METODOLOGIA PARA A SELEÇÃO DE ARRANJOS SUBMARINOS
BASEADA NA EFICIÊNCIA OPERACIONAL
Edson Luiz Labanca
TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS
DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO
DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A
OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA OCEÂNICA.
Aprovada por:
__________________________________________________
Prof. Murilo Augusto Vaz, Ph, D.
__________________________________________________
Prof. Paulo Fernando Ferreira Frutuoso e Melo, D. Sc.
__________________________________________________
Prof. Segen Farid Estefen, Ph. D.
__________________________________________________
Dr. Jacques Braile Saliés, Ph. D.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
ABRIL DE 2005
LABANCA, EDSON LUIZ
Metodologia para Seleção de Arranjos
Submarinos
Baseada
na
Eficiência
Operacional [Rio de Janeiro] 2005
XIII, 92 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, MSc.,
Engenharia Oceânica, 2005)
Tese - Universidade Federal do Rio de
Janeiro, COPPE
1. Eficiência Operacional
2. Arranjo submarino / subsea layout
3. Flexibilidade Operacional
I. COPPE/URFJ II. Título (série)
ii
A minha família, em especial a minha esposa e filhas, pela compreensão dos
momentos que os privei da minha companhia em prol da exeqüibilidade deste trabalho.
iii
AGRADECIMENTOS
Registro o meu agradecimento a todos que contribuíram, de forma direta ou indireta, para a
minha formação profissional, em especial:
A Petrobras que valoriza e incentiva o contínuo desenvolvimento profissional e
humano dos seus empregados.
Aos professores da COPPE, doutores Murilo Augusto Vaz e Segen Farid Estefen
incentivadores do curso de mestrado em engenharia submarina.
Aos colegas da Petrobras pelo apoio e incentivo recebido, em especial aos doutores
Iberê Nascentes Alves e Jacques Braile Saliés, que no exercício das gerências do ST/EE e da
ABL/IPE da unidade de negócio da E&P baseada no Rio, autorizaram a minha liberação
para dedicação a este trabalho.
Aos professores e colegas da turma de mestrado em engenharia submarina pela
troca de experiência, amizade e relacionamento humano.
iv
Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a
obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.).
METODOLOGIA PARA A SELEÇÃO DE ARRANJOS SUBMARINOS
BASEADA NA EFICIÊNCIA OPERACIONAL
Edson Luiz Labanca
Abril/2005
Orientadores: Murilo Augusto Vaz
Paulo Fernando Ferreira Frutuoso e Melo
Esta tese propõe critérios para a elaboração e avaliação de arranjos submarinos,
visando à exploração de campos para a produção de petróleo no mar. São apresentados
diferentes tipos de arranjos e equipamentos para a explotação de campos offshore de
petróleo de forma eficaz e segura. É proposta uma metodologia que compare a eficiência
operacional dos diferentes tipos de arranjos para permitir a otimização dos projetos
submarinos e de superfície, sem penalizar a disponibilidade dos sistemas de produção. São
usadas técnicas da engenharia de confiabilidade de forma a definir índices de performance
dos arranjos para utilização quando da elaboração do Estudo de Viabilidade Técnica e
Econômica para a implantação do projeto. Um caso real é analisado para validar a
metodologia e as conclusões e recomendações para os estudos de futuros desenvolvimentos
estão apresentadas ao final da tese.
v
Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for
the degree of Master of Science (M.Sc.)
METHODOLOGY TO SELECT SUBSEA LAYOUT BASED ON
OPERATIONAL EFFICIENCY
Edson Luiz Labanca
April/2005
Advisors: Murilo Augusto Vaz
Paulo Fernando Ferreira Frutuoso e Melo
Department: Ocean Engineering
This work presents criteria to design and evaluate subsea layout to be used during
development of production fields in the oil and gas industry offshore. Different types of
subsea layout and the main equipment being used all over the world and their function for
the offshore petroleum exploitation are presented. The main objective of this work is to
present a methodology capable of comparing operational efficiency of different types of
sub sea layout to allow the selection based on operational availability. Reliability
Engineering techniques are used to estimate the performance of each arrangement. The
resulting values are used in the economical evaluation, allowing the selection of the most
adequate alternative. To confirm the gain of the methodology two years operation of a real
project was analyzed. The conclusion obtained with this work and the recommendations for
future studies are also presented.
vi
ÍNDICE
1 - INTRODUÇÃO ................................................................................................................ 1
1.1 - Motivação................................................................................................................... 1
1.2– Organização da tese................................................................................................... 2
1.3 – Fases para a implantação de um projeto................................................................ 3
2 - HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO OFFSHORE NO MUNDO ...................................... 5
2.1 – Início da exploração offshore................................................................................... 5
2-2 – Fases do desenvolvimento de um novo campo....................................................... 5
2.3 – Golfo do México ........................................................................................................ 6
2.4 – Mar do Norte............................................................................................................. 7
2.5 – Bacia de Campos....................................................................................................... 7
3 – SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO .............................................................. 9
3.1 – Filosofia adotada nos projetos ............................................................................... 10
3.2 – Principais flexibilidades operacionais de um arranjo submarino...................... 11
3.3 – Principais componentes, equipamentos e subsistemas integrantes do sistema
submarino................................................................................................................ 11
3.3.1 – Duto rígido ...................................................................................................... 11
3.3.2 – Duto flexível .................................................................................................... 12
3.3.3 - Umbilical .......................................................................................................... 14
3.3.4 - PLET – Pipe Line End Termination............................................................... 16
3.3.5 – PLEM – Pipe Line End Manifold .............................................................. 18
3.3.6 – Manifold submarino de produção ................................................................. 18
3.3.6.1 - Tipos de manifolds submarinos de produção ............................................. 19
3.3.7 – Sistema de controle......................................................................................... 20
3.3.8 – Sistema de Conexão Vertical ......................................................................... 21
3.4 – Principais arranjos submarinos ............................................................................ 22
3.5 – Características de um arranjo submarino ........................................................... 23
3.6 - Fatores que influenciam a disponibilidade operacional de um arranjo
submarino................................................................................................................ 23
3.7 – Escolha de um sistema submarino ........................................................................ 23
3.8 – Premissas para elaboração dos arranjos adotadas no presente estudo............. 24
3.8.1 – Condição de contorno..................................................................................... 24
3.8.2 – Componentes passivos e ativos ...................................................................... 24
3.8.3 – Facilidades para prevenir e dissociar hidratos ............................................ 26
3.8.3.1 - Hidrato........................................................................................................ 26
3.8.3.2 - Maneiras de inibir....................................................................................... 26
3.8.3.3 – Maneiras de evitar ..................................................................................... 27
vii
3.8.3.4 - Maneiras para dissociar.............................................................................. 27
3.8.3.5 – Dissociação do plug de hidrato aplicando calor ........................................ 28
3.8.4 - Facilidades para prevenir e remover parafina............................................. 28
3.8.4.1 –Parafina....................................................................................................... 28
3.8.4.2 - Maneiras de inibir....................................................................................... 29
3.8.4.3 – Maneiras de remover ................................................................................. 29
3.9 – Principais modos de falhas de um arranjo submarino ....................................... 30
3.9.1 – Falhas e modos de falha ................................................................................. 30
3.9.2 – Flexibilidade e redundância........................................................................... 31
3.9.3 – Principais modos de falhas operacionais ...................................................... 32
3.9.3.1 – Bloqueio parcial ou total do duto de produção entre ANM e coletor
(manifold), incluindo header de produção do coletor. ............................................. 32
3.9.3.2 – Bloqueio parcial ou total dos dutos anular entre ANM e coletor (manifold),
incluindo o header de gas lift. .................................................................................. 32
3.9.3.3 – Bloqueio parcial ou total dos módulos de produção ................................. 33
3 .9.3.4 - Bloqueio parcial ou total dos dutos de importação entre o manifold e a
UEP........................................................................................................................... 33
3 .9.3.5 - Bloqueio parcial ou total dos dutos de gas lift entre a UEP e o coletor .... 34
4 - CONCEITOS BÁSICOS DA ENGENHARIA DA CONFIABILIDADE E
PROGRAMA PARA ANÁLISE DO ESCOAMENTO....................................................... 35
4.1 – Técnicas de análise de sistemas ............................................................................. 36
4.1.1 – Análise de modos e efeitos de falhas (FMECA) ........................................... 36
4.1.2 - Estimativa dos tempos médios para restabelecer o fluxo ............................ 38
4.1.3 - Árvores de falhas............................................................................................. 39
4.1.4 – Disponibilidade ............................................................................................... 44
4.1.5 – O simulador de escoamento multifásico transiente OLGA ........................ 44
5 – METODOLOGIA PARA AVALIAR ARRANJOS SUBMARINOS ........................... 46
5.1 – Definição da estratégia de exploração do campo................................................. 46
5.2 – Escopo, fronteiras, hipótese e condição de contorno do estudo ......................... 46
5.3 – Descritivo dos sistemas........................................................................................... 46
5.4 – Análise de modos e efeitos das falhas.................................................................... 47
5.5 – Determinação da freqüência e dos tempos médios das intervenções para
restabelecer as variáveis de processo antes da ocorrência das falhas
operacionais............................................................................................................. 47
5.6 – Identificação da necessidade de redundâncias..................................................... 48
5.7 – Análise de sensibilidade ......................................................................................... 48
6 – ANÁLISE DE TRÊS OPÇÕES DE ARRANJOS SUBMARINOS PARA
APLICAÇÃO EM UM CAMPO DE GÁS .......................................................................... 49
viii
6.1 – Descrição do campo ................................................................................................ 49
6.1.1 – Definição da estratégia de exploração do campo......................................... 49
6.2 – Escopo, fronteiras, hipóteses e condições de contorno do estudo....................... 49
6.3 – Descritivo dos sistemas........................................................................................... 50
6.4 – Modos e efeitos das falhas ...................................................................................... 51
6.5 – Determinação dos tempos médios para restabelecer o fluxo após as falhas
operacionais e da freqüência de falhas ................................................................. 60
6.5.1 – Tempos médios para restabelecer o fluxo .................................................... 60
6.5.1.1 - Modos de falhas comuns a todos os arranjos: ............................................ 60
6.5.1.2 - Modos de falhas específicos do arranjo apêndice A: ................................. 61
6.5.1.3 - Modos de falhas específicos dos arranjos do apêndices B:........................ 62
6.5.1.4 - Modos de falhas específicos dos arranjos apêndices C:............................. 63
6.5.2 - Freqüência de intervenções dos arranjos durante a vida útil ..................... 64
6.5.3 – Interpretação da tabela 6.10 .......................................................................... 64
6.6 – Conclusões da análise comparativa ...................................................................... 66
7 – CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ...................................................................... 67
7.1 - Conclusões................................................................................................................ 67
7.2 – Recomendações ....................................................................................................... 68
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 69
APÊNDICE A ...................................................................................................................... 70
APÊNDICE B....................................................................................................................... 71
APÊNDICE C....................................................................................................................... 72
APÊNDICE D ...................................................................................................................... 73
APÊNDICE E ....................................................................................................................... 79
APÊNDICE F ....................................................................................................................... 86
ix
GLOSSÁRIO
UEP (Unidade Estacionária de Produção) – Unidade responsável pelo recebimento do
fluido produzido, tratamento e exportação até o meio responsável pelo transporte do fluido.
Sistema – É uma entidade determinística composta de uma coleção de elementos
(componentes e equipamentos) discretos que interagem ou que estão interconectados,
visando desempenhar uma ou mais funções.
MCV (Módulo de Conexão Vertical) – Viabiliza a conexão do duto ao equipamento.
