões da aplicação da metodologia descrita para o caso de um campo marítimo a elevada pressão são apresentados no Capítulo 7.
No Capítulo 8 são apresentadas as conclusões e recomendações para futuros desenvolvimentos nesta área.
8 .
9
2
REVISÃO DA LITERATURA
Neste capítulo são apresentados os principais conceitos e fundamentos utilizados neste trabalho. Inicialmente serão descritas as principais limitações de capacidades dos sistemas de produção. Em seguida o histórico de desenvolvimento da Modelagem Integrada da Produção e os conceitos envolvidos na otimização de parâmetros associados aos sistemas de produção de petróleo serão apresentados.
2.1
Campos Marítimos de Elevada Pressão
Normalmente os reservatórios marítimos de petróleo em águas profundas apresentam uma extensão horizontal elevada, entre alguns quilômetros a dezenas de quilômetros. Já a extensão vertical normalmente encontra-se entre dezenas e centenas de metros.
Assumindo um reservatório com espessura de 500 m, e um fluido de reservatório com massa específica de 0,8 kg/L, a variação vertical de pressão ao longo do reservatório não deve ultrapassar 40 bar, valor inferior a 5 % da pressão média de um reservatório, caso esta seja de 910 bar(a). Com isto a representação do reservatório com pressão correspondente à profundidade média não apresenta erro elevado, quando aplicável em estudos efetuados durante as etapas iniciais de projeto.
Antes da exploração do reservatório, o fluido de reservatório encontra-se confinado nos espaços vazios ou poros da rocha reservatório. O estado de equilíbrio termodinâmico pode ser assumido na maioria dos casos, devido ao elevado tempo (geológico) de confinamento do petróleo. Antes do início da produção, em um reservatório contínuo, ou seja, com a comunicação entre todos os poros, a pressão do fluido deve variar verticalmente, devido à coluna hidrostática e deve ser constante horizontalmente.
A elevada pressão de reservatório permite receber os fluidos produzidos a uma maior pressão na planta de produção reduzindo a razão de compressão necessária para a elevação da pressão necessária para a exportação de gás via gasoduto, ou para a injeção de gás em reservatório. A razão de compressão pode ser definida como o resultado da razão entre os valores da pressão de descarga e a de sucção dos gases a serem comprimidos.
Entretanto, a máxima pressão permitida para o primeiro estágio de separação de fluidos é limitada por aspectos como a separação de gás (fração evaporada) e a pressão máxima permitida para alguns processos comerciais de tratamento do gás como, por exemplo, a desidratação, que é necessária tanto para exportação como para a injeção de gás em reservatório.
10
2.2
Comportamento Termodinâmico
Em reservatórios de elevada pressão, a pressão do fluido de reservatório normalmente apresenta-se acima da pressão crítica, com apenas uma fase presente. Convencionalmente, caso a temperatura do fluido esteja abaixo da temperatura crítica, uma fase líquida de hidrocarbonetos estará presente no reservatório; caso a temperatura do fluído esteja acima da temperatura crítica, uma fase supercrítica estará presente. A Figura 1 ilustra o envelope de fases do petróleo considerado neste trabalho.
