AVALIAÇÃO DO INDICADOR DO MEIO AMBIENTE PARA SELECIONAR UM SISTEMA MARÍTIMO DE...
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i MAIARA MOREIRA GONÇALVES AVALIAÇÃO DO INDICADOR DO MEIO AMBIENTE PARA SELECIONAR UM SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO CAMPINAS 2014
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MAIARA MOREIRA GONÇALVES
AVALIAÇÃO DO INDICADOR DO MEIO AMBIENTE
PARA SELECIONAR UM SISTEMA MARÍTIMO DE
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
CAMPINAS
2014
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DEDICATÓRIA
Dedico à minha mãe.
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AGRADECIMENTOS
Este trabalho não poderia ser terminado sem a ajuda de diversas pessoas, como minha
família, amigos e companheiros do departamento.
Gostaria de agradecer à ANP – PRH-ANP e ao CEPETRO pelo apoio financeiro dado
durante o tempo em que este trabalho foi produzido, para que se pudesse agir com segurança.
Ao meu orientador, Prof. Morooka que me mostrou os caminhos a serem seguidos e que
sempre insistiu no meu trabalho, não deixando de auxiliar-me nos momentos mais críticos e
difíceis.
Ao Prof. Ivan pelo apoio.
Aos funcionários e amigos Alice, Délcio, Fátima, Gisele e Michele, Sônia pela ajuda
fornecida nos momentos de maior sufoco.
A todos os professores e colegas do departamento.
E finalmente, aos parceiros de laboratório: Natália, uma irmã que o Professor Morooka me
deu a honra de conhecer, e ao pessoal do laboratório que lá ainda se encontram e aos que já foram
seguir seus rumos: Raquel, Eva, Lucas, Bruno, Raphael, André, Diego, Carlos, Marcus,
Humberto, Adriana e a Estagiária.
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“Gosto da minha condição inacabada, da
possibilidade de mudar todos os dias. Para mim,
descobrir coisas novas é “um meio” e não o fim.
Não quero deixar o que eu penso tornar-se
definitivo nunca. Há tanta coisa para aprender,
tanta informação para absorver. Se tudo na vida é
uma questão de “ponto” de vista, o meu,
certamente, é reticências…” Fernanda Gaona.
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RESUMO
O desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de petróleo corresponde a um
conjunto de equipamentos para viabilizar a extração de petróleo e gás, a partir de um reservatório
de petróleo. Para uma melhor compreensão do processo, a definição deste sistema de produção
pode ser dividida em fases. Fase I corresponde à seleção do número de poços e tipo do poço.
Então, seguindo trabalhos anteriores (FRANCO, 2003), na Fase II, o arranjo de poços e a
Unidade Estacionária de Produção (UEP) são selecionados. E, na Fase III, a alternativa para o
armazenamento e escoamento de óleo e gás produzidos é escolhida.
O presente trabalho tem como objetivo identificar os impactos ambientais associados com
cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás, e quantificar cada um deles
por meio de índices. É esperado que esta ferramenta irá apoiar os tomadores de decisão ao
selecionarem o sistema que melhor se ajuste a um determinado campo marítimo de petróleo. A
crescente necessidade de petróleo na matriz energética do Brasil, concomitante com a
preocupação da sociedade em manter o meio ambiente limpo, torna a inclusão de um índice
relacionado com o meio ambiente uma importante contribuição para melhorar o processo de
seleção e decisão sobre o sistema marítimo de produção e sua inclusão, além dos índices técnicos
e tecnológicos geralmente usados em tal processo. Particularmente, será fundamental para a
produção de petróleo em condições adversas do cenário pré-sal, que está localizado em lâminas
d’água cada vez mais profundas.
A metodologia proposta segue um procedimento semelhante à avaliação dos impactos
ambientais através da utilização do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) e do uso de matriz
de impacto (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). Para a estimativa dos
impactos ambientais, foi definido o ISA da área a ser desenvolvida, e foi construída uma matriz
de impacto com base nas atividades envolvidas na instalação de plataforma, fase operacional e
descomissionamento de uma UEP e os elementos do meio ambiente. Portanto, essa abordagem
sistemática e estruturada permitiu incorporar ao processo de seleção do sistema marítimo de
produção para um campo de óleo e gás, a seleção da melhor alternativa, que combina as melhores
características técnicas e tecnológicas com os melhores aspectos do ambiente.
Palavras Chave: Sistema Marítimo de Produção, Desenvolvimento de Campos Marítimos,
Plataformas Marítimas, Índice de Sensibilidade Ambiental.
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ABSTRACT
The development of an offshore petroleum production system corresponds to define a set of
equipment to make possible oil and gas extraction from an underwater petroleum reservoir. To
better comprehension of the process, definition of this production system can be divided into
phases. Phase I corresponds to the selection of number of wells and type of the well. Then,
following the previous work (FRANCO, 2003), in the Phase II, the layout arrangement of wells
and the set of the stationary Floating Production Unit (FPU) are selected. And, in the Phase III,
storage and offloading alternatives for the produced oil and gas are selected.
The present paper aims to identify environmental impacts associated with the each
component of an offshore system for oil and gas production, and quantify each of them through
indexes. It is expected to support the decision makers to select the best fitted system for a given
offshore petroleum field. The increasing needs of petroleum to fulfill the energy matrix
demanded in Brazil, the growing concern of the society for keeping the environment clean and
the inclusion of an index related to the environment besides the technical and technological
indexes usually taken makes it an important contribution to improve the process for selection and
decision about the offshore production system. Particularly, it will be fundamental in the adverse
condition of the Pre-salt scenario of petroleum production, in ultra-deep water depth and oil and
gas with more aggressive contaminants to the system.
The proposed methodology follows a similar procedure for the assessment of environmental
impacts through the use of environmental sensitivity index (ESI) and the use of impact matrix
(NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). For the estimation of
environmental impacts, it was defined the ESI of the area to be developed, and it was constructed
an impact matrix based on the activities involved in the installation of platform, operational phase
and decommissioning of a FPU and the elements from environment. Therefore, this systematic
and structured approach allowed incorporating to the process of selection of the offshore
production system for an oil and gas field the selection of alternative which combines the best
technical and technological characteristics with better aspects from the environment.
Key Word: Offshore Production System, Offshore Fields Development, Offshore Platforms,
Environmental Sensitivity Index.
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ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1
2. SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO .............................................................................. 6
2.1. Número de Poços .............................................................................................................. 8
2.2. Tipo de Poço ................................................................................................................... 12
2.3. Equipamentos Submarinos ............................................................................................. 13
Completação ........................................................................................................................... 14
Manifold ................................................................................................................................. 15
Riser ....................................................................................................................................... 16
2.4. Arranjo dos Poços ........................................................................................................... 17
2.5. Unidade Estacionária de Produção ................................................................................. 18
UEPS Fixas ................................................................................................................................ 19
Jack-up (Plataforma Auto-Elevatória)................................................................................... 19
Jaqueta ................................................................................................................................... 20
Torre-Guia ............................................................................................................................. 21
Plataforma de Gravidade ....................................................................................................... 22
UEPs Flutuantes ......................................................................................................................... 23
Spar ........................................................................................................................................ 23
Semissubmersíveis .................................................................................................................. 24
FPSO ...................................................................................................................................... 25
TLP - Plataforma de Pernas Atarantadas.............................................................................. 26
2.6. Escoamento e Estocagem de Óleo .................................................................................. 27
3. FUNDAMENTOS BÁSICOS ................................................................................................ 28
3.1. Índice de Sensibilidade Ambiental - Isa ......................................................................... 28
Aspectos do ISA ...................................................................................................................... 28
Classificação do ISA .............................................................................................................. 30
3.2. Impactos Ambientais ...................................................................................................... 32
Impactos Ambientais na Perfuração de Poços ...................................................................... 34
Efeitos do Derramamento de Óleo ......................................................................................... 35
Impactos Ambientais no Desenvolvimento do Campo de Petróleo........................................ 37
xviii
3.3. Análise de Risco: Matriz de Impacto Ambiental ............................................................ 37
3.4. Metodologia de Avaliação de Impactos e Riscos Ambientais ........................................ 37
Matrizes de Avaliação dos Impactos e dos Riscos ambientais .............................................. 39
3.5. Fundamentos da Teoria dos Conjuntos Nebulosos ......................................................... 41
Conjuntos Nebulosos .............................................................................................................. 41
Modelo do Sistema de Seleção ............................................................................................... 44
4. METODOLOGIA PARA SELEÇÃO DO SISTEMA MARÍTIMO ..................................... 45
4.1. Metodologia .................................................................................................................... 46
Fase I – Número de Poços e Tipo de Poço ............................................................................ 47
Fase II – Arranjo dos Poços .................................................................................................. 49
Fase II - UEP ......................................................................................................................... 50
Fase III - Escoamento e Estocagem de Produção ................................................................. 66
4.2. Sistema de Seleção .......................................................................................................... 67
Conjuntos Nebulosos .............................................................................................................. 70
Base de Conhecimento ........................................................................................................... 74
5. RESULTADOS E DISCUSSÕES ......................................................................................... 83
5.1. Estudo de Caso ................................................................................................................ 83
5.2. Resultados ....................................................................................................................... 85
5.3. Análise dos Resultados ................................................................................................... 89
Campos de Petróleo com Indicador de Sensibilidade Ambiental Médio ............................... 90
Campos de Petróleo com Indicador de Sensibilidade Ambiental Alto .................................. 95
6. CONCLUSÃO ..................................................................................................................... 100
REFERÊNCIAS .......................................................................................................................... 101
xix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1- Típico Sistema Marítimo de Produção de Petróleo composto por diferentes
componentes do sistema. ................................................................................................................. 3
Figura 2 – Sondas de Perfuração: Jack-up, Semi-submersível e Navio-sonda, respectivamente. .. 7
Figura 3 – Blowout Preventer. ....................................................................................................... 10
Figura 4– Tipos de Poços. ............................................................................................................. 13
Figura 5 – Árvore de Natal Molhada. ............................................................................................ 15
Figura 6 – Manifold Submarino..................................................................................................... 16
Figura 7 – Riser rígido e flexível, respectivamente. ...................................................................... 17
Figura 8 - Plataforma Jackup. ........................................................................................................ 20
Figura 9 – Plataforma Jaqueta. ...................................................................................................... 21
Figura 10 – Plataforma Torre-Guia. .............................................................................................. 22
Figura 11 – Plataforma Gravidade................................................................................................. 23
Figura 12 – Plataforma Spar .......................................................................................................... 24
Figura 13 – Plataforma SS. ............................................................................................................ 24
Figura 14 – Plataforma FPSO com sistema de ancoragem turret. ................................................ 26
Figura 15– Plataforma TLP. .......................................................................................................... 27
Figura 16 – Exemplo da aplicação da Matriz de Impacto Ambiental ........................................... 40
Figura 17 – Variável Linguística da Área do Reservatório (Franco, 2003). ................................. 43
Figura 18 – Fluxograma Metodológico ......................................................................................... 46
Figura 19– Classificação do ISA ................................................................................................... 46
Figura 20- Fases de Desenvolvimento de um Sistema de Produção de Petróleo. ......................... 47
Figura 21 - Determinações do Número de Poços e do Tipo de Poço (Fase I) .............................. 49
Figura 22 - Determinação do Arranjo dos Poços (Fase II). ........................................................... 50
Figura 23 – Diagrama de Causa e Efeito de uma UEP .................................................................. 51
Figura 24 – Matriz de Impacto Genérica para uma UEP. ............................................................. 52
Figura 25 - Procedimento de Estimativa da Probabilidade de Ocorrência de um Impacto do Meio
Ambiente (MARIANO, 2007). ...................................................................................................... 53
Figura 26 – Matriz de Impacto da Plataforma Jaqueta. ................................................................. 56
Figura 27 – Matriz de Impacto da Plataforma Torre-Guia. ........................................................... 57
xx
Figura 28 – Matriz de Impacto da Plataforma Jackup ................................................................... 58
Figura 29 – Matriz de Impacto da Plataforma Gravidade. ............................................................ 59
Figura 30 – Matriz de Impacto da Plataforma Spar....................................................................... 60
Figura 31 – Matriz de Impacto da Plataforma SS. ........................................................................ 61
Figura 32 – Matriz de Impacto da Plataforma FPSO. ................................................................... 62
Figura 33 – Matriz de Impacto da Plataforma TLP. ...................................................................... 63
Figura 34 - Indicador Total de Meio Ambiente da UEPs. ............................................................. 64
Figura 35 – Determinação da UEP. ............................................................................................... 65
Figura 36 - Determinação da Estocagem e do Escoamento de Óleo (Fase III). ............................ 66
Figura 37 - Arquitetura do Sistema de Seleção utilizado para auxiliar a escolha de um Sistema
Marítimo de Produção. .................................................................................................................. 68
Figura 38 – Janela do Sistema de Seleção no Programa MATLAB 7.0. ...................................... 69
Figura 39 – Janela de Saída do Sistema de Seleção no Programa MATLAB 7.0. ........................ 69
Figura 40 – Variável Linguística de Reservas (Lima, 2003). ........................................................ 70
Figura 43 – Variável Linguística da Área do Reservatório (Franco, 2003). ................................. 71
Figura 45 – Variável Linguística de Distância da Costa (Franco, 2003). ..................................... 72
Figura 47– Quantificação dos Campos de Petróleo em relação ao ISA. ....................................... 86
Figura 48 - Resultados da comparação do Sistema de Seleção com os casos reais. ..................... 90
Figura 49 - Resultados da comparação da base de dados dos campos petróleo (ISA Médio). ..... 91
Figura 50 – Número de Poços dos Campos de Petróleo de ISA médio. ....................................... 91
Figura 51 – Tipo de Poço dos Campos de Petróleo de ISA médio. .............................................. 93
Figura 52 – UEP dos Campos de Petróleo de ISA médio. ............................................................ 94
Figura 53 - Resultados da comparação da base de dados dos campos petróleo (ISA Alto). ......... 96
Figura 54 - Número de Poços dos Campos de Petróleo de ISA alto. ............................................ 96
Figura 55 – Tipo de Poço dos Campos de Petróleo de ISA Alto. ................................................. 97
Figura 56 – Arranjos dos Poços dos Campos de Petróleo de ISA Alto. ....................................... 98
Figura 57 – UEP dos Campos de Petróleo de ISA Alto. ............................................................... 99
xxi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1– Descrição dos tipos de ISA (adaptado de MMA, 2002 e MMA/SQA, 2004). ............. 31
Tabela 2. Apresenta um sumário dos impactos ambientais e seus respectivos aspectos ambientais
(Adaptado MARIANO, 2007). ...................................................................................................... 33
Tabela 3. Critérios Gerais para as Medidas Qualitativas das Consequências dos Impactos e Riscos
Ambientais. (Adaptado de MARIANO, 2007; PATIN, 1999). ..................................................... 38
Tabela 4. Distribuição da UEPs de acordo com o ISA e a lamina d’água. ................................... 65
Tabela 5 - Fase I - Número de Poços............................................................................................ 74
Tabela 6– Fase I - Tipo de Poço. ................................................................................................... 75
Tabela 7 – Fase II – Arranjo de Poços........................................................................................... 75
Tabela 8 – Fase II – UEP: Jackup.................................................................................................. 76
Tabela 9 – Fase II – UEP: Gravidade. ........................................................................................... 77
Tabela 10 – Fase II – UEP:Jaqueta. ............................................................................................... 77
Tabela 11 – Fase II – UEP: Torre-Guia. ........................................................................................ 78
Tabela 12 – Fase II – UEP: Spar. .................................................................................................. 78
Tabela 13 – Fase II – UEP: TLP.................................................................................................... 79
Tabela 14 – Fase II – UEP: SS. ..................................................................................................... 79
Tabela 15 – Fase II – UEP: FPSO. ................................................................................................ 80
Tabela 16 - Fase III – Estocagem e Escoamento de Óleo. ............................................................ 81
Tabela 17 - ISA dos Campos de Petróleo. ..................................................................................... 84
Tabela 18. Testes de validação do Sistema de Seleção comparando com o banco de dados de
Franco (2003). ............................................................................................................................... 87
Tabela 19 - Os resultados do sistema em comparação com casos reais e Franco (2003). ............ 88
xxii
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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANP
CALM
CONAMA
FPSO
FSO
Agência Nacional de Petróleo
Catenary Anchor Leg Mooring
Conselho Nacional do Meio Ambiente
Floating Production Storage and Offloading
Floating Storage and Offloading
IBAMA
IEA
IMO
IPIECA
ISA
ISL
LDA
MMA
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
International Energy Agency
Organização Marítima Internacional
International Petroleum Industry Environmental Conservation Association
Índice de Sensibilidade Ambiental
Índice de Sensibilidade do Litoral
Lâmina d’água
Ministério do Meio Ambiente
MME
NOAA
SALM
SPM
SQA
SS
TLP
UEP
Ministério de Minas e Energia
National Oceanic and Atmospheric Administration
Single Anchor Leg Mooring
Single Point Mooring
Secretária de Qualidade Ambiental
Semisubmersible (Semi-Submersível)
Tension Leg Platform
Unidade Estacionária de Produção
RIMA Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente
xxiv
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Glossário
Offshore: Mar adentro. Região da plataforma continental com lâmina d’água superior a 10 m.
Topside: Terminologia utilizada, muitas vezes de forma intercambiável, que correspondem a
equipamentos de perfuração, produção, processamento, utilização, acomodação e sustentação da
subestrutura. Correspondem a todos os equipamentos localizados acima da linha d’água.
Onshore: Terra adentro. Designação dos levantamentos geofísicos realizados em terra firme.
Riser: Um duto através do qual o líquido ou o gás escoa para cima até a unidade estacionária de
Produção.
Manifold: Conjunto de tubulações munidas de válvulas.
Flowlines: Linhas flexíveis utilizadas para o escoamento do petróleo.
Heave: Afundamento. Movimento vertical ocasionado pelo movimento das ondas.
Roll: Balanço – rotação em torno do eixo X no plano YZ.
Pitch: Arfagem – rotação em torno do eixo Y no plano XZ.
Poontoon: Flutuadores das plataformas flutuantes.
Offloading: Transferência do petróleo produzido para a costa marítima.
1
1. INTRODUÇÃO
A energia é um dos principais constituintes da sociedade moderna. Ela é necessária para se
criar bens a partir dos recursos naturais e para fornecer muitos dos serviços dos quais as pessoas
têm se beneficiado.
A partir da Revolução Industrial os combustíveis fósseis passaram a ter maior importância
na geração de energia. Primeiramente o carvão mineral foi amplamente utilizado até a invenção
do motor de combustão interna, na década de 1870, que induziu o aumento do consumo do
petróleo e seus derivados. Suas características de queima relativamente limpas eram desejáveis
por razões ambientais e, consequentemente, o carvão foi substituído pelo petróleo nas indústrias e
nas usinas de energia (HINRICHS; KLEINBACH, 2008).
Apesar de o petróleo ter tido seu uso intensificado a partir do século XX, ele foi descoberto
por volta de 2500 a.C. no antigo Egito e Babilônia; piche de asfalto (derivado do petróleo) era
utilizado para impermeabilização de ruas. Já em1000 a.C. os chineses perfuraram poços em busca
de petróleo e gás para aquecimento e iluminação. Entretanto o primeiro poço comercial de
petróleo foi perfurado em Titusville, Pensilvânia, em 1859.
Inicialmente a maior parte da extração de petróleo foi realizada em terra (onshore). A partir
dos eventos políticos, como o Embargo do Petróleo em 1973, a Revolução Iraniana de 1973 e a
Guerra do Golfo Pérsico de 1991, iniciou-se novas buscas por fontes de petróleo e por novas
reservas fora do Oriente Médio, mais precisamente no ambiente marinho (VIGLIANO, 2010).
Metade das reservas mundiais comprovadas de petróleo encontram-se no mar e se estima
que mais de dois terços de todas as descobertas futuras de petróleo também estarão localizadas no
meio marítimo. Esse é o caso das reservas offshore do Brasil, que representam quase a totalidade
das reservas nacionais, sobretudo após a descoberta da camada pré-sal (ANP, 2010).
No atual contexto de produção e consumo de energia mundial, o petróleo corresponde a
35% das necessidades energéticas mundiais (IEA, 2009). A participação do petróleo no Brasil
2
aumentou de 34%, em 1970, para 46% no ano de 2000, (MME, 2007), devendo aumentar ainda
mais, devido à descoberta de novas reservas.
O desenvolvimento de campos de petróleo em regiões como nas do pré-sal, localizadas em
locais remotos e de difícil acesso, tornam necessárias complexas infraestruturas, compostas por
redes de transferência de petróleo entre os sistemas marítimo de produção e os pontos de
recepção em terra.
A legislação que rege o petróleo de quase todos os países atribui ao Estado o domínio desse
mineral encontrado em seu subsolo. O exercício desse direito, associado a políticas nacionalistas
e a estratégias de segurança e de desenvolvimento econômico, têm levado os governos a
regulamentar e controlar as operações e até a estabelecer o monopólio estatal da indústria de
petróleo. Por outro lado, na diversidade dessa indústria tem-se comprovado que poucos países
contam com os imprescindíveis recursos financeiros, tecnológicos e humanos, com autonomia e
no ritmo adequado para o aproveitamento dos seus recursos petrolíferos (MARTINS, 1997).
As etapas iniciais (usptream) da indústria de petróleo são a exploração (ou pesquisa), o
desenvolvimento e a produção de petróleo. As etapas seguintes (downstream) são o transporte, o
refino e a distribuição de derivados. A atração da indústria de petróleo está no upstream, devido
suas várias incertezas da exploração inicial. A exploração e o desenvolvimento são etapas de alto
custo e risco, cujos componentes são de natureza geológica, econômica, tecnológica, política e
ambiental (MARTINS, 1997).
O projeto do desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de óleo e gás é
constituído por diferentes fases: Fase I, da escolha do número de poços e tipo de poço; Fase II,
como em Franco (2003), da escolha o arranjo de poços e definição da Unidade Estacionária de
Produção (UEP); e Fase III, da escolha do tipo do sistema para o escoamento e o armazenamento
de óleo e gás produzido, como pode ser visto na Figura 1.
3
Figura 1- Típico Sistema Marítimo de Produção de Petróleo composto por diferentes
componentes do sistema.
