estudo de implantação de processamento submarino com

ESTUDO DE IMPLANTAÇÃO DE PROCESSAMENTO SUBMARINO COM

EXPORTAÇÃO PARA A COSTA

Anna Carolinna Carrano Henriques Porto

Dissertação de Mestrado apresentada ao

Programa de Pós-graduação em Engenharia

Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do

Rio de Janeiro, como parte dos requisitos

necessários à obtenção do título de Mestre em

Engenharia Oceânica.

Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino

Rio de Janeiro

Fevereiro de 2013




DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO

LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA

(COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE

DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE

EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA OCEÂNICA.

Examinada por:

________________________________________________ Prof. Ilson Paranhos Pasqualino, D.Sc.

________________________________________________ Prof. Paulo Couto, Dr.Eng

________________________________________________ Dr. Marcelo Igor Lourenço de Souza, D.Sc

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

FEVEREIRO DE 2013

iii

.

Porto, Anna Carolinna Carrano Henriques

Estudo de Implantação de Processamento Submarino

com Exportação para a Costa / Anna Carolinna Carrano

Henriques Porto – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2013.

XV, 152 p.: il.; 29,7 cm.


Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de

Engenharia Oceânica, 2013.

Referências Bibliográficas: p. 132-134.

1. Sistemas de Explotação direto à Costa. 2. Sistemas

de Explotação com UEP. 3. Sistemas Submarinos. I.

Pasqualino, Ilson Paranhos. II. Universidade Federal do

Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia

Oceânica. III. Título.

iv

Dedico esta dissertação a minha família, William, Ariana, Amanda, Bacchus e em

especial, a minha querida mãe, Eveline. Ao meu namorado, Marcelo Alves. Ao meu tio

Joaquim, que sempre estará em minha mente e no meu coração.

v

Agradecimentos

Ao meu orientador Ilson Paranhos pelo convite para o mestrado e sempre

acreditar no meu potencial.

A minha família pelo apoio, carinho e paciência ao longo deste longo trajeto. Por

sempre acreditar em mim e me incentivar a ser uma profissional melhor a cada dia.

Ao meu namorado, Marcelo Alves, por todo amor e carinho.

A COPPE/UFRJ por ser a instituição responsável pela profissional que me

tornei. Instituição pela qual tenho muito orgulho de pertencer.

Em especial aao Professor João Siqueira por todo auxílio no desenvolvimento

deste trabalho. Sem a sua ajuda e conhecimento, essa dissertação não seria possível.

A minha grande amiga, Paula Castineira, por todo o apoio.

Ao amigo Christian Dreyer pelo apoio fundamental no desenvolvimento da

minha dissertação.

A Sonangol Starfish por me apoiar nesta parte tão importante da minha vida e

me permitir concretizar mais uma etapa fundamental para a minha formação. Aos meus

chefes Ricardo Mazorra, Francisco Cortez, Odimar Campos, Paulo Cruz e Eduardo Ueta

pela compreensão e apoio.

vi

Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)




Fevereiro/2013


Programa: Engenharia Oceânica

Este trabalho desenvolve um estudo técnico e econômico comparativo entre um

cenário com explotação através do uso de unidades estacionárias de produção e um

cenário com explotação direto à costa. Acrescentando, avalia o cenário com explotação

direto à costa variando os parâmetros de tipo de óleo (pesado, médio e leve), lâmina

d’água (80 m, 500 m e 1000 m) e distância à costa (50 km e 100 km), buscando a

otimização dos equipamentos submarinos para os diversos cenários gerados a partir da

combinação das variáveis de interesse citadas anteriormente. Um campo piloto foi

idealizado para esta dissertação e utilizado nas simulações de fluxo realizadas. Os

resultados observados corroboram com as dificuldades de escoamento esperadas com o

aumento da lâmina d’água e da distância à costa e a piora na qualidade do óleo.

vii

Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)

IMPLEMENTATION STUDY OF SUBSEA TO SHORE


February/2013

Advisors: Ilson Paranhos Pasqualino

Department: Ocean Engineering

This work develops a technical and economic comparative study between a

scenario with exploitation through the use of stationary production units and a scenario

with subsea to shore. Moreover evaluates the subsea to shore scenario varying

parameters of oil type (heavy, medium and light), water depth (80 m, 500 m 1000 m)

and distance to the coast (50 km and 100 km), aiming the optimization of the subsea

equipment for the different scenarios generated from the combination of the parameters

mentioned above. A pilot field was designed for this dissertation and used in the flow

simulations performed. The results corroborate with the difficulties of flowing expected

with the increasing of the water depth, distance to the coast and in oil density.

viii

Sumário 1. Introdução.................................................................................................................. 1

2. Revisão da Literatura ................................................................................................ 3

2.1 Tipos de Unidades de Produção .................................................................................... 3

2.1.1 Unidades Estacionárias de Produção (Fixas) ........................................................ 3

2.1.2 Flutuantes .............................................................................................................. 7

2.1.3 Subsea to Shore ................................................................................................... 11

2.2 Sistemas Submarinos................................................................................................... 17

2.2.1 Cabeça de Poço ................................................................................................... 18

2.2.2 Árvore de Natal Molhada .................................................................................... 18

2.2.3 Manifold .............................................................................................................. 20

2.2.4 Bombeio Centrífugo Submerso Submarino ........................................................ 21

2.2.5 Bombas Submarinas ............................................................................................ 23

2.2.6 Separador Submarino Água - óleo ...................................................................... 26

2.2.7 Sistema de Controle ............................................................................................ 28

2.3 Escoamento Multifásico .............................................................................................. 29

3. Metodologia da Pesquisa ......................................................................................... 30

3.1 Caracterização dos Cenários de Interesse ................................................................... 30

3.1.1 Cenário Subsea to Shore ..................................................................................... 30

3.1.2 Cenário Convencional com Unidades Estacionárias de Produção ...................... 41

3.2 Descrições das Análises de Interesse .......................................................................... 45

3.3 Descrições dos Cenários de Simulação ....................................................................... 47

4. Simulação e Análise dos Resultados ....................................................................... 52

4.1 Simulação do Cenário Subsea to Shore Original ........................................................ 52

4.2 Otimização do Cenário Original.................................................................................. 55

4.3 Cenário Original com Linhas Isoladas ........................................................................ 58

4.4 Simulações Subsea to Shore com Óleo de ⁰API 24 .................................................... 62

4.4.1. Cenário 02 ........................................................................................................... 62

4.4.2. Cenário 03 ........................................................................................................... 63

4.4.3. Cenário 04 ........................................................................................................... 66

4.4.4. Cenário 05 ........................................................................................................... 68

4.4.5. Cenário 06 ........................................................................................................... 69

4.5 Cenário Subsea to Shore com Óleo de ⁰API 32 .......................................................... 70

4.5.1. Cenário 07 ........................................................................................................... 70

4.5.2. Cenário 07 com Linhas Isoladas ......................................................................... 72

ix

4.5.3. Cenário 08 ........................................................................................................... 74

4.5.4. Cenário 09 ........................................................................................................... 75

4.5.5. Cenário 10 ........................................................................................................... 76

4.5.6. Cenário 11 ........................................................................................................... 77

4.5.7. Cenário 12 ........................................................................................................... 78

4.6 Cenário Subsea to Shore com Óleo de ⁰API 17 .......................................................... 78

4.6.1. Cenário 13 ........................................................................................................... 79

4.6.2. Cenário 14 ........................................................................................................... 81

4.6.3. Cenário 15 ........................................................................................................... 82

4.6.4. Cenário 16 ........................................................................................................... 83

4.6.5. Cenário 17 ........................................................................................................... 83

4.6.6. Cenário 18 ........................................................................................................... 86

4.7 Simulação do Cenário com Unidades Estacionárias de Produção .............................. 87

4.8 Resumo das Simulações e Resultados ......................................................................... 89

5. Avaliação Econômica .............................................................................................. 91

5.1 Dados do Campo ......................................................................................................... 92

5.2 Cenário Subsea to Shore ............................................................................................. 94

5.2.1. Previsão de Produção .......................................................................................... 94

5.2.2. Perfuração dos Poços .......................................................................................... 97

5.2.3. Sistema Submarino de Produção ....................................................................... 102

5.2.4. Investimentos Operacionais .............................................................................. 108

5.2.5. Descomissionamento ......................................................................................... 111

5.2.6. Resumo da Avaliação Econômica ..................................................................... 111

5.3 Cenário com Unidades Estacionárias de Produção ................................................... 114

5.3.1. Previsão de Produção ........................................................................................ 114

5.3.2. Perfuração dos Poços ........................................................................................ 116

5.3.3. Sistema de Produção ......................................................................................... 120

5.3.4. Investimentos Operacionais .............................................................................. 122

5.3.5. Descomissionamento ......................................................................................... 124

5.3.6. Resumo da Avaliação Econômica ..................................................................... 125

6. Conclusão .............................................................................................................. 128

6.1 Sumário ..................................................................................................................... 128

6.2 Discussões de Resultados .......................................................................................... 128

6.3 Trabalhos Futuros ...................................................................................................... 131

Referências Bibliográficas ............................................................................................ 132

x

Anexo A ........................................................................................................................ 135

Anexo B ........................................................................................................................ 136

Anexo C ........................................................................................................................ 137

Anexo D ........................................................................................................................ 148

xi

Lista de Figuras

Figura 2-1 Modelo de Plataforma do Tipo Jaqueta .......................................................... 4 Figura 2-2 Poços com Completação Seca ........................................................................ 4 Figura 2-3 Modelo de Plataforma do Tipo Auto-Elevatória ............................................ 5

Figura 2-4 Modelo de Plataforma do Tipo Torre-Complacente ....................................... 6

Figura 2-5 Modelo de uma Plataforma do Tipo TLP ....................................................... 7

Figura 2-6 Modelo de Plataforma do Tipo Spar Buoy ..................................................... 8

Figura 2-7 Modelo de Plataforma do Tipo Semi-Submersível......................................... 9

Figura 2-8 Modelo de Plataforma do Tipo FPSO [4] ..................................................... 10

Figura 2-9 Modelo de Sistema Subsea to Shore (fonte desconhecida) .......................... 12

Figura 2-10 Esquema do Sistema Subsea to Shore de Ormen Lange [6] ....................... 14 Figura 2-11 Esquema do Sistema Subsea to Shore de Snohvit....................................... 15

Figura 2-12 Evolução do Sistema Subsea to Shore ........................................................ 16 Figura 2-13 Modelo de uma Árvore de Natal Molhada ................................................. 19

Figura 2-14 Representação de um Manifold (site www.fishsafe.eu) ............................. 20 Figura 2-15 Configuração de um Cluster ....................................................................... 21 Figura 2-16 Poço Equipado com BCSS ......................................................................... 22 Figura 2-17 Estrutura Interna de uma BCSS .................................................................. 23 Figura 2-18 Bomba do Tipo Hélico Axial (Empresa FRAMO) ..................................... 25

Figura 2-19 Esquema do SSAO ..................................................................................... 27 Figura 3-1 Cenário Subsea to Shore ............................................................................... 33

Figura 3-2 Cenário Convencional com Jaquetas (Poços Produtores) ............................ 42

Figura 3-3 Esquema de Elevação e Escoamento ............................................................ 45 Figura 3-4 Esquema dos Poços Produtores (Subsea to Shore) ....................................... 50

Figura 4-1 Perfil de Pressão linha de Exportação (Cenário Original Otimizado) .......... 56

Figura 4-2 Perfil de Pressão linha de Exportação com Isolamento Térmico e Duas Bombas Multifásicas ...................................................................................................... 60 Figura 5-1 Curva de Produção de Óleo do Campo (Cenário Subsea to Shore) .............. 96 Figura 5-2 Produção Acumulada de Óleo (Cenário Subsea to Shore) ........................... 97 Figura 5-3 Poço Direcional do Tipo build and hold ..................................................... 101 Figura 5-4 Curva de Produção (Cenário com UEP) ..................................................... 115

Figura 5-5 Produção Acumulada (Cenário com UEP) ................................................. 116

Figura C-1 Fator Ψ para Correção do Holdup [16] ..................................................... 140

Figura C-2 Coeficiente C para correção do NL [16] ...................................................140

Figura C-3 Correlação para Determinação do holdup [16] .........................................141

Figura C-4 Mapa do Regime em Escoamento Horizontal (Beggs & Brill) [16] .........143

Figura C-5 Holdup Versus Inclinação do Tubo com a Horizontal [16] ......................145

Figura C-6 Fator de Fricção [16] .................................................................................146

Figura D-1 Algoritmo de Marcha (Brill e Mukherjee, 1999) [16] ..............................151

xii

Lista de Tabelas

Tabela 3-1 Propriedades da BCSS.................................................................................. 34 Tabela 3-2 Configuração da Coluna de Produção .......................................................... 35 Tabela 3-3 Perfil Geotérmico do Poço ........................................................................... 35 Tabela 3-4 Configuração do Revestimento de Produção ............................................... 35

Tabela 3-5 Configuração das Linhas Ramais de Quatro Polegadas ............................... 36

Tabela 3-6 Configuração das Linhas Ramais de Seis Polegadas ................................... 36

Tabela 3-7 Configuração da Linha Tronco de Produção ................................................ 37

Tabela 3-8 Características Básicas da Bomba de Injeção .............................................. 37

Tabela 3-9 Características Operacionais das Bombas Multifásicas ............................... 38

Tabela 3-10 Características dos Fluidos Produzidos ...................................................... 38 Tabela 3-11 Viscosidade do Óleo Morto ........................................................................ 39 Tabela 3-12 Características do Reservatório em Produção ............................................ 40

Tabela 3-13 Configuração da Linha Tronco................................................................... 44 Tabela 3-14 Configuração da Coluna de Produção ........................................................ 44 Tabela 3-15 Correlações Utilizadas ................................................................................ 46 Tabela 3-16 Variáveis de Interesse ................................................................................. 47 Tabela 3-17 Cenários Propostos Subsea to Shore .......................................................... 48 Tabela 3-18 Classificação dos Tipos de Petróleo (Portaria ANP nº 09/2000) ............... 49

Tabela 3-19 Gradiente de Temperatura Ambiente da Água do Mar .............................. 50

Tabela 4-1 Vazões Finais nos Poços (Cenário Original) ................................................ 53

Tabela 4-2 Vazões Finais nos Pontos de Entrega (Cenário Original) ............................ 54

Tabela 4-3 Perfil de Pressão na Linha de Injeção (Cenário Original) ............................ 54

Tabela 4-4 Pressões nas Bombas Multifásicas (Cenário Original) ................................ 55

Tabela 4-5 Pressões observadas nas bombas multifásicas (Cenário Original Otimizado) ........................................................................................................................................ 56

Tabela 4-6 Vazões Finais nos Pontos de Entrega (Cenário Original Otimizado) .......... 57

Tabela 4-7 Vazões Finais nos Poços (Cenário Original Otimizado) .............................. 57

Tabela 4-8 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Três Bombas Multifásicas na Linha de Exportação (Cenário Original Otimizado) ...................................................... 58 Tabela 4-9 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Duas Bombas Multifásicas na Linha de Exportação (Cenário Original Otimizado) ...................................................... 58 Tabela 4-10 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Isolamento Térmico e Três Bombas Multifásicas ...................................................................................................... 59 Tabela 4-11 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Isolamento Térmico e Duas Bombas Multifásicas ...................................................................................................... 60 Tabela 4-12 Vazões finais nos Pontos de Entrega (Cenário Original Isolado) .............. 61

Tabela 4-13 Vazões finais nos Poços (Cenário Original Isolado) .................................. 62

Tabela 4-14 Cenário 02 .................................................................................................. 62 Tabela 4-15 Resultados obtidos (Cenário 02) ................................................................ 63 Tabela 4-16 Pressões Observadas nas Duas Bombas Multifásicas (Cenário 02) ........... 63

Tabela 4-17 Cenário 03 .................................................................................................. 64 Tabela 4-18 Resultados Obtidos (Cenário 03) ............................................................... 65

xiii

Tabela 4-19 Propriedades das Duas Bombas Multifásicas (Cenário 03) ....................... 65

Tabela 4-20 Propriedade da Bomba Multifásica (Cenário 03) ....................................... 66

Tabela 4-21 Cenário 04 .................................................................................................. 67 Tabela 4-22 Resultados Obtidos (Cenário 04) ............................................................... 67 Tabela 4-23 Cenário 05 .................................................................................................. 68 Tabela 4-24 Resultados Obtidos (Cenário 05) ............................................................... 69 Tabela 4-25 Pressões Observadas nas Bombas Multifásicas (Cenário 05) .................... 69

Tabela 4-26 Cenário 06 .................................................................................................. 69 Tabela 4-27 Resultados obtidos (Cenário 06) ................................................................ 70 Tabela 4-28 Cenário 07 .................................................................................................. 71 Tabela 4-29 Resultados Obtidos (Cenário 07) ............................................................... 71 Tabela 4-30 Resultados Obtidos nos Poços (Cenário 07) .............................................. 72

Tabela 4-31 Diferenciais de Pressão nas Duas Bombas Multifásicas (Cenário 07) ....... 72

Tabela 4-32 Resultados obtidos (Cenário 07 com Linhas Isoladas) .............................. 73

Tabela 4-33 Resultados obtidos nos poços (Cenário 07 com Linhas Isoladas).............. 73

Tabela 4-34 Cenário 08 .................................................................................................. 74 Tabela 4-35 Resultados obtidos (Cenário 08) ................................................................ 74 Tabela 4-36 Cenário 09 .................................................................................................. 75 Tabela 4-37 Resultados obtidos (Cenário 09) ................................................................ 75 Tabela 4-38 Cenário 10 .................................................................................................. 76 Tabela 4-39 Resultados Obtidos (Cenário 10) ............................................................... 76 Tabela 4-40 Cenário 11 .................................................................................................. 77 Tabela 4-41 Resultados Obtidos (Cenário 11) ............................................................... 77 Tabela 4-42 Cenário 12 .................................................................................................. 78 Tabela 4-43 Resultados Obtidos (Cenário 12) ............................................................... 78 Tabela 4-44 Cenário 13 .................................................................................................. 79 Tabela 4-45 Resultados Obtidos com Três Bombas Multifásicas (Cenário 13)............. 80

Tabela 4-46 Resultados Obtidos nos Poços com Três Bombas Multifásicas (Cenário 13) ........................................................................................................................................ 80

Tabela 4-47 Resultados Obtidos com Duas Bombas Multifásicas (Cenário 13) ........... 80

Tabela 4-48 Cenário 14 .................................................................................................. 81 Tabela 4-49 Resultados obtidos (Cenário 14) ................................................................ 81 Tabela 4-50 Cenário 15 .................................................................................................. 82 Tabela 4-51 Resultados obtidos (Cenário 15) ................................................................ 82 Tabela 4-52 Cenário 16 .................................................................................................. 83 Tabela 4-53 Resultados Obtidos (Cenário 16) ............................................................... 83 Tabela 4-54 Cenário 17 .................................................................................................. 84 Tabela 4-55 Resultados Obtidos (Cenário 17) ............................................................... 85 Tabela 4-56 Pressões Obtidas nas Duas Bombas Multifásicas (Cenário 17) ................. 85

Tabela 4-57 Cenário 18 .................................................................................................. 86 Tabela 4-58 Resultados Obtidos (Cenário 18) ............................................................... 86 Tabela 4-59 Resultados Obtidos (Cenário com UEP) .................................................... 88

Tabela 4-60 Resultados Obtidos nos Poços (Cenário com UEP) ................................... 88

Tabela 4-61 Pressões Resultantes na Bomba Multifásica (Cenário com UEP) ............. 89

xiv

Tabela 4-62 Comparação Entre os Cenários Simulados ................................................ 90

Tabela 5-1 Dados do Reservatório ................................................................................. 93 Tabela 5-2 Cenário Subsea to Shore .............................................................................. 94 Tabela 5-3 Dados de Produção (Cenário Subsea to Shore) ............................................ 95

Tabela 5-4 Detalhamento do Custo de Perfuração e Completação (Subsea to Shore) ... 99 Tabela 5-5 Custo do Cluster – Poços Produtores (Subsea to Shore) ........................... 102

Tabela 5-6 Flowline de Produção ................................................................................. 104

Tabela 5-7 Linha de Exportação ................................................................................... 105 Tabela 5-8 Custo do Manifold Central de Produção .................................................... 106 Tabela 5-9 Custo do Manifold Central de Injeção ........................................................ 106 Tabela 5-10 Resumo dos Custos do Sistema Submarino (Cenário Subsea to Shore) .. 107 Tabela 5-11 Cronograma de Atividades (CAPEX) ...................................................... 109

Tabela 5-12 Detalhamento do OPEX ........................................................................... 109 Tabela 5-13 Custo de Descomissionamento ................................................................. 111 Tabela 5-14 Resumo dos Custos .................................................................................. 112 Tabela 5-15 Reserva no Cenário Subsea to Shore ........................................................ 112 Tabela 5-16 Sensibilidade do VPL com a taxa de desconto (Cenário Subsea to Shore) ...................................................................................................................................... 113

Tabela 5-17 Indicadores Econômicos (Cenário Subsea to Shore) ............................... 113

Tabela 5-18 Características Básicas do Cenário com UEPs ........................................ 114

Tabela 5-19 Dados de Produção (Cenário UEPs) ........................................................ 115 Tabela 5-20 Perfuração dos Poços Produtores ............................................................. 118 Tabela 5-21 Perfuração dos Poços Injetores................................................................. 119 Tabela 5-22 Detalhamento do Custo da Estrutura da Plataforma Intermediária. ......... 120

Tabela 5-23 Detalhamento do Custo da Estrutura da Plataforma Central .................... 121

Tabela 5-24 Resumo do CAPEX .................................................................................. 122 Tabela 5-25 Detalhamento OPEX (UEP) ..................................................................... 124 Tabela 5-26 Detalhamento do Descomissionamento ................................................... 125

Tabela 5-27 Resumos dos Custos (Cenário UEP) ........................................................ 126 Tabela 5-28 Reserva no Cenário com UEP .................................................................. 126 Tabela 5-29 Sensibilidade do VPL com a Taxa de Desconto (Cenário com UEPs) .... 127

Tabela 5-30 Indicadores Econômicos (Cenário com UEPs) ........................................ 127

Tabela C-1 Constantes para Determinação do Holdup HL(0) [16] ................................144

Tabela C-2 Constantes para Aplicação [16] ................................................................144

xv

Lista de Símbolos

Latinas B - fator volume formação D - diâmetro P - pressão T – temperatura S – Saturação RS - razão de solubilidade RGO – Razão Gás - Óleo IP – Índice de Produtividade II – Índice de Injetividade API - American Petroleum Institute UEP – Unidade Estacionária de Produção BCSS – Bombeio Centrífugo Submerso Submarino UTA – Umbilical Termination Assemby EFL – Cabo de Transmissão Elétrica (Eletric Flying Leads) HFL – Cabo de Transmissão Hidráulica (Hydraulic Flying Leads) MTBF – período médio entre falhas (Mean Time Between Failures) TLP – Tesion Leg Plataform FPSO - Floating Production Storage Offloading FSO - Floating Storage Offloading VOOIP – Volume Original de Óleo in Place BSW – Water Cut ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis TVD - Profundidade Vertical (True Vertical Depth) MD - Profundidade Medida (Measured Depth) ROV – Remoted Operated Vehicle DSV - Diving Support Vessel MSV - Multipurpose Support Vessel SS – Semi-Submersível VPL – Valor Presente Líquido TIR – Taxa Interna de Retorno

Gregas ∆ - diferença, gradiente µ - viscosidade absoluta ɣ - Peso Específico Sobrescritos º - grau ™ - Marca Registrada (trademark) Subrescritos w - água o - óleo

1

1. Introdução

Atualmente a exploração de petróleo, principalmente no Brasil, está basicamente

concentrada no mar. Cada vez mais, novos horizontes são descobertos em reservatórios

mais profundos com lâmina d’água maior e grande distância à costa. Neste cenário, a

utilização de unidades estacionárias de produção (UEP) aumenta em demasia o custo de

um projeto. Acrescentando, os riscos enfrentados em função das grandes profundidades

são maiores, como por exemplo, os risers que se tornam estruturas muito sensíveis e

sujeitas a fortes solicitações dinâmicas devido ao longo comprimento necessário.

O conceito subsea to shore, que consiste basicamente na produção submarina

sendo exportada para uma planta de processamento instalada na costa, surge como uma

alternativa viável e economicamente atrativa ao uso de UEP, desde que alguns desafios

tecnológicos sejam vencidos.

Nesta dissertação é proposto um estudo comparativo entre a explotação de um

campo através de um sistema convencional com unidades de produção estacionárias do

tipo jaqueta e o sistema subsea to shore. Ao longo do trabalho os dois cenários são

avaliados tanto na parte técnica como econômica.

Após o estudo comparativo, o cenário subsea to shore é avaliado modificando as

variáveis de interesse, sendo elas, lâmina d’água, tipo de óleo e distância à costa. Ao

todo foram criados dezoito cenários de estudo. A partir das simulações de fluxo, os

sistemas submarinos pertencentes a cada cenário são refinados de forma a otimizar os

equipamentos submarinos e alcançar maior produção diária de óleo.

No capítulo 2 foi elaborada uma revisão da literatura abordando os temas de

interesse para o entendimento do estudo realizado nesta dissertação. Inicialmente foram

expostos os tipos de unidade de produção descrevendo suas principais características,

incluindo o sistema subsea to shore. Em seguida foram descritos elementos que

compõem os sistemas submarinos. Por fim, foram detalhados pontos importantes em um

escoamento multifásico que é previsto nesta dissertação.

No capítulo 3 foi descrita a metodologia da pesquisa, apresentando os dois

cenários de explotação que serão avaliados na parte técnica e econômica. Em seguida

são apresentadas as variáveis de interesse selecionadas e os cenários criados a partir da

2

combinação das mesmas para avaliar o sistema subsea to shore em diferentes

condições.

No capítulo 4 são apresentados e comentados os resultados obtidos a partir da

simulação de fluxo realizada no software PIPESIM™. Cada cenário simulado teve o seu

sistema submarino refinado de acordo com as suas especificidades. Por fim, é

apresentado um resumo com os principais resultados obtidos no estudo técnico.

No capítulo 5 é avaliada a parte econômica de ambos os cenários, subsea to

shore original e convencional com unidades estacionárias de produção. Na avaliação

econômica são detalhados os investimentos de capital (CAPEX), os investimentos

operacionais (OPEX) e o custo do descomissionamento. Em seguida são calculados os

indicadores econômicos de cada cenário, sendo eles, o valor presente líquido (VPL), a

taxa interna de retorno (TIR) e o índice de rentabilidade.

No capítulo 6 são apresentadas as conclusões obtidas no estudo realizado. Este

capítulo está dividido em três partes, sendo elas, o sumário com o resumo do trabalho,

as discussões dos resultados alcançados nos estudos técnicos e econômicos, e por fim,

as propostas de trabalhos futuros.

3

2. Revisão da Literatura 2.1 Tipos de Unidades de Produção

Atualmente os principais fatores que decidem a escolha de um tipo de

plataforma de produção são: localização do campo, lâmina d’água, condições

ambientais, número de poços e o deles, capacidade requerida de processamento,

profundidade do reservatório, tempo de desenvolvimento, segurança operacional e o

custo.

Todos estes fatores precisam ser avaliados de forma a obter a plataforma de

produção, em alguns casos também de perfuração, mais adequada para cada tipo de

campo. Nas seções seguintes são detalhadas sucintamente cada tipo de plataforma, e por

fim o sistema subsea to shore.

2.1.1 Unidades Estacionárias de Produção (Fixas)

2.1.1.1 Jaquetas

Usada para lâminas d’água na faixa de 10 m a 200 m, sendo em casos especiais

até 430 m, apresenta boa estabilidade, porém não tem capacidade de armazenamento e

possui pequena capacidade de alterações ao longo do desenvolvimento do campo. São

instaladas no solo através de estacas e apresentam uma estrutura treliçada composta por

elementos tubulares de aço. Um exemplo deste tipo de plataforma é apresentado na

Figura 2-1.

As suas características marcantes são que o equipamento de cabeça de poço

pode ser instalado na plataforma (completação seca), permitindo acesso direto ao poço e

o acompanhamento e controle da produção sem qualquer dificuldade, sendo utilizável

apenas em lâmina d’água rasa [1].

No cenário de explotação com unidades estacionárias de produção a ser estudado

nesta dissertação serão utilizadas plataformas do tipo jaqueta, selecionadas em função

da lâmina d’água ser de 80 metros, o que favorece o uso deste tipo de plataforma. Os

poços produtores deste cenário terão completação seca com a árvore instalada na

plataforma, conforme esquematizado na Figura 2-2. As jaquetas terão em seu topside

4

tanto capacidade de produção, quanto para operação de perfuração ou a realização de

alguma intervenção necessária nos poços (workovers).

Figura 2-1 Modelo de Plataforma do Tipo Jaqueta

Figura 2-2 Poços com Completação Seca

5

2.1.1.2 Auto-Elevatória

A plataforma auto-elevatória (jack-up) possui uma estrutura de sustentação que

se apoia sobre o fundo marinho e possui altura variável. Tem limite de profundidade

ditado pelo comprimento das pernas de sustentação (em torno de 130 m).

Estas plataformas são de fácil conversão para pequenas plantas e apresentam boa

disponibilidade no mercado. Entretanto a área do convés é extremamente pequena e a

jack-up não possui capacidade de armazenamento [2].

A plataforma flutua até seu local de posicionamento, quando as pernas de

sustentação descem até o fundo do mar, posicionando a estrutura. Este tipo de

plataforma pode executar ambas as operações de produção e de perfuração. O exemplo

de plataforma auto-elevatória é apresentado na figura 2-3.

Nesta dissertação será utilizada a plataforma auto-elevatória para realizar a

operação de perfuração de todos os poços submarinos, tanto no cenário com unidades

estacionárias de produção (UEP), como no cenário subsea to shore.

Figura 2-3 Modelo de Plataforma do Tipo Auto-Elevatória

2.1.1.3 Torre-Complacente

A largura da base desta plataforma é próxima a do topo, o que ocasiona na

redução da estabilidade da estrutura. Por serem mais esbeltas, podem ser instaladas em

lâminas d’água superiores as das plataformas do tipo jaquetas, aproximadamente em

6

lâminas d’água de 550 m. Possuem pequenos movimentos na superfície que podem ser

minimizados com um sistema de ancoragem auxiliar.

Umas das suas principais desvantagens é a dificuldade de abandono, após fim do

período de produção do campo e umas das suas vantagens é que estas plataformas

permitem operações de intervenção nos poços em produção, como por exemplo, uma

troca de bomba centrífuga submersa [1]. Na figura 2-4 é apresentado um modelo de

plataforma do tipo torre-complacente.

Figura 2-4 Modelo de Plataforma do Tipo Torre-Complacente

7

2.1.2 Flutuantes

2.1.2.1 Unidades de Completação Seca

Tension Leg Platform (TLP) 2.1.2.1.1

A TLP é uma plataforma flutuante posicionada na locação por tendões verticais

fixados no fundo do mar por estacas (Figura 2-5). Esta plataforma possui um raio de

ancoragem desprezível, pois não possui sistema de ancoragem convencional. Não

possui compensador de movimentos em operações de perfuração e só pode ser utilizada

em cenários com lâmina d’água inferior a 1500 metros.

Os tendões consistem de tubos de aço conectados ao fundo a partir de uma junta

giratória. A força gerada pelo o empuxo da plataforma traciona os tendões e restringe os

movimentos de heave. Devido à rigidez do sistema os movimentos laterais são também

restritos (surge e sway). Os movimentos de rotação (roll, pitch e yaw) praticamente não

existem. As amplitudes dos movimentos aumentam com o aumento da profundidade de

instalação destas plataformas [3].

Figura 2-5 Modelo de uma Plataforma do Tipo TLP

8

Spar Buoy 2.1.2.1.2

A plataforma flutuante spar buoy é apoiada sobre um ou mais cilindros

metálicos que podem ser compostos alternativamente de uma estrutura treliçada (Figura

2-6). Esta plataforma possui sistemas de produção, processamento e transbordo.

Podendo utilizar risers rígidos.

O termo SPAR significa “vara” em inglês, descrevendo o formato aproximado

da plataforma, sendo uma bóia, tipo vara. A aplicação desta plataforma pode atingir

laminas d’água de 2600 m, podendo ser utilizada em praticamente todos os cenários de

lâminas d’água profundas e ultra profundas. A spar bouy apresenta um excelente

comportamento em condições de mar severo.

O convés é suportado por um cilindro vertical e possui uma área razoável. A

spar bouy possui flexibilidade para carga no convés e capacidade de armazenamento.

Permite a completação seca dos poços.

Figura 2-6 Modelo de Plataforma do Tipo Spar Buoy

9

2.1.2.2 Unidades de Completação Molhada

Plataforma Semi-Submersível 2.1.2.2.1

A plataforma semi-submersível é uma plataforma na qual a superestrutura está

apoiada sobre conjunto de flutuadores que ficam posicionados abaixo do nível do mar.

Um exemplo desta plataforma é apresentado na Figura 2-7.