Figura 1 - Envelope de Fases para a Composição Específica de do Petróleo Considerado Neste Trabalho ( 1 bar = 1x105 Pa)
2.3
Perfil Termo Hidráulico de Escoamento
Durante a fase de produção do reservatório, a pressão e a temperatura são reduzidas ao longo do escoamento do reservatório até a Unidade Estacionária de Produção (UEP). A separação dos hidrocarbonetos em duas fases, uma fase líquida de hidrocarbonetos e outra fase vapor de hidrocarbonetos tem início quando as condições de pressão e temperatura atingem o envelope de fases, conforme ilustrado pelo ponto “2” na Figura 2. Caso o fluido produzido apresente água, a fase vapor passa a conter água, além de hidrocarbonetos e uma terceira fase composta predominantemente de água no estado líquido (água livre) pode ocorrer.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 -7 5 -5 0 -2 5 0 2 5 5 0 7 5 1 0 0 1 2 5 1 5 0 1 7 5 2 0 0 2 2 5 2 5 0 2 7 5 3 0 0 3 2 5 3 5 0 3 7 5 4 0 0 4 2 5 4 5 0 4 7 5 5 0 0 5 2 5 5 5 0 5 7 5 Temperatura (ºC) P re s s ã o ( b a ra )
Curva de Ponto de Orvalho Curva de Ponto de Bolha
Líquido-1 Líquido-1 e Vapor Gás Fluido Supercrítico L íq u id o -1 L íq u id o -2
Fusão dos Líquidos em Fase Única
11
Figura 2- Envelope de Fases e Perfil Termo Hidráulico do Escoamento (1 bar = 1x105 Pa)
Admitindo-se um reservatório com pressão inicial de 900 bar(a), a curva vermelha da Figura 2 ilustra o caso onde o escoamento de determinada vazão de fluido do reservatório para o poço é obtida mediante uma redução de pressão para 820 bar(a) resultando em perda de pressão entre reservatório e poços (draw down) de 80 bar(a). A perda de pressão continua a ocorrer no
escoamento ao longo do poço, como representado pela curva azul.
Durante a etapa de produção por declínio natural, em reservatórios com elevada pressão, o potencial de vazão de produção dos poços é muito alto e superior ao que resulta em escoamento ao longo do poço, linha e riser, com velocidade superior à erosional.
Por este motivo é necessário restringir a vazão por poço, através do aumento da pressão em frente os canhoneados. Este controle da vazão de produção de cada poço é efetuado por meio de válvula denominada choke, que regula a vazão de produção pela variação da perda de pressão
localizada. O choke apresenta comportamento termodinâmico descrito como isentálpico.
O controle de vazão por meio da redução de pressão localizada pode ser realizado em choke submarino, em choke localizado na chegada de cada riser produtor na UEP ou em ambos.
Normalmente, sempre há um choke no recebimento pela UEP, de fluidos produzidos por cada poço.
12
No exemplo ilustrado pela linha de cor verde na Figura 2 há um choke instalado na Árvore de Natal (ANM). Durante a quebra de pressão no choke, a liberação de gás tem início ao ser atingido o ponto 2.
A despressurização no escoamento do reservatório para o poço, na coluna de produção e no choke contribui para a elevação da temperatura, comportamento inverso ao comumente imaginado. Isto se deve ao fato do coeficiente de Joule Thompson (µJT) ser negativo, para pressões acima de 300 bar(a), no caso do fluido considerado. Para pressões abaixo deste valor, a redução da pressão ocasiona a redução da temperatura.
O escoamento horizontal pela linha de produção está representado pela curva preta com acentuada redução da temperatura, devido à troca térmica entre o oceano, que apresenta temperatura de 4°C na profundidade considerada, e as paredes da linha de produção e desta com o fluido em escoamento. A redução de pressão não é acentuada, pois não há alteração significativa da cota vertical, e consequentemente da componente hidrostática, mas apenas das componentes de perda de pressão por fricção e por expansão do fluido, as quais são inerentes ao escoamento.
O escoamento no riser está representado pela curva amarela, com acentuada redução da
pressão devido ao escoamento ascendente, e elevação da temperatura devido ao aumento da temperatura do oceano com a redução da profundidade. A pressão de chegada à UEP está em torno de 25 bar(a), conforme ilustrado pelo ponto 3.
Neste caso, o efeito Joule Thompson, que ocasiona a redução da temperatura devido à expansão do gás não é predominante e suficiente apenas para evitar a elevação da temperatura.
A redução de pressão em choke submarino pode resultar em aumento do consumo
energético da UEP, devido à perda localizada de energia, que poderia ser aproveitada para reduzir a demanda energética dos sistemas de compressão na UEP.
