73311848 engenharia-offshore

Eng. Luiz Antônio Chaves, MSc.

Engenharia de Petróleo Offshore

Agosto de 2008

Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 22

TTóópicos do Cursopicos do Curso1.1. Engenharia de PetrEngenharia de Petróóleo leo -- ConceitosConceitos2.2. Arranjos SubmarinosArranjos Submarinos3.3. Equipamentos de SuperfEquipamentos de Superfííciecie4.4. AnAnáálise de Projetoslise de Projetos5.5. Dimensionamento de Equipamentos Dimensionamento de Equipamentos

para EVTEpara EVTE6.6. Estudo de Caso Real Estudo de Caso Real –– Desenvolver Desenvolver

projetos conceituais.projetos conceituais.


ObjetivosObjetivos

Apresentar as tecnologia de engenharia Apresentar as tecnologia de engenharia para processamento de petrpara processamento de petróóleo, os leo, os sistemas de produsistemas de produçção e delineamento de ão e delineamento de projetos petrolprojetos petrolííferos feros offshoreoffshore..

Inclui a anInclui a anáálise do sistema e especificalise do sistema e especificaçção ão de sistemas para extrade sistemas para extraçção, ão, processamento, transporte e transferência processamento, transporte e transferência de fluidos para região de fluidos para região onshoreonshore ou para ou para áárea de armazenamento temporrea de armazenamento temporáário.rio.


Estrutura do CursoEstrutura do Curso

�� Arranjo Produtivo I Arranjo Produtivo I Conceitos Gerais e aplicaConceitos Gerais e aplicaçções para o ões para o desenvolvimento de Sistemas de desenvolvimento de Sistemas de Engenharia Engenharia OffshoreOffshore para processamento para processamento de fluidos.de fluidos.

�� Arranjo Produtivo IIArranjo Produtivo IIDesenvolvimento de Projetos Conceituais de Desenvolvimento de Projetos Conceituais de processamento de fluidos.processamento de fluidos.


Alternativas de ProjetoAlternativas de Projeto

Qual o melhor arranjo? Quais as incertezas? Qual o melhor projeto?


AplicaAplicaçção Prão Prááticatica

�� ApApóós a descoberta da jazida e a s a descoberta da jazida e a comprovacomprovaçção do volume e estimativa de ão do volume e estimativa de produproduçção de petrão de petróóleo/ gleo/ gáás s éé desenvolvido desenvolvido o EVTE.o EVTE.

�� O EVTE O EVTE éé um estudo analum estudo analíítico e profundo tico e profundo para definir quais as alternativas para definir quais as alternativas tecnoltecnolóógicas que auferem a maior gicas que auferem a maior lucratividade e o menor risco do lucratividade e o menor risco do empreendimento que como empreendimento que como úúnica funnica funçção ão maximizar a extramaximizar a extraçção de fluidos do ão de fluidos do reservatreservatóório com o menor custo.rio com o menor custo.


EVTEEVTE

�� O EVTE O EVTE éé dividido genericamente em 7 dividido genericamente em 7 mmóódulos:dulos:

1.1. Engenharia do ReservatEngenharia do Reservatóório (Engenharia rio (Engenharia do podo poçço).o).

2.2. Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina3.3. Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie4.4. RegulaRegulaççãoão5.5. Meio AmbienteMeio Ambiente6.6. PolPolíítica Ptica Púública (Aspectos Sblica (Aspectos Sóóciocio--

Econômicos)Econômicos)7.7. LogLogíísticastica


Justificativa do EVTEJustificativa do EVTE

EVTE EVTE ��

Maximizar o lucro!

Reduzir Incertezas Reduzir Incertezas no Empreendimentono Empreendimento


Arranjos ProdutivosArranjos Produtivos

�� Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina

�� Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie

�� Engenharia de Dutos Engenharia de Dutos (dutos/(dutos/risesrises//flowlineflowline))

Atenção: Quando se estuda os sistemas de engenharia tem de analisar Detalhadamente quais os fluidos que são processados, os mecanismos que regem os processos e as propriedades físico-químicas.


Fase IFase I

Engenharia de Engenharia de PetrPetróóleo leo OffshoreOffshore

Conceitos Básicos


ComposiComposiçção dos Fluidos do ão dos Fluidos do ReservatReservatóório Petrolrio Petrolííferofero

�� Hidrocarbonetos (Hidrocarbonetos (ParafParafíínicosnicos, , NaftênicosNaftênicos, , AromAromááticos, ticos, AsfAsfáálticoltico))

�� Compostos Sulforosos Compostos Sulforosos -- GGáás s SulfSulfíídricodrico (H(H22S), S), polissulfetospolissulfetos e e MercaptansMercaptans (RSH)(RSH)

�� COCO22�� Compostos Oxigenados: Compostos Oxigenados: éésteres, cetonas, steres, cetonas, áácidos cidos

carboxcarboxíílicos, fenlicos, fenóóisis�� Compostos Nitrogenados: NO, NOCompostos Nitrogenados: NO, NO22�� Metais (Pb, Metais (Pb, ZnZn, V, , V, NiNi, , FeFe, Ti, Cr, Mo, , Ti, Cr, Mo, CuCu e outros)e outros)�� Sais (Sais (NaClNaCl, , NaBrNaBr, CaCl, CaCl22, Na, Na22SOSO44))�� Areia (Argilas, Areia (Argilas, SilteSilte))�� H2OH2O

A caracterização físico-química do óleo interfere no desenvolvimento do Projeto. Discuta analisando os mecanismos que podem interferir no empreendimento.


Classes de Classes de ÓÓleo leo –– DensidadeDensidade

�� PetrPetróóleos Leves: acima de 30leos Leves: acima de 30°°API ( API ( < 0,72 g / cm< 0,72 g / cm33 ))

�� PetrPetróóleos Mleos Méédios: entre 21 e 30dios: entre 21 e 30°°APIAPI

�� PetrPetróóleos Pesados: abaixo de 21leos Pesados: abaixo de 21°°API API ( > 0,92 g / cm( > 0,92 g / cm33 ))

A classe de óleo interfere na escolha de equipamentos para promover a elevação. A classe de óleo também está associada ao tipo de campo Petrolífero quanto a sua surgência. Discuta.


