UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
Faculdade de Engenharia Mecânica
LAURA JULIETH GONZALEZ CASTAÑO
Avaliação do Aspecto Logístico na Seleção de
um Sistema Marítimo de Produção de
Petróleo
CAMPINAS 2017
LAURA JULIETH GONZALEZ CASTAÑO
Avaliação do Aspecto Logístico na Seleção de
um Sistema Marítimo de Produção de
Petróleo
Orientador: Prof. Dr. Celso Kazuyuki Morooka
CAMPINAS 2017
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo, na área de Explotação.
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELA ALUNA LAURA JULIETH GONZALEZ CASTAÑO, E ORIENTADA PELO PROF. DR. CELSO KAZUYUKI MOROOKA.
________________________________ ASSINATURA DO ORIENTADOR
Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Gonzalez Castaño, Laura Julieth,
G589i GonAvaliação do aspecto logístico na seleção de um sistema marítimo de produção de petróleo / Laura Julieth Gonzalez Castaño. – Campinas, SP : [s.n.], 2017.
GonOrientador: Celso Kazuyuki Morooka.
GonDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica.
Gon1. Campos petrolíferos. 2. Petróleo em terras submersas. 3. Engenharia de petróleo. 4. Processo decisório. I. Morooka, Celso Kazuyuki,1958-. II.
Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Evaluation of the logistic aspect in the selection of an offshore petroleum production system
Palavras-chave em inglês: Oil fields
Oil in submerged lands Oil engineering
Decision-making process
Área de concentração: Explotação
Titulação: Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo Banca examinadora:
Celso Kazuyuki Morooka [Orientador] André Mitsuo Kogishi
Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno Data de defesa: 28-07-2017
Programa de Pós-Graduação: Ciências e Engenharia de Petróleo
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIAS E ENGENHARIA DE PETRÓLEO
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
Avaliação do Aspecto Logístico na Seleção de
um Sistema Marítimo de Produção de
Petróleo
Autora: Laura Julieth Gonzalez Castaño
Orientador: Prof. Dr. Celso Kazuyuki Morooka
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação: Prof. Dr. Celso Kazuyuki Morooka, Presidente
DEP / FEM / UNICAMP
Prof. Dr. André Mitsuo Kogishi
IPT / Laboratório de Engenharia Naval e Oceânica Prof. Dr. Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno DEP / FEM / UNICAMP
A ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
Resumo
Um sistema marítimo de produção de petróleo é composto por um conjunto de equipamentos colocados da cabeça do poço até a unidade estacionária de produção em superfície, e inclui o sistema de armazenamento e transporte dos fluidos produzidos. A seleção do sistema baseia-se em dados do reservatório, nas condições do meio ambiente e na localização geográfica do campo.
Neste trabalho, aspectos técnicos foram usados inicialmente para a construção das alternativas do sistema marítimo de produção. E, propõe-se um novo aspecto no processo de seleção relacionado à logística do campo, particularmente aquele associado à infraestrutura disponível nas proximidades e à distância até a costa. Combinado a esse aspecto, aplicam-se outros já propostos em trabalhos anteriores, os quais são os tecnológicos, econômicos e ambientais.
Assim sendo, a metodologia foi dividida em duas etapas. Na primeira etapa são enumeradas as alternativas de projeto (Franco, 2003) definindo o tipo da unidade estacionária de produção, tipo de arranjo dos poços, uso do manifold ou não, tipo de ancoragem, tipo de riser, tipo de sistema de separação e tipo de armazenamento e transporte dos fluidos produzidos. Na etapa seguinte, determinam-se os atributos tecnológicos, econômicos e ambientais, conforme propostos em Castro (1999) e Gonçalves (2014), e finalmente, o atributo logístico proposto no presente estudo. E através do modelo de decisão Multiatributo faz-se a seleção da alternativa que melhor atenda os aspectos técnicos, econômicos, tecnológicos, ambientais e logísticos envolvidos. O atributo logístico definido reflete nas características do processamento de óleo e gás na plataforma, do armazenamento de petróleo, da mobilidade de pessoas/suprimentos e o seu alojamento/armazenamento, e do transporte do óleo produzido.
O processo de seleção proposto foi verificado através de comparações entre o resultado obtido através de simulações e a solução instalada efetivamente para o campo. Estes resultados mostraram o bom desempenho do procedimento de seleção proposto.
Fez-se também, finalmente, uma análise das diferenças entre simulações com e sem a consideração do atributo logístico.
Abstract
An offshore petroleum production system is composed by a set of equipment placed from the wellhead to the surface floating production unit, including the storage and offloading systems for the produced fluids. Its selection process is based on data from the reservoir, the environment and geographical location of the field.
In the present work, technical aspects were used to build alternatives for offshore production systems. A new aspect related to the logistic of the offshore field, which is essentially associated with infra-structure availability in the neighborhood and the distance from the coast, was proposed. By combining this new aspect with technological, economic and environmental characteristics, a selection process was projected.
The methodology was divided into two steps. In the first stage, the project alternatives are enumerated (Franco, 2003), defining the floating production unit type, well arrangement, use of manifold, type of mooring, riser system, type of separation system and type of storage and offloading of produced fluids. In the second stage, the technological, economic and environmental attributes are determined, as proposed by Castro (1999) and Gonçalves (2014), and finally, the logistic attribute proposed in the present work. And through the Multiattribute decision model, the selection of the alternative that best meets the technical, economic, technological, environmental and logistic aspects involved is made. The proposed attribute for logistic reflects the characteristics of the production performance, ability of the storage, personnel/supply mobility and housing/storage of them, and transportation ability of produced hydrocarbons.
The proposed selection process was verified through comparisons between the solutions currently installed in the field and the results of the simulations. These results showed a better performance for the proposed selection procedure.
Finally, an analysis of the differences between simulations with and without the consideration of the logistic attribute was made.