Por outro lado, o escoamento em menores pressões a jusante da ANM apresenta a vantagem de apresentar perfil com maiores temperaturas, conforme pode ser visualizado na Figura 3. Isto ocorre devido às maiores vazões volumétricas no escoamento e consequentemente, velocidades maiores de fluidos ao ser despressurizado.
No escoamento com maiores velocidades, a transferência térmica do fluido quente (produzido) para o meio externo frio (ambiente marinho) torna-se menor, devido aos menores tempos de troca témica. No caso ilustrado, não há grande diferença entre as velocidades de escoamento até um trecho muito próximo da UEP, portanto os perfis de temperatura não são muito impactados por este aspecto.
13
Como a pressão de chegada à Planta de Produção é menor, a classe de pressão das linhas de recebimento dos poços, dos manifolds de produção até a válvula choke localizada a montante do primeiro estágio de separação trifásica torna-se menor.
Figura 3 - Perfil de Pressão, Temperatura e Velocidade com a Atuação do Choke Submarino
A quebra de pressão via válvula choke submarino resulta em menores pressões em fluxo a jusante da ANM, porém não garante que as pressões se elevem em regime transiente.
Em caso de restrição ao fluxo por obstrução, devido a hidratos ou fechamento de válvulas, as pressões a montante e a jusante da válvula choke tendem a equalizar com o tempo, devido ao empacotamento do fluido compressível no volume confinado entre a fonte de pressão e a obstrução.
Portanto, as linhas e risers devem ser projetadas para suportar a máxima pressão em caso
de fechamento ou obstrução. 0 5 10 15 20 25 30 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 1 8 8 2 .0 6 3 3 .8 0 0 4 .3 0 0 4 .8 0 0 5 .3 0 0 5 .8 0 0 6 .3 0 0 6 .8 0 0 7 .3 0 0 7 .8 0 0 8 .3 0 0 8 .8 0 0 9 .3 0 0 9 .8 5 0 1 0 .8 5 0 V e lo c id a d e M é d ia d a M is tu ra ( m /s ) T e m p e ra tu ra ( C ) Distância Percorrida (m)
Temperatura - Com Choke Temperatura - Sem Choke Velocidade - Com Choke Velocidade - Sem Choke
14
2.4
Variação da Pressão ao Longo do Tempo
A retirada de massa de fluidos presentes no reservatório resulta na sua expansão e consequente declínio da pressão. Caso não seja reposto o volume de fluido removido do reservatório, o declínio de pressão do reservatório tem continuidade atingindo o ponto de bolha de hidrocarbonetos presentes no reservatório. Além disto, a despressurização acentuada do reservatório ocasiona risco de subsidência das camadas superiores.
Na Figura 4, as curvas “1” e “2” representam diferentes perfis de escoamento em momentos distintos de produção do reservatório. O primeiro, durante o início da produção e o segundo após 25 anos de produção. A pressão do reservatório na curva “2” encontra-se em torno de 50 bar(a), acima da pressão de bolha identificada com a letra “B”.
Figura 4 - Declínio da Pressão do Reservatório (1 bar = 1x105 Pa)
2.5
Oportunidade de Otimização
A elevada energia presente em reservatórios de elevada pressão permite o seu aproveitamento parcial na elevação e processamento primário ou separação entre óleo, água e
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 -7 5 -5 0 -2 5 0 2 5 5 0 7 5 1 0 0 1 2 5 1 5 0 1 7 5 2 0 0 2 2 5 2 5 0 2 7 5 3 0 0 3 2 5 3 5 0 3 7 5 4 0 0 4 2 5 4 5 0 4 7 5 5 0 0 5 2 5 5 5 0 Temperatura (ºC) P re s s ã o ( b a ra ) 1 B 2
15
gás. Um melhor aproveitamento desta energia exige um perfil de pressões mais elevadas ao longo do escoamento e processamento.
Os equipamentos submarinos como Árvores de Natal Molhadas, linhas e riser devem ser
projetados com classes de pressão elevadas. Portanto, a maximização do aproveitamento energético pode resultar em maiores custos dos equipamentos submarinos.