Figura 2-7 Modelo de Plataforma do Tipo Semi-Submersível

Esta plataforma pode realizar as operações de produção, processamento e

offloading (transferência do óleo para um navio aliviador), mas não possui capacidade

de armazenagem. Sua principal característica é por não possuir limites de profundidade,

pois flutua na superfície, podendo ser utilizada em quase todos os cenários com lâmina

d’água profunda e ultra profunda.

Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento da unidade

flutuante, sendo eles, o sistema de ancoragem e o de posicionamento dinâmico. O

sistema de ancoragem é composto por 8 a 12 âncoras e cabos e/ou correntes, que atuam

como molas, produzindo esforços capazes de restaurar a posição da plataforma quando

a mesma sofre a ação das ondas, ventos e correntes.

No sistema de posicionamento dinâmico, não existe ligação física da plataforma

com o fundo do mar, com exceção dos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos

determinam a deriva, e propulsores no casco acionados por computador restauram a

10

posição da plataforma. As plataformas semi-submersíveis podem ou não ter propulsão

própria. Estas plataformas apresentam grande mobilidade, sendo as preferidas para a

perfuração de poços exploratórios [2].

Floating Production Storage Offloading (FPSO) 2.1.2.2.2

As letras que compõem o seu nome significam floating: flutuante do tipo

monocasco, production: planta de processo, storage: armazenamento e offloading:

alívio. As principais vantagens para sua aplicação são: ideal para regiões sem

infraestrutura, grande área de convés e capacidade de carga e cronograma reduzido para

conversão.

Esta plataforma flutuante é construída basicamente a partir de um casco

modificado de um navio, normalmente um petroleiro. Representa uma unidade de

produção de petróleo flutuante contendo unidade de armazenamento, unidade de

processamento e sistema de transbordo (transferência) do petróleo produzido. Também

podem ser construídos navios especificamente para este objetivo. No Brasil, as FPSOs

são bastante utilizadas e alguns exemplos destas plataformas em operação são a P-34, P-

43, P-48, P-50 e P-53 [4]. Na Figura 2-8 é apresentado um modelo de FPSO, sendo ele

o FPSO P-50. Neste exemplo é possível observar os módulos e os principais

equipamentos que compõem um FPSO.

Figura 2-8 Modelo de Plataforma do Tipo FPSO [4]

11

Floating Storage and Offloading (FSO) 2.1.2.2.3

O Floating Storage and Offloading (FSO), também conhecido como navio

cisterna, é uma unidade sem instalações de processo sendo empregado sempre associado

a uma unidade que não dispõe de capacidade de armazenamento de óleo (fixa, semi-

submersível ou TLP).

2.1.3 Subsea to Shore

No conceito de subsea to shore ou subsea to beach, a produção é escoada

diretamente para uma unidade de processamento montada na costa. A exportação ocorre

através de um arranjo submarino instalado no fundo do mar, enquanto uma equipe

profissional controla todo o processo em terra. A finalidade deste sistema é eliminar a

necessidade do uso de unidades estacionárias de produção (UEPs) e assim viabilizar a

produção de poços que antes não eram atrativos do ponto de vista econômico.

Os pontos fortes deste sistema são a redução de homens no mar, com isso, mais

segurança e em relação aos aspectos ambientais, gera menor impacto. Acrescentando, a

produção é escoada em condição monofásica ou multifásica.

Na Figura 2-9 é apresentado um modelo de subsea to shore com um sistema

submarino composto por um poço equipado com bomba centrífuga submersa

submarina, manifold, separador, bomba multifásica para rebombeio e um poço reinjetor

de água.

O conceito subsea to shore está surgindo com o objetivo principal de ser uma

alternativa possível às plataformas offshore, em cenários onde nenhuma infraestrutura é

oferecida. O alto custo de investimento de capital (CAPEX) e o longo tempo necessário

para a construção de novas plataformas e depois os elevados custos operacionais

(OPEX) das plataformas quando em operação, favorecem fortemente o sistema subsea

to shore e estimulam esforços, estudos e desenvolvimentos tecnológicos para

implementá-lo [5].

No entanto, os equipamentos necessários na configuração de um cenário típico

para o sistema subsea to shore não são facilmente encontrados nos dias de hoje. A

aplicação do conceito subsea to shore atualmente encontra dois grandes desafios,

primeiramente o tecnológico, que implica na necessidade de desenvolvimento de novos

equipamentos submarinos para a viabilização deste sistema e em segundo lugar a

12

garantia de escoamento na fase de produção, principalmente quando se trata de um

escoamento multifásico [5].

Figura 2-9 Modelo de Sistema Subsea to Shore (fonte desconhecida)

Muitos profissionais do setor acreditam que novas tecnologias de bombeamento

(boosting) viabilizarão a construção de sistemas subsea to shore, no entanto este

obstáculo contempla apenas parte do quebra-cabeça tecnológico necessário. Existem

ainda várias tecnologias que precisam ser desenvolvidas e exploradas para a construção

de um sistema subsea to shore de óleo ou gás atrativo economicamente.

Alguns dos desafios são complexos até quando são abordados temas

convencionais, como por exemplo, proteção anticorrosão, injeção química, prevenção

de emulsão, produção de água e slugs. Além dos desafios citados acima, também são

necessários desenvolvimentos tecnológicos nas áreas de fornecimento de energia

elétrica, de separação de óleo e água em águas profundas e de métodos de prevenção de

formação de emulsão múltipla [5].

Dois exemplos de aplicação do sistema subsea to shore no mundo seriam os

campos de gás localizados na Noruega. O primeiro é o Campo de Ormen Lange com

distância a costa de 100 km e o segundo é o Campo de Snohvit a 140 km da costa. A

baixa densidade do gás e a alta pressão do reservatório tornam mais simples a

13

viabilização de sistema de produção do tipo subsea to shore. Os sistemas para produção

de reservatórios de gás são mais simples, pois não é necessário injetar água e também a

produção de água é mínima.

2.1.3.1 Campo de Ormen Lange

Este campo está localizado a 120 quilômetros a noroeste de Kristiansund e

apresenta um sistema que funciona completamente sem o uso de plataforma offshore. O

campo foi descoberto em 1997 e começou a produzir em 2007. Na Figura 2-10 é

apresentado o esquema do sistema subsea to shore deste campo.

O projeto do Campo Ormen Lange é um consórcio entre as empresas de petróleo

Petoro (36%), Norsk Hydro (18%), Shell (17%), BP (11%), Statoil (11%) e

ExxonMobil (7%). A Shell é a operadora do campo de gás de Ormen Lange e foi a

responsável pela perfuração dos poços submarinos. O desenvolvimento do Campo de

Ormen Lange é atualmente o maior projeto no mar da Noruega e como resultado é

esperada a geração de 18 mil empregos diretos e indiretos.

As reservas de gás natural cobrem uma área de 350 km² e situam-se em uma

lâmina d’água que varia de 850 m a 1.100 m. As reservas de gás recuperáveis são

estimadas em aproximadamente 300 bilhões de m³ [6]. O campo produz cerca de 70

milhões de m³ por dia de gás natural. O solo marinho é muito irregular variando de

rochas duras até argilas macias. Toda a produção de gás é enviada para uma planta de

processamento instalada em terra, conhecida como Nyhamna.

Em seguida, a produção é exportada através de um gasoduto de comprimento de

1.200 km para Easington no Reino Unido. Este gasoduto é segundo mais longo do

mundo. O gás proveniente do campo de Ormen Lange, quando em plena produção,

produz cerca de 20% da demanda do Reino Unido [6].

O projeto foi dividido em três módulos e em cada módulo foram perfurados oito

poços. Ao todos são 24 cabeças de poço submarinas instaladas em quatro templates e

são conectados por dois pipelines de diâmetro igual a 30 polegadas diretamente a planta

de processamento em terra, chamada de Nyhamna. As árvores de natal molhadas

horizontais estão projetadas para pressões de até 10.000 Psi. Em resumo, o sistema de

Ormem Lange é composto por 4 templates manifold, 2 gasodutos de diâmetro de 30”

(produção), 2 linhas de MEG (1,5 MM l/d) e 2 UEH e possui um tied-back de 100 km.

14

Figura 2-10 Esquema do Sistema Subsea to Shore de Ormen Lange [6]

2.1.3.2 Campo de Snohvit

A planta de Snohvit foi o primeiro sistema subsea to shore de produção de gás

natural do mundo. O campo foi descoberto em 1984 e a produção foi iniciada em 2007.

O nome Snohvit, significa branca de neve em norueguês. O desenvolvimento do Campo

é operado pela empresa Statoil e o consórcio é formado por seis companhias, sendo elas,

Petoro, Total, GDF, Suez, Statoil, Hess e RWE Dea.

O projeto de desenvolvimento é constituído pelo próprio Campo de Snohvit e

mais dois campos vizinhos de gás natural, os Campos de Albatross e Askeladden. Estes

campos estão localizados no Mar da Noruega, conhecido como o Mar de Barents (acima

do Círculo Polar Ártico), e encontram se situados a 140 km da costa, a noroeste de

Hammerfest. A lâmina d’água varia entre 250 m e 350 m.

As reservas recuperáveis estimadas são de 193.000 milhões de m³ de gás natural,

113 milhões de barris de condensado (óleo leve) e 5,1 milhões de toneladas de gás

natural líquido (GNL) [7]. Neste campo existem também volumes limitados de petróleo

bruto. A mais recente descoberta, o Campo de óleo Goliat, fez as reservas de petróleo

do Campo de Snohvit mais explorável e economicamente viável.

O projeto de Snohvit é composto por vinte poços produtores e um injetor. O

Campo de Snohvit tem 8 poços produtores e 1 injetor de CO2, o Campo de Albatross

possui 4 poços produtores e o Campo de Askeladd mais 8 poços produtores. Todos os

poços possuem árvore de natal submarina horizontal e estão acomodados em templates.

15

O sistema submarino do Campo de Snohvit é composto por 7 templates

manifold, 1 gasoduto de 24” (produção), 1 gasoduto de 8” (injeção de CO2), 2 linhas de

4” (MEG e para outros serviços), umbilical eletro-hidráulico 6F (2 fibras ótica, 2 alta

tensão, 2 hidráulicas, 1 para injeção de químicos).

O sistema é todo controlado remotamente de terra a partir de um único umbilical

eletro-hidráulico e toda a produção é escoada através de um flowline multifásico para

uma planta de GNL instalada em terra. Quando a produção de gás chega à planta de

tratamento, o CO2 associado é separado do gás e reenviado através de um flowline

diferente de volta para ser reinjetado no reservatório, desta forma as emissões de CO2

são reduzidas [7].

Figura 2-11 Esquema do Sistema Subsea to Shore de Snohvit

O gás de Snohvit será usado para o gás natural liquefeito (GNL). A capacidade

de exportação anual é de 5.750 milhões de m³ de GNL, 747 mil de toneladas de

condensado e 247 mil de gás liquefeito de petróleo [7]. O Campo de Snohvit fornece

GNL para Espanha, França e EUA.

O desenvolvimento do Campo de Snohvit provocou discussão na Noruega, já

que foi a primeira descoberta a ser desenvolvida no Mar de Barents. Grupos

ambientalistas, como Natur og Ungdom e Bellona, argumentaram que o Mar de Barents

é muito sensível para produção de petróleo e gás, e que a planta de GNL de Melkoya

aumentaria drasticamente as emissões de CO2 da Noruega.

16

2.1.3.3 Subsea to Shore no Brasil e no Mundo

No Brasil praticamente todo o óleo produzido é processado e consumido no

mercado interno, desta forma se torna atrativo um sistema para o escoamento direto para

terra e daí para as refinarias através da malha de dutos (oleodutos e gasodutos)

existente. Além disso, pequenos campos onde antigas unidades flutuantes podem ser

substituídas por sistemas submarinos ou os campos onde sistemas de bombeio e de

processamento otimizariam a produção, são cenários indicados para a aplicação do

subsea to shore.

A Petrobras tem investindo muito em estudo para implementação do sistema

subsea to shore, porém atualmente, são encontrados apenas longos tie-backs. Como por

exemplo, no Campo de Barracuda, o tie-back tem extensão de 14 km conectando o poço

a um FPSO. A lâmina d’água é de 1080 m.

No mundo, além dos famosos Campos de Ormem Lange e Snohvit, existem

outros campos nos quais o subsea to shore é aplicado. Na Figura 2-12 é apresentado um

gráfico com a evolução do sistema subsea to shore, tanto para campo de gás como para

campos de óleo no mundo [8].

Figura 2-12 Evolução do Sistema Subsea to Shore

17

2.2 Sistemas Submarinos

Os sistemas submarinos são arranjos compostos de equipamentos instalados no

leito marinho. Atualmente estão sendo tipicamente empregados em profundidades de

até 2934 m (Plataforma de Perdido) e são utilizados apenas para a extração e transporte

dos hidrocarbonetos, ou seja, na fase de produção.

Os equipamentos instalados no solo marinho demandam maiores investimentos

(CAPEX e OPEX) do que os similares quando localizados na superfície (UEP).

Portanto precisam ser dimensionados corretamente e desenvolvidos para cada projeto

específico. Um dos maiores custos operacionais dos equipamentos submarinos são os

custos referentes às intervenções já que normalmente requerem uma embarcação

dedicada durante todo o período da operação.

Na definição da composição de um sistema submarino de produção devem ser

levados em consideração os seguintes parâmetros [1]:

• Natureza do Reservatório (óleo ou gás);

• Condições Ambientais (como por exemplo, a lâmina d’água);

• Aspectos da Produção (como por exemplo, o tipo de óleo);

• Aspectos Econômicos;

• Monitoração e Manutenção.

Um sistema submarino de produção convencional consiste em um poço

submarino com árvore de natal molhada e cabeça de poço (wellhead) e um manifold

para coletar a produção de diferentes poços [1]. Porém em alguns casos, podem conter

outros equipamentos submarinos, como por exemplo, separador e bombas.

Em casos especiais, os equipamentos submarinos são responsáveis também pela

separação, compressão e bombeamento dos fluidos produzidos até a planta de

processamento mais próxima.

Para os equipamentos submarinos, as principais preocupações devem girar em

torno da detecção antecipada das falhas e também do diagnóstico, mitigação e reparo do

sistema, ou seja, os problemas operacionais precisam ser detectados com antecedência

[5]. É importante enfatizar que os equipamentos submarinos devem ter uma arquitetura

que facilite as operações de instalação e de recuperação para reparo, preferencialmente a

cabo a partir de embarcações de baixo custo.

Os sistemas submarinos de produção instalados no Brasil são compostos

basicamente de equipamentos mecânicos com acionamento hidráulico e eletro-

18

hidráulico. Alguns poucos sistemas de controle são acionados eletronicamente, mas

trabalham com baixa potencia elétrica.

No sistema subsea to shore, os equipamentos submarinos são integrantes

essenciais para o funcionamento e viabilidade deste conceito. A seguir serão detalhados

alguns equipamentos que são considerados para compor o arranjo submarino a ser

implantado nos cenários de interesse.

2.2.1 Cabeça de Poço

A cabeça de poço (wellhead) é um conjunto de equipamentos onde são

ancorados os revestimentos. Este equipamento é posicionado abaixo da árvore de natal

molhada. As suas principais funções são, guiar a descida e instalação de equipamentos

na cabeça de poço, servir de balizamento (estrutura inicial de um poço), prover

sustentação e vedação para BOP stack, sustentar o peso dos revestimentos, prover

vedação do anular entre os revestimentos e por último, prover sustentação e vedação

para a base adaptadora de produção (BAP) e a árvore de natal molhada (ANM).

Os principais equipamentos que compõem a cabeça do poço são alojadores de

condutores e da cabeça do poço (Wellhead housing e Conductor housing), o suspensor

de revestimento (casing hanger), suspensor de tubo (tubing hanger), selos para o anular

e bases guias temporárias (TGB) e permanentes (PGB).

2.2.2 Árvore de Natal Molhada

As árvores de natal molhada (ANM) são equipamentos compostos por um

conjunto de válvulas que permitem direcionar e controlar as atividades requeridas na

produção de petróleo. Este equipamento é conectado há um ou mais flowlines para o

escoamento da produção ou injeção e as suas diversas válvulas de segurança são

controladas por um sistema hidráulico ou eletro-hidráulico. A ANM pode ser controlada

por um ROV.

As suas principais funções são produzir fluidos do reservatório para o ponto de

entrega, injetar fluido no reservatório e permitir a intervenção nos poços quando

necessário, como por exemplo, em operações de limpeza, estimulação e manutenção.

19

Quanto a sua configuração, a árvore submarina molhada pode ser dividida em dois

tipos, sendo elas, a ANM convencional e a ANM horizontal.

A árvore de natal molhada horizontal foi rapidamente desenvolvida nos últimos

anos. A sua arquitetura permite simples intervenção nos poços, como por exemplo, para

troca da BCSS e permite uma retirada mais rápida da tubulação de produção. O conceito

deste tipo de árvore é vantajoso para os poços que necessitam de um elevado número de

intervenções, pois para a realização de workovers não é necessário a sua remoção. Neste

tipo de árvores, as válvulas são montadas nas partes laterais [1]. Na Figura 2-13 é

apresentado um modelo de árvore de natal molhada horizontal.

Figura 2-13 Modelo de uma Árvore de Natal Molhada

No cenário subsea to shore idealizado são utilizadas árvores de natal molhada

horizontal (ANMH) e com controle elétrico em todos os poços de forma a facilitar a

realização de workovers que serão constantes ao longo da vida produtiva do campo.

Este tipo de árvore permite intervir no poço produtor para troca da BCSS sem que seja

necessário removê-la. No cenário com UEPs é utilizada ANMH apenas nos poços

injetores que são submarinos. Os poços produtores apresentam completação seca e a

árvore de natal é vertical e está instala na UEP.

20

2.2.3 Manifold

O manifold é um equipamento submarino que possui como principal função a

coleta da produção proveniente de diferentes poços. Este equipamento é constituído por

um arranjo de tubulações destinadas a coleta, injeção, teste e exportação. Além disso,

apresenta um conjunto de válvulas de bloqueio e de controle de escoamento (chokes) e

subsistemas de monitoramento, controle e interconexão (usualmente por via elétrica)

com a facilidade de produção. Na Figura 2-14 é apresentado um modelo de manifold

com estrutura de proteção adequada para a instalação submarina.

No caso de injeção de gás e água, o manifold tem como função distribuir para os

poços injetores, os fluidos separados proveniente do processamento primário realizado

na UEP ou no leito marinho. Um único manifold pode conter as funções de produção e

injeção.

Figura 2-14 Representação de um Manifold (site www.fishsafe.eu)

No sistema subsea to shore idealizado para esta dissertação os manifolds

intermediários conectados aos poços satélites foram considerados como clusters, tanto

no sistema de produção quanto no de injeção. A configuração de um cluster consiste em

um manifold conectado por jumpers (conjunto de linhas de fluxo de interligação) a

poços satélites que estejam localizados nas proximidades deste manifold [9]. O exemplo

de um cluster é apresentado Figura 2-15.

21

Figura 2-15 Configuração de um Cluster

2.2.4 Bombeio Centrífugo Submerso Submarino

O bombeio centrífugo submerso submarino (BCSS) é um método de elevação

artificial, composto por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, operada por um

motor de fundo (Figura 2-16). O fornecimento de energia elétrica para o motor é

realizado através de um cabo que vai até o fundo do poço. O motor transforma a energia

elétrica adquirida em energia mecânica e a transfere para a bomba. A bomba, por sua

vez, transfere essa energia para o fluido, através do acréscimo da pressão, promovendo

em seguida a elevação do fluido até a superfície [1].

A BCSS é formada por um conjunto de equipamentos instalados dentro e fora do

poço. Os equipamentos que compõem a BCSS a serem descidos no poço incluem

bomba, motor, selo protetor e cabo elétrico. Os equipamentos da BCSS instalados fora

do poço consideram o sistema elétrico composto por transformador, caixa de junção e

inversor de frequência.

Em alguns casos, a utilização de BCSS pode aumentar o potencial de produção

em até 50%, quando comparado com outros métodos de elevação, como, por exemplo, o

de gas lift. Esse sistema evoluiu consideravelmente, gerando condições seguras e

eficientes de operação em cenários cada vez mais desafiadores, como em águas

profundas e para óleos pesados [9].

Primeiramente foram desenvolvidas BCSS de alta potência e confiabilidade

instaladas na coluna de produção no interior do poço para o sistema de elevação

artificial. Em seguida outras opções foram desenvolvidas para que a BCSS ficasse

posicionada no leito marinho, a fim de facilitar o escoamento na superfície e a execução

de futuras intervenções. Neste caso, não seria necessária a contratação de uma sonda de

completação para intervir no poço, pois seria utilizado um barco de apoio, que poderia

retirar essa bomba facilmente, com o auxílio de um Remotely Operated Vehicle (ROV).

22

Nesta dissertação, como método de elevação artificial nos poços produtores será

utilizado o bombeio centrífugo submerso submarino para otimização da elevação e

antecipação da produção. Na Figura 2-17 é apresentado um exemplo do método de

elevação que será instalado nos poços produtores.

Figura 2-16 Poço Equipado com BCSS

As principais vantagens de aplicação deste método de elevação são permitir uma

vazão de líquido elevada, ocupar um reduzido espaço na superfície e ser recomendável

para poços profundos, que estão presentes em quase todos os cenários atuais e podem

ser utilizadas em poços offshore.

As principais desvantagens da BCSS são este equipamento possui um alto custo

de investimento e é bastante sensível à presença de sólidos e gás. A BCSS não pode ser

utilizada em poços onde é esperada grande produção de areia e/ou elevada razão gás-

óleo (RGO). Acrescentando apresenta o indicador mean time between failures (MTBF)

23

não muito elevado, normalmente em torno de dois anos, sendo necessário intervir no

poço para manutenção ou troca da bomba com esta periodicidade.

Figura 2-17 Estrutura Interna de uma BCSS

2.2.5 Bombas Submarinas

Em alguns cenários, para que o óleo produzido ou a água injetada cheguem ao

ponto de destino com uma vazão econômica aceitável é necessário o uso de bombas

submarinas. Quando o ponto de partida está muito distante da chegada, uma grande

quantidade de energia deve ser fornecida ao fluido.

Esta energia pode ser na forma de pressão e algumas vezes também de calor

(aquecimento), de forma que o fluido flua em condições operacionais de pressão e

temperatura seguras (garantia de escoamento), mantendo a atratividade econômica do

projeto. As bombas monofásicas ou multifásicas fornecem um acréscimo de energia

necessário ao sistema, através de um aumento de pressão.

24

As bombas submarinas são máquinas hidráulicas do tipo geratrizes, cujo

objetivo principal é o de realizar o deslocamento de um líquido ao longo de um sistema

de escoamento. Por ser uma máquina geratriz, este equipamento transforma o trabalho

mecânico que recebe para seu funcionamento em energia que é transferida ao fluido

transportado sob as formas de energia de pressão, cinética ou ambas [10]. A relação

entre a energia cedida pela bomba ao líquido e a energia que foi recebida da fonte

motora, fornece o rendimento deste equipamento.

As bombas podem ser classificadas pela sua aplicação ou pela forma com que a

energia é cedida ao fluido que é transportado. O modo pelo qual é feito tal

transformação do trabalho em energia hidráulica e o recurso para cedê-la ao líquido

aumentando sua pressão e\ou sua velocidade, permite classificar as bombas em dois

tipos, as bombas de deslocamento positivo ou volumétricas e as bombas rotodinâmicas

ou hidrodinâmicas.

Nesta dissertação são utilizadas as bombas hidrodinâmicas para rebombeio da

produção em ambos os cenários de interesse. Nas seções seguintes serão detalhados os

principais tipos de bombas encontradas.

Os sistemas de rebombeio (boosting) são centrais submarinas de rebombeamento

utilizadas para garantir o escoamento da produção até a facilidade de produção. As suas

principais aplicações são a otimização da produção de óleo em poços de águas

profundas e ultra-profundas, a viabilização da produção de óleo em poços de águas

rasas com grandes tie-backs, a substituição de plataformas e por fim, a aplicação na

produção através do sistema subsea to shore [5].

2.2.5.1 Bomba Rotodinâmica ou Hidrodinâmica

As bombas hidrodinâmicas são máquinas nas quais a movimentação do fluido é

produzida por forças que se desenvolvem na massa líquida, em consequência da rotação

de uma roda (impelidor) com um certo número de pás especiais. A diferença entre os

diversos tipos de bombas é feita basicamente em função da forma como o impelidor

cede energia ao fluido, assim como, pela orientação do fluido ao sair do impelidor [10].

Nas bombas hidrodinâmicas, a depender da posição relativa do movimento geral

do fluido e do eixo de rotação, são encontradas três tipos fundamentais, sendo elas, a

bomba centrífuga, axial e hélico axial.

25

No cenário subsea to shore idealizado nesta dissertação serão utilizadas as

bombas do tipo hélico axial como as bombas multifásicas responsáveis pelo rebombeio

da produção até a facilidade de produção instalada em terra e a bomba do tipo

centrífuga como a bomba de injeção usada na parte do sistema para reinjeção da água

produzida. No cenário com unidades estacionárias de produção será utilizada a bomba

do tipo hélico axial no rebombeio da produção da plataforma central até a facilidade de

produção instalada em terra.

2.2.5.1.1 Bomba Multifásica Hélico Axial

As bombas multifásicas do tipo hélico axial são caracterizadas quando o

movimento geral do fluido dá-se em direção combinada, inicialmente inclinada em

relação à direção do eixo de rotação e ao final paralela a direção de tal eixo [9]. Na

figura 2-18 é apresentado um exemplo de uma bomba do tipo hélico-axial.

Figura 2-18 Bomba do Tipo Hélico Axial (Empresa FRAMO)

As bombas hélico axiais são bombas do tipo rotodinâmica que apresentam vários

estágios de impelidores hélico axiais rotativos e difusores fixos. Este tipo de bomba é

relativamente compacta e mecanicamente simples e é um equipamento tolerante a

sólidos e pode produzir elevadas vazões. As bombas hélico axiais podem apresentar

problemas associados com erosão e/ou calor que danificam seus selos mecânicos.

Acrescentando a eficiência deste tipo de bomba pode ser prejudicada quando em contato

com grande quantidade de gás e de slugs.

No cenário subsea to shore original idealizado serão utilizadas três bombas

multifásicas hélico axiais para auxiliar no rebombeio da produção até a planta de

26

processamento instalada na costa. No cenário com unidades estacionárias de produção, na

jaqueta central é instalada uma bomba multifásica hélico axial também para rebombeio da

produção até à costa.

2.2.5.1.2 Bomba Axial

As bombas axiais são caracterizadas quando o movimento geral do fluido dá-se

em direção paralela ao eixo de rotação. Nas bombas de fluxo axial todo energia cinética

é transmitida à massa líquida por forças puramente de arrasto. Bombas deste tipo são

empregadas quando se deseja vazão elevada e as cargas a serem fornecidas ao fluido são

pequenas. A aplicação mais comum desse tipo de bomba é em serviços de irrigação

[10].

2.2.5.1.3 Bomba Centrífuga

As bombas centrifugas são aquelas em que a energia fornecida ao fluido é

primordialmente do tipo cinética, sendo posteriormente convertida em grande parte em

energia de pressão. A energia cinética pode ter origem puramente centrífuga ou de

arrasto, ou mesmo uma combinação das duas, dependendo da forma do impelidor [10].

A conversão de grande parte da energia cinética em energia de pressão é

realizada fazendo com que o fluido que sai do impelidor passe em um conduto de área

crescente. Estas bombas são basicamente caracterizadas quando o movimento geral do

fluido dá-se em direção normal ao eixo de rotação.

2.2.6 Separador Submarino Água - óleo

Os separadores submarinos água-óleo são responsáveis pela separação da água

no leito marinho. A água pode ser tanto um elemento favorável quanto desfavorável ao

escoamento, dependendo do tipo de óleo, bem como da forma como a mesma se

encontra na mistura. Devido à presença da água e dependendo do tipo de óleo poderá

haver formação de emulsões que na maioria das vezes causam um aumento na

viscosidade da mistura e prejudicam o escoamento.

27

Quando a água está no formato livre ocorre o oposto e o escoamento é

favorecido, reduzindo a viscosidade do fluido. Óleos pesados possuem maior facilidade

para a formação de emulsão. A separação da água é indicada em função de reduzir os

riscos de problemas de garantia de escoamento, como por exemplo, a formação de

hidratos. Acrescentando, a separação submarina de água reduz o volume de óleo

escoado até a costa e também a agressividade (corrosividade) do óleo. A água pode ser

separada e re-injetada nos poços injetores através de bombas submarinas.

Na indústria, um exemplo de separador submarino água-óleo é o SSAO que

consiste, como o próprio nome diz, num separador água-óleo e areia e é instalado no

leito marinho. O SSAO é conveniente, pois a separação pode ser realizada próxima à

área produtora, evitando assim o transporte da água produzida por grandes distâncias e

impedindo alguns riscos de garantia de escoamento [5].

Atualmente está em fase de desenvolvimento, sendo avaliado em um projeto

piloto para o Campo de Marlim, a partir de um convênio feito entre as empresas

Petrobras e FMC [5]. Na figura 2-19, é apresentado o esquema do separador submarino

água-óleo (SSAO).

Figura 2-19 Esquema do SSAO

Nesta dissertação é utilizado no cenário subsea to shore um separador submarino água-

óleo. Neste equipamento será realizada a separação primária e a água produzida será

reinjetada no reservatório devido ao seu baixo valor econômico.

Acrescentando, a reinjeção terá um papel fundamental na manutenção da pressão

estática do reservatório e irá otimizar o escoamento do óleo e do gás até a costa devido a

redução do risco de problemas de garantia de escoamento (formação de hidratos,

28

emulsões, espuma e parafina). No projeto idealizado para este campo provavelmente

será reinjetada apenas a água de formação, reduzindo riscos de problemas de

compatibilidade entre a água de injeção e da formação.

2.2.7 Sistema de Controle

O sistema de controle desempenha um papel importante no sistema submarino.

Na parte de controle é responsável pela abertura e fechamento das válvulas na ANM

(master, wing e crossover), da válvula de subsuperfície de segurança (DHSV), dos

chokes submarinos (posicionados na árvore ou no manifold) e nos pods nos manifolds.

Na parte de monitoramento é responsável pelo controle da posição de válvulas,

chokes e desviadores, controle da temperatura e pressão no poço e na ANM, através de

sensores de temperatura e pressão, acompanhamento da posição de PIG e ferramenta

through flowline (TFL), identificação de vazamentos de fluidos, falhas no sistema

elétrico ou hidráulico e taxas de escoamento (sensores de vazão). Os três tipos de

sistemas de controle de produção são hidráulico direto, hidráulico pilotado e

multiplexado.

Os principais equipamentos e componentes dos sistemas de controle submarinos

são unidades mestra de comando e hidráulicas, painéis elétricos e hidráulicos, modems,

sistemas no-break e de back-up, acumuladores, atuadores, válvulas direcionais

hidráulicas e solenóide, conectores elétricos e hidráulicos, sensores (pressão,

temperatura, inclinação, posição de válvulas), controle de contaminação, flushing e

umbilicais elétricos e hidráulicos.

Nas árvores de natal existem alguns sensores submarinos que enviam sinais para

a plataforma (sensores de pressão, de temperatura e de detecção de passagem de pig), a

quilômetros de distância, de onde são controlados. O comando de abertura e fechamento

das válvulas é feito por pressurização das linhas de controle (que vai dentro do

umbilical de controle), sendo uma linha hidráulica para cada válvula, nos sistemas com

controle hidráulico direto.

Nos sistemas com controle eletro-hidráulico multiplexado, é necessário apenas

uma linha hidráulica e um cabo elétrico. O sinal é enviado através do cabo elétrico ao

módulo de controle submarino, que possui uma eletrônica que comanda a abertura da

solenóide correspondente à válvula que se deseja abrir.

29

Devido à complexidade do sistema subsea to shore, uma gama de sensores mais

sofisticados é necessário para prever e/ou para diagnosticar falhas. No sistema subsea to

shore, os sensores deverão apresentar grande confiabilidade e deverá existir uma

monitoração em tempo real que permitirá a tomada de decisões em função do

diagnóstico da situação.

2.3 Escoamento Multifásico

A produção de hidrocarbonetos geralmente ocorre através de um escoamento

multifásico. Este tipo de escoamento requer cuidadosos estudos de garantia de

escoamento, uma vez que a produção simultânea de água, gás e óleo, combinada com as

variações de pressão e temperatura do sistema podem gerar um série de riscos, que

podem incluir desde uma pequena redução na vazão até o completo plugueamento de

linhas.

O petróleo e o gás natural são normalmente encontrados nos reservatórios quase

sempre associados, o que ocasiona no surgimento de escoamentos bifásicos quando

iniciada a produção de um poço. As frações mais leves de hidrocarbonetos são liberadas

da fase líquida à medida que a pressão do reservatório vai diminuindo e atinge a pressão

de bolha ou ao longo do escoamento quando o óleo vai perdendo pressão.