Lista de Ilustrações
Figura 2-1 Ilustração representativa de um sistema marítimo de produção ... 19
Figura 2-2 Plataforma Spar. (Bozorgmehrian et al., 2013) ... 22
Figura 2-3 Comparação entre ancoragem em Catenária e Taut Leg. (Bozorgmehrian et al., 2013). ... 24
Figura 2-4 TLP ancorada por tendões verticais tracionados e com arranjo de poços agrupado. ... 24
Figura 2-5 Navio FPSO ancorado pelo sistema Turret, com poços Satélite e Manifold. ... 25
Figura 2-6 SS com risers do tipo rígidos e híbridos. (Brany et al., 2015) ... 26
Figura 3-1 Esquema da metodologia proposta ... 29
Figura 3-2 Conjuntos nebulosos para encontrar os termos linguísticos (Adaptada de Franco, 2003). ... 31
Figura 3-3 Sequência das decisões a serem tomadas na construção das alternativas (Adaptada de Franco, 2003). ... 34
Figura 3-4: a) Parâmetros utilizados para a determinação do Arranjo dos Poços. ... 34
Figura 3-5: a) Parâmetros utilizados para determinar os tipos de UEP’s. b) Parâmetros utilizados para determinar o tipo de ancoragem. c) Parâmetros utilizados para determinar o tipo de riser. (Adaptada de Franco, 2003) ... 37
Figura 3-6: a) Parâmetros utilizados para determinar o tipo de sistema de separação da UEP. b) Parâmetros utilizados para determinar o tipo de armazenamento e transporte de óleo. (Adaptada de Franco, 2003) ... 42
Figura 3-7 Indicadores que definem o atributo logístico. ... 46
Figura 3-8 Parâmetros utilizados para determinar o indicador de produção. ... 47
Figura 3-9 Parâmetros utilizados para determinar o indicador logístico de transporte de pessoas e suprimentos. ... 52
Figura 3-10 Parâmetros utilizados para determinar o indicador logístico de transporte de óleo. ... 55
Figura 3-11 Atributos considerados na avaliação das alternativas. ... 58
Figura 3-12 Curva acumulada de entrada em operação de plataformas de produção em: (a) Lâminas d’água médias. (b) Lâminas d’água profundas. (c) Lâminas d’água ultra profundas. Baseada em: Barton et al. (2016a, 2016b), Mahoney e Supan (2012), Supan (2011) e Willhoit e Supan (2010). ... 60
Figura 3-13 Gráficos da projeção do atributo tecnológico para lâminas d’água médias. ... 62 Figura 3-14 Gráficos da projeção do atributo tecnológico para lâminas d’água profundas. ... 62 Figura 3-15 Gráficos da projeção do atributo tecnológico para lâminas d’água ultra profundas. ... 63 Figura 3-16 Procedimento para a estimativa da probabilidade de ocorrência de um impacto ao meio ambiente. (Mariano, 2007) ... 67
Lista de Tabelas
Tabela 3-1 Parâmetros de entrada necessários para executar o sistema de seleção. ... 30 Tabela 3-2 Definição dos parâmetros de capacidade de armazenamento, área de convés e capacidade de processamento. Baseada em: Barton et al. (2016a, 2016b), Mahoney e Supan (2012), Supan (2011) e Willhoit e Supan (2010). ... 32 Tabela 3-3 Regras utilizadas para determinar o arranjo de poços. (Adaptada de Franco, 2003). ... 36 Tabela 3-4 Regras utilizadas para determinar o uso de manifold. (Franco, 2003). ... 36 Tabela 3-5 Regras utilizadas para determinar o tipo de UEP. ... 40 Tabela 3-6 Regras utilizadas para determinar o sistema de ancoragem. (Adaptada de Franco, 2003). ... 40 Tabela 3-7 Regras utilizadas para determinar o tipo de riser. (Adaptada de Franco, 2003). .. 41 Tabela 3-8 Regras utilizadas para determinar o tipo de sistema de separação que deverá ter a UEP. ... 44 Tabela 3-9 Regras utilizadas para determinar o tipo de transporte e armazenamento do óleo. 44 Tabela 3-10 Raciocínio utilizado para determinar o indicador logístico de produção. ... 49 Tabela 3-11 Raciocínio utilizado para determinar o indicador logístico de armazenamento de óleo. ... 51 Tabela 3-12 Raciocínio utilizado para determinar o indicador logístico de transporte de pessoas e suprimentos. ... 54 Tabela 3-13 Raciocínio utilizado para determinar o indicador logístico de transporte de óleo. ... 56 Tabela 3-14 Atributo tecnológico para cada tipo de plataforma em cada faixa de lâmina d’água. Baseada em: Barton et al. (2016a, 2016b), Mahoney e Supan (2012), Supan (2011) e Willhoit e Supan (2010). ... 61 Tabela 3-15 Dados de UEP’s instaladas em diferentes lâminas d’água e com diferentes capacidades de processamento. Baseada na SubseaIQ (2016). ... 65 Tabela 3-16 Máxima capacidade de processamento para cada tipo de UEP das plataformas atualmente instaladas. Baseada em Barton et al. (2016a, 2016b)... 66 Tabela 3-17 Matriz de impacto genérica para uma UEP. (Gonçalves, 2014) ... 67 Tabela 3-18 Indicador total de impacto ambiental e atributo ambiental para cada UEP. Baseada em Gonçalves (2014). ... 69
Tabela 3-19 Pesos atribuídos a cada atributo. Baseada em Castro (2002). ... 71
Tabela 4-1 Campos utilizados na avaliação da metodologia e suas respectivas distância da costa ou da infraestrutura para escoar e lâmina d'água. ... 72
Tabela 4-2 Tendências das características dos sistemas marítimos de produção quando se varia a distância da costa e a lâmina d'água. ... 73
Tabela 4-3 Parâmetros de entrada do processo de seleção. ... 75
Tabela 4-4 Dados numéricos do campo Girassol expressos em termos linguísticos. ... 76
Tabela 4-5 Alternativas para o campo Girassol... 78
Tabela 4-6 Dados assumidos para cálculo do valor presente líquido (Castro, 1999). ... 79
Tabela 4-7 Avaliação das alternativas para o campo Girassol. ... 81
Lista de Abreviaturas e Siglas
ANM Árvore de Natal Molhada
ANS Árvore de Natal Seca
ANP Agência Nacional de Petróleo
EUA Estados Unidos da América
FPSO Floating Production Storage and Offloading
FSO Floating Storage and Offloading
GOR Gas/Oil Ratio (Relação Gás/Óleo)
HSE Health and Safety Executive (Executivo de Saúde e Seguridade)
ISA Índice de Sensibilidade Ambiental
LDA Lâmina d’água
MADM Multiple Attribute Decision- Making (Tomada de decisão com Multi-Atributos)
NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration (Administração Nacional Oceânica e Atmosférica)
MRO Manutenção, Reparo e Operação
OSB Onshore Supply Base (Base de Abastecimento em Terra)
OSV Offshore Supply Vessel (Navio de abastecimento)
SAW Simple Additive Weighting (Metodo de ponderação aditiva simples)
SS Semisubmersible (Semissubmersível)
TLP Tension Leg Platform
TO Terminal Oceânico
TOR Teoria das Opções Reais
UEP Unidade Estacionária de Produção
Glossário
Árvore de Natal: Equipamento de segurança e de controle do fluxo do poço, permite o fechamento do poço submarino em caso de emergência ou necessidade operacional.
Flowlines: Linhas flexíveis utilizadas para o escoamento do petróleo.
Índice de Sensibilidade Ambiental: Indicador que possibilita uma visão integrada da condição ambiental de uma determinada região.
Manifold: Conjunto de válvulas para conectar várias tubulações e encaminhar seletivamente o fluxo.
Offloading: Transferência do petróleo produzido para a costa marítima.
Offshore: Mar adentro. Região da plataforma continental com lâmina d’água superior a 10 m. Onshore: Terra adentro. Designação dos levantamentos geofísicos realizados em terra firme. Riser: Um duto através do qual o líquido ou o gás escoa para cima até a unidade estacionária de produção.
Sidetracking: Operação para desviar consideravelmente a trajetória de um poço durante a perfuração.
Terminal Oceânico: Infraestrutura de transferência e exportação de hidrocarbonetos dotada com alta capacidade de armazenamento.
Sumário
1. INTRODUÇÃO ... 14
2. COMPONENTES DO SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO . ... 19
3. METODOLOGIA ... 29
3.1. Construção das Alternativas ... 33
3.2. Definição do Atributo Logístico ... 45
3.3. Avaliação das Alternativas ... 57
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 72
5. CONCLUSÕES ... 89
REFERÊNCIAS ... 92
1.
INTRODUÇÃO
O rápido crescimento da demanda mundial de energia provocou o prematuro esgotamento de muitos reservatórios de petróleo onshore. Consequentemente, as reservas em terra tornaram-se mais difíceis de encontrar e as grandes empresas petrolíferas começam a buscar hidrocarbonetos no mar. As primeiras atividades de produção de óleo no mar tiveram origem ainda no começo do século passado no Golfo do México (Viegas, 2011).
Atualmente explorar recursos marítimos continua sendo importante para aumentar as reservas e evitar uma possível escassez de combustível. Desta forma, campos de águas profundas e ultra profundas são um dos segmentos de maior crescimento da indústria e se têm feito um número considerável de descobertas de grandes reservatórios.
Nesse contexto o litoral brasileiro teve uma descoberta significativa no cenário mundial na última década, o Pré-Sal. Estima-se que a sua área seja de cerca de 112 mil quilômetros quadrados e se estenda, do litoral do estado do Espírito Santo até o litoral de Santa Catarina. O Pré-Sal permitiu ao Brasil o ingresso no grupo dos grandes produtores mundiais de óleo e gás e fez com que empresas atuantes no setor, como Petrobras, operadora da maioria dos blocos de exploração do Pré-Sal, começassem a estudar uma estratégia de desenvolvimento favorável (Ferro e Teixeira, 2009; De Almeida Neto et al, 2009).