2.6
Limitações de Capacidades dos Sistemas de Produção
De acordo com Pinto et al. (2014), uma das questões iniciais na concepção dos sistemas é a
definição do porte das Unidades Estacionárias de Produção (UEPs), em particular das capacidades de processamento de fluidos produzidos (óleo, água, líquido e gás) e injetados (água, gás para injeção e para gas lift). Também deve ser definida a capacidade de armazenamento de
óleo tratado e o número de poços produtores e injetores que a UEP é capaz de interligar. A Figura 5 apresenta a vista de planta, com a localização dos módulos de um FPSO para petróleo de elevado RGO.
Figura 5 - Vista de Planta de um FPSO – Adaptado de Pinto (2014)
A discussão passa por vários aspectos técnicos, tais como a definição do tipo de UEP, a conversão de casco, ou a construção de casco novo, em caso de UEP do tipo Floating
16
Production, Storage and Offloading (FPSO), a instalação e integração dos módulos de
processamento, a operação, e a manutenção da integridade da UEP.
2.6.1
Complexidade do Sistema de Coleta
De acordo com Pinto et al. (2014), uma UEP com planta de elevada capacidade pode
implicar na necessidade de interligação de um número elevado de poços produtores e injetores, o que demanda um número elevado de risers conectados, a menos do uso de manifolds submarinos.
Os Floatings Production Storage Offloading (FPSO) estão entre as UEP de maior
capacidade. O número máximo de poços que podem ser acomodados em cascos convertidos de um FPSO a partir de Very Large Crude Carriers (VLCC) ou novos com porte similar está em
torno de 20 (produtores e injetores), que podem ser interligados através de até 65 risers,
considerando as linhas de produção ou injeção de água, as linhas de serviço, gas lift ou injeção de
gás, e os umbilicais de controle.
O emprego de manifolds submarinos de produção, ainda que possível, traz aumentos
pronunciados na complexidade e custo, como a necessidade de uso de risers de maior diâmetro,
que necessariamente teriam que ser rígidos e desacoplados da UEP, em esquema de Bóia de Sustentação de Risers (BSR) ou Torre de Risers, exigindo meio naval especial para a sua
instalação.
A interligação de poços mais distantes da plataforma pode ser necessária para atingir a capacidade da UEP. Neste caso, impactos na questão de garantia de escoamento são esperados.
Em função das características reológicas e teor de parafinas do óleo, poços muito distantes da plataforma podem demandar aquecimento de linhas ou uso de tecnologias mais dispendiosas de dutos, como o Pipe In Pipe (PIP), para evitar a gelificação do óleo, em caso de parada de
produção.
O maior afastamento entre a cabeça do poço e o manifold ou a UEP também pode resultar
em impossibilidade de pigagem deste trecho, entre outras limitações.
2.6.2
Porte da UEP
O Floating Production Storage Offloading (FPSO) permite a instalação de uma planta de
produção de grande capacidade em seu convés. De acordo com Paik et al. (2007), para a
construção de um FPSO, tanto pode ser utilizado um casco de navio pré-existente, a ser convertido, ou um casco novo pode ser fabricado.
17
Para acomodar plantas de maior capacidade, uma solução pode ser a fabricação de casco novo, cujas dimensões podem ser customizadas. A Tabela 1 apresenta os principais dados de alguns FPSO de grande porte que produzem na costa brasileira.
De acordo com Pinto et al. (2014), no caso de casco convertido existem referências que citam a limitação de 25 kton para o peso total de módulos, em casco VLCC convertido. Entretanto, a complexidade de planta, com módulos de processamento congestionados por muitos equipamentos requer uma elevada área disponível, podendo inviabilizar o uso de casco VLCC convertido.
Tabela 1 - Informações sobre FPSOs de Grande Porte – Extraído de Pinto (2014)
O peso total máximo de módulos instalados em um casco convertido do tipo VLCC da Petrobras é de 22 kton, conforme mostrado na Tabela 1. O FPSO Cidade de Ilha Bela da área de Sapinhoá-Norte apresenta capacidade de 150 mil bbl/d de óleo e 6 milhões de m3/d de gás, medidos em condição padrão.
