ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE
OPERAÇÕES SHIP-TO-SHIP OFFSHORE E
VIA TERMINAL
Abilio Teixeira Folly Rodrigues
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.
Orientador: Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior
Co-orientador: Prof. Luiz Felipe Assis
Rio de Janeiro Março 2019
ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE OPERAÇÕES SHIP-TO-SHIP
OFFSHORE E VIA TERMINAL
Abilio Teixeira Folly Rodrigues
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO NAVAL E OCEÂNICO.
Examinado por:
________________________________________ Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior, D.Sc.
________________________________________ Prof. Luiz Felipe Assis, D.Sc
________________________________________ Prof. Jean David Job Emmanuel Marie Caprace, D.Sc.
________________________________________ Profa. Maricruz Aurelia Fun-Sang Cepeda, M.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL MARÇO de 2019
Rodrigues, Abilio Teixeira Folly
Análise Comparativa entre Operações Ship-to-Ship
Offshore e via Terminal/Abilio Teixeira Folly Rodrigues - Rio
de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2019. XI, 76 p.: il.; 29,7cm
Orientador: Floriano Carlos Martins Pires Junior Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Naval e Oceânica, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 76
1.Introdução 2.Metodologia 3.Tipos de Operação 4.Tancagem 5.Simulação 6.Dados de Saída e Resultados 7.Comparação com Sistema de Tancagem 8.Conclusão e Considerações Finais 9.Anexos 10.Referências I. Junior, Floriano Carlos Martins Pires II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Engenharia Naval e Oceânica. III. Análise Comparativa entre Operações Ship-to-Ship
AGRADECIMENTOS
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval e Oceânico.
Análise Comparativa entre Operações Ship-to-Ship Offshore e via Terminal Abilio Teixeira Folly Rodrigues
Março/2019
Orientador: Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior Co-orientador: Prof. Luiz Felipe Assis
Departamento: Engenharia Naval e Oceânica
As operações de escoamento da produção de petróleo offshore são extremamente importantes para o fluxo do mercado de Óleo & Gás que é um pilar de destaque na economia brasileira e mundial. A expectativa atual é de aumento da exploração e consequentemente instalação de novas unidades de produção devido às descobertas de novos poços na região do Pré-Sal. Diante deste cenário otimista, as companhias responsáveis pela realização da transferência de petróleo ship-to-ship visando a exportação do mesmo tem ótimas perspectivas para o crescimento do seu mercado, foi realizada então uma análise comparativa entre dois tipos de operação típicos que ocorrem no Brasil. Um deles em uma área da região offshore próxima à Bacia de Santos e a outra na região do Açu, na cidade de São João da Barra, norte do estado do Rio de Janeiro, próxima à Bacia de Campos. Foram utilizados como base para esta análise dois modelos elaborados no software Arena e os resultados encontrados para a simulação destes em alguns cenários propostos.
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for degree of Naval Architecture and Marine Engineering.
Comparative Analysis Between Ship-to-Ship Operations Offshore and via Terminal Abilio Teixeira Folly Rodrigues
March/2019
Advisor: Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior Co-advisor: Prof. Luis Felipe Assis
Graduation: Naval Architecture and Marine Engineering
Offshore oil production operations are extremely important for the flow of Oil & Gas Market, which is an outstanding pillar in Brazilian and world economy. The current expectation is the increase of exploration and consequently the installation of new production units due to discovery of new oil wells in the Pre-Salt region. Given this optimistic scenario, the companies responsible for oil transshipment aiming the exportation have great prospects for market growth, so a comparative analysis was made between two typical operations that occur in Brazil. One of those in an offshore region near the Santos Basin and other in the Açu region, at the city of São João da Barra, in the north of Rio de Janeiro state, near the Campos Basin. Two models were elaborated in a software called Arena and the results founded for the simulation of these in some proposed scenarios were used as a basis for this analysis.
Sumário
1. Introdução... 1
1.1. Histórico do Petróleo no litoral brasileiro ... 3
1.2. Motivação ... 7
1.3. Objetivos ... 8
2. Metodologia ... 10
3. Tipos de Operação ... 13
3.1. Histórico de operações no Brasil ... 13
3.2. O fluxo do petróleo ... 14
3.3. Tipos de operações Ship-To-Ship (STS) ... 16
3.4. Operações em estudo ... 17
4. Tancagem ... 21
5. Simulação ... 25
5.1. O Software ... 25
5.2. Parâmetros ... 29
5.2.1. Parâmetros fixados ou desconsiderados: ... 29
5.2.1.1. Falha crítica do sistema: ... 29
5.2.1.2. Condicionantes climáticas e ambientais: ... 30
5.2.1.3. Disponibilidade de petroleiros: ... 31
5.2.2. Parâmetros variáveis aplicados ao modelo: ... 31
5.2.2.1. Condicionantes climáticas e ambientais: ... 31
5.2.2.2. Tempo de operação de transferência: ... 36
5.2.2.3. Chegada de aliviadores: ... 38
5.4. Modelos: ... 43
5.4.1. Modelo de Operação 1:... 44
5.4.2. Modelo de Operação 2:... 50
5.5. Otimização da chegada de embarcações: ... 56
6. Dados de saída e Resultados ... 58
7. Comparação com Sistema de Tancagem ... 67
8. Conclusão e Considerações Finais ... 69
9. Anexos ... 72
Lista de Figuras
Figura 1 - Evolução do volume importado e do dispêndio com a importação de petróleo
– 2008–2017 [1] ... 2
Figura 2 - Evolução do volume exportado e da receita com a exportação de petróleo - 2008-2017 [1] ... 3
Figura 3 - Produção de petróleo no país antes e durante monopólio da Petrobras. Fonte: Piquet [2] ... 4
Figura 4 - Divisões do solo oceânico [3] ... 5
Figura 5 - Produção de petróleo por concessionário – 2017 [1] ... 6
Figura 6 - Cadeia do Petróleo [4] ... 7
Figura 7 – Fluxo da Metodologia utilizada ... 10
Figura 8 - Tipos de Plataforma de Produção [6] ... 15
Figura 9 - Fluxo do petróleo extraído das Bacias brasileiras ... 16
Figura 10 - Operações convencionais de Ship-to-Ship (STS) ... 17
Figura 11 - Operação ship-to-ship underway em mares europeus ... 18
Figura 12 - Operação STS via terminal em João Pessoa na Paraíba ... 19
Figura 13 – Embarcaçao Khalij-e-Fars do tipo FSU destinada à tancagem do terminal do Porto do Irã ... 22
Figura 14 – Tancagem onshore em região portuária ... 22
Figura 15 – Módulos básicos de processos do Arena ... 26
Figura 16 – Módulos avançados de processos do Arena ... 27
Figura 17 – Módulos avançados de transferência do Arena ... 28
Figura 18 - Condicionantes climáticas e ambientais para operação STS na região da Bacia de Santos ... 32
Figura 20 - Curva do comportamento estocástico do estado de mar da região da Bacia de
Santos ... 34
Figura 21 - Probabilidade de ocorrência de mau tempo para ondas de 3 metros em cada trimestre ... 35
Figura 22 - Distribuições para a duração de bom tempo para ondas de 3 metros em cada trimestre ... 35
Figura 23 - Distribuições para a duração de mau tempo para ondas de 3 metros em cada trimestre ... 35
Figura 24 - Ciclo de offloading ... 39
Figura 25 - Dados do FPSO característico utilizado ... 40
Figura 26 - Modelo de operação STS underway no Arena ... 45
Figura 27 - Módulo Create do Modelo 1 ... 46
Figura 28 - Módulo Assign do Modelo 1 ... 47
Figura 29 - Módulo Decide do Modelo 1 ... 47
Figura 30 - Módulo Process para espera pelo mau tempo do Modelo 1 ... 48
