FICHA TÉCNICA
Alessandro Golombiewski Teixeira Presidente ABDI
Maria Luisa Campos Machado Leal Diretora
Miguel Antonio Cedraz Nery Diretor
Carla Maria Naves Ferreira
Gerente de Desenvolvimento Tecnológico e Inovação
Mariano Francisco Laplane Presidente CGEE
Marcio de Miranda Santos Diretor
Antonio Carlos Filgueira Galvão Gerson Gomes
José Messias de Souza (a partir de 19/08/2015) Diretores
SUPERVISÃO
Maria Luisa Campos Machado Leal
SUPERVISÃO
Marcio de Miranda Santos
EQUIPE TÉCNICA DA ABDI
Carla Maria Naves Ferreira
Gerente de Desenvolvimento Tecnológico e Inovação Zil Miranda Assessora Especial Rodrigo Rodrigues Analista Sênior Jorge Boeira Especialista Setorial
Adriana dos Santos Ghizoni Assistente de Projetos
EQUIPE TÉCNICA CGEE
Liliane Sampaio Rank de Vasconcelos Coordenadora
Kátia Regina Araújo de Alencar Assessora
Kleber de Barros Alcanfôr Assessor
Lilian M. Thomé Andrade Brandão Assessora
Rogério Mendes Castilho Assessor
Simone Rodrigues Neto Andrade Assistente Administrativo
COORDENAÇÃO TÉCNICA GERAL
Fabio Stallivieri (UFF)
Ricardo Naveiro (UFRJ)
Rodrigo Sabbatini (UNICAMP)
COORDENAÇÃO TÉCNICA SETORIAL
Jorge Britto (UFF) - Panorama Econômico
Theodoro Antoum Netto (UFRJ) – Panorama Tecnológico
COMITÊ TÉCNICO DE ESPECIALISTAS
Celso Morooka
Eduardo Rappel
Leonardo Uller
Paulo Couto
SUMÁRIO
1. Introdução ... 9
2. Desafios ... 9
2.1. Segurança de poço ... 10
2.2. Poços inteligentes ... 10
2.3. Detecção e controle de parafinas e hidratos ... 11
2.4. Tecnologias para isolamento e aquecimento de linhas ... 11
2.5. Desenvolvimento de sistemas de separação e bombeamento submarino ... 11
2.6. Sistemas de risers rígidos em catenária (SCR) ... 12
2.7. Sistemas de risers flexíveis ... 12
2.8. Sistemas de risers alternativos ... 12
2.9. Equipamentos submarinos ... 13
2.10. Ancoragem em águas ultraprofundas ... 13
2.11. Materiais alternativos... 13
2.12. Aquisição e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos... 14
2.13. Sistemas submarinos de produção não convencionais ... 14
3. Tecnologias emergentes ... 15
3.1. Sistemas de Produção Atuais ... 16
3.1.1. Equipamentos Submarinos ... 16
3.1.1.1. Bombeio Submarino ... 16
3.1.1.2. Compressão Submarina... 21
3.1.1.3. Controle ... 23
3.1.1.4. Transmissão e Distribuição de Alta Potência ... 25
3.1.1.5. Medidores de Fluxo Multifásico ... 27
3.1.1.6. Separação Submarina ... 28
3.1.2. Linhas submarinas ... 32
3.1.2.1. Steel catenary risers e configurações alternativas ... 32
3.1.2.2. Sistemas pipe-in-pipe ... 37
3.1.2.3. Dutos-sanduíche ... 38
3.1.2.4. Dutos cladeados ... 39
3.1.2.5. Dutos flexíveis para águas profundas ... 41
3.1.2.6. Umbilicais de alta potência ... 43
3.1.2.7. Materiais, técnicas de soldagem e conexões alternativas ... 45
3.1.3. Garantia de escoamentorisers ... 56
3.1.3.1. Técnicas de prevenção de bloqueios em tubulações ... 56
3.1.3.2. Técnicas de localização e dimensionamento de bloqueios em tubulações ... 60
3.1.3.3. Técnicas de remediação de bloqueios em tubulações ... 62
3.1.3.4. Técnicas para mitigação de golfadas em tubulações com escoamento multifásico ... 65
3.1.3.5. Sensores para medição de pressão, temperatura e vazão... 67
3.1.4. Gerenciamento da integridade de sistemas submarinos ... 68
3.1.4.2. Técnicas de inspeção e monitoramento ... 71
3.1.4.3. Autonomous Underwater Vehicles (AUV) ... 73
3. 2. Sistemas de produção não tradicionais (sistemas subsea to shore) ... 76
Referências ... 82
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Conceito de subsea to shore ... 15
Figura 2 - Principais tipos de bombas mutifásicas ... 17
Figura 3 - Bomba de Duplo Parafuso (Poster 91). Courtesy of Leistritz ... 17
Figura 4 - Bomba de Cavidades Progressivas. Multiphase Pumping as an Alternative to Conventional Separation, Pumping and Compression (after R&M) ... 18
Figura 5 - Bomba helicoaxial. Multiphase pumping as on alternative to conventional separation, pumping and compression (after Sulzer) ... 19
Figura 6 - Bomba centrífuga multiestágios. Multiphase pumping as on alternative to conventional separation, pumping and compression ... 19
Figura 7 - Subsea Gas Compression - Challenges and Solutions (OTC 17399) ... 21
Figura 8 - Campo de Ásgard ... 22
Figura 9 - Sistemas de Controle Submarinos. OTC 18952 ... 23
Figura 10 - Sistemas elétricos submarinos. OTC 18952 ... 26
Figura 11 - Separador FMC Tordis apresentação Fluor Offshore Solutions 2012 ... 29
Figura 12 - FMC Pazflor (mesma apresentação) - cortesia FMC ... 29
Figura 13 a) VASPS (OTC 18198) 13b) Caisson - JPT setembro/2009 - New Field Development ... 30
Figura 14 - À esquerda: separador de fases; no meio: deliquidificador; à direita: degaseificador ... 30
Figura 15 - Mudança no calado e centro da TDZ (OTC 16627) ... 32
Figura 16 - Reposicionamento ocasional do flutuante ... 33
Figura 17 - Alívio do peso na TDZ ... 34
Figura 18 - Vida à fadiga de trecho da TDZ em titânio ... 34
Figura 19 - SLWR nas posições near, mean e far. OTC 14154 ... 35
Figura 20 - TLR. OTC 14154 ... 36
Figura 21 - FSHR OMAE 2009-79487 ... 36
Figura 22 - PIP ... 37
Figura 23 - Protótipo de duto-sanduíche ... 39
Figura 24 - Dutos cladeados metalurgicamente ... 40
Figura 25 - Processo de cladeamento mecânico ... 40
Figura 26 - Esquema de riser flexível - OTC 15169 ... 42
Figura 27 - Flexible fiber reinforced pipe. www.deepflex.com/Portals/0/pdf/DeepFlex_Brochure.pdf ... 42
Figura 28 - Causas de falha em umbilicais (OTC 22430) ... 44
Figura 29 - Protótipo de umbilical (OTC 22430) ... 45
Figura 30 - Fotografia de microscópio eletrônico de copolímero PP e copolímero de PP com HMS-PP (OTC 14212) ... 47
Figura 31 - Seção transversal da espuma sintática (OTC 13134) ... 47
Figura 32 - Compósito estrutural (OTC 19111) ... 50
Figura 35 - Conexão EIJ. Oceaneering ... 54
Figura 36 - Proteção catódica (subsea structural engineering - Bai Y. Bai. Q) ... 54
Figura 37 - Perfil do potencial (subsea structural engineering - Bai Y.Bai.Q) ... 56
Figura 38 - Mecanismos de inibição de hidratos. Subsea pipeline and risers Bai Y. Bai, Q) ... 57
Figura 39 - Regiões de formação e dissociação de hidratos (mesmo livro) ... 58
Figura 40 - ROV. (www.qgdopetroleo.com/2010/06/entrevista-com-eric-oliveira-piloto-de.html) ... 61
Figura 41 - Reflexões do sinal acústico antes e depois do processamento com filtro (SPE 138045) ... 62
Figura 42 - Escoamento em golfadas (www.iahrmedialibrary.net/db/ii5/slug%20flow%201.htm) ... 65
Figura 43 - Controle ativo de slugs – Statoil (http://pt.scribd.com/doc/52042675/STATOIL-Slug-control) ... 66
Figura 44 - Sensor FBG em matriz compósita (OTC 20980) ... 68
Figura 45 - Sistema de braçadeiras (OTC 20980) ... 68
Figura 46 - Ciclo básico de garantia de confiabilidade ... 69
Figura 47 - Ciclos de garantia e confiabilidade ... 70
Figura 48 - Sensor sendo instalado por ROV (OTC 20980) ... 71
Figura 49 - Dados de curvatura obtidos em campo. OTC 20980 ... 72
Figura 50 - Dados 3D no tempo e espaço de um sensor DTS... 73
Figura 51 - AUV sendo retirado da água (OTC 23512) ... 74
Figura 52 - Mudanças destacadas em tempo real indicando dano na estrutura (OTC 23512) .. 75
Figura 53 - Possíveis configurações de sistemas integrados de produção submarina (subsea factory). Statoil ... 77
Figura 54 - Tie-back de longa distância - Subsea structural engineefing handbook - Yong Bai e Qiang Bai. p. 37 ... 78
Figura 55 - Subsea to Shore - Subsea structural engineering handbook - Yong Bai e Qiang Bai. p.36 ... 78
Figura 56 - Módulos operacionais de tecnologias de processamento submarino operadas pela Statoil possíveis de ser integrados em solução do tipo “subsea factory”. Statoil ... 80
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Variação de potencial para proteção possível ... 55 Tabela 2 - Potencial por liga de anodo ... 55
1. Introdução
A indústria do petróleo e gás vem desenvolvendo novas tecnologias e novos métodos de trabalho, movida pelo desejo de colocar em produção os campos já descobertos em águas profundas, assim como os campos com potencial de serem descobertos em profundidades de lâmina d´água de até 3.000 metros.