A cadeia produtiva marítima de petróleo, nas suas fases de levantamento sísmico de dados,
perfuração, produção, escoamento e descomissionamento, geram impactos e efeitos adversos
sobre o meio ambiente marinho (SCHAFFEL, 2002). Em função disso, a normativa ambiental,
cada vez mais rigorosa tanto no âmbito internacional quanto no nacional, força as companhias e
operadoras do setor petroleiro a se adequarem à legislação, a fim de atendê-la.
No Brasil, o instrumento utilizado para licenciar as atividades de exploração e produção de
petróleo e gás natural é o licenciamento ambiental e Avaliação de Impactos Ambientais (AIA),
(BRASIL. Resolução CONAMA nº 237, de 19 de dezembro de 1997, 1997). O licenciamento
ambiental é um procedimento administrativo pelo qual o órgão ambiental IBAMA (Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) autoriza atividades como
pesquisa sísmica, implantação e operação de plataformas, gasodutos, terminais portuários,
oleodutos e refinarias, das quais irão utilizar recursos ambientais, resultando em ações
potencialmente poluidoras, causadoras de degradação ambiental (BRASIL, Lei nº 6.938, de 31 de
agosto de 1981).
A licença ambiental nas atividades envolvidas com o petróleo dependerá da avaliação dos
impactos ambientais, que utiliza como instrumento o Estudo de Impacto Ambiental e seu
respectivo Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente (EIA/RIMA). O Estudo de Impacto
4
Ambiental é um relatório técnico, no qual são avaliadas as consequências decorrentes de um
determinado projeto para o ambiente, através de matrizes de impactos ambientais e índices de
sensibilidade. A análise das variáveis pertinentes ao EIA é realizada na fase de planejamento do
empreendimento. Assim inicia-se o processo de licenciamento ambiental, o qual exerce controle
prévio das atividades que tendem a causar alterações no ambiente.
No desenvolvimento de um sistema marítimo de produção, normalmente são utilizados
indicadores técnicos e tecnológicos. Neste contexto, a inclusão do indicador de meio ambiente
agregará uma contribuição importante no processo de decisão e de seleção, já que o petr leo, por
constituir umas das principais fontes de energia, gera preocupações quanto a sua interação com o
ambiente, por se tratar de uma substância potencialmente poluidora.
Os efeitos indesejados das atividades relacionadas e ploração e produção mar tima de
petr leo recaem sobre o ambiente marinho, e nele afeta a qualidade de vida. Cerca de metade do
petr leo consumido ho e no mundo é transportada pelo mar, por isso são frequentes os
derramamentos de petr leo. A poluição causada por derramamentos nos mares é muito vis vel e
causa sérios danos fauna e flora marinha, e às populaç es costeiras, localizadas pr imas s
áreas afetadas (GRIMONI et al, 2004).
Tendo em conta as crescentes condições adversas do cenário de produção, particularmente
no cenário de produção de petróleo do pré-sal, é proposto neste trabalho a adição do indicador do
meio ambiente relacionado ao impacto ambiental do componente de cada sistema ao processo de
seleção e decisão de um sistema marítmo de produção. O objetivo desta pesquisa é identificar os
principais fatores que podem afetar o meio ambiente associado a cada componente de um sistema
marítimo na produção de óleo e gás, e quantificar estes fatores na forma de indicadores a serem
agregados ao processo de seleção e escolha do melhor sistema para determinado campo marítimo
de petróleo.
Na perspectiva de discutir a inclusão de um indicador do meio ambiente, é realizada uma
revisão bibliográfica dos impactos ambientais causados pelas atividades do petróleo, a partir da
qual pode-se analisar quais as atividades que causam mais impacto ao meio ambiente e avaliar a
sensibilidade do ambiente em que estão inseridas. As fases de instalação, operação e
descomissionamento de cada UEP são avaliadas através de matrizes de impacto ambiental para
5
verificar qual apresenta maior probabilidade de ocorrência de impacto. Assim sendo, é
desenvolvido um sistema de seleção, através de conjuntos nebulosos, no qual integra as fases
desenvolvimento do sistema marítimo de produção para a obtenção da melhor alternativa para
determinado campo marítimo de petróleo.
Após a implementação do sistema de seleção, foram realizados testes para comparar os
resultados obtidos pelo sistema com os casos reais utilizados em Franco (2003). Esses casos
somam-se são trinta e três campos marítimos reais que foram ou estão sendo desenvolvidos em
várias regiões do mundo.
Este trabalho está dividido em seis capítulos e foi elaborado da forma descrita a seguir.
O Capítulo 2 apresenta os componentes de um sistema marítimo de produção, descrevendo
os diferentes tipos de unidades estacionárias de produção capazes de produzir em distintas faixas
de lâmina d’água. Este cap tulo também apresenta os equipamentos que fazem parte do layout
submarino e outros itens ligados à UEP, como riser e ancoragem, além dos tipos de transporte
utilizados pela indústria para escoar o óleo produzido até a costa.
O Capítulo 3 traz a definição do Indicador de Sensibilidade Ambiental (ISA), e da matriz
de impacto ambiental, que são as duas ferramentas que serão utilizadas para montar o indicador
do meio para selecionar o sistema marítimo de produção. Além disso, a explicação da teoria dos
conjuntos nebulosos que é a instrumento usado para estruturar o conhecimento especialista a
partir da teoria apresentada no Capítulo 2, e que será aplicada no Capítulo 4.
O Capítulo 4 descreve a metodologia adotada neste trabalho para definir o melhor sistema
marítimo de produção. Essa metodologia visa à otimização do desenvolvimento de campos
petrolíferos, minimizando o impacto ambiental e o capital empregado e maximizando a
recuperação do óleo.
O Capítulo 5 apresenta os resultados dos testes realizados com o Sistema de Seleção, além
da discussão de alguns resultados obtidos dessas avaliações.
Finalmente, o Capítulo 6 aborda as conclusões desse estudo e também sugere alguns
trabalhos futuros.
6
2. SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO
O petróleo tem sua origem na decomposição de matéria orgânica, geralmente a fauna
marinha, que é convertida em petróleo ao longo de milhões de anos, sob altas pressões e
temperaturas associadas ao soterramento profundo. O petróleo formado sob estas condições pode
migrar através das rochas adjacentes, formando depósitos. Estes são encontrados em rochas-
reservatórios, tais como arenito, xisto e calcário. As rochas-reservatórios permitem o movimento
dos líquidos devido a sua característica porosa e permeável. Para que o petróleo se acumule e não
escape, é essencial o reservatório estar coberto por uma rocha impermeável ou não porosa,
atuando como uma barreira que evita a migração do petróleo. Com a descoberta do reservatório, é
possível ter conhecimento inicial de dados quanto ao tipo e a quantidade de óleo, através de
pesquisas sísmicas e perfuração de poços exploratórios.
Na fase de exploração tentam se localizar estratos petrolíferos no fundo do solo oceânico.
Os geólogos e geofísicos são responsáveis pela análise e o estudo das formações superficiais e
das amostras retiradas, necessários para descrever a geometria das falhas da terra e dos estratos.
Além do mais, será realizada a exploração sísmica para medir os campos de gravidade, e para
fazer interpretações quanto à possível presença de estratos petrolíferos. A partir de então, dentro
de uma área designada do oceano, os geofísicos realizarão levantamentos sísmicos através de
navios sísmicos, mapeando sistematicamente a estrutura do solo do oceano. Quando uma área
favorável que está sendo investigada for encontrada, a parte central dessa área é então perfurada a
partir de sondas de perfuração (GRAFF, 1981).
Uma vez que se decidiu que uma área pode conter estrato petrolífero, um poço exploratório
deve ser perfurado para confirmar a presença de hidrocarbonetos. A formação pode produzir gás,
ou óleo, ou ambos. Poços exploratórios são perfurados com uma sonda de perfuração móvel. A
plataforma móvel Jacku-up é usada em profundidades de água de 15-75 metros, e levada para o
local de perfuração com suas pernas levantadas, onde as pernas são içadas para baixo d’água,
penetrando assim no fundo do oceano. Nessa operação, o topside da plataforma de perfuração
fica suspenso para fora da água.
7
Para perfurar poços exploratórios em águas mais profundas, são utilizadas sondas de
perfuração flutuantes. Tais sondas são classificadas como semissubmersíveis e navios-sonda. A
semissubmersível tem estrutura aberta, através do qual as ondas podem passar facilmente. Ao ser
rebocada até o local, a semissubmersível é inundada até o seu calado, sendo assim essa
plataforma é extremamente estável para a perfuração. O navio-sonda pode ser movido de um
local para outro com mais facilidade do que a semissubmersível, no entanto os movimentos
hidrodinâmicos são moderadamente maiores em alto mar, fazendo com que o navio-sonda fique
menos tempo em operação.
Figura 2 – Sondas de Perfuração: Jack-up, Semi-submersível e Navio-sonda, respectivamente.
O desenvolvimento de um campo de petróleo no mar inicia no momento em que o
reservatório é considerado economicamente viável. O processo inicia pela perfuração dos poços
que é geralmente realizada por processo de perfuração rotativa, na qual se aplica peso e rotação
em uma broca através de uma coluna de perfuração aumentando a profundidade. Em seguida, a
coluna de revestimento de aço é cimentada dentro do orifício do poço para isolar o poço da
formação. Este processo é repetido até que a profundidade do poço projetado seja atingida.
Uma vez concluída a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar,
de forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações
destinadas a equipar o poço para produzir óleo, gás ou mesmo injetar fluidos nos reservatórios
denomina-se completação. A classificação do tipo de completação é feita de acordo com
posicionamento da Árvore de Natal, no qual consiste em um conjunto de válvulas acoplado à
cabeça de poço, que controla e permite a produção de fluidos. Quando a Árvore de Natal e a
8
cabeça de poço localizam-se no fundo mar, a completação denomina-se do tipo molhada. Já na
completação seca a cabeça de poço e árvore de natal encontram-se acima da superfície do mar,
sendo possível realizar intervenções nos poços por meio de uma sonda instalada na própria
plataforma.
Então cada poço é ligado a uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) através dos
risers. Por vezes, são utilizados manifolds, que são estruturas localizadas sobre o solo marinho e
funcionam como concentradores de óleo; a partir deles a vazão de óleo e gás dos poços serão
dirigidos para a UEP na superfície. Normalmente, a energia do reservatório não é suficiente para
elevar o petróleo do fundo do mar à superfície. Neste caso, os dispositivos de elevação artificiais,
tais como bombas de gás lift e bombas submersíveis serão instaladas no poço (FRANCO, 2003).
2.1. Número de Poços
Em todo mundo, milhares de poços são perfurados anualmente. Na grande maioria, algum
estudo de para elaboração do projeto de poços deve ser feito, devido aos inúmeros problemas
decorridos dos mesmos. Estes problemas são bem conhecidos na indústria do petróleo e incluem
complicações operacionais, tais como: aprisionamento de coluna, torques elevados, colapso total
do poço e influxo da formação para dentro do poço (kick), sendo que este último pode levar a um
severo blowout, causando a destruição total da sonda de perfuração. Assim, individual ou
coletivamente, estes problemas podem representar perdas humanas, prejuízos econômicos e
danos ambientais (ROCHA, 2007).
A elaboração do projeto do poço é uma das etapas de planejamento para a sua construção,
na qual é realizada a descrição das fases de perfuração e completação. O projeto de um poço é
iniciado pelo estudo da área em que o poço será perfurado. Nessa etapa é feito um estudo do
cenário geológico e um levantamento do histórico de poços já perfurados na região (ANP, 2000).
Em posse das informações geológicas e da geometria do reservatório, torna-se possível
traçar a trajetória do poço, para que esse atinja a o potencial da zona produtora.
9
Após o cálculo da trajetória, inicia-se a fase de determinação das geopressões, ou seja, o
cálculo das pressões e tensões existentes no subsolo e daquelas que são impostas às formações,
que podem inclusive levar à falha da rocha, como: pressão de poros, pressão de colapso e pressão
de fratura. Estas três últimas determinam a “janela operacional” do poço, que é o range de
alteração permitido para a pressão exercida pelo fluido de perfuração, de forma a manter a
integridade do poço. Como essa pressão é função da massa específica do fluído de perfuração, a
janela operacional define os limites máximo e mínimo da massa específica do fluido de
perfuração a ser utilizado na perfuração (ROCHA, 2007).
O fluido de perfuração tem ainda várias funções, tais como resfriar a broca, transportar
fragmentos rochosos, recompor o estado de tensões iniciais nas paredes do poço, entre outras.
A seleção dos revestimentos e a posição das sapatas são subsídios fundamentais para
definição do projeto de cimentação do poço. A cimentação consiste em preencher com cimento o
espaço anular entre a tubulação de revestimento e as paredes do poço, de modo a fixar a
tubulação e evitar que haja migração de fluidos por detrás do revestimento.
Em seguida são selecionados os tamanhos das brocas, para posterior definição da coluna de
perfuração. A coluna é projetada de forma a resistir aos esforços introduzidos pela perfuração do
poço. Dentre os elementos de uma coluna de perfuração encontram-se os comandos (drill collar).
Estes elementos têm como função principal fornecer o peso sobre a broca.
As fases são divididas de acordo com o diâmetro da broca que está sendo utilizada na
perfuração. Em geral, após cada fase ser finalizada é descida uma coluna de revestimento para
proteger as formações e permitir que um peso adequado de fluido de perfuração seja utilizado na
fase seguinte.
O principal dispositivo de segurança utilizado durante a perfuração de poços de petróleo é o
Blowout Preventer – BOP (preventor de erupções), dimensionado a partir do cálculo do gradiente
de pressão de poros e da estimativa da massa específica de um possível fluido invasor do poço
(Figura 3).
10
Figura 3 – Blowout Preventer.
O projeto do poço é concluído com a determinação do programa de perfuração e do
programa de completação para o mesmo.
O início de poço é feito com riser de perfuração e inclui as descidas dos revestimentos
estruturais. Após o assentamento do revestimento de superfície segue-se a operação de descida e
instalação do BOP (Blowout Preventer) no fundo do mar, a qual é feita através de uma coluna de
grandes dimensões e elevada resistência mecânica denominada riser de perfuração. Com a
instalação do conjunto riser e BOP se estabelece a ligação entre o poço e a unidade de perfuração
e com isso é possível ter retorno de fluido de perfuração para a superfície.
Dependendo do tipo de sonda, a perfuração pode ser feita com:
BOP na superfície, como nas plataformas auto-elavatórias.
BOP no fundo do mar, como nas semi-submerssíveis e navios-sonda.
A fase de exploração de petróleo consiste na busca por formações rochosas associadas à
presença de depósitos de óleo e/ou gás natural, e envolve a prospecção geofísica e/ou perfuração
exploratória.
Segundo Mariano (2007), a exploração geofísica é o processo de localização de estruturas
subterrâneas através de métodos que se enquadram na categoria de sensoriamento remoto. As
estruturas mais comuns para se encontrar hidrocarbonetos são aquelas nas quais uma rocha
11
relativamente porosa está coberta por uma camada de rocha impermeável que pode aprisionar os
hidrocarbonetos, formando as chamadas armadilhas ou trapas.
A perfuração exploratória é a única forma confiável de se determinar se as formações
geológicas identificadas contêm hidrocarbonetos. Contudo, a decisão de perfurar não se baseia
apenas em critérios geológicos, mas sim em aspectos regulatórios, fatores econômicos (custos de
perfuração e de transporte, oportunidades de mercado e riscos financeiros) e viabilidade técnica –
incluindo considerações ambientais e de segurança – são também levados em consideração
quando da tomada de decisão.
O número de poços é determinado por vários fatores como sua localização e a natureza e o
tamanho do reservatório. As informações como características do fluido do reservatório e seu
tamanho são essenciais para determinar o volume de reserva do reservatório, por conseguinte irão
definir todo o desenvolvimento do campo de petróleo (ROSA et al, 2006).
Para se definir as características do fluido precisa-se: da pressão inicial do reservatório, que
se encontra em função da lâmina d’água e da espessura do reservat rio; da razão de solubilidade
do fluido, que é obtida através da pressão inicial do reservatório e densidade do gás contido no
reservatório; e a pressão de bolha, que é calculada a partira da razão de solubilidade, densidade
do gás e a temperatura do reservatório (ROSA et al, 2006).
A razão de solubilidade é a relação entre o volume de gás em solução (no estado líquido) e
nas condições padrão (temperatura de 25º C e pressão atmosférica) e o volume de óleo nestas
mesmas condições. A pressão de bolha é a pressão em que uma mistura de hidrocarbonetos forma
sua primeira bolha de gás, acima desta pressão só há líquido na mistura.
A partir da pressão de bolha é possível saber as condições de saturação do reservatório. Se
o reservatório se encontra numa pressão maior que a pressão de bolha, significa que esse
reservatório está subsaturado, ou seja, todo o gás está dissolvido no óleo, e se a pressão inicial do
reservatório é menor que a pressão no ponto de bolha do fluido do reservatório, o reservatório
possui uma capa de gás.
12
O volume do reservatório é calculado pela sua área vezes a sua espessura, menos o volume
dos poros (levando em conta a porosidade do reservatório) e volume de saturação de água. Assim
se obtém o volume de óleo in place do reservatório.
De acordo com a classificação do reservatório, mecanismo de produção (gás em solução,
capa de gás, e etc.), características do fluido, e o valor de recuperação do reservatório, é possível
obter a quantidade de fluido que será produzido (volume de óleo in place) pelo reservatório.
O fator “volume formação de óleo” é a relação entre o volume de óleo (óleo mais gás
dissolvido) nas condições de pressão e temperatura do reservatório, dividido pelo volume de óleo
nas condições de padrão (superfície). Ou seja, através desse dado é possível saber o volume de
óleo produzido. E consequentemente fazer a previsão de comportamento do reservatório, para
decidir o número de poços ótimos.
2.2. Tipo de Poço
Os poços possuem duas configurações: vertical e horizontal.
Os poços horizontais são feitos pela perfuração direcional, na qual a perfuração do poço
segue uma trajetória angular, enquanto poços verticais são perfurados verticalmente.
Os poços horizontais são perfurados paralelamente às camadas do reservatório na maioria
das vezes, fazendo com que área de contato seja ampliada proporcionalmente ao seu
comprimento. Em reservatórios com grandes espessuras, a melhor opção é a perfuração vertical,
pois atinge uma grande área e drena mais efetivamente o reservatório (SCHAFAELL, 2002). Já
em reservatórios com pequena espessura, a drenagem com poços horizontais é mais atrativa, por
aumentar a área exposta.
Em poços horizontais (comumente definido na literatura como poços direcionais) há vários
problemas como perdas de circulação, influxo de água. Estes podem requerer muitas manobras
que serão facilitadas, pelo rápido revestimento logo após a perfuração dos trechos curvos de
poços horizontais. Muitas situações adversas e imprevisíveis são encontradas durante a
perfuração desses poços. Uma dessas situações, por exemplo, ocorre quando a plataforma perde
posição e fica “ deriva” por alguns instantes. Nesse caso, o BOP deve ser fechado e o riser de
13
perfuração desconectado para evitar que se rompa devido ao movimento da plataforma e cause
um kick, ou mesmo um blowout (ROCHA, 2007).
Figura 4– Tipos de Poços.
2.3. Equipamentos Submarinos
O conjunto de equipamentos utilizados para a exploração e produção marítima de petróleo
é conhecido como sistema marítimo de produção e compreende basicamente quatro grupos:
operação de sísmica, operação de perfuração, operação de produção e escoamento de produção.
O conceito do processo de seleção para desenvolvimentos de campos de petróleo em águas
profundas é um passo importante assegurando sucesso do projeto. Como cada campo de petróleo
apresenta desafios específicos, então cada um precisará de equipamentos submarinos adequados
para suas necessidades, ou seja, equipar o poço para produção de óleo ou gás.
O conjunto de intervenções que permite a produção dos poços é chamado de completação.
Esta, por sua vez, possibilita que o reservatório de hidrocarbonetos seja conectado de maneira
segura e controlada a UEP, e consiste na instalação de diversos equipamentos tanto no interior do
poço de petróleo como também no seu exterior. Estes equipamentos são responsáveis pelo
14
controle da vazão de fluidos e funções auxiliares como: elevação artificial, aquisição de dados e
controle de produção de areia.
Completação
A completação do sistema marítimo de produção pode ser definida quanto ao
posicionamento da cabeça do poço e ser considerada: seca ou molhada.
O sistema de cabeça do poço quando é posicionado na superfície denomina-se
“completação seca”. Neste caso, o conjunto de válvulas que controla a produção do poço é
simples e de fácil manutenção, assim como o acesso a poço. Este sistema é dependente de
unidades flutuantes de produção com movimentos extremamente reduzidos, de forma a não
comprometer a integridade dos riser que conectam a árvore de natal na superfície à cabeça de
poço no fundo do mar.
Já quando o sistema de cabeça do poço fica posicionado no solo marítimo, denomina-se
este sistema de completação molhada. Este sistema necessita de um conjunto de válvulas para
controle da produção do poço, bem mais sofisticado a Árvore de Natal Molhada (ANM). A
manutenção do equipamento e o acesso ao poço são mais complicados e dispendiosos. Devido às
configurações disponíveis para os risers, a completação molhada permite o emprego de unidades
flutuantes de produção com maiores movimentos, tais como Semi-submers veis e FPSO’s.
A árvore de natal é um equipamento constituído por um conjunto de válvulas, cuja
principal função é permitir o controle do poço de produção ou injeção (Figura 5). Conforme o
tipo de completação usada, a árvore de natal pode ser do tipo molhada ou seca. A molhada é
instalada juntamente com a cabeça do poço no fundo do mar e a seca é instalada no topside na
plataforma.
15
Figura 5 – Árvore de Natal Molhada.
Manifold
O manifold é a interface entre os equipamentos submarinos de produção e o sistema de
riser de produção. O manifold funciona como coletor submarino de linhas de fluxo de produção,
linhas de injeção, dutos de transporte e exportação. A base do manifold faz parte do sistema de
poços.
O sistema de manifold é constituído por uma estrutura de aço tubular, que é rigidamente
fixado no fundo do mar, e projetado para uma aplicação específica e não pode ser facilmente
adaptada para outras configurações de desenvolvimento.
Outros fatores que influenciam o design do manifold são a natureza dos hidrocarbonetos
encontrados no reservatório, o número e localização dos poços, a queda de pressão máxima
permitida e a vazão máxima requerida.