Figura 31 - Tabela do Arena com dados sobre Recursos no Modelo 1 ... 48
Figura 32 - Módulo Record do Modelo 1 ... 49
Figura 33 - Módulo Process para realização da operação no Modelo 1 ... 50
Figura 34 - Módulo Dispose para o Modelo 1 ... 50
Figura 35 - Modelo de operação STS via terminal no Arena ... 51
Figura 36 - Módulo Create do Modelo 2 ... 52
Figura 37 - Tabela do Arena com dados sobre Recursos no Modelo 2 ... 53
Figura 38 - Módulo Seize (variação do Módulo Process) no Modelo 2... 53
Figura 39 - Módulo PickStation no Modelo 2 ... 54
Figura 41 - Um dos Módulos Process no Modelo 2 ... 55
Figura 42 - Módulo Release (componente do módulo Process) no Modelo 2 ... 56
Figura 43 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de 24 horas ... 59
Figura 44 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de 24 horas ... 59
Figura 45 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de 21,82 horas ... 60
Figura 46 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de 21,82 horas ... 61
Figura 55 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de 22,5 horas ... 62
Figura 48 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de 22,5 horas ... 62
Figura 49 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (24 horas) ... 63
Figura 50 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (21,82 horas) ... 64
Figura 51 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (22,5 horas) ... 64
Figura 52 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 2 (24 horas) ... 64
Figura 53 - Resultados para a taxa de ocupação do Modelo 2 (21,82 horas) ... 64
Figura 62 - Resultados para a taxa de ocupação do Modelo 2 (22,5 horas) ... 65
Figura 55 - Módulo CREATE ... 72
Figura 56 – Módulo PROCESS ... 72
Figura 57 – Módulo DISPOSE ... 73
Figura 58 – Módulo ASSIGN ... 73
Figura 60 – Módulo DECIDE ... 74 Figura 61 - Módulo PICKSTATION ... 75 Figura 62 – Módulo STATION ... 75
1. Introdução
Apesar da recorrente incerteza em torno da previsão de demanda por petróleo, é cedo demais para se preocupar com o fim dos combustíveis fósseis no curto prazo. As principais empresas do ramo petrolífero concordam que a demanda por petróleo irá atingir seu pico até o ano de 2040, ou seja, há um ambiente competitivo e tempo suficientes para que as reservas ao redor do mundo sejam exploradas, e isso não é diferente no litoral brasileiro.
Os combustíveis oriundos de fontes renováveis têm ganho cada vez mais espaço no mercado internacional, e isso tem espelhado no mercado interno. Porém a economia brasileira ainda é muito dependente da exploração do petróleo, não só pelo seu valor, mas também pelos benefícios sociais que ele traz, sustentando uma cadeia produtiva de trabalhadores diretos e indiretos que movimentam a economia do país. Também é passível de destaque o reconhecimento mundial que o Brasil alcançou pelo desenvolvimento de novas tecnologias ligadas à exploração e excelência em suas operações, fatos estes que indiscutivelmente trazem uma boa reputação e consequentemente uma maior atratividade para o país no mercado externo, trazendo novos investidores e aquecendo a economia.
Dessa forma, e tendo em vista a crescente exploração dessa matéria-prima nas Bacias ao longo do litoral brasileiro, sobretudo nas mais próximas à região Sudeste, como as Bacias de Campos e de Santos, há uma oportunidade para instalação de novas unidades de exploração, o que acarretará na criação de novas oportunidades do mercado de Óleo e Gás.
Dadas essas expectativas, com base nos dados apresentados pela Agência Nacional do Petróleo [1] diversas empresas do ramo vislumbram em seus horizontes, uma
perspectiva otimista de crescimento e de investimentos em novos projetos e tecnologias. Empresas que possuem seus negócios voltados para as operações de escoamento da produção do petróleo extraído da região offshore brasileira tem a chance de aumentar o fluxo de suas operações, sobretudo pelos altos custos e riscos vinculados à construção de oleodutos offshore e também pela redução no deslocamento de grandes embarcações para a movimentação do petróleo.
Uma análise evolutiva quantitativa da importação e da exportação do petróleo no Brasil possibilita todo este otimismo em torno do crescimento da produção nacional. Esta evolução, apresentada pela ANP em seu Anuário Estatístico [1] pode ser observada nos gráficos das figuras 1 e 2 a seguir.
Figura 1 - Evolução do volume importado e do dispêndio com a importação de petróleo – 2008–2017 [1]
Figura 2 - Evolução do volume exportado e da receita com a exportação de petróleo - 2008-2017 [1]
É possível observar a tendência na redução do volume de petróleo importado que vem ocorrendo desde 2013, e paralelamente, o volume exportado de 2013 a 2017 foi crescendo a cada ano, mostrando uma maior independência do país em relação a esta
commodity tendo em vista o mercado externo.
1.1. Histórico do Petróleo no litoral brasileiro
A exploração do petróleo em território nacional foi iniciada, de forma comercial, no ano de 1930, porém, os primeiros estudos e projetos relativos à exploração de petróleo em poços na região offshore só foram realizados na década de 60.
A principal responsável por desenvolver estes projetos foi a Petrobras, que havia sido criada em 1953, ano em que recebeu de forma oficial, o monopólio estatal sobre a atividade petrolífera no país. Mais adiante, no ano de 1974, foram descobertos os poços da Bacia de Campos, o que representou um grande marco para a atividade de exploração de petróleo no país.
Com o passar dos anos, o Brasil passou a ser uma das únicas nações com domínio sobre a tecnologia de exploração em águas profundas e ultraprofundas. Visando a ampliação das possibilidades de uso dessa matéria prima, em 1997 o monopólio estatal sobre a exploração petrolífera foi extinto, o que permitiu que empresas do setor privado também pudessem entrar no mercado e competir pela atividade.
Estas mudanças no mercado podem ser observadas na figura 3 que mostra como se deu o crescimento da exploração de petróleo no Brasil desde o início da sua exploração até o momento em que houve o fim do monopólio desta atividade no país.
Figura 3 - Produção de petróleo no país antes e durante monopólio da Petrobras. Fonte: Piquet [2]
Em 2007, o governo anunciou a descoberta de novos campos de exploração, localizados em uma região entre 200 km e 300 km de distância do litoral, em uma camada do solo oceânico denominada Pré-Sal. Essas reservas são encontradas a cerca de 7 mil metros de profundidade e apresentam imensos poços de petróleo em excelente estado de conservação. Desde então os investimentos para a exploração destes superaqueceram o
mercado, atraindo diversas companhias relacionadas ao mercado de exploração. Podemos ver na figura 4, a disposição física do Pré-Sal em relação às outras camadas do solo oceânico.
Figura 4 - Divisões do solo oceânico [3]
Em setembro de 2008 foi realizada a primeira extração no Pré-Sal, na região da Bacia de Campos e no ano seguinte a exploração foi iniciada no campo de Tupi, próximo ao litoral de Santos, neste mesmo ano foi criada a companhia Pré-Sal Petróleo, subsidiária da Petrobras, dedicada exclusivamente às atividades exploratórias na região.
A influência da descoberta dessa região foi logo percebida nos anos seguintes, e a cada ano que passa a evolução no mercado de Óleo e Gás é visível. Em 2017 a produção nacional de petróleo cresceu 4%, para uma média de 2,622 milhões de barris diários, segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis[1]. No final
deste mesmo ano, o Pré-Sal já correspondia a 50,7% da produção total, representando pela primeira vez, mais da metade da produção nacional.