HUB – Espera residente na estrutura do equipamento para permitir a conexão dos dutos e
módulos recuperáveis.
Instalação – Processo de lançamento e posicionamento do equipamento na coordenada
definida pelo arranjo submarino.
Interligação – Processo de conexão dos dutos aos equipamentos.
Assinatura – Registro das variáveis envolvidas quando do acionamento de determinado
componente durante a pré – operação.
Componente passivo – Componentes que trabalham de forma estática sem partes móveis ou
peças que sofram desgaste.
Componente ativo – Componentes que desempenham função dinâmica no sistema, sujeitos
a desgastes que precisam sofrer manutenção durante a vida útil.
ANM (Árvore de Natal Molhada) – Equipamento colocado na cabeça do poço que possui
as barreiras de segurança para o reservatório.
Bundle – Conjunto de dutos e umbilical que interliga a ANM ao manifold ou UEP para
viabilizar o escoamento do fluido do reservatório.
Falha – É o término da habilidade de um sistema ou componente em realizar uma missão;
x
Modo de falha – É o efeito através do qual a falha é observada.
Disponibilidade – Tempo em que o sistema ou equipamento permanece, durante a vida útil,
operando atendendo às premissas de projeto.
Sistema de coleta – Caracteriza-se pelos dutos e equipamentos que fazem parte do arranjo
submarino instalados entre a ANM e a UEP.
Sistema de exportação – Dutos e equipamentos que fazem parte do arranjo submarino que
partem da UEP até o meio responsável pelo escoamento do fluido.
Condicionamento – Antes da instalação do equipamento é definido a condição de
hibernação, que compreende o período após o lançamento até o início da interligação dos
dutos.
Inibidores termodinâmicos – São substâncias solúveis em água, que quando adicionadas a
ela, podem alterar as condições termodinâmicas de formação de hidratos, eliminando o
risco de sua formação nas faixas de pressão e temperatura usadas nas operações.
Inibidores cinéticos – São substâncias que adicionadas à fase aquosa promovem um
retardamento da taxa de formação de hidratos sem promover, no entanto um deslocamento
das pressões e temperaturas de equilíbrio, no sentido em que requerem muito menos
volume de injeção.
PIG – Meio mecânico amplamente usado para o controle do acúmulo de parafina, remoção
de fluidos e inspeção interna dos dutos. Fisicamente é um pistão que de acordo com a
aplicação varia de forma e dureza.
Manutenibilidade – Habilidade de partir rapidamente após a falha.
MTTR (Mean Time To Repair) – Tempo médio gasto para reparar determinado
componente, equipamento ou sistema.
xi
SCM (Subsea Control Module) – Módulo de controle recuperável responsável pelas
funções hidráulicas para acionamento das válvulas e pela aquisição de dados do sistema
submarino.
Controle hidráulico direto – O acionamento hidráulico das válvulas submarinas é feito a
partir da plataforma, necessitando de uma mangueira para cada função a ser acionada.
Choke – Restritor de fluxo utilizado para controlar as vazões dos fluidos durante o
escoamento.
Poços surgentes – Poços que escoam utilizando a própria energia do reservatório.
Gas lift – Forma de elevação artificial utilizada para escoar o fluido dos poços não
surgentes.
LDA (Lâmina D’ Água) – Profundidade em que o componente se encontra no mar,
tomando como referência a linha d’ água.
MEG – Mono Etileno Glicol.
Header de produção – Tubulação principal do manifold para onde o fluxo de fluido dos
poços é direcionado. A partir do coletor os poços compartilham o mesmo duto até a UEP.
HPU (Hydraulic Power Unit) – Instalada na UEP tem a função de suprir a potência
hidráulica para o sistema submarino.
Satélite – Poço submarino que possui um bundle individual para o escoamento, gas lift e
controle.
ROV (Remote Operated Vehicle) – Veículo submarino operado por controle remoto para
executar as terefas submarinas em substituição ao mergulhador.
SDV (ShutDown Valve) – válvula de bloqueio que tem a função de proteger os
equipamentos à jusante do ponto onde está instalada.
xii
Jumper – Trecho de tubulação utilizado para conectar dois dutos ou um duto a um
equipamento.
hydraulic couplings – Conectores hidráulicos para o sistema de controle hidráulico.
TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais) – Temperatura limite abaixo da
qual os cristais de parafina começam a se formar.
xiii
1 - INTRODUÇÃO
1.1 - Motivação
O desenvolvimento de um novo campo de petróleo é um trabalho complexo que
requer muita dedicação e envolvimento profissional especializado de várias áreas, pois várias
são as possibilidades de exploração do campo que resultam em diferentes investimentos e
retornos financeiros para seus acionistas. Neste negócio os investimentos são da ordem de
milhões de dólares e a melhor opção para o desenvolvimento do campo não está apenas
voltada para a melhor alternativa técnica e sim para a curva de produção que representar
melhor retorno financeiro durante a vida útil do campo, sempre respeitando as boas técnicas
de engenharia e a segurança das pessoas e do meio ambiente.
É neste cenário que um exaustivo trabalho é realizado para esgotar as opções de
escoamento do campo. Para vencer os desafios e a necessidade de produção em campos cada
vez mais profundos, cabe ao corpo técnico o desenvolvimento contínuo de novas tecnologias
para viabilizar e garantir a continuidade operacional durante a vida útil. Pode-se concluir que
a indústria do petróleo, principalmente no segmento upstream voltada para os campos
offshore, representa uma atividade em que as decisões são de risco e resultam em grandes
lucros ou prejuízos para os acionistas.
O desafio é poder escolher entre vários projetos subjetivos, qual deles irá apresentar
melhor retorno financeiro e isto só será possível calculando, sempre através de estimativas, a
disponibilidade de cada projeto, levando em consideração as flexibilidades operacionais, a
arquitetura do sistema e a política de manutenção, para evitar acidentes que acarretarão
lucros cessantes, prováveis multas, passivos ambientais e custos operacionais provocados
pelas intervenções.
1
1.2– Organização da tese
Nos trabalhos realizados para definir a concepção de arranjo submarino mais
adequada para um determinado campo, é usual considerar o investimento (custos de
aquisição dos componentes/equipamentos e instalação) e os custos operacionais. Com base
na experiência dos profissionais que atuam na área e aplicando técnicas da engenharia da
confiabilidade, se define a filosofia de projeto, as facilidades para garantir a
manutenibilidade, visando a disponibilidade do sistema durante a vida útil do campo. Este
trabalho irá levantar as necessidades para atingir estes desafios, desenvolvendo uma
metodologia para definir as flexibilidades operacionais mínimas para cada desenvolvimento.
A metodologia aplicada nesta tese utilizará técnicas de engenharia da confiabilidade
para analisar as flexibilidades do arranjo submarino que garantam a disponibilidade do
sistema durante a ocorrência de problemas operacionais inerentes às falhas dos
equipamentos. O capítulo 2 apresentará um breve histórico da exploração offshore no mundo.
O capítulo 3 apresenta o sistema submarino e seus principais sistemas. Os conceitos
básicos da engenharia da confiabilidade e do programa de escoamento multifásico aplicados
aos sistemas submarinos serão abordados no capítulo 4. A metodologia para estimar os
tempos de parada dos sistemas submarinos decorrentes das paradas de produção para
restabelecer as condições operacionais do escoamento do fluido será apresentada no capítulo
5.
De forma a ilustrar a aplicação da técnica, no capítulo 6 é executada uma análise com
a utilização da metodologia proposta. O capítulo 7 apresenta as conclusões e recomendações
deste trabalho.
Os apêndices A,B e C apresentam os arranjos avaliados. Para validar este estudo, os
apêndices D e E apresentam o levantamento dos problemas ocorridos nos dois primeiros anos
de operação de um sistema submarino instalado na Bacia de Campos e a análise dos mesmos.
O apêndice F apresenta, em gráficos, os dados de saída usados no presente estudo.
2
1.3 – Fases para a implantação de um projeto
Após a declaração de comercialidade do campo e a aprovação do plano de
desenvolvimento iniciam-se os estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE). Durante
o EVTE, um grupo multidisciplinar levanta e estuda todas as combinações de soluções
técnicas visualizadas e, para cada uma, é definida a curva de produção que servirá de insumo
à análise econômica. O produto final é a consolidação da opção que obtiver melhor retorno
financeiro para o desenvolvimento do campo. Este trabalho é elaborado em fases distintas
que ocorrem numa ordem hierárquica e têm como pré-requisito a aprovação da fase anterior.
A seguir, serão apresentadas as principais fases:
-
Projeto Conceitual – é a fase em que são estudadas as composições de ordem
técnica e as estratégias para a elaboração dos projetos. Todas são orçadas e no
final dos trabalhos a melhor opção é selecionada para detalhamento da fase
seguinte;
-
Projeto Básico – representa o detalhamento da opção selecionada no projeto
conceitual. Nesta fase são estudadas e confirmadas as viabilidades técnicas,
elaboradas todas as especificações técnicas e a estratégia de ida ao mercado. O
produto final é a consolidação da documentação para permitir a contratação
do projeto.
A implantação do projeto inicia-se pelas licitações e pareceres técnicos que
selecionam as empresas que serão responsáveis pelo fornecimento dos equipamentos e
serviços. Na seqüência, ocorrem as fases apresentadas abaixo:
-
Execução – é a fase que detalha o projeto básico, incorporando as estratégias
de instalação, qualificação e compra dos componentes, fabricação, montagem,
teste de integração, e condicionamento;
-
Instalação – requer muito planejamento e uma grande logística para suportar
as operações de campo. Em função do alto custo dos recursos envolvidos, uma
pequena falha de planejamento pode representar grande prejuízo financeiro;
-
Teste funcional – após a instalação, é verificada a funcionalidade do
equipamento para possibilitar possíveis reparos provocados pelos esforços
3
durante a instalação. Caso necessário, serão realizadas intervenções para a
correção das falhas, garantindo a disponibilidade do equipamento quando do
comissionamento;
-
Interligação – após a instalação e teste funcional, atendendo ao cronograma de
implantação do projeto, é iniciada a interligação dos dutos aos equipamentos;
-
Comissionamento – instalados os sistemas, inicia-se a limpeza e os
preparativos para garantir a segurança operacional quando do início da
operação;
-
Pré
–
operação
–
verifica
a
performance
operacional
dos
equipamentos/componentes e registra a assinatura dos principais componentes
para servir de parâmetro quando da verificação do desempenho operacional
durante a vida útil;
-
Operação assistida – acompanhamento do início de operação pelo grupo de
projeto para esclarecimento e complemento, in loco, do treinamento para os
operadores;
-
Operação – a confiabilidade dos componentes garante a disponibilidade dos
sistemas que, aliada à correta operação dentro das premissas de projeto,
devem manter o potencial de produção do campo, atendendo à curva de
produção estimada para o projeto.
4
2 - HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO OFFSHORE NO MUNDO
2.1 – Início da exploração offshore
A atividade offshore, desde os primórdios até a presente data, tem sido marcada pelo
constante desenvolvimento de novas tecnologias a partir de experimentos, adaptação de
conceitos usados em outras indústrias e principalmente criando novos conceitos para vencer
os desafios de uma indústria que exige criatividade para transpor as barreiras impostas pela
adversidade do meio em que se desenvolve. Entender os desafios e os riscos envolvidos na
indústria offshore necessita de um breve histórico de como esta indústria surgiu e se
desenvolveu nos últimos 55 anos, no mundo, e especialmente no Brasil, a partir do final da
década de 70.