Os Manifolds, assim como árvores de natal, podem ser secos ou molhados. Na configuração
“molhado”, ele localiza-se no ambiente marinho, enquanto na configuração “seco”, ele está
localizado na plataforma numa câmara, no interior do qual é mantido à pressão atmosférica.
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Figura 6 – Manifold Submarino.
Riser
O riser é um dos itens mais importantes e complexos em qualquer desenvolvimento de um
campo marítimo, podendo ser flexível ou rígido (Figura 7). A sua definição literal é uma única
tubulação ou uma série de tubulações conectando os equipamentos do leito do marinho para uma
instalação na superfície do mar.
Em geral, o sistema de riser deve ser projetado para ser simples, usar adequadamente os
componentes e ser capaz de suportar condições de tempestades centenárias.
O design do riser é muito dependente das características do campo e os outros elementos
do sistema de produção. Entre os fatores a serem considerados no projeto de elevação são os
seguintes:
Volume e número de fluxos de produção;
Requisitos de recuperação secundária, por exemplo, injeção de água e gás lift;
Capacidade de perfuração / workover do apoio à produção.
Os riser rígidos são constituídos de aço, tendo como principais vantagens: não apresentam
limitações quanto à pressão e à temperatura; operação com equipamentos convencionais para a
instalação e desinstalação; auxiliam na ancoragem de UEPs fixas, quando usados em
completação seca; impacto marginal no projeto da estrutura flutuante; suportam intervenções de
sonda; e custo de investimento menor. Por outro lado, ele possui várias desvantagens: demandam
17
desconexão submarina; demandam junta submarina flexível; demandam maior tempo na
operação de instalação e remoção; e, provocam um pré-tensionamento da coluna e do manifold
submarino.
Figura 7 – Riser rígido e flexível, respectivamente.
Ao contrário dos riser rígidos, os riser flexíveis são elementos estruturais de construção
composta, constituídos de materiais metálicos e poliméricos e são constituídos pelos seguintes
componentes: capa externa, tendões helicoidais, reforços, barreira e duto intertravado
(CHAKRABARTI, 1987). O aço garante as propriedades mecânicas do sistema, enquanto o
plástico atribui a de vedação.
2.4. Arranjo dos Poços
Um template submarino é simplesmente uma grande estrutura de aço tubular projetado para
acomodar uma série de conjuntos de cabeça de poço e árvores de natal para os poços, tanto de
produção ou de injeção. O objetivo do template submarino é proporcionar uma base através da
qual os poços submarinos são perfurados; e também espaços e o alinhamento das cabeças de
poços e assim configurar o arranjo de poços.
A classificação do arranjo dos poços submarinos pode ser “agrupado” ou “satélite”. Poços
agrupados são geralmente perfurados através de um template submarino, enquanto poços satélites
podem ser perfurados por sondas de perfuração até 8 km do ponto em que o óleo produzido é
processado.
18
O arranjo de poços é satélite quando os poços ficam espalhados no solo marinho a fim de
drenar uma área do reservatório. E o arranjo de poços é agrupado quando os poços ficam no
entorno da UEP.
A instalação de poços satélites é mais dispendiosa devido à distância de perfuração de cada
poço e os equipamentos submarinos terão que ser utilizados individualmente para cada poço,
porém eles abrangem mais pontos de acumulação de óleo do reservatório. Já os poços agrupados
são perfurados em uma única localização, não tendo necessidade da movimentação da sonda de
perfuração, e os equipamentos submarinos utilizados não serão muitos.
A escolha entre o arranjo dos poços agrupados ou satélites ou mesmo a combinação destes
dois conjuntos, são geralmente dadas pelas características do reservatório. O primeiro requisito
de qualquer plano de desenvolvimento é o que assegure a depleção mais eficiente do reservatório.
Poços de agrupados são normalmente perfurados direcionalmente por meio de um template
submarino que pode ou não ser localizado diretamente abaixo do apoio à produção. Se o campo
não pode ser drenado por um sistema agrupado de poços, então um arranjo satélite pode ser
utilizado. Uma limitação de poços satélites é a exigência de que o reservatório deve ser
suficientemente pressionado de modo a assegurar o fluxo entre a árvore de natal e o sistema de
marítimo de produção de petróleo.
2.5. Unidade Estacionária de Produção
Uma UEP de petróleo é uma grande estrutura usada no mar para abrigar os trabalhadores e
as máquinas necessárias para a perfuração de poços e/ou produção de óleo e gás. Dependendo das
circunstâncias, a UEP pode ser fixada ao leito oceânico ou pode consistir de uma estrutura
flutuante.
Existem duas funções principais para as plataformas de petróleo: perfuração e produção. As
do primeiro grupo servem para encontrar o óleo em poços ainda não explorados. Já as
plataformas de produção são as que efetivamente extraem o petróleo localizado no fundo do mar,
levando-o à superfície.
19
UEPS Fixas
Ao longo dos últimos 20 anos, duas grandes categorias de plataformas fixas foram
desenvolvidas: o modelo de aço, o qual foi pioneiro no Golfo do México, e o modelo de
gravidade, de material de concreto desenvolvido pela primeira vez no Mar do Norte. Um terceiro
tipo de plataforma fixa, a plataforma com pernas tensionadas, se baseia em cabos firmemente
ancorados para manter sua estrutura flutuante fixa na posição, torre-guia (FEE, 2005).
O número de plataformas marítimas nas baías, golfos e oceanos do mundo atualmente se
aproxima a dez mil.
Jack-up (Plataforma Auto-Elevatória)
É uma plataforma com estrutura de sustentação que se apoia sobre o fundo marinho, mas
que tem altura variável. Essa plataforma possui limites de profundidade, o qual é justamente o
comprimento das pernas de sustentação (SOBENA, 2014).
Jack-up são normalmente utilizados nas operações de perfuração, mas podem ser utilizados
como sistema de produção, no qual o peso de superfície e da profundidade da água são
limitações. Um pré-requisito para a utilização deste tipo de suporte é a adequabilidade das
condições do solo do mar e as penetrações das pernas.
Um exemplo típico de desenvolvimento do campo usando a plataforma Jack-up como
sistema de produção é o campo Espoir, na Costa do Marfim. O desenvolvimento foi realizado
pela Phillips Petroleum e utilizou uma Jack-up de perfuração que foi convertida, o Dan Duke
(FEE, 2005).
O processo de instalação da Jack-up começa pelo seu transporte até o campo de petróleo
por rebocadores, em seguida suas pernas são acionadas por mecanismos hidráulicos até
alcançarem o leito oceânico, e o casco é erguido até a altura máxima de onda do local.
A limitação desta plataforma se deve as condições do leito do mar, já que as pernas irão
penetrar no fundo do mar. Além disso, possui um pequeno espaço de convés, o que impossibilita
a produção de um volume grande de óleo ou gás.
20
Figura 8 - Plataforma Jackup.
(<http://www.jornalagora.com.br/site/content/noticias/detalhe.php?e=6&n=30857. Acessado em
27/01/2014>).
O descomissionamento da Jack-up não apresenta nenhuma complicação já que ela é uma
embarcação móvel, não possui ancoragem e suas pernas são retiradas facilmente do leito
oceânico.
Jaqueta
A plataforma Jaqueta é uma estrutura de sustentação sobre o solo marinho, cujas pernas são
cravadas por estacas no fundo do mar (SOBENA, 2014), e geralmente são construídas por tubos
de aço.
As Jaquetas são levadas até o local de instalação através de navios de grandes portes. A
instalação da estrutura começa pela sua verticalização, em seguida as estacas são cravadas no
leito oceânico até uma profundidade suficiente que consiga estabilizar a estrutura em relação às
condições ambientais do local. Este tipo de plataforma é projetado para uma determinada locação
onde permanece até o esgotamento da jazida, já que não pode ser transferida para outro campo.
Segundo Ruivo (2001), o descomissionamento da plataforma fixa tipo Jaqueta possui várias
opções, como a remoção completa e a remoção parcial.
21
A remoção completa consiste no processo inverso de instalação, sendo limitada pelo
tamanho da estrutura devido à capacidade do navio-guindaste, muitas vezes ocorre da estrutura
ser seccionada através de explosivos. Esse processo é muito dispendioso para as empresas, e
desvantajoso para os pescadores e embarcações, porque acarreta em impactos ambientais devido
à eliminação do habitat artificial criado em torno da base da estrutura.
A remoção parcial para plataformas do tipo Jaqueta é uma opção quando estiverem em
lâmina d’água maiores que 75 metros ou pesarem mais que 10 mil toneladas, segundo IMO
(1989). A plataforma é seccionada no ponto em que a diferença entre a superfície d’água e a
estrutura seja no mínimo de 55 metros. A vantagem neste tipo de remoção se deve ao baixo custo
e a permanência do habitat artificial. Mas a desvantagem é a constante manutenção da estrutura.
Figura 9 – Plataforma Jaqueta.
(<http://www.2b1stconsulting.com/Jaqueta/ acessado em 27/01/2014>).
Torre-Guia
A Torre-Guia é um tipo de estrutura complacente, na qual apresenta uma torre estreita
como uma junta universal, conforme mostrado na Figura 10. Sua estrutura é projeta para lâmina
d’água entre 350 a 750 metros, pois além de ser uma plataforma fixa, ela é mantida estável pelos
cabos-guia que radiam a torre e terminam em âncoras gravitacionais no fundo do mar.
Essa estrutura foi concebida especialmente para campos de águas profundas no Golfo do
México. A torre é suportada por uma fundação empilhada e a sua estabilidade é mantida por uma
série de cabos tensores irradiando a partir da torre de aço e de terminação em âncoras de
gravidade sobre o leito do mar (GRAFF, 1981).
22
O processo de descomissionamento é semelhante ao da plataforma Jaqueta.
Figura 10 – Plataforma Torre-Guia.
(<http://www.marcelogustavo.com/apospetromar/apospetro.html acessado em
27/01/2014>).
Plataforma de Gravidade
A Plataforma de Gravidade são estruturas fixas no leito do mar, a qual é construída com
base de concreto e com colunas de aço. Sua instalação se dá por gravidade: primeiro a base é
preenchida por água e, em seguida ela é concretada e afunda devido ao seu peso, e
posteriormente é construída a coluna.
Estas plataformas são utilizadas em lâminas d’água até 150 m, e possuem uma boa área de
convés para a produção.
O descomissionamento desta estrutura é mais complicado do que das outras plataformas,
devido a seu grande peso estrutural. Uma das opções de descomissionamento é a remoção
completa. Para isso deve-se utilizar explosivos para seccionar a estrutura e navios-guindastes de
grande porte para suportar a base de concreto. Outra opção seria o tombamento no local, porém
também haveria necessidade do uso de explosivos, além da grande polêmica ambiental gerada
pela permanência dela no local.
23
Figura 11 – Plataforma Gravidade
(<http://www.blogmercante.com/2011/08/1965-primeira-descoberta-de-oleo-no-mar-do-
norte/ acessado em 27/01/2014>).
UEPs Flutuantes
Spar
A plataforma Spar é uma estrutura com o casco em forma de cilindro que fica 90%
submerso, gerando grande estabilidade, principalmente em águas profundas. O casco em forma
de cilindro funciona como se fosse uma boia tendo uma força de empuxo, e para manter o
equilíbrio e contrapor empuxo são utilizados cabos de ancoragem em forma de catenária. Esta
plataforma é utilizada geralmente em regiões isoladas, pois ela possui uma grande capacidade de
armazenamento.
O descomissionamento desta estrutura é difícil devido ao grande comprimento do seu casco
submerso, além dos pontos de ancoragem que se localizam em lâminas d’água profundas. Sua
estrutura só teve um descomissionamento relatado na história, a Brent Spar localizada no Mar do
Norte, sob domínio da empresa Shell, que fez a remoção completa da plataforma, devido à
imposição das ONGs e da sociedade.
24
Figura 12 – Plataforma Spar
(<http://www.turbosquid.com/3d-models/3d-max-spar-platform--/589373 acessado em
28/01/2014>).
Semissubmersíveis
A Plataforma Semissubmersível é formada basicamente por flutuadores (pontoons),
colunas e topside, como pode ser visto na Figura 13. Estas plataformas são transportadas para os
locais de operação através de navios rebocadores ou possuem sistema de propulsão própria.
Figura 13 – Plataforma SS.
(<http://maritime-connector.com/wiki/platforms/ acessado em 28/01/2014>).
A instalação dessa plataforma é feita pelo lastreamento dos flutuadores, que irá garantir a
flutuabilidade da estrutura e irá diminuir os movimentos de heave. Para manter a plataforma no
25
local é usado o sistema de ancoragem convencional, no qual são amarradas linhas de ancoragem
em torno da plataforma, permitindo que ela resista aos esforços ambientais.
Esse tipo de plataforma faz a completação molhada, com a árvore de natal molhada, devido
aos movimentos de onda aos quais as unidades são submetidas.
As plataformas flutuantes, como a SS e o FPSO, são mais fáceis de descomissionar dos que
as plataformas fi as. A principal desvantagem se deve a profunda lâmina d’água em que se
encontram, dificultando a desconexão das amarrações, linhas de fluxo e risers.
FPSO
O FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) surgiu a partir da transformação
de petroleiros desativados em navios que tivessem capacidade de explorar em águas profundas.
Essas plataformas são unidades estacionárias flutuantes, que produzem, armazenam e escoam
petróleo e gás.
Nos anos 80, novos campos de petróleo começaram a ser descobertos mais distantes da
costa e com lâmina d’água mais profundas, o que impulsionou o desenvolvimento dos FPSOs. O
casco de um FPSO é projetado para operar por 20 anos. Como essas unidades possuem uma
grande área de convés possibilita que elas tenham uma grande capacidade de estocagem.
O FPSO como unidade flutuante, apresenta limitações em condições ambientais severas,
tendo os movimentos significativos de roll e pitch, e consequentemente o movimento de heave
torna-se mais crítico do que nas SSs. Pelas características de estabilidade do FPSO, ele possui
completação molhada.
O sistema de ancoragem do FPSO pode ser o sistema convencional ou turret. O sistema
convencional é chamado também SPM (Single Point Mooring). Esta amarração se localiza em
um ponto único da plataforma, que também é subdividido em amarração de perna ancorada em
catenária (CALM – Catenary Anchor Leg Mooring) e amarração de perna única ancorada (SALM
– Single Anchor Leg Mooring). E o sistema de amarração turret que consiste na ancoragem em
um único ponto, localizada na proa do navio, sendo que todas as linhas de ancoragem e os risers
são presos no mesmo local, possibilitando a rotação completa do FPSO.
26
O descomissionamento do FPSO é mesmo utilizado para a SS.
Figura 14 – Plataforma FPSO com sistema de ancoragem turret.
(<http://www.marinelink.com/news/offshore-advanced-brazil338129.aspx acessado em
11/02/2014>).
TLP - Plataforma de Pernas Atarantadas
São unidades flutuantes de produção muito parecidas com as plataformas SSs. Porém, o
sistema de ancoragem é diferente: as TLPs são ancoradas por estruturas tubulares, com os
tendões fixos no leito oceânico por estacas e mantidos tensionados pelo empuxo da plataforma, o
que reduz severamente os movimentos da mesma.
Como as pernas de ancoragem ficam tensionadas constantemente, os movimentos laterais e
verticais são reduzidos drasticamente. Desta forma, a completação será seca.
O processo de descomissionamento da TLP é diferente das outras plataformas flutuantes,
pois possui um sistema de amarração tracionado que dificulta o descomissionamento e a
instalação da mesma (RUIVO, 2001).
27
Figura 15– Plataforma TLP.
(<http://www.isiengenharia.com.br/espaco-do-engenheiro/curiosidades/o-mundo-das-
plataformas-de-petroleo-2 acessado em 28/01/2014>).
2.6. Escoamento e Estocagem de Óleo
O escoamento e estocagem de óleo são feitos de acordo com a necessidade da infraestrutura
do campo de petróleo, capacidade de armazenamento da UEP, e da vazão dos fluidos do
reservatório.
A questão do escoamento se baseia na existência de oleoduto no campo ou na viabilidade
econômica de se construir um. Muitos se encontram há uma longa distância da costa,
inviabilizando o investimento em um oleoduto. Neste caso, a alternativa é o uso de uma UEP
com boa capacidade de armazenamento, ou navio tanque que transportem regularmente a
produção para costa.
28
3. FUNDAMENTOS BÁSICOS
Neste capítulo, apresenta-se a definição do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA), os
impactos ambientais encontrados na fase de perfuração e produção do petróleo, e a ferramenta de
análise de risco: matriz de impacto ambiental. Ainda nele será explicado o método dos conjuntos
nebulosos, que possibilita o tratamento de dados incertos, muito frequente na fase planejamento
de sistemas marítimos de petróleo.
3.1. Índice de Sensibilidade Ambiental - Isa
No Brasil, o Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) é chamado Índice de Sensibilidade do
Litoral (ISL), e o mesmo é regido pelo documento elaborado pelo MMA (Ministério do Meio
Ambiente): "Especificações e Normas Técnicas para a Elaboração de Cartas de Sensibilidade
Ambiental para Derramamentos de Óleo”. Esse documento entrou em vigor devido
promulgação da “Lei do Óleo” (BRASIL, Lei Nº 9.966, de 28 de abril de 2000, 2000) no ano de
2000, na qual foram atribuídas responsabilidades ao MMA, como a identificação, localização e
definição dos limites das áreas ecologicamente sens veis com relação “ poluição causada por
lançamento de leo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas sob urisdição nacional”.
Desta forma o MMA baseou-se nas normas internacionais da Organização Marítima
Internacional (IMO) e da “National Oceanic and Atmospheric Administration” (NOAA) (MMA,
2002).
Aspectos do ISA
O ISA é um indicador que possibilita uma visão integrada da condição ambiental de uma
determinada região. Sua principal característica é a capacidade de relacionar a sensibilidade de
um espaço em relação a um tipo de impacto. O ISA fornece meios para identificar eventuais
mudanças do cenário ambiental de uma área ou região. Estão também inseridas nele as atividades
indústrias da área em questão. É composto de três tipos de informação (NOAA, 1997):
classificação da linha da costa, recursos biológicos e recursos socioeconômicos. Os três tipos de
informações que formam o ISA são dependentes entre si.
29
a) A classificação da linha da costa é decida através do tipo de substrato (tamanho do
grão, mobilidade, penetração e trafegabilidade), exposição relativa do ambiente à ação de ondas e
marés, e declividade da linha da costa. O fluxo de energia de marés é importante na determinação
do potencial de impacto sobre os habitats costeiros. As variações de maré (juntamente com a
declividade do perfil topográfico) determinam a largura da zona intermarés, ou seja, a superfície
mais sujeita a ser coberta por óleo no caso de derramamento. A consideração a mais importante é
o potencial para fortes correntes de maré remove o óleo aderido em superfícies e move a areia da
área intermarés, enterrando o óleo. Níveis mais elevados de energia de ondas causam a limpeza
natural e a reconfiguração da linha costeira intermarés; as correntes criadas junto à costa, pela
refração/ reflexão das ondas, podem também afastar o óleo e minimizar os seus efeitos.
Como regra geral, pode-se falar que as correntes de maré aumentam com a amplitude de
maré. O efeito das correntes de maré nas comunidades biológicas tem que ser levado em
considerado. Por exemplo, substratos altamente móveis pelas fortes correntes de maré abrigam
menos organismos do que substratos estáveis. A inclinação do litoral determina a extensão da
zona intermarés. Esta inclinação pode ser caracterizada como alta (maior que 30°), moderada
(entre 30° e 5°) e pequena ou plana (menor que 5°). A importância principal do tipo de inclinação
é o seu efeito na reflexão e quebra das ondas. Litorais muito inclinados levam ao rompimento
abrupto e reflexão das ondas, com elevadas velocidades e refluxo na encosta ou face da praia, e o
tempo de permanência do óleo será, provavelmente mínimo, com rápida limpeza natural da área
atingida. Costas de baixa declividade, como planícies de maré e faixas de mangue, não só estão
sujeitas a níveis de energia mais baixos (tempo de permanência do óleo mais prolongado e menor
ação de limpeza natural), como têm uma superfície intermarés que permite o estabelecimento de
comunidades biológicas como, por exemplo, leitos de mexilhões e comunidades de plantas/ algas,
etc. (NOAA, 1997). O tipo de substrato vai determinar ou afetar alguns parâmetros, como
permeabilidade, mobilidade do sedimento e permanência do óleo, que formam o arcabouço
básico que define os tipos de comunidades bióticas que podem existir num local específico. A
permeabilidade do substrato estabelece uma correlação direta com a infiltração potencial e,
portanto, com a permanência do petróleo; quanto maior for o diâmetro dos sedimentos do
substrato, sua esfericidade e a sua uniformidade, mais profunda será a infiltração do óleo.
Penetrações maiores são esperadas para sedimentos grossos, que são mais uniformes no tamanho
do grão (bem selecionados). Em praias de cascalho, a penetração de mais de um metro pode
30
ocorrer no caso de óleos pesados. Praias de areia são também diferenciadas nas categorias do
diâmetro do grão (fina a média, e grossas), que são distintos quanto ao grau de permeabilidade e
potencial de penetração do óleo. Sedimentos lamosos têm a menor permeabilidade e também
tendem a ser saturados de água; consequentemente, a penetração do óleo é muito limitada.
Contudo, onde o substrato é escavado por organismos, as tocas podem proporcionar a penetração
do óleo.
b) Os recursos biológicos incluem: espécies protegidas, ameaçadas, perigos de
extinção, e locais onde ocorrem concentrações ou fases importantes do ciclo de vida das espécies,
como áreas de alimentação, reprodução, berçários, habitat de nidificação e áreas de trânsito/rotas
de migração. A produtividade e sensibilidade biológica dos habitats costeiros devem ser
consideradas quando da classificação da sensibilidade da linha de costa. A geomorfologia é
também determinante para o tipo e a densidade das comunidades biológicas presentes na área. A
diversidade biológica não se encontra igualmente distribuída ao longo dos diversos sistemas
costeiros. Praias arenosas e lodosas constituem, por exemplo, áreas de baixa diversidade,
abrigando organismos especializados, em função da ausência de superfícies disponíveis para
fixação e da limitada oferta de alimentos; costões rochosos encontram-se em posição
intermediária em relação à biodiversidade, enquanto terrenos alagadiços, margens de lagoas
costeiras e rios constituem sistemas férteis, servindo de abrigo e região de criadouro para
numerosas espécies. Os manguezais e marismas, por sua vez, apresentam elevada diversidade
estrutural e funcional, atuando juntamente com os estuários, como exportadores de biomassa para
as áreas adjacentes.
c) E os recursos socioeconômicos incluem: áreas que podem ser prejudicadas por
derramamentos de óleo ou afetadas pelas ações de resposta, incluindo áreas de recreação, lazer e
veraneio no litoral, áreas de pesca e maricultura, áreas sob gerenciamento especial (unidades de
conservação, s tios hist ricos ou culturais), tomadas d‘água para plantas industriais ou de energia,
salinas, portos e terminais, etc.