Na produção de gás ocorre situação semelhante, as frações mais pesadas de

hidrocarbonetos se mantêm na fase líquida ou se liquefazem à medida que a temperatura

do gás produzido diminui ao longo do escoamento dentro do poço para a superfície.

Estes cenários de escoamento podem ser ainda mais complicados, se considerado

também a existência de água e areia.

Quando o gás e líquido escoam simultaneamente em um tubo, diversos tipos de

fluxo podem ser observados, nos quais se distinguem um do outro pela distribuição

espacial da interface. Estas configurações são designadas como regimes ou padrões de

escoamento.

30

3. Metodologia da Pesquisa 3.1 Caracterização dos Cenários de Interesse

Esta dissertação tem como objetivo realizar um estudo comparativo entre dois

cenários de explotação para um campo idealizado localizado na Bacia de Campos e

como base para este estudo será avaliada a viabilidade técnica e econômica de cada caso

buscando ao fim a melhor alternativa a ser desenvolvida.

A avaliação da viabilidade técnica dos cenários de interesse será realizada no

PIPESIM™ que é um simulador de fluxo permanente multifásico, empregado

mundialmente na modelagem de sistemas de produção de óleo e gás, fornecido pela

empresa Schlumberger. O software pode ser usado para uma larga escala de aplicações,

dentre elas, análise nodal, otimização da elevação artificial, modelagem de instalações

de produção, de poços e de dutos, identificação de problemas de garantia de

escoamento, entre outros.

Na primeira etapa deste trabalho será avaliada a viabilidade técnica e econômica

para aplicação do sistema subsea to shore e em seguida os resultados encontrados serão

comparados com os obtidos através de um sistema de escoamento convencional

utilizando plataformas de produção estacionárias do tipo jaqueta.

Na segunda parte do estudo, será avaliado o arranjo submarino idealizado para o

cenário subsea to shore modificando as variáveis consideradas decisivas como lâmina

d’água, distância à costa e ⁰API do óleo. Foram desenvolvidos dezoito cenários e todos

foram simulados de forma a obter o arranjo submarino refinado.

As informações técnicas que serão apresentadas no desenvolvimento desta

dissertação para construção dos cenários são fictícias, porém baseiam-se em dados

encontrados nos campos localizados na Bacia de Campos.

3.1.1 Cenário Subsea to Shore

No conceito subsea to shore ou subsea to beach, a produção é escoada

diretamente para uma planta de processamento montada na costa, através de um arranjo

submarino instalado no leito marinho, enquanto todo o controle do processo é realizado

diretamente de terra.

31

Uma das mais importantes finalidades deste sistema é eliminar a necessidade do

uso de unidades estacionárias de produção e assim viabilizar a produção de campos que

antes não eram atrativos do ponto de vista econômico devidos a fatores como, por

exemplo, por já estarem depletados ou por apresentarem um reservatório de pequena

dimensão.

Para a construção deste cenário foi considerada a perfuração de quarenta e cinco

poços, nos quais trinta e seis são produtores e nove injetores, seguindo a proporção

definida de quatro poços produtores para um injetor. O número de poços produtores foi

definido a partir de uma análise de sensibilidade entre o número de poços e o fator de

recuperação resultante. Esta análise foi realizada em função da área e das propriedades

permoporosas do reservatório, de forma a buscar um número de poços adequado que

promovesse o maior varrido do reservatório, garantindo um fator de recuperação

aceitável. O campo é extenso com área de 56,8 km² e a permeabilidade média de

aproximadamente 380,7 md, portanto a quantidade de 36 poços foi considerada ideal

para alcançar o fator de recuperação próximo a 20% na fase de desenvolvimento.

Toda a produção de óleo e gás é exportada diretamente para a costa, enquanto a

água produzida é segregada no leito marinho e reinjetada no reservatório através dos

poços injetores. No arranjo submarino idealizado, a produção de cada seis poços

produtores é enviada para um manifold intermediário de produção. Os poços produtores

localizam-se a 600 metros dos manifolds intermediários e estão distribuídos ao redor

destes equipamentos, formando ao todos seis clusters.

No total são seis manifolds intermediários que em seguida direcionam o

escoamento para um manifold central de produção, localizado igualmente a 600 metros

de todos os manifolds intermediários. O manifold central de produção é responsável por

direcionar a produção total dos 36 poços para o separador submarino água e óleo

distante a 1 km.

Neste separador será realizada a separação primária e a água produzida será

reinjetada no reservatório devido ao seu baixo valor econômico. Além disso, a reinjeção

terá um papel importante na manutenção da pressão estática do reservatório e irá

otimizar o escoamento do óleo e do gás até a costa devido a diminuição da possibilidade

de formação de hidratos. No projeto idealizado para este campo provavelmente será

reinjetada apenas a água de formação, reduzindo riscos de problemas de

compatibilidade entre a água de injeção e da formação.

32

No separador submarino multifásico água - óleo, a água produzida é segregada

com eficiência de 100% e em seguida é encaminhada para um manifold de injeção

localizado a 1 km. Esta premissa foi assumida, embora seja de conhecimento que os

separadores modernos ainda não alcancem esse grau de eficiência. Porém o objetivo era

que o escoamento para à costa fosse com o fluxo multifásico composto por apenas óleo

e gás, sem a presença de água e evitando os possíveis problemas de garantia de

escoamento, como por exemplo, hidratos.

Nesta dissertação foi considerada a existência de apenas um separador

submarino multifásico água – óleo, porém para facilitar o transporte e a instalação in

loco poderão ser utilizados dois separadores de menor capacidade.

Para auxiliar na reinjeção da água foi posicionada uma bomba de injeção entre o

separador e o manifold de injeção. Esta bomba está posicionada próxima ao separador

distante 0,5 metros do mesmo.

Após o manifold central de injeção, são encontrados dois manifolds de injeção

intermediários posicionados a 600 metros de distância. Os nove poços injetores estão

conectados aos manifolds intermediários onde cinco poços são ligados a um manifold e

os quatro poços restantes estão ligados ao outro manifold de injeção.

Todos os poços injetores localizam-se a 600 metros dos seus respectivos

manifolds de injeção intermediários e estão posicionados ao redor destes equipamentos,

formando ao todo dois clusters.

Em relação à produção de óleo e gás, após o separador, ambos os fluidos serão

escoados juntos para a costa através de um único duto multifásico, perfazendo um

comprimento total de 100 km. Entre o separador e o destino final foram instaladas três

bombas multifásicas que são responsáveis pelo rebombeio da produção (boosting) e a

manutenção da pressão na linha até a planta de tratamento localizada em terra.

A primeira bomba dista 1 km do separador, enquanto as duas outras bombas

distam 33 km da anterior. Ao todo são quatro flowlines, onde o último trecho de 33 km

conecta a terceira bomba multifásica à costa, completando os 100 km de comprimento.

Inicialmente, o sistema subsea to shore idealizado no desenvolvimento desta

dissertação apresenta um arranjo submarino composto por seis manifolds de produção

intermediários, um manifold de produção central, um separador submarino multifásico

água – óleo, três bombas multifásicas na linha de exportação para a costa, uma bomba

de injeção, 01 manifold central de injeção e dois manifolds intermediários de injeção,

conforme esquematizado na Figura 3-1.

33

Figura 3-1 Cenário Subsea to Shore

3.1.1.1 Arquitetura do Sistema

Nesta seção serão detalhadas a estrutura dos poços e a geometria das instalações

submarinas (linhas de escoamento, manifold, separador multifásico água – óleo e

bombas multifásicas e centrífugas).

Geometria dos poços 3.1.1.1.1

O campo idealizado é composto por quarenta e cinco poços, sendo trinta e seis

produtores e nove injetores. Todos os poços são submarinos e estão equipados com

árvore de natal molhada horizontal com sistema multiplexado todo elétrico.

Todos os poços são direcionais do tipo build and hold, porém foram modelados

no PIPESIM™ como verticais, considerando que a perda de carga por fricção é muito

inferior à perda de carga gravitacional (elevação). Esta premissa foi adotada de forma a

facilitar e simplificar a simulação.

Acrescentando, todos os poços produzem de um único reservatório e possuem o

intervalo canhoneado na espessura equivalente ao netpay de 20 m. A profundidade de

2980 m é a média do intervalo canhoneado e foi utilizada nas simulações de fluxo para

os cálculos da perda de carga na elevação.

O bombeio centrífugo submerso submarino foi definido como o método de

elevação artificial nos poços produtores, necessário na elevação e no escoamento da

34

produção até o separador. Sua principal função é promover um aumento na pressão de

fluxo no fundo do poço permitindo assim um acréscimo considerável na pressão

disponível no sistema. O número de estágios da bomba e a frequência de operação do

sistema foram definidos de forma a gerar vazões e pressões indispensáveis para enviar

os líquidos à superfície. A energia elétrica mandatória para o funcionamento do motor

das bombas é provida através de um cabo elétrico.

Todos os poços produtores estão equipados com uma bomba centrífuga

submersa submarina (BCSS) posicionada a 2800 m, ficando 180 m acima do intervalo

produtor. O tipo de BCSS foi selecionado a partir dos modelos presentes na base de

dados do simulador PIPESIM™ e após algumas avaliações foi escolhido o modelo

DN1750 da empresa REDA como o mais adequado ao sistema e suas características são

detalhadas na Tabela 3-1.

Tabela 3-1 Propriedades da BCSS

Variável Unidade Valor

Profundidade m 2800

Velocidade hz 60

Diâmetro Pol 4

Vazão Mínima BPD 1200

Vazão Máxima BPD 2050

Estágios - 300

Potência hp 102

A coluna de tubos apresenta um papel fundamental no escoamento e a sua

escolha foi realizada de forma a otimizar a elevação e evitar um futuro escorregamento

entre as fases. Na Tabela 3-2 é apresentada a configuração da coluna de tubbing na qual

os poços produtores e injetores foram completados. Na Tabela 3-3 é definido o perfil

geotérmico dos poços.

A referência do sistema é em relação à superfície do mar, assim incluindo a

lâmina d’água, a cabeça do poço fica a 80 m no leito marinho. Portanto a coluna de

tubos tem 2720 m considerando o início a 80 m e a extremidade a 2800 m, onde a BCSS

está instalada. Em seguida até o final do poço, tem-se o diâmetro interno equivalente ao

revestimento de produção de sete polegadas.

35

Tabela 3-2 Configuração da Coluna de Produção

Comprimento

(m)

Diâmetro

Interno (pol) Espessura (pol) Rugosidade (mm)

U

(W/m²/k)

80 - 2800 2,992 0,254 0,0254 11,349

Tabela 3-3 Perfil Geotérmico do Poço

Comprimento (m) Temperatura (⁰⁰⁰⁰C)

80 20 2980 105

Em todos os poços foram descidos revestimentos de produção de sete polegadas

e suas principais características são detalhadas na Tabela 3-4.

Tabela 3-4 Configuração do Revestimento de Produção

Propriedade Unidade Valor

Diâmetro Externo pol 7,0

Diâmetro Interno pol 6,276

Peso lb/pé 26

Grau - J-55

Rugosidade pol 0,001

Espessura pol 0,362

Geometria das instalações submarinas 3.1.1.1.2

Nesta seção são apresentados os dados técnicos da arquitetura e de operação das

instalações submarinas referentes às linhas, separador, manifolds e bombas. As linhas

de quatro polegadas são responsáveis por interligar as árvores de natal molhadas dos

poços produtores e dos injetores aos manifolds intermediários, enquanto as linhas de

seis polegadas conectam os manifolds intermediários aos manifolds centrais. Nas

Tabelas 3-5 e 3-6 são detalhadas as propriedades das linhas ramais com diâmetro

interno de quatro e seis polegadas.

36

Tabela 3-5 Configuração das Linhas Ramais de Quatro Polegadas



Diâmetro Interno pol 4,00

Espessura cm 1,50

Distância Horizontal m 600

Rugosidade mm 0,80

Temperatura Ambiente ⁰C 20

Coeficiente Global de Transferência de Calor Btu/hr/ft².F 200

Lâmina d'Água m 80

Tabela 3-6 Configuração das Linhas Ramais de Seis Polegadas



Diâmetro Interno pol 6

Espessura cm 1,95

Distância Horizontal m 600

Rugosidade mm 0,80



Lâmina d'Água m 80

A linha tronco é o flowline principal responsável por interligar o manifold

central de produção até a costa, conectando ao longo do trajeto o separador submarino

água - óleo e as três bombas multifásicas. A linha tronco é constituída por um duto

rígido de 101 km, cujas propriedades são apresentadas na Tabela 3-7.

Para este cenário não foi considerado a utilização de um isolamento externo nos

dutos devido à lâmina d’água ser rasa no valor de 80 metros e a temperatura para esta

profundidade estar em torno de 20 ⁰C. Para contribuir na viabilidade econômica do

campo, uma das condições necessárias é o uso de uma linha tronco de diâmetro interno

igual a onze polegadas, pois o campo estudado não apresenta elevada pressão estática e

grandes vazões de óleo e gás que justifiquem o uso de uma linha de diâmetro superior.

37

Tabela 3-7 Configuração da Linha Tronco de Produção


Diâmetro Externo Pol 12

Diâmetro Interno Pol 11

Espessura Pol 0,5

Rugosidade mm 0,4



Lâmina d'água m 80

A linha de injeção que conecta o separador submarino água-óleo ao manifold

central de injeção possui 1 km de distância horizontal e igualmente é composta por um

duto rígido de 11 polegadas. Entre o separador e o manifold de injeção, foi considerado

o uso de uma bomba centrifuga para auxiliar na reinjeção da água produzida. A Tabela

3-8 apresenta os dados da bomba de injeção que foi utilizada nas análises realizadas no

PIPESIM™.

Tabela 3-8 Características Básicas da Bomba de Injeção

Diferencial de Pressão (kg/cm²) Potência (hp) Eficiência da Bomba (%)

10 500 100

O diferencial de pressão (∆P) solicitado pelo sistema é de 10 kg/cm², pois o

reservatório possui pressão estática baixa, assim o próprio peso da coluna hidrostática

de água já é suficiente para promover a reinjeção da água no reservatório, necessitando

de pouca pressão na cabeça dos poços injetores.

Esta bomba, conforme informado na seção 3.1.1, está localizada bem próxima ao

separador água – óleo a 0,5 metros e quando em operação permite um ganho de pressão

de 10 kg/cm2 na descarga da bomba, contribuindo para a injeção da água produzida no

reservatório através dos nove poços injetores.

Para o sistema subsea to shore estudado nesta dissertação, o arranjo submarino

original foi projetado para operar com três bombas multifásicas do tipo hélico axial que

foram instaladas ao longo dos 100 km de comprimento da linha tronco que interliga o

38

separador à costa. Na Tabela 3-9 são apresentadas as propriedades iniciais definidas

para estas bombas operarem.

Tabela 3-9 Características Operacionais das Bombas Multifásicas

Diferencial de

Pressão (kg/cm²)

Potência

(hp)

Eficiência do

Compressor (%)

Eficiência da

Bomba (%)

80 700 100 100

A premissa de que todas as bombas operam com 100% de eficiência foi

assumida, embora seja de conhecimento que estes equipamentos ainda não alcancem

esse grau de eficiência. Contudo em função do constante desenvolvimento tecnológico

impulsionado pela demanda atual do mercado do petróleo, acredita-se que possam

alcançar um valor próximo do ideal no futuro.

3.1.1.2 Dados dos fluidos Produzidos

A produção prevista neste campo é de óleo, gás e água. No desenvolvimento

deste estudo, as características dos fluidos produzidos foram consideradas como sendo

as mesmas em todos os trinta e seis poços produtores. Estas propriedades definidas

estão detalhadas na Tabela 3-10.

Tabela 3-10 Características dos Fluidos Produzidos

Razão gás/óleo – RGO m³/m³ 20

Densidade do óleo ⁰API 24

Peso Específico do Gás - ɣg - 0,8

Peso Específico do Água - ɣa - 1,1

Water Cut - BSW % 60

Razão de solubilidade - Rs m³/m³ 20

Pressão de saturação kg/cm² 132

As viscosidades do óleo morto foram obtidas a partir do software PIPESIM™ e

para os devidos cálculos foi selecionada a correlação de Beggs & Robinson apresentada

39

no Anexo C. O óleo morto é caracterizado como o óleo que nas condições de superfície

perdeu todo o gás em solução. Os resultados destas viscosidades são apresentados na

Tabela 3-11.

Tabela 3-11 Viscosidade do Óleo Morto

Temperatura (⁰⁰⁰⁰C) µ (cP)

20 328,5

105 3,6

3.1.1.3 Característica do reservatório

A composição química dos reservatórios petrolíferos varia expressivamente em

função da profundidade e da localização (tipo de bacia) dos mesmos. Nesta dissertação,

o reservatório idealizado é composto por areias homogêneas e limpas com porosidade

média de 25% e netpay de 20 m. Todos os poços produzem a partir de um único

intervalo produtor que apresenta permeabilidade média de 380,7 md.

O reservatório é de óleo com gás associado e não foi considerada a existência de

uma capa de gás. Entretanto, ao longo da produção e com a redução da pressão a valores

inferiores a pressão de saturação, poderá ocorrer à formação de uma capa de gás

secundária. O mecanismo principal de produção é o de influxo de água, devido à

presença de um aquífero atuante, que permite manter a pressão do reservatório elevada

por mais tempo em comparação com os outros mecanismos.

A reinjeção da água produzida, promovida pelos poços injetores, induz o

deslocamento do óleo residual para os poços de produção adjacentes, contribuindo para

o aumento da produção. A reinjeção também terá um papel fundamental na manutenção

da pressão do reservatório.

Nesta dissertação igualmente foi assumido que os poços produtores, após terem

sido avaliados através de testes de produção individuais, apresentam em 18 poços, o

índice de produtividade (IP) de 10 m³/dia/bar e na outra metade um IP de 15 m³/dia/bar.

Já os poços injetores possuem o índice de injetividade (II) de 10 m³/dia/bar em quatro

poços e um II de 15 m³/dia/bar nos cinco poços restantes.

Os índices de produtividade e de injetividade encontrados nos poços são

justificados pela permeabilidade e foram calculados utilizando a fórmula do índice de

40

produtividade em fluxo radial no regime pseudopermanente apresentada no anexo C.

Com exceção do índice de produtividade dos poços, todas as outras propriedades do

reservatório foram assumidas constantes em todos os poços produtores e injetores e são

expostas na Tabela 3-12. Todas as propriedades definidas para o reservatório foram

assumidas como premissas nesta dissertação.

Tabela 3-12 Características do Reservatório em Produção

Pressão Estática kgf/cm² 200

Temperatura ⁰C 105

Pressão de Saturação kgf/cm² 132

Profundidade Média dos Canhoneados m 2980

Área km² 56,8

Comprimento km 9,0

Largura km 6,31

Espessura (netpay) m 20,0

So % 70

Sw % 30

VOOIP MMbbl 1250

Segundo o critério de Craft & Hawkins (1959), este reservatório pode ser

classificado como um reservatório de óleo por apresentar uma RGO inferior a 900

m³/m³ [15]. Além do critério anterior apresentado, o reservatório estudado é um

reservatório de óleo tipo black oil (Pizarro, 1999) por possuir uma densidade inferior a

45 ºAPI e uma razão gás-óleo inicial inferior a 400 m³/m³ [16].

Com os argumentos apresentados no paragrafo anterior foi assumido que o óleo

apresenta uma composição constante durante toda a sua vida produtora e a partir desta

premissa foi criado um modelo black oil para as simulações realizadas no PIPESIM™.

O modelo black oil é amplamente utilizado na prática e a grande maioria dos estudos de

simulações de reservatório e de escoamento seguem esta modelagem.

Na criação do modelo black oil no PIPESIM™ não foi considerada a presença

de contaminantes no petróleo do tipo gás carbônico (CO2), monóxido de carbono (CO),

nitrogênio (N2), hidrogênio (H2) e ácido sulfúrico (H2S).

41

Em uma situação real, a pressão estática varia ao longo do tempo devido a

fatores, como por exemplo, a entrada em operação de novos poços, o tempo de

produção, parada temporária ou permanente de alguma unidade de produção

estacionária pertencente ao campo, entre outros motivos.

Entretanto como o escopo principal do estudo desenvolvido está centrado em

buscar o melhor arranjo submarino que viabilize tecnicamente e economicamente o

sistema subsea to shore, foi assumida a situação permanente para a pressão estática de

200 kg/cm² nas modelagens realizadas. Esta premissa é considerada satisfatória para os

cenários propostos, ainda que esteja sendo admitida de forma pontual e atemporal.

Outra premissa assumida é que a manutenção da pressão estática do reservatório em 200

kg/cm² será realizada a partir da reinjeção da água produzida.

3.1.2 Cenário Convencional com Unidades Estacionárias de Produção

No segundo cenário estudado foi considerado a explotação do campo piloto

descrito anteriormente através de um sistema convencional de produção composto por

unidades estacionárias de produção (UEP) do tipo jaqueta. A plataforma do tipo jaqueta

é indicada devido à lâmina d’água de 80 metros que favorece o uso de plataformas

fixas. Na composição do sistema de produção foram utilizadas ao todo quatro jaquetas,

sendo três satélites e uma central.

Cada plataforma satélite recebe a produção de 12 poços produtores e a

encaminha diretamente para um manilfold de produção instalado na plataforma central

localizada a 3000 m de cada plataforma. Na Figura 3-2 é apresentado o esquema de

escoamento da produção de óleo e gás idealizado para o cenário convencional com

unidades estacionárias de produção.

Na plataforma central, após o manifold de produção, o escoamento segue para

um separador água – óleo onde ocorre o processamento primário com o objetivo de

segregar a água de formação produzida, em função do elevado BSW de 60%. Em

seguida toda a produção de água de formação é enviada para um manifold central de

injeção submarino instalado no leito marinho a 1 km da jaqueta central.

42

Figura 3-2 Cenário Convencional com Jaquetas (Poços Produtores)

Após o manifold central de injeção submarino, a produção de água é direcionada

para dois manifolds intermediários submarinos, posicionados a 600 metros do central, e

finalmente encaminhada aos poços injetores. Ao todos são noves poços injetores

localizados próximos à plataforma central. Cinco poços estão conectados a um manifold

intermediário submarino e os quatro restantes estão conectados ao outro manifold

intermediário submarino, formando ao todo dois clusters.

Todos os poços injetores distam 600 m dos seus respectivos manifolds

intermediários submarinos. Os poços injetores são direcionais do tipo build and hold e

estão equipados com árvore de natal molhada. A completação foi realizada com uma

coluna de produção de diâmetro interno de 2,992 polegadas com comprimento de 2720

m (a referência é a superfície do mar, estando à cabeça do poço a 80 m e a extremidade

da coluna a 2800 m).

As linhas de injeção entre os manifolds submarinos apresentam diâmetro interno

de seis polegadas. Enquanto as linhas de injeção que conectam os manifolds

intermediários submarinos aos poços injetores apresentam diâmetro interno de quatro

polegadas. A reinjeção de água, assim como no cenário subsea to shore, tem como

finalidade a manutenção da pressão no reservatório e contribui para o aumento da

recuperação final, além de ajudar na garantia de escoamento.

Após o separador água-óleo, toda a produção de óleo e gás é encaminhada para

uma bomba multifásica do tipo hélico axial, posicionada a dez metros do separador.

Esta bomba está dimensionada para operar com eficiência de 100%, ∆P de 80 kg/cm²,

potência de 600 hp e será responsável pelo bombeamento da produção para à costa. Esta

premissa foi assumida, embora seja de conhecimento que os equipamentos modernos

ainda não alcancem valores próximos a esse grau de eficiência.

100 Km 3000 m

ID 12" ID 6"Costa

Plataforma Intermediária 01

Plataforma Intermediária 02

PlataformaIntermediária 03

Plataforma Central

30

00

m

ID 6

"

30

00

m

ID 6

"

43

Portanto na plataforma central estão instalados os seguintes equipamentos, um

manifold responsável por receber toda a produção do campo, um separador água-óleo

para separação da água de formação e uma bomba multifásica do tipo hélico axial

responsável por rebombear à produção de óleo e gás para a costa. A plataforma central

está posicionada a 100 km da costa (Figura 3-3).

A linha tronco responsável por enviar a produção à costa é composta por um

pipeline de 1 metro após a bomba, um riser de 100 metros (Lâmina d’água de 80 m

mais Let Down de 20 m) e em seguida por um flowline de 100 km e elevação diferencial

de 80 m. As configurações técnicas do riser e dos dutos rígidos são apresentadas na

Tabela 3-13.

Todos os poços são direcionais do tipo build and hold, porém foram modelados

no PIPESIM™ como verticais, considerando que a perda de carga por fricção é muito

inferior à perda de carga gravitacional (elevação). Todos os poços produtores

apresentam completação seca. A grande vantagem da completação seca é a facilidade de

intervenção nos poços para correção de zonas de produção, cones de água, maior

facilidade para uso de BCSS no fundo do poço, entre outros.

A profundidade média do intervalo canhoneado encontra-se a 2980 m. A

espessura do intervalo canhoneado equivale ao netpay do reservatório de 20 m. Na

Figura 3-4 é apresentado o esquema de elevação e escoamento do cenário com UEPs.

Neste cenário, para simulação de fluxo no software PIPESIM™, duas premissas foram

assumidas, sendo elas, a primeira, a pressão de chegada ao separador água – óleo de no

mínimo 10 kg/cm² e a segunda, a pressão de chegada à costa de 15 kg/cm².

Como o objetivo inicial deste trabalho é realizar um estudo comparativo entre os

dois cenários de explotação, o considerado convencional com UEPs e o subsea to shore,

todas as propriedades do reservatório e dos fluidos produzidos foram mantidas neste

segundo cenário. Portanto tem-se o mesmo campo idealizado modificando apenas o

sistema de produção.

44

Tabela 3-13 Configuração da Linha Tronco

Riser

Diâmetro Interno Pol 12

Espessura cm 1,95

Comprimento Vertical m 100

Rugosidade mm 0,4



Lâmina d'água m 80

Let Down m 20

Flowline e Pipeline

Diâmetro Interno pol 12

Espessura pol 0,5

Comprimento Horizontal Km 100

Rugosidade mm 0,40

Temperatura Ambiente (Pipeline) ⁰C 25

Temperatura Ambiente (flowline) ⁰C 20


Os poços produtores foram completados com uma coluna de produção de 2820

m, composta por uma parte que fica dentro do riser com comprimento de 100 m devido

à lâmina d’água de 80 metros e um let down (distância entre a superfície da água e a

mesa rotativa da plataforma) de 20 metros e uma parte da coluna de tubos dentro do

poço de comprimento igual a 2720 m (a referência é a superfície do mar, sendo no

fundo do mar 80 m e a extremidade da coluna a 2800 m). A configuração da coluna de

produção é apresentada na Tabela 3-14.

Tabela 3-14 Configuração da Coluna de Produção

Comprimento

(m)

Diâmetro

Interno (pol)

Espessura da

Parede (pol)

Rugosidade

(mm)

U

(Btu/hr/ft²/F)

2820 2,992 0,2540 0,0254 2,0

45

Neste cenário, o método de elevação artificial foi mantido e a bomba centrífuga

submersa submarina está posicionada a 2800 m na extremidade inferior da coluna de

produção, conforme pode ser observado no esquema apresentado na Figura 3-3. Os 36

poços produtores estão equipados com uma BCSS modelo DN1750 da empresa REDA

com as mesmas propriedades operacionais definidas no cenário Subsea to Shore (Tabela

3-1).

Figura 3-3 Esquema de Elevação e Escoamento

3.2 Descrições das Análises de Interesse

O escopo inicial desta dissertação é o de avaliar a viabilidade técnica e

econômica de explotação através do sistema subsea to shore do campo descrito

anteriormente na seção 3.1.1 e em seguida comparar os resultados refletidos na vazão,

pressão e temperatura com os obtidos em um cenário convencional composto por um

20 m

80 m

BCS

Plataforma

Intermediária

Plataforma

Central

2800 m

2980 m

ID 6"

3000 m

Separador água - óleo

ID 12"

100 km

Manifold Bomba

0 m

46

sistema de plataformas de produção estacionárias do tipo jaqueta, descrito na seção

3.1.2.

Para definir os parâmetros a serem utilizados nas simulações foram analisados os

dados obtidos nos testes de produção dos poços e assim foram definidas as correlações

mais adequadas ao estudo que se deseja realizar. As correlações definidas são listadas

na Tabela 3-15 e são detalhadas no Anexo C.

Tabela 3-15 Correlações Utilizadas

Escoamento Vertical Multifásico Hagedorn & Brown

Escoamento Horizontal Multifásico Beggs & Brill Revised

Fase Simples Moody

Viscosidade do Óleo Morto Beggs & Robinson

Viscosidade do Óleo Vivo Chew & Connally

Razão de Solubilidade Lasater

Índice de Produtividade

(acima da pressão de saturação) Well PI (Productivity Index)

Índice de Produtividade

(abaixo da pressão de saturação) Equação de Vogel

Base de Dados Baker Jardine & Associates – bja

(Schlumberger)

No cenário subsea to shore, inicialmente, um arranjo submarino foi idealizado e

em seguida modelado no software PIPESIM™ para simulação da elevação e do

escoamento e assim avaliar a viabilidade técnica do sistema. O PIPESIM™ é um

simulador de fluxo permanente multifásico, empregado mundialmente na modelagem de

sistemas de produção de óleo e gás, fornecido pela empresa Schlumberger. O

PIPESIM™ utiliza o algoritmo de marcha em seu funcionamento, conforme explicado

no Anexo D.

O software pode ser usado para várias aplicações, sendo elas a modelagem de

poços, análise nodal, otimização da elevação artificial, modelagem de instalações de

produção e de dutos, identificação de problemas de garantia de escoamento, entre

outros.

47

3.3 Descrições dos Cenários de Simulação

Inicialmente, o sistema subsea to shore idealizado foi testado e após algumas

simulações no PIPESIM™, convergiu com êxito. Em seguida, a próxima etapa foi

refinar as condições operacionais dos equipamentos submarinos de forma a contribuir

com a viabilidade econômica do projeto.

Com o cenário subsea to shore original refinado e convergido com êxito no

PIPESIM™, foram definidos novos cenários a serem estudados que surgiram a partir da

combinação de três parâmetros considerados decisivos para aplicar o subsea to shore a

um campo, sendo eles, a lâmina d’água, à distância à costa e o tipo de óleo (⁰API).

Em cada um dos três parâmetros foram definidos os valores de interesse a serem

avaliados, conforme detalhados na Tabela 3-16 e a partir da combinação dos mesmos

foram criados dezoito cenários que são apresentados na Tabela 3-17.

Tabela 3-16 Variáveis de Interesse

Lâmina d’água (m) Distância (km) Tipo de óleo (⁰⁰⁰⁰API)

80 100 Leve

500 50 Médio

1000 - Pesado

O Cenário 1 é o próprio cenário original subsea to shore, porém o mesmo foi

testado utilizando as linhas ramais e tronco com isolamento térmico de forma a

investigar o ganho de produção que essa modificação poderia proporcionar com a

manutenção da temperatura no interior dos flowlines devido a diminuição na troca

térmica com o meio externo.

Nesta parte da dissertação, o sistema subsea to shore original foi avaliado para

diferentes tipos de óleo, ou seja, pesados, médios e leves. Os valores para cada faixa

foram definidos a partir da análise dos tipos de óleos encontrados na Bacia de Campos.

Para os óleos pesados foi definido o ⁰API 17 encontrado no Campo de Jubarte. Já o óleo

médio será de 24 ⁰API que é o tipo de petróleo definido no campo idealizado para esta

dissertação, conforme descrito na seção 3.1.

48

Tabela 3-17 Cenários Propostos Subsea to Shore

Propriedades

Cenário Tipo de óleo (⁰⁰⁰⁰API) Lâmina d'água (m) Distância à Costa (km)

1 (Original)

Médio (24)

80 100

2 80 50 3 500 100 4 500 50 5 1000 100

6 1000 50

7

Leve (32)

80 100 8 80 50 9 500 100 10 500 50 11 1000 100

12 1000 50

13

Pesado (17)

80 100 14 80 50 15 500 100 16 500 50 17 1000 100

18 1000 50

Na Bacia de Campos, é observada a predominância de Campos com óleo

pesados de ⁰API abaixo de 20. Porém para avaliar o desempenho de um óleo leve

durante o escoamento é necessário que o mesmo apresente um ⁰API acima de 31,1.

Assim foi definido o valor de 32 ⁰API para estudar o comportamento de um óleo leve

no sistema subsea to shore, por satisfazer a condição necessária imposta pela portaria da

ANP 09/2000 e por estar próximo do tipo de óleo leve encontrado na Bacia de Campos.

De acordo com a portaria ANP número 9 de 21.1.2000, o petróleo leve é

classificado como todo petróleo com densidade igual ou inferior a 0,87 ou ⁰API igual ou

superior a 31. Já os óleos médios são todos com densidade superior a 0,87 e igual ou

inferior a 0,92 e ⁰API igual ou superior a 22° e inferior a 31.