Para alcançar esses objetivos, a Petrobras lançou em 2000 o Programa Tecnológico da Petrobras em Sistemas de Exploração em Águas Ultraprofundas (Procap-3000), e mais recentemente o PROCAP Visão Futuro. Considerando-se a atuação hegemônica da Petrobras e de seus eventuais parceiros no Brasil, esses programas serviram como arcabouço para o delineamento dos desafios e oportunidades de desenvolvimento de negócios para os fornecedores nacionais de serviços de exploração e produção de petróleo e gás no país.
Este documento procura apresentar um panorama das principais tecnologias envolvendo a exploração submarina de Petróleo & Gás, ressaltando as principais tendências tecnológicas no país e no mundo, a identificação do seu processo de inovação, assim como o estado do seu desenvolvimento tecnológico no país.
Este documento está organizado em duas seções, além da introdução.
Na seção dois, são descritos os desafios tecnológicos decorrentes do paradigma da produção de petróleo nacional, assim como separados subsistemas que agrupam necessidades tecnológicas afins dentro do contexto dos sistemas submarinos.
Na seção três, são expostas as tecnologias emergentes atualmente identificadas cujo objetivo é sanar os desafios supramencionados, o qual encontra-se dividido em duas partes.
Na primeira parte são apresentadas tecnologias emergentes mais diretamente vinculadas à busca de maior eficiência e segurança operacional para os sistemas atuais de produção que estão divididos em quatro campos principais de tecnologias emergentes, a saber: Equipamentos Submarinos, Linhas Submarinas, Garantia de Escoamento e Gerenciamento da Integridade de Sistemas Submarinos. Nesse escopo, as tecnologias são abordadas individualmente ou em grupo, assim como é feita a sua descrição; apresentado seu princípio de funcionamento e seu campo de aplicação, bem como suas vantagens e desvantagens; e, por fim, a situação mundial e brasileira em relação ao desenvolvimento da tecnologia.
Em seguida, são discutidos os principais fatores condicionantes e as tecnologias emergentes mais relevantes para se avançar na direção do desenvolvimento de sistemas submarinos de produção não convencionais. Esses sistemas, que dispensam o uso de unidades flutuantes, são caracterizados por uma trajetória tecnológica de maior ruptura, a partir de uma solução do tipo “subsea to shore”.
2. Desafios
Os principais desafios tecnológicos considerados de importância estratégica para os cenários de águas ultraprofundas no Brasil são destacados a seguir.
Segurança de poço.
Poços inteligentes.
Detecção e controle de parafinas e hidratos.
Desenvolvimento de sistemas de separação e bombeamento submarino.
Desenvolvimento de tecnologia de reinjeção de gás para águas ultraprofundas.
Métodos especiais de recuperação avançada de petróleo.
Sistemas de risers rígidos em catenária (SCR).
Sistemas de risers flexíveis.
Sistemas de risers alternativos.
Equipamentos submarinos.
Ancoragem de unidades flutuantes.
Materiais alternativos para operação com fluidos corrosivos, particularmente para os campos do pré-sal com alta concentração de CO2 e H2S.
Aquisição e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos.
Sistemas submarinos de produção não convencionais.
A seguir, são descritos brevemente projetos de equipamentos ou métodos associados aos desafios tecnológicos para exploração e produção de petróleo e gás em águas ultraprofundas. Essa lista delimita o escopo deste trabalho e, para um dos tópicos elencados, foi realizada uma extensa revisão bibliográfica, assim como consultas a fabricantes e grupos de pesquisa com destacada atuação no país. Em paralelo, o Comitê Técnico mobilizado pela ABDI para este Estudo discutiu e propôs um conjunto reduzido de tecnologias emergentes as quais são descritas detalhadamente na seção três.
2.1. Segurança de poço
Os recentes vazamentos ocorridos no Golfo do México e na Bacia de Campos expuseram a necessidade de desenvolvimento de tecnologias para maior controle e monitoramento do poço durante as fases de perfuração e produção, entre as quais se destacam o desenvolvimento de:
Simulador de kicks e blowouts.
Métodos de combate e mitigação de vazamentos em águas profundas.
Sistemas de monitoramento de vazamentos submarinos de óleo.
Análise de confiabilidade de “Blow-out Preventer” (BOPs) e árvores de natal.
2.2. Poços inteligentes
O principal objetivo do desenvolvimento da completação inteligente, sobretudo para os situados em águas ultraprofundas, é a redução do número de poços para a explotação de campos de pretóleo & gás. Essa redução pode ser alcançada fisicamente em alguns casos, mas, do ponto de vista econômico, torna-se mais importante alcançar a redução do número de intervenções para antecipação da produção de reservatórios situados em zonas secundárias. Os sistemas inteligentes em desenvolvimento têm por objetivo a monitoração de reservatórios, apresentando a capacidade de promover ajustes individuais da produção das diversas zonas alcançadas por um poço. Usando esses sistemas, podem-se abrir todas as zonas alcançadas por um poço e escolher, no decorrer da sua produção, qual zona ficará fechada, qual zona estará produzindo com alta vazão e qual zona que terá a sua vazão reduzida.
Todos esses controles são realizados através da monitoração das zonas e, durante a produção, o engenheiro do reservatório terá conhecimento da pressão, temperatura e vazão para cada zona. Em campos de águas ultraprofundas, o petróleo das zonas secundárias não está sendo
O uso da completação inteligente sobrepuja esta barreira, oferecendo a capacidade de melhorar a recuperação do poço. Sistemas de completação inteligente em ambientes de águas ultraprofundas, e apresentando grande distância entre o poço e a unidade flutuante, requerem adequações às tecnologias já existentes.
Entre as tecnologias, destacam-se as relacionadas abaixo:
Desenvolvimento, teste e qualificação de conectores molhados.
Desenvolvimento, teste e qualificação de sensores de pressão, vazão e temperatura – convencionais e ópticos.
Desenvolvimento, teste e qualificação de válvulas para controle de poço elétricas, hidráulicas e com atuadores com ligas de memória de forma (tecnologia wireless).
Sistemas para controle e mitigação de encrustação em poços.
2.3. Detecção e controle de parafinas e hidratos
Parafinas e hidratos podem se formar em linhas de escoamento em águas profundas causando grandes problemas de garantia de escoamento para operações offshore. É importante, portanto, desenvolver ou tornar disponíveis tecnologias para se prevenir ou detectar e remediar depósitos de parafina ou de hidratos para os sistemas submarinos de produção, tais como:
Localização de tampões em linhas de escoamento submarinas através de métodos acústicos ou similares.