O FPSO Cidade de São Paulo da área do Piloto de Sapinhoá, com capacidade de 120 kbpd de óleo e 5 milhões de m3/d de gás, a planta com peso seco de 19 kton foi acomodada em um casco VLCC convertido, ainda que com certo congestionamento, conforme pode ser visualizado na Figura 6.
18
Figura 6 - Foto do FPSO Cidade de São Paulo do Campo de Sapinhoá – Extraído de Pinto (2014)
A utilização de plantas de processamento com capacidade maior que as projetadas atualmente pode requerer a utilização de cascos novos, já que os cascos do tipo ULCC seriam requeridos.
A disponibilidade de cascos do tipo Ultra Larger Crude Carrier (ULCC) no mercado é
reduzida e, a variação de dimensões entre os cascos disponíveis dificulta o aumento significativo da capacidade ao óleo, requerida para o caso de campo de grande potencial produtivo.
2.6.3
Construtibilidade dos Módulos
De acordo com Pinto et al. (2014), capacidades maiores resultam em aumento da
complexidade dos equipamentos, afetando a cadeia produtiva, e trazendo também dificuldades de aquisição de equipamentos, logística de transporte, instalação, operação e manutenção.
Limitação dos estaleiros no máximo de peso para içamento de cada módulo pode exigir uma quantidade maior de módulos, interferindo assim na construtibilidade, no peso e tempo necessário para integração dos módulos.
2.6.4
Operabilidade
De acordo com Pinto et al. (2014), do ponto de vista de operação da planta de processo, o
porte e a complexidade caminham juntos. As dimensões de vasos, válvulas e tubulações tornam-se maiores para grandes capacidades. Questões ligadas ao fornecimento de materiais, equipamentos, arranjo e soldagem de peças tornam-se mais difíceis em unidades de maior capacidade. Por consequência, a manutenção da integridade destas instalações também se torna cada vez mais complexa, com dificuldade de aquisição de materiais sobressalentes, em razão de equipamentos e instrumentos não comerciais selecionados.
Os riscos de segurança e indisponibilidade podem ser aumentados pela dificuldade de manutenção da integridade da UEP, que apresenta uma planta de elevada capacidade, com diversos processos de tratamento de óleo e gás e injeção de água dessulfatada, entre outros.
2.6.5
Frequência de Offloading
A frequência de descarregamento (offloading) do óleo de FPSO com planta de maior
19
escoamento (oleoduto ou monobóia) apresentam limitações tecnológicas de garantia de escoamento tornando muito restrita a sua aplicação.
2.7
Etapas de Projeto
De acordo com Galeano (1998), um projeto de engenharia tem como principal produto a definição de um conjunto de ações a serem executadas de forma coordenada para alcançar objetivo econômico pré-determinado. O projeto deve considerar soluções tecnológicas disponíveis comercialmente.
De acordo com Behrenbruch (1993), o projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo normalmente é dividido nas seguintes fases: exploratória (onde ocorre a aquisição de dados); avaliação do campo, estudo de viabilidade técnica e econômica; implantação do projeto (projeto conceitual, projeto detalhado, projeto executivo); produção do campo; e, abandono.
O projeto em espiral, adaptado da indústria naval por Evans (1975), pode ser usado para descrever os processos realizados em ciclos de evolução. A grande complexidade requer o retorno periódico ao passo anterior para a reavaliação e caso necessário, a correção das definições já tomadas. Por este motivo, a evolução do projeto ocorre em espiral, onde um novo ciclo não se inicia antes que o ciclo anterior seja completado.
O trabalho publicado por Birrel (1994), mostra como é utilizado o conceito de espiral para a elaboração de projetos de desenvolvimento de campos de petróleo. Conforme mostrado na Figura 7, o projeto evolui em espiral até atingir a finalização do empreendimento ilustrada no centro.