2-2 – Fases do desenvolvimento de um novo campo
As fases envolvidas para a procura de um novo campo, o seu desenvolvimento e o
transporte do hidrocarboneto até o ponto de refino são conhecidos como atividades de
upstream. O termo offshore na indústria de óleo e gás refere-se às atividades de upstream
realizadas em mar aberto. Nos primórdios da exploração offshore, a perfuração em lagos e
perto da costa, com acesso por terra a partir de piers, também era chamada offshore. As
principais atividades upstream são:
-
Realização de levantamento sísmico da área - permite aos geólogos interpretar
o subsolo marinho aumentando o índice de acerto do local para a perfuração
do poço exploratório visando à descoberta de um novo campo;
-
Exploração – engloba a perfuração e completação dos poços, desde o poço
exploratório, que quando confirmado a presença de hidrocarboneto, encadeia
a perfuração dos poços de desenvolvimento para análise geológica e
delimitação do seu contorno físico, permitindo a definição do número de
poços para a otimização da explotação;
-
Produção – inicia-se com os estudos para o dimensionamento do sistema de
coleta e exportação que define os diâmetros dos dutos e as condições do
escoamento para a otimização do fluxo de hidrocarboneto do sistema de
5
produção. A definição do arranjo submarino e dos equipamentos que melhor
atendem às necessidades do escoamento, a escolha da unidade de produção
com a respectiva planta para tratamento do hidrocarboneto e o sistema de
transferência, definem as flexibilidades que permitirão a operação durante a
vida útil do campo;
-
Transporte – estudos para a definição e implantação do projeto de escoamento
do hidrocarboneto tratado até o ponto de refino;
-
Desmobilização – Forma de abandono seguro dos equipamentos e dutos para
evitar danos ao meio ambiente.
2.3 – Golfo do México
Os primeiros passos da exploração offshore foram dados no final do século XIX em
Santa Bárbara, Califórnia, quando foi iniciada a perfuração de poços em águas rasas com
acesso pela praia, via pier. O primórdio da tecnologia offshore foi desenvolvido usando piers
para suportar decks de madeira, sendo os condutores trazidos até a superfície da água para
permitir o uso da tecnologia de perfuração já desenvolvida para a exploração em terra.
A primeira descoberta em área afastada da costa, perfurando a partir de uma jaqueta,
ocorreu em outubro de 1947, quando a empresa Kerr-McGee encontrou óleo no bloco 32, na
costa do estado de Louisiana, hoje conhecido como Golfo do México.
A partir desta descoberta, houve um aumento das atividades de perfuração no Golfo
do México, período que durou até 1959, quando a concorrência com o óleo do Oriente
Médio, aliada à política do governo americano, que incentivava a importação para reduzir a
demanda das reservas americanas, praticamente paralisou a atividade de perfuração.
Na década de 60, a redução das importações e a política conservadora do governo
americano resultaram em preços estáveis e relativamente altos que fizeram com que o foco
no Golfo do México mudasse da exploração para a produção dos campos já descobertos. A
demanda pelo óleo estimulou inovações tecnológicas que reduziram os custos e aumentaram
o lucro. A década foi caracterizada pelo boom das instalações de produção e da infraestrutura requerida para esta atividade.
6
2.4 – Mar do Norte
Em 1965, a operadora British Petroleum encontrou gás no lado Inglês no Mar do
Norte e em 1969 a empresa Phillips descobriu o primeiro campo de óleo no lado norueguês.
O início das atividades dependeu fortemente da experiência americana, grande quantidade de
equipamentos usados no Golfo do México, especialmente sondas, foram transportadas para o
Mar do Norte. Apesar das condições ambientais adversas no golfo do México, os
equipamentos não apresentaram a performance esperada quando sujeitos às condições
ambientais do Mar do Norte.
Para superar as deficiências foram realizadas inovações e os equipamentos trazidos
tiveram que ser adaptados para as novas condições ambientais. Os primeiros anos foram de
extrema importância para desenvolvimento de novas tecnologias entre as quais se destacam
os sistemas submarinos. Em 1972, árvores de natal submarinas, preparadas para serem
colocadas no fundo do mar a partir de adaptações de árvores usadas em terra, foram testadas
no Golfo do México. No verão de 1972, foi instalada pela Shell, numa profundidade de 115
metros, a primeira cápsula atmosférica produzida pela Lockheed Petroleum. No lugar dos
mergulhadores, esta tecnologia permitia a intervenção humana, em ambiente atmosférico,
para manutenção e outros serviços na árvore sem a retirada do poço. Em paralelo, sistemas
utilizando equipamentos modularizados, adaptados às condições submarinas, foram
desenvolvidos e a partir de então, surgiu a tecnologia submarina que até os dias atuais
continua a desenvolver novas tecnologias para atender aos desafios de produzir campos em
águas cada vez mais profundas [1].
2.5 – Bacia de Campos
No Brasil, a Petrobras deteve o monopólio da exploração e produção dos campos de
petróleo por vários anos, resultando numa atuação diferenciada das outras operadoras. O
monopólio e a distância dos centros de serviço e logística que detinham o conhecimento
técnico, levaram a Petrobras a atuar de forma integrada e auto-suficiente em suas operações.
A estratégia adotada para atingir estes objetivos foi contratar pessoas e companhias com
reconhecida competência para a rápida capacitação do corpo técnico e absorção do knowhow em curto espaço de tempo.
7
Com a missão dada de tornar o Brasil auto-suficiente no abastecimento de petróleo e
seus derivados e com o relativo sucesso alcançado na exploração em terra, a Petrobras se
voltou para a exploração offshore. Apesar da primeira instalação ter ocorrido no campo de
Guaricema em 1967, numa LDA de 30 metros, o marco da exploração offshore em águas
profundas, para a época, ocorreu quando da descoberta do campo de Garoupa em 1974, numa
profundidade de 115 metros. A partir de então várias descobertas ocorreram em
profundidades cada vez maiores [2].
A necessidade de antecipar a produção do campo de Garoupa e a falta de
desenvolvimento da tecnologia para uso de equipamentos adaptados ao meio ambiente fez a
Petrobras recorrer à Lockheed Petroleum Services, que forneceu o sistema antecipado
atmosférico de Garoupa. O arranjo submarino era composto por 9 poços interligados a um
coletor (manifold) que levava o óleo até um navio de processo. Depois de tratado, o óleo era
enviado para um petroleiro, figura 2.1.
FPSO
Manifold
Torre de
Processo
Navio de
carregamento
Torre de
Carregamento
Poço
Figura 2.1 –Primeiro Sistema Submarino instalado pela Petrobras em LDA de 115
metros na Bacia de Campos (campo de Garoupa), composto de: nove poços
conectados a um coletor (Manifold), torre de processo para envio do óleo coletado
ao FPSO e torre de carregamento para o posterior transporte.
A instalação ocorreu em 1979 e operou com sucesso até a sua desativação em 1984,
quando da instalação da plataforma fixa de Garoupa. Em paralelo, foi iniciada a produção do
8
campo de Enchova em LDA de 100 metros utilizando ANM Molhada. Apesar desta
tecnologia estar pouco desenvolvida, a Petrobras escolheu utilizá-la para o desenvolvimento
dos novos campos, em função da Lockheed possuir o monopólio do sino de intervenção que
era indispensável para o acesso dos técnicos às cápsulas, para realizar a manutenção dos
equipamentos.
Com a experiência adquirida no desenvolvimento dos campos de Enchova e Garoupa,
a Petrobras inovou criando os sistemas antecipados de produção para uso em profundidades
de até 300 metros, que possibilita o uso de mergulho saturado. O sistema consistia da
adaptação de uma plataforma de perfuração para receber uma planta de processo que tratava
o óleo de vários poços satélites interligados à mesma. Com a nova filosofia, um campo que
utilizando o conceito tradicional de jaqueta fixa para a perfuração e posterior colocação da
planta de processo demorava no mínimo cinco anos para entrar em operação, passou a
produzir em seis meses, levando a Petrobras a um aumento da produção em curto espaço de
tempo. Este novo conceito, adotado a partir dos anos 80, demandou o desenvolvimento de
novas tecnologias, entre as quais se destacam: a adaptação dos componentes ao meio
ambiente; o desenvolvimento do fluido hidráulico base água para uso no sistema de controle;
o sistema de controle hidráulico direto; e a utilização dos manifolds, para permitir a chegada
de um menor número de risers à plataforma.
Em 1987 a Petrobras descobriu o campo de Albacora em LDA de 600 metros. Sem as
possibilidades do uso de mergulho saturado e utilização de cabos guia, partiu-se para o
desenvolvimento de novas tecnologias que permitissem as instalações e as intervenções com
utilização de veículos remotos (ROV), operados a partir da superfície, entre os quais se
destacam: o sistema de conexão vertical remota; o sistema de controle multiplexado; e o
sistema de posicionamento. O resultado foi a instalação, num período de 10 anos, de 15
manifolds de grande porte para uso em profundidades de até 2000 metros e a quebra de
recordes de sistemas de produção instalados em grandes profundidades.
3 – SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO
É o meio que viabiliza o escoamento do fluido produzido até a unidade estacionária
de produção, figura 3.1. Em função do meio ambiente em que está instalado e das pressões,
9
temperaturas e propriedades do fluido produzido, necessita de materiais nobres, de alto custo,
o que resulta em uma parcela significativa do investimento para a implantação de um campo.
A otimização do arranjo e a garantia da disponibilidade para escoar o fluido durante a vida
útil são fatores decisivos para garantir o sucesso do retorno financeiro esperado.
Figura 3.1 – Esquemático de um Arranjo Submarino com 2 Manifolds, um PLEM e 10
poços
3.1 – Filosofia adotada nos projetos
A filosofia adotada nos projetos é determinada pela política, logística, legislação
vigente, e know-how adquirido pelas operadoras ao longo do tempo. São exemplos: o uso em
larga escala de dutos flexíveis nos sistemas submarinos instalados na Bacia de Campos,
enquanto no Golfo do México e no Mar do Norte tradicionalmente se usa o duto rígido; a
utilização de sistema de controle e chokes instalados nas ANMs, que é adotado nos projetos
no Mar do Norte, enquanto na Bacia de Campos se optou por ANMs padronizadas com todas
as flexibilidades instaladas no manifold. Como cada operadora atua de forma diferenciada, o
presente estudo independe da filosofia a ser adotada para os projetos.
10
3.2 – Principais flexibilidades operacionais de um arranjo submarino
O arranjo submarino tem a função de garantir a segurança operacional e do meio
ambiente em que se encontra e disponibilizar as condições operacionais definidas pelo estudo
de escoamento, entre as quais se destacam:
-
Vazões definidas no EVTE;
-
Pressão e temperatura do fluido durante o escoamento;
-
Continuidade operacional;
-
Limpeza dos dutos no início e durante a vida útil do campo;
-
Conexão ou retirada do poço, sem a descontinuidade operacional dos demais
poços;
-
Disponibilização dos meios de elevação artificial previstos pelo estudo de
escoamento;
-
Injeção de produtos químicos;
-
Aquisições de dados definidas pelo reservatório e escoamento;
-
Dupla barreira de proteção nas interfaces com o meio ambiente;
-
Desmobilização quando da desativação do campo.
3.3 – Principais componentes, equipamentos e subsistemas integrantes do sistema
submarino
O sistema submarino é composto por componentes, equipamentos e sub-sistemas de
alta confiabilidade para garantir a sua disponibilidade e segurança operacional durante a vida
útil. Todos são rigorosamente testados, seguindo as normas vigentes, que os coloca em
condições extremas de uso e ciclagem. Após a aprovação de todas estas fases, o projeto é
considerado qualificado e liberado para uso [3]. A seguir, serão apresentados os principais
componentes, equipamentos e sub-sistemas que farão parte do presente estudo.