Para que um campo de petróleo seja desenvolvido, são necessários grandes esforços em vários aspectos da engenharia, muitos deles intrinsecamente relacionados à localização do campo. Entre estes aspectos, pode-se citar o programa de perfuração, o dimensionamento do sistema que suportará a produção e a definição dos métodos de elevação de óleo e gás. Uma avaliação técnica de cada aspecto da engenharia envolvido e do conjunto como um todo, definirá a viabilidade do desenvolvimento do campo petrolífero (Franco, 2003).
A logística é essencial para alcançar os objetivos de qualquer projeto, e especialmente importante na atividade petrolífera offshore. Nada se poderia realizar em alto mar, sem o apoio e a assistência da variada gama de embarcações e helicópteros envolvidos nesta complicada atividade marítima. Por conseguinte, em todas as tarefas a serem realizadas: exploração, perfuração, completação, explotação e abandono, a logística desempenhará um papel indispensável.
O interesse pela logística no mar foi crescendo visto que os custos da explotação
planejamento logístico deve ser feito com o objetivo de manter a dinâmica e a rapidez requerida pelas operações de produção ao menor preço possível.
O estudo da cadeia de suprimentos do petróleo abrange as atividades logísticas e um bom planejamento da produção, armazenagem, transporte, refino, distribuição e comercialização (Silva, 2012). Em cada atividade devem ser entendidas as particularidades principais que as governam, buscando identificar as condições ótimas de operação e as interferências que ocorrem dentro e entre cada uma delas (Ono, 2007).
Na literatura, as atividades que compõem a cadeia de suprimento do petróleo são divididas em dois segmentos, downstream e upstream.
• Upstream: Compreende as atividades de exploração e produção de petróleo, podendo ser em terra (onshore) ou no mar (offshore).
• Downstream: Termo usado para definir, essencialmente, as atividades de transporte, comercialização e refino de petróleo e ainda transporte e comercialização de derivados de petróleo.
Em relação ao segmento upstream, aumentou, significativamente, a preocupação das empresas em simplificar os processos e reduzir ou eliminar as margens operacionais e ociosidades referentes ao processo (Ono, 2007).
Um dos desafios que tem preocupado a Petrobras é como fornecer todos os bens e serviços necessários para os grandes projetos previstos de desenvolvimento da produção de petróleo (Ferro e Teixeira, 2009; De Almeida Neto et al, 2009). O Pré-Sal é um destes projetos e exige uma revolução não só nas tecnologias e equipamentos no setor de exploração e produção como também nas atividades de apoio relacionadas a ela. Nesse contexto, o setor logístico é um dos que mais necessitam essas mudanças (Terra et al. 2014).
Morais (2003) destaca como um dos principais desafios logísticos a longa distância entre as instalações dos campos do Pré-Sal e a costa brasileira, que é em torno de trezentos quilômetros. Em algumas situações, esse trecho é o triplo em comparação ao que se encontra a Bacia de Campos da costa. Essa distância influirá no funcionamento e escolha dos modais de transporte de óleo e suprimentos na logística offshore.
Contextualização
O desenvolvimento de um campo marítimo de petróleo agrupa todas as atividades necessárias para colocá-lo em produção e é realizado em diferentes etapas, são elas: planejamento, seleção, execução, operação e abandono.
O planejamento começa logo após a descoberta de um campo que contenha um volume considerável de hidrocarbonetos é declarada comercialmente atraente. Nessa etapa e partindo de informações relacionadas à caracterização do reservatório, à localização do campo, ao ambiente em que se encontra, ás características e limitações dos equipamentos necessários para a produção e a dados econômicos, são projetados vários cenários de desenvolvimento.
Na segunda etapa do desenvolvimento, um desses cenários é selecionado como o melhor sistema marítimo de produção a ser instalado. Contudo, essa seleção pode ser alterada no transcorrer da espiral de projeto à medida em que mais detalhes forem levados em consideração, até que finalmente haja uma definição de qual cenário deverá entrar em execução.
Em trabalhos anteriores nota-se o interesse em estudar estratégias para desenvolver campos marítimos de produção de petróleo. Neles é evidente a preocupação em escolher adequadamente as unidades estacionárias de produção, as facilidades de produção, os sistemas de offloading, e os demais componentes do sistema marítimo de produção.
Behrenbruch (1993) estuda a exequibilidade do desenvolvimento de campos de petróleo
offshore. Ele diz que a estratégia deve ser a maximização do VPL, por meio da minimização
do número de poços, dos custos operacionais, do tempo entre descoberta e desenvolvimento e dos riscos, como também a potencialização das reservas, da aceleração da produção e do encurtamento da vida útil do campo, entre outros fatores.
Galeano (1998) combina a análise hierárquica e o método da espiral em uma metodologia para o desenvolvimento de um campo de produção de óleo. E, como adotado neste trabalho, utiliza variáveis como a lâmina d’água, a distância da costa, a distância de outros sistemas de produção, a área do reservatório e o número de poços para fazer uma pré-seleção dos sistemas marítimos de produção. Também foi a primeira a evidenciar a importância de que o desenvolvimento fosse feito através de um detalhado planejamento, adotando-se um procedimento racional de seleção.
Castro (1999) demonstra a importância de incluir no processo decisório outros aspectos como os tecnológicos, ambientais e de segurança, além do financeiro já habitual. Ele emprega a Função Utilidade para modelar os parâmetros e o Conceito Multiatributo para mensurar cada parâmetro analisado, e seu peso. Esse procedimento permite a comparação entre alternativas concebidas e facilita a seleção da melhor alternativa de projeto.
Seguindo a mesma linha, Dezen (2001) desenvolveu um método que permite a escolha de um sistema de produção de óleo e gás baseado na Teoria das Opções Reais (TOR). As vantagens desta metodologia são as incertezas do valor do projeto são parte integrante do
modelo matemático incorporando aos resultados o valor da flexibilidade de cada alternativa de investimento.
Ronalds (2002) descreve os principais fatores que governam o processo de seleção para instalações de superfície na produção de óleo em águas profundas e os verifica utilizando um banco de dados abrangente de UEP (Unidade Estacionária de Produção). Dentre esses fatores, lista-se, o arranjo de poços, o sistema de offloading, o tempo de vida das plataformas, a região de desenvolvimento, a relação gás/óleo (GOR), peso da UEP, o número de poços, a profundidade da lâmina d’água, os risers de produção, tipo de árvore de natal, dentre outros.
Franco (2003) compilou o conhecimento especializado do desenvolvimento de campos e propôs um ambiente inteligente para escolher a melhor combinação entre componentes de um sistema marítimo de produção. Para a modelagem do conhecimento especialista utilizou a teoria de conjuntos nebulosos e raciocínio aproximado. Todos os fatores que Ronalds (2002) descreve como influentes para a escolha foram levados em consideração explicita ou implicitamente nesta metodologia.
Uma das dificuldades que teve Castro (1999) para avaliar o projeto de desenvolvimento de um campo foi a indisponibilidade de informações na área de risco ambiental para unidades flutuantes de produção de petróleo, motivo pelo qual realizou uma pesquisa com gerentes e técnicos de meio ambiente e segurança para dimensionar esse parâmetro.
De acordo com a necessidade de gerar uma análise quantitativa, Gonçalves (2014) identificou os impactos ambientais associados com cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás, e quantificou cada um por meio de índices. Sua abordagem sistemática permitiu incorporar ao processo de escolha proposto por Franco (2003) um aspecto relacionado ao meio ambiente.