Somente na Bacia de Santos, a exploração do Pré-Sal teve significativa influência na produção de óleo e gás no ano de 2017, onde seus campos tiveram crescimento registrado de 29%, quantitativamente, a produção que era de 1,120 milhão de barris por dia passou a ser de 1,434 milhão de BOE/dia. Neste mesmo ano, no mês de setembro, a Bacia de Santos passou a ser a maior produtora do país, posto que até então pertencia à Bacia de Campos, que havia registrado em 2016 a média de 1,510 milhão de BOE/dia.
Apesar do fim do monopólio oficial estabelecido pelo governo sobre a atividade exploratória ter sido encerrado no ano de 1997, a Petrobras ainda tem uma participação de 77,8% na produção nacional, ver figura 5.
1.2. Motivação
Tendo como bases o histórico do mercado de petróleo no Brasil e a sua atual situação, que foram apresentados acima, há um grande incentivo para o estudo das formas de escoamento da produção offshore, principalmente para a produção não pertencente à Petrobras, já que, devido a uma robusta infraestrutura ao longo de todo território nacional, a companhia multinacional possui uma certa independência no fluxo do seu próprio petróleo, ou seja, desde a fase upstream, passando pela midstream, até a fase de
downstream do mercado brasileiro (ver figura 6). Entretanto, não deve ser excluída de
forma definitiva a possibilidade de empresas independentes do grupo de companhias da Petrobras realizarem operações de transbordo para a própria Petrobras, através de uma eventual demanda ou de um contrato firmado devido à necessidade de alternativas à sua própria infraestrutura, seja por questões de segurança, ou de logística, por exemplo.
Portanto, este estudo possibilita um melhor entendimento das operações de transbordo de petróleo na fase upstream realizadas em paralelo às operações da Petrobras com a sua própria infraestrutura, sobretudo nas regiões das Bacias de Campos e de Santos, além de fornecer uma ampla contextualização do cenário atual de escoamento da produção de petróleo nessas Bacias da região Sudeste.
1.3. Objetivos
O presente trabalho tem por objetivo comparar duas operações típicas de transferência de petróleo ship-to-ship que ocorrem no Brasil e desenvolver uma análise da influência do tipo de operação para o processo em si. As duas operações em estudo são caracterizadas pelo posicionamento lado a lado dos navios aliviadores vindos de unidades offshore (plataformas e FPSOs) e dos navios petroleiros para que haja o transbordo do petróleo por meio de mangotes que interligam os conveses das duas embarcações, permitindo que, através de um sistema de bombas, os tanques do aliviador sejam esvaziados, ao passo que os tanques do petroleiro recebem a carga.
A principal diferença entre as duas operações estudadas é que uma delas ocorre com as duas embarcações navegando em alto mar, em velocidade de curso controlada, sem necessidade de uma infraestrutura dedicada, porém enfrentando certas limitações devido a condicionantes ambientais e climáticas. Esta operação de transferência é denominada ship-to-ship underway. Enquanto que a outra ocorre em área abrigada, onde um terminal marítimo portuário permite que as condições gerais sejam mais propícias para que o transbordo ocorra de maneira mais segura, tanto pela redução das influências externas, principalmente das ondas, quanto pela atracação das embarcações que facilita o posicionamento de ambas para realização da transferência, é a denominada operação
Ao longo do litoral brasileiro existem algumas áreas em alto mar onde ocorrem operações de transferência entre embarcações navegando, dentre estas, nas proximidades do litoral do estado de São Paulo há uma região licenciada junto ao IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) especificamente para esta prática, ela está localizada próxima à Bacia de Santos e será utilizada como referência na modelagem para uma das simulações apresentada neste trabalho.
Dentro da cidade de São João da Barra, no norte do litoral do Estado do Rio de Janeiro, são realizadas, na região do Açu, operações de transferência de petróleo via terminal, que configura o outro tipo de operação em estudo neste trabalho. A localização próxima à Bacia de Campos, representa um forte atrativo às demandas por transferências de petróleo que surgem desta região.
A análise envolveu principalmente aspectos quantitativos operacionais, onde a comparação realizada foi baseada na simulação das operações através do software ARENA, e considerou alguns fatores estocásticos como o clima de ondas na área de transbordo offshore, o processo de chegada dos navios aliviadores, dentre outros, ao passo que alguns fatores (parâmetros) foram fixados afim de gerar um maior entendimento da influência dos parâmetros variáveis selecionados.
Este trabalho também teve como objetivo apresentar uma breve comparação das operações de transferência de petróleo via terminal, a partir do seu estudo e da modelagem de sua simulação, com as operações de um mesmo terminal após a inclusão de um sistema de tancagem flutuante. A escolha deste projeto específico foi justificada no decorrer do trabalho.
2. Metodologia
Para ilustrar melhor o fluxo utilizado para a metodologia desenvolvida, foi desenvolvido o seguinte esquema, observado na figura 7:
Figura 7 – Fluxo da Metodologia utilizada
Primeiramente, para que a análise comparativa proposta pudesse ser realizada, foi necessária uma análise quantitativa dos cenários atual e futuro da produção de petróleo
offshore do país, e também da indústria do petróleo como um todo, principalmente para
o mercado nacional.
Posteriormente, depois de justificada a necessidade de estudar soluções para o escoamento do petróleo oriundo da exploração dos poços localizados tanto no Pré-Sal quanto nos campos já explorados anteriormente, foram apresentadas diferentes soluções para realização desse escoamento. Dentre elas, duas foram selecionadas por serem operações típicas que ocorrem no litoral brasileiro em duas regiões específicas: a operação ship-to-ship offshore (underway) executada na região da Bacia de Santos e a
operação ship-to-ship via terminal, realizada na região de São João da Barra, próximo à Bacia de Campos, onde há uma estrutura composta por três berços destinados exclusivamente a esta operação.
Diante das diferenças existentes entre as operações, foram estudadas, para ambas, as principais características que influenciam na janela de operação, no tempo demandado para a realização de cada uma delas e nos possíveis atrasos que ocorrem, afim de gerar dados de distribuições matemáticas que estão expostas e explicadas no decorrer do estudo. Consolidadas as distribuições matemáticas, foram desenvolvidos modelos no
software ARENA que simulam as operações conforme os parâmetros escolhidos. As
características do software e a forma como ele foi utilizado estão descritas no capítulo 5 deste trabalho.
A escolha pelo software de simulação de eventos discretos (DES) deu-se pela alta influência de fatores externos existentes nas operações estudadas, o que implica em uma grande quantidade de simulações computacionais para obtenção de otimizações quanto aos modelos e parâmetros utilizados para cada um deles. Portanto, devido a esta necessidade e ao alto potencial da simulação de eventos discretos para representação dos sistemas estudados, através das análises e das possíveis tomadas de decisões proporcionadas, este tipo de simulação foi selecionado para a utilização neste projeto de graduação.
A partir dos parâmetros estipulados e dos modelos desenvolvidos, foi possível avaliar o comportamento do tempo de espera dos navios aliviadores em função da distribuição de chegada destes navios na região de operação, ou seja, em função da quantidade de aliviadores que demandam pela transferência do petróleo armazenado para um petroleiro que irá exportar este petróleo. Esta quantidade está associada diretamente
à quantidade de unidades de produção e consequentemente à produção dos campos, ou seja, ao principal ativo dos clientes que utilizam a modalidade STS para escoar sua matéria prima visando a exportação.