API do API do óóleo e Peso Especleo e Peso Especíífico do fico do ggááss

29

PM=γ

Onde:

γ = peso específico do gásPM = Peso Molecular da substância


AnAnáálise PVT lise PVT -- Densidade do gDensidade do gááss

�� GGáás Reals Real

Onde:ρg = densidade do gásγ= peso específico do gásP = PressãoT = temperaturaz = fator de compressibilidade

z T70,2

⋅

⋅=

Pg

γρ


RelaRelaçção do Gão do Gáás Ideals Ideal

TRnVP ⋅⋅=⋅

Onde:V= VolumeP = PressãoT = temperaturaR = constante Real dos gasesn = número de moles do gás

Em projeto a Equação e Clayperon é uma aproximação


Teor de EnxofreTeor de Enxofre

Petróleos “Doces” (sweet): teor de enxofre < 0,5 % de sua massa

Petróleos “Ácidos” (sour): teor de enxofre > 0,5 % em massa


CaracterizaCaracterizaçções do Petrões do Petróóleoleo

�� Teor de sal:Teor de sal: Podendo ser expresso em Podendo ser expresso em miligramas de miligramas de NaClNaCl por litro de por litro de óóleo, indica a leo, indica a quantidade de sal dissolvido na quantidade de sal dissolvido na áágua presente no gua presente no óóleo em forma de emulsão;leo em forma de emulsão;

�� Ponto de fluidez:Ponto de fluidez: Indica a menor temperatura Indica a menor temperatura que permite que o que permite que o óóleo flua em determinadas leo flua em determinadas condicondiçções de teste;ões de teste;

�� Teor de cinzas:Teor de cinzas: Estabelece a quantidade de Estabelece a quantidade de constituintes metconstituintes metáálicos no licos no óóleo apleo apóós sua s sua combustão completa.combustão completa.


VariVariááveis do Reservatveis do Reservatóóriorio

�� BSW BSW –– BasicBasic SedimentsSediments WaterWaterTeor de sedimentos e Teor de sedimentos e áágua presente no petrgua presente no petróóleo.leo.

�� RAORAO

�� RGORGO

�� IPIP

�� PVTPVTPw - Pe

q IP =


AnAnáálise do Projeto lise do Projeto


ConclusõesConclusões

�� Dados do ReservatDados do Reservatóório permitem rio permitem ananáálise e o desenvolvimento do lise e o desenvolvimento do projeto.projeto.


Engenharia Engenharia SubmarinaSubmarina


Limites do EmpreendimentoLimites do Empreendimento


Spread Spread MooringMooring


Itens BItens Báásicos sicos –– CaracterizaCaracterizaçção ão

�� 1 1 –– AnAnáálise Geral do Projetolise Geral do Projeto�� -- Local: Bacia MarLocal: Bacia Maríítimatima�� -- Distancia da costaDistancia da costa�� -- Tipo de plataformaTipo de plataforma�� -- Escoamento, trecho e destinoEscoamento, trecho e destino�� --Tipo de Fluidos Tipo de Fluidos ExplotadosExplotados�� -- Quantidade de PoQuantidade de Poççosos�� -- Arranjo submarinoArranjo submarino�� -- ExportaExportaçção de Fluidos ão de Fluidos –– ÓÓleo (leo (QoQo))�� -- Escoamento de Fluido Escoamento de Fluido –– GGáás (s (QgQg))


Justificativas do uso do FPSOJustificativas do uso do FPSO

1.1. Ideal para regiões sem infra-estrutura;2. Grande área de convés e capacidade

para receber peso;3. Cronograma reduzido para conversão;4. Custo pouco sensível ao aumento da

LDA;5. Fácil de ser removido e reutilizado;6. Flexibilidade para o desenvolvimento do

campo.Quais os itens que interferem na desenvolvimento do projeto paraengenharia de superfície?


CaracterizaCaracterizaçção do Projeto ão do Projeto --ESCOPOESCOPO

1.1. Os objetivos do projeto Os objetivos do projeto -- ESCOPOESCOPO

2.2. Cronograma preliminar da atividadeCronograma preliminar da atividade

3.3. LocalizaLocalizaçção e limites dos ão e limites dos Blocos/CamposBlocos/Campos

4.4. NNúúmero total de pomero total de poçços do projeto e que os do projeto e que serão interligadosserão interligados

5.5. LocalizaLocalizaçção da Unidade de produão da Unidade de produççãoão

6.6. JustificativasJustificativas7.7. DescriDescriçção geral dos processos de ão geral dos processos de

produproduççãoão


Equipamentos SubmarinosEquipamentos Submarinos

�� -- ANM (CabeANM (Cabeçça do Poa do Poçço)o)�� -- PLETPLET�� -- PLEMPLEM�� -- SpoolSpool�� -- ManifoldManifold SubmarinoSubmarino�� -- FlowlineFlowline�� -- RiserRiser�� -- UEH UEH –– Umbilical ElUmbilical Eléétrico Hidrtrico Hidrááulicoulico�� -- TemplateTemplate


Arranjo SubmarinoArranjo Submarino


AncoragemAncoragem


Arranjo Geral do Sistema Arranjo Geral do Sistema de Produde Produçção ão ––IntegraIntegraçção de ão de

Equipamentos do PoEquipamentos do Poçço, o, Submarinos e de Submarinos e de

SuperfSuperfííciecie


Estrutura Geral de PoEstrutura Geral de Poçço de o de ProduProduççãoão

((((opcionalopcionalopcionalopcional))))

Completação Seca

ANC


Dispositivos da Coluna atDispositivos da Coluna atéé a ANa AN

� Tubo de produção – É o componente de maior consumo e custo em uma coluna de produção. Usado para conduzir os fluidos do fundo da coluna à superfície.

� Válvula de segurança de subsuperfície(DHSV) ou SSSV– Dispositivo de segurança instalada a cerca de 30 m abaixo da superfície, ou do assoalho marinho que tem a função de fechar o poço em casos de emergência. Opera sempre pressurizado.

� Redução – Conexão usada para permitir o acoplamento entre componentes de diâmetro diferentes na coluna.



� Mandril de gas-lift– Dispositivo que tem a função de alojar a válvula que permitirá a circulação do gás do espaço anular para a coluna de produção.

� Liner– Tubulação de revestimento externo que protege a coluna de produção das paredes do furo do poço.

� Junta telescopia (TSR)– Dispositivo que absorve a expansão ou contração da coluna de produção, causadas pelas variações de temperatura sofridas quando da produção ou injeção de fluidos.



�� Packer Hidráulico ou de Produção

– Tem a função de promover o fechamento do espaço anular entre o tubo de revestimento e a coluna de produção, numa determinada profundidade.

– Os objetivos desse equipamento são: � Proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação de fluidos corrosivos

� Possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gas-lift.

� Permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais de um packer).



� Niple– Equipamento normalmente instalado no fundo da coluna de produção, abaixo de todas as outras ferramentas, com o objetivo de alojar o tampão mecânico (shear-out), válvula de retenção ou registrador de pressão.

� Shear-out– Equipamento instalado no fundo da coluna de produção, com o objetivo de realizar o tamponamento temporário desta coluna, quando necessário


Tipos de Tipos de CompletaCompletaççãoão

�� CompletaCompletaççãoão SecaSeca�� CompletaCompletaççãoão MolhadaMolhada

Discuta as vantagens e desvantagens do tipo de completação.



�� CompletaCompletaççãoão MolhadaMolhada

�� Linhas de fluxo e equipamentos de Linhas de fluxo e equipamentos de suporte a extrasuporte a extraçção fluidos e injeão fluidos e injeçção ão de fluidos no reservatde fluidos no reservatóório.rio.


Equipamentos na CabeEquipamentos na Cabeçça do Poa do Poçço o –– CompletaCompletaççãoão Seca ou MolhadaSeca ou Molhada

� São os equipamentos responsáveis pelas seguintes atividades:

– • Ancoragem da coluna de produção

– • Vedação entre a coluna e o revestimento de produção

– • Controle do fluxo de fluidos oriundo do reservatório.