O petróleo pesado é o óleo que possui densidade superior a 0,92 e igual ou

inferior a 1,00 e ⁰API igual ou superior a 10 e inferior a 22. Por último, o petróleo

extrapesado é todo petróleo com densidade superior a 1,00 ou ⁰API inferior a 10. A

49

classificação resumida dos tipos de petróleo de acordo com a Portaria ANP nº 09/2000 é

apresentada na Tabela 3-18.

Tabela 3-18 Classificação dos Tipos de Petróleo (Portaria ANP nº 09/2000)

Densidade do óleo (⁰⁰⁰⁰API) Tipo de Óleo

⁰API < 10 Extrapesado

10 ≤ ⁰API < 22 Pesado

22 ≤ ⁰API < 31 Médio

⁰API ≥ 31 Leve

No desenvolvimento deste estudo não foi considerado o tipo de óleo extrapesado

como uma das variáveis de interesse, devido a elevada viscosidade atingida na

superfície deste tipo de óleo (µ > 10000 cP), o que foi ponderado como um impeditivo

técnico bastante elevado para o escoamento através do sistema subsea to shore.

Em relação a variável lâmina d’água foram definidos três valores de interesse,

80, 500 e 1000 metros de forma a avaliar o comportamento do sistema subsea to shore

para lâminas d’água rasa e profunda. Em todos os casos estudados, o datum, ou seja, o

ponto de referência será mantido o mesmo na profundidade de 2980 metros,

correspondendo à profundidade média do intervalo produtor (Figura 3-4).

Portanto a profundidade média do intervalo produtor dos poços em todos os

cenários será a 2980 m, conforme é apresentado na Figura 3-4. O fator que irá variar

para diferentes lâminas d’água será o comprimento da coluna de produção que terá 2720

m para lâmina d’água de 80 m, 2300 m para 500 m e 1800 m para 1000 m.

A referência inicial em todos os cenários é a superfície da água e a cabeça do

poço encontra-se na profundidade equivalente a lâmina d’água, como por exemplo, na

lâmina d’água de 80 m, a cabeça do poço está instalada a 80 m. A BCSS sempre estará

posicionada na extremidade inferior da coluna de produção na profundidade de 2800 m,

sendo 180 m acima do intervalo produtor.

50

Figura 3-4 Esquema dos Poços Produtores (Subsea to Shore)

Para a Bacia de Campos, em uma lâmina d’água rasa de até 100 metros, a

temperatura da água do mar fica em torno de 20 ⁰C, porém com o aumento da

profundidade, esta temperatura varia segundo o gradiente apresentado na Tabela 3-19.

Nesta dissertação para os cenários com lâmina d’água de 1000 metros, considerada

profunda, será utilizada uma temperatura ambiente no fundo do mar de 4 ⁰C. Enquanto

no cenário com lâmina d’água de 500 metros, definida como água profunda, será

utilizada um temperatura de 10,5 ⁰C no leito marinho.

Tabela 3-19 Gradiente de Temperatura Ambiente da Água do Mar

Faixas de Profundidade (m) Temperatura da Água (⁰⁰⁰⁰C)

0 25,0

0 - 80 20,0

100 - 200 19,2

300 - 400 12,9

400 - 500 10,5

500 - 600 8,7

1000 - 1100 4,0

Devido às baixas temperaturas encontradas no leito marinho, para os cenários

com lâminas d’água de 500 m e 1000 m, todos os flowlines que compõem o arranjo

submarino apresentarão isolamento externo com valor de U igual a 0,2 Btu/hr/ft²/F. No

Datum 2980 m

80 m

2900 m

BCS

2800 m

500 m

2480 mBCS

2800 m

80 m 500 m

1000 m

1980 m

BCS

2800 m

1000 m

2980 m 2980 m 2980 m

51

cenário com lâmina d’água de 80 m, a temperatura fica em torno de 20 ⁰C, dispensando

o uso de isolamento externo nos flowlines do sistema de escoamento.

No capítulo seguinte serão apresentados os resultados das simulações realizadas

no PIPESIM™, expressos nos valores das produções de óleo e gás entregues na costa e

nos perfis de pressão das linhas de injeção e de exportação.

Em cada cenário, o arranjo submarino original será modificado de forma a

permitir e otimizar a explotação do campo idealizado. As simulações de fluxo visam a

obtenção de uma maior produção diária de óleo e gás, mantendo a pressão e a

temperatura com valores aceitáveis para permitir o escoamento até à costa. Uma das

premissas adotadas neste estudo é que todos os cenários propostos apresentem

resultados finais com valores de pressão e temperatura que sejam próximos de serem

encontrados em uma situação real de escoamento.

52

4. Simulação e Análise dos Resultados

4.1 Simulação do Cenário Subsea to Shore Original

Para a montagem e a simulação do cenário subsea to shore original no simulador

de fluxo PIPESIM™ foram assumidas as seguintes premissas:

• Condições de contorno do sistema: pressão estática de 200 kg/cm² no

reservatório e pressão de 15 kg/cm² na chegada à costa;

• Pressão estática de 200 kg/cm² assumida de forma pontual e atemporal,

garantida pela manutenção da pressão do reservatório realizada pela reinjeção da

água;

• Todos os poços são direcionais do tipo build and hold, entretanto foram

modelados como verticais assumindo que a perda de carga gravitacional é muito

superior à perda de carga por fricção;

• Todos os equipamentos submarinos operam com eficiência de 100%;

• Poços produtores produzem de um único reservatório. Dezoito poços apresentam

IP de 15 kg/cm²/bar e dezoito poços possuem IP de 10 kg/cm²/bar. Com exceção

do IP, todas as propriedades restantes são mantidas constantes nos poços;

• Poços injetores possuem o II de 10 m³/dia/bar em quatro poços e um II de 15

m³/dia/bar nos cinco poços restantes.

Nesta parte do estudo foram testados diferentes arranjos submarinos com o

objetivo de se obter um sistema refinado que permitisse a viabilidade técnica do cenário

subsea to shore para o campo descrito na seção 3.1.1. Neste sentido para se alcançar um

cenário realístico é mandatório que a pressão requerida ao longo da elevação e do

escoamento seja totalmente provida pela pressão disponível no sistema.

Portanto para se respeitar a condição imposta anteriormente, foi necessário

avaliar diferentes tipos de arranjos submarinos até o modelo final convergir com êxito

no simulador computacional de fluxo PIPESIM™ e os resultados de pressão,

temperatura e vazão alcançados serem próximos aos obtidos em um cenário real de

escoamento. A metodologia de trabalho utilizada pelo PIPESIM™ nas simulações de

fluxo para convergência das redes é detalhada no Anexo D.

53

Em todas as simulações realizadas, as condições de contorno impostas foram às

pressões de entrada e de saída do sistema. Nos poços produtores e injetores foram

definidas as pressões no valor de 200 kg/cm². A pressão de chegada à costa foi imposta

no valor de 15 kg/cm².

Após a realização das simulações iniciais, o Cenário Original idealizado no

desenvolvimento desta dissertação para o conceito subsea to shore ficou definido com

um arranjo submarino composto por seis manifolds de produção intermediário, um

manifold de produção central, um separador água – óleo, três bombas multifásicas na

linha de exportação para a costa, uma bomba de injeção, um manifold central de injeção

e dois manifolds intermediários de injeção, conforme detalhado na seção 3.1.1.

Todos os flowlines que compõem este arranjo submarino não apresentam

isolamento térmico devido à lâmina d’água rasa de 80 metros e foram definidos com um

coeficiente térmico de transferência de calor de 200 BTU/hr/ft²/F.

O sistema proposto para o cenário subsea to shore convergiu com sucesso no

PIPESIM™, somente com o uso de três bombas multifásicas posicionadas ao longo da

linha de exportação com 100 km de comprimento que interliga o separador à costa. A

primeira bomba está posicionada a 1 km após o separador, a segunda bomba a 34 km e a

última a 67 km do separador. Essas bombas multifásicas foram dimensionadas para

operar com um diferencial de pressão igual a 80 kg/cm² e potência de 700 hp. Na

chegada à costa, o fluido apresenta pressão de 15 kg/cm² e temperatura de 20 ⁰C. Os

resultados das vazões alcançadas em cada poço são apresentados na Tabela 4-1.

Tabela 4-1 Vazões Finais nos Poços (Cenário Original)

Poço IP/II Pressão na

Cabeça (kg/cm²)

Temperatura

(⁰C)

Vazão

(m³/dia)

Tipo de

Fluido

Produtor 10 21 81 306,50 Líquido

2.452,00 Gás


2.543,70 Gás

Injetor 10 11 20 701,74 Água

Injetor 15 9 20 787,18

54

A rede convergiu no PIPESIM™ apresentando no separador uma pressão de

aproximadamente 7 kg/cm² e a temperatura de 20 ⁰C. O resultado resumido das vazões

entregues diariamente é apresentado na Tabela 4-2. As BCSSs instaladas nos poços

produtores estão operando com potência de 101,8 hp, eficiência de 66% e estão

entregando ao sistema um diferencial de pressão de 126 kg/cm² entre a pressão de

sucção e de descarga.

Tabela 4-2 Vazões Finais nos Pontos de Entrega (Cenário Original)

Local Pressão

(kg/cm²)

Temperatura

(⁰C) Vazão (m³/dia)

Tipo de

Fluido

Separador 7,0 20 11.239,00 Líquidos

Costa 15,0 20 4.495,40 Óleo

89.909,00 Gás

Manifold de Injeção 14,3 20 6.743,30 Água

Após o separador, o fluxo de 6.743,30 m³/dia de água segue para uma bomba de

injeção para ser rebombeado rumo aos poços injetores. A pressão de sucção na bomba

de injeção é de 5,2 kg/cm² e de descarga 15,2 kg/cm², conforme pode ser observado no

perfil de pressão ao longo do trajeto de 1 km do flowline na Tabela 4-3.

Tabela 4-3 Perfil de Pressão na Linha de Injeção (Cenário Original)

Distância Total (m) Pressão (kg/cm²) 0,00 6,8 0,10 5,2 0,25 5,2 0,50 5,2 0,50 15,2

333,85 14,6 667,20 14,7

1.000,53 14,5

Neste cenário, as bombas multifásicas trabalharam com um diferencial de

pressão de aproximadamente no máximo 44 kg/cm² que podem ser observados na

Tabela 4-4, apesar de terem sido dimensionadas para operar com um diferencial de

pressão de 80 kg/cm². Assim o próximo passo será refinar o arranjo submarino proposto

55

buscando a redução de custos a partir da otimização no dimensionamento das bombas

multifásicas.

Tabela 4-4 Pressões nas Bombas Multifásicas (Cenário Original)

Bombas Pressão de Sucção (kg/cm²) Pressão de Descarga (kg/cm²) ∆P (kg/cm²)

1 3,40 42,10 38,60

2 3,70 44,00 40,24

3 4,30 47,90 43,60

4.2 Otimização do Cenário Original

Após o sistema subsea to shore original modelado no PIPESIM™ obter sucesso

para uma lâmina d’água de 80 metros e distância à costa de 100 km, o próximo passo é

o refinamento do arranjo submarino de forma a otimizar a parte econômica do projeto a

partir da redução dos custos em função de um melhor dimensionamento dos

equipamentos submarinos. Para isso foi avaliada a utilização de três bombas

multifásicas com menor diferencial de pressão.

A partir da análise do gráfico do perfil de pressão na linha de exportação

proveniente da simulação anterior, foi possível concluir que o sistema requer um

diferencial de pressão em torno de 50 kg/cm² nas três bombas multifásicas. Portanto a

rede foi modificada e as bombas multifásicas foram redimensionadas para operar com o

∆P de 50 kg/cm² e a potência de 700 hp. O número de bombas multifásicas foi mantido,

assim como o posicionamento das mesmas, pois a rede só consegue convergir com êxito

no PIPESIM™ utilizando três bombas ao longo da linha de exportação.

A potência foi mantida em 700 hp nas bombas multifásicas na linha de

exportação, pois com valores inferiores a este, na linha de injeção, a pressão de sucção

na bomba de injeção ficaria muito baixa, o que impediria a entrada de fluidos na bomba

em uma situação real. O sistema funciona em equilíbrio, na linha de exportação, se a

potência das bombas multifásicas diminui, na linha de injeção, a pressão também fica

inferior.

Acrescentando todo o potencial disponível está sendo utilizado nas bombas

multifásicas nas partes de compressão do gás e rebombeamento do óleo, pois as três

bombas estão projetadas para operar com eficiência de 100%, conforme premissa

56

assumida. O perfil de pressão resultante na linha de exportação é apresentado na Figura

4-1.

0 40000 80000

Distância Total (m)

0

10

20

30

40

50

Pre

ssão

(kg/

cm²)

Figura 4-1 Perfil de Pressão linha de Exportação (Cenário Original Otimizado)

As três bombas multifásicas dimensionadas para operar com um menor

diferencial de pressão, apresentaram os mesmos valores de pressões de sucção e de

descarga no cenário original com ∆P de 80 kg/cm², conforme pode ser observado na

Tabela 4-5.

Tabela 4-5 Pressões observadas nas bombas multifásicas (Cenário Original Otimizado)


1 3,43 42,02 38,59

2 3,70 43,93 40,22

3 4,33 47,89 43,56

Comparado com o cenário anterior, houve uma pequena redução na vazão diária

de óleo no valor de 5,6 m³/d, devido à redução no parâmetro operacional das bombas

57

multifásicas, porém a diminuição no diferencial de pressão possibilita a aquisição de

bombas multifásicas menores com custo inferior a uma bomba multifásica mais robusta.

A pressão no separador com o arranjo submarino refinado permaneceu em

aproximadamente 7 kg/cm² e a temperatura de 20 ⁰C. Os resultados das vazões

encontradas nos poços e nos pontos de entrega são apresentados nas Tabelas 4-6 e 4-7.

Tabela 4-6 Vazões Finais nos Pontos de Entrega (Cenário Original Otimizado)

Local Temperatura

(⁰C)

Pressão

(kg/cm²) Vazão (m³/dia) Tipo de Fluido

Separador 20 7 11.224,70 Líquidos

Costa 20 15 4.489,87 Óleo

89.798,00 Gás

Manifold de Injeção 20 14,14 6.716,40 Água

Tabela 4-7 Vazões Finais nos Poços (Cenário Original Otimizado)

Poço IP/II Pressão na Cabeça

(kg/cm²)

Temperatura

(⁰C) Vazão (m³/dia) Tipo de Fluido


2.452,1 Gás


2.540,90 Gás

Injetor 10 11 20 701,12 Água

Injetor 15 8 20 787,00

O arranjo submarino modificado convergiu com êxito no PIPESIM™ com uma

pressão de sucção na bomba de injeção no valor de 4,85 kg/cm² e a pressão de descarga

de 14,85 kg/cm². O perfil de pressão resultante na linha de injeção é apresentado na

Tabela 4-8.

Este cenário também foi testado para um arranjo submarino composto por duas

bombas multifásicas de 50 kg/cm² e a potência de 700 hp ao longo da linha de

exportação. O sistema converge no PIPESIM™, porém a pressão de sucção na bomba

de injeção é de 0,96 kg/cm², conforme pode ser observado na Tabela 4-9. Esta pressão

58

de sucção com valor baixo na entrada da bomba de injeção não seria possível em caso

real de escoamento, sendo assim este cenário foi descartado.

Tabela 4-8 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Três Bombas Multifásicas na Linha de Exportação (Cenário Original Otimizado)


333,85 14,25 667,20 14,37

1.000,53 14,14

Tabela 4-9 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Duas Bombas Multifásicas na Linha de Exportação (Cenário Original Otimizado)

Distância Total (m) Pressão (kg/cm²)

0,00 7,84 0,01 0,96 0,25 0,96 0,50 0,96 0,50 10,96

333,85 10,36 667,20 10,49

1.000,53 10,25

Apesar de testar com diferentes valores de potência e diferencial de pressão, o

valor da pressão de sucção nas bombas de injeção permaneceu apresentando o mesmo

comportamento com valores muitos baixos. O cenário com duas bombas multifásicas

foi desconsiderado e o arranjo submarino refinado foi mantido com três bombas

multifásicas dimensionadas com ∆P de 50 kg/cm² e potência de 700 hp.

4.3 Cenário Original com Linhas Isoladas

Nesta seção será avaliado o sistema subsea to shore utilizando linhas com

isolamento externo. Em todas as linhas ramais e tronco foi empregado um isolamento

59

térmico na parte exterior dos dutos com um coeficiente global de transferência de calor

de 1,135 W/m².K.

O sistema modificado com isolamento térmico nas flowlines e três bombas

multifásicas dimensionadas com ∆P de 50 kg/cm² e potência de 700 hp convergiu.

Contudo a pressão na saída do separador para a linha injeção aumenta de forma

demasiada, conforme pode ser observado na Tabela 4-10 com o perfil de pressão na

linha de injeção.

O arranjo submarino foi redimensionado variando os valores de potência e dos

diferencias de pressão nas bombas multifásicas, porém o perfil de pressão na linha de

injeção permaneceu apresentando um aumento acentuado de pressão assim que a água

segregada deixa o separador. Deste modo o sistema foi alterado passando a ser

constituído com duas bombas multifásicas ao longo da linha de exportação.

Tabela 4-10 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Isolamento Térmico e Três Bombas Multifásicas

Distância Total (m) Pressão (kg/cm²)

0,00 6,50 0,01 19,60 0,25 19,60 0,50 19,60 0,50 29,60

333,85 29,00 667,20 29,10

1.000,53 28,90

Com o uso de duas bombas multifásicas no PIPESIM™, a lâmina d’água de 80

metros passou a ser refletida na elevação diferencial dos flowlines que compõe a linha

de exportação de 100 km. A primeira bomba multifásica encontra-se posicionada a 3 km

do separador. Após a primeira bomba multifásica, o flowline seguinte apresenta 47 km

de distância horizontal e 40 m de elevação diferencial.

Em seguida, encontra-se a segunda bomba multifásica, e após a mesma, o último

flowline apresenta 50 km de distância horizontal e 40 m de elevação diferencial,

perfazendo os 100 km de distância horizontal. Após a realizações de algumas

simulações, variando os parâmetros operacionais das duas bombas multifásicas, o

sistema convergiu com a primeira bomba dimensionada para funcionar com uma

60

potência de 500 hp e um ∆P de 50 kg/cm² e a segunda bomba operando com uma

potência de 600 hp e um ∆P de 60 kg/cm².

O sistema isolado foi mantido com duas bombas multifásicas dimensionadas

com diferentes parâmetros operacionais, o que permitiu o alcance do equilíbrio das

pressões ao longo do arranjo submarino. Na Tabela 4-11 é apresentado o perfil de

pressão resultante na linha de injeção e na Figura 4-2 é apresentado o perfil de pressão

resultante na linha de exportação à costa.

Tabela 4-11 Perfil de Pressão na Linha de Injeção com Isolamento Térmico e Duas Bombas Multifásicas


333,85 23,24 667,20 23,00

0 20 40 60 80 100

Distância Total (km)

0

10

20

30

40

50

60

Pre

ssão

(kg/

cm²)

Figura 4-2 Perfil de Pressão linha de Exportação com Isolamento Térmico e Duas Bombas Multifásicas

61

Outros valores superiores de potência e de ∆P também permitiram convergência

do sistema no PIPESIM™, porém o perfil de pressão na linha de injeção continuou a

apresentar um comportamento que não transmite um caso real de escoamento, devido ao

aumento da pressão na linha de injeção na saída do separador.

Com o uso de isolamento térmico nas linhas, os fluidos chegam à costa com

temperatura de 39,6 ⁰C. Comparando-se com o Cenário Original apresentou um

aumento na temperatura de 20 ⁰C para 39,6 ⁰C, com valor de U de 0,2 BTU/hr/ft²/F. As

pressões observadas ao longo do escoamento estão superiores aos casos estudados

anteriormente, como por exemplo, a pressão no separador que aumentou

aproximadamente de 7 kg/cm².

Este aumento de pressão é vantajoso para o escoamento e para o processo de

separação, pois permite que o gás permaneça em solução contribuindo para a redução da

densidade e da viscosidade do fluido [3]. A vazão de óleo diária também foi elevada de

4.489,9 m³ para 4.499,5 m³. Nas Tabelas 4-12 e 4-13 são mostrados os resultados

obtidos neste cenário com o uso de isolamento térmico.

O aumento da temperatura ao longo do sistema permite o escoamento do óleo

com menor viscosidade, como por exemplo, a viscosidade do óleo morto fica em torno

de 6,5 cp a 79 ⁰C e 40,8 cp a 39 ⁰C. Na temperatura de 20 ⁰C, a viscosidade do óleo

morto é 328,5 cp, calculada através da correlação de Beggs & Robinson [16].

O isolamento térmico nas linhas possibilita um acréscimo de temperatura,

pressão e de vazão quando comparado aos sistemas constituídos por flowlines sem

isolamento. O aumento da temperatura contribui para prevenir problemas de garantia de

escoamento.

Tabela 4-12 Vazões finais nos Pontos de Entrega (Cenário Original Isolado)

Local Pressão

(kg/cm²)

Temperatura

(⁰C)

Vazão

(m³/dia)

Tipo de

Fluido

Separador 14 79,00 11.249,00 Líquidos

Costa 15 39,60 4.499,50 Óleo

89.991,00 Gás


62

Tabela 4-13 Vazões finais nos Poços (Cenário Original Isolado)


Cabeça (kg/cm²)

Temperatura (⁰C)

Vazão (m³/dia)

Tipo de Fluido


2.453,70 Gás


2.545,70 Gás Injetor 10 20 79 704,30

Água Injetor 15 17 79 786,60

Igualmente permite otimizar a quantidade e o dimensionamento das bombas

multifásicas que passaram a ser duas com menores valores de potência e de diferencial

de pressão. Outra vantagem é que com a redução do número de bombas, o sistema de

controle submarino pode ser mais simples.

Portanto o uso de isolamento externo possibilita ganhos na parte técnica, sendo

necessário avaliar o impacto econômico para o projeto considerando a lâmina d’água

em questão de 80 metros e a situação do campo cuja produção de óleo é pequena e o

BSW elevado.

4.4 Simulações Subsea to Shore com Óleo de ⁰⁰⁰⁰API 24

Nesta seção será explorado o impacto da variação da distância à costa e a da

lâmina d’água no sistema subsea to shore proposto com o óleo médio de ⁰API 24. Ao

todos serão estudados cinco cenários para o ⁰API 24, criados a partir da combinação das

variáveis de interesse. O Cenário 01 é o próprio Cenário Original.

4.4.1. Cenário 02

No Cenário 02 será avaliado o impacto da redução na distância à costa que

passou a ser de 50 km. Na Tabela 4-14 são apresentados os parâmetros de interesse

avaliados nesta simulação.

Tabela 4-14 Cenário 02

Tipo de óleo (⁰API) Lâmina d’água (m) Distância (km)

24 80 50

63

O Cenário 02 foi testado com o arranjo submarino composto por apenas duas

bombas multifásicas ao longo da linha de exportação para a costa. A primeira bomba foi

posicionada a 500 metros do separador e a segunda bomba multifásica na metade do

trajeto à costa. Ambas as bombas foram dimensionadas para operar com ∆P de 40

kg/cm² e potência de 600 hp. A seguir são apresentados os resultados desta análise na

Tabela 4-15.

Tabela 4-15 Resultados obtidos (Cenário 02)

Local Temperatura

(⁰C)

Pressão

(kg/cm²) Vazão (m³/dia) Tipo de Fluido

Separador 20 6,0 11.256,2 Líquido

Costa 20 15,0 4.502,5 Óleo

90.050,0 Gás


Com a diminuição da distância à costa de 100 km para 50 km foi notado um

pequeno acréscimo na produção diária de óleo ficando em 4.502,50 m³ e foi possível

utilizar somente duas bombas multifásicas ao longo da linha de exportação. Conforme

apresentado na Tabela 4-16, as bombas multifásicas podem ser mais simples com menor

potência e um diferencial de pressão de no máximo 40 kg/cm².

Tabela 4-16 Pressões Observadas nas Duas Bombas Multifásicas (Cenário 02)


1 4,30 38,99 34,70

2 5,11 43,21 38,10

4.4.2. Cenário 03

No Cenário 03 será estudado o impacto da variação da Lâmina d’água no

sistema subsea to shore original. Será analisado o caso original para uma lâmina d’água

64

profunda de 500 metros. Na Tabela 4-17 são apresentados os parâmetros de interesse

avaliados nesta simulação.



24 500 100

Para este cenário foi necessário alterar a temperatura ambiente no fundo do mar

de 20 ⁰C para 10,5 ⁰C para estar em concordância com o gradiente de temperatura da

região que apresenta esta última temperatura para lâminas d’água na faixa de 500 m.

Outra modificação no arranjo submarino foi em relação às linhas ramais e tronco que

passaram a ser todas isoladas devido a diminuição da temperatura no leito marinho e

agora apresentam um coeficiente global de transferência de calor de 1,135 W/m²/K.

Após testar o sistema com o arranjo submarino original com três bombas

multifásicas com ∆P de 80 kg/cm² e potência de 700 hp na linha de exportação, foi

observado que a rede converge com êxito. Porém o perfil de pressão na linha de injeção

de 1 km, após o separador, fica com um aumento acentuado da pressão assim que o

fluido sai do separador, o que não seria possível em uma situação real de escoamento.

No primeiro momento a quantidade de bombas multifásicas foi mantida a

mesma e foi testada a variação nas condições de operação das três bombas multifásicas.

Porém o sistema manteve o mesmo comportamento com a pressão na linha de injeção.

Assim o número de bombas multifásicas foi reduzido para dois.

Outra modificação realizada foi na linha de injeção que passou a não necessitar

de uma bomba de injeção devido à pressão obtida no separador ser suficiente para

garantir a reinjeção da água de formação nos nove poços injetores. Portanto a bomba de

injeção foi eliminada do arranjo submarino.

No arranjo submarino composto por duas bombas multifásicas ao longo da linha

de exportação à costa, foi reavaliado o número de estágios das BCSSs selecionadas do

modelo REDA DN1750. No PIPESIM™, foi possível observar que da cabeça dos poços

ao separador, a perda de carga ao longo do sistema fica em torno de 3 kg/cm².

Deste modo a BCSS foi testada de forma a entregar no separador uma pressão

aceitável para a lâmina d’água de 500 metros. Esta condição foi alcançada com o uso de

uma bomba com 200 estágios para os poços produtores de IP 15 m³/d/bar e 215 estágios

para os poços de IP 10 m³/d/bar.

65

As duas bombas multifásicas foram posicionadas a primeira a 30 km do

separador e a segunda a 60 km. A primeira bomba foi dimensionada para operar ∆P de

40 kg/cm² e potência de 400 hp, enquanto a segunda para operar com ∆P de 50 kg/cm² e

potência de 500 hp. Apesar de testar o arranjo submarino para diferentes parâmetros

operacionais das bombas, a menor pressão alcançada no separador que mantivesse as

pressões equilibradas no sistema foi de 38,7 kg/cm².

O arranjo submarino passou a operar com duas bombas multifásicas que tiveram

que ser dimensionadas com pouca potência e baixo diferencial de pressão de forma a

alcançar o equilíbrio das pressões no sistema e reduzir a pressão do separador. Na

Tabela 4-18 são apresentados os resultados deste cenário.

Tabela 4-18 Resultados Obtidos (Cenário 03)

Local Temperatura (⁰C) Pressão (kg/cm²)

Vazão (m³/dia) Tipo de Fluido

Separador 77,0 38,7 10.000,2 Líquido

Costa 32,0 15,0 4.000,8 Óleo 80.015,0 Gás

Manifold de Injeção

76,9 37,2 5.974,0 Água

Durante as simulações, caso a primeira bomba multifásica fosse posicionada

próxima ao separador, a vazão diária de óleo aumentava, porém a pressão subia de

forma acentuada na linha de injeção assim que o fluido segregado saia do separador.

Se aumentasse o diferencial de pressão das bombas, a vazão aumentava, porém a

pressão no separador ficava com valores superiores a 50 kg/cm², o que não era

desejável. Consequentemente o sistema foi mantido com duas bombas multifásicas

dimensionadas com propriedades diferentes. Na Tabela 4-19 são apresentadas as

propriedades finais das duas bombas multifásicas.

Tabela 4-19 Propriedades das Duas Bombas Multifásicas (Cenário 03)


1 9,00 40,50 31,60

2 9,30 53,50 44,30

66

O último teste realizado neste cenário foi dimensionar o arranjo submarino com

apenas uma bomba multifásica ao longo da linha de exportação. Após alguns testes, a

bomba multifásica foi posicionada a 25 km do separador e passou a operar com ∆P de

80 kg/cm² e potência de 600 hp, condições operacionais escolhidas por permitirem o

equilibro das pressões no sistema e alcançar uma maior produção de óleo.

Com este sistema, a produção de óleo ficou em 3.984,2 m³/d e de gás em torno

de 79.686,0 m³/dia. A pressão no separador ficou em 39 kg/cm². O aumento observado

da pressão no separador é influenciado pela lâmina d’água de 500 m, pois em lâminas

d’água maiores são esperadas pressões mais alta. Em lâminas d’água de 500 m, a

pressão do separador fica na faixa de 35 a 40 kg/cm².

A produção diária fica menor, porém o uso de uma única bomba multifásica

acarreta em economia na parte operacional, pois diminui o custo com manutenção e

torna o sistema de controle mais simples.

Outro ponto seria que esta única bomba é mais potente que as utilizadas no

arranjo anterior, sendo assim de maior custo no investimento inicial. Ocorreu também

aumento significativo na pressão de sucção da bomba multifásica, com duas bombas a

pressão seria de 9 kg/cm² e com uma única bomba, este valor sobe para 14 kg/cm²,

conforme pode ser observado na Tabela 4-20.

Tabela 4-20 Propriedade da Bomba Multifásica (Cenário 03)

Bomba Pressão de Sucção (kg/cm²) Pressão de Descarga (kg/cm²) ∆P (kg/cm²)

1 14,00 77,50 63,50

O Cenário 03 foi mantido com duas bombas multifásicas ao longo da linha de

exportação. Com o aumento da lâmina d’água para 500 metros, foi necessário o uso de

linhas com isolamento externo devido à redução da temperatura no fundo do mar, em

contrapartida foi possível eliminar a bomba de injeção, diminuir a quantidade de

bombas multifásicas e reduzir o número de estágios das BCSS.

4.4.3. Cenário 04

No Cenário 04 será estudado o impacto da variação da Lâmina d’água e da

distância à costa no sistema subsea to shore original. Será analisado o caso original para

67

uma lâmina d’água profunda de 500 metros e uma distância à costa de 50 km. Na

Tabela 4-21 são apresentados os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.



24 500 50

Em todos os cenários com lâmina d’água de 500 m, a temperatura ambiente no

fundo do mar é modificada para 10,5 ⁰C e assim todas as linhas ramais e tronco

pertencentes ao arranjo submarino passam a apresentar isolamento térmico com um

coeficiente global de transferência de calor de 1,135 W/m².K. Outra modificação

realizada é na linha de injeção onde a bomba de injeção é eliminada do arranjo

submarino, por não ser mais necessária para auxiliar na injeção.

As BCSSs foram testadas de forma a entregar no separador a produção com 38

kg/cm², alcançada com o uso de uma bomba com 200 estágios para os poços produtores

de IP 15 m³/d/bar e 215 estágios para os poços de IP 10 m³/d/bar. Todas as propriedades

restantes da BCSS foram mantidas iguais aos cenários anteriores. A diminuição dos

estágios da BCSS foi necessária, pois com 300 estágios, a pressão no separador estava

muito alta, acima de 80 kg/cm².

O arranjo submarino foi modificado, passando a apresentar uma única bomba

multifásica ao longo da linha de exportação para a costa devido à distância reduzida de

50 km. Esta bomba foi posicionada a 25 km após o separador e está dimensionada para

operar com ∆P de 60 kg/cm² com a potência de 500 hp. Apenas com essas condições

operacionais foi possível alcançar o equilíbrio das pressões nas linhas de injeção e de

exportação. Na Tabela 4-22 são apresentados os resultados desta análise.



Vazão (m3/dia) Tipo de Fluido


Costa 46 15,00 4.003,80 Óleo 80.077,00 Gás

Manifold de Injeção 76,7 37,40 6.001,60 Água

68

4.4.4. Cenário 05

No Cenário 05 será avaliada a influência do aumento da lâmina d’água para

1000 metros no sistema subsea to shore, considerando o caso original para uma lâmina

d’água profunda. Na Tabela 4-23 são apresentados os parâmetros de interesse avaliados

nesta simulação.



24 1000 100

Em todos os cenários com lâmina d’água de 1000 m, a temperatura ambiente no

fundo do mar é alterada de 20 ⁰C para 4 ⁰C em cumprimento ao gradiente de

temperatura encontrado na Bacia de Campos. Outra modificação no arranjo submarino é

nas flowlines, que agora possuem isolamento externo com coeficiente global de

transferência de calor de 1,135 W/m².K.