Classificação do ISA
Para determinar a sensibilidade ao óleo das áreas ecologicamente sensíveis identificadas
para a linha da costa, será utilizada a classificação do MMA (MMA, 2002 e MMA/SQA, 2004),
através do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA). O ISA hierarquiza diversos tipos de
31
ecossistemas costeiros em uma escala crescente de 1 a 10 (Tabela 1). Para agrupar essas
categorias foi realizada uma adaptação da escala do MMA, agrupando os dez ISAs em três
categorias (alta, média e baixa).
Tabela 1– Descrição dos tipos de ISA (adaptado de MMA, 2002 e MMA/SQA, 2004).
Categoria ISA Característica
Baixa
1 Costões rochosos lisos, de alta declividade, expostos; falésias em
rochas sedimentares, expostas; estruturas artificiais lisas (paredões
marítimos artificiais) expostas.
2
Costões rochosos lisos, de declividade média a baixa, expostos;
terraços ou substratos de declividade média, expostos (terraço ou
plataforma de abrasão, terraço arenítico exumado bem
consolidado, etc.).
3
Praias dissipativas de areia média a fina, expostas; faixas arenosas
contíguas à praia, não vegetadas, sujeitas à ação de ressacas
(restingas isoladas ou múltiplas, feixes alongados de restingas tipo
long beach); escarpas e taludes íngremes (formações do grupo
Barreiras e tabuleiros litorâneos), expostos; campos de dunas
expostas.
4 Praias de areia grossa; praias intermediárias de areia fina a média,
expostas, praias de areia fina a média, abrigadas.
Média
5 Praias mistas de areia e cascalho, ou conchas e fragmentos de
corais; terraço ou plataforma de abrasão de superfície irregular ou
recoberta de vegetação; recifes areníticos em franja.
6
Praias de cascalho (seixos e calhaus); costa de detritos calcários;
depósitos de tálus; enrocamentos (rip-rap, guia corrente, quebra-
mar) expostos; plataforma ou terraço exumado recoberto por
concreções lateríticas (disformes e porosas).
7 Planície de maré arenosa exposta, terraço de baixa-mar.
Alta
8
Escarpa / encosta de rocha lisa, abrigada; escarpa / encosta de
rocha não lisa, abrigada; escarpa e taludes íngremes de areia,
abrigados; enrocamentos (rip-rap e outras estruturas artificiais não
lisas) abrigados.
9 Planície de maré arenosa / lamosa abrigada e outras áreas úmidas
costeiras não vegetadas; terraço de baixa-mar lamoso abrigado;
recifes areníticos servindo de suporte para colônias de corais.
10
Deltas e barras de rio vegetado; terraços alagadiços, banhados,
brejos, margens de rios e lagoas; brejo salobro ou de água salgada,
com vegetação adaptada ao meio salobro ou salgado; apicum,
marismas; manguezal (mangues frontais e mangues de estuários).
32
Assim, são considerados ambientes de baixa sensibilidade ambiental, áreas com presença
de ecossistemas alterados ou modificados com grau de comprometimento alto. Pelo
comprometimento, esses ambientes normalmente apresentam uma rede trófica com menos
componentes do que um ambiente saudável. Por serem ambientes submetidos a condições
extremas, apresentam um número menor de espécies, porém, altamente adapta. Já ambientes de
media ou alta sensibilidade ambiental estão inseridos em áreas de maior suscetibilidade e
relevância em função de sua integridade e potencial de oferta de serviços ambientais (ambiente
com rica biodiversidade ou não) e a fragilidade ambiental imposta pela poluição aos ambientes já
impactados e/ou atingidos por óleo em eventos acidentais (PETROBRAS, 2012).
O ISA é mais bem utilizado para identificar as áreas e recursos sensíveis antes que ocorra
um acidente, de modo que a utilização desse instrumento seja usado como suporte técnico a
atividades socioeconômicas potencialmente poluidoras (BRASIL. Resolução CONAMA nº 237,
de 19 de dezembro de 1997, 1997) e de gestão ambiental (MMA/SQA, 2004; WIECZOREK,
2006).
A experiência internacional demonstra que, além do seu uso no planejamento de con-
tingência e na implementação de ações de resposta a derramamentos de óleo, o ISA tem um
enorme potencial para emprego no planejamento ambiental da zona costeira e marinha,
reforçando os instrumentos políticos e administrativos de ordenamento territorial (ARAÚJO,
2005).
Finalmente, é importante ressaltar que os indicadores de sensibilidade ao derramamento de
óleo são uma decisão tática e estratégica ferramenta de apoio e fonte de informação para auxiliar
o processo de tomada de decisão durante um incidente. No entanto, neste trabalho ele está sendo
utilizado como uma ferramenta para desenvolvimento de sistemas marítimos de produção de
petróleo, tendo a função de prevenção do cenário ambiental para o posterior planejamento da
atividade que será implantada no respectivo local.
3.2. Impactos Ambientais
Para regularizar os impactos ambientais gerados pelas indústrias e atividades, cada país tem
sua própria agência regularizadora, que estabelece definições, responsabilidades, critérios básicos
e diretrizes gerais para a avaliação ambiental em atividades que podem alterar a qualidade do
33
meio ambiente como, por exemplo, o desenvolvimento de um campo de petróleo e gás. No
Brasil, a ANP regula as leis ambientais brasileiras relativas ao petróleo com base no CONAMA
(BRASIL. Resolução CONAMA nº 001, de 23 de janeiro de 1986, 1986).
Considerando a expressiva atividade de exploração e produção de petróleo na costa
brasileira, é importante que também sejam mapeados os principais recursos biológicos na área
“offshore”, principalmente na região entre a plataforma e terna e o talude, assim como as áreas
de pesca industrial.
Tabela 2. Apresenta um sumário dos impactos ambientais e seus respectivos aspectos ambientais
(Adaptado MARIANO, 2007).
Impactos Ambientais Aspectos Ambientais
Interferência com outras
Atividades Antrópicas:
Navegação, Pesca e Turismo.
Decorrência da presença física das instalações de perfuração, produção e
transporte (estabelecimento de zonas de segurança), bem como do tráfego
das embarcações de suporte e de transferência dos hidrocarbonetos.
Degradação da Paisagem –
Poluição Visual
Degradação da paisagem devido à presença das instalações de perfuração e
produção, e das embarcações de transporte. Interferência com outras
atividades antrópicas conflitantes, tais como o turismo. É mais importante no
caso de campos de petróleo situados próximos à costa.
Degradação da Qualidade da
Água – Poluição Hídrica
Degradação da qualidade da água devido ao descarte de efluentes hídricos
durante as operações de rotina; mais relevante durante as etapas de
perfuração e produção.
Degradação da Qualidade do
Ar – Poluição Atmosférica
Degradação da qualidade do ar devido às emissões atmosféricas decorrentes
da operação de rotina das unidades e de equipamentos, além do tráfego das
embarcações; mais relevante durante a etapa de produção. Emissão de gases
acidificantes da atmosfera (NOx, SOx, CO) e de gases de efeito estufa (CO2,
CH4 e VOCs), nas seguintes situações. Operação de embarcações (sísmica,
apoio e transporte); Operação das instalações de produção.
Interferência com a Biota Decorrência de transporte dos hidrocarbonetos através da utilização de
embarcações. Maior importância no caso de regiões de rotas ou habitats de
mamíferos marinhos. Mais importante nas épocas de reprodução (fêmeas
prenhes ou com filhotes), amamentação, acasalamento e nascimento dos
filhotes. Arraste de comunidades de fundo (fauna bêntica).
Interferência com a Biota –
Poluição Luminosa
Iluminação de embarcações; Iluminação de plataformas; Queima de gás
natural em flares.
Interferência com a Biota –
Poluição Sonora
Especialmente devido aos ruídos e vibrações decorrentes de:
construção/operação de unidades de produção; Operação das embarcações
(sísmica, apoio e/ou transporte); Operação das instalações de produção.
Emergências Potenciais –
Risco de Acidentes
Ambientais
Colisão de embarcações de apoio ou de transporte dos hidrocarbonetos
produzidos; BlowOut de poços; Risco de explosões devido ao
armazenamento de petróleo e gás.
34
Impactos Ambientais na Perfuração de Poços
As atividades de um sistema marítimo de produção de petróleo começam com a perfuração
de poços. Existe um importante debate internacional relacionado ao uso e descarte de resíduos de
perfuração no oceano. Cada vez mais, essa discussão coloca o importante papel do impacto ao
meio ambiente em termos de atividades offshore de óleo e gás de exploração.
Durante a perfuração, a lama de perfuração circula entre a coluna de perfuração e o
revestimento do poço, e este fluido tem a função de lubrificar a broca. A rocha fraturada do
reservatório retorna com lama de perfuração. O cascalho e fluido de perfuração caracterizam,
neste caso, os resíduos da atividade de perfuração de poços de petróleo. Dois tipos de fluidos de
perfuração são os mais comuns: o a base de óleo e o base d’água. Os fluidos de perfuração base
de água têm um baixo custo em relação à base de óleo, são biodegradáveis e facilmente se
dispersam na coluna de água. E assim à disposição no oceano do fluido a base d’água é
permitida em quase todo o mundo, em conformidade com as diretrizes para as descargas de
efluentes marinhos de cada região (MARIANO; LA ROVERE, 2006). Os fluidos à base de óleo
são amplamente utilizados e comumente aplicados para perfuração de poços offshore, porém a
lama à base de óleo é prejudicial ao meio ambiente quando descartados para o oceano. Aspectos
relacionados com a toxicidade e biodegradação lenta em condições atóxicas do ambiente
subaquático tornam a lama à base de óleo uma solução não recomendável para uso perfuração de
poços.
O conhecimento dos habitats submersos nas áreas de desenvolvimentos de campos de
petróleo é necessário principalmente para bancos de corais e algas calcárias, por serem ambientes
com distintas funções ecológicas, como áreas de criação, reprodução, alimentação, proteção e
produção para diferentes organismos aquáticos. Esta necessidade decorre não só do potencial de
impacto por derramamento de óleo, mas também pelo impacto efetivo da atividade de perfuração
próximo a tais ambientes. Isto se justifica devido à pluma de lama de perfuração gerada no
processo. Durante a perfuração, grande quantidade de lama é lançada na lâmina d’água, sendo
então dispersa por correntes locais, depositando-se no substrato, fazendo com que ocorra redução
(que pode ser irreversível em grandes impactos) dos níveis de biomassa, por soterramento e/ou
diminuição da transparência da água.
35
Em torno do processo de perfuração existem as decisões do número de poços e arranjo dos
poços. Em áreas com alta sensibilidade ambiental, o fundo do mar tem uma rica biodiversidade
da biota marinha e nessas áreas. Se muitos poços forem perfurados, o impacto incidente sobre a
biota será grande. Considerando a mesma área com a disposição do arranjo dos poços satélite, as
linhas de fluxo que ligam os poços terão grandes extensões e serão um grande risco a essa área.
Isto principalmente devido aos impactos causados por sua instalação e a possibilidade de
derramamento de óleo.
Efeitos do Derramamento de Óleo
Os efeitos causados pela presença de óleo nas comunidades biológicas variam em função
das características ambientais da área, quantidade e tipo de óleo derramado, sua
biodisponibilidade, a capacidade dos organismos acumularem e metabolizarem diversos tipos de
hidrocarbonetos e sua influência nos processos metabólicos. Apesar do ambiente marinho não
oferecer substratos suscetíveis à contaminação por óleo como os ecossistemas costeiros, este é
uma região de exploração de recursos pesqueiros e rota de migração de aves, quelônios e
mamíferos marinhos. Portanto, os impactos de um derramamento de óleo nesse
ambiente estão associados, principalmente, ao contato do óleo com esses grupos de organismos e
com o impedimento da atividade pesqueira (MMA/SQA, 2004).
Assim como em todos os ecossistemas marinhos, os efeitos resultantes de um
derramamento de óleo podem acarretar em danos aos organismos, devido à elevada sensibilidade
dos invertebrados e vegetais bentônicos (BISHOP, 1983) e ainda pelo fato de terem nenhuma ou
reduzida capacidade de locomoção. É importante destacar que alguns componentes do petróleo
podem ser bioacumulados por organismos bentônicos. Um consenso em relação à bioacumulação
é que organismos contaminados (grande parte dos moluscos, como por exemplo, os mexilhões)
podem ser consumidos por organismos de níveis tróficos superiores. Outra forma de impacto
sobre os organismos bentônicos é através de emulsificação e adsorção pelo particulado em
suspensão, e posterior sedimentação do óleo. Em relação às espécies bentônicas existentes
próximas aos poços de produção ou perfuração, a vulnerabilidade será alta, uma vez que a
probabilidade de presença de óleo nesses locais é alta.
36
O impacto da presença de óleo sobre o plâncton é causado, principalmente,
pela formação de uma película de hidrocarbonetos na superfície da água. Essa película reduz as
trocas gasosas com a atmosfera e, por conseguinte, a fotossíntese e a produtividade primária.
Em ambiente oceânico, a dinâmica local aliada ao fato da maior fração do óleo permanecer
na superfície, faz com que não haja grande mortandade entre esses espécimes (tanto peixes
adultos como juvenis). Já em ambientes costeiros a persistência do óleo no sedimento pode gerar
a contaminação dos peixes devido à ingestão de bentos (IPIECA, 2000).
Os mamíferos marinhos são atingidos muitas vezes por estarem presentes nas áreas em que
os campos de petróleo serão desenvolvidos, pois tais regiões serão utilizadas como rotas de
migração por esses animais. Em relação aos impactos sobre esse grupo, o óleo adere pouco à pele
lisa, porém, podem ocorrer irritações na pele e nos olhos, interferências
na capacidade natatória, entre outras disfunções, caracterizando uma imunodepressão. O principal
fator de impacto causado por óleo é a intoxicação pela alimentação através da contaminação na
cadeia alimentar (LEIGHTON, 2000).
Em relação aos quelônios marinhos (tartarugas marinhas principalmente), segundo Hall et
al. (1983),as pesquisas sobre o vazamento Ixtoc I no Golfo do México (1979), observaram que a
exposição destes animais ao óleo pode ocasionar diminuição de massa corporal,
talvez por descontrolar a atividade de alimentação. Assim, em condições de fraqueza, estes
animais poderiam sucumbir a outros fatores externos ou a alguns elementos tóxicos do próprio
óleo.
As aves marinhas e costeiras, assim como os demais organismos que vivem
nas camadas superficiais do mar, são especialmente vulneráveis a vazamentos
de óleo (LEIGHTON, 2000). Os principais efeitos do óleo sobre as aves são causados devido ao
contato físico direto, que acarreta em perda da impermeabilidade das penas (impedindo
que esta volte a voar). Esse contato com a camada superficial da água ocorre, em
alguns casos, durante a captura de suas presas. Além disso, pode haver a
ingestão de óleo ou de alimento contaminado principalmente durante a tentativa
de se limpar.
37
Impactos Ambientais no Desenvolvimento do Campo de Petróleo
Instalação e comissionamento de uma UEP causam impactos ambientais devido à presença
física, à atividade de dragagem, à pré- varredura, à perturbação do fundo do mar e às emissões
atmosféricas resultantes da geração de energia.
O armazenamento e escoamento de petróleo afetam o meio ambiente, visto que há
probabilidade de colisão de navios e o alto impacto na construção de gasodutos. Assim, em áreas
com alto nível de sensibilidade ambiental é necessário analisar o ambiente para uma melhor
alternativa de escoamento.
3.3. Análise de Risco: Matriz de Impacto Ambiental
Com a aprovação da Resolução CONAMA 001/86, foi instituído as definições, as
responsabilidades, os critérios básicos e as diretrizes gerais para uso e implementação da
Avaliação de Impacto Ambiental em atividades que alterem a qualidade do meio ambiente. A
Avaliação de Impactos Ambientais consiste, basicamente, na configuração de um impacto
causado por uma determinada ação ou atividade no ambiente. A indústria petrolífera é uma
atividade que se enquadra como uma atividade que altera a qualidade do ambiente.
Para facilitar o processo de avaliação de impactos ambientais utiliza-se a técnica de Matriz
de Impactos, baseada nos riscos externos e imediatos ao projeto, que supõe ser capaz de atribuir o
grau de impacto de um determinado risco identificado, auxiliando em tomadas de decisão sobre o
andamento do projeto. A Matriz de Impacto Ambiental é um método subjetivo de identificação
de riscos. Esse método serve para a identificação de riscos do projeto, baseados em
conhecimentos e experiências de indivíduos, especialistas em projetos ou envolvidos no projeto
(SANTOS, 2007).
3.4. Metodologia de Avaliação de Impactos e Riscos Ambientais
A metodologia proposta utiliza o conceito de riscos ambientais sob a forma qualitativa, que
estima o grau da Consequência e da Probabilidade de Ocorrência do impacto ambiental, e ao
mesmo tempo sobre a forma quantitativa, que associa uma pontuação a cada atributo, a partir da
utilização de critérios previamente estabelecidos.
38
Tabela 3. Critérios Gerais para as Medidas Qualitativas das Consequências dos Impactos e Riscos
Ambientais. (Adaptado de MARIANO, 2007; PATIN, 1999).
Nível Valor Características
Insignificante 1
Nenhum impacto OU mudança ecológica localizada e
temporária na homeostase local, recuperável no curto
prazo. Os eventos provavelmente não serão mensuráveis
ou notados.
Menor 2
Mudança ecológica localizada e temporária na
homeostase local. Impactos de curto prazo na
variabilidade local de espécies não ameaçadas. As
mudanças provocadas pelos eventos estarão dentro da
variabilidade natural, mas serão potencialmente
detectáveis.
Moderado 3
Alteração/Perturbação de um componente de um
ecossistema, sem efeito sobre a sustentabilidade OU
impactos de longo prazo na homeostase de espécies não
ameaçadas. Eventos ecológicos significativos (por
exemplo, mortandade de peixes e crescimento excessivo
de algas). Possível contribuição para efeitos
cumulativos e sinérgicos. Possível, mas improvável,
efeito sobre a saúde humana.
Maior 4
Dano ecológico amplo. Mudança no status de uma ou
mais espécies ameaçadas OU provável perda de
sustentabilidade de habitats ou formações únicas.
Possíveis efeitos transfronteiriços.
Contribuição moderada para efeitos cumulativos e
sinérgicos. Possível efeito sobre a saúde humana.
Catastrófico 5
Extinção de uma ou mais espécies. Danos irreversíveis,
ou com pouca chance de recuperação, a habitats ou
formações únicas e/ou protegidos.
Grande contribuição para efeitos cumulativos e
sinérgicos.
Grandes efeitos transfronteiriços.
Provável efeito sobre a saúde humana.
Para determinação da Consequência de Probabilidade de Ocorrência foi utilizado uma
escala de pontuação para um nível semi-quantitativo de análise. Com a finalidade de classificar as
consequências dos impactos e dos riscos sobre os diferentes aspectos ambientais já considerados.
Sendo está escala apresentada na Tabela 3, e adaptada do trabalho de Mariano (2007) e Patin
(1999).
39
A Consequência é classificada como: insignificante quando os eventos provavelmente não
serão mensuráveis ou notados; menor quando as mudanças provocadas pelos eventos estarão
dentro da variabilidade natural, mas serão potencialmente detectáveis; moderado porque
alteração de um componente de um ecossistema, sem efeito sobre a sustentabilidade; maior
quando dano ecológico amplo; e catastrófico, quando há danos irreversíveis.
A Probabilidade de Ocorrência de um impacto é classificada como: raro quando o evento
ocorre apenas em circunstâncias excepcionais; improvável quando o evento ocorre muito poucas
vezes na indústria; possível quando o evento ocorre frequentemente na vida da indústria; provável
quando o evento ocorre muitas vezes na indústria; e quase certo quando o evento tem de
possibilidade de ocorrência.
O risco ambiental pode ser definido como a probabilidade do impacto ambiental ocorrer. A
“Análise de Risco tem por finalidade diagnosticar, avaliar e gerenciar o risco imposto ao meio
ambiente e ao homem, visando à prevenção da ocorrência de grandes acidentes” (CETESB,
2003).
Então, após a determinação dos atributos Consequência e Probabilidade de Ocorrência do
Evento, a partir dos critérios previamente estabelecidos, o nível de risco do impacto será
calculado a partir da multiplicação da pontuação obtida para a Consequência e para a
Probabilidade de Ocorrência, ou seja:
Risco Ambiental = Consequência X Probabilidade de Ocorrência
Ao se estabelecerem níveis comparativos de riscos para os impactos, torna-se possível
ordená-los. Para tanto, foram estabelecidas quatro categorias distintas de classificação, cruzando-
se numa única matriz, a Probabilidade de Ocorrência e a Consequência do Evento e, desta forma,
obtendo-se uma Matriz de Impactos. Em seguida pode-se apresentar a estimativa do risco das
consequências associadas a uma dada probabilidade de ocorrência, através da Matriz de
Impactos.
Matrizes de Avaliação dos Impactos e dos Riscos ambientais
40
Para a apresentação dos riscos ambientais estimados, foi criada uma Matriz de Impactos e
Riscos Ambientais, cuja análise fornece uma abordagem sistemática e estruturada de apoio à
decisão.
A matriz de impacto ambiental foi elaborada com base nos tipos de atividades envolvidas
no desenvolvimento de sistema marítimo de produção e elementos do meio ambiente afetados.
As atividades utilizadas consideradas foram Instalação, Comissionamento da Plataforma,
Desenvolvimento, Produção e Descomissionamento. A partir da seleção das operações, elas são
inseridas na coluna de Tipo de Atividades.