3.3.1 – Duto rígido
É o principal meio de escoamento do fluido produzido, figura 3.2, e pode ser usado
no trecho estático (flowline) e dinâmico (riser), ocasião em que permanece conectado à
plataforma, ficando sujeito a carregamentos durante a vida útil. Influi diretamente na
11
performance do escoamento, necessitando muitas vezes de isolamento térmico para atender
às variáveis do processo. A integridade do duto é garantida através de um plano que
contempla a análise periódica do fluido escoado e dos resíduos coletados pela passagem de
PIG de limpeza e pela passagem de PIG instrumentado para a detecção de possíveis pits de
corrosão. A inspeção externa é realizada principalmente para: verificação da integridade
externa do duto; detecção dos vãos livres provocados pela movimentação do solo; e a
medição do potencial dos anodos do sistema de proteção catódica.
Figura 3.2 – Duto Rígido
3.3.2 – Duto flexível
Entende-se por Duto Flexível um conjunto de equipamentos específicos e largamente
utilizados na produção offshore. Cada equipamento desse conjunto é conhecido por Tramo
Flexível ou simplesmente Tubo Flexível.
Compartilha com o duto rígido a responsabilidade de escoar o fluido produzido. A
estrutura é projetada para suportar a pressão externa e interna do processo, além de todos os
carregamentos das fases de fabricação, transporte, instalação e operação. Uma estrutura típica
de tubo flexível é composta por camadas, cada uma dotada de uma ou mais funções
principais, conforme apresentado na figura 3.3. Do interior para o exterior tem-se:
12
1.
Carcaça Metálica – Perfis metálicos, intertravados entre si e dispostos de
forma helicoidal em passo reduzido, que tem a função de prover resistência ao
colapso hidrostático;
2.
Camada de Pressão Interna – Camada polimérica extrudada a quente que tem
a função de prover a estanqueidade interna;
3.
Armadura de Pressão – Perfis metálicos em forma de Z, C ou T, intertravados
entre si e dispostos de forma helicoidal em passo reduzido, que tem a função
de suportar a camada de pressão interna e prover resistência mecânica na
direção radial;
4.
Camada Intermediária Anti-atrito – Camada polimérica extrudada a quente
que tem a função de reduzir o atrito e a abrasão entre perfis metálicos,
podendo ser usada entre as armaduras de tração interna e externa e entre as
armaduras de pressão e de tração interna;
5.
Armaduras Interna e Externa de Tração – Perfis metálicos (redondos ou
chatos), dispostos de forma helicoidal em passo longo. As armaduras são
aplicadas aos pares (normalmente um par), em sentidos inversos (+/-), de
modo a prover balanceamento ao tubo sob carga (pequenas rotações após
tração ou pressão interna) que tem a função de prover resistência mecânica na
direção axial;
6.
Capa Externa – Camada Polimérica Extrudada a quente que tem a função de
prover proteção mecânica e contra a corrosão das armaduras de tração.
13
1 – Carcaça Metálica
2 – Camada de Pressão
Interna
3 – Armadura de
Pressão
4 – Camada Intermediária
anti-atrito
5 – Armaduras Interna e
externa de tração
6 – Capa Externa
Figura 3.3 – Duto Flexível, constituído de múltiplas camadas, metálicas e poliméricas,
que são aplicadas, de modo independente, a partir de uma camada núcleo.
3.3.3 - Umbilical
É fundamental para o controle dos poços submarinos, sendo o meio de transporte da
potência hidráulica para acionamento das válvulas na ANM, da potência elétrica para a
aquisição de dados e dos produtos químicos para a otimização do escoamento, figura 3.4.
O projeto do umbilical tem uma configuração para cada aplicação, sendo comum o
uso dos seguintes materiais:
1.
Mangueiras - A potência hidráulica é transportada da UEP para o poço ou
manifold através de mangueiras termoplásticas (nylon 11 TLO) ou tubings,
sendo comum o uso de diâmetros que variam de 3/16” até 2” . Na Bacia de
Campos é predominante o uso de mangueiras com diâmetros de 3/16” para os
umbilicais de workover, 3/8” para acionamento das funções hidráulicas dos
sistemas de produção, 1/2" para suprimento hidráulico dos sistemas
multiplexados e 1/2" com carcaça metálica, conhecida por HCR (High
14
Collapse Resistance), para suportar o diferencial de pressão, evitando assim o
colapso (quando a mangueira estiver vazia durante as operações de injeção de
produto químico);
2.
Cabo Elétrico - O sistema de controle necessita de potência elétrica. Para a
aquisição de dados dos poços satélites, geralmente é fornecida por três pares
de cabos de 2,5 mm2. Para os sistemas multiplexados, o umbilical possui 4
pares de cabos de 4 mm2 que fornece a potência elétrica e viabiliza os sinais
de dados para os SCMs. Todos os condutores podem ser isolados de acordo
com a necessidade;
3.
Armadura Metálica - A proteção das mangueiras e dos cabos elétricos é feita
projetando-se uma armadura metálica dimensionada para suportar as cargas de
transporte, instalação e operação, principalmente do trecho riser;
4.
Capa polimérica - A proteção contra abrasão e raios ultravioleta é garantida
pela camada externa de polietileno de alta densidade (HDPE) ou nylon.
15
2 - Cabos Elétricos de
2,5 mm2
1 - Mangueiras de 3/8”
3 - Armadura
Metálica
4 - Capa de Nylon
Figura 3.4 – Umbilical Eletro-Hidráulico Multiplexado para poço satélite com controle
hidráulico direto, composto de: nove mangueiras para as funções hidráulicas e três pares de
cabos elétricos de 2,5 mm2 para aquisição de dados.
3.3.4 - PLET – Pipe Line End Termination
Viabiliza, sem uso de mergulhador, a interligação de um duto rígido a um
equipamento ou outro duto, figuras 3.5. e 3.6. Tem como característica a conexão flangeada
para interligação à extremidade do duto rígido, válvula de bloqueio atuada por ROV para
permitir o teste de hidrostático do duto e HUB/MCV para a futura conexão do jumper ou
riser flexível. Em algumas aplicações, principalmente em gasodutos no trecho próximo à
UEP, possui válvula de bloqueio com atuação hidráulica para a função de SDV. A estrutura é
instalada conectada ao duto rígido que fica residente no fundo do mar durante a vida útil do
sistema. O MCV viabiliza a conexão do duto flexível (flow e riser) e jumper (flexível e
16
rígido), possui todos os componentes ativos e permite a recuperação para garantir a
manutenibilidade do sistema.
PLET ININTERLIGAÇÃO RISERS
PLET INTERLIGAÇÃO EQUIPAMENTO
UEP
Figura 3.5 – O desenho esquemático mostra a utilização de PLET para conectar
dutos rígidos aos equipamentos e aos risers.
MCV recuperável
para conexão do duto
Estrutura residente
Base Retrátil
Extremidade Flangeada
para Interligação ao Duto
Figura 3.6 – Teste de Integridade do PLET mostrando a simulação da
conexão do MCV na estrutura residente.
17
3.3.5 – PLEM – Pipe Line End Manifold
Como o próprio nome indica, é um coletor ou distribuidor, caracterizado pela chegada
ou saída de mais de 2 dutos, figuras 3.7 e 3.8. Quando utilizado no arranjo, tem a função de
permitir o compartilhamento dos dutos sem possuir flexibilidade operacional. Devido ao
tamanho, é instalado individualmente para posterior conexão aos dutos.
Válvulas de bloqueio
HUBS
Figura 3.8 – Vista Superior do PLEM
mostrando os três HUBS para a conexão
dos dutos flexíveis (jumper e risers). As
operações para a movimentação das
válvulas são realizadas com o ROV
pousado no topo do PLEM
Figura 3.7 – Arranjo da tubulação e
válvulas de um PLEM de gás instalado na
Bacia de Campos para permitir a
transferência dos poços para outra
plataforma sem paralisar o fluxo de gás.
3.3.6 – Manifold submarino de produção
É o equipamento do arranjo submarino que além de coletar e distribuir fluido para os
poços possui os componentes ativos que viabilizam as flexibilidades operacionais para a
otimização da produção, Figura 3.9.
18
Header de Produção
Conectores para interligação
dos poços
PIG Crossover
Conexão UEP
Header Gas lift
Header Teste
Header serviço
Conectores para interligação
dos poços
Válvulas
Alinhamento
Figura 3.9 – Manifold Submarino de Produção para coletar até 8 poços, com Headers de
Produção, Serviço, Teste de Produção, Gas Lift e Passagem de PIG através dos headers. Cada
poço possui válvulas no manifold para permitir o alinhamento para os Headers.
3.3.6.1 - Tipos de manifolds submarinos de produção
O manifold submarino de produção possui os elementos ativos do sistema submarino
para atender às necessidades do escoamento. Isto significa que, apesar de ser caracterizado
como equipamento, cada campo possui o manifold diferenciado. Esta característica o torna de
difícil fabricação e alto custo de aquisição, pois o seu processo personalizado dificulta a
padronização e a economia de escala. Os principais tipos utilizados pelas operadoras serão
descritos a seguir:
-
Manifold Submarino de Produção (MSP) – O fluido dos poços é coletado para
o header principal e posteriormente enviado para a plataforma. Possui ainda o
19
header para a distribuição do gás lift e o sistema de controle/aquisição de
dados do sistema submarino;
-
Manifold Submarino de Gas Lift.(MSGL) – Tem a função de distribuir o gas
lift para os poços e fazer o controle/aquisição de dados do sistema submarino.
O duto de óleo dos poços vai direto para a UEP;
-
Manifold Submarino de Injeção (MSI) - Tem a função de distribuir a água de
injeção para os poços e fazer o controle/aquisição de dados do sistema
submarino;
-
Manifold Submarino de Produção e Injeção (MSPI) – Possui um header para
coletar o fluido e outro para injetar água nos poços de injeção, compartilhando
a mesma estrutura e o controle/aquisição de dados do sistema.
3.3.7 – Sistema de controle
O sistema de controle tem a função de controlar os poços através da abertura e
fechamento das válvulas instaladas na ANM e demais equipamentos. A potência hidráulica
gerada na plataforma é enviada através das mangueiras do umbilical para acionamento das
válvulas submarinas. É utilizado um fluido hidráulico base água para minimizar a
deterioração quando em contato com a água do mar e diminuir a perda de carga que penaliza
o tempo de resposta para a abertura e fechamento das válvulas submarinas. A potência
elétrica viabiliza a aquisição de dados submarinos que possui transmissores de
pressão/temperatura e medidores de vazão instalados nos pontos estabelecidos pelo estudo de
escoamento, para facilitar a otimização do fluxo, o acompanhamento do reservatório e a
monitoração da perda de carga para o gerenciamento do escoamento. Os sistemas de controle
hidráulico direto e o eletro hidráulico multiplexado são os mais utilizados na Bacia de
Campos, sendo o primeiro mais simples, barato, e confiável, e por isso o preferido para
controle dos poços satélites, apesar do grande número de mangueiras para acionamento das
funções hidráulicas [4]. O controle multiplexado é utilizado geralmente em sistemas com
manifold, conforme mostrado na figura 3.10, que têm um grande número de funções
hidráulicas. A escolha torna-se economicamente atrativa, além da multiplexação dos dados
que minimiza o número de cabos elétricos no umbilical.