Sistemas para dimensionamento de tampões sem intervenção usando técnicas de gamagrafia.
Sistemas para remoção de tampões através de soluções químicas ou intervenção mecânica (pigs).
2.4. Tecnologias para isolamento e aquecimento de linhas
Os estudos de novos conceitos de isolamento térmico e de sistemas de aquecimento de linhas mostram-se muito promissores, vis-à-vis os novos campos descobertos em águas ultraprofundas e distantes do continente, e apresentando arranjos submarinos que preveem maiores distâncias entre a cabeça do poço e a plataforma. Entre as inovações pode-se destacar:
Configurações "pipe-in-pipe", incluindo conectores
Configurações “duto-sanduíche”, incluindo conectores e materiais especiais (compósitos e nanocompósitos) para a camada anular.
Tubos com materiais alternativos, incluindo materiais compósitos.
Materiais com baixa condutividade térmica e boa resistência mecânica.
Sistemas para aquecimento ativo de linhas submarinas.
2.5. Desenvolvimento de sistemas de separação e bombeamento submarino
Em função da necessidade de explorar petróleo localizado em águas ultraprofundas, tornam-se imperativos o desenvolvimento, o aperfeiçoamento e o aumento da capacidade de bombeamento de bombas submersíveis elétricas em operação a grandes profundidades. Os
seguintes equipamentos/sistemas são considerados suscetíveis a aprimoramento e desenvolvimento de tecnologia nacional:
Sistema de bombas elétricas submersíveis para uso submarino.
Sistemas de medição de fluxos multifásicos.
Sistemas de controle e transmissão de alta potência (umbilicais).
Separadores submarinos.
Sistemas de controle e mitigação de golfadas em escoamentos multifásicos.
2.6. Sistemas de risers rígidos em catenária (SCR)
Cabos umbilicais e risers são elementos constituintes dos sistemas marítimos de produção de petróleo que fazem a ligação física da plataforma até o poço. Os cabos umbilicais tem a função de transmitir sinais de controle e alimentação, enquanto os risers fazem o transporte de petróleo e gás para a plataforma. Na configuração SCR o riser fica preso a plataforma e se estende livremente até o solo.
O conceito de SCR é considerado uma tecnologia de campo comprovada internacionalmente e, em âmbito nacional, no seu uso na exportação de petróleo e de gás das plataformas semissubmersíveis de produção P-18 e P-36. Alguns campos do pré-sal preveem o uso dessa tecnologia, destacando-se como oportunidades as listadas a seguir:
Aplicação de ligas alternativas, como alumínio de alta resistência.
Estudo de conexões alternativas à solda tradicional.
Aços de alta resistência e métodos de soldagem apropriados.
Dutos tipo “lined” e “cladeados”.
2.7. Sistemas de risers flexíveis
O projeto e a tecnologia de fabricação de dutos flexíveis, umbilicais de controle e acessórios (conectores, enrijecedores de flexão) são conhecidos por poucas empresas multinacionais, que dominam o mercado mundial, sendo o Brasil o maior mercado dessas empresas. Os desafios mais recentes incluem:
Projeto e qualificação de dutos flexíveis com diâmetros internos superiores a 16 polegadas para águas ultraprofundas.
Aplicações com alto teor de fluidos corrosivos (H2S e CO2), como nos campos do pré-sal.
Umbilicais submarinos para alta potência.
2.8. Sistemas de risers alternativos
Novos conceitos de risers de produção e de linhas vêm sendo estudados para aplicação nos campos novos do pré-sal. Empresas com capacitação para projeto, construção e instalação dessas novas concepções deverão atender a essas demandas. Entre esses novos conceitos podemos incluir:
Tension Leg Riser (TLR) – Risers conectados por boia submarina subsuperfície de pernas tensionadas (“boião”).
Free Standing Hybrid Riser (FSHR) – Riser híbrido autossustentado.
Riser Tower – Risers envolvidos em uma estrutura de torre autossustentada por flutuadores.
Steel Lazy Wave Riser (SLWR) – Riser de aço com flutuadores intermediários numa configuração de corcova complacente.
2.9. Equipamentos submarinos
Em complemento aos itens anteriores, deve-se ressaltar a necessidade do desenvolvimento de estruturas e equipamentos para suportar os sistemas submarinos de completação molhada em águas ultraprofundas, incluindo:
Manifolds.
Árvores de natal molhadas.
Adicionalmente, um dos maiores gargalos tecnológicos associados à implantação de equipamentos submarinos para águas ultraprofundas é o desenvolvimento de métodos e embarcações adequadas para o lançamento de equipamentos de grandes dimensões com cargas elevadas.
2.10. Ancoragem em águas ultraprofundas
O desenvolvimento de campos de petróleo em águas profundas acima de 1.000m, apresentou grandes desafios à Petrobras. Nessas profundidades, o uso de amarras convencionais, todas de aço em catenária, apresentava problemas de peso excessivo, alto custo e grande raio de ancoragem. Essas restrições levaram a Petrobras a desenvolver soluções alternativas para os sistemas de amarração, inovando tanto em conceitos como em materiais. Apesar de também já dominadas, essas tecnologias apresentam-se com bom potencial para desenvolvimento de fornecedores nacionais, a saber:
Cabos sintéticos feitos em poliéster.
Âncoras de carga vertical do tipo estaca torpedo.
2.11. Materiais alternativos
A operação em condições severas como altas pressões e temperaturas e fluidos com propriedades corrosivas e fragilizantes impõe a necessidade de desenvolvimento de novas tecnologias na área de materiais. Os principais desafios e oportunidades no setor são descritos a seguir:
• Materiais em aço de alta resistência associados a métodos de soldagem apropriados. • Novas ligas para anodos de sistemas de proteção catódica galvânica que evitem a
fragilização pelo hidrogênio, bem como dispositivos eletrônicos que limitam a corrente aplicada em tais sistemas.
• Materiais alternativos para operação com fluidos corrosivos, particularmente em campos com alta concentração de CO2 e H2S, tais como ligas Corrosion Resistant Alloys (CRA) com baixa susceptibilidade à fragilização pelo hidrogênio e adequada resistência a fadiga em condições de Alta Pressão e Alta Temperatura (HPHT).
• Dutos com materiais alternativos, incluindo materiais compósitos, ligas metálicas de alta resistência e resistentes à corrosão.
2.12. Aquisição e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos
Novas tecnologias são necessárias para adquirir, processar e interpretar dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos, de modo a suprir os projetos de produção em águas profundas e ultraprofundas com as informações sobre os reservatórios, leito do mar e colunas d'água, para as atividades de instalação, desenvolvimento e produção.
Sísmica 3D e 4-D.
Sistemas de sensores para geração de dados metaoceanográficos.
Monitoramento por meio de radar ou sensores de superfície para identificação de vazamentos e espalhamento de manchas de óleo.
2.13. Sistemas submarinos de produção não convencionais
As reservas gigantes de óleo e gás dos campos do pré-sal, assim como outras recentes descobertas no Brasil poderão entrar em produção sem a necessidade do uso de unidades flutuantes, uma vez vencidos os desafios tecnológicos do conceito denominado subsea to shore (do fundo do mar para a terra), conforme ilustrado na Figura
1
.Este conceito vem sendo estudado por diversas empresas para aplicação no Mar do Norte e no Golfo do México. A tecnologia pode gerar grande economia para as operadoras, uma vez que os custos da instalação e operação estimados para um projeto subsea to shore podem ser muito inferiores aos valores de sistemas convencionais. Adicionalmente, a adoção dessa nova tecnologia poderá viabilizar a produção em campos menores, já que não será mais necessária a instalação de uma plataforma para cada um deles.
Um dos principais desafios para viabilizar tecnologias que dispensem unidades flutuantes é desenvolver sistemas de bombeamento suficientemente potentes, assim como encontrar a melhor forma de fazer a separação submarina dos fluidos produzidos. Outros fatores de grande importância na análise de viabilidade técnica e econômica do conceito incluem o desenvolvimento de concepções alternativas de dutos com resistência e isolamento térmico que atendam aos requisitos de projeto além de cabos umbilicais elétricos e hidráulicos de transmissão de alta potência. Devido à natureza da operação, a integridade estrutural do sistema deve ser garantida através de métodos adequados de inspeção submarina e análises da confiabilidade de equipamentos e do sistema de forma global.