Também foi estudado e apresentado no presente trabalho, uma solução alternativa às operações de transbordo via terminal onde há o incremento da capacidade de armazenagem do petróleo recebido. Esta solução é a instalação de um sistema de tancagem flutuante. Para este tipo de operação (STS via terminal com tancagem) foi desenvolvida uma análise comparativa com o mesmo tipo de operação sem a tancagem afim de demonstrar os ganhos desta solução de forma a considerar a simulação da operação. Esta alternativa será introduzida no capítulo 4, onde também será apresentada uma variante da mesma, e no capítulo 7 será apresentada a análise comparativa em função da simulação do modelo STS via terminal sem tancagem.
3. Tipos de Operação
Neste capítulo primeiramente será apresentado um breve histórico sobre as operações de transferência de petróleo de navio para navio no Brasil, e posteriormente serão abordadas, de forma simplificada, o fluxo do petróleo no país, de forma geral, os tipos de operação existentes e, de forma detalhada, os tipos de operação em destaque neste trabalho.
3.1. Histórico de operações no Brasil
Até o ano de 1999 as operações de transbordo ship-to-ship no Brasil eram realizadas por navios não projetados com esse intuito. Utilizavam-se aliviadores convencionais isentos de características que atualmente são requisitos para este tipo de operação, como por exemplo um sistema de posicionamento dinâmico que é capaz de controlar a movimentação da embarcação durante a operação, e para compensar a ausência deste sistema, eram utilizados navios rebocadores que auxiliavam na manutenção da posição ao longo de todo o processo de transferência. O que gerava uma operação muito mais trabalhosa, envolvendo mais profissionais, mais embarcações e consequentemente demandando um dispêndio muito maior de recursos financeiros.
Somente no início da década seguinte surgiram novos projetos e então foram construídas as primeiras embarcações que teriam como parte de seu escopo a realização de operações de transferência de petróleo de forma independente. Estes navios possuíam sistemas complexos como o de escoamento de óleo, sistemas de informação e de propulsão, além de casco com modelagem diferenciada, específicos para atender às necessidades demandadas por uma operação ship-to-ship [5].
Já na década de 2010, após a descoberta do Pré-Sal e o aumento exponencial na demanda pelo escoamento da produção de petróleo gerada nas unidades offshore,
surgiram novas formas de realizar o transbordo deste petróleo que até o presente momento estão contribuindo para o atendimento deste mercado no Brasil. Estas serão apresentadas no decorrer deste capítulo.
Atualmente o país conta com operações de transbordo de embarcação para embarcação sobretudo na região Sudeste, onde existem as duas operações apresentadas neste relatório, que são as únicas do litoral brasileiro não pertencentes à Petrobras, que possui dois terminais no sul do estado do Rio de Janeiro e no Norte do litoral do estado de São Paulo. Além disso a Petrobras possui terminais para operações de transferência entre embarcações no litoral da região Nordeste do país.
3.2. O fluxo do petróleo
As operações de transbordo de petróleo de um navio aliviador para um navio petroleiro para exportação fazem parte de uma importante cadeia logística e configuram parte da fase midstream desta cadeia. Trata-se de uma etapa intermediária que ocorre após o transbordo das unidades de produção, ou seja, após a fase upstream do fluxo do petróleo, e antecede a terceira fase que ocorre após a exportação desta commodity, onde no destino final há o processamento, a distribuição e chegada do produto final ao consumidor final. Esta terceira e última fase é a chamada downstream.
O início deste fluxo se dá, no Brasil, através da exploração dos poços de petróleo encontrados ao longo das Bacias localizadas no litoral do país. Após o estudo e a perfuração do poço por parte de uma sonda de perfuração é chegada a hora de explorar o petróleo contido nas camadas do solo oceânico. Ao longo dos anos foram desenvolvidas muitas tecnologias para se utilizar na exploração do petróleo, dentre elas encontram-se as plataformas. Existem diversos tipos e plataformas de petróleo, como:
• Auto-Elevatórias; • Torre-Complacente; • Tension-Leg Platform (TLP); • Spar; • Plataforma Semi-Submersível; • FPSO.
Cada plataforma possui características únicas e consequentemente possuem vantagens e desvantagens umas sobre as outras, sendo todas elas estruturas altamente complexas devido a engenharia necessária para suportar as condições marítimas adversas. Normalmente a seleção do tipo de plataforma a ser utilizada para produção em uma determinada região se deve pela profundidade das águas a serem exploradas, como pode ser observado na figura 8, a seguir.
A parte intermediária deste fluxo que será abordada de forma aprofundada neste relatório é a transferência do petróleo vindo destas unidades de produção até os navios responsáveis pela exportação do produto. É importante enfatizar que nem toda a produção de petróleo das Bacias de Santos e Campos é exportada. O país já possui uma grande infraestrutura de processamento do petróleo, como refinarias e plantas petroquímicas, porém estes empreendimentos atualmente não são suficientes para atender a toda produção nacional. E não só isso, há um interesse comercial envolvido na venda do petróleo bruto já que esta commodity possui um valor muito grande sobretudo para diversos países que não possuem reservas próprias.
Figura 9 - Fluxo do petróleo extraído das Bacias brasileiras
O fim do fluxo do petróleo é representado, inicialmente, por essa fase de processamento e produção de derivados, posteriormente, pela sua venda e distribuição, e por fim pela chegada do produto ao consumidor final, como por exemplo com a compra de gasolina em postos de combustíveis.
3.3. Tipos de operações Ship-To-Ship (STS)
Existem quatro formas mais convencionais de realizar operações ship-to-ship, são elas: o STS navegando, onde ambas embarcações estão em curso, o STS fundeado, onde uma das embarcações é fundeada e a outra é rebocada, o STS combinado, onde uma das embarcações é fundeada porém a outra não necessita ser rebocada, e por fim o STS
atracado, onde uma das embarcações é atracada em um terminal enquanto a outra é rebocada até a localização exata para realização do processo. Segue abaixo figura 10 que ilustra essas operações:
Figura 10 - Operações convencionais de Ship-to-Ship (STS)
3.4. Operações em estudo
Dentre as quatro formas de realização das operações ship-to-ship, foram selecionadas para o presente trabalho duas delas, que são a operação navegando e a operação atracada. A operação navegando é caracterizada de forma mais específica como a operação que ocorre quando a transferência de carga é realizada com os dois navios em movimento. Para isto é necessário que ela ocorra em regiões afastadas da costa, sem necessidade de apoio de rebocadores, sem restrições de profundidade, porém mais suscetível a eventuais acidentes ou problemas operacionais. Um exemplo desse tipo de processo de transferência pode ser visto na figura 11, a seguir.
Figura 11 - Operação ship-to-ship underway em mares europeus
Já as operações de forma atracada, são a maneira mais segura de realizar a transferência. Para este tipo de operação, ambas embarcações se encontram atracadas no mesmo porto ou berço de terminal, e contam com o auxílio de rebocadores para realizar a manobra de aproximação que antecede a atracação. Nesse caso, a operação depende inteiramente da disponibilidade do berço, precisa ocorrer em regiões abrigadas, depende de suporte prático, além da necessidade de utilização de barreiras de contenção, dentre outras peculiaridades relacionadas a segurança do meio ambiente, das estruturas e dos profissionais envolvidos.