Equipamentos de Equipamentos de CompletaCompletaççãoão

� Cabeça de produção

� É um carretel com dois flanges e duas saídas laterais. O flange inferior fica apoiado na cabeça do revestimento de produção e o flange superior recebe a árvore de natal com seu adaptador.

– Em uma das saídas laterais geralmente éconectada a linha de injeção de gás (em poços equipados com gas-lift) e na outra a linha de matar (kill line), para um eventual amortecimento do poço


Cabeça de produção


Equipamento de Controle de FluxoEquipamento de Controle de Fluxo

� Árvore de Natal Molhada (ANM)

É o equipamento instalado no fundo do mar, constituído por um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle, todos interligados a um painel de controle localizado na plataforma de produção.

Os equipamentos que compõem a ANM executam basicamente as mesmas funções da ANC, porém, ficam submersas no fundo do mar.


Esquema de ANEsquema de AN

Esta AN é molhada ou seca?


Função: Controle de fluxo

Função: Acesso aointeriordo poço

Válvula Anular inferior


ANMANM

Altura aproximada: 9 a 15 metros


ANM e ANCANM e ANC

FunFunçções:ões:�� Controle de fluxo de fluidos do Controle de fluxo de fluidos do reservatreservatóório.rio.

�� VedaVedaçção da cabeão da cabeçça do poa do poçço.o.�� Acesso ao interior do poAcesso ao interior do poçço de o de produproduçção.ão.


Tipos de ANMTipos de ANM

–– ANM DO (ANM DO (DiverDiver OperatedOperated) operadas por ) operadas por mergulhadormergulhador

�� Baixo custo operacionalBaixo custo operacional�� Opera em LDA de 200 mOpera em LDA de 200 m�� As operaAs operaçções são essencialmente ões são essencialmente manuais por meio do mergulhador, manuais por meio do mergulhador, na qual realiza manobras de na qual realiza manobras de fechamento e conexão de linhas para fechamento e conexão de linhas para intervenintervençção no poão no poçço.o.


ANM DAANM DA

–– ANM DA (ANM DA (DiverDiver AssistedAssisted) assistida por ) assistida por mergulhadormergulhador

�� Baixo custo operacionalBaixo custo operacional�� Opera em LDA de atOpera em LDA de atéé 300 m300 m�� As operaAs operaçções são parcialmente manuais ões são parcialmente manuais

por meio do mergulhador, pois somente por meio do mergulhador, pois somente são realizadas manobras de conexão e são realizadas manobras de conexão e desconexão de linhas. Não existem desconexão de linhas. Não existem vváálvulas de acionamento manual.lvulas de acionamento manual.


ANM DLANM DL

–– ANM DL (ANM DL (DiverDiver LessLess) operada sem ) operada sem mergulhadormergulhador

�� Opera em LDA de atOpera em LDA de atéé 400 m400 m

�� As operaAs operaçções são realizadas totalmente ões são realizadas totalmente por meio de conectores e cabos por meio de conectores e cabos hidrhidrááulicos para conexão de linhas de ulicos para conexão de linhas de fluxo e controle fluxo e controle àà ANM.ANM.

�� Consiste no inConsiste no iníício do avancio do avançço tecnolo tecnolóógico gico da instalada instalaçção da ANM em LDA de maior ão da ANM em LDA de maior profundidade.profundidade.


ANM DLLANM DLL

–– ANM DLL (ANM DLL (DiverDiver LineLine LayLay--awayaway) operada sem ) operada sem mergulhador, com cabos guia de instalamergulhador, com cabos guia de instalaçção.ão.

�� Este tipo de ANM desce com a BAP (Base Este tipo de ANM desce com a BAP (Base Adaptadora da ProduAdaptadora da Produçção) previamente ão) previamente conectada, e possui um mconectada, e possui um móódulo de interface para dulo de interface para operaoperaçções com o ROV (ões com o ROV (RemoteRemote OperatedOperated VehicleVehicle) ) VeVeíículo operado remotamente na sala de controle culo operado remotamente na sala de controle da plataforma de instalada plataforma de instalaçção.ão.

�� A vantagem da ANM DLL A vantagem da ANM DLL éé a sua instalaa sua instalaçção com ão com um berum berçço na BAP equipada com o mandril das o na BAP equipada com o mandril das linhas de fluxo para apoio. linhas de fluxo para apoio.


ANM GLLANM GLL–– ANM GLL (ANM GLL (GuideGuide LineLine LessLess) operada sem ) operada sem

mergulhador e sem cabos guiamergulhador e sem cabos guia

�� ÉÉ um equipamento que pode operar em LDAum equipamento que pode operar em LDA’’s s acima de 500 m.acima de 500 m.

�� Utiliza sistema de conexão com a BAP, mas as Utiliza sistema de conexão com a BAP, mas as conexões não realizadas por meio do conexões não realizadas por meio do laylay--awayaway, , pois em vez deste sistema pois em vez deste sistema éé adotada a conexão adotada a conexão vertical (CV) na qual o mandril das linhas de vertical (CV) na qual o mandril das linhas de fluxo lanfluxo lanççado com o trenado com o trenóó éé conectado conectado àà ANM.ANM.

�� Este procedimento permite o lanEste procedimento permite o lanççamento da ANM amento da ANM ou da BAP de forma independente.ou da BAP de forma independente.


Qual o Arranjo submarino em Qual o Arranjo submarino em relarelaçção a ANM?ão a ANM?

�� LDA LDA –– 140 m140 m�� RGO = 3000 m3/m3RGO = 3000 m3/m3�� Campo gigante com grande Campo gigante com grande áárea rea superficial de acsuperficial de acúúmulo de mulo de óóleo.leo.

Justifique discutindo: 1 Justifique discutindo: 1 –– Aspectos Aspectos tecnoltecnolóógicos; 2 gicos; 2 –– Operacionais, 3 Operacionais, 3 ––Econômicos. Econômicos.


EstimulaEstimulaçção Artificialão Artificial

�� Procedimento para aumentar a Procedimento para aumentar a produtividade do poprodutividade do poçço.o.


Quais os casos de EstimulaQuais os casos de Estimulaçção ão Artificial?Artificial?

––GasGas--liftlift (GLC, GLI)(GLC, GLI)–– BCSBCS–– BCPBCP–– BMHBMH

––BCSS(*)BCSS(*)

Quando usar e porque usar um método de estimulação?


Questão TeQuestão Teóóricarica

�� Um campo petrolUm campo petrolíífero apresentou um IP de 130 fero apresentou um IP de 130 mm33/h / /h / kgfkgf/cm/cm22 para um conjunto de popara um conjunto de poçços. O os. O ooAPIAPI do do óóleo leo éé igual a 23 e apresenta igual a 23 e apresenta surgênciasurgênciapara uma LDA operacional de 1900 m. para uma LDA operacional de 1900 m.