O método de elevação foi redimensionado passando a apresentar a BCSS com

150 estágios nos poços produtores de IP igual a 10 m³/d/bar e 125 estágios nos poços

com IP de 15 m³/d/bar. A modificação no número de estágios das BCSSs foi realizada

de forma a entregar no separador, a vazão diária com uma pressão admissível para a

lâmina d’água de 1000 metros. Com 300 estágios, a pressão no separador ficava sempre

superior a 90 kg/cm², apesar de variar os parâmetros operacionais das bombas

multifásicas, o que não seria viável em um caso real de escoamento.

Após as simulações realizadas no PIPESIM™, além das modificações das

BCSSs, a configuração do arranjo submarino original precisou ser modificada de forma

a obter o equilíbrio das pressões na linha de injeção e de exportação. O sistema passou a

ser composto por apenas uma bomba multifásica posicionada a 50 km da costa. Esta

bomba está dimensionada para operar com uma potência de 600 hp e ∆P de 80 kg/cm²

que foram solicitados ao longo do escoamento na linha de exportação.

Na linha de injeção não foi contemplada uma bomba de injeção que passou a ser

dispensável no sistema devido à pressão obtida no separador no valor de 65 kg/cm². O

sistema subsea to shore refinado para a lâmina d’água de 1000 metros obteve êxito no

PIPESIM™. Os resultados do Cenário 05 são apresentados na Tabela 4-24.

69


Local Temperatura

(⁰C) Pressão (kg/cm²)


Separador 76,5 65 8.747,2 Líquido

Costa 25,6 15 3.498,8 Óleo 69.977,0 Gás


Diferente dos cenários anteriores, o diferencial de pressão solicitado na bomba

multifásica aumentou de forma considerável. Porém não foi possível utilizar mais de

uma bomba multifásica ao longo da linha de exportação, pois apesar de aumentar a

produção diária de óleo, a pressão na linha de injeção apresentava um grande aumento

assim que a água segregada deixava o separador. Na Tabela 4-25 são apresentadas as

pressões de sucção e de descarga obtidas durante a operação da única bomba multifásica

do sistema.

Tabela 4-25 Pressões Observadas nas Bombas Multifásicas (Cenário 05)


1 8,90 74,20 65,30

4.4.5. Cenário 06

No Cenário 06 será avaliado o impacto da variação da lâmina d’água e da

distância à costa no sistema subsea to shore original. Será analisado o caso original para

uma lâmina d’água profunda de 1000 metros com distância à costa de 50 km. Na Tabela

4-26 são apresentados os parâmetros de interesse que serão avaliados nesta simulação.



24 1000 50

O Cenário 06 foi simulado a partir do Cenário 05, modificando a linha de

exportação que passou a apresentar o comprimento de 50 km. O arranjo submarino foi

70

mantido sem a bomba de injeção na linha de injeção e com apenas uma bomba

multifásica na linha de exportação. Após alguns testes, a bomba multifásica ficou

posicionada a 30 km do separador e passou a operar com potência de 500 hp e um ∆P

de 50 kg/cm².

O sistema subsea to shore modificado para a lâmina d’água de 1000 metros e

distância à costa de 50 km obteve êxito no PIPESIM™ e os resultados são apresentados

na Tabela 4-27.





Costa 37,8 15 3.448,3 Óleo 68.966,0 Gás

Manifold de Injeção

75,9 62,6 5.173,6 Água

4.5 Cenário Subsea to Shore com Óleo de ⁰⁰⁰⁰API 32

Nesta seção será explorado o impacto da variação do ⁰API, da distância à costa e

da lâmina d’água no sistema subsea to shore original proposto. Esta parte do estudo está

focada na influência da densidade (⁰API) de um óleo leve ao longo do escoamento

através de um sistema subsea to shore para diferentes condições de lâmina d’água e

distância à costa.

Será modificado no cenário original à distância à costa variando para 100 km e

50 km e a lâmina d’agua para 500 m e 1000 m com um óleo leve de ⁰API 32. O arranjo

submarino será modificado dependendo dos resultados obtidos, buscando o melhor o

dimensionamento dos equipamentos.

4.5.1. Cenário 07

No Cenário 07 será estudado o impacto da variação do ⁰API no sistema subsea

to shore original com a finalidade de se avaliar o escoamento de um óleo leve. Será

analisado o caso original para um óleo com 32 ⁰API. Na Tabela 4-28 são apresentados

os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.

71



32 80 100

O arranjo inicial proposto convergiu no PIPESIM™ utilizando três bombas

multifásicas com diferencial de pressão de 80 kg/cm² e potência de 700 hp, porém as

pressões de sucções nas duas primeiras bombas multifásicas, que compõem a linha de

exportação, apresentaram valores inferiores a 3 kg/cm², o que em uma situação de

escoamento real poderia impedir a entrada do fluxo gás – óleo na bomba multifásica. Na

linha de injeção, a pressão aumenta de forma acentuada após sair do separador. Deste

modo, o sistema foi testado com parâmetros operacionais inferiores nas três bombas

multifásicas.

Com valores inferiores, o sistema sempre converge, porém continua a apresentar

uma variação acentuada da pressão na linha de injeção. Em seguida, o arranjo

submarino foi modificado novamente, porém dessa vez para operar com duas bombas

multifásicas ao longo da linha de exportação de 100 km até à costa. A primeira bomba

multifásica está posicionada a 1 km do separador e a segunda a 50 km do separador.

Após a avaliação dos resultados das simulações, as duas bombas multifásicas

foram dimensionadas com êxito para operar com potência de 500 hp e ∆P de 40 kg/cm².

Os resultados obtidos no sistema são apresentados na Tabela 4-29 e em cada tipo de

poço são apresentados na Tabela 4-30.


Local Temperatura




Costa 20 15,0 4.593,30 Óleo 91.866,00 Gás


72

Tabela 4-30 Resultados Obtidos nos Poços (Cenário 07)


Cabeça (kg/cm²)

Temperatura (⁰C)



2.504,7 Gás


2.600,10 Gás

Injetor 10 15 20 718,2 Água

Injetor 15 13 20 804,1

Devido a este óleo ser leve e apresentar baixa viscosidade de 53 cP na

temperatura de 20 ⁰C, o escoamento é favorecido e as bombas multifásicas necessitam

de um menor diferencial de pressão para transportar o fluido até à costa. As duas

bombas multifásicas puderam ser dimensionadas com ∆P definido de 40 kg/cm² e

potência de 500 hp e os parâmetros operacionais de ambas as bombas são apresentados

na Tabela 4-31.

Tabela 4-31 Diferenciais de Pressão nas Duas Bombas Multifásicas (Cenário 07)


1 14,00 43,00 29,00

2 13,40 43,80 30,40

4.5.2. Cenário 07 com Linhas Isoladas

Nesta seção será avaliado o Cenário 07 com duas bombas multifásicas, porém

com todas as linhas do sistema com isolamento externo. A primeira simulação mantém

as condições operacionais do cenário anterior, só alterando a condição das linhas para

isoladas com coeficiente global de transferência de calor (U) de 1,135 W/m².K.

O perfil de pressão na linha de injeção apresentou um aumento acentuado de 10

kg/cm² para 19 kg/cm², logo após a saída da água produzida do separador. Sendo assim

as bombas multifásicas foram redimensionadas para equilibrar as pressões nas linhas de

injeção e de exportação.

73

Após algumas simulações, as duas bombas multifásicas permaneceram na

mesma posição do cenário anterior e com um diferencial de pressão de 40 kg/cm²,

porém foram dimensionadas com uma potência reduzida para 350 hp. Para valores

superiores de potência, o perfil de pressão na linha de injeção permaneceu apresentando

um aumento acentuado após a saída do separador, o que não é aceitável para uma

situação real de escoamento.

Assim o arranjo submarino para a condição de linhas isoladas foi refinado,

apresentando as duas bombas multifásicas ao longo da linha de exportação com

diferencial de pressão de 40 kg/cm² e potência de 350 hp. O resultado do Cenário 07

com linhas isoladas é apresentado nas Tabelas 4-32 e 4-33 abaixo.

Tabela 4-32 Resultados obtidos (Cenário 07 com Linhas Isoladas)



Separador 79 15 11.314,0 Líquido

Costa 37 15 4.525,5 Óleo 90.509,0 Gás

Manifold de Injeção 79 24 6.757,8 Água

Tabela 4-33 Resultados obtidos nos poços (Cenário 07 com Linhas Isoladas)


Cabeça (kg/cm²) Temperatura

(⁰C) Vazão (m³/dia) Tipo de Fluido


2.466,0 Gás


2.562,3 Gás

Injetor 10 20 79 706,3 Água

Injetor 15 18 79 790,9

Assim conclui-se que com o uso de isolamento nas flowlines, a temperatura ao

longo do sistema aumentou de forma considerável quando comparado com o cenário

sem isolamento. Por exemplo, na costa a temperatura de chegada aumentou de 20 ⁰C

para 37 ⁰C, o que é um fator positivo na garantia de escoamento do sistema. No entanto,

a produção de óleo diminuiu quando comparado ao cenário anterior devido a redução

necessária das potências das bombas multifásicas de 500 hp para 350 hp, em função do

equilíbrio das pressões nas linhas de injeção e exportação.

74

4.5.3. Cenário 08

No Cenário 08 será estudado o impacto da distância à costa e do óleo leve no

sistema subsea to shore original. Na Tabela 4-34 são apresentados os parâmetros de

interesse avaliados nesta simulação.



32 80 50

O arranjo submarino foi dimensionado com uma bomba multifásica ao longo da

linha de exportação de 50 km. Esta bomba foi posicionada a 2,5 km do separador. Após

algumas simulações, a bomba multifásica foi dimensionada para operar com potência de

700 hp e ∆P de 80 kg/cm². Valores superiores para estas propriedades foram testados,

porém todos apresentaram um acréscimo de pressão elevado na saída do separador para

a linha de injeção.

A bomba de injeção está instalada na linha de injeção a 0,5 metros após o

separador e está operando com potência de 500 hp e ∆P de 10 kg/cm². Os resultados do

Cenário 08 são apresentados na Tabela 4-35.





Costa 20 15,00 4.593,40 Óleo 91.868,00 Gás


O Cenário 08 também foi testado utilizando duas bombas multifásicas ao longo

da linha de exportação. A primeira bomba foi posicionada a 8 km do separador e a

segunda a 25 km do separador. A produção de óleo diária ficou em 4.510,0 m³, sendo

inferior ao cenário com apenas uma bomba multifásica.

Com duas bombas multifásicas não foi possível o posicionamento da primeira

bomba mais próximo as separador devido ao aumento acentuado da pressão na linha de

injeção, assim a posição mais próxima permitida foi de 8 km que justifica a redução na

75

vazão diária. Ambas as bombas foram dimensionadas para operar com potência de 600

hp e ∆P de 70 kg/cm², alcançando no separador uma pressão de 16 kg/cm². Portanto o

Cenário 08 foi mantido com uma bomba multifásica.

4.5.4. Cenário 09

Nesta seção será analisado um cenário com óleo leve de 32 ⁰API, lâmina d’água

de 500 metros e uma distância à costa de 100 km. Na Tabela 4-36 são apresentados os

parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.



32 500 100

Após alguns testes, o arranjo submarino foi dimensionado com duas

bombas multifásicas instaladas na linha de exportação. A primeira bomba está

posicionada a 40 km do separador e opera com potência de 600 hp e ∆P de 60 kg/cm².

Enquanto a segunda está instalada a 80 km do separador e opera com potência de 500

hp e ∆P de 50 kg/cm². Com estes parâmetros foi alcançado o equilíbrio das pressões ao

longo do sistema.

Outra modificação foi realizada na linha de injeção, pois devido ao aumento da

pressão no separador para 40 kg/cm², não foi necessário mais o uso de uma bomba para

auxiliar no bombeamento da água de formação. As BCSS dos poços produtores foram

redimensionadas com 215 estágios para os poços com IP de 10 m³/dia/bar e 200

estágios para os poços com IP de 15 m³/dia/bar. Os resultados do Cenário 09 são

apresentados na Tabela 4-37.





Costa 32,7 15,00 4.044,60 Óleo 80.896,00 Gás


76

O Cenário 09 também foi testado com apenas uma bomba multifásica ao longo

da linha de exportação, porém com a redução do número de bombas, a vazão de óleo

também reduziu para 3.989,0 m³/dia e a pressão no separador aumentou para 43 kg/cm².

A única bomba multifásica ficou posicionada a 40 km do separador e está dimensionada

para operar com potência de 700 hp e ∆P de 80 kg/cm².

Estes parâmetros selecionados foram os únicos que permitiram o alcance do

equilíbrio das pressões ao longo do sistema. Portanto devido à redução da vazão diária e

o aumento da pressão no separador, foram mantidas duas bombas multifásicas no

Cenário 09.

4.5.5. Cenário 10

Nesta seção será analisado o cenário com óleo leve de 32 ⁰API, lâmina d’água





32 500 50

Em função dos resultados obtidos anteriormente, o Cenário 10 será simulado

direto com o arranjo submarino do Cenário 09 e será utilizada apenas uma bomba

multifásica na linha de exportação. Após algumas simulações, a bomba multifásica foi

posicionada a 30 km do separador e dimensionada para operar com diferencial de

pressão de 40 kg/cm² e potência de 500 hp. Na Tabela 4-39 são apresentados os

resultados obtidos no Cenário 10.



Vazão (m³/dia)

Tipo de Fluido


Costa 55 15,0 4.047,30 Óleo 80.947,00 Gás


77

4.5.6. Cenário 11






32 1000 100

A coluna de produção apresenta comprimento de 1980 m nos poços produtores e

assim as BCSSs foram redimensionadas para 125 estágios nos poços com IP de 15

m³/d/bar e 150 estágios nos poços com IP de 10 m³/d/bar. O sistema submarino foi

redimensionado passando a ser composto por apenas uma bomba multifásica

posicionada a 50 km do separador, exatamente na metade do trajeto à costa. Após

alguns testes no PIPESIM™, a bomba multifásica foi dimensionada com ∆P de 60

kg/cm² e potência de 400 hp.

Valores superiores de ∆P e de potência foram testados obtendo maior vazão

diária de óleo, porém a pressão aumenta de forma acentuada na linha de injeção assim

que o fluido segregado deixa o separador. Na Tabela 4-41 são apresentados os

resultados obtidos no Cenário 11.





Costa 24,00 15,00 3.509,30 Óleo 70.186,00 Gás


78

4.5.7. Cenário 12






32 1000 50

O Cenário 12 foi simulado a partir do Cenário 11 com distância à costa de 100

km. Este cenário foi simulado com o arranjo submarino composto com uma bomba

multifásica posicionada a 30 km do separador na linha de exportação e sem bomba na

linha de injeção. Após alguns testes, a bomba multifásica foi dimensionada para

trabalhar com ∆P de 40 kg/cm² e potência de 400 hp.

Valores superiores para os parâmetros da bomba multifásica foram testados

permitindo maior produção diária, porém as pressões não ficaram equilibradas ao longo

do sistema. Os resultados obtidos no Cenário 12 são apresentados na Tabela 4-43.





Costa 39,50 15,00 3.567,00 Óleo 71.339,00 Gás


4.6 Cenário Subsea to Shore com Óleo de ⁰⁰⁰⁰API 17

Nesta seção será explorado o impacto da variação do ⁰API com um óleo pesado

no sistema subsea to shore original proposto para diferentes condições de lâmina d’água

e distância à Costa.

79

4.6.1. Cenário 13

Nesta seção será analisado o cenário com óleo pesado de 17 ⁰API, lâmina d’água

de 80 metros e distância à costa de 100 km. Na Tabela 4-44 são apresentados os




17 80 100

O arranjo submarino original utilizando três bombas multifásicas com ∆P de 80

kg/cm² e potência de 700 hp ao longo da linha tronco não converge no PIPESIM™

devido a existência de pressão negativa nas linhas e pelo fato do sistema não apresentar

solução. Mesmo variando os parâmetros operacionais das três bombas multifásicas, o

sistema permanece sem solução. Esta situação é possível, pois o fluido adquire uma

viscosidade muito elevada de 3078 cP ao escoar pelo arranjo submarino que apresenta

uma temperatura ambiente média de 20 ⁰C.

Portanto a solução adotada foi de simular o arranjo submarino contendo todos os

seus flowlines com isolamento térmico e um coeficiente global de transferência de calor

de 0,2 btu/hr/ft²/F. O sistema nesta nova condição de isolamento térmico e com três

bombas multifásicas de ∆P de 80 kg/cm² e potência de 700 hp, converge com êxito no

PIPESIM™, porém a pressão na linha de injeção aumenta de forma acentuada, o que

indica que as potências nas bombas multifásicas estão altas.

Após alguns testes, o sistema obteve resultado positivo e alcançou equilíbrio em

todas as pressões nas linhas de injeção e de exportação para um arranjo submarino

composto por três bombas multifásicas menores. A primeira bomba está posicionada a 3

km do separador e opera com ∆P de 50 kg/cm² e 500 hp de potência. A segunda bomba

está posicionada a 34 km do separador e a última a 67 km, ambas as bombas estão

dimensionadas para operar com ∆P de 60 kg/cm² e 600 hp de potência.

Para valores de potência e de ∆P superiores, o sistema converge e a produção de

óleo aumenta, porém a pressão na linha de injeção aumenta de forma acentuada após o

separador. Na linha de injeção, a bomba está posicionada a 0,5 metros do separador e

80

opera com ∆P de 10 kg/cm² e 500 hp de potência. Os resultados obtidos no Cenário 13

são apresentados nas Tabelas 4-45 e 4-46.

Tabela 4-45 Resultados Obtidos com Três Bombas Multifásicas (Cenário 13)


Vazão (m³/dia)

Tipo de Fluido


Costa 42,3 15,0 4.467,00 Óleo 89.337,00 Gás


Tabela 4-46 Resultados Obtidos nos Poços com Três Bombas Multifásicas (Cenário 13)


Cabeça (kg/cm²)

Temperatura (⁰C)



2.438,00 Gás


2.527,80 Gás Injetor 10 19 79 699,50

Água Injetor 15 16 79 782,50

Como alternativa foi avaliado o Cenário 13 com duas bombas multifásicas na

linha de exportação dimensionadas com ∆P de 50 kg/cm² e potência 550 Hp. A primeira

bomba está posicionada a 1 km do separador, enquanto a segunda na metade da

distância à costa a 50 km. Os resultados são apresentados na Tabela 4-47.

Tabela 4-47 Resultados Obtidos com Duas Bombas Multifásicas (Cenário 13)




Costa 40 15 4.452,40 Óleo 89.048,00 Gás


O sistema contendo duas bombas multifásicas apresenta uma vazão de 4.452,4

m³/d de óleo, representando uma redução de 14,6 m³/d em relação ao cenário com três

81

bombas. Esta redução na vazão diária em 01 ano de produção significa a perda de 5.329

m³ de óleo, portanto o Cenário 13 foi mantido com três bombas multifásicas.

Com linhas isoladas é possível observar que a temperatura ao longo do arranjo

submarino é mantida elevada. Na costa, a temperatura de chegada é de 40 ⁰C

permitindo ao óleo manter uma viscosidade de 158 cP. Com o uso do isolamento, a

temperatura, ao longo do sistema foi mantida em torno de 79 ⁰C e o óleo com

viscosidade de 15,2 cP. No sistema sem isolamento, a temperatura prevista na costa é de

20 ⁰C e o fluido teria uma viscosidade de 3078,8 cP, o que inviabiliza o escoamento.

4.6.2. Cenário 14

Nesta seção será analisado o Cenário 13 com óleo pesado de 17 ⁰API e lâmina

d’água de 80 metros, porém para uma distância reduzida à costa de 50 km. Na Tabela 4-

48 são apresentados os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.



17 80 50

Devido à redução da distância à costa, este cenário será avaliado diretamente

com duas bombas multifásicas ao longo da linha de exportação. A primeira bomba está

posicionada a 3 km após o separador e opera com ∆P de 50 kg/cm² e potência 500 hp. A

segunda bomba está posicionada a 33 km do separador e está dimensionada para operar

com ∆P de 60 kg/cm² e potência 600 hp. Com estes parâmetros, o sistema convergiu.

Os resultados do Cenário 14 são apresentados na Tabela 4-49.





Costa 57 15,00 4.467,00 Óleo 89.342,00 Gás


82

Devido ao uso de isolamento térmico o óleo chega à costa com viscosidade de

42 cP com uma temperatura de 57 ⁰C. Ao longo do sistema a temperatura se mantem

em torno de 79 ⁰C que permite o escoamento e previne problemas de garantia de

escoamento.

4.6.3. Cenário 15

Nesta seção será estudado o cenário com óleo pesado de 17 ⁰API, lâmina d’água

de 500 metros e uma distância reduzida à costa de 100 km. Na Tabela 4-50 são

apresentados os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.



17 500 100

Neste cenário, as BCSSs dos poços produtores foram redimensionadas para 215

estágios nos poços com IP de 10 m³/d/bar e 200 estágios nos poços com IP de 15

m³/d/bar. Na linha de injeção não foi necessário o uso de uma bomba de injeção para o

deslocamento da água segregada, pois pressão de chegada à cabeça dos poços injetores

está em torno de 31 kg/cm².

O Cenário 15 foi dimensionado com duas bombas multifásicas. A primeira

bomba está posicionada a 25 km após o separador e opera com ∆P de 50 kg/cm² e

potência de 400 hp. A segunda bomba está instalada a 50 km após o separador e está

dimensionada para operar com ∆P de 60 kg/cm² e potência de 600 hp. Com estes

valores, as pressões estão equilibradas nas linhas de injeção e de exportação. Os

resultados são apresentados na Tabela 4-51.





Costa 33,5 15 3.948,30 Óleo 78.964,00 Gás


83

4.6.4. Cenário 16


d’água de 500 metros, porém para uma distância reduzida à costa de 50 km. Na Tabela

4-52 são apresentados os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.



17 500 50

O Cenário 16 foi dimensionado a partir do Cenário 15, porém com apenas uma

bomba multifásica devido à redução na distância à costa para 50 km. A bomba

multifásica está instalada a 25 km após o separador e está dimensionada para operar

com ∆P de 80 kg/cm² e potência de 800 hp. Com estes valores, as pressões estão

equilibradas nas linhas de injeção e de exportação. Os resultados são apresentados na

Tabela 4-53.


Local Temperatura




Costa 49 15 3.909,0 Óleo 78.188,0 Gás


4.6.5. Cenário 17


d’água de 1000 metros e uma distância reduzida à costa de 100 km. Na Tabela 4-54 são

apresentados os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.

84



17 1000 100

Inicialmente o arranjo submarino foi simulado contendo três bombas

multifásicas ao longo da linha de exportação com ∆P de 80 kg/cm² e potência de 700

hp. O sistema convergiu, porém a pressão na linha de injeção aumenta em demasia após

o separador. O sistema foi assim testado com bombas multifásicas de menor ∆P e

potência, porém não foi possível alcançar um equilíbrio nas pressões encontradas. Em

seguida o sistema foi testado com duas bombas multifásicas na linha de conexão à

costa.

Os parâmetros operacionais das bombas assim como as suas posições foram

variados durante as simulações. Nas simulações onde a primeira bomba tinha distância

superior a 30 km após o separador, o sistema não convergia. Utilizando parâmetros

operacionais (∆P e potência) mais baixos, devido à proximidade da bomba ao

separador, o sistema ficava sem energia e também não obtinha êxito.

Para o equilíbrio nas pressões foi necessário redimensionar as BCSSs dos poços

produtores. Nos poços com IP de 10 m³/d/bar, as BCSSs passaram a ter 125 estágios e

nos poços com IP de 15 m³/d/bar com 100 estágios. A bomba de injeção foi excluída do

sistema.

Após alguns testes, a primeira bomba multifásica ficou posicionada a 30 km

após o separador. Enquanto a segunda bomba a 70 km. Ambas as bombas multifásicas

estão dimensionadas para operar com ∆P de 80 kg/cm² e potência de 700 hp.

A vazão de óleo diária obtida é baixa quando comparado com os cenários

anteriores, ficando em torno de 1.529,0 m³, apesar das potentes bombas multifásicas

utilizadas no sistema. A baixa recuperação é justificada pela diminuição nos estágios da

BCSS que resulta em uma produção menor nos poços produtores. Outro fator a ser

citado é a lâmina d’água de 1000 metros que torna mais complexo o escoamento de um

óleo pesado.

Com a baixa produção de líquidos diária, o volume de água segregada ficou em

torno de 2.290,5 m³/d. Os poços injetores com II de 15 m³/dia/bar apresentaram uma

vazão de 460,0 m³/d, enquanto os poços injetores com II de 10 m³/dia/bar foram

85

fechados durante a simulação. Não foram necessários nove poços injetores devido a

quantidade baixa de água.

Os poços produtores de IP igual a 15 m³/dia/bar, apesar de estarem completados

com o mesmo tipo de BCSSs, apresentaram vazões diferentes nos poços, variando de 62

m³/d e 50,5 m³/d. Todos os poços produtores de 10 m³/dia/bar apresentam a mesma de

vazão de 158 m³/d. Os resultados do Cenário 17 são apresentados na Tabela 4-55.





Costa 16,7 15 1.529,0 Óleo 30.579,0 Gás


A pressão no separador, comparada com os cenários anteriores está elevada e na

linha de injeção, a pressão declina para 34 kg/cm². O sistema foi testado com uma

bomba de injeção a fim de elevar as pressões após o separador e para garantir a injeção

nos poços com II de 10 m³/d/bar. Com a bomba de injeção, a pressão fica menor quando

o fluxo deixa o separador, no valor de 24 kg/cm² e retorna para 34 kg/cm² devido ao ∆P

entregue pela bomba. O uso de uma bomba de injeção foi descartado.

As pressões de sucção e de descarga alcançadas nas bombas multifásicas foram

altas quando comparadas com os cenários anteriores, conforme pode ser observado na

Tabela 4-56. Este aumento ocorre devido ao óleo ser mais pesado, exigindo mais

energia do sistema para escoar.

Tabela 4-56 Pressões Obtidas nas Duas Bombas Multifásicas (Cenário 17)


1 42,30 122,30 80,00 2 16,50 96,50 80,00

O Cenário 17 também foi testado com apenas uma bomba multifásica, mas não

converge, apesar dos diferentes parâmetros operacionais utilizados, portanto foi mantido

com duas bombas multifásicas.

86

4.6.6. Cenário 18

Nesta seção será analisado o cenário com óleo pesado de 17 ⁰API, lâmina d’água

de 1000 metros, porém para uma distância reduzida à costa de 50 km. Na Tabela 4-57

são apresentados os parâmetros de interesse avaliados nesta simulação.



17 1000 50

O sistema subsea to shore para distância à costa de 50 km foi dimensionado

utilizando apenas uma bomba multifásica ao longo da linha de exportação. Diferente

dos cenários anteriores, a bomba multifásica ficou mais próxima do separador, no meio

do percurso à costa, a 25 km. Os parâmetros operacionais definidos foram de ∆P de 50

kg/cm² e potência de 500 hp. A pressão de sucção é 15,40 kg/cm² e de descarga é 65,40

kg/cm² na bomba multifásica. A bomba opera com um ∆P de 50 kg/cm².

Neste cenário, as BCSSs dos poços produtores foram redimensionadas para 150

estágios nos poços com IP de 10 m³/d/bar e 125 estágios nos poços com IP de 15

m³/d/bar. Na linha de injeção não foi necessário o uso de uma bomba de injeção para o

deslocamento da água segregada. Os resultados obtidos no Cenário 18 são apresentados

na Tabela 4-58.


Local Temperatura




Costa 38 15,00 3.415,00 Óleo 68.297,00 Gás


87

4.7 Simulação do Cenário com Unidades Estacionárias de Produção

Para a montagem e a simulação do cenário com unidades estacionárias de

produção no simulador de fluxo PIPESIM™ foram assumidas as seguintes premissas:

• Condições de contorno do sistema: pressão estática de 200 kg/cm² no

reservatório e pressão de 15 kg/cm² na chegada à costa;

• Pressão estática de 200 kg/cm² assumida de forma pontual e atemporal,

garantida pela manutenção da pressão do reservatório realizada pela reinjeção da

água;

• Todos os poços são direcionais do tipo build and hold, entretanto foram

modelados como verticais assumindo que a perda de carga gravitacional é muito

superior à perda de carga por fricção;

• Todos os equipamentos submarinos e a bomba multifásica operam com

eficiência de 100%;

• Os poços produtores produzem de um único reservatório;

• Todos os poços produtores apresentam completação seca;

• Dezoito poços apresentam IP de 15 kg/cm²/bar e dezoito poços possuem IP de

10 kg/cm²/bar;

• Os poços injetores são submarinos;

• Os poços injetores possuem o II de 10 m³/dia/bar em quatro poços e um II de 15

m³/dia/bar nos cinco poços restantes.

No cenário com unidades estacionárias de produção, o sistema de produção foi

dimensionado utilizando três plataformas jaquetas satélites e uma jaqueta central. A

jaqueta central será responsável por receber toda a produção do campo, separar a água

produzida, e em seguida bombear a produção de óleo e gás para a costa com o auxilio

de uma bomba multifásica.

O manifold central, o separador água – óleo e a bomba multifásica estão

instalados na jaqueta central. Todos os equipamentos na plataforma distam 10 m entre

eles. A temperatura ambiente na plataforma é de 25 ⁰C. Os parâmetros operacionais

definidos para a bomba multifásica do tipo hélico axial foram ∆P de 80 kg/cm² e

potência de 600 hp. Na linha de injeção não foi necessário o uso de uma bomba de

injeção para o deslocamento da água segregada.

88

Cada plataforma intermediária recebe a produção de 12 poços, nos quais seis

apresentam IP de 10 m³/d/bar e os outros seis poços com IP de 15 m³/d/bar. Os poços

produtores apresentam completação seca e estão equipados com BCSS. As BCSSs

possuem 300 estágios em todos os poços produtores. Os resultados obtidos neste

cenário são apresentados nas Tabelas 4-59 e 4-60.

Tabela 4-59 Resultados Obtidos (Cenário com UEP)

Local Temperatura


Vazão (m3/dia) Tipo de Fluido


Costa 20 15,0 4.062,3 Óleo

81.247,0 Gás


Tabela 4-60 Resultados Obtidos nos Poços (Cenário com UEP)


Cabeça (kg/cm²)

Temperatura (⁰C)



2.213,20 Gás


2.304,80 Gás

Injetor 10 14 34,3 716,84 Água

Injetor 15 15 33,1 807,26

Após o separador, o fluxo de água produzido segue para os nove poços injetores

localizados próximos à plataforma central. A vazão obtida é de 6.108,50 m³/d, porém

um poço injetor com II de 10 m³/d/bar é fechado e não recebe produção. Alguns testes

foram realizados utilizando chokes nos poços injetores e bombas posicionadas no leito

marinho antes dos manifolds de injeção, porém não foi alcançado em nenhum caso

injeção neste poço.

A injeção é obtida apenas modificando o II de todos os poços para 10 m³/d/bar.

No entanto, essa alteração fica divergente das premissas adotadas nos restantes dos

cenários, assim esta alternativa foi descartada. No separador, a pressão obtida é de

89

aproximadamente 10 kg/cm², plausível para um cenário real de escoamento com um

separador na superfície. Na bomba multifásica do tipo hélico axial, a pressão de sucção

é de 9,98 de kg/cm² e de descarga é 66,92 kg/cm² (Tabela 4-61).

Tabela 4-61 Pressões Resultantes na Bomba Multifásica (Cenário com UEP)


1 9,98 66,92 56,95

4.8 Resumo das Simulações e Resultados

Na Tabela 4-62 é apresentado um resumo de todos os cenários simulados no

PIPESIM™ comparando a pressão e a temperatura obtidas no separador, à vazão de

óleo diária na chegada à costa e a quantidade de bombas multifásicas necessárias na

linha de exportação.

Nos cenários com lâmina d’água de 80 m é possível observar que independente

da distância à costa e do tipo de óleo, sempre é necessário o uso de uma bomba de

injeção e de um número maior de estágios na BCSS dos poços produtores.

Com as lâminas d’águas de 500 m e de 1000 m é necessário diminuir o número

de estágios da BCSS nos poços produtores para o sistema ficar em equilíbrio, assim as

vazões de óleo obtidas são menores. O número de bombas multifásicas também é menor

e as mesmas são menos potentes, isso ocorre, pois o datum de 2980 m é mantido

constante em todos os cenários.

O uso de isolamento térmico nos flowlines é favorável ao escoamento, pois

mantém as pressões e as temperaturas mais elevadas ao longo do sistema quando

comparadas com os cenários sem isolamento.