Os elementos do meio ambiente são os fatores do meio, no qual estão sendo avaliados os
impactos ambientais, que são: ar, água, sedimentos, plânctons, comunidades bentônicas, peixes,
pescadores, mamíferos marinhos, aves e turismo. De forma que os elementos do meio ambiente
considerados são os principais receptores ambientais das atividades operacionais do petróleo.
Eles estão inseridos na linha referente aos Elementos do Meio Ambiente.
A fim de valorar a os impactos ou riscos ambientais causados pelo atividades envolvendo o
petróleo, calcula-se o risco ambiental pela multiplicação da consequência e da probabilidade de
ocorrência a frequência referente à atividade em análise. E obtém-se o valor semi-qualitativo do
valor do impacto ambiental, como pode ser visto na Figura 16.
Figura 16 – Exemplo da aplicação da Matriz de Impacto Ambiental
41
No exemplo da Figura 16 utilizou-se o tipo de atividade Posicionamento da Plataforma, e
elemento do meio ambiente Comunidades Bentônicas para a instalação de uma plataforma de
gravidade. Avaliando a consequência da atividade, pode-se perceber que ao se instalar a
plataforma de gravidade, extermina-se toda a comunidade bentônica do leito oceânico, obtendo
uma consequência maior (4), e quanto à probabilidade de ocorrência é um fato que irá ocorrer,
obtendo uma frequência de quase certo (5). Como resultado desta valoração de impacto, temos o
número 20, que é considerado o valor risco da análise efetuada acima.
Com a finalidade de obter uma medida global de todas as atividades de uma UEP em
relação aos elementos do meio ambiente, primeiro soma-se de todos os ricos de um tipo de
atividade obtém se o indicador parcial. A partir de então, somando-se todos os indicadores
parciais obtém-se o indicador total referente a uma determinada UEP. Podendo assim comparar
as várias configurações de um sistema de produção marítimo e obter a melhor resposta para um
dado cenário de produção.
3.5. Fundamentos da Teoria dos Conjuntos Nebulosos
Nos itens anteriores foram descritos os componentes dos sistemas marítimos de produção
de petróleo, e os parâmetros envolvidos na avaliação e seleção dos mesmos foram apresentados.
O presente item apresenta brevemente alguns conceitos da teoria dos conjuntos nebulosos. A
utilização destes conceitos permite que seja organizada a base de conhecimentos para a
elaboração do modelo do sistema de seleção do sistema marítimo de produção de petróleo.
Conjuntos Nebulosos
As aplicações dos chamados sistemas inteligentes na área de controle, automação e
otimização de processos, abrangem uma serie de técnicas como os sistemas especialistas, os
sistemas baseados na lógica nebulosa ou difusa, as redes neurais e os algoritmos genéticos.
Diferentemente da teoria clássica dos conjuntos, as variáveis estudadas em conjuntos
nebulosos não são numéricos, mas sim linguísticas, ou seja, são variáveis expressas em ternos de
palavras ou expressões de fala (BEZERRA, 2002).
A teoria dos conjuntos nebulosos tem sido cada vez mais utilizada em sistemas que utilizam
informações fornecidas por seres humanos para automatizar procedimentos quaisquer, como por
42
exemplo, no controle de processos, no auxilio a decisões, etc. A utilização da teoria em um
contexto lógico, como o de sistemas baseados em conhecimento, é conhecida como lógica
nebulosa.
A lógica nebulosa é uma extensão da lógica booleana que admite valores lógicos
intermediários entre o falso (0) e o verdadeiro (1); por exemplo, o valor médio 'talvez' (0,5). Para
tratar das informações imprecisas, foi desenvolvida a teoria dos conjuntos nebulosos por Zadeh
(1965). Esta teoria trata do aspecto vago da informação, através de uma generalização da teoria
clássica dos conjuntos.
Os conjuntos nebuloso podem ser definidos com um conjunto de pares ordenados:
(3.1)
Onde A é o conjunto nebuloso, é o elemento, é função de pertinência e é o
universo de discurso.
Dentro do estudo dos Conjuntos Nebulosos é bastante utilizada uma ferramenta conhecida
como variável linguística. Essas variáveis não possuem números como valores, mas termos ou
sentenças de uma linguagem natural ou artificial.
Uma variável linguística é definida por uma quíntupla:
),,),(,( aGUxTx (3.2)
Onde, x é o nome da variável linguística, )(xT é o conjunto de termos de x , U é universo
de discurso da variável linguística x , G é gramática para gerar os nomes dos termos linguísticos,
e a é a função pertinência que atribui significado ao termo x do conjunto )(xT variando de 0 a
1.
Como exemplo pode ser citado a variável linguística com rótulo de x = área do reservatório,
com conjunto de termos ,
e (Figura 17).
43
Figura 17 – Variável Linguística da Área do Reservatório (Franco, 2003).
O raciocínio nebuloso também conhecido como raciocínio aproximado pode ser dividido
em cinco etapas. No primeiro passo, para cada valor de entrada associamos uma função de
pertinência, que permite obter o grau de verdade da proposição. Determinar o grau de pertinência
de cada conjunto (proposição) e limitar o valor da entrada entre 0 e 1. O segundo passo é aplicar
os operadores fuzzy, assim como os operadores da lógica nítida. Os operadores usados na lógica
fuzzy são E e OU, correspondentes às operações.
Na lógica nebulosa são utilizados para definir o grau máximo e mínimo de pertinência do
conjunto. O terceiro passo é aplicar o operador de implicação, usado para definir o peso no
resultado e remodelar a função, ou seja, o terceiro consiste em criar a hipótese de implicação. No
quarto passo ocorre a combinação de todas as saídas em um único conjunto fuzzy. O quinto e
último passo no processo do raciocínio fuzzy, é a ‘defuzzyficação’ que consiste em retornar os
valores, obter um valor numérico dentro da faixa estipulado pelos conjuntos nebulosos.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 20 40 60 80 100 120 140
Per
tin
ênci
a
Área na Direção Horizontal (Km²)
Área do Reservatório
Pequena Média Grande
44
Modelo do Sistema de Seleção
Em geral, um sistema é organizado em módulos estruturados, que promovem as análises
necessárias para verificação dos parâmetros desejados. Nesse sistema há as entradas, na quais são
modeladas através de conjuntos nebulosos e seus respectivos domínios. A base de regras, nesta
etapa as variáveis e suas respectivas classificações linguísticas são catalogadas e modeladas
através de suas respectivas funções de pertinência, ou seja, é a fase em que se acessa o banco de
regras estabelecidas, e verificam-se quais as regras que se aplicam aos conjuntos que foram
fuzzificados na entrada (CARVALHO, 1999).
A máquina de inferência transforma cada preposição do sistema matematicamente por meio
das técnicas do conjunto nebulosos. Em seguida é realizada a composição das regras que foram
selecionadas pelo processo de inferência, obtendo assim o conjunto de saída.
Neste trabalho é utilizado o método de inferência de Mamdani, no qual é baseado na regra
de inferência Max-Min. Uma regra da base de regras fuzzy é definida pelo produto cartesiano
fuzzy dos conjuntos nebulosos que compõe o antecedente e o consequente da regra. O método de
Mamdani agrega as regras através do operador lógico OU, que é modelado t-conorma (máximo)
e, em cada regra, o operador lógico E é modelado pela t-norma (mínimo) (SANTOS 2010).
E por último a fase de defuzzificação, na qual a cada entrada, o módulo de inferência
produz uma saída. O método de defuzzificação utilizado neste trabalho foi o Centro de
Gravidade, ele é semelhante à média ponderada para distribuição de dados, com a diferença que
os pesos são valores que indicam o grau de compatibilidade do valor modelado com o conceito
modelado pelo conjunto nebuloso. O centro de gravidade dá a média das áreas de todas as figuras
que representam os graus de pertinência dos conjuntos nebulosos.
45
4. METODOLOGIA PARA SELEÇÃO DO SISTEMA
MARÍTIMO
Em trabalhos anteriores sobre o desenvolvimento de sistemas marítimos de produção
foram majortitarimaente descutidos os aspectos econômicos (MOROOKA; GALEANO, 1999;
MOROOKA; CASTRO, 2002; DEZEN; MOROOKA, 2003; MOROOKA; CARVALHO, 2011).
E também os indicarores técnológicos, como em Franco (2003) que apresenta uma metodologia
para o desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de petróleo com base em aspectos
técnicos, utilizando a ferramenta de conjuntos nebulosos para apoiar um sistema inteligente, tanto
para seleção quanto para decisão da melhor alternativa de sistema marítimo de produção.
A metodologia proposta segue um procedimento semelhante à avaliação dos impactos
ambientais através da utilização do ISA da área a ser desenvolvida. O uso da matriz de impacto
para a escolha da melhor UEP e a incorporação da sistemática ambiental no processo de seleção
do sistema marítimo de produção, de forma preponderante perante aos indicadores técnicos e
tecnólogicos.
O fluxograma metodológico é apresentação através na Figura 18, o qual abrange as
seguintes etapas: revisão bibliográfica dos impactos ambientais nas fases de desenvolvimento de
um sistema marítimo; definição e elaboração dos parâmetros para seleção dos sistemas
marítimos; definição dos conjuntos nebulosos relacionados aos termos linguísticos; elaboração
das regras de inferência; dados de entrada; fuzzificação; máquina de inferência; defuzzificação;
análise da configuração do sistema marítimo de produção selecionado; e comparação entre o
sistema de seleção proposto neste trabalho com o de Franco (2003).
46
Figura 18 – Fluxograma Metodológico
4.1. Metodologia
O primeiro processo desenvolvido, se trata da classificação do campo de petróleo em
termos ambientais, através do indicador ISA, como ilustrado a Figura 19.
Figura 19– Classificação do ISA
ISA
Baixo Médio
m
Alto
Revisão bibliográfica
dos impactos
ambientais
Parâmetros para
seleção dos sistemas
marítimos
Elaboração das
regras de inferência Definição dos
conjuntos nebulosos
Dados de Entrada
Volume de Reserva (m³)
Vazão por Poço (m³/d)
Área do Reservatório (Km²)
Profundidade do Reservatório (m)
Lâmina D’água
Distância da Costa
ISA
Condições Ambientais
Existência de Infraestrutura
Fuzzificação
Máquina de Inferência
Defuzzificação
Simulador
Saída de Dados
Número de Poços
Tipo de Poço
Arranjo dos Poços
UEP
Escoamento e Estocagem de Óleo
Análise da
configuração do
sistema selecionado
Comparação entre os
sistemas: ambiental e
tecnológico
47
Logo após a decisão do ISA da área a ser desenvolvida, é iniciado o desenvolvimento das
fases de um sistema marítimo de produção de petróleo. As fases começam pela definição do
número de poços, do tipo de poço, do arranjo do layout dos poços, tipo da UEP, e no tipo de
estocagem e escoamento petróleo (modificado de FRANCO, 2003). A sequência das fases segue
a ordem ilustrada na Figura 20, na qual é possível observar a dependência da fase seguinte do
resultado obtido na fase anterior.
Figura 20- Fases de Desenvolvimento de um Sistema de Produção de Petróleo.
Fase I – Número de Poços e Tipo de Poço
O número de poços, assim como sua localização, depende da natureza e do tamanho do
reservatório. As informações como volume de reserva, vida útil do campo e vazão diária por
poço são essenciais para determinar o número de poços (ROSA et al, 2006).
De acordo com a classificação do volume de reserva do reservatório (seca, muito pequena,
pequena, moderada e grande), vazão diária por poço (baixa, média e alta) e vida útil do campo
(em torno de 25 anos) pode se determinar o número de poços através da técnica de declínio
exponencial.
A técnica de declínio exponencial consiste na realização de ajuste histórico e/ou previsão
de comportamento do reservatório (ROSA et al, 2006). Trata-se de um método simplificado que
é realizado especialmente quando não há dados suficientes para realização de outros métodos
Desenvolvimento de um Sistema
Marítimo de Produção
Número
de Poços
Tipo de
Poço
Arranjo de
Poços
UEP
Estocagem e
Escoamento de
Óleo
Fase I Fase II Fase III
48
analíticos. Neste trabalho será estudado o declínio exponencial com taxa constante. Neste
método, a taxa de declínio de produção do poço é constante, conforme a Equação 4.1.
(4.1)
Sendo é a taxa de declínio inicial, a vazão diária por poço e o volume de óleo in
place.
E o tempo em anos que esse reservatório vai produzir é dado pela Equação 4.2.
(4.2)
Sendo é o tempo e é a vazão de abandono.
Sabendo-se a quantidade que reservatório irá produzir, se torna possível analisar a
quantidade de poços que serão necessários para o desenvolvimento do campo de petróleo. A
partir do tempo esperado de produção do reservatório conjuntamente com o indicador ISA da
área é possível decidir o número de poços que serão responsáveis pela explotação do campo
petrolífero.
Na Fase I é feito o processo de seleção de número de poços. É estabelecido o número de
poços com base no volume das reservas de petróleo e gás, a vazão diária por poço e o ISA da
área, de acordo com Figura 21.
Em áreas com ISA alto, o número de poços deve ser baixo, devido à vulnerabilidade da
região, independentemente do volume da reserva e da vazão por poço. Já com ISA médio, o
número de poços será médio, se o volume do reserva e vazão por poço forem altos, ou será baixo
se o volume de reserva e a vazão por poço forem baixos. E se o ISA for baixo, o número de poços
se dará pelos indicadores técnicos e tecnológicos (FRANCO, 2003).
49
Figura 21 - Determinações do Número de Poços e do Tipo de Poço (Fase I)
Ainda na Fase I, ocorre a seleção do tipo de geometria dos poços, que podem ser verticais
ou horizontais (FRANCO, 2003). A seleção é baseada pelo número de poços, os quais foram
definidos no passo anterior, plea área do reservatório, pela profundidade do reservatório e pelo
ISA do campo.
Caso o ISA da área seja alto, não serão selecionados poços d tipo horizontal, devido a
perfuração exigir um grande ângulo de inclinação na trajetória, o que implicana utilização de um
fluido de perfuração à base de óleo, o qual causa danos para o meio ambiente.
Caso sejamédio o número de poços então o tipo de poço será vertical, ou, se o número de
poços é baixo, o tipo de poço será horizontal.
Fase II – Arranjo dos Poços
Na Figura 22, ilustra-se o fluxograma da Fase II, o qual incia pela definição do arranjo dos
poços. O arranjo poderá ser do tipo satélite ou do tipo de poços agrupados. O arranjo do tipo
satélite é caracterizado por os poços de drenagem e injeção se encontrarem isolados no leito
oceânico, já que o arranjo de poços agrupados é caracterizado pelos poços possuírem pouca
distância um entre si.
Fase I
Número de Poços
Reservas Vazão por Poço ISA
Área do
Reservatório
Profundidade
do Reservatório
Número
de Poços ISA
Tipo de Poço
50
Como parâmentros para a selecção do arranjo de poços, é necessário: a área do reservatório,
a profundidade do reservatório, o número de poços, o tipo de poço e o ISA.
Em grandes áreas de reservatório é necessário que a localização dos poços sejam afastadas
entre si, para ampliar a área a ser drenada. Para reservatórios com grandes profundidades é
normalmente utilizado perfuração direcional, de modo que mais de um ponto do reservatório será
alcançando com poços horizontais, tendo como melhor alternativa o arranjo dos poços agrupado.
(FRANCO, 2003). Em reservatórios arealmente pequenos, menos poços serão perfurados, sendo
vantajoso o arranjo de poços agrupado.. Em áreas onde ISA é alto, o arranjo de poços será
agrupado porque permite o agrupamento de vários poços em um único local, a fim de minimizar
os impactos ambientais, devido a redução da área de pertubação que reduz a área de perturbação.
Figura 22 - Determinação do Arranjo dos Poços (Fase II).
Fase II - UEP
Para a seleção da UEP foi construída uma matriz de impacto com base nas atividades
envolvidas na instalação de plataforma, da fase operacional e do desmantelamento da UEP, além
dos elementos do ambiente.
Para apresentação dos impactos estimados a partir do ambiente, foi criada uma matriz de
impactos do meio ambiente, cuja análise fornece uma abordagem sistemática e estruturada de
apoio à decisão para cada UEP (Figura 23).
Fase II
Área do
Reservatório
Profundidade
do
Reservatório
Número
de Poços
Arranjo dos Poços
Tipo de
Poço ISA
51
Figura 23 – Diagrama de Causa e Efeito de uma UEP
Considerando os principais parâmetros para o desenvolvimento de um sistema marítimo de
produção de petróleo, as atividades que serão avaliadas na presente metodologia (seguirão os
parâmetros de Mariano (2007), sendo os quais:
- Instalação de Plataforma: tráfego de navios, preparo do solo, o posicionamento plataforma
e amarração do sistema;
- Fase Operacional: presença física da plataforma, a captação de água do mar, as emissões
atmosféricas, descarte de esgoto, disposição de resíduos sólidos, escoamento da água de
produção, derramamentos de petróleo e de tráfego de navios de apoio;
- Descomissionamento: remoção da estrutura, abandono e condicionamento dos poços,
descarte de esgoto, vazamento de óleo, emissões atmosféricas e descarte de resíduos sólidos.
Observando as atividades enumeradas acima, nota-se uma lista de elementos do meio
ambiente que estão envolvidos nas atividades analisadas, como as elucidadas por Patin (1999),
que são: ar, água, sedimentos, plâncton, as comunidades bentônicas, peixes, atividade de pesca,
aves, mamíferos marinhos e turismo.
Os possíveis impactos ao meio ambiente de um sistema marítimo de produção de petróleo
são: interferência antrópica na navegação, na pesca e no turismo; degradação da qualidade da
água, da paisagem e da qualidade do ar; emergências potenciais, tais como risco ambiental de
acidentes, interferências na biota, como a poluição luminosa e a poluição sonora.
Instalação da
Plataforma
Fase
Operacional
Descomissionamento
Impacto ao
Meio
Ambiente
52
A matriz de impacto do meio ambiente foi desenvolvida com base nos tipos de atividades
envolvidas no desenvolvimento do sistema marítimo de produção de petróleo e os elementos do
meio ambiente. As atividades consideradas neste trabalho entram na primeira coluna e os
elementos do meio ambiente são inseridos na linha dos receptores do meio ambiente (Figura 24).
Ar
Ág
ua
Sed
imen
tos
Plâ
nct
on
Com
unid
ade
Ben
tônic
a
Pei
xes
Pes
cadore
s
Pás
saro
s
Mam
ifér
os
Tu
rism
o
Instalação da Plataforma +
Fase Operacional +
Descomissionamento +
Matriz de Impacto de cada Componente
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Indicador
Parcial
Indicador
Total:
Figura 24 – Matriz de Impacto Genérica para uma UEP.
A estimativa da probabilidade de ocorrência do impacto é obtida através da multiplicação
da consequência e a frequência de ocorrência para cada atividade, o que pode ser montado em
diferentes gamas de quantidades para os extremos, como ilustrada na Figura 25.
O cálculo da probabilidade de ocorrência de um impacto é feito para todas as atividades
relacionadas, levando em conta cada um dos elementos do meio ambiente, e em seguida é
realizada a soma de cada probabilidade de ocorrência para se obter o índice parcial para cada tipo
atividade.
53
Figura 25 - Procedimento de Estimativa da Probabilidade de Ocorrência de um Impacto do Meio
Ambiente (MARIANO, 2007).
Cada UEP tem uma característica particular que influencia na construção de sua matriz de
impacto. Existem plataformas fixas que são apoiadas no fundo do mar e as plataformas flutuantes
que são uma estrutura complacente posicionada pelo sistema de ancoragem.
A plataforma do tipo Jaqueta é uma estrutura metálica instalada com estacas cravadas no
leito marinho, indicando que a mesma gera alterações no fundo oceânico, devido a necessidade
da utilização de dragagem. Além do posicionamento requerer cuidados especiais como ter um
posicionamento muito preciso. Uma vez instalada, a plataforma do tipo Jaqueta não pode ser
removida para outro local. Como a plataforma é fixada no local, o seu descomissionamento é
difícil, pois há a necessidade de um navio guia, com uma alta capacidade para erguer a estrutura.
Posteriormente, a plataforma será seccionada em várias partes. Alguns impactos ambientais
causados por essa estrutura podem ser enumerados, como: a eliminação do habitat artificial
criado em torno da base da estrutura, e mortes de peixes devido ao uso de explosivos para o corte
da estrutura, entre outras. A matriz de impacto da plataforma Jaqueta é apresentada na Figura 26.
A Torre-Guia é uma estrutura do tipo complacente e a torre é suportada por uma armação
de treliças e é mantida estável por uma série de cabos-guias que irradiam em torno da torre e
terminam em âncoras de gravidade no fundo do mar. Em outras palavras, esta plataforma causa
X
= Probabilidade de Ocorrência de um Impacto
Frequencia de Ocorrência do Impacto
Consequência de Ocorrência de um Impacto
Insignificante
1
Menor
2
Catastrófico
5
Moderado
3
Maior
4
Baixo
1-4
Moderado
5-8
Alto
9-14
Extremo
15-25
Raro
1
Improvável
2
Certo
5
Possível
3
Provável
4
54
impacto ambiental através da dragagem, já que é fixa, além da ancoragem dos cabos-guias e o
descomissionamento, o qual é semelhante à plataforma do tipo jaqueta. A matriz de impacto da
plataforma Torre-Guia é apresentada na Figura 27.
Jack-up ou unidade auto-elevatória é um tipo de plataforma móvel que consiste de um
casco de flutuação equipado com um número de pernas móveis que são fixos no leito marinho.
Estas plataformas geram poucos impactos no fundo do mar em relação a outras plataformas, e
não há problema com descomissionamento, uma vez que é móvel. A matriz de impacto da
plataforma Jack-up é apresentada na Figura 28.
A Torre-Gravidade é uma plataforma fixa e suas fundações são construídas de cimento que
aumentam o peso da plataforma, consequentemente a sua instalação precisa de várias de barcaças
para o transporte até o campo de petróleo. O descomissionamento exige o uso de explosivos e
navios com capacidade de suportar seu peso. A matriz de impacto da plataforma Torre-Gravidade
é apresentada na Figura 29.
As unidades Spar são projetadas sobre o conceito de uma grande estrutura submersa como
se fosse uma boia com a finalidade de armazenamento. Uma vez transportada para o local, os
tanques de lastro são preenchidos, para começar a verticalização do casco da plataforma.