Estudos preliminares do conceito foram realizados no Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS) da COPPE/UFRJ. Três cenários de produção submarina de gás foram avaliadados para um campo real de gás offshore situado a 160 quilômetros da costa brasileira, em uma profundidade de 500 metros.
O primeiro levou em consideração simulações de uma plataforma semissubmersível de águas profundas, seguido de uma plataforma fixa, tipo jaqueta, destinada a águas rasas. Os dois cenários foram comparados com a concepção subsea to shore. Considerand o as análises de integridade estrutural, processamento submarino, garantia de escoamento e análise de risco e custo, a concepção subsea to shore mostrou ser a mais adequada às particularidades do campo em questão, demonstrando grande potencial de aplicação em diversos cenários de produção offshore.
O desenvolvimento em âmbito nacional de tecnologia necessária para viabilizar o conceito tem o potencial de alavancar o surgimento e crescimento de diversas empresas nas áreas de equipamentos submarinos, tubulações, cabos umbilicais de alta potência, instrumentação submarina, inspeção e manutenção submarina e gerenciamento de risco.
As principais tecnologias relacionadas a esse tema são:
Desenvolvimento de bombas submarinas e equipamentos de separação.
Concepções alternativas de dutos submarinos.
Desenvolvimento de cabos submarinos eletro-hidráulicos de alta potência.
Técnicas de manutenção e inspeção submarina.
Gerenciamento de risco e análise de confiabilidade de sistemas submarinos.
Figura 1 - Conceito de subsea to shore
3. Tecnologias emergentes
No tocante às tecnologias emergentes, é possível distinguir aquelas mais diretamente vinculadas à intensificação da exploração nas condições atuais, em condições de maior eficiência e segurança operacional, e aquelas que envolvem ruptura em relação às condições atuais, a partir de um desenvolvimento paulatino na direção de sistemas submarinos de produção não convencionais, que dispensam o uso de unidades flutuantes, a partir de uma solução do tipo subsea to shore, equivalente também à noção de subsea factory.
As tecnologias emergentes mais diretamente vinculadas à busca de maior eficiência e segurança operacional para os sistemas atuais de produção serão apresentadas inicialmente. Em seguida a essa descrição, são discutidos os principais fatores condicionantes para se avançar na direção
do desenvolvimento de sistemas submarinos de produção não convencionais, que dispensam o uso de unidades flutuantes, que caracterizariam uma trajetória tecnológica de maior ruptura, a partir de uma solução do tipo subsea to shore.
3.1. Sistemas de Produção Atuais
As seções que se seguem avaliam um conjunto de tecnologias emergentes, consideradas prioritárias para o setor na perspectiva de busca de maior eficiência e segurança operacional para os sistemas convencionais de produção. Estas tecnologias são agrupadas em quatro grandes áreas, a saber: 1) Equipamentos Submarinos; 2) Linhas Submarinas; 3) Garantia de Escoamento; 4) Gerenciamento da Integridade de Sistemas Submarinos.
As tecnologias serão descritas ressaltando sempre seu princípio de funcionamento, seus principais equipamentos e campo de aplicação, suas vantagens e desvantagens, assim como seu grau de difusão no Brasil e no mundo.
3.1.1. Equipamentos Submarinos
3.1.1.1. Bombeio Submarino
O bombeio é a tecnologia de processamento submarino mais empregada atualmente. Seu funcionamento consiste na aplicação de uma bomba multifásica para se viabilizar o transporte dos fluidos produzidos da cabeça do poço a uma unidade de tratamento distante, seja ela onshore ou offshore.
Definem-se bombas multifásicas como equipamentos capazes de fomentar escoamentos ao menos bifásicos, de líquido e gás. Para aplicação submarina na indústria do petróleo, as exigências são maiores e são requeridas bombas que operem com fluxos contendo óleo, água, gás e sólidos.
Nos últimos anos, a crescente necessidade do uso deste tipo de equipamento proporcionou o desenvolvimento de diferentes tecnologias para fluxo multifásico. A seguir estão ilustrados os principais tipos de bombas multifásicas empregadas na indústria.
Figura 2 - Principais tipos de bombas multifásicas
Segue descrição do funcionamento das tecnologias citadas: a) Bombas de Deslocamento Positivo
Este tipo de bomba desloca um volume finito de fluido de uma região de baixa pressão a uma de alta. Para isso, um dispositivo mecânico da bomba desloca-se, obrigando o fluido a executar o mesmo movimento, de modo intermitente. Assim, de acordo com a capacidade de armazenamento da bomba, são efetuados enchimentos e esvaziamentos sucessivos, promovendo o fluxo no sentido desejado.
Entre as bombas de deslocamento positivo estão: i) Bombas de parafuso duplo
É o tipo de bomba multifásica mais popular em uso. Seu funcionamento ocorre pelo trabalho de dois fusos acoplados sem contato, mantidos em fase através de um par de engrenagens. Ao entrar na bomba, o fluido é empurrado pelo movimento helicoidal dos fusos.
Estas bombas (Figura 3) são bem adaptadas a altas frações de gás e a composições de entrada variáveis.
Figura 3 - Bomba de Duplo Parafuso (Poster 91). Courtesy of Leistritz
ii) Bombas de cavidades progressivas
Bombas Multifásicas
Deslocamento Positivo
Parafuso Duplo Cavidade Positiva
Rotodinâmicas
Helicoaxial Centrífuga Multiestágios
Vastamente empregada como método de elevação artificial em poços de petróleo, esta bomba foi adaptada para o uso submarino para fluxos multifásicos. Este tipo de bomba conta com um rotor helicoidal girando dentro de um estator, que possui uma série de cavidades separadas a 180°. Com o movimento do rotor, as cavidades deslocam-se, movimentando o fluido de maneira estável.
Esta bomba é eficiente para fluxos inferiores a 30.000bbl/d e para baixas pressões a jusante. Um fator positivo de seu emprego é a capacidade de funcionar com alto teor de sólidos, embora isto aumente a frequência de troca do estator.
Figura 4 - Bomba de Cavidades Progressivas. Multiphase Pumping as an Alternative to Conventional Separation, Pumping and Compression (after R&M)
iii) Bombas rotodinâmicas
O princípio de funcionamento destas bombas é a transferência de energia cinética aos fluidos e sua posterior conversão em pressão. Isto ocorre quando o fluido é submetido a forças centrífugas decorrentes do fluxo radial através de um impelidor, criando um momento angular. Esse momento é então convertido em pressão, quando o fluido é desacelerado e redirecionado por um difusor estacionário.
iv) Bombas helicoaxiais
Nelas o fluido desloca-se horizontalmente através de uma série de estágios, cada um consistindo de um impelidor rotativo com forma helicoidal e de um difusor estacionário. Ao fim de cada estágio há um incremento de pressão e o fluido é homogeneizado e redirecionado pelo difusor. Essa homogeneização entre os estágios impede a separação óleo-gás, permitindo um fluxo estável. À medida que os fluidos são pressurizados pelos estágios, a geometria dos impelidores e difusores muda para acomodar o menor volume do fluxo.
Figura 5 - Bomba helicoaxial. Multiphase pumping as on alternative to conventional separation, pumping and compression (after Sulzer)
v) Bombas Centrífugas Multiestágios
Este tipo de bomba rotodinâmica, menos utilizado que as helicoaxiais, foi primeiramente desenvolvido para elevação artificial na indústria do petróleo. Com essa finalidade, a bomba é capaz de trabalhar com líquidos e volumes de gás acidentais. Recentemente, essas bombas têm sido adaptadas para expandir sua habilidade de bombeio de gás, para aplicação submarina.
Figura 6 - Bomba centrífuga multiestágios. Multiphase pumping as on alternative to conventional separation, pumping and compression
Nos últimos anos as bombas multifásicas tornaram-se uma solução viável para diversos planos de desenvolvimento de campos de petróleo. Seu uso tem sido considerado particularmente benéfico para campos em regiões remotas e águas profundas, tais como no Golfo do México e no Brasil.