�� No desenvolvimento do projeto foi proposto a No desenvolvimento do projeto foi proposto a instalainstalaçção de sistemas artificiais de estimulaão de sistemas artificiais de estimulaçção ão com BCSS ou BCS. A jazida não apresenta com BCSS ou BCS. A jazida não apresenta áágua gua conata.conata.

�� Discuta a proposta de projeto relacionando custo Discuta a proposta de projeto relacionando custo x produx produçção e arranjo submarino. Fundamente ão e arranjo submarino. Fundamente cada item relacionandocada item relacionando--os.os.


ANM ANM -- BCSSBCSS

> 200 m

Revestimento 30”

(jateado ou cravado)

Módulo de Bombeio com BCSS

1500HP e Cápsula 20”

BAB (Base

Adaptadora de

Bombeio)


�Manifold submarino

Equipamento que recebe a produção da árvore de natal molhada (proveniente do poço) por meio das linhas de produção de fluxo, e direciona a produção para a plataforma via flowline e riser.


Manifold submarino


Linhas e Equipamentos Linhas e Equipamentos SubmarinosSubmarinos


Equipamentos Submarinos de Equipamentos Submarinos de Conexão ao Conexão ao flowlineflowline

�� PLETPLET�� PLEMPLEM�� SPOOLSPOOL�� ManifoldManifold�� -- jumpersjumpers


Esquema Geral Esquema Geral –– Exemplo de Exemplo de Arranjo Submarino ComplexoArranjo Submarino Complexo


PLET PLET --Pipeline End Terminations


PLETPLET


SpoolSpool


TemplateTemplate


RiserRiser BaseBase


PLEM PLEM –– PipePipe LineLine endend ManifoldManifold

�� ExemploExemplo


Montagem da EstruturaMontagem da Estrutura


Linhas de FluxoLinhas de Fluxo


Dutos flexíveis

�Transportam gás e óleo dos poços para os sistemas flutuantes.

�Constituem cabos umbilicais e garantem suprimento de energia, injeção química e transmissão de sinais bidirecional para equipamentos remotamente operados.


Estrutura

�Do ponto de vista estrutural, ambos são estruturas compósitas, esbeltas, complacentes para a flexão lateral, mas resistentes e rígidos à tração e àtorção, capazes de sustentar pressão externa e, no caso dos flexíveis, também uma razoável pressão interna de fluido.


OperaOperaççãoão

� Operacionalmente os dutos flexíveis e cabos umbilicais desempenham tarefas de vital importância nos sistemas submarinos de produção, viabilizando a explotação de hidrocarbonetos em grandes lâminas d'água.

� A confiabilidade precisa ser mantida em níveis extremos, sob pena de graves acidentes ambientais, perda de produção, inutilização de equipamentos e barreiras de segurança.


AplicaAplicaçção das linhas de fluxoão das linhas de fluxo� Riser: aplicação estática ou dinâmica� Flowline: aplicação estática


Previsão do ProjetoPrevisão do Projeto� Análises globais � Dados de entrada� Correnteza� Onda� Deslocamento da plataforma� Movimentos dinâmicos do sistema flutuante ou da embarcação de� Lançamento

� Modelo� Dados de saída� Deformadas (estáticas & dinâmicas)� Força de topo� Ângulos� Compressão no “Touch Down Point” (TDP)� Curvaturas� Comprimentos suspensos


ConfiguraConfiguraççõesões


Estrutura da Linha FlexEstrutura da Linha Flexíívelvel

�� DisposiDisposiçção em camadas de ão em camadas de polpolíímeros e tramas de ameros e tramas de açço.o.

�� Prevenir vazamento e tensões para Prevenir vazamento e tensões para perda de contenperda de contençção de fluidos.ão de fluidos.


Estrutura da Linha FlexEstrutura da Linha Flexíívelvel


Projeto de dutos flexíveis� Um projeto de dutos e UEH usualmente envolve dois

estágios: uma análise global e uma análise local, também chamada de análise da seção.

1. Análise Global:

� Determinação de cargas operacionais e configurações geométricas.

2. Análise Local� Determina o cálculo e verificação de cargas internas e

deformações em cada uma das camadas, da resistência e rigidezes longitudinal, torcional e flexional, resistência ao colapso e à explosão do produto.


FunFunçção Especão Especííficafica


Capa Externa� A camada mais externa da estrutura esbelta constituída de

polímero como polietileno de alta densidade (HDPE). Ela éprojetada para empacotar, evitar degradação prematura e danos nas camadas mais internas pela manipulação durante o lançamento e pela movimentação no leito marinho.

� Além disso, a capa dificulta a falha por gaiola nas armaduras. A capa externa proporciona uma parcela da rigidez à flexão do produto que é majoritária nos umbilicais e razoável nos dutos flexíveis. Desde que os materiais poliméricos estão sujeitos à degradação provocada pela radiação solar, pigmentos são aplicados nos materiais da capa externa para aumentar-lhes a resistência e a estabilidade química.


Imagem para AnImagem para Anáálise do Dutolise do Duto


Armaduras

� São camadas de tendões metálicos (usualmente aço de alta resistência) enrolados helicoidalmente com ângulos de passo (medidos em relação ao eixo longitudinal) entre 15 e 40 graus. As armaduras estão ancoradas diretamente nos conectores nas extremidades das linhas de umbilicais ou dutos, de forma a descarregar neles a tração. Pode-se também utilizar tendões de fibra de vidro ou carbono para redução de peso.

� Em geral existem duas armaduras, enroladas em direções opostas. A principal tarefa dessas camadas é proporcionar resistência à tração e torção sem impedir a flexão da amostra.


Armaduras (continuação)

� De fato, no balanço de contribuições quase a totalidade da carga de tração é sustentada pelas armaduras (mais de 97%), enquanto sua contribuição na rigidez à flexão é pequena.

� Os tendões podem ser chatos ou cilíndricos. O uso de tendões chatos garante maior fator de ocupação da camada e menor espessura, mas está associado também a dificuldades de conformação durante a fabricação, problemas com o contato lateral e mecanismos de desgaste que são menores quando tendões cilíndricos são usados.


Camadas anti-fricção

� Camadas homogêneas ou fitas enroladas de polímero, cuja principal função éseparar duas camadas metálicas e assim impedir o atrito de metal contra metal quando o duto ou umbilical é fletido. Sua espessura é cerca de 1,5 mm.

� São indispensáveis para separar as armaduras quando tendões chatos são usados em dutos flexíveis de aplicação dinâmica.


Camadas plásticas intermediárias

� São camadas homogêneas, estanques para água e alguns produtos químicos, de polímero que, nos umbilicais submarinos, sustentam uma parcela da pressão de esmagamento causada pelas armaduras e pelo carregamento de tração e, nos dutos flexíveis, exercem tarefas similares às camadas anti-fricção e também são responsáveis por uma contribuição do isolamento térmico.

� Em geral, sua espessura é acima de 4 mm.