Figura 12 - Operação STS via terminal em João Pessoa na Paraíba
A sequência exata de etapas que ocorrem para que haja a transferência do petróleo via terminal pode ser observada abaixo:
1) O navio aliviador recebe o petróleo extraído das unidades de produção em alto-mar e transporta para o local da operação onde ocorre o STS;
2) Um navio petroleiro, que também pode ser denominado navio exportador, é nomeado pelos clientes e também é encaminhado para o terminal para receber o produto, conforme a cadeia logística de cada cliente;
3) Conforme planejamento prévio do terminal, os navios são atracados um a contra bordo do outro em um dos berços destinados a operação, sempre levando em consideração as condicionantes climáticas e ambientais que podem impedir ou não a realização da transferência;
4) Os navios são então conectados via mangotes flexíveis, por meio dos quais o petróleo é transferido do navio aliviador para o navio petroleiro, com o uso das bombas do navio aliviador;
5) Concluída a operação de transbordo, após a desatracação e a desconexão dos navios, o navio exportador segue para o seu destino final (exportação) enquanto que o navio aliviador retorna para a plataforma, para ser novamente carregado e repetir a operação com um novo navio exportador
Para o STS underway, as etapas são bastante similares, a principal diferença existente em relação a operação STS via terminal encontra-se no item 3. Porém, para melhor compreensão da atividade executada, segue abaixo o fluxo de etapas para este tipo de operação:
1) O navio aliviador recebe o petróleo extraído das unidades de produção em alto-mar e transporta para o local da operação onde ocorre o STS;
2) Um navio petroleiro, que também pode ser denominado navio exportador, é nomeado pelos clientes e também é encaminhado para a região de operação em alto mar para receber o produto, conforme a cadeia logística de cada cliente; 3) Os navios se aproximam com uma velocidade de curso controlada e posicionam
um a contra bordo do outro para realização da amarração de uma embarcação com a outra, na região licenciada para realização deste tipo de operação, sempre levando em consideração as condicionantes climáticas e ambientais que podem impedir ou não a realização da transferência;
4) Os navios são então conectados via mangotes flexíveis, por meio dos quais o petróleo é transferido do navio aliviador para o navio petroleiro, com o uso das bombas do navio aliviador;
5) Concluída a operação de transbordo, após a desconexão dos navios, o navio exportador segue para o seu destino final (exportação) enquanto que o navio aliviador retorna para a plataforma, para ser novamente carregado e repetir a operação com um novo navio exportador.
4. Tancagem
Uma das formas de melhorar a eficiência de um terminal de operações de transbordo em área abrigada se dá através da implantação de sistemas de tancagem. De forma simples, os sistemas de tancagem utilizáveis neste tipo de projeto podem ser caracterizados de duas formas, são elas a tancagem flutuante e a fixa (onshore).
A tancagem flutuante consiste em uma solução mais simples e menos custosa dentre as duas opções apresentadas. Ela é capaz de fornecer dinamismo e previsibilidade para a operação, ou seja, ela pode reduzir o tempo total para a realização do transbordo via terminal já que não há mais a necessidade de espera por um navio responsável pela exportação do petróleo. Nesta solução um navio da classe FSU – Unidade Flutuante de Armazenamento (Floating Storage Unit) é ancorado no terminal com o único propósito de armazenar petróleo e seus derivados. Esta embarcação pode ou não possuir sistema de propulsão próprio e em seu convés existem silos capazes de receber milhares ou até milhões de litros do líquido a ser armazenado, ao contrário do navio tanque, que por questões de navegabilidade tem sua capacidade limitada.
A instalação de um sistema de tancagem flutuante é bem mais prática se comparada a um sistema onshore, pois conta sobretudo com a ancoragem da embarcação FSU e com a instalação do sistema de transferência que irá encher seu sistema de armazenagem, que já são operações de praxe em qualquer operação realizada sem a presença da FSU. Um de seus pontos negativos é a necessidade de haver um berço com disponibilidade para a atracação contínua da unidade. Abaixo um exemplo de embarcação da classe FSU:
Figura 13 – Embarcaçao Khalij-e-Fars do tipo FSU destinada à tancagem do terminal do Porto do Irã
O sistema fixo, depende inicialmente de uma estrutura mínima de oleodutos para transferência do petróleo e de seus derivados até o local destinado aos tanques, por mais perto que estes tanques estejam do local onde o transbordo ocorre. Aliado a isso, ainda pode ser considerado como aspecto negativo o investimento na infraestrutura dos tanques em si, onde há necessidade de um ambiente com pressão e temperatura controlados, sistema de bombas e sistema de combate a incêndios robusto.
O que se pode concluir acerca dos sistemas de tancagem é que eles são indiscutivelmente uma excelente maneira de se otimizar a frota de aliviadores diante das circunstâncias atuais do mercado brasileiro. Uma vez que a embarcação que realiza o alívio das unidades offshore tende a demorar menos na operação de transbordo do petróleo.
Atualmente a logística de tancagem de petróleo no Brasil é dominada pela Petrobras, que utiliza terminais como o de Angra dos Reis (RJ) para executar suas operações de transbordo e posterior exportação dos produtos armazenados. Porém, com o crescimento do mercado como um todo, não só para a antiga detentora do monopólio das atividades de exploração do petróleo, novas empresas e, principalmente, operadoras, tem expandido sua participação no mercado de E&P (Exploração e Produção), e, consequentemente, novos sistemas de tancagem serão necessários, especialmente para escoar a produção para futura exportação.
O capítulo anterior apresentou na forma de um fluxo de etapas, as duas operações comparadas ao longo deste trabalho, e, apesar do sistema de tancagem ser somente uma complementação ao STS via terminal, é válido destacar as alterações ocorridas no fluxo desta:
1) O navio aliviador recebe o petróleo extraído das unidades de produção em alto-mar e transporta para o local da operação onde ocorre o STS;
2) O navio aliviador é atracado a contra bordo do FSU, estrutura atracada em um dos berços do terminal, sempre levando em consideração as condicionantes climáticas e ambientais que podem impedir a realização da transferência;
3) O navio é então conectado ao FSU via mangotes flexíveis, por meio dos quais o petróleo é transferido, com o uso das bombas do navio aliviador, ficando o petróleo armazenado no FSU. A partir desta etapa existem duas alternativas que
poderão ocorrer na sequência deste fluxo, conforme interesse e planejamento dos clientes;
4) Alternativa 1: um outro navio aliviador pode transferir produto para a FSU até que seu limite de armazenagem seja alcançado, ou Alternativa 2: um navio petroleiro pode ser atracado a contra bordo com o FSU, e realizar a operação de transbordo do petróleo armazenado nos tanques da embarcação ali atracada, com o uso das bombas da FSU e, uma vez concluída a operação, o navio petroleiro segue para seu destino final (exportação).
No Capítulo 7 deste trabalho será abordada de forma comparativa a solução de tancagem flutuante em relação a uma infraestrutura de terminal sem esta alternativa. O modelo criado para esta será utilizado como referência.
5. Simulação
Nesta seção, primeiramente será apresentado o software de simulação Arena, da Rockwell Softwares, utilizado no projeto, e em seguida será explicado o raciocínio utilizado na elaboração dos modelos desenvolvidos durante este trabalho. Para efeitos de simplificação, a nomenclatura "Modelo 1" ou "Modelo da operação 1" será utilizada para referenciar-se à operação de transferência de petróleo com as embarcações navegando, ou seja, a operação ship-to-ship (STS) underway, enquanto que, para a operação de transferência de petróleo via terminal, ou seja, a operação ship-to-ship atracado, a nomenclatura utilizada será: "Modelo 2" ou "Modelo de operação 2".
Todas as informações a respeito do software e do seu funcionamento foram retiradas do próprio manual acessado através do programa e do manual criado por DE LIMA [7].