Os parâmetros principais que levam ao uso de bombas multifásicas submarinas são a presença de óleo pesado, baixas pressões do reservatório e o aumento da distância e do número de “tie-backs” para desenvolvimento de reservas de hidrocarbonetos marginais, que recentemente se tornaram economicamente viáveis.
Entre as vantagens do uso de bombas multifásicas submarinas, destacam-se:
Aceleração na produção: bombas multifásicas podem reduzir substancialmente a pressão na cabeça do poço. Isso permite que a pressão dos efluentes do poço sobrepuje a pressão contrária exercida pelas instalações acima.
Inicialização e estabilização do fluxo de poços que não produzem naturalmente para estações de tratamento remotas: bombas multifásicas podem iniciar o fluxo do poço diminuindo a pressão na cabeça do poço durante o startup.
Aumento da distância de tie-back: é economicamente inviável a construção de estações submarinas para cada ativo. Logo, com o uso de bombas multifásicas, torna-se possível a produção de poços-satélite cada vez mais distantes, por aumentar a pressão dos efluentes não processados deles.
Redução de custos de intervenção: as bombas multifásicas instaladas até hoje foram desenvolvidas para permitir intervenção por embarcações de pequeno porte.
Menor emissão de CO2: bombas multifásicas aumentam a possibilidade de queima zero e gás no flare, visto que podem transportá-lo até uma estação de coleta.
Possibilidade de desenvolvimento de campos em ambientes hostis: bombas multifásicas podem eliminar a necessidade de equipamentos de processamento em locais hostis, transportando os fluidos até ambientes favoráveis ao seu aproveitamento.
Quanto às desvantagens:
Mudanças nas condições de fluxo dos ativos: a escolha da bomba multifásica para um ativo é condicionada pela produção esperada, o que envolve, por exemplo, a pressão no fundo do poço e as frações de gás e água. Com o tempo de produção esses parâmetros sofrem alterações, o que pode tornar a bomba imprópria.
Variações na fração de gás: durante a situação de fluxo transiente, fluxos contínuos de líquidos alternados com bolsões de gás podem ocorrer. Em casos extremos, isso pode levar a fluxos alternados de 100% líquido e 100% gás, acarretando em mudanças agudas na densidade de fluido bombeado. Logo, o torque no eixo da bomba flutua podendo provocar problemas mecânicos.
Efeito da compressão do gás: uma bomba multifásica é essencialmente um híbrido entre uma bomba e um compressor. Assim, ao passarem pela bomba, os gases são comprimidos, o que gera diminuição do volume bombeado e aumento da densidade da mistura. Esse processo aumenta a frequência de colisão das moléculas do gás, elevando sua temperatura. Logo, em fluxos com altas frações de gás, o aumento da temperatura é considerável e pode gerar falha prematura de elementos termossensíveis.
Situação mundial e brasileira:
A primeira instalação de bombas multifásicas submarinas para fins comerciais foi feita em 1995, pela Shell, no campo de Draugen no Mar do Norte, com o intuito de escoar os efluentes de um poço-satélite por 9km, com uma bomba helicoaxial. Quanto às bombas duplo parafuso, as mais utilizadas atualmente, o início do uso comercial aconteceu em 2007, quando a BP instalou duas delas no campo de King, no Golfo do México.
Atualmente muitos campos no mundo utilizam essa tecnologia, sendo a exploração offshore do oeste africano a com número mais significativo, tendo oito bombas helicoaxiais instaladas desde 2000. Além dessa região, grandes candidatos a aplicação dessa tecnologia são Golfo do México, Mar do Norte e Brasil.
No Brasil há poucos campos com uso de bombas multifásicas submarinas. Os principais exemplos de aplicação são o campo BC-10/Parque das Conchas da Shell e o campo de Marlim da Petrobras. Existem também os projetos dos campos Golfinho, Jubarte e Barracuda da Petrobras.
3.1.1.2. Compressão Submarina
Compressão submarina de gás envolve a compressão do gás no leito marinho, em oposição à compressão em um equipamento na superfície. Esta tecnologia é atualmente o mais complexo e imaturo componente do processamento submarino.
Para que ocorra a compressão do gás efluente do poço, há basicamente duas opções de tecnologia em desenvolvimento: compressão de gás seco e compressão de gás molhado ou multifásica.
Na compressão de gás seco, caso o efluente do poço contenha teor de líquido, há a necessidade de pré-processamento para separação de fases. Outra necessidade especial desses compressores é o sistema anti-surge, o que torna o espaço ocupado por todos os seus componentes bastante elevado. Surge é um fenômeno que ocorre em compressores dinâmicos, caracterizado por uma oscilação da vazão total do compressor, frequentemente incluindo uma inversão momentânea do fluxo de gás.
Entretanto, devido a sua eficiência relativamente elevada, este é o tipo de compressor mais apropriado para campos grandes de gás. Segue ilustração deste sistema:
Figura 7 - Subsea Gas compression - Challenges and Solutions (OTC 17399)
Já na compressão de gás molhado, ou multifásica, o compressor recebe diretamente os efluentes do poço, sem pré-condicionamento. Seu funcionamento também não requer a presença de sistema anti-surge ou intercooler, o que torna seu design bastante compacto. Por
trabalhar com fluxos multifásicos, este tipo de compressor apresenta menor eficiência do que o de gás seco e é recomendável somente para campos de pequeno a médio porte.
Os dois primeiros projetos de instalação de compressores submarinos no mundo ocorreram nos camos de Åsgard e Gullfaks no Mar do Norte, que utilizam este tipo de compressor. Segue ilustração do campo de Åsgard.
. Figura 8 - Campo de Åsgard
www.statoil.com/en/technologyinnovation/fielddevelopment/aboutsubsea/pages/howdoesseabedcompressionwork.aspx
Campos de aplicação:
A compressão de gás submarina é uma tecnologia relativamente embrionária, se comparada ao bombeio e separação. Os fatores principais que levam ao estudo de sua aplicação são a existência de campos de gás offshore isolados, campos em condições ambientais hostis e reservatórios com baixa pressão.
Suas principais vantagens e desvantagens são apontadas a seguir: Vantagens:
Possibilidade de desenvolvimento de campos de gás sem a necessidade de facilidades de superfície offshore.
Diminuição da pressão na cabeça do poço, com consequentes aceleração da produção e aumento da recuperação.
Aumento da distância possível para tie-backs.
Diminuição da quantidade de equipamentos na unidade de superfície.
Desvantagens:
A compressão submarina necessita de níveis de energia que excedem os de sistemas atualmente operantes.
Tecnologias limitantes:
Sistema de distribuição de energia de alta potência.
Situação mundial e do Brasil:
Atualmente os únicos compressores de gás submarinos em funcionamento no mundo são da norueguesa Statoil, funcionando nos campos de Åsgard e Gullfaks, onde foram instalados separadores de gás molhado. Outro projeto da mesma empresa é o do campo de Ormen Lange, em que o compressor de gás submarino fará parte de um projeto inovador de subsea to shore.
O Brasil não possui projetos de compressão submarina de gás. 3.1.1.3. Controle
Os sistemas de processamento e de distribuição de energia requerem um processo de controle e monitoramento. O bombeio, a separação e principalmente a compressão adicionam novos desafios ao sistema tradicional de controle submarino. A maioria das funções requeridas por esses equipamentos estão disponíveis para aplicação em superfície; o desafio é transferir o hardware de controle para unidades aplicáveis ao leito marinho e fazer softwares compatíveis com sistemas submarinos.
A opção da escolha de um sistema de controle totalmente elétrico para operação com processamento submarino é um caminho a ser esplorado. Suas vantagens são a ausência de vazamento de fluido hidráulico, ausência de Hydraulic Power Unit (HPU), redução na complexidade do sistema de controle submarino, redução na quantidade de tubos nos umbilicais e facilidade na reparação dos atuadores elétricos com ROVs. A figura a seguir mostra um esquema do sistema com: a) VSD na superfície; e b) VSD submarino:
a) b)
Figura 9 - Sistemas de Controle Submarinos. OTC 18952
O sistema de controle pode ser dividido em três partes: sistema de controle de superfície, comunicação e sistema de controle submarino. Esses segmentos serão discutidos a seguir para aplicação no controle do processamento submarino.