Embora tanto o interesse quanto o número de trabalhos publicados na área da logística do petróleo offshore tenha crescido nos últimos anos (Branski, 2015), muito pouco tem sido dito sobre a logística no desenvolvimento de um campo de petróleo. Destaca-se ainda a inexistência até o presente momento, de um estudo que detalhe a logística implícita em cada uma das etapas necessárias para operar um sistema marítimo de produção.
Motivação
Este trabalho tem como motivação, encontrar o melhor sistema marítimo para o desenvolvimento da produção de um campo de petróleo. Outros autores na literatura abordaram o tema, mas a realidade atual do desenvolvimento de sistemas de produção exige uma metodologia que reúna todos os aspectos propostos anteriormente, e ainda, os desafios
nos aspectos logísticos da atualidade. Esses desafios estão relacionados principalmente ao aumento da profundidade de lâmina d’água e da distância da costa, características das recentes descobertas nos campos do Pré-sal.
Objetivos
Considerando-se as condições adversas do cenário de produção, o objetivo deste trabalho é incluir na seleção de um sistema marítimo de produção, um atributo referente à logística das operações de produção no campo.
Para isso, os principais fatores que afetam a logística do funcionamento de um sistema marítimo serão identificados e quantificados na forma de um atributo logístico. Combinando o atributo logístico com outros aspectos propostos anteriormente por outros autores, propor-se-á o processo de seleção. Em um próximo passo, será demonstrado que a inclusão do atributo logístico é relevante e torna a seleção de um sistema marítimo de produção de petróleo um processo mais preciso.
Descrição de Capítulos
Com a finalidade de atender aos objetivos propostos, este trabalho foi dividido em cinco capítulos conforme descrito a seguir.
A introdução é apresentada neste primeiro capítulo, juntamente com a contextualização, a motivação e os objetivos deste trabalho.
No Capítulo 2 é apresentado um estudo dos sistemas marítimos de produção e seus principais componentes, com enfoque em águas profundas e ultra profundas.
No Capítulo 3 se descreve a metodologia adotada neste trabalho, abordando a construção das alternativas tecnicamente viáveis e a escolha entre elas levando em consideração diferentes atributos. No item 3.3 foi definido o atributo logístico, além de especificar sua inclusão no processo de escolha.
A fim de avaliar o processo de seleção, são apresentados, no Capítulo 4, exemplos práticos da aplicação da metodologia proposta. E finalmente, o Capítulo 5 apresenta as principais conclusões deste trabalho.
2.
COMPONENTES DO SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO
DE PETRÓLEO
Um sistema de produção em águas profundas é composto por um conjunto de equipamentos colocados desde a cabeça do poço até uma ou mais unidades estacionárias de produção em superfície, incluindo os sistemas de armazenamento e transporte para os fluidos produzidos. Os principais componentes que constituem um sistema marítimo de produção são: arranjo de poços, manifold, unidade estacionária de produção, ancoragem, riser, tipo de sistema de separação e tipo de transporte e armazenamento de óleo, como mostra a Figura 2-1.
Figura 2-1 Ilustração representativa de um sistema marítimo de produção
(https://i0.wp.com/static.hsw.com.br/gif/exploracao-petroleo-mar-1.jpg)
Arranjo de poços
Os poços podem ser arranjados em duas configurações distintas: satélites ou agrupados (Franco, 2003).
No arranjo de poços satélite (Figura 2-5) os poços estão distribuídos por toda a área do reservatório. Estes permitem uma drenagem mais eficiente, já que os poços são posicionados
nas áreas de maior concentração de óleo no reservatório, o que representa também uma produção antecipada.
No arranjo de poços agrupado (Figura 2-4) os poços se encontram posicionados abaixo da UEP e congregados ao redor de um mesmo ponto. Este tipo de arranjo é comum quando os poços têm completação seca como no caso das unidades do tipo TLP ou Spar. Os custos de intervenção de poços quando adotada a configuração de poços agrupados é menor do que quando se adota poços satélite, uma vez que aqueles facilitam este tipo de trabalho (Ronalds, 2002).
Manifold
Os manifolds (Figura 2-5) são conjuntos de válvulas posicionados no fundo do mar que reúnem a produção de um grupo de poços e a enviam num único riser até a unidade de produção. Portanto instalar um manifold diminuirá a quantidade de risers e influenciará bastante no custo de investimento do projeto. O uso do manifold também reduz a carga suportada pela plataforma causada devido ao número de risers e facilita a ligações entre
flowlines e risers.
Os manifolds são capazes de distribuir sistemas hidráulicos e elétricos, injetar gás, injetar produtos químicos e fluidos de controle e controlar a vazão. Para que um manifold seja atraente economicamente deve coletar a produção de um número mínimo de poços. Assim sendo, sua instalação só será viável quando for conveniente economicamente que os poços não estejam conectados diretamente a UEP.
Unidades estacionárias de produção
As unidades estacionárias são a estrutura que suporta a produção na superfície do mar. O óleo extraído dos poços é enviado para elas, onde é recebido, processado e exportado. As UEP’s podem ser fixas quando sua estrutura está apoiada no leito marinho ou flutuantes quando são ancoradas. Elas devem alocar dezenas de pessoas e possuir todas as facilidades para manter as operações de produção sem interrupções. Neste trabalho apenas as plataformas flutuantes foram consideradas como opção, uma vez que é restrita a LDA de mais de 300 metros.
Por plataforma flutuante entende-se uma estrutura que é posicionada através de um sistema de ancoragem e se caracterizam por apresentar deslocamentos quando expostas às cargas ambientais. São elas: as Semissubmersíveis, os navios (FPSO – Floating Production
Storage Offloading), as plataformas de pernas tracionadas (TLP – Tension Leg Plataform) e
Spar. As plataformas flutuantes podem ser divididas em dois grupos em função da árvore de natal: com árvore de natal molhada (Semissubmersível e FPSO) e com árvore de natal seca (TLP e Spar).
A plataforma semissubmersível (Figura 2-6) é formada por um ou mais conveses, apoiados por colunas em flutuadores submersos. A estabilidade é controlada por sistemas de ancoragem (âncoras, cabos e correntes). Apresentam relações entre capacidade de carga e deslocamento, e entre área de convés livre e deslocamento, melhores que as dos navios. Quanto ao armazenamento, precisa de dutos de exportação ou de uma unidade de armazenamento flutuante (FSO) em conjunto com a plataforma. As semissubmersíveis têm a capacidade de operar em lâminas d’água profundas e em condições ambientais severas. Têm grande mobilidade, podendo mudar rapidamente de um campo a outro.
A unidade Spar (Figura 2-2) é uma plataforma com uma estrutura que contém um único corpo cilíndrico e oco, com secções transversais multicelulares, similar a uma grande boia. Inicialmente foi projetado para a pesquisa oceanográfica e como um enorme reservatório submerso para armazenamento de petróleo offshore. Agora ela é usada para perfuração e/ou produção, principalmente no Golfo do México.
A capacidade de estocagem de óleo da plataforma Spar tornou-se particularmente aplicável para áreas remotas, já que, podem acomodar mais de um milhão de barris ao longo de seus segmentos.
Quando a produção do campo alcança o limite econômico, o sistema inteiro pode ser rebocado para uma nova locação e reutilizado. Diferente das Semissubmersíveis, seu centro de gravidade está abaixo de seu centro de carena, gerando uma incondicional estabilidade.
Figura 2-2 Plataforma Spar. (Bozorgmehrian et al., 2013)
A TLP (Figura 2-4) consiste em uma plataforma flutuante. Seu casco é similar a uma semissubmersível, sendo que suas pernas principais estão ancoradas no fundo do mar por cabos ou tendões de aço tracionados. O grau de flutuação da unidade possibilita que as pernas de ancoragem se mantenham tensionadas constantemente, alcançando os objetivos do projeto: evita os movimentos do plano vertical – afundamento, balanço e arfagem e proporciona um alto grau de resistência aos movimentos do plano lateral – avanço, deriva e guinada. O objetivo da tensão nas pernas da plataforma é evitar o movimento vertical da mesma, proporcionando um alto grau de resistência ao movimento lateral (Franco 2003).