20
HPU
SCM recuperável
Manifold
Manifold
Umbilical
.Figura 3.10 – Sistema de Controle Multiplexado de um Sistema Submarino com
Manifold, que possui os SCMs recuperáveis para garantir a manutenibilidade. A HPU
fica instalada na UEP.
3.3.8 – Sistema de Conexão Vertical
O sistema de conexão vertical viabiliza a conexão dos dutos e umbilicais aos
equipamentos sem o auxílio do mergulhador e utiliza como principal fonte de energia a
gravidade, figura 3.11. A vedação do conector é feita através de anéis metálicos colocados
em placas de selo para permitir a substituição após, no máximo, três conexões. Caso
necessário, principalmente nos conectores das AMNs, possui hydraulic couplings para a
passagem das funções hidráulicas pelo conector. A instalação pode ser feita em primeira
extremidade (primeiro conecta-se o MCV para depois lançar o duto) e em segunda
extremidade (depois de lançar o duto, o MCV é conectado). O projeto viabiliza o equilíbrio
das forças para garantir que o MCV permaneça na posição vertical imediatamente antes do
posicionamento no HUB e suporte a carga do duto quando em operação.
21
Cabo de Lançamento
Cabo de Lançamento
p/ Barco de
lançamento
p/ Barco de
lançamento
MCV
MCV
Mandril
Equipamento
Submarino
Cabo p/ formar
corcova
Duto Flexível
ou Umbilical de
Controle
Mandril
Equipamento
Submarino
Conexão em Primeira Extremidade
Duto Flexível
ou Umbilical de p/ primeira
extremidade
Controle
Conexão em Segunda Extremidade
Figura 3.11 A
Figura 3.11 B
Figura 3.11 – Esquemáticos dos lançamentos dos Módulos de Conexão Vertical em
primeira e segunda extremidade. A figura 3.11 “A” mostra o MCV sendo lançado em
primeira extremidade, instante antes do posicionamento sobre o HUB. A figura 3.11
“B”, com o duto já lançado, mostra a configuração da instalação em segunda
extremidade, instante antes do posicionamento sobre o HUB.
3.4 – Principais arranjos submarinos
A combinação dos equipamentos e componentes permite a formulação de um grande
número de arranjos que podem ser distribuídos em 3 grupos com características próprias,
conforme descritas a seguir:
-
Arranjo com poços satélites – caracteriza-se pela interligação dos poços direto
à UEP. É o arranjo de maior eficiência operacional e de maior investimento,
em função da utilização de grande quantidade de dutos e umbilicais para
atender cada poço individualmente, que são posicionados pelo campo
conforme a necessidade do reservatório;
-
Arranjo com coletor (manifold) – os poços são direcionados para um coletor
ou distribuidor e deste o fluido produzido é escoado para a UEP ou injetado
nos poços. É o arranjo mais utilizado em águas profundas, pois reduz o
número de risers chegando à UEP e conseqüentemente o peso/espaço na
unidade. Em contrapartida, quando comparado com o satélite, tem menor
eficiência operacional. Esta desvantagem é minimizada ou até mesmo
22
eliminada, dependendo da flexibilidade operacional e da filosofia de
manutenção adotada para o projeto;
-
Arranjo com anel coletor – um anel coletor sai da plataforma e após passar
pelos poços retorna à plataforma [5]. Possui menor confiabilidade devido ao
grande número de conexões.
3.5 – Características de um arranjo submarino
Cada campo tem características próprias, tais como: vazão; pressão; temperatura;
composição do fluido; localização; e vida útil. Estes fatores resultam na necessidade de
flexibilidades específicas para a explotação do campo, conseqüentemente tornam os projetos
dos equipamentos exclusivos para cada aplicação. Durante a elaboração das bases de projeto
é definida a arquitetura final do arranjo que viabiliza as premissas negociadas com o grupo
multidisciplinar.
3.6 - Fatores que influenciam a disponibilidade operacional de um arranjo submarino
A confiabilidade dos componentes e equipamentos integrantes do arranjo, o estudo da
confiabilidade do sistema identificando a necessidade de redundância, a definição dos
equipamentos e subsistemas recuperáveis, o plano da garantia da qualidade adotado durante a
fabricação, a seleção das empresas durante a licitação, a política de manutenção para
definição da estratégia de sobressalentes e as flexibilidades operacionais para garantir a
continuidade do escoamento, são os principais fatores que garantem a disponibilidade do
sistema durante a vida útil do campo.
3.7 – Escolha de um sistema submarino
A escolha do arranjo submarino é um processo interativo entre a engenharia
submarina e seus clientes, representados pelo grupo multidisciplinar. O desafio é escolher,
dentre vários arranjos subjetivos, qual irá apresentar o melhor retorno financeiro e isto só
será possível calculando, sempre através da experiência operacional adquirida pela
operadora, a disponibilidade de cada arranjo proposto para atender as necessidades do
escoamento. Este processo termina com a escolha do arranjo que atenda às condições de
23
instalação, a garantia da continuidade operacional durante a vida útil, a segurança do meio
ambiente e das pessoas envolvidas.
3.8 – Premissas para elaboração dos arranjos adotadas no presente estudo
Será considerado um arranjo submarino para aplicação em campos de águas
profundas, utilizando coletor (manifold) com sistema de controle multiplexado e controle
hidráulico direto do manifold para os poços.
3.8.1 – Condição de contorno
O sistema submarino objeto do presente estudo está limitado pela conexão dos risers
de produção, serviço e umbilicais na chegada à UEP e pela conexão do bundle do poço na
ANM. Para análise das flexibilidades operacionais, estão sendo considerados os componentes
e equipamentos abaixo da linha d´água. A instalação dos equipamentos e as fases de
comissionamento e pré-operação não serão consideradas. Durante a vida do campo, a
explotação do reservatório resulta em quedas de pressão que necessitam de métodos
artificiais para manutenção das pressões mínimas para o escoamento. Como geralmente o
fluido é multifásico, diâmetros elevados poderão resultar em descontinuidade do escoamento.
Estas não conformidades não serão abordadas por tratar-se de fatores externos ao sistema
submarino em estudo. Não serão abordados os conceitos e mecanismos da formação de
hidrato e parafina que provocam o bloqueio do fluxo nos dutos. Será analisada a condição
propícia para a formação e o meio de combate para minimizar os prejuízos.
3.8.2 – Componentes passivos e ativos
Os hubs do sistema de conexão vertical, as válvulas de bloqueio e a estrutura/dutos
dos equipamentos são componentes passivos de alta confiabilidade, cujas falhas podem ser
desprezadas no presente estudo. Todos estão localizados na parte residente do equipamento,
conforme mostrado na figura 3.12.
24
HUB
Figura 3.12 – Parte residente do equipamento onde estão instalados os
componentes passivos.
Os componentes e equipamentos ativos são aqueles que estão sujeitos a falhas,
necessitando de recuperação para reparo durante a vida útil. Para permitir a manutenibilidade
do sistema, estes componentes/equipamentos serão agrupados em módulos recuperáveis e
quando da compra do equipamento será adquirido um módulo reserva, conforme mostrado na
figura 3.13.
Figura 3.13 – Módulo recuperável para permitir a manutenção dos componentes que
sofrem desgaste durante a vida útil, tais como: atuadores, chokes, sistema de
controle, medidores de fluxo e aquisição de dados.
25
3.8.3 – Facilidades para prevenir e dissociar hidratos
O arranjo submarino terá as flexibilidades para: permitir a injeção contínua de
inibidores termodinâmicos e cinéticos para evitar a formação de hidrato em fluxo; inundar
áreas para prevenir a formação de hidrato quando da parada de produção; e viabilizar a
despressurização simultânea pelas extremidades de trechos dos dutos e equipamentos para a
dissociação do hidrato.
3.8.3.1 - Hidrato
São sólidos cristalinos com aparência de gelo ou neve que se formam normalmente
em altas pressões e baixas temperaturas. São resultantes da combinação das moléculas dos
componentes leves do gás natural com as moléculas da água. Estas se agrupam em torno das
moléculas do gás, formando uma espécie de cavidade que encapsula o gás.
Um dos problemas dos sistemas submarinos que transportam gás natural e líquido
extraídos do campo, tanto pelos dutos e equipamentos da coleta quanto da exportação, é a
formação de hidrato. No início da exploração offshore este problema não era detectado em
função das baixas pressões das plantas e sistemas de exportação. Com a expansão da
exploração em campos cada vez mais profundos, as pressões aumentaram e surgiram
bloqueios nos dutos provocados por substâncias com aparência de gelo, que ocorrem em
temperaturas acima da cristalização do gelo[6].
3.8.3.2 - Maneiras de inibir
Pessoas que vivem em clima frio estão acostumadas com métodos para inibir a
formação de gelo. Durante o inverno é comum espalhar sal pelas calçadas e estradas para
remover o gelo. Em aeroportos é comum envolver, antes da decolagem, as partes móveis da
aeronave com uma névoa de spray que é formada por uma solução de glicol.
Solventes tais como álcool e glicol são conhecidos como inibidores da formação de
hidrato. É importante notar que eles não previnem a formação de hidrato e sim mudam a
temperatura e pressão de formação do hidrato. A simples presença de um inibidor não
significará que o hidrato não irá se formar. O inibidor deve estar presente em concentrações
26
mínimas que, depois de calculadas, devem ser mantidas pelo sistema submarino durante o
escoamento do fluido.
3.8.3.3 – Maneiras de evitar
A maneira de evitar a formação de hidrato é utilizar uma unidade de secagem de
glicol na UEP para a desidratação do gás natural. Este processo é largamente utilizado para a
secagem do gás exportado e para o gás lift, não sendo possível utilizá-lo na coleta dos poços
com fluido multifásico ou gás natural. Consiste na remoção da água presente no gás natural,
e, se não existe água, é impossível a formação de hidrato. Existem outras razões para a
eliminação da água: removendo a água do gás se reduz o risco de corrosão interna nos dutos
e ocorre aumento da eficiência do escoamento devido à redução da perda de carga no
sistema.
3.8.3.4 - Maneiras para dissociar
Uma vez formado o hidrato, a maneira utilizada nos sistemas submarinos para
dissociar é a redução da pressão do trecho onde ocorre o bloqueio. Quando a pressão é
reduzida, o hidrato não mais permanece estável. Esta técnica não é instantânea, leva-se algum
tempo para dissociar o hidrato. Para realizar este procedimento alguns cuidados devem ser
tomados:
-
Despressurizar a região bloqueada simultaneamente pelas extremidades. As
pressões em ambos os lados devem ser mantidas próximas para evitar
movimento significativo do plug de hidrato;
-
Não sendo possível a despressurização pelos dois lados da tubulação, a
pressão quando aliviada por apenas um lado deve ser realizada
controladamente. Primeiro, diminuindo a pressão para permitir a dissociação
do hidrato e fechando o alívio. Na seqüência, a pressão irá aumentar,
necessitando de nova queda até a desobstrução do duto. Seguindo este
método, o hidrato será dissociado sem risco de ocasionar incidente, pois a
rápida descompressão com alívio contínuo pode tornar o plug de hidrato um
projétil, figura 3.14.
27
Figura 3.14 – Plug de Hidrato sendo retirado do Gasoduto
3.8.3.5 – Dissociação do plug de hidrato aplicando calor
A dissociação do plug de hidrato aplicando calor pode ser viabilizada colocando-se
uma resistência elétrica ao longo do duto. Apesar de viável, não é utilizada nos sistemas
submarinos. É caro e de alto risco, caso o aquecimento seja realizado no meio do plug de
hidrato, haverá a liberação de gases e como conseqüência um aumento localizado de pressão
que pode provocar o rompimento do duto.