Subsequente, é iniciada a instalação do sistema de ancoragem. O número de navios para carregar
a Spar é grande, além do sistema de amarração, aumentando o número de impactos gerados. O
descomissionamento e a desconexão da estrutura flutuante e dos pontos de ancoragem são muito
complexos devido à dimensão da estrutura em torno de 225 metros de casco. A matriz de impacto
da plataforma Spar é apresentada na Figura 30.
As plataformas Semissubmersáveis são caracterizadas por serem lastreadas no local, e a
estrutura possui uma boa estabilidade devido a sua pequena estrutura. Plataformas do tipo SSs
têm baixos movimentos, consequentemente, a segurança desta plataforma é alta, com um menor
número de acidentes registrados se comparadas com outras plataformas móveis. A matriz de
impacto da plataforma SS é apresentada na Figura 31.
O FPSO tem uma grande capacidade de lâmina d'água, o seu deslocamento é rápido, devido
esta plataforma móvel possuir alta propulsão, além de ter grande capacidade de armazenamento.
55
O sistema de ancoragem do navio tem mais linhas de ancoragem do que SS, devido aos seus
movimentos mais elevados. Este tipo de embarcação tem um maior número de acidentes, em
especial, aos atribuídos a tempos severos e as colisões de navios (HSE, 2003). A matriz de
impacto da plataforma FPSO é apresentada na Figura 32.
Instalação e desmantelamento de SS e FPSO são semelhantes. Elas são instaladas por meio
de sistema de ancoragem e o descomissionamento destas plataformas é mais fácil do que as do
tipo fixo. A principal dificuldade no processo de descomissionamento dessas unidades se trata da
desconexão de todas as amarrações, linhas de fluxo e risers, uma vez que eles estão situados em
águas mais profundas.
A TLP tem um casco semelhante de SS, mas os tendões da TLP são ancorados por estacas
de aço fixas no mar. Através da flutuação do casco os cabos são puxados, reduzindo o
movimento heave da plataforma. Embora a TLP seja uma plataforma do tipo flutuante, a TLP
tem um processo diferente de descomissionamento, porque tem um sistema de ancoragem
tensionada que dificulta o descomissionamento. A matriz de impacto da plataforma TLP é
apresentada na Figura 33.
56
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Preparação do Solo 2 5 15 4 10 4 6 0 4 6 56
Posicionamento da Plataforma 4 6 15 4 10 4 10 0 4 10 67
Ancoragem 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
-
Presença Física da Plataforma 0 0 12 + + + 15 9 4 15 55
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Tráfego de Navios Suporte 4 4 0 4 2 4 6 2 2 6 34
-
Tráfego de Navios 2 6 0 4 2 2 6 2 2 6 32
Remoção da Estrutura 4 6 8 6 12 8 6 2 6 0 58
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 6 3 0 1 1 1 3 3 1 3 22
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 3 8 1 1 2 1 1 1 3 26
960
Matriz de Impacto da Plataforma Jaqueta
Indicador
Parcial
Indicador Total:
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 26 – Matriz de Impacto da Plataforma Jaqueta.
57
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Preparação do Solo 2 5 10 4 10 4 6 0 4 6 51
Posicionamento da Plataforma 4 6 15 4 10 4 10 0 4 10 67
Ancoragem 0 4 6 2 8 2 8 2 2 0 34
-
Presença Física da Plataforma 0 0 12 + + + 15 9 4 15 55
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Tráfego de Navios Suporte 2 2 0 4 2 2 6 2 2 6 28
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Remoção da Estrutura 4 6 10 6 8 6 6 2 6 0 54
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 6 3 0 1 1 1 3 3 1 3 22
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 3 5 1 1 2 1 1 1 3 23
974
Matriz de Impacto da Plataforma Torre-Guia
Indicador
Parcial
Indicador Total:
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 27 – Matriz de Impacto da Plataforma Torre-Guia.
58
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 2 0 4 2 2 6 2 2 6 28
Preparação do Solo 2 4 10 4 6 2 6 0 4 6 44
Posicionamento da Plataforma 2 4 10 4 8 2 10 0 4 10 54
Ancoragem 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
-
Presença Física da Plataforma 0 0 10 + + + 15 9 4 15 53
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Tráfego de Navios Suporte 4 4 0 4 2 4 6 2 2 6 34
-
Tráfego de Navios 2 2 0 0 2 2 0 2 2 0 12
Remoção da Estrutura 4 4 6 4 10 6 4 2 4 0 44
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 4 3 0 1 1 1 3 3 1 3 20
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 3 5 1 1 2 1 1 1 3 23
892
Matriz de Impacto da Plataforma Jackup
Indicador
Parcial
Indicador Total:
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 28 – Matriz de Impacto da Plataforma Jackup
59
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 6 8 0 4 2 2 6 2 2 6 38
Preparação do Solo 4 8 20 4 20 6 6 0 6 6 80
Posicionamento da Plataforma 6 8 20 4 20 4 10 0 4 10 86
Ancoragem 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
-
Presença Física da Plataforma 0 0 16 + + + 20 0 8 20 64
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Tráfego de Navios Suporte 2 2 0 4 2 2 6 2 2 6 28
-
Tráfego de Navios 4 10 0 4 2 2 6 2 2 6 38
Remoção da Estrutura 4 8 12 8 10 8 10 2 8 0 70
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 16 0 16 16 16 15 12 16 15 122
Emissões Atmosféricas 8 3 0 1 1 1 3 3 1 3 24
Disposição dos Resíduos Sólidos 6 3 12 1 1 3 1 1 1 3 32
1060
Descomissionamento
Indicador Total:
Matriz de Impacto da Plataforma de Gravidade
Tipo de Atividade
Elementos do Meio AmbienteIndicador
Parcial
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Figura 29 – Matriz de Impacto da Plataforma Gravidade.
60
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Preparação do Solo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Posicionamento da Plataforma 6 4 0 4 2 4 8 2 4 8 42
Ancoragem 0 8 12 2 12 2 10 2 2 0 50
-
Presença Física da Plataforma 0 0 12 + + + 15 9 4 15 55
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 16 0 15 15 15 15 12 15 15 118
Tráfego de Navios Suporte 1 2 0 1 0 1 3 1 1 3 13
-
Tráfego de Navios 4 8 0 4 2 2 6 2 2 6 36
Remoção da Estrutura 4 6 15 8 8 8 6 6 6 0 67
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 8 3 0 1 1 1 3 3 1 3 24
Disposição dos Resíduos Sólidos 6 3 12 1 1 3 1 1 1 3 32
945
Matriz de Impacto da Plataforma Spar
Indicador
Parcial
Indicador Total:
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 30 – Matriz de Impacto da Plataforma Spar
61
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Preparação do Solo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Posicionamento da Plataforma 6 4 0 2 0 2 6 2 2 6 30
Ancoragem 0 8 12 2 12 2 10 2 2 0 50
-
Presença Física da Plataforma 0 0 12 + + + 15 9 4 15 55
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Tráfego de Navios Suporte 4 4 0 4 2 4 6 2 2 6 34
-
Tráfego de Navios 2 2 0 2 2 2 4 2 2 4 22
Remoção da Estrutura 4 4 6 4 6 4 4 2 4 0 38
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 6 3 0 1 1 1 3 3 1 3 22
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 3 8 1 1 2 1 1 1 3 26
887
Matriz de Impacto da Plataforma Semi-Submerssível
Indicador
Parcial
Indicador Total:
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 31 – Matriz de Impacto da Plataforma SS.
62
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Preparação do Solo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Posicionamento da Plataforma 6 4 0 2 0 2 6 2 2 6 30
Ancoragem 0 8 16 2 16 2 15 2 4 0 65
-
Presença Física da Plataforma 0 0 12 + + + 15 9 4 15 55
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 16 0 15 15 15 15 12 15 15 118
Tráfego de Navios Suporte 3 3 0 3 2 3 6 2 2 6 30
-
Tráfego de Navios 2 2 0 2 2 2 4 2 2 4 22
Remoção da Estrutura 4 4 8 6 8 6 4 2 4 0 46
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 8 3 0 1 1 1 3 3 1 3 24
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 3 8 1 1 2 1 1 1 3 26
924Indicador Total:
Matriz de Impacto do FPSO
Indicador
Parcial
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 32 – Matriz de Impacto da Plataforma FPSO.
63
Ar Água Sedimentos PlânctosComunidade
BênticaPeixes Pescadores Aves
Mamíferos
MarinhosTurismo
-
Tráfego de Navios 2 4 0 4 2 2 6 2 2 6 30
Preparação do Solo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Posicionamento da Plataforma 6 4 0 2 0 2 6 2 2 6 30
Ancoragem 0 8 16 2 16 2 15 2 4 0 65
-
Presença Física da Plataforma 0 0 12 + + + 15 9 4 15 55
Captação da Água do Mar 0 1 0 1 1 1 0 0 0 0 4
Emissões Atmosféricas 15 10 0 5 5 5 4 5 5 4 58
Descarte de Esgoto 0 5 8 4 4 4 8 4 4 8 49
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 5 5 5 5 5 5 5 5 10 55
Descarte da Água de Produção 0 15 12 12 12 12 6 12 12 6 99
Derramamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Tráfego de Navios Suporte 4 4 0 4 2 4 6 2 2 6 34
-
Tráfego de Navios 2 2 0 2 2 2 4 2 2 4 22
Remoção da Estrutura 4 4 6 4 6 4 4 2 4 0 38
Abandono dos Poços 0 8 4 4 12 12 2 2 15 2 61
Descarte de Esgoto 1 5 8 4 4 4 8 4 4 8 50
Vazamento de Óleo 0 12 0 12 12 12 15 12 12 15 102
Emissões Atmosféricas 6 3 0 1 1 1 3 3 1 3 22
Disposição dos Resíduos Sólidos 5 3 8 1 1 2 1 1 1 3 26
902
Matriz de Impacto da Plataforma TLP
Indicador
Parcial
Indicador Total:
Instalação da Plataforma
Fase Operacional
Descomissionamento
Tipo de Atividade
Elementos do Meio Ambiente
Figura 33 – Matriz de Impacto da Plataforma TLP.
64
A soma de todos os índices parciais para as atividades na matriz impacto resultará no índice
total, que representa no geral o quanto o sistema marítimo de produção de petróleo irá afetar o
meio ambiente, como pode ser visto na Figura 34.
Figura 34 - Indicador Total de Meio Ambiente da UEPs.
De acordo com o resulto do Indicador Total de Meio Ambiente obtido pela matriz de
impacto ambiental para UEP, pode se classificar as plataformas (Tabela 4). As plataformas que
obtiveram um alto indicador total de meio ambiente, como é o caso da Plataforma de Gravidade,
Torre-Guia e Jaqueta, se enquadram no ISA baixo, logo essas causam grande impacto ambiental
e devem ser instaladas em áreas com baixa sensibilidade ambiental. Já as plataformas que
atingiram um valor médio do indicador total de meio ambiente, assim como Spar e FPSO, devem
ser alocadas em áreas com ISA médio. E enfim as plataformas que alcançaram um baixo valor de
indicador total de meio ambiente, como a TLP, Jack-up e SS, condizem com o ISA alto, pois
impactam menos o ambiente nos quais serão instaladas.
A segunda parte da Fase II é a seleção de UEP. Vários parâmetros são considerados: a
profundidade da água, o arranjo de poços, as condições ambientais, o número de poços, a vazão
diária por poço e o ISA (Figura 35).
800
900
1000
1100
Indicador Total de Meio Ambiente
Alto
Médio
Baixo
65
Tabela 4. Distribuição da UEPs de acordo com o ISA e a lamina d’água.
ISA
Lâmina D’Água
Rasa Média Profunda Ultra-
Profunda
Baixo
Jackup,
Jaqueta, SS,
FPSO,
Gravidade.
Jackup,
Jaqueta,
SS, FPSO,
Torre-Guia,
TLP.
SS,
FPSO,
Torre-
Guia,
TLP,
Spar.
SS, FPSO,
Torre-Guia,
TLP, Spar.
Médio
Jackup,
Jaqueta, SS,
FPSO.
Jackup,
Jaqueta,
SS, FPSO,
TLP.
SS,
FPSO,
TLP,
Spar.
SS, FPSO,
TLP, Spar.
Alto Jackup, SS.
Jackup, SS,
TLP. SS, TLP. SS, TLP.
Figura 35 – Determinação da UEP.
A lâmina da água é a distância entre o fundo do mar até superfície. Esse parâmetro é
importante porque cada tipo de UEP tem restrições de aplicação de acordo com a lâmina da água.
Por exemplo, a plataforma fixa como a Jaqueta, Jackup, Plataforma Gravidade e Torre-Guia, são
fixadas diretamente no fundo do mar e geralmente são viáveis até cerca de 100 metros
profundidade. A plataforma flutuante como o Spar, TLP, FPSO e SS podem ser operadas até
cerca de 2500 metros, com novas tecnologias para o sistema de amarração. Cada tipo de UEP tem
um arranjo de poços particular, por exemplo, a TLP e a Jaqueta funcionam apenas com o arranjo
de poços agrupado.
Arranjo dos
Poços
Lâmina
D’Água
Número
de Poços ISA
UEP
Condições
Ambientais
Vazão
por Poço
66
Condições ambientais serão determinadas pela amplitude das ondas e a velocidade do
vento, que produzem os movimentos verticais e horizontais nas plataformas. As condições
ambientais são divididas de acordo com a escala Beaufort: calma, moderada ou severa. As
condições ambientais influenciam na seleção, porque em condições severas como no Mar do
Norte é comum o uso de plataformas fixas que suportam os movimentos, ao contrário do Brasil
que tem as condições ambientais de calma até moderada. Cada tipo de plataforma tem uma
capacidade limitada para processamento de óleo, que limita o número de poços.
A vazão por poço vai determinar a escolha da UEP pela capacidade de processamento de
óleo. De acordo com o ISA da área, o UEP será diferente. Se a área tem um ISA alto, de modo
que as UEP utilizadas são SS, Jackup e TLP, se o ISA é médio, consequentemente, as UEPs
utilizadas são SS, Jackup, TLP, Jaqueta, Spar e FPSO, e se o ISA é baixo, as UEPs utilizadas são
SS, Jackup, TLP, Jaqueta, Torre -Guia, Plataforma Gravidade, Spar e FPSO.
Fase III - Escoamento e Estocagem de Produção
A fase III é a última fase do processo de seleção de um sistema marítimo de produção de
petróleo, que envolve a decisão do armazenamento e do tipo de escoamento de óleo e gás
produzido, o que irá depender de fatores como distância da costa, capacidade de armazenamento
UEP, o tipo de UEP e existência ou não de infraestrutura (Figura 36).
Figura 36 - Determinação da Estocagem e do Escoamento de Óleo (Fase III).
Existem três tipos de armazenamento e escoamento de óleo e gás produzidos: oleoduto,
UEP com capacidade de armazenamento e tráfego de navio aliviador para escoar, e UEP sem
capacidade de armazenamento com um navio de armazenamento permanente e mais um navio
Fase III
Existência de
Infraestrutura
Vazão
Diária
Distância
da Costa
Estocagem e Escoamento de Óleo
UEP Número de
Poços ISA
67
aliviador a escoar. A existência de uma infra-estrutura próxima da UEP facilitará o escoamento
de óleo pelo oleoduto, ou quando a produção de um campo é alta pode ser viável a construção de
um oleoduto, se o ISA da área não for elevada. Se a distância da costa para o campo é muito
grande, o escoamento por navio aliviador poderia ser a melhor opção.
4.2. Sistema de Seleção
O sistema de seleção foi criado no Programa MATLAB 7.0. A figura 37 mostra a interface
do programa com os parâmetros de entrada nas janelas amarelas e as saídas nas janelas azuis,
utilizando o método Mamdani de máquina de inferência e o método de centro de gravidade na
desfuzzificação. E a figura 38 mostra a fuzzificação das entradas, as regras de inferência e a
desfuzzyficação dos dados.
68
Figura 37 - Arquitetura do Sistema de Seleção utilizado para auxiliar a escolha de um
Sistema Marítimo de Produção.
Entrada
Volume de Reserva (m³)
Vazão por Poço (m³/d)
Área do Reservatório (Km²)
Profundidade do Reservatório (m)
Lâmina D’água
Distância da Costa
ISA
Condições Ambientais
Existência de Infraestrutura
BASE DE
DADOS
Máquina de
Inferência
Defuzzificação
Número de Poços
Tipo de Poço
Arranjo dos Poços
UEP
Escoamento e Estocagem de Óleo
69
Figura 38 – Janela do Sistema de Seleção no Programa MATLAB 7.0.
Figura 39 – Janela de Saída do Sistema de Seleção no Programa MATLAB 7.0.
70
Conjuntos Nebulosos
Os conjuntos nebulosos que estão inseridos dentro do Sistema de Seleção que possuem
valores numéricos (área de reservatório, profundidade do reservatório, número de poços, vazão
diária por poço, lâmina d’água, distância da costa e volume de reserva) estão definidos nas
figuras 40 a 46.
Figura 40 – Variável Linguística de Reservas (Lima, 2003).
Figura 41 – Variável Linguística de Vazão (Franco, 2003).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Per
tin
ênci
a
Reservas (MM BARRIS)
Reservas - Volume Recuperável
Seca Muito Pequena ModeradaPequena Grande
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000
Per
tin
ênci
a
Produção/Poço (m³/d)
Vazão Diária por Poço
Baixa Média Alta
71
Figura 42 – Variável Lingu stica de Lâmina D’água (Franco, 2003).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 20 40 60 80 100 120 140
Perti
nên
cia
Área na Direção Horizontal (Km²)
Área do Reservatório
Pequena Média Grande
Figura 43 – Variável Linguística da Área do Reservatório (Franco, 2003).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 200 400 600 800 1000 1200
Per
tin
ênci
a
Lâmina d'água (m)
Lâmina d'água
Rasa Média Profunda Ultra-Profunda
72
Figura 44 – Variável Linguística de Profundidade do Reservatório (Franco, 2003).
Figura 45 – Variável Linguística de Distância da Costa (Franco, 2003).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Per
tin
ênci
a
Profundidade Vertical (m)
Profundidade do Reservatório
Raso Médio Profundo
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 40 80 120 160 200 240 280
Per
tin
ênci
a
Distância (Km)
Distância da Costa
Pequena Média Grande
73
Figura 46 – Variável Linguística Número de Poços (Franco, 2003).
Os valores dos parâmetros ISA, condições ambientais, e existência de infraestrutura
próxima ao campo são expressos em um conceito linguístico determinístico e não precisam de
conjuntos nebulosos para os representarem. Então:
- ISA pode ser: baixo, médio ou alto.
- as condições ambientais pode ser consideradas como: amena, moderada ou severa.
- a existência de infraestrutura pode ser: sim ou não.
E os parâmetros que são resultantes das fases anteriores que serão usados para as fases
posteriores são determinados como:
- tipo de poço pode ser: vertical ou horizontal.
- arranjo dos poços pode ser: satélite ou agrupado.
- UEP pode ser definida como: jaqueta, jackup, plataforma de gravidade, torre-guia, Spar,
TLP, SS e FPSO.
- Estocagem e escomamento de óleo pode ser definido: oleoduto, UEP com capacidade de
armazenamento e tráfego de navio aliviador para escoar, e UEP sem capacidade de
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 10 20 30 40 50
Per
tin
ênci
a
Número de Poços
Número de Poços
Baixo Médio Alto
74
armazenamento com um navio de armazenamento permanente e mais um navio aliviador a
escoar.
Base de Conhecimento
A base de conhecimento neste presente trabalho foi desenvolvida através do conhecimento
especialista e de algumas variáveis linguísticas obtidas do trabalho de Franco (2003).
O conhecimento especialista desse Sistema de Seleção foi apresentado em forma de regras
que serão ilustradas em formas de tabelas 5 a 16. O s mbolo “X” significa que este parâmetro
pode assumir qualquer termo linguístico dentro da sua variável linguística. Por exemplo, a
e pressão “se ‘Reservas é Pequena’ e ‘Vazão por Poço é Média’ e ‘ISA é Médio’ então ‘Número
de Poços é Bai o” é uma regra nebulosa que está representada na tabela 5.
Tabela 5 - Fase I - Número de Poços.
Número de Poços Reserva Vazão/Poço ISA
Baixo
Seca e Muito Pequena X X
Pequena Média ou Alta Média ou Baixa
Moderada ou Grande Alta Média ou Baixa
X X Alta
Médio
Pequena Baixa Média ou Baixa
Moderada ou Grande Média ou Baixa Média
Moderada Baixa Média
Grande Média Baixa
Muito Grande X Média
Muito Grande Alta Baixa
Alto Moderada ou Grande Baixa Baixa
Muito Grande Média ou Baixa Baixa
75
Tabela 6– Fase I - Tipo de Poço.
Tipo de Poço ISA
5. Á
r
e
a
d
o
R
e
s
e
r
v
a
t
ó
r
i
o
6. P
r
o
f
u
n
d
i
d
a
d
e
d
o
R
e
s
e
r
v
a
t
ó
r
i
o
7. N
ú
m
e
r
o
d
e
P
o
ç
o
s
Vertical
Alta X X Baixo
Média X X Baixo ou Médio
Baixa Grande Rasa X
Baixa Grande Média Baixo ou Médio
Baixa Pequena ou Média Rasa X
Média Média Média ou Profunda Médio
Baixa Pequena Média Alto
Alta Pequena Profunda Médio
Horizontal
Baixa Grande Média ou Profunda Alto
Média Pequena ou Média Média ou Profunda Baixo
Baixa Pequena ou Média Média ou Profunda X
Tabela 7 – Fase II – Arranjo de Poços.