20
Figura 7 - Espiral de Projeto – Adaptado de Birrel (1994)
De acordo com Behrenbruch (1991), enquanto a sequência de desenvolvimento para todos os campos é similar, uma notável diferença existe entre o desenvolvimento de campos de terra e marítimos. Estes apresentam cronograma de desenvolvimento mais extenso, custos bem mais elevados, porém maiores volumes de reserva de petróleo.
O projeto e planejamento do desenvolvimento de um campo de petróleo são efetuados em etapas, conforme descrito na Tabela 2.
Tabela 2 - Etapas de Projeto do Desenvolvimento de um Campo de Petróleo – Adaptado de Behrenbruch (1991)
As etapas do projeto são descritas a seguir.
Exploração Avaliação Análise de Viabilidade Projeto Conceitual Projeto Detalhado Projeto Executivo Operação Abandono Implantação Produção Aquisição de Informações
21
2.7.1
Exploração
De acordo com Galeano (1998), na primeira etapa denominada exploração, as descobertas ocorrem através da perfuração de poços exploratórios.
Nesta etapa ocorre a aquisição de informações de áreas que podem apresentar acumulações de petróleo e gás. Em campos marítimos, normalmente estas informações são obtidas por meio de sísmica e poços.
Os prospectos exploratórios são ordenados de acordo com a prioridade para a perfuração. Para isto, engenheiros de petróleo determinam as avaliações necessárias utilizando a descrição de prospecto gerado por geólogos e geofísicos.
2.7.2
Avaliação
De acordo com Galeano (1998), na segunda etapa denominada avaliação, os volumes de reserva recuperável são estimados e verificados quanto à quantidade suficiente para justificar o desenvolvimento de um projeto.
As informações sísmicas são interpretadas. A partir delas, a localização para a perfuração de poços exploratórios é definida.
A perfuração dos poços permite verificar a presença de acumulações de petróleo nas áreas com potencial e obter as características de fluidos, através de amostragem e determinações de laboratório.
Informações de reservatório como a porosidade e permeabilidades também são obtidas através de experimentos de laboratório utilizando amostras da rocha.
2.7.3
Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica
De acordo com Galeano (1998), na terceira etapa de projeto, a viabilidade técnica e econômica de uma ou várias alternativas de projeto é verificada. Vários fatores podem limitar a viabilidade do projeto como, por exemplo, dificuldades de garantia de escoamento, de processamento ou ausência de tecnologias maduras e disponíveis comercialmente para a viabilização técnica da condução dos fluidos do reservatório até a superfície, bem como do processamento primário deste fluido. Mesmo tendo a viabilidade técnica, a viabilidade econômica pode não ocorrer, devido ao elevado custo das soluções de engenharia e das tecnologias necessárias para o desenvolvimento.
22
Todos os estudos de viabilidade envolvem equipes multidisciplinares. Nesta etapa de projeto é determinado se existe solução técnica viável, que pode ser possível por meio de diferentes alternativas. Um dos objetivos desta etapa consiste em propor um conjunto de soluções de engenharia que permitam o desenvolvimento do campo.
O projeto pode apresentar várias opções de solução técnica para os sistemas de produção, entretanto, sob o ponto de vista econômico, a viabilidade do projeto pode estar limitada a poucas, ou nenhuma solução.
Por este motivo, é importante identificar as alternativas viáveis, otimizá-las e selecionar quais são melhores para o atendimento dos direcionadores do projeto. Como direcionadores de projeto podem ser estabelecidos o máximo lucro, o mínimo Capital Expenditures (CAPEX), o
mínimo prazo de implantação, ou outros.
Para a avaliação de viabilidade técnica e econômica do projeto, a configuração prevista dos sistemas de produção e suas capacidades precisam ser definidas. Somente com estas informações são possíveis as estimativas de vazões de produção, receitas, despesas e do Valor Presente Líquido (VPL), correspondente à diferença entre todas as receitas e despesas previstas e trazidas para valor presente.