3.8.4 - Facilidades para prevenir e remover parafina
3.8.4.1 –Parafina
Os fluidos de hidrocarboneto são produzidos a partir de um reservatório e neste
processo esfriam e sofrem mudanças de pressão. Como uma das conseqüências deste
esfriamento e diminuição de pressão, os componentes do óleo com elevado peso molecular
têm o potencial de precipitar como sólidos. Entre estes se encontram os saturados ou
parafinas, que podem se cristalizar provocando uma série de problemas operacionais no
sistema de produção ou exportação. A grande maioria das parafinas se cristalizará no óleo,
influenciando o comportamento do escoamento de baixa temperatura, resultando em
dificuldades de bombeamento e novas partidas. Outra questão importante, especialmente nos
dutos de escoamento do sistema submarino, é a deposição de parafinas nas paredes das
28
tubulações. Essas deposições, caso ocorram, precisarão ser removidas periodicamente para
evitar perdas de carga e obstruções que provocam perdas de produção ou até mesmo
inutilizam o duto.
3.8.4.2 - Maneiras de inibir
Em sua forma simples, todos os problemas relacionados com parafina poderiam ser
evitados se o fluido e as superfícies em contato com os fluidos pudessem ser mantidos acima
da TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais). Portanto, as condições para este
início de cristalização devem ser determinadas. A temperatura inicial pode variar de –7oC, no
caso de condensados, até mais de 60 oC, no caso dos óleos parafínicos. Nos sistemas
submarinos é impraticável manter a temperatura alta o suficiente para evitar a formação de
parafina. Ao longo do tempo a produção diminui e menores temperaturas ocorrem no
sistema. É boa prática de engenharia determinar os locais e com que taxa haverá
deposição[7].
3.8.4.3 – Maneiras de remover
Bloqueios totais devidos exclusivamente à deposição de parafinas são raros, e quando
ocorrem, são provocados por ações corretivas indevidas. Nos sistemas submarinos o local
mais provável de formação é na chegada do duto na plataforma. A redução de área do duto é
gradativa e permite ações corretivas que minimizam o impacto na produção. O
gerenciamento contínuo da perda de carga no duto permite estabelecer critérios para a
desobstrução mecânica do duto através da passagem de PIG, figura 3.15.
29
PIG
PARAFINA
Figura 3.15 – Remoção parafina do duto através da passagem de PIG.
3.9 – Principais modos de falhas de um arranjo submarino
Os modos de falha tratados no presente estudo estão relacionados às falhas
operacionais que provocam impacto no resultado do negócio, não ocasionando incidentes ou
acidentes que podem colocar em risco as pessoas, o meio ambiente e as instalações. As
melhorias para diminuir as falhas operacionais e a rápida capacidade de restabelecer a
operação implicam no aumento da flexibilidade operacional e conseqüentemente em maiores
investimentos.
As estratégias para garantir a disponibilidade dos sistemas durante a vida útil, quando
relacionadas às falhas dos componentes e equipamentos, não serão abordadas no presente
estudo, pois já foram estudadas e são aplicadas quando da elaboração do projeto [8].
3.9.1 – Falhas e modos de falha
A falha de um componente ou sistema é definida como o encerramento de sua
capacidade em executar a função requerida dentro das premissas estabelecidas pelo projeto.
Modo de falha é o efeito pelo qual se observa a falha. Os componentes e sistemas possuem
uma ou mais funções. Um modo de falha é portanto definido como o não cumprimento de
uma destas funções. É a manifestação de como é vista a falha. Por exemplo, um duto pode
apresentar muitos modos de falha: bloqueio; vazamento para o meio externo; restrição parcial
30
do fluxo. No caso do modo de falha “vazamento para o meio externo”, o rompimento do duto
pelo uso de pressões de operação acima da máxima de projeto do duto é a causa da falha.
As falhas podem ser repentinas (como a obstrução do duto ao iniciar o escoamento)
ou graduais (a obstrução gradual do escoamento pela formação de parafina nas paredes do
duto). No caso de falhas graduais, deve ser claramente definido o que deve ser considerado
uma falha (um fluido com alta viscosidade que não consegue escoar pelo duto não pode ser
considerada uma falha do sistema submarino). As falhas podem ainda ser classificadas como
reveladas (ou evidentes) e não reveladas (ou ocultas). No presente estudo os sistemas
submarinos possuem a aquisição de dados para a monitoração constante do processo que
permite a identificação imediata da falha (falha revelada).
3.9.2 – Flexibilidade e redundância
As flexibilidades operacionais e as redundâncias de um sistema submarino garantem a
habilidade de restabelecer rapidamente o escoamento após a falha. Apesar de cumprirem a
mesma função dentro do arranjo submarino, as flexibilidades operacionais são facilidades
para a realização de ações preventivas e corretivas quando da ocorrência de anomalias
durante o escoamento ou na interrupção do mesmo. Como exemplo pode-se citar: a injeção
contínua do inibidor de hidrato em pontos propícios para a formação de hidrato; e a
despressurização do duto pelas extremidades para permitir a dissociação segura do hidrato.
As redundâncias, que aumentam a complexidade do sistema submarino, compensam a
conseqüente diminuição da confiabilidade, disponibilizando parte dos componentes com
redundância ativa e redundância a frio. Na prática, um grande número de fatores pode reduzir
significativamente a confiabilidade dos sistemas redundantes. Na realidade, estes fatores
determinam a confiabilidade que pode ser conseguida. Para os sistemas com redundâncias
ativas, falhas de causa comum e fenômenos de sobrecarga quando da falha de um dos
componentes, são as principais preocupações. Para a redundância a frio, falha dos
chaveamentos e dos componentes reservas, quando ativados, são as principais preocupações.
As redundâncias operacionais do sistema submarino em estudo estão viabilizadas
pelo aumento da capacidade do escoamento que permite direcionar os poços para o duto de
escoamento desejado.
31
3.9.3 – Principais modos de falhas operacionais
3.9.3.1 – Bloqueio parcial ou total do duto de produção entre ANM e coletor (manifold),
incluindo header de produção do coletor.
O arranjo submarino com o coletor (manifold) próximo aos poços evita a formação de
parafina no coletor (manifold) e no duto de produção entre a ANM/coletor. A quantidade de
água produzida durante a vida útil do campo aumenta, tornando-se necessário prever
flexibilidades para prevenir e dissociar o hidrato durante as paradas de produção, conforme
mostrado na tabela 3.1.
Tabela 3.1 – Bloqueio total ou parcial do duto de produção poço/ manifold
Ações
Modo de falha
Causa
Redundância
Flexibilidade
Bloqueio do escoamento
depois da parada de
produção
Facilidades para injetar
Plug de hidrato
NA
no duto
inibidor e despressurizar o
duto pelas extremidades
NA - Não aplicável.
3.9.3.2 – Bloqueio parcial ou total dos dutos anular entre ANM e coletor (manifold), incluindo
o header de gas lift.
Os arranjos submarinos com manifolds que disponibilizam o gas lift para a elevação
artificial secundária, possuem chokes submarinos individualizados para os poços. Mesmo
sendo o gás desidratado na plataforma, existe uma significativa queda de pressão nos chokes
que podem provocar a formação de hidrato, conforme mostrado na tabela 3.2.
32
Tabela 3.2 – Bloqueio total ou parcial do duto anular poço/ manifold
Ações
Modo de falha
Causa
Redundância
Flexibilidade
Facilidades para injetar
Bloqueio do gas lift com o Plug de hidrato
poço em operação.
NA
no duto
inibidor e despressurizar o
duto pelas extremidades
NA – Não aplicável.
3.9.3.3 – Bloqueio parcial ou total dos módulos de produção
É a parte recuperável do equipamento composta pelos componentes ativos conforme
mostrado na figura 3.13. Apesar de permitir a manutenção, não viabiliza a passagem de PIG
de limpeza, conforme mostrado na tabela 3.3.
Tabela 3.3 – Bloqueio parcial ou total dos módulos de produção
Ações
Modo de falha
Causa
Redundância
Flexibilidade
Diminuição do
escoamento por
perda de carga
Formação de
NA
hidrato no módulo
Injeção de inibidor
NA - Não aplicável.
3 .9.3.4 - Bloqueio parcial ou total dos dutos de importação entre o manifold e a UEP
É o modo de falha que mais impacta o escoamento. Sofre a influência direta do tipo
de fluido que está sendo escoado, sendo necessária à utilização de subsistemas e
componentes redundantes para garantir o escoamento, além das flexibilidades para manter o
fluido atendendo às premissas para o escoamento, conforme mostrado na tabela 3.4.
33
Tabela 3.4 – Bloqueio parcial ou total dos dutos de importação entre o manifold e a UEP
Ações durante a fase de projeto
Modo de falha
Causa
redundância
flexibilidade
Diminuição do
escoamento por
perda de carga
Formação de
hidrato no duto
Formação de
parafina no duto
NA
Injeção de inibidor
NA
Facilidade para passar PIG
Bloqueio do
Plug de hidrato no
Prever duto
Facilidade para
escoamento
duto
alternativo
despressurizar
NA - Não aplicável.
3 .9.3.5 - Bloqueio parcial ou total dos dutos de gas lift entre a UEP e o coletor
A desidratação do gás na plataforma minimiza a formação de hidrato no duto, porém
o descontrole da planta de secagem do gás e a entrada de água provocada por falha humana
ou de equipamento, podem provocar o aparecimento de hidrato no duto, conforme mostrado
na tabela 3.5.
Tabela 3.5 – Bloqueio parcial ou total do duto de gas lift manifold/UEP
Ações durante a fase de projeto
Modo de falha
Causa
redundância
flexibilidade
Diminuição do
escoamento por
perda de carga
Formação de
NA
hidrato no duto
Bloqueio do
Plug de hidrato no
escoamento
duto
NA
NA - Não aplicável.
34
Injeção de inibidor
Facilidade para
despressurizar
4 - CONCEITOS BÁSICOS DA ENGENHARIA DA CONFIABILIDADE
E PROGRAMA PARA ANÁLISE DO ESCOAMENTO
A análise da continuidade operacional dos sistemas submarinos aplicando técnicas de
confiabilidade está se tornando cada vez mais importante na atividade upstream offshore para
evitar lucros cessantes, prováveis multas, passivos ambientais e custos operacionais
provocados pelas intervenções [9]. O desafio básico dos envolvidos na elaboração dos
arranjos é entender a grande variedade de circunstâncias operacionais e ambientais às quais o
sistema estará sujeito durante a vida útil, para tentar antecipar situações que permitam
implementar melhorias na fase de projeto, minimizando os incidentes durante as fases de
instalação, interligação dos dutos, operação, intervenção e manutenção.
Os conceitos da confiabilidade aplicados neste estudo estão voltados para os riscos de
descontinuidade operacional dos sistemas submarinos. Os impactos destes riscos são
imprevisíveis e a melhor forma de minimizá-los é tomar precaução durante as fases de
seleção das empresas prestadoras de serviço, projeto, fabricação e operação.
Apesar do estudo da confiabilidade envolver análise utilizando a curva da banheira,
mortalidade infantil, eventos aleatórios agindo como causas de risco, no presente estudo
considera-se que estes fatores já foram analisados e a arquitetura dos equipamentos e sub
sistemas, prevendo as redundâncias necessárias, serão incorporadas sem questionamento. O
foco será os potenciais riscos criados quando do uso do sistema durante a vida útil.
As descontinuidades operacionais ocorridas pelo uso do sistema independem da idade
de seus componentes e sub sistemas. Em geral, são causadas por falhas humanas e mudanças
no processo que não foram previstas no projeto escolhido para ser implantado, tais como:
aparecimento de novos componentes no fluido escoado (areia, água, H2S e CO2) e mudança
das variáveis de processo (pressão e temperatura).