Tipos de TubosTipos de Tubos� Camada de pressão

�Função� Assegurar a estanqueidade interna

��Os principais materiais, selecionados em função detemperatura, pressão, fluidos, etc. :

� Polietileno (água / gás e óleo dependendo de temperatura e pressão)

� Rilsan® (poliamida 11) (gás e óleo, limitações dependendo de temperatura, pressão, presença de água e seu pH)

� Coflon® / Gamma-flex® (gás e óleo, altas pressões &temperaturas)


Camada de Pressão Camada de Pressão -- SeleSeleççãoãoOs principais parâmetros para a seleção dos materiais

(preocupações: compatibilidade química, envelhecimento):

� Pressão e temperatura de projeto� Pressão e temperatura de operação� Presença de água (Water Cut, vapor, etc.)� Teor de CO2� Teor de H2S� Composição iônica da água ou pH� Vida útil da linha� Especificação de todos os produtos químicos injetados

(álcoois, ácidos, inibidores de corrosão, etc.) estipulando composição química, concentração, freqüência de injeção e temperatura.


Camada de pressão


Pressão InternaPressão Interna


Armadura de pressão

Função

�Resistir a pressão interna�Resistir ao colapso hidrostático (smooth bore)

�Resistir às compressões mecâncicasradiais


Armadura de pressão

Material� Aço (vários graus disponíveis)

Os principais parâmetros para a seleção do grau do aço (preocupação com a corrosão):

� Pressão e temperatura de operação� Teor de CO2� Teor de H2S� Teor de água� Composição molar do fluido� Temperatura externa� Vida útil da linha


Imagem do Umbilical SubmarinoImagem do Umbilical Submarino


Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina


FunFunçções do UEHões do UEH

�� Transferência de informaTransferência de informaçção para ão para controle dos equipamentos controle dos equipamentos submarinos.submarinos.

�� ConduintesConduintes eleléétricos e Hidrtricos e Hidrááulicosulicos


Umbilical Umbilical -- UEHUEH


CaracterCaracteríística do UEHstica do UEH


Modos de falha

�São muitos os possíveis modos de falha que precisam ser avaliados. Ébastante comum que a iniciação àfalha ocorra através de um mecanismo e, em conseqüência deste, diversos outros mecanismos tenham lugar, de modo que a identificação da causa original exige perícia e análise morfológica dos resíduos da amostra.


Alguns dos modos de falhas

� Dano permanente devido à tração excessiva

� Dano permanente na estrutura devido à torção excessiva

� Falha devido à fadiga, desgaste e/ou corrosão das camadas metálicas

� Dano permanente na camada espiralada devido àpressão interna excessiva

� Dano permanente devido à pressão externa excessiva


Dano permanente devido àpressão externa excessiva


Alguns dos modos de falhas � Dano permanente devido à flexão excessiva: é necessário

respeitar o raio mínimo de flexão (MBR) dos dutos no enrolamento de carretéis e próximo ao touch-down point(TDP).

� Perda de função dos elementos funcionais: cabos elétricos, mangueiras hidráulicas e outros elementos no seu interior podem sofrer danos e deixar de operar.

� Formação de gaiola nas armaduras: é causada pela instabilidade em compressão de tendões, em que um comprimento da armadura flamba e os arames são expulsos para fora de maneira violenta, formando uma falha cujo aspecto lembra uma gaiola torcida. São mais susceptíveis as armaduras compostas de tendões com seção reduzida e pequeno ângulo de assentamento.


Gaiola de PassarinhoGaiola de Passarinho


QuestõesQuestões

�� Quais as funQuais as funçções do ões do flowlineflowline e e riserrisere UEH?e UEH?

�� Desenvolva uma matriz de funDesenvolva uma matriz de funçções ões para controle de uma ANS a partir do para controle de uma ANS a partir do painel de controle da plataforma que painel de controle da plataforma que opera em opera em ááguas profundas com guas profundas com conexão de elconexão de eléétrica, hidrtrica, hidrááulica, linha ulica, linha de servide serviçço e processo.o e processo.


Garantia do EscoamentoGarantia do Escoamento

� Problemas relativos ao escoamento dos fluidos da produção em dutos:

� Parafina� Hidratos� Incrustação inorgânica� Asfalteno� Emulsão� Areia� Ácidos

Discuta as soluções!


Problemas OperacionaisProblemas Operacionais

� Efeitos da deposição sobre o sistema de produção em linha ou equipamentos:

� Perda da produção de óleo� Aumento da perda de carga� Riscos operacionais� Perdas de equipamentos� Perda da eficiência do tratamento� Riscos Ambientais

Apresente outros desvios ou falhas operacionais e justifique com um Exemplo.


Exemplo de um problema Exemplo de um problema operacional.operacional.

Formação de Hidrato.

Discuta as consequências da formação de hidratos.Quais as soluções operacionais? Apresente um projeto conceitual.


ConfiguraConfiguraçção de Projetoão de Projeto


Desenvolvimento TDesenvolvimento Téécnicocnico

1 1 –– Engenharia de ProcessoEngenharia de Processo

�� A A –– Engenharia de PoEngenharia de Poççoo�� B B –– Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina�� C C –– Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie�� D D –– Engenharia de Escoamento e Engenharia de Escoamento e Transporte de Fluidos.Transporte de Fluidos.


Detalhamento TDetalhamento Téécnicocnico

�� -- CaracterizaCaracterizaçção do projetoão do projeto�� -- Descritivo TDescritivo Téécnico do processocnico do processo�� -- Descritivo dos sistemas e Descritivo dos sistemas e subsistemassubsistemas

�� -- Capacidade de ProduCapacidade de Produççãoão�� -- Mecanismos de ProcessosMecanismos de Processos�� -- Sistemas de SeguranSistemas de Seguranççaa


Projeto do PoProjeto do Poççoo

1300

2400

Tipos de poços e configuração típica de poço horizontal

A informação de projeto dos poços tem grande importância para análise doprojeto e correlação com os aspectos e impactos ambientais. Desenvolva uma análise e justificativas na forma de parecer técnico na visão do órgão ambiental.


Estrutura de um NavioEstrutura de um Navio

�� Espessura Chapa = 25 mm a 30 mm depende da Espessura Chapa = 25 mm a 30 mm depende da tonelada do navio.tonelada do navio.

�� Chapa Chapa guilhaguilha –– 11ªª chapa em contato com mar.chapa em contato com mar.�� Casco duplo e montado em mCasco duplo e montado em móódulos e dulos e decksdecks..�� Soldas Soldas MigMig x Eletrodo (maior tempo e menor x Eletrodo (maior tempo e menor

qualidade)qualidade)�� A estrutura do navio tem de ter, mola mestre.A estrutura do navio tem de ter, mola mestre.

�� Ainda existem navios arrebitados tubos de Ainda existem navios arrebitados tubos de cobre.cobre.