76
Arranjo de
Poços ISA
Área do
Reservatóri
o
Profundidade do
Reservatório
Número de
Poços
Tipo de
Poço
Satélite
Média Grande Rasa Baixo Vertical
Baixa Grande Rasa X Vertical
Média Grande Média Baixo ou Médio Vertical
Baixa Grande Média Baixo ou Médio Vertical
Baixa Grande Média ou Profunda Alto Horizontal
Média Grande Profunda Baixo ou Médio Vertical
Baixa Grande Profunda Baixo ou Médio Vertical
Média Média Rasa Baixo ou Médio Vertical
Baixa Média Rasa X Vertical
Baixa Média Média ou Profunda Alto Horizontal
Baixa Pequena Rasa Médio ou Alto Vertical
Baixa Pequena Média Médio Horizontal
Baixa Pequena Média Alto Vertical
Baixa Pequena Profunda Alto Horizontal
Agrupado
Alta X X Baixo Vertical
Média Média Média Baixo Horizontal
Baixa Média Média Baixo ou Médio Horizontal
Média Média Profunda Baixo Horizontal
Baixa Média Profunda Baixo Horizontal
Baixa Média Profunda Médio Horizontal
Baixa ou Média Pequena Rasa Baixo Vertical
Média Pequena Média ou Profunda Baixo Horizontal
Baixa Pequena Média Baixo Horizontal
Baixa Pequena Profunda Baixo ou Médio Horizontal
Tabela 8 – Fase II – UEP: Jackup.
UEP ISA Lâmina
D'água
Arranjo
dos Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
Jackup
Alto Rasa Agrupado Amena ou Moderada Baixo Baixa
Alto Rasa Agrupado Moderada Baixo X
Médio Rasa X Amena Baixo Baixa
Médio Rasa Agrupado Moderada Baixo Alta
Médio Rasa Agrupado Moderada ou Severa Médio Alta
Médio Rasa Satélite Amena Médio Baixa
Médio Rasa Satélite Moderada Baixo ou Médio Baixa ou Média
Médio Rasa Satélite Severa Baixo Baixa
Médio Rasa Satélite Severa Médio X
Médio Média Satélite Amena Baixo Média
Médio Média Satélite Amena Médio Baixa ou Média
Médio Média Satélite Moderada ou Severa Baixo ou Médio Baixa ou Média
Baixo Rasa X Amena Baixo Baixa
77
Baixo Rasa Agrupado Severa Médio Alta
Baixo Rasa Satélite Amena Médio Baixa
Baixo Rasa Satélite Moderada Baixo ou Médio Baixa ou Média
Baixo Rasa Satélite Severa Baixo ou Alto Baixa
Baixo Rasa Satélite Severa Médio X
Baixo Rasa Satélite Severa Alto Alta
Baixo Média Satélite Amena Baixo Média
Baixo Média Satélite Amena Médio Baixa ou Média
Baixo Média Satélite Moderada ou Severa Baixo ou Médio Baixa ou Média
Tabela 9 – Fase II – UEP: Gravidade.
UEP ISA Lâmina
D'água
Arranjo dos
Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
Gravidade
Baixo Rasa Agrupado Moderada Baixo ou Médio Alta
Baixo Rasa Agrupado Moderada Alto X
Baixo Rasa Agrupado Severa Alto Baixa
Baixo Média Agrupado Moderada Baixo ou Médio Alta
Baixo Média Agrupado Moderada Alto X
Tabela 10 – Fase II – UEP:Jaqueta.
UEP ISA Lâmina
D'água
Arranjo dos
Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
Jaqueta
Médio Rasa Agrupado Amena Médio Baixa
Médio Rasa Agrupado Moderada ou
Severa
Baixo ou
Médio
Baixa ou
Média
Médio Média Agrupado Amena Baixo Média
Médio Média Agrupado Amena Médio Baixa
Médio Média Agrupado Moderada ou
Severa
Baixo ou
Médio
Baixa ou
Média
Baixo Rasa Agrupado Amena Médio Baixa
Baixo Rasa Agrupado Moderada ou
Severa
Baixo ou
Médio
Baixa ou
Média
Baixo Rasa Agrupado Severa Alto Média
Baixo Média Agrupado Amena Baixo Média
Baixo Média Agrupado Amena Médio ou Baixa
78
Alto
Baixo Média Agrupado Moderada ou
Severa
Baixo ou
Médio
Baixa ou
Média
Tabela 11 – Fase II – UEP: Torre-Guia.
UEP ISA Lâmina
D'água
Arranjo dos
Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
Torre-
Guia
Baixa Média ou
Profunda Agrupado Amena Médio Média
Baixa Profunda Agrupado Moderada Baixo ou
Médio
Baixa ou
Média
Baixa Profunda Agrupado Moderada ou
Severa Alto
Baixa ou
Média
Baixa Ultra-
Profunda Satélite Moderada
Baixo ou
Médio
Baixa ou
Média
Baixa Ultra-
Profunda Satélite
Moderada ou
Severa Alto Baixa
Tabela 12 – Fase II – UEP: Spar.
UEP ISA Lâmina
D'água
Arranjo dos
Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
Spar
Médio Profunda Agrupado Severa Baixo ou Médio X
Médio Ultra-Profunda Agrupado Amena Baixo Baixa
Médio Ultra-Profunda Agrupado Amena Médio Média
Médio Ultra-Profunda Agrupado Moderada Baixo ou Médio X
Médio Ultra-Profunda Agrupado Severa Médio Média
Médio Ultra-Profunda Satélite Amena Baixo Baixa ou Média
Médio Ultra-Profunda Satélite Amena Baixo Alta
Médio Ultra-Profunda Satélite Amena Médio Média
Médio Ultra-Profunda Satélite Moderada Baixo ou Médio Média
Médio Ultra-Profunda Satélite Severa Baixo ou Médio X
Baixo Profunda X Severa Baixo ou Médio X
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Amena Baixo Baixa
79
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Amena Médio Média
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Moderada Baixo ou Médio X
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Moderada Alto Baixa
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Médio Média
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Alto Baixa ou Média
Baixo Ultra-Profunda Satélite Amena Baixo Baixa ou Média
Baixo Ultra-Profunda Satélite Amena Médio Média
Baixo Ultra-Profunda Satélite Severa Baixo ou Médio X
Tabela 13 – Fase II – UEP: TLP.
UEP ISA Lâmina D'água Arranjo
dos Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
TLP
Alto Média ou
Profunda Agrupado Severa Baixo X
Alto Ultra-Profunda Agrupado Amena ou
Severa Baixo Baixa ou Média
Alto Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo Alta
Médio Profunda Agrupado Amena Baixo Alta
Médio Profunda Agrupado Moderada Baixo ou Médio Baixa ou Média
Médio Ultra-Profunda Agrupado Amena Baixo Baixa ou Média
Médio Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo X
Médio Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo Média ou Alta
Médio Ultra-Profunda Agrupado Severa Médio Baixa ou Média
Baixo Rasa ou Média Agrupado Severa Alto Baixa
Baixo Profunda Agrupado Amena Baixo Alta
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Amena Baixo Baixa ou Média
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo X
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo Baixa
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Médio ou Alto Alta
Tabela 14 – Fase II – UEP: SS.
UEP ISA Lâmina
D'água
Arranjo
dos Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
SS
Alto Rasa Agrupado Amena Baixo Baixa ou Alta
Alto Rasa Agrupado Severa Baixo Média
Alto Média Agrupado Amena ou
Moderada Baixo X
Alto Média Agrupado Severa Baixo Alta
Alto Profunda Agrupado Amena Baixo Baixa ou Média
Alto Profunda ou
Ultra Agrupado Moderada Baixo X
Alto Ultra-Profunda Agrupado Amena ou
Severa Baixo Alta
Médio Rasa Agrupado Amena ou Baixo Média
80
Severa
Médio Rasa Satélite Amena Baixo Média
Médio Rasa Satélite Moderada Baixo ou Médio Alta
Médio Rasa Satélite Severa Baixo Média
Médio Média X Moderada ou
Severa Baixo ou Médio Alta
Médio Profunda Agrupado Moderada Baixo ou Médio Alta
Médio Profunda Satélite Moderada Baixo ou Médio X
Médio Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo ou Médio Alta
Médio Ultra-Profunda Satélite Moderada Baixo ou Médio Baixa ou Alta
Baixo Rasa Agrupado Amena ou
Severa Baixo Média
Baixo rasa Agrupado Severa Alto Alta
Baixo Rasa Satélite Amena Baixo Média
Baixo Rasa Satélite Moderada Baixo ou Médio Alta
Baixo Rasa Satélite Moderada Alto X
Baixo Rasa Satélite Severa Baixo ou Alto Média
Baixo Média Agrupado Severa Baixo ou Médio Alta
Baixo Média Agrupado Severa Médio Alta
Baixo Média Agrupado Severa Alto Média ou Alta
Baixo Média Satélite Moderada ou
Severa Baixo ou Médio Alta
Baixo Média ou
Profunda Satélite
Moderada ou
Severa Alto X
Baixo Profunda Agrupado Moderada X Alta
Baixo profunda Agrupado Severa Alto Alta
Baixo Profunda Satélite Moderada Baixo ou Médio X
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Baixo ou Médio Alta
Baixo Ultra-Profunda Satélite Moderada Baixo ou Médio Alta
Tabela 15 – Fase II – UEP: FPSO.
UEP ISA Lâmina D'água Arranjo
dos Poços
Condições
Ambientais
Número de
Poços
Vazão por
Poço
FPSO
Médio Rasa X Amena Baixo Alta
Médio Rasa X Amena Médio Média ou Alta
Médio Rasa Satélite Severa Baixo Alta
Médio Média Agrupado Amena Baixo ou Médio Baixa ou Alta
Médio Média Satélite Amena Baixo Média ou Alta
Médio Média Satélite Amena Médio Alta
Médio Profunda x Amena Baixo ou Médio X
Médio Ultra-Profunda Agrupado Amena Baixo Média ou Alta
Médio Ultra-Profunda Agrupado Amena Médio Baixa ou Alta
Médio Ultra-Profunda Satélite Amena Baixo Média
Médio Ultra-Profunda Satélite Amena Médio Baixa ou Alta
81
Baixo Rasa X Amena Baixo Alta
Baixo Rasa Agrupado Amena Médio Baixa ou Alta
Baixo Rasa X Amena Alto X
Baixo Rasa Satélite Amena Médio Média ou Alta
Baixo Rasa Satélite Severa Baixo Alta
Baixo Média X Amena Baixo Baixa ou Alta
Baixo Média X Amena Médio Alta
Baixo Média Agrupado Amena Alto Média ou Alta
Baixo Média Satélite Amena Alto X
Baixo Profunda Agrupado Amena Baixo X
Baixo Profunda Agrupado Amena Médio Baixa ou Alta
Baixo Profunda ou
Ultra Agrupado Amena Alto X
Baixo Profunda Satélite Amena Baixo Média ou Alta
Baixo Profunda Satélite Amena Médio ou Alto X
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Amena Baixo Média ou Alta
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Amena Médio Baixa ou Alta
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Moderada Alto Média ou Alta
Baixo Ultra-Profunda Agrupado Severa Alto Alta
Baixo Ultra-Profunda Satélite Amena Baixo ou Alto X
Baixo Ultra-Profunda Satélite Moderada ou
Severa Alto Média ou Alta
Tabela 16 - Fase III – Estocagem e Escoamento de Óleo.
Est. e
Esc. do
Óleo
ISA Infra. Distância da
Costa UEP
Vazão/
Poço
Número
de Poços
Duto
Alta Sim X Jackup, SS ou TLP X Baixo
Média Sim Pequena Jackup, SS, TLP, Jaqueta,
SS ou FPSO X
Baixo ou
Médio
Média Sim Média Jackup, SS, TLP, Jaqueta,
SS, FPSO ou Spar X
Baixo ou
Médio
Média Sim Grande Jackup, SS, TLP, Jaqueta,
SS, FPSO ou Spar X
Baixo ou
Médio
Baixa Sim X x X X
Baixa Não Pequena Jackup, Jaqueta ou TLP X X
82
Baixa Não Pequena SS, Torre-Guia ou
Gravidade
Média
ou Alta X
Baixa Não Média Jackup, Jaqueta ou TLP Média
ou Alta
Médio ou
Alto
Baixa Não Média SS, Torre-Guia ou
Gravidade Média Alto
Baixa Não Média SS, Torre-Guia ou
Gravidade Alta
Médio ou
Alto
Navio
Tanque
Alta Não Média Jackup ou TLP Baixa Baixo
Alta Não Média ou Grande Jackup, TLP ou SS Alta Baixo
Alta Não Grande Jackup ou TLP X Baixo
Média Não Média Jackup, Jaqueta ou TLP Baixa Baixo ou
Médio
Média Não Média SS, Jaqueta, TLP ou
Jackup Alta Baixo
Média Não Média ou Grande SS Média Médio
Média Não Grande Jackup, Jaqueta ou TLP X Baixo ou
Médio
Média Não Grande SS Alta Baixo ou
Médio
Baixa Não Média Jackup, Jaqueta ou TLP Baixa X
Baixa Não Média
Jackup, Jaqueta, Tlp,
Torre-Guia, SS ou
Gravidade
Alta Baixo
Baixa Não Média SS, Torre-Guia ou
Gravidade Média Médio
Baixa Não Média ou Grande Spar ou FPSO Alta Alto
Baixa Não Grande Jackup, Jaqueta ou TLP X X
Baixa Não Grande SS, Torre-Guia Alta X
Baixa Não Grande SS, Torre-Guia Média Médio ou
Alto
Estocagem
Média Não X Spar ou FPSO X Baixo ou
Médio
Média Não X SS
Baixa
ou
Média
Baixo ou
Médio
Média Não Média Jackup, Jaqueta ou TLP Média Baixo
Baixa Não X Spar ou FPSO X X
Baixa Não X SS, Torre-Guia,
Gravidade Baixa X
Baixa Não X SS, Torre-Guia,
Gravidade Média Baixo
Baixa Não Média Jackup, Jaqueta ou TLP Média Baixo
83
8. RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capítulo serão apresentados e discutidos os resultados do sistema de seleção para a
escolha do sistema marítimo de produção usando a metodologia proposta e um estudo de caso
apresentado a seguir.
8.1. Estudo de Caso
No estudo de caso foi utilizado o banco de dados de Franco (2003) para ser feita a
avaliação entre os diferentes sistemas.
O estudo de caso serviu para averiguar o emprego da matriz de impacto ambiental e a
aplicação do indicador de sensibilidade ambiental, assim como validar o Sistema de Seleção na
seleção e decisão de um projeto de desenvolvimento de um sistema marítimo de produção.
84
Neste contexto, é importante compreender o enfoque nas regras de inferência que
viabilizam o tratamento dos atributos do sistema. Na realidade esses atributos nada mais são que
os parâmetros escolhidos pelos especialistas para desenvolver um projeto de um sistema
marítimo de produção. Alguns exemplos de parâmetros comumente empregados são: números de
poços, tipo de poço, arranjo dos poços, UEP etc. Considerando individualmente, cada parâmetro
possui uma série de critérios de análise definidos pelo especialista. Por exemplo, para o
parâmetro “UEP” os seguintes critérios:
- Jackup, Jaqueta, SS, FPSO e Gravidade são UEPs de lâmina d’água rasa e ISA baixo;
- SS, FPSO, TLP e Spar são UEPs de lâmina d’água profunda e ISA médio; e
- SS e TLP são UEPs de lâmina d’água ultra-profunda e ISA alto.
O emprego dos termos linguísticos alto, médio e baixo ISA, por exemplo, garantem a
aproximação difusa do sistema. Ou seja, os parâmetros tornam-se informações computacionais
dotados de regras para execução da inferência difusa.
A fim de avaliar a presente abordagem, utilizou se a base de dados composta por 33
campos de petróleo de Franco (2003). Na tabela 17 estão presentes os campos de petróleo de
várias regiões produtores de petróleo do mundo, como o Mar do Norte, Golfo do México e Bacia
de Campos. O ISA de cada campo foi retirado dos seus respectivos estudos de impactos
ambientais, e também em estudos de sensibilidade ambiental quanto ao derramamento de óleo.
Tabela 17 - ISA dos Campos de Petróleo.
Localização
ISA
Baixo Médio Alto
Mar do Norte
Glamis2,5
Veslefrikk1,3,4
Gullfaks1,3,4
Telford2,5
Oseberg3,4
Ekofisk3,4
Argyll2,5
Troll East3,4,10
Oseberg3,4
Captain2,5
West Troll3,4
Siri3,4
Forties2,5
- -
Alba2,5
- -
Triton2,5
85
Andrew2,5
- -
Britannia2,5
- -
Golfo do México
- - Baldpate13
- - Brutus13
- - Mars13
- - Cognac13
Canadá - - Grande Hibernia15
Bacia Campos Barracuda
14 Marlim
11, 14 -
Roncador14
Albacora14
-
Albacora Leste 14
- -
Mar Mediterrâneo Aquila6,7,8
- -
Austrália Stag16
- -
Golfo de Guinea/Nigéria Ceiba9
- -
Luanda/Angola - Girassol12
-
Oeste África Kuito9
- -
Fonte: (¹ AAMO et al, 2011; ² OPOL, 2012; ³MPE, 2013; 4REED et al, 2012;
5DIT, 1999, 2001, 2002;
6UNEP, 2010;
7 UNEP/MAP-PLAN BLEU, 2009;
8GARCIA, 2013;
9KLOFF; WICKS, 2004;
10OLSGARD; GRAY, 1995;
11PETROBRAS, 2012;
12 SANTOSA; PLISSON-SAUNE, 2012; 13
MMS, 2008; 14
IBAMA, 2013; 15
SHRIMPTON, 1985; 16
EA, 2005)
8.2. Resultados
Os campos de petróleo são classificados de acordo com índice de sensibilidade ambiental
(Tabela 17) e os resultados são apresentados na figura 47. Nesta figura, 33 campos de petróleo,
entre os quais 17 campos apresentam ISA baixo, 6 campos com ISA médio e 10 com ISA alto.
86
17
6
10
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Baixo Médio Alto
ISA
Classificação dos Campos de Petróelo
Figura 47– Quantificação dos Campos de Petróleo em relação ao ISA.
Após a classificação dos campos do banco de dados é então aplicada a metodologia
apresentada neste trabalho, através do sistema de seleção. As Tabelas 18 e 19 mostram para os
campos de petróleo do banco de dados os dados de entrada, os dados de saída para Sistema de
Seleção, os resultados de Franco (2003), e finalmente as configurações reais dos campos do
banco de dados. Os resultados gerados pelo Sistema de Seleção que discordaram dos resultados
de Franco (2003) e das configurações reais dos campos estão destacados na cor cinza.
87
Tabela 18. Testes de validação do Sistema de Seleção comparando com o banco de dados de Franco (2003).
Aq
uil
a
Gla
mis
Tel
ford
Cei
ba
Gir
asso
l
Bal
dp
ate
Hib
ern
ia
Gu
llfa
ks
Sir
i
Ek
ofi
sk
Sta
g
Bru
tus
Mar
s
Mar
lim
Ves
lefr
ikk
Sn
orr
e
Arg
yll
Área do Reservatório (m) 13 15 11 41 180 43 68 50 66 19 100 53 59 132 25 62 24
Prof. do Reservatório (m) 3500 3094 2750 2811 1200 4145 3700 2000 2070 3197 3500 4500 4267 2300 2925 2500 3500
Vazão por Poço (m³/d) 2900 22000 9300 2000 1000 400 2900 250 100 12000 1000 5000 2000 100 1300 1400 800
Lâmina D'água (m) 850 145 135 800 1350 500 80 140 60 70 47 910 760 850 174 158 80
Condições Ambientais Ameno Severa Severa Ameno Ameno Ameno Mod. Severa Severa Severa Ameno Ameno Ameno Ameno Severa Severa Severa
Distância da Costa (Km) 50 204 170 41 210 222 315 175 220 300 65 306 241 110 145 210 320
Infra. não sim sim não não não não sim não não sim sim sim sim sim sim não
Reservas (m³) 3E+06 4E+08 7E+06 4E+07 1E+08 2E+07 8E+07 3E+08 1E+07 1E+08 9E+06 4E+07 8E+07 3E+08 5E+09 1E+08 5E+06
ESI Baixo Baixo Baixo Baixo Med. Alto Alto Alto Alto Alto Baixo Alto Alto Med. Alto Alto Baixo
Número de Poços Baixo Baixo Baixo Baixo Alto Med. Med. Alto Alto Baixo Baixo Baixo Baixo Alto Med. Alto Baixo
Tipo de Poço horiz. vert. horiz. vert. vert. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. horiz.
Arranjo dos Poços satel. satel. agrup. satel. satel. satel. satel. satel. satel. satel. agrup. agrup. agrup. satel. agrup.s a te l.,
agrup.satel.
UEP FPSO SS Jac. FPSO FPSO Tower Grav. Grav. Jackup Jackup Jac. TLP TLPSS &
FP SOSS
TLP &
SSSS
Est. e Escoamento de Óleo navio duto duto navio navio navio navio duto navio duto duto duto duto duto duto duto navio
Número de Poços Baixo Baixo Baixo Baixo Alto Med. Med. Alto Alto Baixo Baixo Baixo Baixo Alto Med. Alto Baixo
Tipo de Poço horiz. vert. horiz. vert. vert. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. horiz.
Arranjo dos Poços satel. satel. agrup. satel. satel. satel. satel. satel. satel. satel. agrup. agrup. agrup. satel. agrup. satel. satel.
UEP FPSO FPSO Jac. FPSO FPSO Tower Grav. Jac. Jackup FPSO Jac. TLP TLP FPSO Jac. Grav. SS
Est. e Escoamento de Óleo navio duto duto navio navio navio navio duto navio duto duto duto duto duto duto duto navio
Número de Poços Baixo Baixo Baixo Baixo Med. Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Med. Baixo Baixo Baixo
Tipo de Poço horiz. vert. horiz. vert. vert. vert. vert. vert. vert. vert. horiz. vert. vert. vert. vert. vert. horiz.
Arranjo dos Poços satel. satel. agrup. satel. satel. agrup. agrup. agrup. agrup. agrup. agrup. agrup. agrup. satel. agrup. agrup. satel.
UEP FPSO FPSO Jac. FPSO Spar SS Jackup Jackup Jackup Jackup Jac. TLP TLP FPSO SS SS SS
Est. e Escoamento de Óleo navio duto duto navio est. navio navio duto navio navio duto duto duto duto duto duto navio
Res
ult
ado
s d
o
Sis
tem
a
Caso
Par
amet
ros
do
Sis
tem
aR
esu
ltad
o d
os
Cas
os
Rea
is
Res
ult
ado
s d
e
Fra
nco
(2
00
3)
88
Tabela 19 - Os resultados do sistema em comparação com casos reais e Franco (2003).