A necessidade do cálculo da indisponibilidade para cada arranjo proposto durante a
fase conceitual do EVTE, está na dificuldade dos envolvidos na elaboração dos arranjos
submarinos justificarem a melhor escolha baseada na experiência adquirida. Os altos
investimentos, aliados à dificuldade em visualizar a baixa performance do sistema durante a
35
vida útil tendem para a escolha que disponibiliza a menor flexibilidade operacional. O
arranjo submarino com pouca flexibilidade, mesmo com todos os componentes,
equipamentos e subsistemas operando dentro das premissas de projeto, quando impactados
por mudanças do processo pode necessitar de longos períodos de parada operacional.
4.1 – Técnicas de análise de sistemas
O método mais eficaz para eliminar ou reduzir as perdas por paradas operacionais
relacionadas ao processo, que provocam baixa performance do escoamento, é identificar os
mecanismos que provocam as paradas. A habilidade para identificar requer uma análise
compreensiva e lógica do sistema em estudo, focando como ele opera e as limitações de suas
flexibilidades, seus componentes, equipamentos e sub sistemas. Mesmo utilizando-se
especialistas com grande conhecimento técnico, existe o risco de módulos de falhas críticas
passarem despercebidos. Para o sucesso do projeto é determinante elaborar os arranjos
aplicando um processo formal que estabeleça o uso de uma metodologia e prever um tempo
para uma ampla discussão técnica entre os especialistas, clientes e prestadores de serviço. A
seguir serão descritas as técnicas que serão utilizadas para viabilizar a metodologia proposta
[10].
4.1.1 – Análise de modos e efeitos de falhas (FMECA)
Esta ferramenta, cujo nome vem do inglês Failure Modes, Effects and Criticality
Analysis, tem por objetivo a identificação dos modos de falha, suas causas e efeitos,
permitindo identificação de pontos fracos no sistema. É uma técnica utilizada normalmente
em análises qualitativas de risco e segurança, e se baseia nos seguintes questionamentos:
Como pode um dado sistema falhar? (pode ocorrer mais de um modo de falha?).
Quais as causas da falha?
Qual o efeito de cada modo de falha?
Como pode o efeito do modo de falha ser classificado de acordo com a sua criticalidade?
(muito crítico, crítico, significativo, desprezível).
36
A análise de modos e efeitos de falhas será aplicada no presente trabalho como
partida para identificar e entender os mecanismos de falhas de processo do sistema
submarino em estudo e definir as necessidades das flexibilidades operacionais dos sistemas.
A classificação dos modos de falha é realizada de forma organizada, em uma tabela. Como o
objetivo final da metodologia aqui proposta não é a avaliação de segurança /riscos, mas sim a
avaliação do impacto provocado na disponibilidade do sistema submarino quando da
ocorrência de problemas operacionais, a tabela será adaptada para que os efeitos dos modos
de falha sejam classificados conforme suas conseqüências sobre o sistema. Ou seja, efeitos
sobre a produção (associados à interrupção do fluxo por motivos operacionais):
-
Muito crítica – interrupção total da produção; impossibilidade de realizar
manobras para desobstrução dos dutos;
-
Crítica – interrupção da produção de um ou mais poços; impossibilidade de
realizar manobras para a desobstrução dos dutos;
-
Significativa – Impossibilidade de otimizar o fluxo; impossibilidade de operar
componentes
devido
a
problemas
operacionais
(impossibilidade
de
movimentar a válvula); impossibilidade de aquisição de dados de pressão e
temperatura;
-
Desprezível – efeito que possa ser desconsiderado na análise.
Caso um módulo de falha tenha mais de uma conseqüência, com criticalidades
diferentes, deve ser a ele atribuída a classificação mais severa. Por exemplo, caso um modo
de falha tenha como conseqüência a paralisação do fluxo em um poço ou mais poços
(crítico), e acabe provocando a paralisação de todos os poços (muito crítica), este item deverá
ser classificado como muito crítico.
A tabela 4.1 apresenta a organização dos dados da FMECA de sistemas submarinos.
37
Tabela 4.1 – proposta organização dos dados
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema:
o
N
Preparado por:
Modo de
Local
falha
Causas
prováveis
Modo de
Detecção
Data:
Efeitos sobre
Produção
Criticalidade
Sub – Sistema:
Comentários
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
4.1.2 - Estimativa dos tempos médios para restabelecer o fluxo
O presente trabalho adaptará os conceitos da confiabilidade voltados para a análise da
manutenção corretiva dos sistemas. Considerações necessitam ser feitas pois, durante as
paradas de produção provocadas por problemas operacionais, os equipamentos e
componentes do sistema submarino ficam disponíveis para operação e o fluxo é restabelecido
através de procedimentos operacionais.
Normalmente, numa análise quantitativa de reparo de processos e seguindo a
definição da manutenibilidade, os tempos de reparo variam em função das circunstâncias das
falhas. O MTTR depende do tipo de sistema, da habilidade da equipe responsável pelo
reparo, do tempo para diagnóstico das causas da falha, da disponibilidade de sobressalentes e
de uma série de outros fatores.
O MTTR dos equipamentos submarinos de produção de petróleo, dependendo do
problema a solucionar, pode incluir: inspeção do equipamento submarino; contratação da
embarcação de intervenção; instalação de equipamentos a bordo da embarcação de
intervenção (ou mesmo modificações na embarcação); estratégia de manutenção e finalmente
o transporte/deslocamento [8].
O MTTR das descontinuidades operacionais utilizadas no presente estudo,
dependendo do problema a solucionar, inclui: características do sistema; flexibilidades
38
operacionais; habilidade da equipe; diagnóstico do problema; e disponibilidade para
intervenção.
4.1.3 - Árvores de falhas
A análise por árvore de falhas é um processo dedutivo que, partindo de um evento
indesejado pré-definido, denominado evento topo, busca as possíveis causas de tal evento. A
árvore de falhas consiste na tradução de um sistema físico em um diagrama estruturado de
modo que certas causas combinadas de forma lógica levam à ocorrência de um evento topo
de interesse. Esta ferramenta permite uma análise qualitativa e quantitativa do sistema. A
construção da árvore viabiliza uma melhor visualização e entendimento das potenciais fontes
de falhas que permitem melhorias no projeto para eliminá-los e calcular a indisponibilidade
do sistema em questão. A construção da árvore de falhas é baseada na utilização de símbolos
gráficos que representam os eventos e as conexões entre os eventos. Estas conexões são
denominadas portões lógicos. Na tabela 4.2 encontram-se os símbolos mais comumente
utilizados, cujas definições são apresentadas a seguir:
-
Portão OU: indica que o evento de saída ocorre se pelo menos um dos eventos
de entrada ocorre;
-
Portão E: evento de saída ocorre se todos os eventos de entrada ocorrem;
-
Portão K-de-N: evento de saída ocorre se pelo menos K dos N eventos de
entrada ocorrem;
-
Portão de inibição: evento de saída que ocorre somente se a entrada
condicional for satisfeita;
-
Evento intermediário: evento que resulta da combinação de outros eventos;
-
Evento básico: evento que não requer desenvolvimento (desdobramento em
outras causas de falha);
-
Evento não desenvolvido: evento não desenvolvido devido à falta de interesse
ou à falta de informações;
-
Transferência para fora: indica que a árvore de falhas continua sendo
desenvolvida no ponto (outra página, por exemplo) onde se encontra o
símbolo de transferência para dentro correspondente;
39
-
Transferência para dentro: recebe um pedaço de árvore de falha desenvolvido
em
outro
local
(onde
haverá
o
símbolo
transferência
para
fora
correspondente).
Tabela 4.2 – Simbologia para construção de árvore de falha
K-N
PORTÃO OU
PORTÃO E
PORTÃO K de N
FALHA DE
SAIDA
ENTRADA
CONDICIONAL
EVENTO
INTERMEDIÁRIO
EVENTO
BÁSICO
FALHA DE
ENTRADA
PORTÃO DE INIBIÇÃO
EVENTO NÃO
DESENVOLVIDO
TRANSFERÊNCIA
PARA FORA
TRANSFERÊNCIA
PARA DENTRO
Uma informação importante que é obtida com esta técnica é a identificação dos
cortes, sendo definido o corte como um conjunto de eventos básicos cuja existência
simultânea implica na ocorrência do evento topo. Um corte é denominado corte mínimo
quando nenhum de seus eventos básicos pode ser eliminado, sem que o conjunto perca a
propriedade de levar à ocorrência do evento topo.
40
Esta ferramenta permite estruturar o arranjo submarino para identificar as causas das falhas
que combinadas levam ao arranjo topo de interesse. Na prática, fica fácil aplicar a ferramenta
em função da existência de apenas dois eventos topo que podem ser representados por
sistemas físicos distintos dentro do mesmo arranjo submarino. O primeiro ligado ao evento
topo que paralisa 100% do escoamento, que é identificado pelo diagrama que representa os
componentes e equipamentos a jusante do manifold. A figura 4.3 mostra o diagrama que
analisa os componentes e equipamento a jusante do manifold do arranjo da figura 3.1. O
segundo, ligado ao evento topo que paralisa um ou mais poços, sendo identificado pelo
diagrama que analisa os componentes e equipamentos à montante do manifold e o próprio
manifold. A figura 4.4 mostra o diagrama que analisa os componentes e equipamento a
montante do manifold (inclusive) do arranjo da figura 3.1. O presente trabalho tem como
interesse analisar as falhas operacionais provocadas pela presença de líquidos, hidratos e
parafinas que estão presentes em ambos os diagramas, não sendo escopo as análises
qualitativas e quantitativas do sistema completo, que devem ser realizadas quando da
elaboração de um projeto de escoamento submarino.
41
SISTEMA SUBMARINO NÃO ESCOA
100% PARADO
OR
Falha
primária
residente
Falha
Sistema
controle
Falha
comunicação
Falha
elétrica
OR
Falha
hidráulica
Hidrato
Ruptura
duto
OR
Corrosão
Ruptura
umbilical
Falha
alimentação
Parafina
Fatores
externos
AND
Falha
cabo canal
A
Dutos
Falha
conexão
Bloqueio
header de
exportação
Header
dimensionamento
OR
Falha
cabo canal
B
Ruptura
umbilical
Falha
HPU
OR
OR
Ruptura
umbilical
Falha
Modem
Mangueiras
alta
Mangueiras
baixa
AND
AND
AND
Falha cabo
canal A
Falha cabo
canal B
A
B
C
Figura 4.3 – Sistema Submarino da figura 3.1 100% Parado
42
D
SISTEMA SUBMARINO
1 POÇO PARADO
OR
Falha
barreiras
segurança
Falha
Módulo
produção
Falha
controle
poço
Falha
conector
M. prod.
Falha
umbilical
poço/manif
Bloqueio
duto
poço/manif
Falha
conectores
Falha
conector
poço
Falha
SCM
OR
OR
Parafina
Falha
DHSV
Falha
válvula
master
Hidrato
Ruptura
duto
Falha
válvula
wing
Corrosão
Fatores
externos
OR
Falha
alinhamento
produção
Falha
choke
produção
Falha
alinhamento
gas lift
Falha
choke
gas lift
Falha
alinhamento
serviço
Figura 4.4 – Sistema Submarino da figura 3.1 com um Poço Parado
43
Falha
Inj.
química
4.1.4 – Disponibilidade
É a capacidade do sistema (sob combinação dos aspectos de confiabilidade,
manutenibilidade e flexibilidade operacional) executar as funções estabelecidas nas
premissas de projeto, em um instante de tempo ou por período de tempo determinado. A
disponibilidade pode ser dividida em categorias. A disponibilidade instantânea ou pontual
denota a probabilidade de que o item funcione com sucesso no instante em que for solicitado
(no instante de tempo t).