Casco e Casco e longarinaslongarinas do Naviodo Navio

Qual a relação com a engenharia naval e meio ambiente? Desenvolva 5 parágrafos.

meio nau

Bombordo

BoresteBoreste

Popa,

ré

ou lem

e

Bico d

e pro

a


Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie1. Módulo de primeiro estágio de separação e teste de poço;2. Módulo de segundo estágio de separação e tratamento eletrostático;3. Módulo dos compressores de gás;4. Módulo do compressor booster;5. Módulo de compressor booster para a unidade de amina;6. Módulo do Leito de Tratamento de SulfatoTreat;7. Módulo de Remoção de CO2 (Unidade de Amina);8. Módulo de desidratação do gás;9. Módulo de desaeração e filtração de água de injeção;10. Módulo de injeção de água;11. Módulo de utilidades;12. Módulo de geração de energia elétrica;13. Módulo de Geração de Energia para os equipamentos;14. Unidade de injeção química;15. Módulo do sistema de flare;16. Laboratório;17. Módulo de medição fiscal;18. Queimador de gás.


FPSO FPSO TurretTurret

Total Elevation

62.8 m

WINCH DECK

PIGGING DECK

MEZZANINE DECK

RISER DECK


TurretTurret –– vista inferiorvista inferior


Processo de SeparaProcesso de Separaçção e ão e Tratamento de GTratamento de Gáás s –– ÓÓleo leo -- ÁÁguagua


OffloadingOffloading

Carretel para enrolamento do mangote de transferência de óleo


OffloadingOffloading de um FPSO para um de um FPSO para um

navio navio aliviadoraliviador


AnAnáálise do Projeto de Produlise do Projeto de Produçção ão GenGenéérico de FPSOrico de FPSO

�� FPSO opera em LDA de 1300 m, FPSO opera em LDA de 1300 m, óóleo e leo e ááguagua--Questões:Questões:

�� 1 1 –– Discuta as etapas em ordem cronolDiscuta as etapas em ordem cronolóógica para gica para implantar o empreendimento.implantar o empreendimento.

�� 2 2 –– Quais os impactos no sistema ambiental para Quais os impactos no sistema ambiental para cada etapa do projeto? Correlacione cada um cada etapa do projeto? Correlacione cada um deles e identifique os impactos. Fadeles e identifique os impactos. Façça uma ana uma anáálise lise qualitativa.qualitativa.

�� 3 3 –– Identifique 3 agentes Identifique 3 agentes estressoresestressores para cada para cada categoria de impacto: no ar, solo e categoria de impacto: no ar, solo e áágua no gua no projeto.projeto.

�� 4 4 –– Apresente 3 sistemas e suas respectivas Apresente 3 sistemas e suas respectivas funfunçções para cada fase: engenharia do poões para cada fase: engenharia do poçço, o, engenharia submarina, engenharia de superfengenharia submarina, engenharia de superfíície.cie.


Desenvolvimento de ProjetoDesenvolvimento de Projeto


Carretel para enrolamento do mangote de transferência de óleo


Breve HistBreve Históórico de rico de BlowoutsBlowouts Listagem dos 5 Maiores Blowouts Offshore Volume Liberado

1. Sedco 135F e IXTOC-1 Well Em 1979, o poço IXTOC-1 sofreu um fluxo descontrolado na Bahia de Campeche, México. Foi controlado 9 meses depois.

3.500.000 Barris

2. Plataforma Ekofisk Bravo A plataforma Phillips Petroleum's Ekofisk B teve um blowout de 8 dias de gás e óleo em 1977, após a instalação do BOP e teste do equipamento de segurança.

202.381 Barris

-

3. Funiwa No. 5 Well A descarga de óleo devido a um blowout, em 1980, do poço Funiwa 5, poluiu o Delta da Nigéria por 2 semanas, também provocando a formação de incêndio na unidade.

200.000 Barris

4. Hasbah Platform Well 6 Durante a perfuração em 1980 pela unidade jack-up Ron Tappmeyer, poço exploratório No. 6, na região do Golfo Pérsico, ocorreu um descontrole lançando óleo para o ambiente durante 8 dias e provocando a morte de 19 operadores.

100.000 Barris

5. Union Oil Platform Alpha Well A-21 Em 1969 a plataforma Union Oil Platform A teve um blowout de 11 dias, mas continuou liberando óleo para o canal de Santa Barbara por vários meses.

80.000 Barris

Fonte: Office of Response and Restoration, NOAA (2007)


Outros Dados de AcidentesOutros Dados de Acidentes Outros Blowout Danos e Perdas

Adriatic IV Ano: 2004 Local: Costa do Egito.

Sem Registro

Al Baz Ano: 1989 Local:Santa Fe's Al Baz

5 fatalidades

Arabdrill 19 Ano: 2002 Local: -

3 fatalidades

Blake IV and Greenhill Petroleum Corp. Well 250 Ano: 1992 Local:Baía Timbalier

Grande Vazamento

Enchova Central Ano: 1988 Local: Brasil

37 fatalidades

Ensco 51 Ano: 2001 Local: Golfo do México

Sem Registro

Ocean Odyssey Ano: 1988 Local: Mar do Norte

1 fatalidade

Petromar V Drillship Ano: 1981 Local: Mar do Sul da China

Sem registro

Sea Quest Ano: 1980 Local: Nigéria

Sem Registro

West Vanguard Ano: 1985 Local: Noruega

1 fatalidades


Atividade de PerfuraAtividade de Perfuraççãoão


LocaLocaçção x Tecnologia x ão x Tecnologia x AmbienteAmbiente


Aratu

Cacha Prego

GarapuáBoipeba

São SebastiãoBarra de Serinhaem

CamamuIlha Grande

Barra Grande

Campinho

Taipus

Itacaré

Ilhéus

Bacia de Camamu-Almada

Atividade de Perfuração:

LDA – 17 a 25 metrosProximidade da Costa: 15 a 23 kmAlta Sensibilidade AmbientalMeio Biótico, Meio Físico e Socioeconômico

Perfurações

202012 km12 km77--BASBAS--6464--001001

35359 km9 kmBMBM--CALCAL--004004--22

25256 km6 kmBMBM--CALCAL--004004--11

Lâmina Lâmina

dd’’ááguaguaDistânciaDistância

da Costada CostaNome Nome

do Podo Poççoo


Projeto para LDA RasaProjeto para LDA Rasa


Esquema Geral do ProjetoEsquema Geral do ProjetoPlataforma tipo Caisson – Bacia Potiguar

Fluxograma simplificado da Plataforma PPE-04 – Campo de Pescada


Descritivo GeralDescritivo Geral�� O projeto de extraO projeto de extraçção de gão de gáás e s e óóleo no Campo de leo no Campo de

Pescada. Pescada. �� Plataforma Tipo Plataforma Tipo CaissonCaisson -- PPEPPE--4 4 �� Localizado na Plataforma Continental do Rio Localizado na Plataforma Continental do Rio

Grande do Norte.Grande do Norte.�� LocaLocaçção: Distante 2,5 km a leste da plataforma ão: Distante 2,5 km a leste da plataforma

PPEPPE--1A, em lâmina 1A, em lâmina dd’’áágua de 20 m e 17,5 km gua de 20 m e 17,5 km distante da costa. distante da costa.

�� Fluidos: PoFluidos: Poçço de Extrao de Extraçção de Gão de Gáás. Grau API: 48.s. Grau API: 48.