O sistema de controle de superfície contem os mesmos itens que um sistema tradicional, como Subsea Control Unit (SCU) e Subsea Power and Communication Unit (SPCU). Essas
unidades, entretanto, incluirão novas funcionalidades, principalmente nos casos em que o VSD é de superfície.
Nesses casos, o controle de equipamentos tais como bombas e compressores pode ser implementado no SCU, enquanto que para o controle da distribuição de energia, não são esperadas grandes alterações. A capacidade dos componentes do sistema pode ser aumentada devido ao aumento do consumo pelo sistema de controle Active Magnetic Bearing (AMB) e pelas distâncias potencialmente elevadas.
Quanto à comunicação, uma das tecnologias emergentes é o uso de fibra óptica. Sua aplicação já é considerada factível e seu desenvolvimento está focado no aumento de sua capacidade de comunicação e de sua funcionalidade.
O sistema de controle submarino contém diversos elementos conhecidos, e o desafio de empregá-los no controle do processamento submarino, principalmente com operações que envolvem compressão, é apresentado a seguir:
Subsea Control Module (SCM): em um sistema de controle submarino tradicional, o SCM é a unidade central. Para aplicação com controle de processamento, algumas novas funcionalidades serão adicionadas a ele, como por exemplo, o controle anti-surge do compressor. No caso de VSDs submarinos, o SCM também deverá executar o controle dos equipamentos, tais como bombas e compressores. Essas funções podem ser introduzidas em cartões de controle separados e será necessário averiguar se são próprios para uso submarino e adaptados ao SCM. Caso haja capacidade no CPU do SCM, essas funções podem ser implementadas nele; o desafio nesse caso é desenvolver um software que contenha algoritmos de controle satisfatórios.
Uma funcionalidade adicional para os SCMs pode ser uma lógica para o Process Shut-Down (PSD)/Emergency Shut-Shut-Down (ESD). Pods tradicionais do SCM poderão ser utilizados, mas o grande número de conectores necessários pode ser um impeditivo. Isso ocorre pelo número adicional de sensores submarinos devido à monitoração dos novos equipamentos.
Controle anti-surge* (compressão): No caso de compressão submarina, devido à necessidade de rápida resposta do sistema anti-surge, o loop anti-surge deve ser fechado no leito marinho. Isso tornará este sistema similar ao de superfície, tecnologia cuja viabilidade é comprovada. Assim, para aplicação submarina, a implantação do controle anti-surge poderá ser feita com a integração da tecnologia de superfície no SCM.
Atuador anti-surge* (compressão): o sistema anti-surge requer operação rápida, logo, não pode ter um atuador hidráulico. Sua aplicação, portanto, implica o desenvolvimento de uma tecnologia para atuadores elétricos.
PSD/ESD: no controle do processamento submarino podem ocorrer situações em que o shut-down seguro é necessário. Para isso lógicas confiáveis de PSD/ESD devem ser implementadas no SCM.
Sensores: Para operação do sistema de processamento, o monitoramento remoto é fundamental. Determinadas funções dos equipamentos envolvidos no processamento requerem o uso de sensores de pressão, fluxo e nível de ação rápida. Geralmente sensores de pressão submarinos não possuem ação rápida e precisam de desenvolvimento. Outro foco de pesquisa é para os sensores de nível, geralmente desenvolvidos para lâminas d’água limitadas.
3.1.1.4. Transmissão e Distribuição de Alta Potência
A nova concepção de processamento submarino emprega equipamentos, tais como bombas e compressores, que funcionam com motores elétricos e, portanto, requerem suprimento de energia. A utilização desta tecnologia requer uma revisão no sistema elétrico offshore, devido ao grande aumento da potência requerida, quando comparado com campos tradicionais offshore.
O sistema elétrico pode ser separado em três partes: geração de energia, transmissão de energia e distribuição de energia para os diversos equipamentos submarinos. Estes segmentos do sistema serão analisados separadamente para verificação da viabilidade de operarem com processamento submarino.
Geração de Energia
A geração de energia ocorre em geradores localizados em uma unidade offshore ou onshore. Geralmente ela inclui um sistema Uninterrupted Power Supply (UPS), que garante fornecimento de energia para funções vitais em caso de shut-down. Para pequenas distâncias entre a unidade e o sistema offshore, emprega-se o Variable Speed Drive (VSD) em superfície (Figura 10a). À medida que essa distância aumenta, torna-se necessário instalar um VSD submarino (Figura 10b). Esta tecnologia já foi empregada para bombas submarinas e não há necessidade de desenvolvimento futuro para aplicações com maior potência, como no caso de compressores.
Figura 10 - Sistemas elétricos submarinos. OTC 18952
Transmissão de Energia
A transmissão de energia da unidade de geração ao leito marinho para sistemas de processamento com alta demanda energética apresenta grandes desafios. Existem três cenários possíveis: Transmissão de Alta Voltagem AC com Frequência Variável, Transmissão de Alta Voltagem AC com Frequência Fixa e Transmissão de Alta Voltagem DC.
A transmissão de energia implica altas quedas na voltagem e perda de energia nos cabos. Para que isso seja compensado, aumenta-se a voltagem da transmissão e a seção transversal do cabo. Como a queda de voltagem é acentuada para correntes alternadas (AC) e altas frequências, no caso de motores que trabalham com AC, torna-se benéfico instalar VSDs submarinos. Outra possibilidade estudada atualmente para que perdas sejam evitadas é a transmissão de energia com corrente contínua (DC).
Distribuição de Energia Submarina
A distribuição de energia submarina conta com uma série de componentes distintos, que precisam ser modificados para aplicação de alta potência. Os desafios técnicos para sua aplicação são apresentados a seguir.
i) VSD submarino: VSDs atuam controlando a velocidade/torque de motores variando a frequência (motores AC) e voltagem (motores DC). Os maiores desafios do emprego de VSDs submarinos estão relacionados ao isolamento dos componentes eletrônicos do ambiente marinho, em um invólucro preferencialmente compacto. Alguns pontos-chave são conectores elétricos de alta potência, refrigeração para sistemas com alta densidade de energia e design do contêiner do VSD.
ii) Transformador submarino: transformadores submarinos são instalados regularmente para sistemas de processamento com bombeio. Seu design conta com a inserção da parte ativa em um compartimento preenchido com óleo e com pressão compensada. O calor gerado é transferido ao ambiente pelo óleo de isolamento e pelas paredes do transformador. Para uso em sistemas com compressão – em que maior potência é requerida – é necessária sua adaptação para maiores capacidades, o que leva a unidades também maiores.
Caso implementado, aumenta a confiabilidade do sistema como um todo, por proteger os equipamentos de situações danosas. Componentes centrais deste equipamento estão disponíveis atualmente; o desafio para aplicação submarina é o seu isolamento do ambiente marinho com o uso de conectores elétricos.
iv) Conectores: A função do conector submarino de alta voltagem é transferir a energia pela interface entre ambiente marinho e equipamento. Ele deve preservar a integridade mecânica, mesmo se submetido a um grande diferencial de pressão ao longo da parede do equipamento, assim como não permitir a entrada de água no equipamento, para evitar deterioração dos componentes elétricos. A tecnologia dos conectores para bombas submarinas está estabelecida, mas para compressores, que requerem maiores correntes e voltagem, o desafio do desenvolvimento é maior. Conectores molhados são implementados no sistema para permitir a modularização e alcance individual dos módulos (SCM), e também requerem desenvolvimento para alta voltagem.
v) UPS submarino: A transmissão de energia aos equipamentos submarinos pode ser acidentalmente interrompida. Nesta situação, dado que o controle é elétrico, o UPS pode fazer com que ocorra uma sequência de shut-down, como abrir ou fechar válvulas. O uso de UPS pode ser distribuído – cada equipamento possuir um – ou concentrado para toda a unidade submarina. Baterias recarregáveis estão disponíveis para aplicação submarina e devem ser armazenadas em câmaras a 1atm. Questões importantes para disponibilização deste sistema submarino são a capacidade de armazenamento, tempo de recarga das baterias e confiabilidade no UPS.