A FPSO (Figura 2-5) é uma plataforma flutuante, que inicialmente era convertida a partir de navios petroleiros, e agora é fabricada especialmente para a produção. Assim como a semissubmersível, é ancorada no solo marinho. A capacidade de armazenamento permite que opere a grandes distâncias da costa, onde a construção de oleodutos é inviável. O óleo é exportado para navios petroleiros, que o descarregam nos terminais.
Suas grandes vantagens são a capacidade de produzir em águas profundas; de se movimentarem com certa rapidez entre locações; poderem ter autopropulsão e possuírem grande capacidade de estocagem (Franco 2003).
De tal modo, uma FPSO deve atender estas cinco diferentes operações:
importar óleo e gás através do sistema de risers;
exportar óleo, gás e água através do sistema de risers e do sistema de alívio;
armazenar óleo a bordo, nos tanques da embarcação;
permanecer na posição, através do sistema de ancoragem ou outro tipo de sistema de manutenção da posição.
Ancoragem
Cada tipo de UEP possui seus sistemas de fixação ao fundo do mar característicos. Para LDA profundas e ultra profundas as ancoragens utilizadas são principalmente de quatro tipos: tendões verticais tracionados, taut leg, catenária e turret (Bozorgmehrian et al. 2013).
A ancoragem em catenária é a técnica convencional e tem sido amplamente utilizada para Spar, SS e FPSO, e em geral, não precisa de âncoras com elevado poder de garra devido ao atrito do trecho de linha encostado no solo marinho. Este contato com o fundo do mar absorve solicitações oriundas do carregamento ambiental, e alivia os esforços incidindo nas âncoras, em condições normais de operação. Possui um raio de ancoragem grande, sendo este a sua principal desvantagem, pois existe a possibilidade das linhas de ancoragem interceptarem outras linhas das unidades próximas, ou ainda, equipamentos submarinos interferindo diretamente no seu respectivo posicionamento (Carbono, 2005).
Quando as desvantagens do sistema em catenária se tornam importantes utiliza-se o sistema de ancoragem taut leg. Neste sistema, a linha se encontra mais tensionada, razão pela qual seu contato com o fundo do mar é quase nulo em relação ao convencional. Este tipo de ancoragem proporciona maior rigidez ao sistema, sendo a movimentação das plataformas limitadas a deslocamentos menores. Para possibilitar a tensão, as âncoras precisam resistir a valores elevados de cargas verticais (Carbono, 2005).
A Figura 2-3 representa esquematicamente as diferenças entre a ancoragem em catenária e o sistema taut leg. À esquerda o sistema convencional ou catenária e na direita o sistema taut leg.
Figura 2-3 Comparação entre ancoragem em Catenária e Taut Leg. (Bozorgmehrian et al., 2013).
Os Tendões Verticais Tracionados são a ancoragem típica das plataformas do tipo TLP. Também é chamada de ancoragem vertical e baseia-se na utilização de linhas ou pernas de aço ou material sintético tubular que precisam estar sempre tracionadas devido ao excesso de empuxo proveniente da flutuação natural da plataforma. Proporciona uma elevada rigidez vertical pelas pernas sob constante tensão e permite algum movimento horizontal (Aguiar, 2005). A Figura 2-4 ilustra uma plataforma do tipo TLP ancorada com o sistema de tendões verticais tracionados e com seus poços agrupados abaixo dela.
Figura 2-4 TLP ancorada por tendões verticais tracionados e com arranjo de poços agrupado.
A ancoragem com turret é frequentemente utilizada em FSO’s ou FPSO’s. No sistema de ancoragem com turret, o conjunto de linhas de ancoragem e risers são acoplados a uma torre, podendo esta ser posicionada na proa, na popa (turret externo) ou internamente ao navio (turret interno), de modo que a torre (único ponto fixo da estrutura) possibilita a livre rotação do navio em torno das linhas. O turret permite que a embarcação se alinhe com o carregamento ambiental, minimizando as forças sobre o casco, porém os movimentos e acelerações do navio causadas pelas condições ambientais repercutem diretamente sobre os
risers e sistemas de transferência de fluidos (Carbono, 2005). A Figura 2-5 mostra uma
unidade estacionária de produção do tipo FPSO ancorada pelo sistema turret, com poços em configuração satélite e manifolds.
Figura 2-5 Navio FPSO ancorado pelo sistema Turret, com poços Satélite e Manifold.
(http://www.modec.com/fps/fpso_fso/about/pg)
Riser
Os risers são elementos tubulares por onde se escoa a produção de petróleo da cabeça do poço à unidade flutuante de produção. Basicamente, são classificados como flexíveis, compostos por diversas camadas de polímeros e aço, apresentando cada uma delas diferentes finalidades, composições e materiais; rígidos, normalmente fabricados em aço, mas podem também ser de titânio ou de compósito e híbridos uma combinação entre risers rígidos e flexíveis, compreendem uma seção vertical inferior rígida sob tensão gerada por boias de
subsuperfície, seguido de uma seção superior em catenária de duto flexível. A Figura 2-6 representa uma plataforma SS utilizando risers rígidos à direta, e híbridos à esquerda para a produção de hidrocarbonetos.
Figura 2-6 SS com risers do tipo rígidos e híbridos. (Brany et al., 2015)
Tais estruturas podem ser instaladas em diversas configurações, dependendo da necessidade do sistema. Este sistema deve ser dimensionado de forma a suportar os movimentos da embarcação e os esforços ambientais durante o período de sua operação (normalmente 20 anos). Pelos risers também são transportados gás e água produzidos ou injetados. Eles também devem permitir a passagem de ferramentas, raspadores, dispositivos para intervenção no poço e tubulações.
Os risers rígidos apresentam um menor custo de investimento, não apresentam limitações quanto à temperatura e pressão. Apesar dessas vantagens eles demandam desconexão submarina, necessitam de uma junta submarina flexível e possuem um alongamento limitado da coluna articulada.
Os risers flexíveis apresentam as vantagens de possuírem rápida operação de conexão e desconexão, simplicidade no sistema, causarem um carregamento mínimo da coluna articulada e do manifold; e ainda podem ser usadas na completação molhada. Entre as desvantagens, destacam-se as limitações de pressão e temperatura e ao número reduzido de fornecedores deste material no mercado.
Sistema de separação
Ha necessidade de se instalar equipamento de separação gás/óleo/água nas plataformas, pois os fluidos produzidos dos diferentes poços no fundo do mar que chegam até a superfície, não estão adequados para o seu manuseio e exportação. Os sistemas de separação dos fluidos de produção podem ser subdivididos em quatro tipos:
sem separação de fluidos: a planta de processo visa executar somente teste e avaliação da produção dos poços. O escoamento do fluido produzido é efetuado em fluxo multifásico pelo oleoduto até uma planta central onde ocorrerá o processamento;
com separação bifásica: a planta de processo é bastante simples, consistindo de coletores de produção, separador de teste, separadores bifásicos de produção, tanque acumulador (surge tank) e sistema de transferência e medição da produção, além das facilidades para aproveitamento do gás associado e utilidades (água, ar comprimido e energia elétrica). Neste tipo não há descarte de água produzida, que é transferida junto com o óleo;
com separação trifásica: a planta de processo já apresenta uma maior complexidade, possuindo permutadores de calor (petróleo x água quente), separadores de teste, separador trifásico, sistema de tratamento de água oleosa, medição e transferência de óleo por oleoduto, instalações para tratamento e aproveitamento do gás além de utilidades em geral;
com separação trifásica e tratamento de óleo: similar ao terceiro tipo, a planta possui adicionalmente tratador eletrostático (para tratamento de óleo), que tem como objetivo reduzir o teor de água emulsionada, a fim de enquadrar o óleo, nos padrões de qualidade estabelecidos para o refino (Da Silva et al. 2007).