743.560743.5609.479.3609.479.36077--PEPE--0404

YYXXPlataformaPlataforma

UTM (SAD 69)UTM (SAD 69)


Fluxograma de ProcessoFluxograma de Processo


Detalhamento do ProcessoDetalhamento do Processo

Fluxograma de Engenharia – Cabeça do poço e instrumentos


Parte do Sistema de Parte do Sistema de EscoamentoEscoamento

Riser de Saída e Duto


Exemplo do Sistema Completo de Exemplo do Sistema Completo de ProduProduççãoão

Esquema do Sistema de Extração e Offloading para identificação de perigos


Detalhes do Sistema Detalhes do Sistema –– CabeCabeçça do a do PoPoççoo

Uso de nebulosas para os sistemas e aplicação da AAF


Sistema de SeparaSistema de Separaçção no ão no TopTop SideSideda Unidadeda Unidade

Sistema de Separação

Quais os equipamentos e instrumentos


Sistema de ProcessoSistema de Processo

Uso de nebulosas para análise do balanço de massa eEnergia.


Sistema de SeparaSistema de Separaççãoão

� O arraste de líquidos pode ser causado por projeto inadequado do processo, altas velocidades do gás, bem como por condições derivadas de bolsões de líquidos em poços, ascensores ou na tubulação. Isto resulta em partes da fase líquida presentes na corrente de gás sendo transportadas para os componentes subseqüentes da planta.

� Dependendo do processo, o arraste pode causar problemas graves, como perda da qualidade do produto, além de danificar os componentes posteriores na linha de produção, levando também a gasto adicional de energia.


Problema no arraste de gota

�O arraste de líquidos pode provocar:�Perda da qualidade do produto� Danos aos componentes posteriores na linha de produção

�Custo de energia mais elevado


Processo

� O arraste nestas condições de processo ocorre normalmente nos processos de separação térmica ou lavagem de gases de saída.

� As altas velocidades do gás ou então a quantidade excessiva de líquido para o projeto do equipamento existente – especialmente em instalações antigas – podem causar arraste de líquido aprisionado e desempenho deficiente do processo.

� Os eliminadores de gota adequadamente projetados permitem que os projetistas da planta apliquem velocidades mais altas ao gás e lidem com as condições esperadas e inesperadas do processo, tais como elevados fatores de parada, minimizando assim os custos da planta e obtendo melhor separação do produto.


Separador VerticalSeparador Vertical


Eliminador de NEliminador de Néévoavoa


Remoção de líquido condensado

� Se as condições forem propícias, as variações de temperatura e pressão em um processo podem provocar condensação de líquido.

� Este líquido condensado pode ser um produto fracionado, como o de uma rig ou refinaria, ou pode ser um componente indesejado, que precisa ser removido antes do processamento posterior, como a água em uma corrente de gás.

� Para o vaso de condensação intencional, a corrente de gás ainda possui uma porção significativa de produto aprisionado, que precisa ser removido por razões econômicas.


Problema

� Líquidos condensados provocam:

� Eficiência do processo muito mais baixa� Problemas de corrosão e assim redução da

vida útil dos equipamentos (especialmente compressores)

� Danos físicos aos equipamentos subseqüentes no processo

� Perda de energia


Separador VerticalSeparador Vertical


Dispositivo de SeparaDispositivo de Separaççãoão


Processo de SeparaProcesso de Separaççãoão

� Os contaminantes estão presentes por toda a cadeia do processo, da produção até o processamento final.

� O petróleo e o gás natural na cabeça de poço possuem contaminantes como a água, sal, compostos de enxofre, dióxido de carbono, areia e quantidades variáveis de hidrocarbonetos indesejáveis, como ceras, parafina e aromáticos.

� Em estágios posteriores do processo estão presentes outras partículas sólidas, como a ferrugem de componentes metálicos. A remoção destes é essencial, pois sua presença pode levar a falha total de componentes.


Problema

�Contaminantes provocam:�Corrosão de tubulações e estações de compressor

�Danos físicos aos componentes subseqüentes

�Custo de energia mais elevado


Alguns processos típicos

�Remoção de água e sólidos produzidos

�Remoção de minerais e metais (ferrugem)

�Remoção de enxofre


Separação de água livre (FWKO)

� A água aprisionada na fase gasosa, ao contrário da água livre, é removida na maioria das vezes pelo conhecido e confiável processo de glicol.

� O gás da torre de absorção de alta pressão contém glicol, sendo necessária uma rigorosa eliminação de gota, para garantir que não haja glicol na corrente de descarga de gás.

� Os sistemas de dessulfuração de gás utilizam um método semelhante de remoção, requerendo a eliminação deste elemento químico das correntes de descarga de gás.


Free-Water Know-out -FWKO

� O primeiro passo na maioria das plantas de processamento é um separador por gravidade de 3 fases (ou de 4 fases no caso de presença de areia no fluido), normalmente chamado de tanque de separação de água livre.

� A água é removida e o resto dos fluidos passa para tratamento posterior – observe o eliminador de gota tipo perfil como parte integrante da unidade. A areia é aprisionada na fase água e removida separadamente, normalmente com sistemas ciclônicos especializados. Incrustação mineral e a ferrugem são normalmente removidas de maneira semelhante à cima.


SeparadorSeparador


Remoção de água

�Cabeça de poço ou na estação de processamento

De particular importância é a remoção da água em excesso na cabeça de poço antes do transporte, uma vez que a água na tubulação, na presença de gases ácidos, pode gerar ácidos que causam corrosão.


Remoção de água livre� Além disso, em condições propícias, a água pode combinar

com o gás levando a “hidratos gasosos” semelhantes ao gelo que podem entupir completamente a tubulação – com conseqüências potencialmente catastróficas.

� É por isso que operadores de oleodutos especificam o teor de água, CO2 e/ou H2S para a tubulação de gás de plantas de processamento.

� Ainda assim, existe um pouco de água presente e o transporte por um oleoduto pode causar condensação. Os oleodutos nunca estão perfeitamente nivelados, principalmente por causa da geografia.


Luiz Antônio Chaves, MSc.

[email protected]@ivig.coppe.ufrj.br

Cel: 91454996


�� Estudo de Caso Estudo de Caso –– ExercExercíício cio

AplicaAplicaçção ão –– Projeto de Projeto de ExtraExtraçção e Escoamento de ão e Escoamento de

Fluidos Fluidos


ExercExercíício Aplicadocio Aplicado

�� Estudo Simplificado de Estudo Simplificado de engenharia para um engenharia para um empreendimento petrolempreendimento petrolíífero fero offshoreoffshore..

�� Objetivo do Estudo: Objetivo do Estudo: 1.1. Estudo para desenvolvimento do Estudo para desenvolvimento do

prepre--feedfeed de projeto. de projeto.


Objetivo Objetivo

�� Desenvolver um projeto conceitual Desenvolver um projeto conceitual utilizando os conhecimento de utilizando os conhecimento de Engenharia.Engenharia.

�� ÉÉ um estudo fundamentado.um estudo fundamentado.