5.1. O Software
O Arena é um software de simulação de eventos discretos com versão gratuita disponível para estudantes, que possui diversas ferramentas e extensas funcionalidades, que podem fornecer subsídios para uma análise criteriosa e eficiente. Estas características possibilitam a execução de simulações com uma grande variedade de cenários que podem ser replicados por longos períodos pré-estabelecidos pelo operador. Através deste programa, podem ser realizadas análises estatísticas e modelagens de processos, onde são fornecidos relatórios contendo os dados de saída para visualização quantitativa dos resultados, além da possibilidade de criação de animações para melhor observação da simulação, que viabilizam um maior entendimento do sistema em estudo.
Para construção dos modelos, o programa disponibiliza diversos módulos pré-definidos com características únicas e que se encontram divididos entre algumas
categorias, como pode ser observado abaixo. Estes módulos são capazes de criar diferentes entidades que irão percorrer o sistema durante a simulação segundo os critérios pré-estabelecidos durante a fase de elaboração dos modelos.
Figura 17 – Módulos avançados de transferência do Arena
Os módulos utilizados para cada um dos modelos desenvolvidos serão descritos no decorrer deste capítulo. Todos foram retirados das três categorias observadas nas figuras acima: Basic Process, Advanced Process e Advanced Transfer.
5.2. Parâmetros
Durante a elaboração de um modelo de simulação, se faz necessário o levantamento de diversos parâmetros que influenciarão diretamente nos resultados alcançados. Há, no entanto, uma complexidade no levantamento e utilização destes parâmetros, pois quanto maior o número de parâmetros levados em consideração, em teoria, mais o modelo irá se aproximar da realidade do sistema em estudo. Entretanto, a margem de erro gerada é consideravelmente maior em relação a um modelo com menos dados que influenciam nos seus relatórios de saída. Portanto, foram fixados alguns parâmetros que eventualmente influenciam na operação, mas que para os modelo elaborados foram desconsiderados. Abaixo, estas desconsiderações serão expostas e fundamentadas.
5.2.1.
Parâmetros fixados ou desconsiderados:
Inicialmente, para definição dos parâmetros fixos e os parâmetros variáveis do modelo, foram consideradas e ponderadas duas frentes, a primeira seria o aspecto financeiro na operação propriamente dita e a segunda seria a complexidade no desenvolvimento dos modelos e consequente maior brecha para erros.
5.2.1.1.
Falha crítica do sistema:
Diante dessas considerações, chegou-se à questão na qual a falha crítica do sistema seria o não atendimento do navio aliviador, pois em decorrência desse não atendimento, a unidade de produção (FPSO ou plataforma) poderia ter a sua produção paralisada já que não haveriam navios aliviadores disponíveis para a realização do transbordo, o que acarretaria num custo expressivo se comparado com outros custos atrelados às operações estudadas. Logo, essa foi a conclusão oriunda da análise financeira da operação, onde, excluindo-se catástrofes ou acidentes com probabilidades mínimas de
ocorrência (muitas vezes imensuráveis), a paralisação da operação foi o ponto crucial a ser evitado no estudo.
5.2.1.2.
Condicionantes climáticas e ambientais:
Outro ponto importante levado em consideração, desta vez tendo em vista o aspecto da complexidade e consequentemente do tempo demandado para a elaboração dos modelos, foi a não utilização de algumas condicionantes climáticas ou ambientais em ambas as operações.
Para o modelo de operação 1 não foi considerada nenhuma influência de visibilidade, vento ou corrente como impedimento para que a operação ocorresse, somente a influência direta da altura de onda na janela de operação foi utilizada como fator estocástico, ou seja, a altura de onda foi a única condicionante estudada que poderia impossibilitar a transferência do petróleo. Esta assunção ocorreu devido à percepção de que as ondas possuem uma significância muito maior para a avaliação das condições de operação em relação às outras condicionantes, isto é, a altura de onda é a maior responsável pelo impedimento das transferências nesta situação.
Já para o modelo de operação 2 foi desconsiderada qualquer condicionante climática ou ambiental, não só o vento, a corrente ou a visibilidade como também a altura de onda, tendo em vista que a criticidade das ondas não é tão grande devido à infraestrutura do terminal que de certa forma protege os berços da incidência deste fenômeno. Outro fator que levou a essa desconsideração foi o fato das filas geradas pela limitação quanto ao número de operações simultâneas ter uma influência consideravelmente maior na espera dos navios aliviadores.
5.2.1.3.
Disponibilidade de petroleiros:
Mais um parâmetro fixado para ambos modelos decorrente das duas frentes apresentadas no início deste subcapítulo foi a disponibilidade dos navios petroleiros, ou seja, toda vez que um navio aliviador chegar na “área de operação”, seja ela em alto mar, ou no terminal, sempre haverá um navio petroleiro disponível aguardando para a realização da operação. Dado que a falta de um navio aliviador é capaz de paralisar a operação da unidade de produção, ao combinar a chegada das embarcações destinadas à transferência é como se de certa forma fosse atribuída uma ociosidade ao petroleiro, ao invés de fazer isto com o aliviador.
5.2.2.
Parâmetros variáveis aplicados ao modelo:
Para cada um dos modelos foi observado que deveriam ser aplicados parâmetros específicos, que seriam capazes de aproximar a configuração do modelo com a respectiva operação real, e também alguns parâmetros comuns, que demonstram as semelhanças entre as operações. Estes parâmetros encontram-se explicados a seguir.
5.2.2.1.
Condicionantes climáticas e ambientais:
Em primeiro lugar, para o modelo 1, o parâmetro estudado foi a condicionante ambiental para a operação, ou seja, as condições de mar devido à altura de onda que pode impedir que a transferência ocorra foram pesquisadas e transformadas em dados estocásticos para aplicação no modelo. Segundo dados disponibilizados pela ANP [8] em relação à licença de operação na região da Bacia de Santos, podemos observar que a altura limitante para posicionamento das embarcações é de 2 até 3 metros (conforme a figura 18), e para realização do transbordo esta altura é de 3 metros. Para efeito de simplificação, iremos considerar que para todo o processo a altura limitante é de 3 metros.
Figura 18 - Condicionantes climáticas e ambientais para operação STS na região da Bacia de Santos
Foram então obtidos dados relativos ao comportamento das ondas gerados por uma boia localizada na região de Santos (Latitude -25,27°, Longitude -44,93°) do Programa Nacional de Boias (PNBOIA) [9]. Os dados apresentam uma frequência média de medição de uma hora, entre abril de 2011 e junho de 2016. Esta fonte fornece o ano, mês, dia e hora da coleta e explicitam a altura significativa de onda, a altura máxima de onda, o período de pico e a direção das ondas. A boia também fornece dados relativos ao vento, porém como já citado anteriormente, este trabalho utilizou a premissa de que a altura de onda é uma condicionante ambiental e climática que sobressai em relação às outras.
Figura 19 - Ondas e vento na Bacia de Santos
Para transformação destas informações em dados estocásticos, foi utilizado como referência a tese de SIMÕES, R.S.F.[10]. Simões, com o objetivo de aumentar a precisão dos dados relativos às ondas nessa região, realizou uma simulação sobre 15 anos, com registros horários, utilizando o software WAVE WATCH III, cuja funcionalidade é a capacidade de simular o processo físico de crescimento, propagação e dissipação de ondas em duas dimensões, a partir da soma da transferência de energia de campos de vento para as ondas através de uma interação vento-onda, com a dissipação da quebra da onda e as interações não lineares entre ondas. Foi criada então uma malha que representa o comportamento de ondas da região a partir dos dados da boia. O programa realizou as devidas integrações referentes às equações de espectros de onda e forneceu resultados para 15 anos de simulação, obtendo 131.496 registros consolidando uma base de dados consistente.