Transporte e armazenamento de óleo
A transferência do óleo produzido por uma UEP depende do tipo de unidade. Para as UEP’s sem armazenamento do óleo produzido, a produção tem que ser continuamente escoada, seja por um oleoduto seja para um armazenamento externo ou Terminal Oceânico (TO).
A transferência por oleoduto tem o menor custo operacional, porém maior investimento inicial e menor flexibilidade operacional. Isso porque uma vez fixado seu diâmetro, a vazão máxima de escoamento também está determinada e o ponto de entrega do óleo em terra é fixo. A transferência por navio aliviador tem menor investimento inicial, porém maior custo operacional. A flexibilidade operacional também é maior, pois podemos aumentar a frequência de alívio ou o tamanho do aliviador e também entregar o óleo em qualquer terminal petrolífero no Brasil ou no exterior (Da Silva, 2005).
Portanto, os diferentes sistemas de transporte e armazenamento de óleo são: dutos, UEP sem ou com pouca capacidade de armazenamento com um sistema de armazenamento externo e um navio aliviador, e UEP com capacidade de armazenamento e navio aliviador.
3.
METODOLOGIA
Para selecionar o melhor sistema marítimo de produção, primeiro se faz necessário determinar as alternativas para seleção. Elas devem ser elencadas com todos os componentes de um sistema marítimo de produção apresentados em Franco (2003), conforme descrito no capítulo anterior, sendo imprescindíveis estes componentes viáveis tecnicamente na alternativa de desenvolvimento proposto. Será necessário avaliar os diversos aspectos e elementos suscitados para uma escolha mais adequada (Castro, 1999).
A sequência entre os processos da metodologia proposta está representada esquematicamente na Figura 3-1. A primeira etapa é baseada no trabalho desenvolvido por Franco (2003) e nela se constroem as alternativas de projeto viáveis a partir do aspecto técnico. A segunda etapa é baseada no trabalho desenvolvido por Castro (1999) e busca a escolha da melhor alternativa de sistema marítimo de produção quando se observarem aspectos tecnológicos, econômicos, ambientais e logísticos.
Figura 3-1 Esquema da metodologia proposta
A abordagem a ser dada a este problema está ligada a cinco diferentes aspectos: técnico, econômico, tecnológico, ambiental e logístico.
Construção das Alternativas Avaliação das Alternativas Dados do Campo
Melhor Sistema Marítimo de Produção observando Aspectos Técnicos, Tecnológicos, Econômicos,
O aspecto técnico irá definir a viabilidade de um sistema marítimo de produção em função dos seus componentes e dos dados do campo, através do uso do conhecimento técnico sobre processos e procedimentos que envolvam a produção de óleo e gás. Os dados a serem utilizados serão aqueles relacionados diretamente com a caracterização e localização do reservatório e da infraestrutura próxima ao campo.
O aspecto econômico é o fator de decisão mais utilizado pelas empresas petrolíferas. O valor presente líquido, que considera a valorização do dinheiro no tempo, será o responsável de avaliar o aspecto econômico dos cenários propostos para o desenvolvimento.
O tecnológico aborda a aquisição de conhecimentos específicos, onde se considera que a utilização massiva de uma tecnologia aumenta a perícia e diminui o risco de falhas.
O ambiental está relacionado aos principais fatores que podem afetar o meio ambiente. O objetivo deste aspecto é dimensionar o impacto ambiental que poderia ser gerado com a implementação de cada alternativa.
E por último o aspecto logístico. Trata-se das dificuldades ou facilidades no planejamento da produção, da armazenagem e do transporte não só do óleo produzido, mas também de todos os recursos necessários para o ótimo funcionamento do sistema marítimo de produção. Através de indicadores se determinará a atratividade em termos de logística para cada uma das alternativas, para a fase de produção do campo.
Os dados de entrada para o sistema de seleção são os dados do campo e das suas proximidades que foram selecionados como parâmetros de decisão na metodologia, e estão resumidos na Tabela 3-1 a seguir.
Tabela 3-1 Parâmetros de entrada necessários para executar o sistema de seleção.
Área do Reservatório (km2) Profundidade do Reservatório (m)
Número de Poços Tipo de Poços Vazão Diária por Poço (m3/d) Profundidade da Lâmina d’água (m)
Condições Ambientais
Existência de Infraestrutura de Processamento Próxima ao Campo Tipo de Sistema de Separação que Possui a Infraestrutura de Processamento
Produção (MBOE/d) Distância da Costa
Existência de Infraestrutura para Receber Pessoas e Estocar Suprimentos Existência de Infraestrutura de Dutos Próxima ao Campo
Para construir as alternativas de projeto e seguindo o procedimento de Franco (2003) os dados de entrada numéricos devem ser transformados em termos linguísticos. Este processo é feito por meio de conjuntos nebulosos para os parâmetros área do reservatório, profundidade do reservatório, número de poços, vazão diária por poço, profundidade da lâmina d’água e distância da costa. Eles estão definidos na Figura 3-2.
Figura 3-2 Conjuntos nebulosos para encontrar os termos linguísticos (Adaptada de Franco, 2003).
Na teoria dos conjuntos nebulosos existe um grau de pertinência para cada termo linguístico. Deste modo, o dado numérico (eixo X) poderá interceptar até duas linhas de termos linguísticos, sendo que o termo linguístico com maior pertinência (eixo Y) será o escolhido para representar o dado numérico.
Os valores dos parâmetros tipo de poço, condições ambientais, existência de infraestrutura de processamento próxima ao campo, tipo de sistema de separação que possui a infraestrutura de processamento, existência de infraestrutura para receber pessoas e estocar suprimentos e existência de infraestrutura de dutos próxima ao campo são expressos através de conceitos linguísticos. Assim sendo:
o tipo de poço pode ser vertical, horizontal ou direcional;
as condições ambientais podem ser amenas, moderadas ou severas;
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 20 40 60 80 100 120 140 P er ti n ên ci a
Área Direção Horizontal (km²) Área do Reservatório
Pequena Média Grande
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 1000 2000 3000 4000 P er ti n ên ci a Profundidade Vertical (m) Profundidade do Reservatório
Raso Médio Profundo
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 10 20 30 40 50 P er ti n ên ci a Número de Poços Número de Poços
Baixo Médio Alto
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 500 1000 1500 2000 P er ti n ên ci a Lâmina d'água (m) Lâmina D'água
Rasa Média Profunda Ultra
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 300 600 900 1200 1500 1800 Pe rt in ên ci a Produção/Poço (10³m³/d) Vazão Diária por Poço
Baixa Média Alta
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 0 40 80 120 160 200 240 280 Pe rt in ên c ia Distância (km) Distância da Costa
a infraestrutura seja de processamento ou de recebimento de pessoas, de estocagem de suprimentos, ou ainda, de dutos, podem existir (sim) ou não;
o tipo de sistema de separação da infraestrutura de processamento pode ser, trifásico com tratamento de óleo, ou só com tratamento de óleo.
Alguns componentes do sistema marítimo de produção definidos na metodologia são usados como parâmetros em fases posteriores, assim como:
o arranjo de poços, pode ser satélite ou agrupado;
o tipo de UEP, pode ser FPSO, SS, Spar e/ou TLP;
o tipo de sistema de separação da UEP, pode ser, bifásico, trifásico ou trifásico com tratamento de óleo;
o modal de transporte de óleo, pode ser duto ou navio e transformado em modal dutoviário ou aquaviário na hora de determinar o indicador logístico de transporte de óleo.