3.1.1.5. Medidores de Fluxo Multifásico
Medidores de fluxo multifásico são dispositivos usados para medir individualmente o fluxo de fases que escoam combinadas. Medidores multifásicos e de gás molhado são cruciais para teste de poço, monitoração da produção e garantia de escoamento. Seu emprego em campos de hidrocarbonetos passou por intenso aumento nos últimos anos, bem como os desafios para novas aplicações. Segue a descrição dos novos requisitos para operação de medidores multifásicos.
i) Medidores para condições HPHT: A exploração de petróleo em condições de alta pressão e temperatura gera imprecisão nas medidas de taxas de fluxo de óleo, gás e água. Medidores para condições extremas, para regiões como o Golfo do México, por exemplo – 15 a 20ksi e 180°C – precisam, portanto, ser aprimorados.
ii) Robustez na comunicação e equipamentos: os equipamentos submarinos estão sendo cada vez mais empregados em águas profundas e ambientes hostis, o que requer atenção especial para comunicação entre leito marinho e superfície. O tamanho e o peso dos medidores para essas condições também são um fator limitante, devido ao procedimento de instalação, assim como do pouco espaço disponível em equipamentos, tais como manifolds, etc.
iii) Gama diversificada de condições de fluxo: poços de gás e óleo apresentam uma grande variedade de composições de fluxo, como no caso de água presente nos fluxos de campos com alta fração de gás. Nestas condições, a precisão das medidas precisa ser aumentada, principalmente para detecção de água da própria formação ou injetada no campo.
iv) Medida da salinidade da água: implementar a medição da salinidade da água é fundamental para gerenciamento do reservatório. Sua medida permite
identificar a produção de água da formação e ajustar as taxas de injeção de inibidores de incrustações e corrosão.
Medidores multifásicos submarinos são aplicáveis a todos os campos de produção de petróleo em que se deseja obter maior controle dos efluentes do poço. Em campos de gás molhado o emprego desses equipamentos é particularmente benéfico. Nesses campos a detecção de água é crítica devido à tendência a formação de hidratos e pelo fato de que a salinidade, mesmo em concentrações baixas, leva a problemas de incrustação. Seguem algumas vantagens e desvantagens de seu emprego:
Vantagens:
Quando posicionados na cabeça do poço, choke, jumper ou manifold, medidores multifásicos e de gás molhado possibilitam informação confiável e em tempo real de parâmetros como saturação da água, breakthrough de água e permeabilidade e características do fluxo.
A garantia de fluxo é beneficiada pela capacidade de detecção de escoamento em golfadas e em emulsões.
Testes de poço com separadores são limitados devido à ineficiência de separação de determinadas misturas. Medidores multifásicos não apresentam esta deficiência e diminuem os custos dos testes.
Desvantagens:
Imprecisão nas medidas de determinadas composições de fluxo e em certas condições de operação.
Situação mundial e brasileira:
Estima-se que até 2012 existiam mais de 3.000 medidores multifásicos e de gás molhado operando no mundo. Esse número tende a dobrar na próxima década, já que operadores visam a maximização da produção. Outra estimativa é que cerca de 12% da produção global de óleo e gás é beneficiada por medidores multifásicos.
Medidores multifásicos com os requisitos expostos anteriormente vêm sendo produzidos por empresas como MPM (FMC Technologies), Roxar (Emerson) e Schlumberger. O fornecimento desses equipamentos é feito principalmente para campos no Mar do Norte, Golfo do México e Ásia.
3.1.1.6. Separação Submarina
A separação submarina consiste na separação dos efluentes do poço no leito marinho, em oposição ao procedimento-padrão de efetuar a separação em uma unidade na superfície. Existem tecnologias de separação submarina com o objetivo de promover separação gás-líquido, óleo-água ou, no mais completo dos casos, separação trifásica.
Os projetos de separação submarina são geralmente desenvolvidos em conjunto com o bombeamento submarino. No caso de separação gás-líquido, os líquidos são bombeados até a superfície, promovendo maior eficiência de bombeamento, enquanto os gases fluem naturalmente à superfície. Já nos casos de separação líquido-líquido ou trifásica, a fração de
água geralmente é bombeada para uma formação depósito ou é reinjetada no reservatório, enquanto as fases de óleo e gás fluem naturalmente até a superfície ou são bombeadas, tanto separadas como combinadas.
Podem-se dividir as tecnologias empregadas nos separadores submarinos em dois tipos, gravitacional e ciclônico. O primeiro emprega a gravidade para separar fluidos de acordo com a densidade e o segundo utiliza força centrífuga para aprimorar a separação entre fases. Essas tecnologias podem ser aplicadas separadamente ou combinadas de acordo com o tipo de separador. Segue descrição dos principais tipos de separadores submarinos empregados atualmente:
i) Separador horizontal: separador com sistema gravitacional, onde as fases são separadas de acordo com a densidade em um tanque horizontal. É usado preferencialmente para separação óleo-água devido à grande superfície de contato entre as fases. Pode contar com um sistema de separação ciclônica na região de entrada dos fluidos para promover uma pré-separação de gás, o que permite redução no tamanho do tanque.
Figura 11 - Separador FMC Tordis apresentação Fluor Offshore Solutions 2012
ii) Separador vertical: separador com tecnologia similar ao horizontal, com exceção de que o tanque é posicionado na vertical, o que o torna favorável para separação líquido-gás.
iii) Separadores do tipo Caisson/VASPS: são separadores verticais de grande comprimento instalados no leito marinho em poços denominados dummywells. Ambos combinam separação gravitacional e ciclônica e possuem uma bomba que se encarrega do transporte dos líquidos separados. Suas configurações são ilustradas a seguir:
a) b)
Figura 13 a) VASPS (OTC 18198) 13b) Caisson - JPT setembro/2009 - New Field Development
iv) Separadores compactos: separadores compactos compõem o mais recente foco de pesquisa para separação submarina. Embora os separadores supracitados tenham diversos campos de aplicação, os separadores compactos mostram-se mais promissores para aplicação em águas profundas e ultraprofundas, como por exemplo o separador ciclônico em linha. Para separação gás-líquido, já existem três aplicações desta tecnologia disponíveis: degaseificador, para remoção de gás de sistemas majoritariamente líquidos; deliquidificador, para remoção de líquido em sistemas principalmente gasosos; e um separador de fases, para separação grosseira gás-líquido. Segue ilustração desta tecnologia:
Figura 14 - À esquerda: separador de fases; no meio: deliquidificador; à direita: degaseificador (JPT agosto/2012 – Separation Technology Shrinks to Fit Subsea Development in Deep Water Better)
Ela é utilizada, por exemplo, em campos maduros cuja produção de água excede a de óleo e torna economicamente inviável a continuidade da recuperação. Campos com elevado teor de gases também são candidatos à separação, pois o escoamento de gás e líquido combinados pode bloquear os dutos devido à formação de hidrato.
Outros aplicações de separadores submarinos são em reservatórios com baixa pressão, em reservatórios onde há elevado número e grandes distâncias de tie-backs, assim como em campos com lâminas d’água profundas e ultraprofundas.
As vantagens dessa tecnologia são:
Redução da pressão em oposição à pressão do reservatório, aumentando assim a taxa de produção e a recuperação final do campo.
Extensão do platô de produção.
Possibilidade de tie-backs de longa distância em reservatórios cuja recuperação não é suficiente para justificar unidade de produção própria.
Possibilidade de explotação de reservatórios pouco pressurizados, com baixas permeabilidades ou com propriedades de fluidos pobres.
Possibilidade de emprego de bombas monofásicas que têm maior eficiência do que as multifásicas.
Mitigação da possibilidade de fluxo em golfadas.
Facilitação do emprego de gas-lift. Quando bombas multifásicas do tipo helicoaxial são empregadas nos campos de bombeio multifásico, o uso de gas-lift não é recomendável devido à elevada fração de gás bombeada.
Diminuição do espaço ocupado e do peso dos equipamentos empregados em superfície.
Como desvantagem aparece a necessidade de instalação de mais de um riser devido à separação dos efluentes do poço em duas ou três fases.
Situação mundial e brasileira:
A separação submarina conta com cerca de dez sistemas instalados no mundo. O primeiro sistema foi instalado em 2000 pela Statoil no campo de Troll, no Mar do Norte. Pouco tempo depois, em 2001, houve a instalação de um separador do tipo VASPS no campo de Marimbá, na Bacia de Campos, pela Petrobras (este separador operou apenas por cinco meses devido a falha mecânica).