Figura 20 - Curva do comportamento estocástico do estado de mar da região da Bacia de Santos
Observando os dados encontrados, o estudo desenvolvido por Simões analisou apenas as influências para as faixas de altura de onda iguais a 2 metros, 2,5 metros e 3 metros. Houve também a modelagem das condições do mar através da distribuição de probabilidade das durações de intervalos sucessivos de BOM TEMPO e MAU TEMPO. O estudo foi dividido em três casos, um com cada altura de onda limitante, porém, como este trabalho utilizou a altura de onda equivalente a 3 metros como limitante para a ocorrência da operação, somente será considerado o caso 3 da referência citada.
Foram estimadas as distribuições que regem o comportamento das ondas em cada um dos casos. A validação destas foi feita a partir da utilização do software EASYFIT, programa capaz de determinar a partir de uma base de dados, qual a distribuição que melhor representa o conjunto de números selecionado. Os dados gerados foram capazes de determinar a probabilidade de ocorrência de MAU TEMPO e qual a duração deste, conforme podemos observar nas figuras 21, 22 e 23 a seguir:
Figura 21 - Probabilidade de ocorrência de mau tempo para ondas de 3 metros em cada trimestre
Figura 22 - Distribuições para a duração de bom tempo para ondas de 3 metros em cada trimestre
Figura 23 - Distribuições para a duração de mau tempo para ondas de 3 metros em cada trimestre
Como os dados gerados pelo estudo utilizado como referência apresentam resultados que contemplam separadamente cada um dos 4 trimestres ao longo do ano, para efeito de simplificação sobretudo na interpretação dos resultados foi realizada uma média aritmética simples para que pudesse ser inserido no modelo somente uma distribuição probabilística e uma distribuição estocástica dos dados encontrados representando a média anual.
Para a probabilidade de mau tempo a média encontrada é de 39,5%, logo, a probabilidade para o bom tempo será de 60,5%, enquanto que a distribuição GAMMA média para o bom tempo foi Alpha igual a 1.4971 e Beta igual a 163,0725, já para a distribuição GAMMA média para o mau tempo foi Alpha igual a 1,4103 e Beta igual a 13,2558.
É válido ressaltar que o modelo desenvolvido não irá considerar paralisações devido ao mau tempo após o início da operação, logo a distribuição GAMMA para o bom tempo não terá utilidade no modelo desenvolvido. Outra implicação desta assunção foi a premissa de que este atraso já está considerado na distribuição aplicada ao tempo de operação será apresentado a seguir. Portanto estes foram os dados inseridos no modelo 1 do Arena para representar a influência da altura de onda na operação. A filosofia utilizada para inserção no modelo será apresentada no subcapítulo Modelos.
5.2.2.2.
Tempo de operação de transferência:
Posteriormente, foi estudado o tempo efetivo de operação, isto inclui todas as etapas a partir do momento que o navio aliviador se dirige ao petroleiro para conexão dos mangotes e realização da transferência, até o momento em que (após o petróleo ser todo recebido pelo navio exportador) as embarcações são desconectadas e por fim o aliviador é capaz de seguir seu fluxo. Para inclusão desta informação em ambos modelos, foi necessária uma pesquisa a respeito do tempo de operação para os dois tipos apresentados. Segundo dados do Instituto Estadual do Ambiente (INEA) [11] o tempo de duração estimado para a operação ship-to-ship via terminal é de 37 horas, já incluindo atracação e desatracação das embarcações, enquanto que a duração máxima para a mesma é de 48 horas.
Para os modelos deste trabalho, não será aprofundado o estudo das embarcações utilizadas, isto é, não haverá diferenciação nos tipos de aliviadores e petroleiros em relação a sua capacidade, somente a distribuição de probabilidade relativa ao tempo decorrido para a operação será inserida no modelo, já considerando a possibilidade de os navios serem do tipo Suezmax, Panamax, Aframax ou VLCC.
Como não foram encontradas mais fontes disponíveis que contivessem esses dados específicos, também foi formulada a premissa de que o tempo de operação demandado pela operação do modelo 1 será igual ao tempo demandado pela operação do modelo 2, conforme foi encontrado a partir do parecer técnico enviado ao INEA que subsidiou a emissão da Licença de Operação do Terminal [11], órgão responsável pela emissão das licenças ambientais do Estado do Rio de Janeiro. E também, foi considerado que este parâmetro seria melhor retratado no modelo como uma distribuição uniforme variando entre 37 horas e 48 horas, já que é um tipo de distribuição que possibilita a utilização de um valor mínimo e um valor máximo somente e é pertinente diante do processo ao qual ela será atribuída.
É importante ressaltar que, para o modelo de operação 1, foi considerado que a região em alto mar designada para a operação é capaz de receber simultaneamente um número muito grande de embarcações, logo, o número de “estações de atendimento” foi extrapolado para que esta etapa não gerasse nenhum tipo de fila, diferentemente do modelo de operação 2, onde devido a existência de somente 3 berços, logicamente foram criadas somente 3 “estações de atendimento” às entidades que adentram ao sistema.
Também foi assumido quanto às operações do modelo 2, que não haverá um atraso nas operações e no tempo de viagem das embarcações relativos à distância percorrida pelas embarcações, que navegam com velocidade de curso média de 6 nós e portanto percorrem uma distância considerável durante o processo.
5.2.2.3.
Chegada de aliviadores:
Por fim, temos o último parâmetro que irá influenciar diretamente no ponto crítico da simulação estudada, este parâmetro é a distribuição da chegada de navios aliviadores que tem como objetivo realizar a operação, seja no modelo 1, seja no modelo 2. O ponto crítico citado será o tempo de espera que o navio aliviador encontrará ao chegar na área de operação, já que pode implicar na paralisação da produção da Plataforma ou FPSO.
Ao analisar a situação atual do modelo, primeiramente foi necessário aproximar a quantidade de embarcações que chegam na região de operação para uma distribuição de probabilidades. Esta distribuição deverá retratar da melhor maneira a quantidade de aliviadores que chegarão para realizar a transferência do petróleo oriundos de 1 ou mais
clusters (conjunto de plataformas).
Antes mesmo de realizar um estudo mais aprofundado quanto à distribuição de probabilidades que irá retratar a chegada de aliviadores no sistema, é possível perceber que ao simular os modelos com a chegada de um número muito pequeno de embarcações, o modelo de operação 1 já irá apresentar um valor para o tempo de espera do aliviador, em função do mau tempo eventualmente enfrentado, enquanto que no modelo de operação 2, não haverá tempo de espera pois os três berços serão capazes de atender a chegada de todas as embarcações. Enquanto que, pensando numa situação inversa, com uma distribuição contendo um número muito grande de embarcações entrando quase que simultaneamente no sistema, o modelo de operação 2 iria retratar um tempo de espera significativo, enquanto que o modelo de operação 1 continuaria com um valor similar ao encontrado na suposição incial.
Esta análise possibilitou a observação do seguinte fato: dependendo da quantidade de embarcações chegando no sistema, haverá uma operação mais apropriada para a
quantidade de operações estimada. Logo, foi buscado um valor referente à chegada de navios que pudesse limitar a seleção de um dos tipos de operação.
Dado que, como apresentado no início deste relatório, existe um grande otimismo em relação ao crescimento deste mercado, a procura por um cenário com grande fluxo de navios recorrendo a estas modalidades de transferência de petróleo pode ser facilmente fundamentada.
Estas conclusões desconsideram a inviabilização de um empreendimento (terminal) devido ao seu alto custo atrelado a sua baixa taxa de utilização.