90

Tabela 4-62 Comparação Entre os Cenários Simulados

Cenário

Separador Qo Costa (m³/d)

Quantidade de Bombas Multifásicas (Potência em

hp)

Quantidade de Bomba de Injeção P

(kg/cm²) T

(⁰C)

SUBSEA TO SHORE

⁰API 24

LA 80m e dist100 km (Refinado)

7,0 20,0 4489,9 3 (3*700) 1

LA 80m e dist 100 km (Isolado)

14,0 79,0 4499,5 2 (500, 600) 1

LA 80 m e dist 50 km 6,0 20,0 4502,5 2 (2*600) 1 LA 500 m e dist 100 km 38,7 77,0 4000,8 2 (400, 500) 0

LA 500 m e dist 50 km 38,5 77,0 4003,8 1 (500) 0

LA 1000 m e dist100 km 65,0 76,5 3498,8 1 (600) 0

LA 1000 m e dist 50 km 66,5 76,0 3448,3 1 (500) 0

⁰API 32

LA 80m e dist 100 km 10,0 20,0 4593,3 2 (2*500) 1 LA 80m e dist100 km

(Isolado) 15,0 79,0 4525,5 2 (2*350) 1

LA 80m e dist 50 km 10,0 20,0 4593,4 1 (700) 1

LA 500 m e dist 100 km 40,0 77,0 4044,6 2 (600, 500) 0

LA 500 m e dist 50 km 40,0 77,0 4047,3 1 (500) 0

LA 1000 m e dist 100 km 67,0 76,4 3509,3 1 (400) 0

LA 1000 m e dist 50 km 66,0 76,7 3567,0 1 (400) 0

⁰API 17

LA 80m e dist 100 km 13,0 79,5 4467,0 3

(500, 2*600) 1

LA 80m e dist 50 km 13,0 79,0 4467,0 2 (500, 600) 1

LA 500 m e dist 100 km 38,0 77,0 3948,9 2 (400, 600) 0 LA 500 m e dist 50 km 39,0 77,0 3909,0 1 (800) 0

LA 1000 m e dist 100 km 77,0 57,0 1529,0 2 (2*700) 0

LA 1000 m e dist 50 km 64,0 76,0 3415,0 1 (500) 0

JAQUETA 10,0 20,0 4062,3 1 (600) 0

91

5. Avaliação Econômica

Neste capítulo será avaliada a parte econômica de ambos os cenários, o subsea

to shore original e o convencional com unidades estacionárias de produção. Na

avaliação econômica serão considerados os investimentos de capital (CAPEX), os

investimentos operacionais (OPEX) e o custo do descomissionamento.

O CAPEX é uma sigla que significa Capital Expenditure que corresponde em

português, à despesa de capital ou investimento em bens de capital. O CAPEX

corresponde ao montante de capital ocorrido quando uma empresa investe na aquisição,

melhoramento ou desenvolvimento de bens de capital em um determinado projeto.

Assim o CAPEX se configura como o montante de investimento destinado a aquisição

de equipamentos, materiais e instalações para garantir a produção. O CAPEX, além do

investimento inicial, pode ser também o capital destinado para o desenvolvimento ou

melhoramento de um sistema de produção.

Em oposição ao CAPEX, tem-se o OPEX, que significa Operational

Expenditure e correspondendo em português, as despesas operacionais. O OPEX

designa o montante de dinheiro utilizado para manter em operação os bens de capital

(equipamentos e instalações) de uma determinada empresa. O OPEX equivale ao custo

dispendido continuamente para manter a produção de um produto ou serviço ou para

manter em funcionamento um negócio ou um determinado sistema.

O descomissionamento é um custo à parte ao OPEX e CAPEX, correspondendo

ao processo realizado após a conclusão da vida útil das instalações de exploração e

produção de petróleo e gás. Refere-se ao desmantelamento e, na maioria dos casos, na

remoção dos equipamentos. Pode ser considerado como a melhor maneira de encerrar a

operação de produção no final da vida produtiva de um campo petrolífero [12].

Contempla um trabalho necessariamente multidisciplinar, em função de envolver um

projeto entre diversas áreas da engenharia (ambiental, financeira e segurança do

trabalho), política e bem-estar social [12].

Nas seções seguintes serão detalhados os custos para aquisição dos componentes

essenciais para o desenvolvimento do campo e os custos operacionais atrelados à

produção em cada cenário. Na parte do CAPEX será incluída a perfuração e a

completação dos poços e a concepção e implantação dos sistemas de produção. No

OPEX serão considerados os custos para manutenção da produção ao longo da vida

92

produtiva do campo. Por último, o descomissionamento será composto pelo custo de

remoção dos equipamentos orçados na perfuração e no sistema submarino após a

conclusão da produção.

Após a construção do perfil de investimento dos cenários, serão calculados os

custos por barril de forma a comparar a melhor estratégia de produção entre os cenários

de interesse. Em seguida serão calculados os indicadores econômicos de cada cenário,

sendo eles, o valor presente líquido (VPL), taxa interna de retorno (TIR) e o índice de

rentabilidade.

O VPL é uma função utilizada na análise da viabilidade de um projeto de

investimento e corresponde ao somatório dos valores presentes dos fluxos estimados de

uma aplicação, calculados a partir de uma taxa de desconto e de seu período de duração

[13]. Os fluxos de caixa estimados podem ser positivos ou negativos, de acordo com as

entradas ou saídas de caixa. Caso o VPL encontrado no cálculo seja negativo, o retorno

do projeto será menor que o investimento inicial, o que sugere que ele seja reprovado.

Caso ele seja positivo, o valor obtido no projeto pagará o investimento inicial, o que o

torna viável.

A taxa interna de retorno (TIR) é uma taxa de desconto hipotética que, quando

aplicada a um fluxo de caixa, faz com que os valores das despesas, trazidos ao valor

presente, seja igual aos valores dos retornos dos investimentos, também trazidos ao

valor presente. Essencialmente, a TIR é a taxa de desconto que traz o VPL a zero e

significa a taxa de retorno por ano de um projeto [13].

O índice de rentabilidade é calculado a partir da divisão do VPL do fluxo de

caixa pelo VPL do investimento e significa o que poderá ser recuperado a cada 1US$

investido.

Ambos os projetos foram concebidos com a estratégia de aquisição proveniente

da América Latina. Portanto, os custos dos equipamentos, dos materiais, da instalação,

dos seguros, dos fretes e as despesas operacionais são fundamentados nos valores

encontrados e empregados na América Latina.

5.1 Dados do Campo

Em ambos os cenários será considerada a existência de um único reservatório

composto de arenitos limpos com porosidade média de 25% e o intervalo produtor com

permeabilidade média de 380,7 md. A permeabilidade explica o IP dos poços

93

produtores de 10 e 15 m³/d/bar, calculados a partir da fórmula do IP para fluxo radial no

regime pseudopermanente apresentada no anexo C. O fluido apresenta densidade de 24

⁰API com BSW de 60% e RGO de 20 m³/m³. Na Tabela 5-1 são apresentadas as

principais características do reservatório que serão utilizadas como premissas na

avaliação econômica. Todas as características do reservatório foram assumidas nesta

dissertação com base nos campos pertencentes à Bacia de Campos.

Tabela 5-1 Dados do Reservatório

Propriedade Valor Unidade

VOOIP 1.250 MMbbl

Profundidade Média do Reservatório 2980 m

Netpay (espessura do reservatório) 20 m

Pressão 200 kg/cm²

Comprimento 9,00 km

Largura 6,31 km

Em ambos os cenários, o período de produção do campo foi previsto para 27

anos correspondendo ao prazo de concessão concedido pela ANP, após a declaração de

comercialidade de um campo. Alguns campos da Petrobras, como por exemplo, os

Campos de Barracuda e Caratinga na Bacia de Campos descobertos 1989, iniciaram a

produção em 1997 e ainda estão em produção.

Outro exemplo é o Campo de Albacora da Petrobras descoberto em 1984. Este

Campo ocupa uma área de 115 km² (reservas de 600 MMbbl) em lâminas d’água

variando de 230 a 1000 metros, teve seu desenvolvimento dividido em três fases. A

primeira fase teve início em 1987 e a terceira em 1996. O sistema abrange ao todo 63

poços, sendo 57 poços de produção e seis de injeção [14].

Por último, tem-se o Pólo Nordeste, que compreende os Campos de Pargo,

Carapeba e Vermelho. Este projeto teve o seu desenvolvimento iniciado partir de 1989

com a instalação de sete plataformas fixas, sendo cinco plataformas satélites de

produção e um sistema central com duas plataformas geminadas, uma para a planta de

94

processo e outra para utilidades. Ao todo são 120 poços distribuídos em seis templates

[14].

O tempo utilizado na idealização e construção do projeto de cada cenário foi

considerado como realizado durante a fase exploratória do campo, ficando os 27 anos

exclusivos para a produção. O período de 27 anos começa com o primeiro óleo (first

oil) produzido em cada cenário. O risco exploratório não foi considerado nesta

avaliação econômica, pois é considerada como premissa que se trata de um campo com

descoberta e em fase de desenvolvimento.

5.2 Cenário Subsea to Shore

Para a análise econômica do sistema subsea to shore foi escolhido o cenário

original. Neste cenário, a produção de óleo e gás é entregue diretamente na facilidade de

produção instalada na costa. Na Tabela 5-2 são detalhadas as características básicas

deste cenário.

Tabela 5-2 Cenário Subsea to Shore


Distância a base de Operação 100 km

Distância ao Ponto de Entrega 100 km

Temperatura Ambiente Máxima 25 ⁰C

Temperatura no Fundo do Mar 20 ⁰C

Lâmina d’água 80 m

5.2.1. Previsão de Produção

Na Tabela 5-3 são detalhados os dados de produção utilizados como premissas

na avaliação econômica. Todos os dados apresentados foram assumidos, uma vez que

não foi feito um modelo de fluxo do reservatório. Conforme os resultados apresentados

no capítulo 3, os poços produtores possuem uma vazão média de líquidos em torno de

312 m³/d nos 36 poços produtores com a BCSS operando com eficiência de 66%. A

95

vazão diária dos poços obtida a partir do PIPESIM™ foi utilizada como base para

construção da curva de produção.

Tabela 5-3 Dados de Produção (Cenário Subsea to Shore)


Vida do Campo 27 Anos

Reserva 192,46 MMbbl

Anos para o Plateau 6 Anos

Duração do Plateau 5 Anos

Vazão de óleo no Plateau 4,68 Mm³/d

Produtividade (Líquidos) 312,00 m³/poço

Pico de Produção (Líquidos) 325,00 m³/poço

Dias Efetivos de Produção 350 dias/ano

O plateau de produção é previsto para ser alcançado após seis anos de produção,

quando é concluída a perfuração e os 36 poços do campo estão em produção. Ao longo

do plateau, os poços produtores podem vir a alcançar um pico de produção com vazão

de óleo de até 130 m³/d, quando as BCSSs operam com eficiência de 69%.

A premissa assumida na avaliação econômica é que o plateau de produção tem

duração prevista de cinco anos. Nesta fase, o campo apresenta a máxima produtividade

e as instalações de produção funcionam em plena capacidade. A duração de cinco anos

deste plateau ocorre em função de três fatores detalhados a seguir:

• Superdimensionamento do método de elevação artificial em capacidade de

elevação para compensar a queda da pressão estática. A BCSS foi dimensionada

com uma quantidade de estágios superior a demanda inicial de energia no

sistema. No começo da produção, o choke na cabeça dos poços fica com uma

abertura menor, compensando o número elevado de estágios na bomba. Quando

a pressão do reservatório diminui, o diferencial de pressão necessário na BCSS

aumenta e o número de estágios elevado inicialmente, permite manter a

capacidade de elevação e a produção.

• Manutenção da pressão estática do reservatório realizada principalmente pela

reinjeção da água.

96

• Constância no IP dos poços em função do método de elevação e a manutenção

da pressão estática.

Durante o plateau, a vazão de óleo é mantida em 4,68 Mm³/d e após este

período, a produção apresenta um declínio de 5% ao ano até o final da vida produtiva do

campo. Na Figura 5-1 é apresentada a curva de produção prevista.

0 10 20 30

Anos

0

10

20

30

Vaz

ãode

Óle

o(M

bbl/

d)

Qo (Mbbl/dia)

Figura 5-1 Curva de Produção de Óleo do Campo (Cenário Subsea to Shore)

Na curva de produção é possível observar as três fases de produção do campo. A

fase inicial de build-up corresponde ao início de produção dos primeiros poços e a

produção está em ascensão. A fase de plateau na qual o campo produz com uma taxa de

produção constante. Por fim, a fase de declínio onde os poços apresentam declínio mais

acentuado da produção.

Para o cálculo da produção de óleo anual esperada são considerados 350 dias

efetivos de produção, permitindo por ano, um período de duas semanas destinado à

ocorrência de algum tipo de manutenção necessária no sistema submarino.

97

A partir da curva de produção é esperada a recuperação de uma reserva de

aproximadamente 192,46 MMbbl que será obtida ao longo da vida produtiva do campo

considerada de 27 anos. Com esta reserva, a produção de cada poço é de 5,35 MMbbl

que fica coerente com a produção esperada em lâmina d’água rasa na faixa de 5 a 10

MMbbl/poço.

Na Figura 5-2 é apresentada a curva de produção acumulada para o campo ao

longo dos 27 anos de produção. A produção acumulada prevista de aproximadamente

192,46 MMbbl, corresponde a um fator de recuperação de 15,4%, considerando o

volume original in place de 1.250 MMbbl.

0 10 20 30

Anos

0

40

80

120

160

200

Pro

duçã

oA

cum

ulad

a(M

Mbb

l) Np (MMbbl)

Figura 5-2 Produção Acumulada de Óleo (Cenário Subsea to Shore)

5.2.2. Perfuração dos Poços

O projeto referente à perfuração dos poços produtores e injetores é detalhado

nesta parte da análise econômica, considerando o início da perfuração ainda na fase

exploratória e se estendendo durante a fase de desenvolvimento. Esta parte da análise,

além da perfuração, inclui também a operação de completação dos poços.

98

A seguir são detalhadas as premissas assumidas na parte de perfuração e

completação dos poços:

• Aluguel da plataforma do tipo auto-elevatória para as operações;

• Todos os poços são direcionais do tipo build and hold;

• Profundidade final dos poços a 3000 m;

• Todos os poços são submarinos e revestidos;

• Poços produtores são completados com BCSS, ANMH e cabeça de poço;

• Poços injetores são completados com ANMH e cabeça de poço.

Na Tabela 5-4 são detalhados os custos da perfuração e da completação dos 45

poços. Para a realização da operação de perfuração e completação de todos os poços foi

optado pelo aluguel de uma plataforma do tipo auto-elevatória (jack-up), pois esta

plataforma é adequada para operar em lâmina d’água rasa. Esta plataforma também foi

selecionada devido a sua facilidade de fixação e de mobilidade e por apresentar maior

disponibilidade no mercado quando comparada a outros tipos, tendo assim um menor

custo.

Ao todo foram utilizados 2136 dias de operação considerando as atividades de

perfuração e de completação dos 45 poços. Contabilizando um total de

aproximadamente 5,85 anos de operação. Os poços foram perfurados em clusters. O

cluster é basicamente um conjunto de cabeças de poços perfurados próximos com um

manifold coletando a produção. Este conjunto tem por objetivo evitar a movimentação

do sistema de ancoragem da sonda de perfuração, quando da mudança de locação,

contribuindo para a redução dos custos e do tempo de perfuração.

Todos os poços produtores e injetores são direcionais do tipo build and hold

(Figura 5-3). Este tipo de poço direcional reduz o custo da perfuração direcional e

aumenta a vida útil da coluna de produção (tubing) e dos revestimentos, além de tornar

o perfil do poço mais simples e permitir a perfuração de uma maior quantidade de poços

no mesmo cluster ou wellpad.

99

Tabela 5-4 Detalhamento do Custo de Perfuração e Completação (Subsea to Shore)

EQUIPAMENTO Quantidade Unidade Custo Poços Produtores - ANM 36 2.490.500 89.658.000,0 Poços Produtores - Cabeça do Poço 36 445.000 16.020.000,0 Poços Produtores - Completação 36 40.000 1.440.000,0 Poços Produtores - BCSS 36 281.700 10.141.000,0 Poços Injetores - ANM 9 3.258.700 29.328.000,0 Poços Injetores - Cabeça do Poço 9 555.200 4.997.000,0 Poços Injetores - Completação 9 40.000 360.000,0 Sub Total 151.944.000,0 Frete 4,00% 6.078.000,0 Total - Equipamento US$ 158.022.000,0

MATERIAL Custo Revestimento 43.517.000,0 Tubos de Produção OD = 3 ½” 5.543.000,0 Cimento 10.009.000,0 Lama de Perfuração 20.017.000,0 Fluido de Completação (Salmoura) 10.009.000,0 Broca 27.716.000,0 Template de Perfuração 1.495.000,0 Sub Total 118.306.000,0 Frete 3,00% 3.549.000,0 Total - Material US$ 121.855.000, INSTALAÇÃO Quantidade Unidade Custo Taxa de Aluguel da Sonda 2.136 Dias 110.000 234.960.000,0 Equipe de Perfuração 2.136 Dias 14.200 30.331.000,0 Tripulação da Embarcação 2.136 Dias 5.000 10.680.000,0 Consumíveis 2.136 Dias 14.300 30.545.000,0 Serviço de Helicóptero 2.136 Dias 4.600 9.826.000,0 Barco de Apoio 2.136 Dias 7.800 16.661.000,0 Base de Apoio 2.136 Dias 5.500 11.748.000,0 Especialista em Cimentação 45 Poços 180.000 8.100.000,0 Transporte 7 Dias 167.333 1.171.000,0 Total - Instalação US$ 354.022.000,0 DESIGN & GERENCIAMENTO DO PROJETO Custo Design 2.058.000,0 Gerenciamento do Projeto 2.213.000,0 Total - Design e G&P US$ 4.271.000,0 SEGURO Custo Seguro 4,00% 25.527.000,0 CONTINGENCIA Custo Contingência 20,00% US$ 132.739.000,0 CUSTO TOTAL US$ 796.436.000,0

100

Nos poços direcionais, a profundidade vertical verdadeira (TVD) é de 3000 m e

o kick off point ocorre a 300 m. O ângulo de desvio dos poços varia na faixa de 13 a

45⁰ e a profundidade medida (MD) entre 3070 m e 4000 m, respectivamente. Os poços

foram revestidos ao longo de toda a sua extensão durante a perfuração e para a operação

de cimentação foi considerada a contratação de um especialista em cimentação para

cada poço.

Todos os poços produtores são submarinos e possuem completação molhada

com os seguintes equipamentos, árvore de natal molhada horizontal, cabeça de poço

(wellhead) e bomba centrifuga submersa submarina (BCSS). Os poços injetores também

possuem completação molhada com os equipamentos árvore de natal e cabeça de poço.

A configuração da árvore de natal apresenta uma válvula de segurança de

subsuperfície, válvulas master inferior e superior, válvula choke, válvula wing e uma

capa de proteção da árvore (tree cap) por ser um poço submarino. A cabeça do poço

posicionada abaixo da ANMH e inclui o suspensor de revestimento (casing hanger), um

suspensor de tubo (tubing hanger) e selos.

O custo da BCSS inclui os equipamentos localizados dentro do poço e os

equipamentos elétricos instalados na subsuperfície. Os equipamentos a serem descidos

no poço compreendem a bomba, o motor, o selo protetor, o cabo de extensão principal

do motor e um comprimento nominal de 2000 m de cabo elétrico por bomba.

Os equipamentos da BCSS instalados fora do poço consideram o sistema elétrico

composto por transformador, caixa de junção e inversor de frequência. Como os poços

são submarinos, os cabos elétricos, necessários para fornecer energia as BCSS, são

considerados nos umbilicais. Na parte de equipamentos foi considerado um frete

equivalente a 4% do custo total.

Na parte de materiais foram considerados os custos referentes aos revestimentos

descidos no poço e os itens necessários para a perfuração e completação. O custo das

brocas considera a descida de uma broca nova a cada corrida. O template de perfuração

é composto por uma base guia para as cabeças de poço e estruturas de proteção. Na

parte de materiais foi considerado um frete equivalente a 3% do custo total.

Conforme exposto na Tabela 5-4, para as atividades de perfuração e de

completação foi considerado o aluguel de uma plataforma auto-elevatória (jack-up) pelo

período de 2136 dias. Neste período estão contempladas eventuais paradas (downtime)

devido a problemas operacionais e condições do mar e do tempo e os dias necessários

para mobilização e desmobilização.

101

A plataforma auto-elevatória apresenta um custo de 234,96 MMUS$ para a

operação com duração de 2136 dias. Este custo é inferior ao aluguel de uma plataforma

semi-submersível (SS) que custa 621,15 MMUS$. Com a SS, a operação tem duração

de 2525 dias para a perfuração e completação do mesmo número de poços. Com a

jackup, o custo total da perfuração e da completação é de 796,44 MMUS$, enquanto

com a SS, o custo total fica em 1.129,80 MMUS$.

Figura 5-3 Poço Direcional do Tipo build and hold

A plataforma possui dois tipos de tripulação, a equipe especializada nas

atividades de perfuração e completação, como por exemplo, engenheiros, toolpusher,

drillers e homens de área e a equipe responsável pela operação da embarcação, como

por exemplo, gerente de instalação, operador de wireless, um médico, um operador de

guindaste e todo o pessoal responsável pela hotelaria. Além da tripulação normal, foi

considerada a contratação de um especialista em cimentação para as operações de

cimentação de cada poço.

Na parte da instalação foram considerados os consumíveis necessários ao

funcionamento da plataforma e as operações, como por exemplo, diesel, água e

alimentos. Os serviços de transporte com helicóptero cobrem o custo de transportar a

tripulação a cada troca de equipe da base para a locação e no sentido oposto também.

102

Os custos do barco de apoio incluem o transporte dos materiais e equipamentos

de perfuração e os consumíveis (diesel, água, entre outros) da base de apoio até a

locação. Os custos da base de apoio incluem o aluguel de uma base em terra para

estocar os equipamentos e materiais. Além disso, inclui um escritório para o trabalho de

engenharia e design das operações, recursos humanos, setor de compras, contabilidade e

administração. Ainda na parte de instalação, o custo para rebocar a plataforma até o

local de perfuração é considerado na linha do transporte e são necessários dois

rebocadores para o transporte da plataforma auto-elevatória.

5.2.3. Sistema Submarino de Produção

Nesta parte da avaliação econômica, será abordado o CAPEX referente ao

sistema submarino de produção. Os custos do cenário subsea to shore são detalhados

considerando os equipamentos e os materiais necessários, a instalação do sistema

submarino na locação, o design e o gerenciamento do projeto, seguros necessários e

uma contingência para eventuais gastos não previstos no início do projeto.

Na parte dos equipamentos são considerados os clusters dos poços produtores e

injetores, o separador submarino água-óleo, três bombas multifásicas, um manifold de

produção central, um manifold de injeção, uma bomba de injeção e plataformas de

controle instaladas em terra, sendo uma principal e 45 adicionais. Cada conjunto de seis

poços produtores e um manifold intermediário é considerado como um cluster na

elaboração do projeto. Na Tabela 5-5 são apresentados os custos para o conjunto

formado por seis poços produtores em um cluster.

Tabela 5-5 Custo do Cluster – Poços Produtores (Subsea to Shore)

Cluster

Estrutura Principal 738.000,00 Manifold Intermediário (Válvulas e Tubulação) 303.000,00

Conectores / Pull-Ins 936.000,00 Satélite 3.124.000,00

Controle Submarino 2.730.000,00 Total (US$) 7.831.000,00

Ao todos serão seis clusters para a parte de produção. A linha de estrutura

principal considera o custo referente à estrutura residente do manifold. Na estrutura

103

principal existe uma base guia para cada poço, uma estrutura de proteção contra queda

de objetos e a atividade de pesca e as estacas para uma instalação segura do

equipamento no solo marinho.

Na linha referente ao manifold intermediário são apresentados os custos das

válvulas necessárias para controle da produção e da tubulação do manifold que está

dimensionado de acordo com o tipo de fluxo esperado. Na linha de conectores é

considerada a existência de um conector para cada flowline, jumper ou umbilical ligado

ao cluster.

Na linha satélite foram incluídos os custos associados para a base guia, a

estrutura de aço para proteção e estacas para instalação no leito marinho dos poços

produtores. Acrescentado inclui o custo dos flowlines de 600 m que conectam os poços

ao manifold e os umbilicais de controle do manifold. Na linha de controle submarino foi

considerado o custo do sistema de controle submarino para cada poço incluindo um pod

de controle para a árvore de natal molhada.

Os dois clusters formados pelos poços injetores apresentam a mesma estrutura

de custo dos seis clusters dos poços produtores, porém o sistema de controle é mais

simples, pois estes poços não possuem BCSS. O primeiro cluster de injeção possui

quatros espaços para os poços de II igual a 10 m³/d/bar e apresenta um custo de US$

5.480.000,0. Enquanto o segundo clusters possui espaço para seis poços, sendo que um

está vazio, pois são cinco poços com II de 15 m³/d/bar e custa US$ 6.663.000,0.

O custo das linhas ramais de quatro polegadas, responsáveis por conectar os

poços aos manifolds intermediários, foi contemplado no orçamento dos clusters

apresentado anteriormente. As linhas ramais, responsáveis por conectarem os manifolds

intermediários aos manifolds central de produção e de injeção, possuem diâmetro

interno de seis polegadas. Estas linhas são constituídas por flowlines de 600 m. O custo

do flowline de produção é detalhado na Tabela 5-6. Ao todo são seis flowlines de

produção conectando os manifolds intermediários ao manifold central de produção.

As linhas ramais de injeção de diâmetro igual a seis polegadas apresentam a

mesma estrutura de custo das flowlines de produção, porém o sistema de controle é mais

simples devido à ausência das BCSS nos poços injetores. Os dois flowlines de injeção

juntos custam US$ 4.270.000,0.

104

Tabela 5-6 Flowline de Produção

FLOWLINE DE PRODUÇÃO Quantidade Unidade Custo Duto Rígido (ID = 6", espessura 1,95 cm, aço carbono)

0,60 km 154.700 93.000,0

Proteção Catódica 0,30 te 4.500 1.000,0 Sub Total

US$ 94.000,0

FLOWLINE DE INJEÇÃO DE QUÍMICOS Quantidade Unidade Custo

Duto Rígido (ID = 2 in, espessura = 0,874 cm, aço carbono)

0,60 km 20.400 22.000,0

Sub Total US$ 22.000,0 UMBILICAL Quantidade Unidade Custo Tubos de Controle

4 x D = 25,4 mm 2,40 km 68.000 163.000,0 Tubos de Injeção Química

4 x D = 25,4 mm 2,40 km 68.000 163.000,0 Cabo de Sinal Elétrico 4 x XSA = 2,5 mm² 2,40 km 8.100 19.000,0 Cabo de Potência

2 x XSA = 25 mm² 1,20 km 94.000 113.000,0 2 x XSA = 95 mm² 1,20 km 116.000 139.000,0 Umbilical Termination Assembly (UTA) 1 1.740.000 1.740.000,0 Sub Total US$ 2.337.000,0 CUSTO TOTAL US$ 2.453.000,0

Os flowlines que compõem a linha de exportação e de injeção são de aço

carbono e não apresentam isolamento térmico. A linha de exportação para a costa tem

comprimento de 101 km e é responsável por entregar a produção de óleo e gás nas

facilidades de produção instaladas em terra. Este flowline é constituído por um duto

rígido de aço carbono e possui diâmetro interno de 11”. O custo deste flowline é

detalhado na Tabela 5-7.

Além do custo da tubulação do flowline são incluídos os valores referentes aos

umbilicais responsáveis pelo controle, injeção de químicos e cabos de potência que irão

levar energia para todo o sistema submarino. O umbilical usado no sistema subsea to

shore é do tipo eletro-hidráulico e é formado por aço duplex. O aço duplex foi escolhido

por segurança para evitar problemas de controle durante a produção.

O umbilical eletro-hidráulico é composto por quatro tubos de controle e quatro

tubos de injeção de químicos, ambos com diâmetro interno de 25,4 mm. Além dos

tubos, o umbilical contém 4 cabos de sinal elétrico de 2,5 mm² de condutor do tipo

105

cobre e 4 cabos de potência, sendo dois com 25 mm² de seção transversal de cobre e

dois com 95 mm². Os cabos de potência fornecem a potência demandada para

funcionamento das 36 BCSS.

Tabela 5-7 Linha de Exportação

FLOWLINE DE PRODUÇÃO Quantidade Unidade Custo Duto Rígido (ID = 11 pol, t = 12,7 mm, aço carbono)

101,00 km 183.800 18.564.000,0

Proteção Catódica 102,80 te 4.500 463.000,0 Conector Externo 1 32.000 32.000,0 Sub Total US$ 19.059.000,0 FLOWLINE DE INJEÇÃO DE QUÍMICOS Quantidade Unidade Custo

Duto Rígido (ID = 2 pol, t= 8,74 mm, aço carbono)

101,00 km 20.400 2.060.000,0

Revestimento Externo 101,00 km 15.900 1.606.000,0 Proteção Catódica 19,10 te 4.500 86.000,0 Conector Interno 1 12.600 13.000,0 Sub Total US$ 3.765.000,0 UMBILICAL Quantidade Unidade Custo Tubos de Controle 18 x D = 25,4 mm 1.818,00 km 68.000 123.624.000,0 Tubos para Injeção Química 16 x D = 25,4 mm 1.616,00 km 68.000 109.888.000,0 Cabo de Sinal Elétrico 4 x XSA = 2,5 mm² 404,00 km 8.100 3.272.000,0 Cabo de Potência 2 x XSA = 95 mm² 202,00 km 94.000 18.988.000,0 2 x XSA = 240 mm² 202,00 km 200.000 40.400.000,0 Conector de Umbilical 3 52.000 156.000,0 Umbilical Termination Assembly (UTA) 1 355.000 355.000,0 Sub Total US$ 296.683.000,0 CUSTO TOTAL US$ 319.507.000,0

A linha que conecta o separador submarino água-óleo ao manifold de injeção

tem comprimento de 1 km e possui as mesmas propriedades da linha troco de 101 km e

seu custo é de US$ 1.643.000,0. São considerados flowlines extras para a injeção de

químicos, caso seja necessária à injeção de um volume maior que o umbilical suporte.

Estes flowlines possuem diâmetro interno de duas polegadas.

Todos os flowlines do sistema subsea to shore possuem uma umbilical

termination assembly, conhecida como UTA. Estes equipamentos são responsáveis por

106

receber o umbilical com informações elétricas e hidráulicas (injeção de químicos) e

redistribuem estas informações para cabos mais finos chamados de flying leads (cabos

de transmissão elétrica EFL e hidráulica HFL), que em seguida as transmitem para os

demais equipamentos instalados no leito marinho. Para cada UTA do sistema serão três

flying leads, um para controle, um para potência e o último para injeção de químicos.

O custo referente à parte de controle do sistema submarino foi previsto na

elaboração do projeto, pois todos os comandos para as árvores de natal e para o sistema

serão realizados diretamente da costa. Serão utilizados umbilicais para a parte de

controle, potência e injeção de químicos.

O manifold central é um coletor mais robusto, pois é responsável por receber a

produção de 36 poços produtores. A composição do custo deste equipamento é

apresentada na Tabela 5-8. O manifold central de injeção é mais simples e na Tabela 5-9

são detalhados os seus custos.

Tabela 5-8 Custo do Manifold Central de Produção

Manifold Central Estrutura Principal 642.000,00

Válvulas e Tubulações 253.000,00 Conectores 735.000,00

Controle Submarino 681.000,00

Total (US$) 2.311.000,00

Tabela 5-9 Custo do Manifold Central de Injeção

Manifold de Injeção Estrutura 116.000,00

Válvulas e Tubulações 152.000,00 Conectores 232.000,00

Controle Submarino 341.000,00 Total (US$) 841.000,00

Na Tabela 5-10 é apresentado um resumo do CAPEX referente ao sistema

submarino de produção, dividido em equipamentos, materiais, instalação, seguro e

contingência.

107

Tabela 5-10 Resumo dos Custos do Sistema Submarino (Cenário Subsea to Shore)

EQUIPAMENTO Quantidade Unidade Custo 01 Cluster - 05 Poços Injetores 6.663.000,0 01 Cluster - 04 Poços Injetores 5.480.000,0 06 Clusters - 36 Poços Produtores 46.986.000,0 03 Bombas Multifásicas 3 40.000.000,0 120.000.000,0 01 Bomba de Injeção 25.000.000,0 01 Separador Submarino Água - Óleo 80.000.000,0 Manifold de Produção 2.311.000,0 Manifold de Injeção 841.000,0 Unidade de Controle em Terra (Principal) 1 196.000 196.000,0 Módulos de Controle em Terra (Adicional) 45 70.000 3.150.000,0 Sub Total 290.627.000,0 Frete 4,00% 11.625.000,0 Total - Equipamento US$ 302.252.000,0 MATERIAL Quantidade Unidade Custo 02 Linhas de Injeção Intermediárias - 600 m 4.270.000,0 Linha de Exportação - 101 Km 319.507.000,0 06 Linhas de Produção Intermediárias - 600 m 14.757.000,0 Linha de Injeção - 1 Km 1.643.000,0 Sub Total 340.177.000,0 Frete 3,00% 10.205.000,0 Total - Material US$ 350.382.000,0 INSTALAÇÃO Quantidade Unidade Custo Plataforma Semi-Submersível 58 Dias 240.000 13.920.000 Navio de Lançamento (S-lay sem DP) 120 Dias 430.000 51.600.000 DSV 104 Dias 100.000 10.400.000 DSV Teste & Comissionamento 16 Dias 100.000 1.600.000 Equipamentos de Teste & Comissionamento 28 Dias 20.500 574.000 Pesquisa 30 Dias 112.000 3.360.000 Shore approach 5.100.000 Total - Instalação US$ 86.554.000 DESIGN & GERENCIAMENTO DO PROJETO Custo Design 9.970.000 Gerenciamento do Projeto 5.080.000 Total - D e G&P US$ 15.050.000 SEGURO & CERTIFICAÇÃO Custo Certificação e Seguro 4,00% US$ 30.170.000 CONTINGENCIA Custo Contingência 20,00% US$ 156.882.000 CUSTO TOTAL US$ 941.288.000

108

Ao longo da linha de exportação são utilizadas três bombas multifásicas do tipo

Hélico Axial com parâmetros operacionais de ∆P igual a 50 kg/cm² e potência de 700

hp, o custo destas bombas foi estimado em 40 MMUS$ cada. O separador submarino

água-óleo é responsável pela separação de aproximadamente 6.700,0 m³/d de água,

recebendo 11.200,0 m³ de líquidos, o custo para este equipamento foi estimados em 80

MMUS$. A bomba de injeção do tipo centrifuga é monofásica e foi estimada no valor

de 25 MMUS$ dólares.