Em 2007 um separador gravitacional horizontal foi instalado no campo de Tordis, operado pela Statoil no Mar do Norte, seguido em 2009 pela instalação de separador Caisson, pela Shell, no campo de Perdido, Golfo do México. Esta última estabeleceu o recorde de lâmina d’água, 2.934m. No Brasil, a Shell instalou um separador de mesma tecnologia, em 2010, no Campo de BC-10/Parque das Conchas. Outro marco de separação submarina foi batido em 2011 pela Petrobras ao instalar no campo de Marlim um separador compacto inline, que foi o primeiro separador óleo-água em águas profundas, bem como o primeiro a separar óleo pesado de água e a permitir a reinjeção de água.
Atualmente a Petrobras tem projetos de separação do tipo VASPS para os campos de Congro, Malhado e Corvina e de separação inline para Canapu. Prevê-se que os sistemas de separação submarina serão empregados principalmente nas bacias de Campos e Santos no Brasil, no Golfo do México, no Mar do Norte e no oeste africano.
3.1.2. Linhas submarinas
3.1.2.1. Steel catenary risers e configurações alternativas
(a) Steel catenary risers (SCR)
O uso de steel catenary risers (SCR) aumentou significativamente nos últimos anos, com a produção de óleo e gás cada vez mais se deslocando para águas profundas e ultraprofundas. SCR tem bom custo-benefício quando comparado a outros sistemas de risers e expandir o horizonte de viabilidade de sua aplicação é extremamente desejável.
Uma das questões críticas para que isso seja possível é a fadiga dos SCRs concentrada na touch down zone (TDZ), região onde o SCR entra em contato com o solo marinho. Isso ocorre pois o riser, preso a uma estrutura flutuante em sua terminação superior, experimenta oscilações que, próximo à TDZ, são constringidas pela interação com o solo. As principais fontes de oscilação são os movimentos do navio e o vortex induced vibration (VIV) e, quando elas são extremas, a utilização de SCRs tradicionais é considerada inviável.
Nesses casos, diversas mudanças na configuração básica dos SCRs podem ser implementadas de modo a aumentar sua vida à fadiga. Segue a descrição de algumas delas:
Incorporação de mudanças no calado: geralmente, flutuantes como FPSOs operam a diferentes calados para acomodar diferentes carregamentos ou condições ambientais. Mudanças no calado têm o efeito de mover a posição central da TDZ (Figura 15). Visto que os efeitos da fadiga são concentrados em uma região muito restrita, essas mudanças podem reposicionar o ponto de pico de dano. Essa técnica pode levar a melhoras significativas na resistência à fadiga dos SCRs, isto é na vida útil do componente até seu colapso por fadiga. Teste realizado no Golfo do México, utilizando um calado específico na temporada de furacões e outro no restante do ano, levou a um aumento de 50% na sua resistência à fadiga.
Figura 15 - Mudança no calado e centro da TDZ (OTC 16627)
Uso de strakes: strakes são geralmente usados para atenuação de movimentos devido a VIV. Seu emprego leva a um aumento do coeficiente de arrasto de 0,7, para um duto livre; para 1,4 a 2,0, para um duto com strakes. Esse aumento tem
uso de strakes não só reduz o dano por fadiga devido aos movimentos do VIV, mas também dos movimentos do flutuante. Estudos sugerem que a resistência à fadiga pode ser aumentada em duas vezes ou mais nestes casos.
Reposicionamento ocasional do flutuante: a zona de máxima fadiga é localizada em uma parte pequena da TDZ. Dessa forma, o dano poderia ser distribuído ao longo do SCR de modo a minimizar o pico com a relocação periódica da posição de centro da TDZ (Figura 16). Melhoras na resistência à fadiga da ordem de 2 a 3 podem ser atingidas com esta medida, que vem sendo aplicada em plataformas semissubmersíveis no Golfo do México. Estudos indicam que em muitas situações basta a relocação do ponto médio da TDZ de duas a três vezes por ano durante a vida do campo para que a vida à fadiga requerida seja conseguida.
Figura 16 - Reposicionamento ocasional do flutuante
Alívio do peso na TDZ: simulações numéricas indicam que um pequeno comprimento de material flutuante (poucas centenas de metros e algumas polegadas de espessura) aplicado na TDZ (Figura 17) reduz a interação solo-riser e pode melhorar a performance quanto à fadiga por um fator de cerca de 2. O material flutuante pode aparecer na forma de um revestimento contínuo ou de módulos presos ao riser. Entretanto, deve ser enfatizado que qualquer revestimento, especialmente aqueles aplicados somente sobre certo segmento do riser, potencialmente afeta a performance em relação a VIV. As descontinuidades na seção transversal do perfil podem intensificar o VIV e é necessário que isso seja levado em consideração no projeto do riser.
Figura 17 - Alívio do peso na TDZ
Titânio no TDZ: embora substancialmente mais caro que o aço, o titânio apresenta diversas vantagens em relação à resistência mecânica. Ele possui menor razão resistência/peso e menor módulo de elasticidade, o que o torna mais flexível. Além disso as ligações soldadas de titânio têm propriedades S-N de resistência à fadiga consideravelmente melhores que as de aço, principalmente em serviços corrosivos. Portanto, sua utilização em SCRs, não necessariamente em todo o comprimento, mas na TDZ, pode resultar em danos menos relevantes por fadiga. Segue gráfico da alteração da resistência à fadiga no trecho de TDZ substituído por titânio (Figura 18):
Figura 18 - Vida à fadiga de trecho da TDZ em titânio
(b) Concepções Alternativas
As recentes descobertas de campos de hidrocarbonetos ocorridas em águas profundas e ultraprofundas levaram a uma grande evolução no design e complexidade dos risers de produção. Preferencialmente operados com o uso de floating prodution, storage and offloading (FPSO), estes campos apresentam limitações quanto ao uso de sistemas de risers tradicionais, devido aos severos movimentos dos navios. Principalmente em ambientes
hostis, FPSOs requerem um sistema de risers complacente, possibilitando movimentação superior às configurações tradicionais, como simples catenary riser (CR) ou top tensioned riser (TTR).
Entre os candidatos a sistemas de risers para uso com FPSOs destacam-se steel lazy wave riser (SLWR), tension leg riser (TLR) e free standing hybrid riser (FSHR). Segue breve descrição dos modelos mencionados:
SLWR: O steel lazy wave riser é caracterizado por um duto rígido de aço que liga o leito marinho à unidade de produção, dotado de um módulo de flutuação, cuja capacidade de sustentação supera cerca de duas vezes o peso do duto no ponto onde é aplicado. Um típico SLWR consiste de três segmentos, todos com formato de catenária, o primeiro entre a linha d’água e os flutuadores, o segundo na região dos flutuadores e o último entre os flutuadores e o leito marinho. A principal função desta configuração é isolar os movimentos do flutuante da resposta do riser no ponto de touchdown e aumentar sua vida à fadiga, quando comparado com SCR. Como desvantagens quanto a SLWR, principalmente quando comparado com sistemas híbridos, há sobrecarga no flutuante e menor vida à fadiga.
Figura 19 - SLWR nas posições near, mean e far. OTC 14154
TLR: O tensionleg riser é um sistema híbrido para produção em águas profundas. Nele, steel catenary risers (SCR) extendem-se do leito marinho até uma grande boia submersa, a cerca de 150m da linha d’água, o que proporciona isolamento da região afetada pelo movimento das ondas. Essa boia de subsuperfície é ancorada verticalmente por tendões e é compartimentada com flutuabilidade variável. Jumpers flexíveis ligam a boia à unidade de produção flutuante, em uma configuração de catenária solta, isolando os movimentos do flutuante. Como os SCRs são essencialmente estáticos, a fadiga devido aos movimentos do flutuante é mitigada. Outra vantagem é a diminuição do peso agregado à unidade de produção. Como desvantagem em relação ao SLWR está o procedimento de instalação mais complexo e custos mais elevados. Além disso, para aperfeiçoar seu design, mais estudos quanto à integridade da boia, compressão nos jumpers flexíveis e fadiga dos tendões de ancoragem devem ser conduzidos.