O parâmetro distância da infraestrutura de dutos será usado para calcular o VPL como um valor numérico, e para encontrar o indicador logístico de transporte de óleo será usado na forma de termo linguístico. Os conjuntos nebulosos definidos para a distância da costa serão usados para definir o termo linguístico que represente seu valor numérico.
O parâmetro produção não precisa ser transformado em termo linguístico pois é usado dentro da metodologia como um valor numérico.
Os parâmetros capacidade de armazenamento, área de convés e capacidade de processamento, são parâmetros que dependem diretamente da escolha do tipo de UEP e foram definidos pela autora na Tabela 3-2, baseada em dados de unidades estacionárias de produção instaladas ou em desenvolvimento até o ano 2016.
Tabela 3-2 Definição dos parâmetros de capacidade de armazenamento, área de convés e capacidade de processamento. Baseada em: Barton et al. (2016a, 2016b), Mahoney e Supan
(2012), Supan (2011) e Willhoit e Supan (2010).
UEP Capacidade de Armazenamento (103 BOE) Área de Convés Capacidade de Processamento (103 BOE/D)
FPSO 2200 Muito Grande 325
SS 0 Grande 352
Spar 818 Média 155
Os parâmetros capacidade de processamento e capacidade de armazenamento, quando comparados com a produção, se converterão em suficiente se a capacidade for maior ou igual à produção e em insuficiente se for menor.
Na primeira etapa da metodologia e para cada componente do sistema marítimo de produção, Franco (2003) criou um conjunto específico de regras que condensam todo o conhecimento do especialista e simulam seu raciocínio durante o processo de escolha para determinar os componentes do sistema marítimo de produção.
Esse conhecimento foi adquirido por Franco (2003) e atualizado pela autora a partir de estudos bibliográficos de como campos reais de petróleo foram desenvolvidos em várias regiões do mundo e foi transcrito em forma de regras que serão apresentadas nas tabelas abaixo.
3.1. Construção das Alternativas
Na primeira etapa da metodologia foi utilizada a modelagem do conhecimento especialista apresentada por Franco (2003), mas com um propósito diferente. Assim, enquanto Franco (2003) pretende encontrar a melhor alternativa de projeto para um determinado campo considerando apenas o aspecto técnico, este trabalho busca obter uma gama de alternativas com viabilidade técnica. Para encontrar cada um dos componentes das alternativas de projeto primeiro será determinado o arranjo dos poços e o manifold. Depois os tipos de unidades estacionárias de produção, o tipo de ancoragem e o tipo de riser para cada uma das UEP selecionadas. E, finalmente, o tipo de sistema de separação dos fluidos com qual deverá contar a UEP e os tipos de transporte e armazenamento de óleo possíveis para cada sistema.
Ao finalizar a primeira etapa da metodologia se encontrarão pelo menos duas alternativas de sistemas marítimos de produção. Cada uma delas elencadas com os principais componentes propostos no trabalho de Franco (2003) e com a adição do tipo de sistema de separação de fluidos. A seguir se abordará a decisão de cada componente a das suas respectivas sequências mostradas na Figura 3-3.
Figura 3-3 Sequência das decisões a serem tomadas na construção das alternativas (Adaptada de Franco, 2003).
Arranjo dos poços e Manifold
Os parâmetros que influenciam na escolha do arranjo dos poços e da utilização ou não do manifold foram definidos por Franco (2003) como mostra a Figura 3-4. Esses parâmetros são a área do reservatório, a profundidade do reservatório, o tipo de poço e o número de poços.
Figura 3-4: a) Parâmetros utilizados para a determinação do Arranjo dos Poços. b) Parâmetros utilizados para determinar se o manifold deverá ser utilizado. (Franco,
2003) UEP Riser Arranjo de Poços Manifold Ancoragem Tipo de Transporte e Armazenamento de Óleo Tipo de Sistema de Separação da UEP Construção das Alternativas
Aspecto Técnico
Arranjo dos Poços e Manifold
Arranjo de Poços Tipo de Poço Área do Reservatório Número de Poços Profundidade do Reservatório Manifold Arranjo de Poço Vazão por Poço Número de Poços (a) (b)
O número de poços é a soma de poços produtores e injetores perfurados em um mesmo campo de petróleo. No caso de os poços serem agrupados, estes podem compartilhar de uma mesma árvore de natal, o que permitiria reduzir as interligações. Muitos equipamentos como UEP e manifold são limitados em sua capacidade de interligação.
A profundidade do reservatório será considerada como a distância vertical desde o fundo do mar até o reservatório. Esse parâmetro é importante, pois a perfuração horizontal não atingirá o ponto desejado na jazida se o reservatório não for o suficiente profundo. Quando os poços são agrupados, a perfuração horizontal é mais favorável, pois alguns pontos do reservatório são atingíveis somente com a perfuração horizontal, o que a torna mais vantajosa que a vertical ou direcional.
O parâmetro área do reservatório influi na decisão do arranjo de poços, pois o arranjo de poços agrupado, poços posicionados abaixo da UEP e agrupados ao redor de um mesmo ponto, tem limitações para conseguir drenar reservatórios relativamente grandes. Nesse caso o arranjo de poços deverá ser do tipo satélite com poços espalhados ao redor da unidade estacionária de produção e posicionados exatamente sobre as regiões de maior concentração de óleo.
Para determinar o uso do manifold, os parâmetros são o número de poços, a vazão diária por poço e o arranjo dos poços.
O parâmetro número de poços interfere na decisão de usar manifold, pois caso não se utilize, uma grande quantidade de poços resultará também em um número grande de risers. Além disso, as plataformas sempre têm limitações na capacidade de carga.
A vazão diária por poço é o fluxo de óleo/gás escoado por poço em um dia. Este parâmetro é utilizado para se determinar o uso do manifold, pois esse equipamento tem uma capacidade máxima permitida para a coleta do óleo produzido e se a vazão for acima da permitida, não seria possível instalá-lo.
O conhecimento expresso na Tabela 3-3 trata sobre como determinar o tipo de arranjo dos poços em um campo de petróleo, considerando-se os parâmetros, anteriormente descritos, número de poços, tipo de poço, profundidade do reservatório e tamanho do reservatório. A palavra ‘Indiferente” dentro das regras significa que este parâmetro não é necessário para concluir qual o melhor arranjo de poços. O tipo de poço direcional foi inserido dentro das regras para fazê-las mais abrangentes.
Assim sendo a primeira linha da Tabela 3-3 expressa a seguinte regra: “se ‘Número de poços é baixo’, e ‘Tipo de poço é vertical’, e finalmente, ‘Tamanho do reservatório é pequeno’ então ‘Arranjo dos poços é agrupado’.
Tabela 3-3 Regras utilizadas para determinar o arranjo de poços. (Adaptada de Franco, 2003). NÚMERO DE POÇOS TIPO DE POÇO PROFUNDIDADE DO RESERVATÓRIO ÁREA DO RESERVATÓRIO ARRANJO DOS POÇOS
Baixo Vertical Indiferente Média ou Grande
Satélite
Baixo Direcional Indiferente Média ou Grande
Médio Vertical Indiferente Indiferente
Médio Direcional Indiferente Indiferente
Médio Horizontal Raso Pequena ou Média
Médio Horizontal Médio Pequena
Alto Indiferente Indiferente Indiferente
Baixo Vertical Indiferente Pequena
Agrupado
Baixo Direcional Indiferente Pequena
Baixo Horizontal Indiferente Indiferente
Médio Horizontal Raso Grande
Médio Horizontal Médio Média ou Grande
Médio Horizontal Profundo Indiferente
Seguindo-se o mesmo raciocínio, na Tabela 3-4 estão descritas as regras a serem consideradas para se determinar o uso do manifold.