Segundo Magalhães (2005), caso as capacidades dos sistemas de produção sejam dimensionadas com folga em relação ao potencial de produção, as restrições dos sistemas de produção não apresentam muita importância para a seleção da alternativa de projeto, e para o planejamento do desenvolvimento do campo.
Entretanto, em cenários de campos marítimos de produção, os potenciais de produção são elevados e as capacidades de produção das Unidades Estacionárias de Produção (UEPs) são limitadas pelo espaço disponível e peso máximo de planta de produção que pode ser acomodado sobre o convés. As vazões de produção também são limitadas pelo diâmetro dos poços, linhas e
risers, e pelo comprimento e traçado dos dutos de escoamento. Estes, por sua vez apresentam
limitações relacionadas à fabricação e instalação.
2.7.4
Projeto Conceitual
Caso o projeto obtenha sucesso na etapa de análise de viabilidade, ele segue para a etapa seguinte (projeto conceitual), onde o projeto é mais bem detalhado via obtenção de maiores informações, principalmente de fluidos e reservatórios e estudos específicos.
De acordo com Galeano (1998), o projeto conceitual é realizado para o estabelecimento de uma concepção geral para o projeto, que servirá de guia para o projeto detalhado. Diversas decisões altamente impactantes sobre o desempenho do projeto são tomadas nesta etapa. Eventuais erros cometidos nesta fase se propagarão pelas fases seguintes e dificilmente poderão
23
ser revertidos nas etapas seguintes. Por este motivo é de fundamental importância, a realização das etapas de estudos de viabilidade e projeto conceitual com equipe de elevada capacitação.
Nesta etapa, as primeiras tarefas a serem executadas são a definição do time de projeto, critérios, descrição e avaliação das alternativas ou opções de projeto. Não há o dispêndio financeiro que não seja no desenvolvimento de estudos de engenharia. Porém, a boa execução desta etapa é fundamental para o bom desempenho do projeto.
De acordo com Williams (1986), o principal objetivo desta etapa de projeto é a seleção de um ou vários sistemas de produção ótimos para o operador, já que várias soluções podem ser possíveis para a resolução do mesmo problema. As configurações serão mais bem detalhadas e comparadas, na etapa seguinte.
Para a seleção da melhor alternativa é importante a definição dos direcionadores do projeto e a sua ordem de importância, que contribuem para a determinação das Funções Objetivo a serem maximizadas ou minimizadas. Como Funções Objetivo normalmente são definidas o máximo Valor Presente Líquido (VPL), o mínimo Capital Expenditures (CAPEX), a máxima receita
líquida, etc.
Nesta etapa, estudos de sensibilidade sobre cenários de incertezas sobre os parâmetros de reservatórios, fluidos e outros são efetuados para que a estratégia de produção definida seja a mais robusta possível. A finalidade da análise de sensibilidade é explorar o comportamento do sistema como um todo, o que pode ser facilitado pela utilização de uma ferramenta integrada. Os parâmetros que afetam criticamente o desempenho do sistema devem ser cuidadosamente estudados, os riscos identificados e ações mitigadoras previstas.
Nesta etapa são determinadas as condições que levam a riscos que podem ter consequências negativas na estratégia de desenvolvimento do campo, no funcionamento dos sistemas, em segurança, nas finanças do projeto ou até mesmo distúrbios ao meio ambiente. Ocorrências graves na segurança aos operadores, ao público externo ou desastres ambientais podem ter consequências irreversíveis.
2.7.5
Projeto Detalhado
De acordo com Galeano (1998), o projeto detalhado envolve especialistas internos e externos à operadora petrolífera, com a finalidade de fornecer todas as descrições de engenharia necessárias para a execução, ou seja, para a fabricação, instalação, comissionamento e operação dos sistemas de produção.
Nesta etapa ainda é possível promover modificações no projeto sem a ocorrência de perdas financeiras, que as envolvidas com os trabalhos de engenharia.