Na elaboração do CAPEX para o sistema submarino foram previstos os gastos

com frete. Na parte dos equipamentos são considerados 4% em cima do valor total e nos

materiais, a porcentagem de 3% em cima do valor final. A contingência foi mantida

equivalente a 20% do custo total.

5.2.4. Investimentos Operacionais

Nos investimentos operacionais (OPEX) são considerados os custos para

manutenção da produção, consistindo basicamente nas atividades de inspeção e

manutenção do sistema submarino de produção e as intervenções nos poços

(workovers). O OPEX começa após o início da produção do primeiro óleo no campo.

Na Tabela 5-11 é apresentado o cronograma das atividades previstas na parte do

CAPEX, ou seja, a perfuração e completação dos poços e o projeto e instalação do

sistema submarino de produção. A produção do campo é iniciada após a conclusão das

instalações submarinas de produção.

No período inicial de 30 meses são realizadas as atividades de design da

perfuração e do sistema de produção, incluindo a aquisição dos equipamentos e

materiais necessários para os sistemas submarinos e para a perfuração e completação

dos poços. Dentro deste período, nos onze meses finais ocorre a instalação de todo o

sistema submarino de produção, incluindo o tie in até a costa. O gerenciamento do

projeto ocorre de forma continua ao longo de todas as atividades realizadas.

A perfuração tem início no décimo sétimo mês e ocorre de forma concomitante

com a aquisição de parte dos materiais e equipamentos. Após o período de 71 meses,

todos os 45 poços do campo estão perfurados e completados. Portanto, os gastos futuros

com poços serão apenas para manutenção da produção (OPEX).

109

Tabela 5-11 Cronograma de Atividades (CAPEX)

Sistema Submarino Início (mês)

Término (mês)

Duração (mês)

Design 0 18 18

Equipamento 1 19 18

Material 1 19 18

Instalação 19 25 6

Tie in 25 30 5

Gerenciamento do Projeto 0 30 30

Perfuração e Completação Início (mês)

Término (mês)

Duração (mês)

Design 0 12 12

Equipamento 1 87 86

Material 1 87 86 Operação de Perfuração e Completação

17 88 71

Gerenciamento do Projeto 0 88 88

Na Tabela 5-12 é apresentada a descrição do OPEX para o cenário subsea to

shore. Nos custos diretos são detalhados os custos referentes à manutenção e inspeção

do sistema de produção e dos poços e o valor do seguro de aproximadamente 0,08% em

cima do CAPEX realizado. Na linha de custos do projeto são incluídos os custos

referentes à parte de administração da base de apoio e o suporte necessário às

operações.

Tabela 5-12 Detalhamento do OPEX

Custos Diretos Inspeção e Manutenção US$ 400.599.000

Workovers US$ 1.167.330.000

Seguro (CAPEX) US$ 312.282.000

Totais - Custos Diretos US$ 1.880.211.000 Custos do Projeto

Base de Apoio US$ 13.509.250

Suporte a Operações US$ 470.052.750

Totais - Custos do Projeto US$ 483.562.000 Total (OPEX) US$ 2.363.773.000

110

Devido à robustez do sistema submarino são consideradas duas semanas por ano

para manutenção e inspeção. O custo referente a estas atividades é de aproximadamente

US$ 14.837.000,0 por ano, totalizando US$ 400.599.000,0 nos 27 anos de produção.

Devido ao período de manutenção e inspeção, são considerados ao todo 350 dias de

produção para composição do OPEX.

O custo de inspeção e manutenção cobre os setores de inspeção, manutenção e

reparo ou substituição, planejados ou não, de equipamentos danificados. Os custos

anuais são compostos por três partes, sendo elas, peças sobressalentes, inspeção e

reparo. Os custos das peças para reposição são determinados pela aplicação de uma

percentagem sobre o CAPEX dos equipamentos e materiais relevantes, tendo um custo

aproximado de US$ 4.186.950,0 por ano.

A parte de inspeção é composta pelo custo do serviço de inspeção realizado por

um navio de apoio a mergulho (DSV - diving support vessel) e são considerados 90 dias

por ano para esta atividade, equivalendo à parcela de US$ 9.000.000,0/ano. Na parte de

reparo são estimados 15 dias por ano e a para a operação é considerada o aluguel de um

navio multiuso de apoio (MSV - multipurpose support vessel), totalizando US$

1.650.000,0/ano. O período de inspeção e reparo já inclui os tempos de mobilização e

desmobilização dos navios DSV e MSV.

Na estruturação do OPEX é considerada a parte referente às atividades de

workovers que serão realizadas nos 36 poços produtores ao longo dos 27 anos de

produção. Uma intervenção com sonda em cada poço produtor é prevista a cada dois

anos para manutenção da BCSS.

O período médio entre falhas (MTBF) dessas bombas é baixo, obrigando a

realização de intervenções para manutenção ou troca das BCSS a cada dois anos. A

operação inteira custa US$ 26.319.000,0 considerando os 36 poços. Ao todo serão

realizadas 13 intervenções em função das BCSS. No final dos 27 anos, o custo total é de

US$ 342.147.000,0.

No intervalo de quatros anos são previstas intervenções nos poços com custo de

US$ 127.368.000 para os 36 poços produtores. Ao todo serão realizadas seis

intervenções no período de 27 anos, totalizando US$ 764.208.000,0. Estas intervenções

podem ocorrer no mesmo período da troca das BCSS, economizando mobilização e

desmobilização de sonda. A operação de troca da BCSS demora em torno de dois dias e

o restante do workover 14 dias. Ao todo para a parte de workovers são dedicados US$

1.167.330.000,0 de investimentos operacionais para os 27 anos de produção.

111

O valor do seguro de US$ 312.282.000,0 cobre os 27 anos de produção e garante

a substituição de qualquer equipamento do sistema por um modelo idêntico, em casos

de falha e quebra do mesmo. O valor total estimado é de aproximadamente 0,20% em

cima do CAPEX realizado.

Por fim, na parte dos custos do projeto são considerados os custos da base de

apoio (US$ 13.509.250,0) e suporte as operações (US$ 470.052.750,0). Na parte da

base de apoio é considerado o aluguel de uma base em terra para armazenar os

equipamentos, tubulações e válvulas. No suporte é considerada a existência de uma

equipe de engenharia dedicada para a gestão do projeto e o acompanhamento contínuo

das operações.

5.2.5. Descomissionamento

Conforme informado no início do capítulo, a fase de descomissionamento é

iniciada após a conclusão do período de produção do campo. Os custos para esta

atividade integrada são divididos em duas partes, uma parcela para o sistema submarino

e outra para a perfuração e completação. Na Tabela 5-10 são apresentados os custos

para cada setor. O descomissionamento terá duração de um ano e meio.

Tabela 5-13 Custo de Descomissionamento

Perfuração e Completação US$ 106.207.000,00

Sistema Submarino US$ 169.054.000,00

Total US$ 275.261.000,00

5.2.6. Resumo da Avaliação Econômica

Na Tabela 5-14 é apresentado um resumo dos custos referentes aos

investimentos e despesas em CAPEX e OPEX realizados ao longo do projeto e os

custos de descomissionamento que são realizados após a vida útil do campo. Na última

coluna, os custos relacionados a cada atividade são trazidos para valor presente líquido.

Para o cálculo do VPL é utilizada uma taxa de desconto nominal de 12% em dólar. Na

112

Tabela 5-15 é apresentada a reserva esperada de 192,46 MMbbl no final dos 27 anos de

produção e o valor presente líquido da mesma de 56,01 MMbbl.

Para o cálculo do VPL é utilizada uma taxa de desconto de 12%, considerada

razoável para a análise econômica feita em dólares americanos. Normalmente, a taxa de

desconto varia na faixa de 7 a 15% e depende do custo de endividamento de cada

empresa.

Tabela 5-14 Resumo dos Custos

Atividade Custo Total VPL (MMUS$) (MMUS$)

Perfuração e Completação (CAPEX) 796,45 545,62

Sistema Submarino (CAPEX) 941,28 867,80

OPEX 2.363,72 703,85

Descomissionamento 275,26 255,60

Total 4.376,71 2.372,87

Tabela 5-15 Reserva no Cenário Subsea to Shore

Produção

27 anos de produção (MMbbl)

VPL da Produção (MMbbl)

192,46 56,01

O custo por barril será obtido através da soma dos VPLs do CAPEX, OPEX e

descomissionamento do projeto dividido pelo VPL da produção total esperada.

Dividindo o valor de 2.372,87 MMUS$ pela produção de 56,01 MMbbl, tem-se o custo

de 42,37 US$/bbl para o cenário original subsea to shore.

O sistema subsea to shore também foi avaliado economicamente utilizando

isolamento térmico em todos os flowlines devido aos ganhos observados de pressão e de

temperatura. Para este cenário foi utilizado um isolamento térmico composto por

espuma rígida de poliuretano com espessura de 50 mm. O custo do isolamento para

todos os flowlines é de aproximadamente US$ 81.808.000, elevando o custo para 43,43

US$/bbl.

O VPL do projeto é calculado baseado no fluxo de caixa nominal e a taxa de

desconto de 12% ao ano. O fluxo de caixa montado considerou a receita bruta do

113

projeto, royalties, os investimentos em OPEX e CAPEX e os custos com

descomissionamento.

O fluxo de caixa considerou os 30 anos de projeto, incluindo a fase inicial, antes

da declaração de comercialidade, a fase de produção a partir do terceiro ano e a fase

final de descomissionamento. O fluxo de caixa para este projeto é apresentado no anexo

A. Na análise econômica, o preço de robustez do petróleo utilizado foi de 80 US$/bbl.

Na Tabela 5-16 é apresentada uma análise de sensibilidade com os VPLs

esperados de acordo com a taxa de desconto estabelecida. Com a taxa de desconto

definida neste projeto de 12%, o VPL é de 768.037 kUS$.

Tabela 5-16 Sensibilidade do VPL com a taxa de desconto (Cenário Subsea to Shore)

VPL Nominal Projeto (kUS$) Taxa de Desconto 100%

10% $ 1.205.777

11% $ 971.531

12% $ 768.037 13% $ 590.693

14% $ 435.672

15% $ 299.774

16% $ 180.317

17% $ 75.046

Os principais indicadores econômicos do cenário subsea to shore são

apresentados na tabela 5-17. A TIR é a taxa de desconto que torna o valor presente

líquido zero e neste projeto é de 17,80% por ano. O índice de rentabilidade do projeto é

de 1,54, que significa que para cada dólar investido, são recuperados 54 centavos. No

cenário subsea to shore, a TIR é maior que a taxa de desconto definida e o índice de

rentabilidade está superior a 1, tornando o projeto positivo.

Tabela 5-17 Indicadores Econômicos (Cenário Subsea to Shore)

Valor Presente Líquido (VPL) 768.037 kUS$

Taxa Interna de Retorno (TIR) 17,80%

Índice de Rentabilidade 1,54

114

5.3 Cenário com Unidades Estacionárias de Produção

O cenário composto por unidades estacionárias de produção apresenta ao todo

quatro plataformas do tipo jaqueta, sendo três plataformas satélites e uma central. Neste

sistema cada plataforma satélite recebe a produção de 12 poços produtores e a

encaminha diretamente para a plataforma central. Na plataforma central, a produção é

bombeada até a costa através de um flowline de 12 polegadas com 100 km de

comprimento. Na Tabela 5-18 são apresentadas as características básicas do cenário

com unidades estacionárias de produção.

Tabela 5-18 Características Básicas do Cenário com UEPs


Distância entre UEPs Satélites e Central km 3

Distância da UEP Central ao Ponto de Entrega km 100

Temperatura Ambiente Máxima ⁰C 25

Temperatura no Fundo do Mar ⁰C 20

Lâmina d’água m 80

5.3.1. Previsão de Produção

Na tabela 5-19 são apresentados os dados utilizados como premissas na

avaliação econômica. Com base nos resultados obtidos no PIPESIM™, os poços

produtores produzem em média por 281 m³/d. Ao longo do plateau, os poços podem vir

a alcançar um pico de produção com vazão de óleo de até 120 m³/d, quando as BCSSs

operam com maior eficiência.

O plateau de produção é previsto para ser alcançado após quatro anos de

produção, quando é concluída a operação de perfuração nas três jaquetas e os 36 poços

do campo estão em produção. Assim, como no cenário subsea to shore, foi assumida a

premissa de que o plateau de produção tem duração prevista de cinco anos em função

dos fatores detalhados na seção 5.2.1.

115

Tabela 5-19 Dados de Produção (Cenário UEPs)


Vida do Campo Anos 27

Reserva MMbbl 174,77

Anos para o Plateau Anos 4

Duração do Plateau Anos 5

Vazão de óleo no Plateau Mm³/d 4,32

Produtividade (Líquidos) m³/poço 281,00

Pico de Produção (Líquidos) m³/poço 300,00

Dias Efetivos de Produção dias/ano 350

Durante o plateau, a vazão de óleo é mantida em 4,32 Mm³/d. Após o plateau, a

produção apresenta uma taxa de declínio de 5% ao ano até o final da vida produtiva do

campo. Na Figura 5-4 é apresentada a curva de produção prevista.

0 10 20 30

Anos

0

10

20

30

Vaz

ãode

Óle

o(M

bbl/d

)

Qo (Mbbl/d)

Figura 5-4 Curva de Produção (Cenário com UEP)

116

A partir da curva de produção é esperada a recuperação de uma reserva de

aproximadamente 174,77 MMbbl que será obtida ao longo da vida produtiva do campo

considerada de 27 anos. Com esta reserva, a produção acumulada de cada poço é de

aproximadamente 4,90 MMbbl. Na Figura 5-5 é apresentada a curva de produção

acumulada para o campo. A produção acumulada prevista de aproximadamente 174,77

MMbbl, corresponde a um fator de recuperação de 14%, considerando o volume

original in place de 1.250 MMbbl.

0 10 20 30

Anos

0

40

80

120

160

200

Prod

ução

Acu

mul

ada

(MM

bbl)

Np (MMbbl)

Figura 5-5 Produção Acumulada (Cenário com UEP)

5.3.2. Perfuração dos Poços

O projeto referente à perfuração dos poços produtores e injetores é detalhado

nesta parte da análise econômica, considerando o início da perfuração ainda na fase

exploratória e se estendendo durante a fase de desenvolvimento. Esta parte da análise,

além da perfuração, inclui também a operação de completação dos poços.

117

A seguir são detalhadas as premissas assumidas para a perfuração e completação

dos poços:

• As jaquetas intermediárias podem realizar tanto a atividade de perfuração como

de produção;

• Em cada plataforma intermediária são perfurados e completados 12 poços

produtores;

• Todos os poços produtores e injetores são direcionais do tipo build and hold.

• Profundidade final dos poços a 3000 m;

• Todos os poços são revestidos;

• Os poços produtores possuem completação seca e estão equipados com BCSS;

• Os poços injetores são submarinos e possuem completação molhada.

As plataformas intermediárias são equipadas realizar tanto a operação de

perfuração como de produção. Em cada plataforma serão perfurados e completados

doze poços produtores. A operação de perfuração e completação dos doze poços tem

duração de 591 dias. Nos poços direcionais, a profundidade vertical verdadeira (TVD) é

de 3000 m e o kick off point ocorre a 300 m. O ângulo de desvio dos poços está entre os

valores de 26 e 45 graus e a profundidade medida (MD) entre 3280 m e 4000 m,

respectivamente.

Os poços foram revestidos ao longo de toda a sua extensão durante a perfuração

e para a operação de cimentação foi considerada a contratação de um especialista em

cimentação para cada poço. Todos os poços produtores possuem completação seca com

os seguintes equipamentos, árvore de natal, cabeça de poço e BCSS.

Na Tabela 5-20 são detalhados os custos da perfuração e da completação em

cada UEP. Na parte de equipamentos foi considerado um frete equivalente a 4% do

custo total e na parte de materiais, 3% do valor total.

Os poços injetores são todos submarinos e localizam-se próximos a plataforma

central. Para a realização da operação de perfuração e completação dos poços injetores

foi optado pelo aluguel de uma plataforma do tipo auto-elevatória. Na Tabela 5-21 são

detalhados os custos para perfuração dos poços injetores.

A operação total de perfuração dos poços injetores submarinos teve duração de

458 dias. Todos os poços injetores são direcionais do tipo build and hold. Nos poços

injetores, a TVD é de 3000 m e o kick off point ocorre a 300 m. O ângulo de desvio dos

118

poços varia na faixa de 26 a 45 graus e a profundidade medida entre 3260 m e 3980 m,

respectivamente.

Tabela 5-20 Perfuração dos Poços Produtores

EQUIPAMENTO Quantidade Unidade Custo Poços Produtores – Árvore de Natal 12 738.400 8.861.000,0 Poços Produtores - Cabeça do Poço 12 186.200 2.234.000,0 Poços Produtores - Completação 12 40.000 480.000,0 Poços Produtores - BCSS 12 270.500 3.246.000,0 Sub Total

US$ 14.821.000,0 Frete 4,00% 593.000 Total - Equipamento

US$ 15.414.000,0

MATERIAL Custo Revestimentos 12.519.000,0 Tubos de Produção OD = 3 ½” 1.544.000,0 Cimento 2.712.000,0 Lama de Perfuração 5.577.000,0 Fluido de Completação (Salmoura) 2.789.000,0 Broca 7.510.000,0 Condutores 1.365.000,0 Sub Total

US$ 34.016.000,0 Frete 3,00% 1.020.000 Total - Material

US$ 35.036.000,0

INSTALAÇÃO Quantidade Unidade Custo Equipe de Perfuração 591 Dias 10.900 6.442.000,0 Consumíveis 591 Dias 14.300 8.451.000,0 Serviço de Helicóptero 591 Dias 4.600 2.719.000,0 Barco de Apoio 591 Dias 7.800 4.610.000,0 Base de Apoio 591 Dias 5.500 3.251.000,0 Especialista em Cimentação 12 Poços 180.000 2.160.000,0 Total - Instalação

US$ 27.633.000,0

DESIGN & GERENCIAMENTO DO PROJETO

Custo

Design 1.017.000,0 Gerenciamento do Projeto 1.097.000,0 Sub Total - D e G&P

US$ 2.114.000,0

CERTIFICADOS E SEGUROS Custo Certificados e Seguros 4,00% US$ 3.208.000,0 CONTINGENCIA Custo Contingência 20,00% US$ 16.681.000,0 Custo Total US$ 100.086.000,0

119

Tabela 5-21 Perfuração dos Poços Injetores

EQUIPAMENTO Quantidade Unidade Custo Poços Injetores - ANM 9 3.202.600 28.823.000,0 Poços Injetores - Cabeça do Poço 9 547.400 4.927.000,0 Poços Injetores - Completação 9 40.000 360.000,0 Sub Total US$ 34.110.000,0 Frete 4,00% 1.364.000,0 Total - Equipamento US$ 35.474.000,0 MATERIAL Custo Revestimentos 8.563.000,0 Tubos de Produção OD = 3 ½” 1.082.000,0 Cimento 1.954.000,0 Lama de Perfuração 3.908.000,0 Fluido de Completação (Salmoura) 1.954.000,0 Broca 5.411.000,0 Template de Perfuração 1.265.000,0 Sub Total US$ 24.137.000,0 Frete 3,00% 724.000,0 Total - Material US$ 24.861.000,0 INSTALAÇÃO Quantidade Unidade Custo Taxa de Aluguel da Sonda 458 Dias 110.000 50.380.000,0 Equipe de Perfuração 458 Dias 14.200 6.504.000,0 Tripulação da Embarcação 458 Dias 5.000 2.290.000,0 Consumíveis 458 Dias 14.300 6.549.000,0 Serviço de Helicóptero 458 Dias 4.600 2.107.000,0 Barco de Apoio 458 Dias 7.800 3.572.000,0 Base de Apoio 458 Dias 5.500 2.519.000,0 Especialista em Cimentação 9 Poços 180.000 1.620.000,0 Transporte 7 Dias 167.333 1.171.000,0 Total - Instalação US$ 76.712.000,0 DESIGN E GERENCIAMENTO DO PROJETO Custo

Design 831.000,0 Gerenciamento do Projeto 903.000,0 Total - D e G&P US$ 1.734.000,0 CERTIFICADOS E SEGUROS Custo Certificados e Seguros 4,00% US$ 5.551.000,0 CONTINGENCIA Custo Contingência 20,00% US$ 28.866.000,0 CUSTO TOTAL US$ 173.198.000,0

120

5.3.3. Sistema de Produção

Nesta parte da avaliação econômica serão detalhados os custos referentes ao

sistema de produção, incluindo, as estruturas e os topsides das jaquetas, os flowlines e o

sistema submarino de injeção.

Como a lâmina d’água é de 80 metros, considerada rasa, todas as plataformas

utilizadas neste cenário são unidades estacionárias de produção (fixas) do tipo jaqueta.

As plataformas intermediárias apresentam o topside preparado para realizar tanto a

operação de perfuração como de produção.

As plataformas intermediárias possuem quatro pernas e suportam um topside de

7470 toneladas. Essas plataformas possuem nos seus topsides, um manifold para

recebimento da produção dos 12 poços produtores. Estes manifolds permitem a

realização de testes de produção individuais dos poços, contribuindo para o

gerenciamento da produção.

Após a conclusão da perfuração, a jaqueta satélite fica estruturada para a

realização de workovers, como por exemplo, para troca da BCSS. Entretanto, as

jaquetas satélites não contemplam a parte de processamento, apenas recebem a

produção e reencaminham para a plataforma central. Na Tabela 5-22 são apresentados

os custos de fabricação e instalação das jaquetas satélites.

Tabela 5-22 Detalhamento do Custo da Estrutura da Plataforma Intermediária.

Jaqueta Satélite

Material 5.677.000,0 Fabricação 9.677.000,0 Instalação 21.861.000,0

Design & Gerenciamento do Projeto 2.848.000,0 Certificados e Seguros 1.603.000,0

Contingência 4.167.000,0

Custo Total (US$) 45.833.000,0

A plataforma central é mais robusta que as outras plataformas e possui um

topside preparado para realizar o processamento primário. Na plataforma central são

instalados os equipamentos de coleta, separação e rebombeio da produção. A jaqueta

central possui oito pernas e suporta um topside de 9100 toneladas. O detalhamento do

121

custo da estrutura da plataforma central é apresentado na Tabela 5-23, incluindo a

instalação da estrutura na locação pelo método de lift .

Todas as plataformas estão projetadas para operar em condições normais de

solo marinho e condições ambientais moderadas, com ondas de altura de até 22 m,

velocidade do vento de 61 m/s e corrente de maré com velocidade de 0,3 m/s.

Tabela 5-23 Detalhamento do Custo da Estrutura da Plataforma Central

Jaqueta Central

Material 8.246.000,0 Fabricação 13.742.000,0 Instalação 48.161.000,0

Design & Gerenciamento do Projeto 3.728.000,0 Certificados e Seguros 2.955.000,0

Contingencia 7.683.000,0

Custo Total (US$) 84.515.000,0

O sistema submarino de injeção é similar ao utilizado no sistema subsea to

shore, porém não apresenta bomba de injeção. Na linha de injeção foi acrescentado o

riser de 100 m de comprimento com fluxo descendente direcionando a água segregada

para o manifold submarino central de injeção. Após o manifold submarino central de

injeção, o fluxo é dividido e segue para dois manifolds intermediários de injeção.

O conjunto de manifold de injeção mais poços injetores compõem o cluster e ao

todo são utilizados dois clusters de injeção. O primeiro cluster de injeção possui quatros

espaços para os poços de II igual a 10 m³/d/bar e custa US$ 5.795.000,0. Enquanto o

segundo clusters possui espaço para seis poços, sendo que um está vazio, pois são cinco

poços com II de 15 m³/d/bar e custa US$ 7.020.000 ,0.

As linhas ramais, responsáveis por conectarem as jaquetas satélites a jaqueta

central, são compostas por um riser de 100 m e um flowline rígido com comprimento de

3 km. O diâmetro interno dessas linhas é de seis polegadas. Cada linha ramal apresenta

um custo de US$ 17.699.000,0.

A linha de exportação é responsável pelo escoamento da produção da plataforma

central até à costa. Essa linha é um flowline rígido de aço carbono com diâmetro interno

de 12 polegadas e comprimento horizontal de 100 km. Na Tabela 5-24 são apresentados

os custos resumidos referentes aos investimentos de capital (CAPEX).

122

Tabela 5-24 Resumo do CAPEX

Facilidades de Produção

Estrutura da Jaqueta Jaqueta Central 84.515.000,00

Jaqueta Satélite 01 45.833.000,00



Sub Total (US$) - Estrutura 222.014.000,00 Topsides

Topsides (Jaqueta Central) 246.040.000,00

Topsides (Jaqueta Intermediária 01) 180.654.000,00



Sub Total (US$) - Topside 788.002.000,00 Linhas

Linha Tronco de Produção 90.604.000,00

Linha Ramal de Produção 01 17.699.000,00



Sub Total (US$) - Linhas 143.701.000,00 Sistema Submarino de Injeção

Sistema de Injeção 59.413.000,00

Sub Total (US$) – Sistema de Produção 1.213.130.000,00 Perfuração e Completação

Doze Poços Produtores 100.086.000,00



Noves Poços Injetores 173.198.000,00

Sub Total (US$) - Perfuração 473.456.000,00 Total (US$) 1.686.586.000,00

5.3.4. Investimentos Operacionais

Nos investimentos operacionais (OPEX) são considerados os custos diretos e os

custos de projeto. Na parte dos custos diretos são incluídos os gastos com pessoal,

inspeção e manutenção do sistema de produção, intervenções nos poços (workovers),

seguros, logística e consumíveis. Na parte de custos de projeto são considerados os

123

custos administrativos, da base de apoio e do suporte em terra para as operações. O

OPEX começa após o início da produção do primeiro óleo no campo.

No cenário de unidades estacionárias de produção, a perfuração dos poços

ocorre de forma mais rápida, pois cada plataforma intermediária perfura 12 poços e as

atividades de perfurações podem ocorrer de forma concomitante nas três plataformas.

Assim em aproximadamente cinco anos após o início do projeto é possível alcançar o

plateau de produção.

O primeiro óleo ocorre após 40 meses do início do projeto, pois para a

perfuração ser iniciada, é necessário que as plataformas intermediárias estejam

instaladas e prontas para operar. O período demandado de construção e instalação é de

35 meses para cada plataforma. Portanto o primeiro óleo ocorre cinco meses após a

conclusão da instalação das jaquetas intermediárias.

Na parte de custos com pessoal é contemplado o staff necessário para operação

das plataformas. São considerados US$ 9.920.000 por ano para salários, despesas com

folha de pagamento, encargos, entre outros gastos. Na parte de inspeção e manutenção

são considerados os custos necessários para inspeção, manutenção e reparo das

plataformas (estrutura da jaqueta mais topside), dos flowlines e do sistema submarino de

injeção.

Na parte de logística são considerados os custos com helicóptero e barcos de

apoio. Na parte de consumíveis são considerados os custos para fornecimento de água,

diesel e químicos. No OPEX referente às atividades de workovers são consideradas

intervenções para troca da BCSS dos poços produtores e reentrada nos poços para

controle ou otimização da produção.

O valor do seguro de US$ 364.311.000,0 cobre os 27 anos de produção e garante

a substituição de qualquer equipamento do sistema por um modelo idêntico, em casos

de falha e quebra do mesmo. O valor total estimado é de aproximadamente 0,8% em

cima do CAPEX realizado.

Por fim, na parte dos custos do projeto são considerados os custos da base de

apoio, suporte as operações e os custos administrativos. Na Tabela 5-25 é apresentado o

detalhamento dos custos operacionais previstos.

124

Tabela 5-25 Detalhamento OPEX (UEP)

Custos Diretos

Custo com Pessoal Staff Offshore US$ 267.840.000,0

Inspeção e Manutenção Jaquetas 570.325.000,0

Pipelines 83.679.000,0

Sistema Submarino 84.294.000,0

Sub Total - I&M US$ 738.298.000,0

Logística e Consumíveis Logística e Consumíveis US$ 314.813.000,0

Workovers Intervenção em Poços US$ 375.220.000,0

Seguro Seguro de 0,08% do CAPEX US$ 364.311.000,0

Sub Total - Custos Diretos US$ 2.060.482.000

Custos do Projeto

Custos Administrativos US$ 26.784.000,0

Base de Apoio US$ 13.503.500,0

Suporte a Operações US$ 515.120.500,0

Sub Total - Custos do Projeto US$ 555.408.000

Total (OPEX) US$ 2.615.890.000

5.3.5. Descomissionamento

Conforme informado no início do capítulo, a fase de descomissionamento é

iniciada após a conclusão do período de produção do campo. Os custos para esta

atividade integrada são divididos em duas partes, uma parcela para o sistema de

produção e outra para os equipamento e materiais adquiridos na fase de perfuração e de

completação. Na Tabela 5-26 são apresentados os custos previstos para o

descomissionamento de cada parte do sistema.

125

Tabela 5-26 Detalhamento do Descomissionamento

Sistema de Produção

Estrutura da Jaqueta Jaqueta Central 25.291.000,0

Jaqueta Intermediária 01 17.427.000,0



Sub Total (US$) - Estrutura 77.572.000,0 Topsides

Topsides (Jaqueta Central) 37.199.000,0

Topsides (Jaqueta Satélite 01) 25.352.000,0



Sub Total (US$) - Topside 113.255.000,0 Linhas

Linha Tronco de Produção 33.320.000,0




Sub Total (US$) - Linhas 68.123.000,0 Sistema Submarino de Injeção

Sistema de Injeção 35.490.000,0

Sub Total (US$) - Facilidades de Produção 294.440.000,0 Perfuração e Completação




Noves Poços Injetores 23.014.000,0

Sub Total (US$) - Perfuração 47.884.000,0 Total (US$) 342.324.000,0

5.3.6. Resumo da Avaliação Econômica

Na Tabela 5-27 é apresentado um resumo dos custos referentes aos

investimentos e despesas em CAPEX e OPEX ao longo da produção e os custos de

descomissionamento, após a conclusão da vida útil do campo. Na última coluna, os

126

custos relacionados a cada atividade são trazidos para valor presente líquido (VPL).

Para o cálculo do VPL é utilizada uma taxa de desconto nominal de 12% em dólar.

Tabela 5-27 Resumos dos Custos (Cenário UEP)

Atividade Custo Total (MMUS$) VPL (MMUS$) Perfuração e Completação (CAPEX) 473,46 366,21

Sistema de Produção (CAPEX) 1.213,09 1.066,03

OPEX 2.615,88 786,48

Descomissionamento 342,33 319,92

Total 4.644,76 2.538,63

Na Tabela 5-28 é apresentada a reserva esperada de MMbbl no final dos 27 anos

de produção e considerando o valor presente líquido da produção, tem-se o equivalente

a MMbbl.

Tabela 5-28 Reserva no Cenário com UEP

Produção Acumulada

27 Anos de Produção (MMbbl)

VPL (MMbbl)

174,77 55,74

O custo por barril será obtido através da soma dos VPLs do CAPEX, do OPEX e

do descomissionamento do projeto dividido pelo VPL da produção total esperada.

Dividindo o valor de 2.538,63 MMUS$ pela produção de 55,74 MMbbl, tem-se o custo

por barril de 45,54 US$/bbl para o cenário com unidades estacionária de produção fixas

do tipo jaqueta.

O VPL do projeto foi calculado considerando a taxa de desconto de 12% e o

fluxo de caixa nominal. O fluxo de caixa é montado com a receita bruta do projeto, os

investimentos de CAPEX e OPEX, os custos de descomissionamento e o pagamento das

tarifas governamentais. O preço de robustez utilizado na análise econômica foi de 80

US$/bbl.

No anexo B é apresentado o fluxo de caixa utilizado na avaliação econômica

para o cenário com UEP. O fluxo de caixa considerou os 31 anos de projeto, sendo a

fase inicial de design e montagem do sistema de produção e a partir do quarto ano, a

127

fase de desenvolvimento com o começo da produção. Na Tabela 5-29 é apresentada a

análise de sensibilidade do VPL com a taxa de desconto.