Observando o ciclo de offloading (operação de transbordo do petróleo da unidade de produção para o navio aliviador) de um FPSO apresentado no gráfico da figura 24 abaixo, podemos observar que uma unidade de produção demora 10 dias para demandar um aliviador. Este cenário é relativo a uma unidade de produção de porte médio, localizada na região do Pré-Sal, na Bacia de Santos, conforme figura 25.
Figura 25 - Dados do FPSO característico utilizado
A justificativa para esta periodicidade é que, no geral, quando um FPSO está com 81% de sua capacidade de armazenagem, ele deverá sinalizar a necessidade de um aliviador para que haja tempo suficiente, e com folga, para o deslocamento do navio até a zona de ancoragem do FPSO e eventuais contratempos com condições climáticas e ambientais, afim de evitar a paralisação da produção devido ao esgotamento dos tanques de armazenagem da unidade de produção.
Dado que um FPSO aciona um aliviador a cada 10 dias para realizar a operação, é possível estimar a quantidade de demandas por operações de transferência de petróleo
ship-to-ship em função do número de FPSOs atendidos. Esta quantidade não considera o
número de aliviadores, e sim o número de operações demandadas, já que devido à margem de tempo existente entre o ciclo de operações, um aliviador pode realizar uma operação de transferência STS mais de uma vez no período de 10 dias. É importante ressaltar que, como de fato ocorre no litoral brasileiro, um aliviador realiza uma operação de transferência ship-to-ship a cada uma operação de offloading realizada. Em outras localidades isso não é uma regra, pois dependendo do destino do petróleo, o aliviador pode ter que realizar diferentes operações de descarregamento para uma única de carregamento.
Esta análise para a estimativa da distribuição de chegada de um aliviador na região de transbordo, seja no modelo 1 ou no modelo 2, é muito importante na visão do cliente, pois ele poderá identificar se, de acordo com os campos sob sua concessão e consequentemente com a quantidade de unidades de produção que ele possui em operação, qual o tipo de operação possivelmente atenderá suas necessidades minimizando as chances de paralização da produção devido ao tempo de espera do aliviador.
Considerando inicialmente um cliente ou um conjunto de clientes que possuam 10 FPSOs operando continuamente, demandando em média um aliviador a cada 10 dias como foi estimado, tem-se que 10 aliviadores carregados chegarão até a região onde ocorre a transferência STS para realização da operação. Partindo da premissa que este evento é de natureza aleatória, pode-se estimar a partir desses dados que um aliviador chegará no sistema a cada 24 horas obedecendo uma distribuição do tipo exponencial (distribuição mais comumente utilizada para eventos deste tipo).
Este valor será o ponto de partida para a comparação entre o tempo de espera dos aliviadores em cada um dos modelos. A sua variação (aumentando ou diminuindo a frequência da chegada de aliviadores) será capaz de mostrar até quando o cliente optará pela utilização do modelo de operação 2, até que a utilização do modelo de operação 1 seja justificada, ou vice e versa.
Foi assumido neste projeto que um único aliviador irá transferir sua carga para um único petroleiro. Portanto não estão contempladas nos modelos situações onde 2 navios petroleiros são demandados para apenas um aliviador ou vice-versa, como ocorre com um FSU, por exemplo.
5.3. Módulos Utilizados:
Primeiramente, para ambos os modelos desenvolvidos, os módulos Create,
Process e Dispose, que pertencem à categoria "Basic Process", foram utilizados. Estes
podem ser considerados os 3 principais módulos do software, isso porque, somente com os três, é possível criar um modelo para simulação de um processo real. A função de cada um desses 3 módulos é:
- CREATE: módulo utilizado para criação de uma entidade no sistema, nesse caso a entidade criada será o navio aliviador;
- PROCESS: módulo destinado às estações de trabalho. Este módulo pode ser configurado de algumas formas, porém sua formação completa é composta de três outros módulos disponibilizados na base do programa que podem ser usados separadamente, são eles o SEIZE, o DELAY e o RELEASE. O módulo SEIZE nada mais é do que a fila da estação, onde as entidades aguardam pelo atendimento, enquanto que o módulo DELAY é onde é possível inserir um critério temporal para execução do processo (atendimento da entidade), seja este critério uma expressão, uma constante ou obedecendo a uma distribuição de probabilidade, seja ela normal, exponencial, triangular, dentre outras. Já o RELEASE é o módulo responsável pela liberação das entidades da estação de atendimento, onde ocorre o processo determinado pelo critério criado para o DELAY.
- DISPOSE: módulo utilizado para liberação da entidade de dentro do sistema. Apresentados os principais módulos utilizados no Arena, seguem os outros módulos utilizados nos modelos:
- ASSIGN: módulo utilizado para atribuir um valor a uma variável ou configuração de uma entidade.
- RECORD: módulo utilizado para determinação de informações estatísticas. Os módulos ASSIGN e RECORD foram utilizados em ambos os modelos para determinar o tempo de espera das entidades antes de entrar em operação.
Alguns módulos foram utilizados somente em um dos dois modelos, abaixo segue a descrição e a ilustração do módulo utilizado somente na operação STS underway:
- DECIDE: módulo utilizado para decidir qual caminho seguido pelas entidades do sistema, podendo ser criado um critério de probabilidade ou um critério condicional, tanto para dois quanto para vários caminhos a serem seguidos.
Por fim, para o Modelo 2 foram utilizados além dos módulos já apresentados, os seguintes módulos:
- PICKSTATION: módulo que possibilita a seleção do destino da entidade para diferentes estações, representadas pelo módulo STATION.
- STATION: módulo que define uma estação para a qual a entidade poderá ser encaminhada.
Todos os módulos utilizados podem ser melhor visualizados nas figuras 55 a 62 do capítulo 9.Anexos.
5.4. Modelos:
Os modelos de operação 1 e 2, que representam o STS underway e o STS via terminal, respectivamente, foram desenvolvidos seguindo as diretrizes pré-estabelecidas a partir do estudo dos parâmetros que influenciariam no sistema. Ambos foram elaborados da forma mais simplificada possível, possibilitando a diferenciação clara entre os dois tipos de operação e atendendo a todos os critérios adotados e explicados até aqui.
5.4.1.
Modelo de Operação 1:
O modelo de operação 1 que representou a operação na região próxima à Bacia de Santos ficou com a seguinte configuração:
Cada módulo do modelo desenvolvido foi configurado atendendo aos parâmetros estabelecidos pelos estudos realizados, afim de gerar os resultados mais precisos e relevantes para a análise comparativa que foi objetivada. A seguir encontram-se expostos os módulos utilizados com os respectivos parâmetros já inseridos:
Figura 27 - Módulo Create do Modelo 1
Para estabelecer o tempo de espera das entidades que percorreram o sistema foi necessária a atribuição da variável “tempo de espera” utilizando o contador pré-definido pelo Arena denominado “TNOW”, inseridos no módulo ASSIGN representado abaixo. Este artifício combinado com a contabilização efetuada pelo módulo RECORD possibilitou que fosse visualizado no relatório gerado pelo software, o tempo decorrido desde a entrada dos aliviadores no sistema até o início do seu atendimento, ou seja, da operação de transferência do petróleo. (Esta ferramenta foi utilizada em ambos modelos)
Figura 28 - Módulo Assign do Modelo 1
Para a avaliação do tempo foi utilizada a probabilidade de ocorrência do bom tempo, no valor 60,5%, levando as entidades direto para a operação, sem nenhuma espera. Enquanto que o restante, equivalente aos 39,5% de chances de ocorrência de mau tempo, direcionou as entidades para o modulo responsável pela representação do tempo decorrido até que o bom tempo fosse estabelecido.