Ambiência do ProjetoAmbiência do Projeto

�� Local: Setor de Engenharia da empresa de Local: Setor de Engenharia da empresa de PetrPetróóleoleo

�� Equipes de TrabalhoEquipes de Trabalho�� -- Equipes de Engenharia de PetrEquipes de Engenharia de Petróóleo que leo que

Fornecem os dados:Fornecem os dados:-- Engenharia de PoEngenharia de Poççosos-- Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina-- Engenharia de ProcessoEngenharia de Processo-- Equipe de Engenharia de EscoamentoEquipe de Engenharia de Escoamento


IntegraIntegraçção de Equipesão de EquipesEquipe de

Desenvolvimento de Projeto de Engenharia

Equipe de Desenvolvimento de Projeto de Engenharia

de Risco E&P

Equipe de Desenvolvimento de Projeto de Engenharia

Ambiental

Equipe de Desenvolvimento do Estudo Ambiental –

Biólogos, Oceanógrafos, Geógrafos, etc

Dados

Meio Ambiente Informações


Estrutura do EstudoEstrutura do Estudo

�� 1 1 –– Dados Gerais do Dados Gerais do Empreendimento Empreendimento -- AmbienteAmbiente

�� 2 2 –– AnAnáálise doslise dos�� 3 3 –– FluidosDescriFluidosDescriççãoão da engenharia da engenharia dos Sistemasdos Sistemas

�� 4 4 –– AnAnáálise da produlise da produççãoão�� 5 5 –– LogLogíística stica �� 6 6 -- ConclusõesConclusões


Projeto 1Projeto 1

�� Campo LulaCampo Lula


EmpreendimentoEmpreendimento

�� LocaLocaçção: Bacia de Barreirinhas ão: Bacia de Barreirinhas –– PA/MAPA/MA�� Campo de LulaCampo de Lula�� LDA: 30 mLDA: 30 m�� Distância da Costa: 37 kmDistância da Costa: 37 km�� Unidade de ProduUnidade de Produçção: em abertoão: em aberto�� Fluido: Fluido: óóleo leo –– Grau API 38Grau API 38�� Quantidade de PoQuantidade de Poçços Produtores: em abertoos Produtores: em aberto�� ExportaExportaçção: em aberto.ão: em aberto.�� Sistema de Processo: em aberto Sistema de Processo: em aberto �� Engenharia do PoEngenharia do Poçço: em aberto o: em aberto �� Engenharia Submarina: em abertoEngenharia Submarina: em aberto�� Sistema de controle: em abertoSistema de controle: em aberto


Plataforma Plataforma -- CaissonCaisson


Dados dos poDados dos poççosos

738.980738.9809.483.5109.483.5102121663.8063.806VerticalVertical77--TRTR--22

738.980738.9809.483.5109.483.5102121664.3254.325VerticalVertical77--TRTR--11

YYXX

COORDENADASCOORDENADASUTM (SAD 69)UTM (SAD 69)

LÂMINA LÂMINA DD ´́ÁÁGUAGUA(METROS(METROS

))

DIÂMETRO DODIÂMETRO DOREVESTIMENTREVESTIMENT

OO(POLEGADAS)(POLEGADAS)

PROFUNDIDADEPROFUNDIDADEDO PODO POÇÇOO(METROS)(METROS)

TIPO DETIPO DEINCLINAINCLINAÇÇÃOÃOPOPOÇÇOO


Fluxograma de Processo Fluxograma de Processo Simplificado da PTRSimplificado da PTR--33


Arranjo de Escoamento e Arranjo de Escoamento e Controle Controle

- PIR-1 – Plataforma que controla remotamente a PTR-3- Escoamento de fluidos para a BAC-3 e depois para a região onshore


Projeto 2Projeto 2

�� Campo XimbicaCampo Ximbica


Projeto Geral do Campo de Projeto Geral do Campo de XimbicaXimbica

�� LDA LDA –– 600 metros600 metros�� Distância da Costa: 78 kmDistância da Costa: 78 km

1500SurgentePROD. 02 e 03 Gás

700SurgentePROD. 01 Óleo

Vazãom3/dia

Método deElevação

Poço a ser interligado


Dados do ProjetoDados do Projeto

Diâmetro: 12 polExtensão: 5 km

Dimensões do Gasoduto – trecho UEP / PLEM

Diâmetro: 24 polExtensão: 55 km

Dimensões do Gasoduto – trecho PLEM / UTGC

Exportação para o continente (UTGC)Destino do gás excedente

Navio aliviadorMétodo de exportação do óleo

3.000.000Vazão de gás - Máx. em m³/d

35.000Vazão de oléo - Máx. em bbl/d

1.000Vazão de Condensado em m³/d

Por SurgênciaMecanismo de elevação

1.000 mComprimento médio do trecho horizontal em metros

Fraturamento e Gravel PackEsquema de completação

3Nº de poços produtores de gás

Sistema de produção do Campo de Ximbica


FPSO FPSO –– São BeneditoSão Benedito


Características Técnicas do

Sistema de Coleta de Gás

flow14000,156Extração de gás P3

riser12000,156Extração de gás P3





Tipo de Trecho de Linha

Extensão (m)

Diâmetro (m)

Diâmetro (pol)Identificação da linha

(extração de óleo, injeção de gás)


ProjetoProjeto

FPSO Cidade de Benedito

(LDA = 800 m)

Unidade de Tratamento de Gás

PLEMPLEM

PLETPLET

2424””55 km55 km

66””

1212””5 km5 km

(LDA 86m)(LDA 86m)


FluxogramaFluxograma

Use apenas 3 poços e não 8.


Projeto Projeto -- FluxogramasFluxogramas

�� SeparaSeparaçção de Fluidosão de Fluidos


OffloadingOffloading

SDV

DESCARGA PARA ALIVIADOR

H H

H

H

H

H

H

H

H

TANQUE ARMAZéM

CARGA

BOMBAS DE DESCARGA DE OLEO


FluxogramaFluxograma�� InjeInjeçção de ão de ÁÁguagua


Diretrizes do EstudoDiretrizes do Estudo

�� Trabalho prTrabalho práático simulando a tico simulando a execuexecuçção de um estudo de caso.ão de um estudo de caso.

�� SolicitaSolicitaçção de Dados adicionais ão de Dados adicionais ééresponsabilidade de cada Grupo.responsabilidade de cada Grupo.

�� DDúúvidas e questionamentos são vidas e questionamentos são solicitados e discutidos em grupo.solicitados e discutidos em grupo.

�� ---------------------------------- xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx ----------------------------------------------


Boa SorteBoa Sorte

�� ObsObs: A Fun: A Funçção do engenheiro ão do engenheiro éédesenvolver o projeto com menor desenvolver o projeto com menor custo e melhor relacusto e melhor relaçção de ão de investimento e retorno financeiro.investimento e retorno financeiro.

�� A seguranA segurançça e o meio ambiente a e o meio ambiente estão inseridos no retorno financeiro. estão inseridos no retorno financeiro.

73311848 engenharia-offshore

Documents

Transcript of 73311848 engenharia-offshore