Tabela 5-29 Sensibilidade do VPL com a Taxa de Desconto (Cenário com UEPs)

VPL Limite Econômico (kUS$) Taxa de Desconto 100%

10% $ 934.913 11% $ 707.352 12% $ 507.619 13% $ 331.627 14% $ 175.976 15% $ 37.828

Com a taxa de desconto imposta de 12%, o VPL do projeto é de 507.619 kUS$.

Com este VPL, a taxa interna de retorno é de 15,30% ao ano e o índice de rentabilidade

é 1,36. Na Tabela 5-30 são apresentados os principais indicadores econômicos obtidos

neste cenário com unidades estacionárias de produção. O projeto é positivo, pois a TIR

é superior a taxa de desconto e o índice de rentabilidade é maior que 1.

Tabela 5-30 Indicadores Econômicos (Cenário com UEPs)

Valor Presente Líquido (VPL) 507.619 kUS$

Taxa Interna de Retorno (TIR) 15,30%

Índice de Rentabilidade 1,36

128

6.Conclusão 6.1 Sumário

No trabalho desenvolvido foi realizado um estudo técnico e econômico

comparativo entre o cenário com explotação através do uso de unidades estacionárias de

produção e o cenário com explotação direto à costa. O cenário subsea to shore

apresentou melhores resultados, demonstrando ser a estratégia de produção mais

adequada para o campo idealizado.

Acrescentando foi realizado um estudo de sensibilidade do sistema subsea to

shore. Nesta parte, o arranjo submarino idealizado para este cenário foi modificado de

acordo com as variáveis consideradas decisivas, sendo elas, lâmina d’água, distância à

costa e ⁰API do óleo. Todos os cenários idealizados foram simulados com êxito no

PIPESIM™, mostrando que o conceito subsea to shore é viável tecnicamente, porém

precisa vencer limitações tecnologias atuais para a sua realização em um cenário real de

escoamento.

6.2 Discussões de Resultados

Com as simulações realizadas através do simulador de fluxo em regime

permanente PIPESIM™ foi possível comprovar que tecnicamente o sistema de

explotação direto à costa, conhecido como subsea to shore, é viável. A produção diária

de óleo precisa ser suficientemente alta em função da economicidade do projeto e o

elevado investimento inicial demandado.

No cenário escolhido para esta dissertação, a manutenção da pressão estática no

valor de 200 kg/cm² é realizada a partir da reinjeção da água através dos nove poços

injetores. Além disso, a reinjeção permite um aumento no fator de recuperação final do

campo por promover o deslocamento do óleo residual para os poços produtores.

O cenário subsea to shore foi simulado no PIPESIM™ com pressões estáticas

inferiores a 200 kg/cm² para representar o comportamento do reservatório após alguns

anos de produção. Com a pressão abaixo de 200 kg/cm², o sistema não converge. Os

resultados obtidos demostram que para utilização do conceito subsea to shore,

mecanismos de manutenção da pressão devem ser previstos e o comportamento do

129

reservatório precisa ser avaliado de forma contínua por uma equipe de engenheiros e

geólogos de reservatório.

O cenário original do sistema subsea to shore foi mantido com três bombas

multifásicas dimensionadas com ∆P de 50 kg/cm² e potência de 700 hp para a lâmina

d’água de 80 metros. Em comparação com os outros cenários que possuem lâminas

d’água superiores, é observado que a perda de carga para a elevação dos fluidos na

coluna de produção é maior que a perda de carga por fricção durante o escoamento ao

longo do sistema até a costa. A perda de carga gravitacional demanda mais pressão do

sistema, ou seja, mais energia para elevar a produção da BCSS até a cabeça do poço.

Com a lâmina d’água de 80 m, os poços produtores são mais profundos devido

ao datum constante de 2980 m e precisam de mais pressão para elevar o fluido da BCSS

até a cabeça do poço. Portanto as BCSS possuem mais estágios e na linha de exportação

é necessário o uso de um número maior de bombas multifásicas em função da energia

demandada. Acrescentando, na linha de injeção é fundamental a existência de uma

bomba de injeção.

Os cenários simulados com lâminas d’água profundas de 500 m e 1000 m

precisam de menos bombas multifásicas ao longo da linha de exportação, quando

comparados com os cenários de lâmina d’água de 80 m. Acrescentando, nesses

cenários, as bombas de injeção não são necessárias e as BCSSs dos poços produtores

possuem menos estágios. Entretanto, com a diminuição no número de estágios da

BCSS, a produção diária também fica inferior.

Portanto, a partir da avaliação de todos os cenários, é possível concluir que a

perda de carga devido à coluna hidrostática é superior à perda de carga por fricção no

escoamento horizontal.

Outro fator avaliado foi o uso de isolamento térmico nos sistemas com óleos de

24 e 32 ⁰API para a lâmina d’água de 80 m e distância à costa de 100 km. Foi possível

observar que o uso de proteção externa, diminuindo a troca térmica entre o fluido e o

ambiente, é vantajoso para o escoamento, pois mantem as pressões e as temperaturas do

fluido elevadas ao longo do sistema. O aumento de pressão e da temperatura é vantajoso

para o escoamento e para o processo de separação, pois permite que o gás permaneça

em solução contribuindo para a redução da densidade e da viscosidade do fluido.

Acrescentando, ajuda a prevenir problemas de garantia de escoamento.

Nas simulações realizadas foi utilizado apenas isolamento térmico passivo com

o uso de isolamento externo nas tubulações. O principal obstáculo para o uso de dutos

130

com isolamento térmico é o econômico, pois os custos ficam bem mais elevados, o que

pode levar a inviabilização do projeto, principalmente se for necessário o uso de

isolamento térmico ativo.

O impacto do escoamento de um óleo pesado foi avaliado nos cenários com

⁰API 17 e foi observado que o escoamento é mais complicado devido à alta viscosidade

alcançada pelo óleo ao longo sistema. Portanto o uso de isolamento térmico é

indispensável em sistemas de produção de um fluido pesado. O isolamento mantem a

temperatura elevada e a viscosidade do óleo reduzida.

Todos os cenários com ⁰API 17 precisam de isolamento térmico nas flowlines,

mesmo no cenário com lâmina d’água de 80 metros, no qual a temperatura no solo

marinho fica em torno de 20 ⁰C. As vazões obtidas nesses cenários são menores,

principalmente nos cenários com lâminas d’água de 500 m e 1000 m, devido a maior

perda de carga gravitacional e por fricção.

Na parte econômica, os investimentos demandados no cenário original subsea to

shore resultaram em um custo de 42,37 US$/bbl. Apesar dos custos elevados de

investimentos e despesas demandados, o VPL do projeto é de 768.037 kUS$, levando a

uma TIR de 17,80% por ano. O índice de rentabilidade de 1,54 também é utilizado para

confirmar a viabilidade econômica do sistema subsea to shore.

Para o cenário com unidades estacionárias de produção, o custo por barril ficou

em 45,54 US$/bbl. Com a taxa de desconto imposta de 12%, o VPL do projeto é de

507.619 kUS$. Com este VPL, a taxa interna de retorno é de 15,30% por ano e o índice

de rentabilidade é 1,36. Ambos os cenários avaliados são positivos, entretanto o sistema

subsea to shore apresentou melhores resultados econômicos, sendo assim considerada a

estratégia de produção mais indicada para o campo idealizado nesta dissertação.

Em comparação ao sistema de explotação com unidades estacionárias de

produção, é possível concluir que o subsea to shore possui algumas vantagens. O

cenário subsea to shore, além de apresentar uma produção diária de óleo maior, possui

maior segurança operacional, dado que todo o sistema é submarino e a presença do

homem é apenas em terra.

O sistema subsea to shore contribui na parte ambiental, evitando a poluição

visual causada pela presença de plataformas que em alguns casos, após a fase de

produção do campo, permanecem no mar, interferindo na vida marinha de forma

permanente. Acrescentando, o sistema subsea to shore é mais seguro devido à redução

de homens no mar.

131

Por fim, o sistema subsea to shore evita o problema encontrado atualmente no

mercado do petróleo que é a pouca disponibilidade de plataformas e o tempo elevado

para fabricação das mesmas, que podem levar anos. Além disso, as plataformas

possuem altos custos operacionais.

6.3 Trabalhos Futuros

• Trabalhar com software integrado de simulação de fluxo incluindo recuperação,

elevação e escoamento. De forma a estudar todo o desenvolvimento do campo,

desde a simulação de fluxo no reservatório, passando pela elevação no poço e

por fim o escoamento até o ponto de entrega.

• Elaboração de um modelo de fluxo do reservatório para auxiliar na otimização

do número de poços de forma mais refinada e explorar mecanismos de

manutenção da pressão estática.

• Avaliar o sistema subsea to shore para diferentes variáveis de interesse, como

por exemplo, viscosidade e RGO.

• Desenvolver algoritmos de otimização de cenários subsea to shore levando-se

em consideração aspectos técnicos e econômicos e considerando as variáveis

limitantes (temperatura, viscosidade do óleo, entre outros).

• Detalhar e estudar os problemas associados ao sistema de controle e potência

elétrica.

• Estudar o escoamento com bombas multifásicas de menor eficiência de forma a

explorar a possível formação de hidratos e parafina.

• Realizar um estudo de confiabilidade para a presença de contaminantes no

escoamento para o sistema subsea to shore.

132

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[5] EUPHEMIO, M.L.L., KUCHPIL, C., FIGUEIREDO, M.W., “Subsea Processing

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[10] MATTOS, E., FALCO, R, 1998, Bombas Industriais. 2 ed. Rio de Janeiro, Brasil.

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[12] Descomissionamento de Sistema de Produção Offshore, disponível em

http://tecnopeg.blogspot.com.br/. Acessado em 18/02/2013.

[13] SAMANEZ, C.P., 2010, Gestão de Investimentos e Geração de Valor. 2 ed. São

Paulo, Brasil.

133

[14] A atividade offshore no Brasil (Histórico da atividade offshore no Brasil),

disponível em http://www.clickmacae.com.br/?sec=109&pag=pagina&cod=99.

Acessado em 25/02/2011.

[15] ROSA, A., CARVALHO, R., XAVIER, D., 2006, Engenharia de Reservatórios de

Petróleo. 1 ed. Rio de Janeiro, Brasil.

[16] BRILL, J.P., MUKHERJEE, H., 1999, Multiphase Flow in Wells. Monograph

Volume 17 SPE Henry L. Doherty Series, SPE, Richardson-Texas.

[17] SILVA, M.C.C., Estudo de Escoamento e Garantia de Escoamento de um poço de

gás de alta vazão e longo tie-back. Monografia de Graduação, Curso de Engenharia de

Petróleo/UFRJ/ Escola Politécnica, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

[18] ESTEFEN, T.P, WERNECK, D.S., AMANTE, D.A.M., et al. “Subsea Production

System for Gas Field Offshore Brazil”. International Student Offshore Design

Competition, Rio de Janeiro, RJ, Brasil 2005.

[19] O.T. MCCLIMANS AND R.FANTOFT: “Status and New Developments in Subsea

Processing”. Offshore Technology Conference, 17984, Houston, USA, May 1-4 2006.

[20] site http://www.sereneenergy.org/images/Build-and-Hold.png, acessado em

14/02/2013.

[21] FIGUEIREDO, M. W., “Developments of Subsea O/W Separation, Closing the

Gap”. Deep Offshore Technology Conference, Vitoria, ES, Brasil, Nov 8-10 2005.

[22] site http://www.hydrafact.com, acessado em 25/07/2011.

[23] Inovação Tecnológica. Disponível em www.inovacaotecnologica.com.br. Acessado

em 03 de junho de 2011.

[24] EUPHEMIO, M.L.L., OLIVEIRA, R., NUNES, G., et al, “Subsea Oil/Water

Separation of Heavy Oil: Overview of the Main Challenges for the Marlin Field –

Campos Basin”. Offshore Technology Conference, 18914, Houston, Texas, USA, 30

April – 3 May 2007.

[25] FIGUEIREDO, M., “Application of Subsea Processing and Boosting in Campos

Basin”. Offshore Technology Conference, 18198, Houston, USA, 1-4 May 2007.

[26] FILHO, G.H.N., Sistema de Bombeio Submarino do Campo de Jubarte, 101 f.,

Monografia (Graduação em Engenharia de Petróleo), Curso de Engenharia de

Petróleo/UVV, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

[27] FERREIRA, C.D.A., CARDOSO, L. F., Estudo de Garantia de Escoamento em um

Campo de Óleo Pesado em Lâmina D’água Rasa, Monografia de Graduação, Curso de

Engenharia de Petróleo/UFRJ/ Escola Politécnica, Rio de Janeiro, RJ, Brasil.

134

[28] SILVA, E.S., Estudo do Escoamento Bifásico em Risers em Movimento na

Produção Marítima de Petróleo em Águas Profundas. Dissertação de M.Sc.,

Universidade Estadual de Campinas, Campinas, SP, Brasil, 2006.

[29] JORDAN,M.M., FEASEY,N.D.: “Meeting the Flow Assurance Challenges of

Deepwater Developments: From Capex Development to Field Star Up”. SPE North

Africa Technical Conference and Exhibition, 112472, Marrakech, Morocco, 12-14

March 2008.

135

Anexo A

12

34

56

78

910

1112

131

41

51

61

718

1920

212

22

32

425

2627

2829

30

31

Sub

sea

to S

hore

-335

.07

5-7

21.3

25

-145

.97

8-5

3.66

65

8.13

59

3.40

122

0.4

7942

6.1

8952

1.9

1748

8.8

26

480

.30

55

33.4

84

534

.99

846

0.5

3443

5.1

6647

5.7

4645

2.4

7835

4.8

82

336

.73

23

99.9

94

383

.625

296.

687

280.

584

339

.195

325

.03

42

23.2

75

208

.77

62

85.5

32

273

.471

143.

874

-430

.25

3

-800

.00

0

-600

.00

0

-400

.00

0

-200

.00

0

-

200

.00

0

400

.00

0

600

.00

0

kUS$

Su

bse

a to

Sh

ore

136

Anexo B

201

32

014

201

52

016

2017

201

82

019

202

020

2120

22

202

32

024

202

520

2620

27

202

82

029

2030

203

120

32

203

32

034

2035

203

62

037

203

820

3920

40

204

12

042

204

3Ja

que

ta-2

58.0

30

-537

.80

8-7

09.6

29-9

1.05

36

418

7.7

76

393

.58

45

29.3

81

462.

193

476

.077

468

.36

84

62.3

32

434

.154

396.

493

378

.36

73

74.8

44

356

.53

334

2.5

0429

0.1

8228

7.1

84

295

.61

32

83.6

4226

4.7

9823

3.1

662

26.3

40

231

.38

920

1.0

3219

5.0

4817

3.4

38

175

.36

1-4

52.6

14

-800

.00

0

-600

.00

0

-400

.00

0

-200

.00

0

-

200

.00

0

400

.00

0

600

.00

0

kUS$

Jaq

uet

a

137

Anexo C Referencial Teórico

1) Índice de Produtividade para fluxo radial no regime pseudopermanente [15]:

�� = 0,05255. ℎμ��[ln �� − 34 + ��]

Onde:

Índice de Produtividade [IP]: m³/dia/kg/cm²

Fator Volume de Formação [Bo]: m³/m³

Raio de Drenagem [re]: m

Raio do Poço [rw]: m

Permeabilidade [k]: md

Espessura do Reservatório [h]: m

Viscosidade [µ] cp

2) Well PI [15]

�� = !"(�$ − �%&) Onde:

Índice de Produtividade [IP] m³/dia/kg/cm²

Vazão de Líquido [QL] m³/dia

Pressão Estática [PE] kg/cm²

Pressão de Fluxo [Pwf] kg/cm²

3) Gradiente de Pressão [16]

O gradiente de pressão é composto por três componentes, sendo eles, a elevação

dos fluidos contra a gravidade (energia gravitacional), a fricção viscosa causada pelo

contato dos fluidos com a parede da tubulação e a aceleração do escoamento (energia

cinética).

((�()) = ((�

())*+ +((�()), +((�

())-.

138

Onde:

el = termo referente à mudança de elevação

f = termo referente à fricção

ac = termo referente à aceleração

A queda de pressão devido à elevação é função da densidade da mistura bifásica

e é calculada com base no holdup do líquido (HL). Retirando os casos de alta vazão de

gás, esta componente é responsável por grande parte da queda de pressão em

escoamentos verticais, correspondendo em média de 80 a 95% da perda de carga total.

O componente referente à fricção é governado pelas tensões viscosas do fluido

escoando em contato com as paredes do tubo e requer a avaliação do fator de fricção

bifásico (f), o qual depende do regime de escoamento e do holdup. Esta parcela

corresponde em média de 5 a 20% da perda de carga total.

O termo referente à aceleração é regido por uma relação direta com o número de

Mach, que é o quociente entre a velocidade média do fluido e a velocidade do som no

fluido na temperatura e pressão de trabalho. Esta parcela da perda de carga em alguns

casos é desprezada, sendo calculado apenas para o fluido com alta velocidade. Segundo

Hagedorn & Brown (1964), esse termo não deve ser desprezado se corresponder a mais

de 10% da perda de carga total perto do topo do poço.

4) Correlação de Hagedorn & Brown [16]

A correlação de Hagedorn & Brown é uma correlação do Tipo II para fluxos

verticais multifásicos. As correlações do tipo II são caracterizadas por não utilizarem

mapas de padrão de escoamento e considerarem o escorregamento entre as fases (HL).

Apresentam correlação para o cálculo do holdup e para o fator de fricção das duas fases.

O “holdup” do líquido (HL) é caracterizado como a relação do volume de um segmento

de tubo ocupado por líquido e o volume total desse segmento de tubo.

Para o desenvolvimento desta correlação, Hagedorn e Brown realizaram testes

com óleos de diferentes viscosidades (acima de 110 cP), água e gás em um poço

experimental de 1500 pés para estudar o gradiente de pressão durante o escoamento

bifásico vertical através de tubulações com diâmetro nominal de 1,0 pol, 1,25 pol e 1,5

pol. Os testes foram conduzidos para ampla variação de vazão de líquido, vazão de gás

e viscosidades.

Os resultados demonstraram que os gradientes eram independentes da

viscosidade do líquido até o valor de aproximadamente 10 cP, porém com viscosidades

139

mais elevadas resultavam em gradientes de pressão maiores. A partir dos dados obtidos,

correlações foram desenvolvidas, as quais permitiram o cálculo do gradiente de pressão

para uma variedade de diâmetro de tubos, condições de escoamento e propriedades do

líquido, conforme fórmula expressa abaixo.

((�())/0/-+ = 1

144 [23 + 445+678 62,96552 ∗ 10<<(=23

+23∆ ? @362A.B∆C ]

Onde:

Vazão de líquido [ql]: bbl/d

Vazão mássica [78 ]: lbm/d

Diâmetro do duto [d]: polegadas

Velocidade média da mistura [Vm]: pé/s

Densidade média da mistura [23]: lbm/ft³

23 = 2"D" + 2E(1 − D")

O cálculo do Holdup do Líquido (H L) é definido pelos adimensionais NLV, NGV,

ND, NL propostos por Ros (1961), conforme exposto abaixo.

F"G = HI" J KLMNL

O Número de velocidade do Líquido

FMG = HIM J KLMNL

O Número de velocidade do Gás

FP = ( ∗ JP∗KLNL

O Número de diâmetro do tubo

F" = Q" J MKL∗NLR

O Número de velocidade do Líquido

Após o cálculo dos grupos adimensionais, o fator Ψ para correção do holdup é

obtido no gráfico abaixo.

140

Figura C-1 Fator Ψ para Correção do Holdup [16].

Em seguida, com o valor de NL , entra-se no gráfico abaixo e obtêm-se o valor

do coeficiente CNL para aplicação no grupamento adimensional.

Figura C-2 Coeficiente C para correção do NL [16].

A partir dos valores calculados anteriormente, tem-se o último gráfico no qual é

obtido o holdup e em seguida é corrigido utilizando o fator Ψ.

141

Figura C-3 Correlação para Determinação do holdup [16].

Com os passos anteriores, tem-se por último o valor final do holdup.

D" = S ∗ D"S

A principal consideração é que o fator de fricção (f) é relacionado ao número de

Reynolds e a rugosidade relativa do mesmo modo que para o caso monofásico. Isto

introduz o problema da definição do numero de Reynolds para o caso do escoamento

bifásico que foi definido por Hagedorn & Brown em unidades de campo.

((�()), = 4 2, �@T"D" � ²

2VA.

FW* = 2"VQ" (@T"D" )

5) Correlação de Beggs & Brill Revised [16]

A correlação de Beggs & Brill é uma correlação do Tipo III. As correlações que

se encaixam neste tipo, empregam mapas de padrão de escoamento e consideram o

escorregamento entre as fases (HL). Para cada padrão de escoamento é apresentada uma

142

correlação diferente para o cálculo do holdup e para o fator de fricção das duas fases.

Como as demais correlações, Beggs & Robinson partiram da equação do gradiente de

pressão.

((�())/0/-+ = 2T ∗ A

A. ∗ ��X + 4/Y ∗ 2, ∗ @362VA. + 2-A. ∗ @3∆@3∆)

Onde:

2- = 2T = 2"D" + 2E(1 − D")

2, = 2ZI

O regime de escoamento é determinado como se a tubulação estivesse na

horizontal.

F&[ = H36A ∗ (

Onde:

Número de Froude [NFr]

Velocidade da Mistura [vm]

Aceleração da Gravidade [g]

Diâmetro do Tubo [d]

Para definição do regime de escoamento, utilizam-se as equações abaixo.

)< = 316 ∗ \"],^]6

)6 = 0,0009252 ∗ \"_6,`ab`

)^ = 0,10 ∗ \"_<,`=<a

)` = 0,5 ∗ \"_a,c^b

\" = @T"@3

143

Em casos de Regime Segregado:

λL < 0,01 e NFr < L1

se λL ≥ 0,01 e NFr < L2

Em casos de Regime Intermitente:

0,01 ≤ λL < 0,4 e L3 < NFr ≤ L1,

se λL ≥ 0,4 e L3 < NFr ≤ L4

Em casos de Regime Distribuído:

λL < 0,4 e NFr ≥ L1

se λL ≥ 0,4 e NFr > L4

O mapa do regime de escoamento na correlação de Beggs & Robinson é

observado na Figura C-4.

Figura C-4 Mapa do Regime em Escoamento Horizontal (Beggs & Brill) [16].

Para determinação do holdup:

D"(d) = S ∗ D"(]), HL(0) para a horizontal

Onde:

D"(]) = e ∗ fLghijk , restrição HL(0) ≥ λL

144

Tabela C-1 Constantes para Determinação do Holdup HL(0) [16]

Regime a b c

Segregado 0,980 0,485 0,087

Intermitente 0,845 0,535 0,017

Distribuído 1,065 0,582 0,061

O fator Ψ, responsável pela correção do holdup devido à inclinação X real da

tubulação, é obtido pela equação:

S = 1 + m[sen(1,8 ∗ X) − 0,333 ∗ ��^ (1,8 ∗ X)] Para X = 90⁰, S = 1 + m ∗ 0,3 Onde:

m = (1 − \") ∗ )�((q\"*F&[M F"G, ), sendo C ≥ 0

As constantes para aplicação na fórmula para C são obtidas da Tabela C-2,

dependendo da inclinação e do regime de escoamento.

Tabela C-2 Constantes para Aplicação [16]

Inclinação Regime d’ e f g

θ>0

Segregado 0,011 -3,7680 3,5390 -1,6140

Intermitente 2,960 0,3050 -0,4470 0,0978

Distribuído Sem correção, C=0 e ψ=1

θ<0 Todos 4,700 -0,3692 0,1244 -0,5056

Na Figura C-5 é exposto à variação do holdup com a inclinação da tubulação.

145

Figura C-5 Holdup Versus Inclinação do Tubo com a Horizontal [16].

O fator de fricção é dado pela equação:

4/Y = 4ZI ∗ �T

Onde:

4ZI = 1[2 ∗ r�A ? s�4,5223 ∗ r�As� − 3,8215B]6

Sendo:

s� = 2ZI ∗ H3 ∗ (QZI

QZI = Q" ∗ \" + QM ∗ (1 − \")

� = ln t−0,0523 + 3,182 ln t − 0,8725(ln t)6 + 0,01853(ln t)`

t = \"(D"(X))6

Se y pertence ao intervalo de 1 < y < 1,2, então:

146

� = ln t2,2t − 1,2

Figura C-6 Fator de Fricção [16].

6) Correlação de Chew & Connally [16]

Esta correlação é utilizada para o cálculo da viscosidade do óleo morto.

Q0v = w ∗ Q0Px

Onde:

w = 0,2 + ( 0,810],]]]b=6Wy)

� = 0,482 + ( 0,51810],]]]cccWy)

7) Correlação de Beggs & Robinson [16]

A correlação utilizada para o cálculo da viscosidade do óleo vivo seguinte Beggs

& Robinson é apresentada abaixo.

Q0v = w ∗ Q0Px

147

Onde:

w = 10,715 ∗ (sT + 100)_],=<=

� = 5,44 ∗ (sT + 150)_],^^b

8) Correlação de Lasater [16]

A correlação de Lasater é largamente utilizada para o cálculo da razão de

solubilidade (Rs) e foi criada em 1985 a partir de dados experimentais. A razão de

solubilidade é obtida conforme as fórmulas expostas abaixo.

sT =350 ∗(0 ∗ 379,3 ∗ tMz0 ∗ (1 − tM)

Onde:

Densidade do óleo [(0]

Peso molecular do óleo em condições standard [z{] • Para API ≤ 40, tem se z0 = 630 − 10 ∗ |}~� • Para API › 40 tem se z0 = 73,110 ∗ (|}~�)_<=a6

Fração molar do gás [tM]

tM =sIv379,3sIv379,3 + 350 ∗ (0z0

Razão de Solubilidade na pressão de bolha [sIv]: scf/STB

Densidade API [|}~�]: ⁰API

9) Equação de Vogel [16]

! =!3-� ∗ (1 − (1 − m) ∗ ?��,�$ B − m ∗ (��,�$ )6) Onde:

Vazão de Líquidos [Q] m³/d

Vazão de Líquidos Máxima [Qmax] m³/d, condição Pwf = 0

Pressão Estática [PE] kg/cm²

Pressão de Fluxo [Pwf] kg/cm²

Coeficiente de Vogel [C]

148

Anexo D

Algoritmo de Marcha para o Cálculo de Perda de Carga [16]

Para o cálculo da perda de carga é necessário integrar o gradiente de pressão ao

longo de todo o sistema que se deseja avaliar de acordo com a equação abaixo.

∆� = � ?(�(r B

+]

∗ (r

Para fluidos compressíveis e levemente compressíveis, o gradiente de pressão

varia ao longo de todo o comprimento da tubulação. As misturas multifásicas, até

mesmo quando em estados acima da pressão de saturação, apresentam o mesmo

comportamento, em parte porque a temperatura também varia com comprimento da

tubulação. Em poços de óleo e gás, o gradiente de pressão varia ao longo de toda a

tubulação do sistema devido a pressão, a temperatura e o ângulo da tubulação com a

horizontal.

Portanto no cálculo da perda de carga deve ser considerada a determinação da

temperatura do escoamento, além do gradiente de pressão. Para cumprir este requisito

deve ser considerado um balanço rigoroso do gradiente de entalpia até a utilização de

um perfil de temperatura previamente conhecido. A utilização do perfil de temperatura

conhecido não é propriamente uma determinação de temperatura, mas é um artifício

algumas vezes utilizado pela disponibilidade de tal perfil.

Uma alternativa em escoamentos multifásicos ocorrentes na produção de

petróleo é a adoção de um perfil linear de temperatura, o qual se baseia na variação da

temperatura do fluido com a profundidade, de acordo com um gradiente estabelecido.

Aplicando-se o conceito da conservação de energia no escoamento de fluidos, em um

determinado segmento de tubulação, determina-se o gradiente de entalpia, através da

fórmula apresentada abaixo.

?(ℎ(r B = −!�(

� − HA.� ∗ (H

(r − A ∗ ��XA.�

149

Onde Q é a quantidade de calor trocado que ocorre em função da diferença de

temperatura ente o fluido e o ambiente. No caso de escoamentos em coluna de

produção, tal ambiente será composto pela tubulação, pelo fluido residente no anular,

pelo revestimento, pela cimentação e por último pela formação. A equação do gradiente

total de entalpia possui três componentes, sendo eles, transferência de calor, aceleração

e elevação, conforme exposto na fórmula abaixo.

((ℎ()) = ((ℎ

())�/ +((ℎ())-. +((ℎ

())*+ Onde:

ht = termo referente a transferência de calor

el = termo referente à mudança de elevação

ac = termo referente à aceleração

O cálculo do perfil de temperatura nos poços pode ser previsto pela aplicação da

conservação de energia, massa e quantidade de movimento linear. Assim combinando

as equações dos gradientes de pressão e de entalpia, tem-se a equação abaixo.

P��P+ + ��

} = ��} � − �Mk∗"∗I*Zd

} � + ? <�∗K∗��B ∗ �PY

P+� ∗ф

A equação de perda de carga pode ser aplicada nos casos onde for considerado o

fluido como uma mistura homogênea, nessa condição a equação resultante é

apresentada abaixo.

(�(� = �4 ∗ 2, ∗ H,62( � +2, ∗ A ∗ ��X + 2, ∗ H, ∗ �(H,(r �

As duas equações apresentadas acima constituem um problema de valor inicial

de uma equação diferencial ordinária com duas variáveis T e P, respectivamente. Os

simuladores numérico-computacionais, como o PIPESIM™, que são utilizados na

determinação dos perfis de pressão e temperatura em escoamentos multifásicos sob

regime permanente, fazem uso de um procedimento denominado algoritmo de marcha.

150

Para resolver este problema de valor inicial, quando aplicado ao escoamento

multifásico em sistemas de produção, a marcha pode ser iniciada pelo topo (UEP) ou

base (fundo do poço) do sistema e seguir integrando numericamente as equações do

gradiente de pressão e entalpia em curtos incrementos da tubulação. Assim para o

cálculo da perda de carga total, a tubulação é dividida em segmentos e a fórmula a ser

utilizada no final é apresentada abaixo. Em alguns segmentos, o gradiente de pressão

pode ser considerado constante no interior da tubulação.

∆� ≈ ��?(�(r B�_� ∗ ∆)�_�

3

��<

Z

��<

Onde, n = número de segmentos e m = número de incrementos de cálculo dentro do

segmento.

A Figura D-1 apresenta o fluxograma de um algoritmo de marcha utilizado para

o cálculo de um segmento de tubulação, no qual se tem conhecido os valores para os

parâmetros P e T e se deseja determinar Pi+1 e Ti+1.

151

Figura D-1 Algoritmo de Marcha (Brill e Mukherjee, 1999) [16]

152

Em resumo utiliza-se um método de interação para a pressão como

procedimento de cálculo para perda de carga, conforme o passo a passo listado abaixo

[9].

1) Conhecendo-se P e T;

2) Fixa-se ∆L;

3) Estima-se ∆P e Pi+1;

4) Admitindo uma simplificação na determinação da temperatura através da adoção

de um perfil de temperatura conhecido, calcula-se Ti+1 = f(L). Com Tmed e Pmed,

determinam se todas as propriedades do escoamento no segmento;

5) Utilizando-se uma correlação ou ainda adotando um modelo mecanicista para

determinação do gradiente de pressão, calcula-se dp/dl;

6) ∆P calculado = ∆L * dp/dl;

7) Compara-se ∆P estimado e ∆P calculado;

8) Se o sistema não convergir, estima-se um novo ∆P e assim o cálculo é refeito, e

em seguida sucessivamente até convergir.

Programas de computação comerciais, conhecidos por simuladores, que são

largamente utilizados nas análises dos escoamentos em sistemas de produção, fazem

uso dessa técnica de discretização do comprimento e adoção do algoritmo de marcha. A

depender da análise a ser realizada, diferentes segmentos da tubulação podem vir a

requerer o cálculo em distintos sentidos em relação ao sentido do próprio escoamento,

ou seja, no sentido de montante (upstream) ou de jusante (downstream).

Para a predição do comportamento das fases e o cálculo das propriedades físicas,

os simuladores comerciais utilizam dois tipos de procedimentos: por correlações

empíricas do tipo black oil e por equações de estado aplicadas em sistemas

multicomponentes (composicional).

Diversas correlações empíricas e os modelos, comumente usados no cálculo do

gradiente de pressão estão incorporados nos simuladores comerciais. A manipulação

desses simuladores não somente permite uma avaliação do desempenho dos modelos e

correlações frente a dados reais de campo, como também permite o dimensionamento, e

controle de operações típicas e inerentes aos sistemas de produção e transporte de

petróleo. Nesta dissertação, o simulador computacional utilizado foi o PIPESIM™,

sendo adotado um modelo black oil. No escoamento vertical foi escolhida a correlação

de Hagedorn & Brown e no escoamento horizontal, a correlação de Beggs & Brill

Revised.

estudo de implantação de processamento submarino com

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