Alb
acor
a
Cog
nac
Ose
berg
Bal
der
Cap
tain
Fort
ies
Alb
a
And
rew
Bri
tann
ia
Tri
ton
Tro
ll E
ast
Wes
t Tro
ll
Kui
to
Bar
racu
da
Ron
cado
r
Eas
t
Alb
acor
a
Área do Reservatório (m) 235 94 80 80 40 93 56 27 112 61 70 95 290 157 111 215
Prof. do Reservatório (m) 2805 2180 2700 1760 914 2135 1830 2430 4000 3400 1300 1547 1000 1500 1500 1500
Vazão por Poço (m³/d) 300 40 1200 1400 800 1000 700 3000 4000 1900 2000 1000 1000 23000 2000 1400
Lâmina D'água (m) 1900 487 101 125 104 128 138 117 140 90 303 345 384 785 1700 1400
Condições Ambientais Ameno Ameno Severa Severa Severa Severa Severa Severa Severa Severa Severa Severa Ameno Ameno Ameno Ameno
Distância da Costa (Km) 100 22 115 165 134 170 210 230 210 195 50 80 93 160 125 120
Infra. sim sim sim sim não não sim não sim não sim sim não não sim sim
Reservas (m³) 7E+08 5E+07 1E+11 1E+07 6E+07 4E+08 2E+08 2E+07 2E+07 8E+09 1E+12 3E+08 8E+07 4E+08 1E+09 8E+07
ESI Med. Alto Med. Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Med. Med. Baixo Baixo Baixo Baixo
Número de Poços Alto Alto Med. Baixo Med. Alto Med. Baixo Baixo Baixo Med. Alto Baixo Alto Alto Med.
Tipo de Poço horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. horiz.
Arranjo dos Poços satel. agrup. agrup. satel. satel. agrup. agrup. agrup. agrup. satel. satel. satel. satel. satel. satel. satel.
UEPSS &
FP SOJaq. Jaq. FPSO
J aq. &
FP SOJaq. Jaq. Jaq. Jaq. FPSO Grav. SS FPSO FPSO
SS &
FP SOFPSO
Est. e Escoamento de Óleo duto duto duto duto est. duto navio duto duto navio duto duto navio est. duto duto
Número de Poços Alto Alto Med. Baixo Med. Alto Med. Baixo Baixo Baixo Med. Alto Baixo Alto Alto Med.
Tipo de Poço horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. vert. horiz. horiz. horiz.
Arranjo dos Poços satel. agrup. agrup. satel. satel. agrup. agrup. agrup. agrup. satel. satel. satel. satel. satel. satel. satel.
UEP FPSO Jaq. Jaq. FPSO FPSO Jaq. Jaq. Jaq. Jaq. FPSO Grav. SS FPSO FPSO FPSO FPSO
Est. e Escoamento de Óleo pipe. pipe. pipe. pipe. est. pipe. navio pipe. pipe. navio pipe. pipe. navio est. pipe. pipe.
Número de Poços Med. Baixo Med. Baixo Med. Alto Med. Baixo Baixo Baixo Med. Med. Baixo Alto Alto Med.
Tipo de Poço vert. vert. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. horiz. vert. vert. vert. vert. horiz. horiz. horiz.
Arranjo dos Poços satel. agrup. agrup. satel. satel. agrup. agrup. agrup. agrup. satel. satel. satel. satel. satel. satel. satel.
UEP FPSO SS Jaq. FPSO FPSO Jaq. Jaq. Jaq. Jaq. FPSO SS Jackup FPSO FPSO FPSO FPSO
Est. e Escoamento de Óleo duto duto duto duto est. duto navio duto duto navio duto duto navio est. duto duto
Caso
Para
met
ros
do S
iste
ma
Res
ulta
do d
os
Cas
os R
eais
Res
ulta
dos
de
Fran
co (
2003
)
Res
ulta
dos
do
Sist
ema
89
Onde:
horiz. = horizontal, Torre = Torre-guia,
vert. = vertical, Prof. =profundidade,
mod. = moderada, Infra. = infraestrutura,
Med. = médio, est. = estocagem,
agrup. = agrupado, Jaq. = Jaqueta,
satél. = satélite, Grav.= Plataforma por Gravidade
est. = o óleo é estocado pela própria UEP e transferido para um navio que
periodicamente vai até o campo buscar o óleo.
navio = há um navio aliviador junto à UEP e este transferi o óleo produzido para outro
navio que o leva para a costa.
8.3. Análise dos Resultados
Os resultados obtidos nesta pesquisa com o Sistema de Seleção foram apresentados nas
Tabelas 18 e 19, considerando o indicador de sensibilidade ambiental na seleção do sistema
marítimo de produção. Também foram apresentados os resultados da metodologia de Franco
(2003), na qual utiliza indicadores técnicos e tecnológicos. E, finalmente, ambas as metodologias
são comparadas com a configuração real apresentada nos campos de petróleo.
Os resultados gerados pelo Sistema de Seleção mostraram-se de modo geral divergentes
com os projetos reais adotados para os campos de petróleo utilizados neste estudo. Entretanto os
testes realizados para os campos que possuíam o ISA baixo, a concordância com a configuração
real do campo foi quase total. Já os campos com ISA médio e alto obtiveram discordância de
40% e 52% respectivamente, em relação à configuração real dos campos do banco de dados.
90
2%
40%
52%
2% 0%8%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Baixo Médio Alto
Dis
con
cord
ân
cia
co
m o
s C
aso
s R
eais
ISA
Comparação entre os Sistemas
Resultados do Sistema
De Franco (2003)
Figura 48 - Resultados da comparação do Sistema de Seleção com os casos reais.
Após a análise geral dos resultados de acordo o ISA de cada campo mostrado na Figura 48,
serão analisados os resultados com campos de ISA alto e médio, devido a sua alta discordância.
O número de poços e o tipo de poço são dados de entrada na metodologia de Franco (2003) sendo
então sempre os mesmo valores do projeto real dos campos de petróleo.
Campos de Petróleo com Indicador de Sensibilidade Ambiental Médio
Os campos que possuem ISA médio apresentaram grande discordância nos parâmetros:
número de poços, tipo de poço, e UEP, como pode ser visto na Figura 49.
91
67%
50%
17%
83%
17%17%
33%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Número de
Poços
Tipo de Poço Arranjo de
Poços
UEP Estocagem e
Escoamento de
ÓleoDis
co
rd
ân
cia
co
m o
s C
aso
s R
ea
is
Comparação entre os Sistemas (ISA Médio)
Sistema de Seleção Franco (2003)
Figura 49 - Resultados da comparação da base de dados dos campos petróleo (ISA Médio).
Dos seis campos de ISA médio, quatro campos discordaram da configuração real, quanto
ao número de poços. Estes campos são apresentados na Figura 50 e são: Girassol, Marlim,
Albacora e West Troll.
Girassol Marlim Albacora West Troll
Nú
mero
de P
oço
s
Campos de Petróleo
Número de Poços - ISA Médio
Sistema de Seleção
Franco (2003)
Alto
Médio
Figura 50 – Número de Poços dos Campos de Petróleo de ISA médio.
Os campos apresentados na Figura 50 estão em áreas com índice de sensibilidade ambiental
médio, sendo estes espaços vulneráveis aos resíduos gerados pelo grande número poços
perfurados, como lama de perfuração. Outro impacto causado pelo alto número de poços é a
92
produção de cascalho que consiste em resíduos de rocha produzidos pela broca ao abrir caminho
pelas formações. Segundo a EPA (2000) para cada metro de poço perfurado são gerados de um a
seis barris de cascalho.
Segundo Santosa e Plisson-Saune (2012), o Campo de Girassol se localiza na área costeira
de Angola, perto de manguezais, sendo um dos principais ecossistemas de ressurgência do
mundo, além de ser um dos sistemas oceânicos mais produtivos, devido a sua rica biodiversidade
e biomassa (zooplâncton, peixes, aves marinhas, mamíferos marinhos e espécies de tartarugas
marinhas). Além do Campo de Girassol, muitos outros campos estão sendo desenvolvidos perto
de áreas com alta sensibilidade ambiental, aumentando o impacto ambiental causado pela lama de
perfuração descartada, devido ao grande número de poços perfurados. Conforme Kloff e Wicks
(2004), nesta região há ainda um grande número de acidentes por colisão de navios, em virtude
do alto tráfego.
Outro agravante devido ao alto número de poços é o risco de vazamentos de óleo por
consequência das falhas dos equipamentos submarinos. Segundo Oliveira (2003), o segundo fator
que causa mais acidentes operacionais na operação de perfuração decorre das falhas de
equipamentos, que consiste em equipamentos como válvulas, compressores, tubulações,
instrumentos e componentes de instrumentação e componentes elétricos, sendo resultado de
programas errôneos de manutenção de equipamentos.
Um exemplo de falha de equipamento ocorreu no Campo de Marlim, localizado na Bacia
de Campos, sendo um dos três maiores produtores desta bacia na costa do Brasil. A empresa
Petrobras, operadora do campo, identificou um vazamento de óleo. A mancha de óleo foi
localizada a 172 km da costa de Macaé, no estado do Rio de Janeiro. Em nota, a companhia
informou que o vazamento se deve a problemas no equipamento conhecido como árvore de natal
molhada, do poço MRL-131, que está fora de operação (PETROBRAS, 2014).
Dentre os seis campos de ISA médio, três campos discordaram da configuração real, quanto
ao tipo de poço. Estes estão apresentados na Figura 51 e são: Albacora, Troll East e West Troll.
93
Albacora Troll East West Troll
Tip
o d
e P
oço
Campos de Petróleo
Tipo de Poço - ISA Médio
Sistema de Seleção
Franco (2003)
Vert
ical
Ho
rizo
nta
l
Figura 51 – Tipo de Poço dos Campos de Petróleo de ISA médio.
Durante a perfuração de um poço pode ocorrer ingresso de fluidos de perfuração no meio
marítimo através de eventos acidentais ou operacionais, como o descarte de cascalho ao mar,
através das trocas de fluido ao final de cada fase de perfuração ou ao final das atividades. Os
fluidos de perfuração à base de água possuem um baixo custo comparado aos demais, são
biodegradáveis e se dispersam facilmente na coluna d’água (DURRIEU; ZURDO; et al., 2000).
Já os fluidos à base de óleo são muito utilizados e indicados para a perfuração direcional
marítima em poços horizontais. Isto deve-se porque os poços horizontais são mais restritivos em
relação à lubrificação e estabilidade das paredes do poço, quando comparados aos verticais
(CAMPBELL, 1998; HENDRIKS, 1994). Essas características tornam o fluido à base de óleo
prejudicial ao meio ambiente quando descartados ao mar.
No Campo de Albacora, ocorreu o acidente com a plataforma SS-39, que provocou o
vazamento de 175 barris de fluido de perfuração, material poluente, na Bacia de Campos, no Rio
de Janeiro (PETROBRAS, 2014). O campo de Albacora, como pode ser visto na Figura 51 possui
tipo de poço horizontal, ou seja, utiliza fluido de perfuração a base de óleo sendo nocivo ao meio
ambiente.
Dos seis campos com ISA médio, cinco campos discordaram da configuração real, quanto
ao tipo de UEP. Estes estão presentes na Figura 52 e são: Girassol, Marlim, Albacora, Troll East
e West Troll.
94
Girassol Marlim Albacora Troll East West Troll
UE
P
Campos de Petróleo
UEP em campos de ISA Médio
Sistema de Seleção
Franco (2003)
TLPSpar
SS
FPSO
Jackup
Torre
Jaqueta
Gravidade
Figura 52 – UEP dos Campos de Petróleo de ISA médio.
O início das atividades de produção é iniciado com o reboque da plataforma até a locação;
lá chegando, a plataforma é fixada ao fundo do mar com auxílio de amarras e âncoras adequadas,
ou verticalizada, se for plataforma fixa. Durante a instalação dos equipamentos de ancoragem
ocorre o arrasto do substrato marinho e eliminação de organismos bentônicos, ou no caso dela ser
fixa, ocorre à dragagem do solo oceânico, para este receber a fundação da plataforma. A presença
física da plataforma após ser instalada é considerada um impacto positivo na medida em que
constitui substrato para as comunidades bentônicas, provocando o desenvolvimento de
comunidades biológicas incrustantes em sua estrutura (pernas, colunas e casco) e a atração de
peixes. Mas ao fim da vida do campo, neste trabalho considera-se a remoção completa da
estrutura, o que ocasiona a retirada o hábitat artificial criado.
O Campo Troll East, na costa oeste da Noruega é constituído por uma plataforma de
gravidade de concreto com uma altura de 472 metros, pesando 1,2 milhões de toneladas. O seu
reboque levou sete dias até chegar ao campo, fora sua complicada instalação. Além do grande
impacto ambiental causado pela sua instalação, há a preocupação com seu descomissionamento,
que no pior caso pode haver uma falha de operação durante o reflutuamento e no reboque,
podendo resultar numa descontrolada propagação de compostos nocivos, além de liberação de
uma pilha de segmentos de concreto quebrados, que poderia colocar em risco o tráfego de navios
e atividades de pesca (MORRISON, 2003).
95
Na última parte do desenvolvimento de projetos de sistemas marítimos de produção se
encontra a parte de estocagem e escoamento de óleo, sendo a fase que ocorre mais acidentes,
principalmente por colisões de petroleiros, vazamento em dutos e equipamentos.
No ano de 2000, no processo de escoamento de petróleo no campo de Marlim, houve o
acidente com o navio Mafra IV, devido a uma falha mecânica na válvula do convés. Esse fato
ocasionou o derrame de 7.250 m³ de petróleo no Canal de São Sebastião, provocou recobrimento
de óleo em costões rochosos, manguezais e sedimento nas praias, impactos diretos e indiretos na
fauna e flora incrustantes dos costões e mortalidade de crustáceos e moluscos (CETESB, 2003).
Ademais, a Bacia de Campos possui um vasto histórico de acidentes. Em 1984 duas erupções de
gás causaram um incêndio na Plataforma Central de Enchova, provocando a morte de 37
trabalhadores durante o abandono da unidade. Em 1988 ocorreu nova erupção em outro poço
ligado à mesma plataforma, desta vez destruindo-a por completo, tendo o poço queimado por um
mês até o incêndio ter sido debelado (PETROBRAS, 2014). Em ambos os casos os blowouts
ocorreram em poços de produção. Em 2001 ocorreu na Bacia de Campos uma erupção num poço
ligado à plataforma, provocando um vazamento de 26 mil litros de óleo. Isto mostra o quanto
uma região com vários campos se torna ainda mais sensível aos impactos causados pelo
desenvolvimento de um sistema marítimo de produção.
Campos de Petróleo com Indicador de Sensibilidade Ambiental Alto
Os campos que possuem ISA alto apresentaram grande discordância nos parâmetros:
número de poços, tipo de poço, arranjo de poço e UEP, como pode ser visto na Figura 53. Dentre
os 33 campos de petróleo, dez campos possuem o ISA alto.
96
64%
82%
55% 50%
9%9%
36%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Número de
Poços
Tipo de Poço Arranjo de
Poços
UEP Estocagem e
Escoamento de
ÓleoDis
co
rd
ân
cia
co
m o
s C
aso
s R
ea
isComparação entre os Sistemas (ISA Alto)
Sistema de Seleção Franco (2003)
Figura 53 - Resultados da comparação da base de dados dos campos petróleo (ISA Alto).
Dos dez campos de ISA alto, sete campos discordaram da configuração, quanto ao número
de poços. Estes estão presentes na Figura 54 e são: Baldpate, Hibernia, Gullfaks, Siri, Ekofisk,
Veslefrikk, Snorre e Conag.
Nú
mero
de P
oço
s
Campos de Petróleo
Número de Poços - ISA Alto
Sistema de Seleção
Franco (2003)
Alto
Médio
Baixo
Figura 54 - Número de Poços dos Campos de Petróleo de ISA alto.
Nas operações de perfuração podem ocorrer vazamentos acidentais de óleo, por exemplo, o
blowout, que é caracterizado por um influxo descontrolado de gás, água ou óleo no interior do
poço. Tais eventos acidentais causam alterações físico-químicas e biológicas na qualidade da
97
água do mar, provocando prejuízos a organismos e habitats sensíveis, impactando também a
pesca e o turismo.
Os casos críticos são aqueles onde há risco do vazamento atingir a costa contaminando
praias, estuários, manguezais e demais áreas costeiras sensíveis. Em 2010, no campo de Gullfaks
ocorreu o incidente com a perfuração do poço de produção que estava prestes a ser concluído.
Durante a circulação e a limpeza final do poço, sucedeu a violação no revestimento com a
subsequente perda de fluido de perfuração para a formação, ocorrendo em seguida influxo de gás
(STATOIL, 2014). Em 1982, na operação de perfuração de poços no campo de Hibernia, no
Canadá, ocorreu um acidente com a plataforma de perfuração, (SHRIMPTON, 1985).
Dos dez campos de ISA alto, nove discordaram da configuração real, quanto ao tipo de
poço. Este são mostrados na Figura 55 e são: Baldpate, Hibernia, Siri, Ekofisk, Brutus, Mars,
Veslefrikk, Snorre e Conag.
Tip
o d
e P
oço
Campos de Petróleo
Tipo de Poço - ISA Alto
Sistema de Seleção
Franco (2003)
Vert
ical
Ho
rizo
nta
l
Figura 55 – Tipo de Poço dos Campos de Petróleo de ISA Alto.
Os campos de petróleo com indicador de sensibilidade ambiental alta, quase totalidade em
suas configurações apresentam o tipo de poço horizontal. Isto causa um impacto ambiental
devido ao uso de fluído de perfuração a base de óleo e do cascalho resultante da rocha do
reservatório.
98
No campo de Snorre em 2004, na Noruega, ocorreu um acidente na perfuração de um poço
horizontal, resultando em uma explosão descontrolada de gás no fundo do mar, além do
vazamento de fluido de perfuração a base óleo impactando o meio ambiente.
Dentre os dez campos de ISA alto, seis discordaram da configuração real, quanto ao arranjo
dos poços. Estes são apresentados na Figura 56 e são: Baldpate, Hibernia, Gullfaks, Siri, Ekofisk
e Snorre.
Baldpate Hibernia Gullfaks Siri Ekofisk Snorre
Arra
njo
do
s P
oço
s
Campos de Petróleo
Arranjo dos Poços - ISA Alto
Sistema de Seleção
Franco (2003)
Agru
pad
oS
até
lite
Figura 56 – Arranjos dos Poços dos Campos de Petróleo de ISA Alto.
O arranjo dos poços satélites em áreas com alta sensibilidade ambiental tem um grande
risco de vazamentos devido às grandes extensões das linhas de fluxo que interligam os poços. E
além do mais, arranjo de poços satélite apresentam maiores números de equipamentos
submarinos, e consequentemente precisam de manutenção (workover), logo estão suscetíveis à
falhas.
No Campo de Ekofisk, localizado no mar do norte, na costa da Noruega, em 1977 ocorreu
uma explosão na plataforma na operação de workover. Em geral, é uma operação complexa que
pode envolver riscos graves. No caso do poço em intervenção, a tubulação tem que ser removida,
juntamente com a árvore de natal, e o BOP tem que ser instalado.
99
Dos dez campos de ISA alto, cinco discordaram da configuração real, quanto ao arranjo dos
poços. Estes são mostrados na Figura 57 e são: Baldpate, Hibernia, Gullfaks, Snorre e Conag.
Baldpate Hibernia Gullfaks Snorre Conag
UE
P
Campos de Petróleo
UEP em campos de ISA Alto
Sistema de Seleção
Franco (2003)
TLPSpar
SS
FPSO
Jackup
Torre
Jaqueta
Gravidade
Figura 57 – UEP dos Campos de Petróleo de ISA Alto.
A instalação de plataformas em áreas com alta vulnerabilidade ambiental é bastante
complexa. Porque não há somente o problema que a sua instalação causará, mas também a
questão da fase operacional, na qual há o descarte de todos os resíduos da produção primária do
petróleo, como também a questão do descomissionamento.
No Mar do Norte existem cerca de 12 plataformas de concreto. Há de se considerar as
diversas consequências ambientais de removê-las para a terra, antes de instalá-las (HOVDA;
ALVSVAG, 2001). Como no caso de Gullfaks e Snorre que utilizam a plataforma de gravidade, e
Conag que possui a plataforma Jaqueta.
No Golfo do México, os campos de petróleo estão presentes em áreas de alta sensibilidade
ambiental, as condições ambientais e a geologia dificultam a dispersão de petróleo em casos de
acidentes, além disso, o histórico de acidentes nesta região é grande, devido à presença dos
muitos campos (NOAA, 1997).
100
9. CONCLUSÃO
No presente trabalho, o objetivo proposto foi analisar os impactos ambientais causados por
um sistema marítimo de produção. Neste sentido, foi adicionado um indicador de sensibilidade
ambiental ao processo de seleção do sistema marítimo de produção.
Desta forma, o indicador relacionado ao meio ambiente foi incluído no processo de seleção
de cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás. Este indicador ambiental
constitui-se do ISA (Indicador de Sensibilidade Ambiental) e da matriz de impacto ambiental que
avalia as UEPs (Unidades Estacionárias de Produção). Com a inserção do ISA no processo de
seleção, os impactos ambientais puderam ser transformados em indicadores de meio ambiente. O
uso da matriz de impacto ambiental se fez útil para caracterizar os impactos de todas as UEPs
desde a instalação até o descomissionamento, tornando possível a seleção de acordo com o
ambiente.
Um estudo de caso foi realizado seguindo a abordagem proposta, que combina as melhores
características técnicas e tecnológicas com os mais adequados aspectos do meio ambiente, através
da consideração do índice ISA na seleção das alternativas do sistema marítimo de produção. Com
os resultados foi possível verificar que os campos de petróleo analisados pela metodologia
presente neste estudo sofreram acidentes em várias fases de desenvolvimento dos seus
respectivos sistemas marítimos de produção. Entretanto, no procedimento proposto os parâmetros
selecionados para esses mesmos campos de petróleo demonstraram ser menos sensíveis para
acidentes ambientais, gerando assim menor impacto ao meio ambiente.
O Sistema de Seleção não leva em consideração a existência de outros campos de petróleo
ao redor. Desta forma, poderia ser realizado futuramente, um ajuste no Sistema de Seleção para
que seja possível o fornecimento da alternativa que leve em consideração a sinergia de vários
campos de petróleo numa mesma região.
101
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