Tabela 3-4 Regras utilizadas para determinar o uso de manifold. (Franco, 2003).
NÚMERO DE POÇOS ARRANJO DOS POÇOS VAZÃO/POÇO USO DE MANIFOLD
Médio Satélite Baixa ou Média
Sim
Alto Satélite Baixa ou Média
Baixo Indiferente Indiferente
Não
Médio ou Alto Satélite Alta
Médio ou Alto Agrupado Indiferente
Unidades estacionárias de produção, Ancoragem e Riser
Os parâmetros que influenciam a escolha das unidades estacionárias de produção, ancoragem e riser foram inicialmente definidos por Franco (2003) e atualizados pela autora como mostra a Figura 3-5.
Figura 3-5: a) Parâmetros utilizados para determinar os tipos de UEP’s. b) Parâmetros utilizados para determinar o tipo de ancoragem. c) Parâmetros utilizados para determinar o
tipo de riser. (Adaptada de Franco, 2003)
Para a escolha da UEP utilizam-se parâmetros como a lâmina d’água, o número de poços, a existência de infraestrutura próxima à plataforma com disponibilidade para processar os fluidos produzidos, o arranjo dos poços e a produção esperada do campo.
Observou-se a partir dos sistemas de produção em operação ou em desenvolvimento que mais de uma UEP pode ser instalada e operada com sucesso em campos de características semelhantes (Barton et al., 2016a). A fim de considerar outros aspectos na decisão, a base de dados de Franco (2003) foi atualizada para obter alternativas de UEP’s viáveis tecnicamente para o desenvolvimento de um determinado campo e não somente a melhor alternativa desde o ponto de vista técnico. Apenas as unidades flutuantes de produção foram consideradas como opção (Spar, TLP, Semissubmersível e FPSO) por estarem restritas a profundidades de água superiores a 300 metros.
Como visto na Figura 3-5 para a escolha da unidade estacionária de produção utilizam-se os parâmetros como a profundidade da lâmina d’água, o número de poços, a existência de infraestrutura próxima à UEP com disponibilidade para processar os fluidos produzidos, a produção esperada do campo e o arranjo dos poços.
A lâmina d’água (LDA) é a profundidade que vai da superfície até o fundo do mar. Ela é levada em consideração, pois cada uma das UEP’s tem capacidade limitada para operar em certas profundidades. De acordo com as plataformas operando atualmente ou em fase de
(a)
(b)
Unidade Estacionária de Produção Lâmina
d’água
Número
de Poços Produção
Existência de Infraestrutura de Processamento Próxima ao Campo Ancoragem UEP Lâmina d’água Condições Ambientais Arranjo dos Poços Riser Lâmina d’água Condições Ambientais UEP (c)
Unidades Estacionárias de Produção, Ancoragem e Riser
Arranjo de Poços
desenvolvimento se delimitaram as profundidades da lâmina d’água para cada tipo de plataforma. Por exemplo, a UEP tipo Spar instalada na menor lâmina d’água está a 590 metros, a plataforma Neptune (Mahoney e Supan, 2012). Essa restrição se deve a que uma Spar possui um calado de quase 400 metros de comprimento.
O parâmetro número de poços auxilia na escolha da UEP, pois cada unidade estacionária de produção tem capacidade de operar com um número limitado de poços. Para definir esse parâmetro foram utilizadas as informações de número máximo de poços que recebem as plataformas instaladas ou projetadas até o ano 2016 (Barton et al., 2016a).
A existência de infraestrutura de processamento próxima ao campo influencia porque se assumiu que os fluidos produzidos devem ser processados em alto mar e escoados para terra, com as especificações exigidas pela Resolução ANP nº 30, de 23 de junho de 2016 para óleo e a Resolução ANP nº 16, de 17 de junho de 2008 para gás. Desse modo a planta de processamento da plataforma deve conseguir fazer separação trifásica e tratamento da totalidade da produção esperada ou contar com infraestrutura próxima que consiga fazê-lo.
O termo produção se refere ao máximo fluxo diário de óleo e gás que se espera produzir de todo o campo uma vez iniciada sua fase produtiva. Este parâmetro é utilizado porque cada UEP tem capacidade de processamento definida e se não for suficiente deve-se pensar em enviar a produção para uma infraestrutura próxima ou escolher outra UEP com capacidade de processamento maior. Para definir esse parâmetro foram utilizadas as informações de capacidade máxima de produção das plataformas instaladas ou projetadas até o ano 2016 (Barton et al., 2016a, 2016b).
A seleção do tipo de ancoragem e riser são escolhas que dependem do tipo de UEP e devem ser feitas separadamente para cada tipo de UEP encontradas como viáveis.
Na escolha da ancoragem para cada UEP os parâmetros utilizados são: o arranjo dos poços, o tipo de unidade estacionária de produção, a profundidade da lâmina d’água e as condições ambientais. Há vários sistemas de ancoragem, entre os diferentes tipos consideram-se só os amplamente utilizados e aptos para operar em profundidades da lâmina d’água acima de 300 metros. Então se tem tendões verticais tracionados, taut leg, catenária e turret. O sistema de ancoragem pode variar de uma UEP para outra.
Uma TLP é sempre ancorada com tendões verticais tracionados. Uma FPSO pode ser ancorada pelo sistema turret, mas tem limitações enquanto a condições ambientais, devido à movimentação que pode ter um navio dessa dimensão ancorado a um ponto externo unicamente. O sistema turret também tem uma limitação quanto ao número de poços que está implicitamente representada pelo parâmetro de arranjo de poços.
Segundo a Bozorgmehrian et al. (2013), a ancoragem por catenária tem limitações para ser instalada em profundidades de lâmina d’água acima de 1800 metros.
O sistema taut leg representa uma maior tração nas linhas de ancoragem, o que reduz os movimentos da unidade flutuante e a converte na melhor opção para condições ambientais severas ou moderadas no caso da FPSO e da SS. Dado que a Spar tem uma estabilidade maior a ancoragem por catenária é aceita em condições ambientais até moderadas.
As condições ambientais podem ser obtidas de dados existentes para uma determinada região ou podem ser baseadas em dados de novos exames para uma localidade específica. Para facilitar essa classificação, adota-se uma linguagem mais simples, portanto, as condições ambientais podem ser ditas como ‘amenas’, ‘moderadas’ ou ‘severas’.
E finalmente para decidir o tipo de riser que será empregado utilizam-se como parâmetros a UEP, a lâmina d’água e as condições ambientais. Dependendo das características de projeto, os risers podem ser rígidos, híbridos ou flexíveis.
O riser rígido costuma ter problemas com a pressão e a temperatura em águas muito profundas além de problemas ocasionados pelas condições ambientais severas e movimentos bruscos das plataformas.
As plataformas TLP e Spar têm melhor comportamento em condições de mar severas que as FPSO ou SS, o que diminuiria nos esforços que os risers teriam que suportar. Por outro lado, os risers rígidos são mais frágeis aos movimentos da FPSO e às mudanças de temperatura ou de pressão do que os semirrígidos, e estes a sua vez do que os flexíveis.
Para escolher o tipo de UEP as regras foram atualizadas utilizando os limites operacionais das unidades em produção ou em desenvolvimento e são apresentadas na Tabela 3-5. Cabe ressaltar que com os mesmos dados de entrada mais de um tipo de unidade estacionária de produção pode ser escolhida como viável tecnicamente. Diferente das demais regras, neste caso os parâmetros numéricos descrevem melhor o conhecimento, assim sendo a primeira linha da Tabela 3-5 representa a seguinte regra: “se ‘Lâmina d’água está entre 600 e 2400 metros’, e o ‘Número de poços é menor ou igual a 35’, e há a ‘Existência de infraestrutura de processamento próxima ao campo é sim’, então o ‘Tipo de UEP é Spar’”.