Para um componente que não possa ser reparado, a disponibilidade iguala-se à
confiabilidade. A disponibilidade instantânea é mais aplicada a sistemas de proteção ou
barreiras de segurança. O sistema de produção que está sendo tratado no presente estudo
utiliza o conceito de disponibilidade média. A disponibilidade média em determinado
período de tempo T é a fração do período durante o qual o componente funciona com
sucesso. Agora pode-se introduzir o conceito da indisponibilidade que é a probabilidade do
sistema estar no estado falho, aguardando reparo ou procedimentos operacionais para
restabelecimento das premissas de projeto, em um instante de tempo ou por um período de
tempo determinado. É o complemento da disponibilidade.
4.1.5 – O simulador de escoamento multifásico transiente OLGA
O programa foi desenvolvido para simular escoamento de fluxo bifásico (gás e
líquido) transiente. É executado em ambiente Microsoft Windows e a construção da malha de
escoamento é feita representando os comprimentos dos dutos, diâmetros os acidentes que
provocam perda de carga e a elevação batimétrica da rota dos dutos. O programa possui
várias opções de análise: Perda de carga; líquido dentro do duto; e o transiente do fluxo
quando afastado do regime devido a uma perturbação do sistema.
Este simulador é utilizado geralmente na fase final do dimensionamento de sistemas
de escoamento multifásico, notadamente para verificação de situações especiais do tipo,
determinação do isolamento térmico de modo a evitar a formação de hidratos durante os
transientes resultantes do fechamento dos dutos. Uma outra situação é o fenômeno conhecido
44
com golfada severa, onde devido à intermitência da produção associada à geometria
desfavorável do sistema, poderá causar impactos de vulto nas instalações de superfície.
45
5 – METODOLOGIA PARA AVALIAR ARRANJOS SUBMARINOS
Neste capítulo será apresentada a metodologia para a avaliação dos arranjos
submarinos baseada na comparação da eficiência operacional que permitirá a escolha da
opção que resulte no melhor valor agregado para o projeto.
5.1 – Definição da estratégia de exploração do campo
A primeira etapa a ser cumprida é a definição de como o campo será explorado. Com
os dados do reservatório, da localização geográfica, das facilidades disponíveis na área e da
demanda de mercado, se define a estratégia que é o insumo para a elaboração das propostas
de arranjos submarinos.
5.2 – Escopo, fronteiras, hipótese e condição de contorno do estudo
Escopo: Apresenta os pontos abordados pela análise que define objeto do estudo. Em
função da complexidade do tema, os pontos não analisados devem ser mencionados para
ficar claro o foco da questão;
Fronteiras: Define os limites e interfaces com o resto do sistema, mostrando a região de
interesse para o estudo;
Hipóteses: fixa os eventos topo indesejáveis para a análise dos diferentes sistemas;
Condição de contorno: informa as condições sob as quais o estudo pode ser aplicado. É
importante definir o processo para garantir que a análise seja realizada dentro das
condições estabelecidas pelo estudo.
5.3 – Descritivo dos sistemas
Para cada arranjo proposto são apresentados o layout e o descritivo com as principais
características do escopo da análise.
46
5.4 – Análise de modos e efeitos das falhas
Aplicando a ferramenta da confiabilidade FMECA se definem os modos de falhas e
suas causas e efeitos para a proposição das flexibilidades operacionais de cada arranjo.
5.5 – Determinação da freqüência e dos tempos médios das intervenções para
restabelecer as variáveis de processo antes da ocorrência das falhas operacionais
O desafio é corrigir as variáveis de processo antes da ocorrência da falha operacional
e para atender a esta premissa, o arranjo submarino possui as flexibilidades e redundâncias,
que permitem, através de procedimentos, restabelecer a condição operacional do escoamento.
Em função da quantidade de flexibilidades e redundâncias, o tempo para restabelecer o fluxo
varia para cada arranjo.
A freqüência das intervenções no presente estudo não está relacionada às taxas de
falhas dos componentes e sim às falhas operacionais relacionadas com as condições do
escoamento. Existem três fases distintas:
1.
No início da operação do campo, observa-se uma maior freqüência de falhas
ocasionadas pelo desentrosamento dos operadores com as características do
processo e pela dificuldade de limpeza dos dutos quando da conexão dos
equipamentos;
2.
Terminada a interligação dos poços, as falhas passam a ser raras e ocorrem
devido às falhas humanas ou fatores externos ao processo, tais como
descontrole das variáveis de processo para a secagem do gás;
3.
A diminuição gradativa do fluxo e a mudança da composição do fluido
escoado aumenta a freqüência das falhas operacionais, pois o sistema
submarino tem os dutos dimensionados para atender ao pico da produção.
47
5.6 – Identificação da necessidade de redundâncias
A identificação dos cortes mínimos que interferem na continuidade operacional
durante a correção das falhas operacionais é obtida através da árvore de falhas. O resultado
ajuda a definir as redundâncias do sistema submarino.
5.7 – Análise de sensibilidade
Para se afirmar quais arranjos podem ser utilizados, é necessário identificar a garantia
de retorno à condição operacional quando da ocorrência da falha operacional. O arranjo
viável, após o cálculo da indisponibilidade, deve ser escolhido levando-se em consideração
os demais fatores que influenciam no resultado final do negócio.
48
6 – ANÁLISE DE TRÊS OPÇÕES DE ARRANJOS SUBMARINOS
PARA APLICAÇÃO EM UM CAMPO DE GÁS
6.1 – Descrição do campo
Trata-se de um campo de gás não associado, situado a 150 km da costa em
profundidade de 500 metros. O gás possui condensado parafínico.
6.1.1 – Definição da estratégia de exploração do campo
Deve-se perfurar até 8 poços de gás e conectá-los a um coletor para posterior envio à
UEP. Na UEP, o gás é comprimido para ser transportado até a planta de tratamento em terra.
6.2 – Escopo, fronteiras, hipóteses e condições de contorno do estudo
-
Escopo: Analisar o sistema de coleta das 3 opções de arranjos submarinos que
estão mostrados nos apêndices A, B e C. A análise ficará limitada às
flexibilidades de cada sistema e às redundâncias para garantir a continuidade
operacional durante a realização dos procedimentos operacionais para
restabelecer o escoamento pleno do sistema;
-
Fronteiras: O estudo foca as falhas operacionais que provocam a interrupção
do escoamento, tanto na partida quanto em operação. Falhas dos
componentes/equipamentos e as políticas de manutenção para garantir a
manutenibilidade não serão analisadas neste estudo;
-
Hipótese – A interrupção do escoamento de um ou mais poços, até o sistema
100% parado pela presença de parafina ou hidrato, são os eventos
considerados como falhas operacionais. Resultam em prejuízos financeiros
sem colocar em risco o meio ambiente, as pessoas e os equipamentos, sendo
portanto as falhas estudadas nos sistemas em análise;
-
Condição de contorno –A análise está limitada aos dutos de coleta dos poços,
desde a interface com a ANM até os manifolds (inclusive), e destes até a
interface dos risers com a UEP;
49
6.3 – Descritivo dos sistemas
Os três arranjos descritos abaixo serão objeto do presente estudo:
-
Arranjo do apêndice A - Até 8 poços de gás serão interligados a dois
manifolds. Cada manifold possui um header de produção que está interligado
a um PLEM para permitir escoar o gás por um duto até a UEP. Um duto para
injeção de MEG de 6” (ID) e um de serviço 8” (ID), serão compartilhados
entre os manifolds;
-
Arranjo do apêndice B - Até 8 poços de gás serão interligados a dois
manifolds (cada manifold recebe 4 poços) que escoam independentes. Cada
manifold possui dois headers de produção que estão interligados a um PLEM
para permitir escoar o gás por dois duto até a UEP. Um duto para injeção de
MEG de 6” (ID) e um de serviço 8” (ID), serão compartilhados entre os
manifolds;
-
Arranjo do apêndice C - Até 8 poços de gás serão interligados a dois
manifolds. Cada manifold possui dois headers de produção que estão
interligados à UEP para permitir escoar o gás. Um duto para injeção de MEG
de 6” (ID) e um de serviço 8” (ID), serão compartilhados entre os manifolds;
O arranjo do apêndice A apresenta um menor custo de investimento para a
implantação do projeto, tendo como desvantagem a falta de redundância do duto de coleta
entre o manifold e a plataforma. O arranjo do apêndice B, apresenta como vantagem a
redundância do duto de coleta entre o manifold e a plataforma, que resulta em investimento
superior ao do apêndice A. Já o arranjo do apêndice 3, com os manifolds escoando
independentemente, permite uma grande flexibilidade operacional e conseqüentemente o
maior custo de investimento quando comparado com os outros arranjos. Com os dados
disponíveis acima e antes de aplicar a metodologia proposta neste trabalho, o arranjo do
apêndice A apresenta maior atratividade para ser implantado.
50
6.4 – Modos e efeitos das falhas
Os pontos críticos de cada arranjo para definição das flexibilidades, estão analisados
nas tabelas a seguir.
-
Tabelas 6.1 “A”; “B”; e “C” – Arranjo apêndice “A”;
-
Tabelas 6.2 “A”; “B”; e “C” – Arranjo apêndice “B”;
-
Tabelas 6.3 “A”; “B”; e “C” – Arranjo apêndice “C”.
A tabela 6.1 “A” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
entre o poço e o manifold do arranjo do apêndice A. Apesar de ser muito crítica a obstrução
por parafina, este item não preocupa devido à viabilidade de posicionar o manifold junto aos
poços, para garantir neste trecho a temperatura superior à TIAC.
o
Modo de
N
Local
01
Duto
entre
Obstrução
poço e
parcial
manifold
02
Duto
entre
Obstrução
poço e
parcial
manifold
03
Duto
entre
Obstrução
poço e
manifold
falha
Causas
prováveis
Modo de Efeitos sobre
Produção
Detecção
Parafina
Diminuição
Aumento
da perda de gradativa do
escoamento
carga
Hidrato
Diminuição
Aumento
da perda de gradativa do
escoamento
carga
Hidrato
Bloqueio
Criticalidade
Tabela 6.1 A – Arranjo Submarino do apêndice “A” (Análise Trecho Poço/Manifold)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice A
Subsistema: Poços/manifold
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
MC
Garantir
temperatura
S
Injeção
contínua de
inibidor
Interrupção
escoamento do C
poço
Alívio
pressão
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
51
A tabela 6.1 “B” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
manifold do arranjo do apêndice “A”. A falta da redundância para viabilizar a
despressurização bilateral prejudica a disponibilidade do arranjo para a dissociação de um
possível hidrato, pois necessitará de recurso externo. A temperatura superior à TIAC
continua sendo garantida pela curta distância entre os poços e o manifold.
No
04
05
Causas
prováveis
Modo de
Detecção
Efeitos sobre
Produção
Local
Modo de
falha
header
Obstrução
Parafina
parcial
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
header
Obstrução
Hidrato
parcial
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
Criticalidade
Tabela 6.1 B – Arranjo Submarino do Apêndice “A” (Análise Manifold)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice A
Subsistema: manifold
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
MC
Garantir
temperatura
S
Injeção
contínua de
inibidor
MC
Despressuriza
ção bilateral
06
header
Obstrução Hidrato
Bloqueio
Interrupção
escoamento dos
poços
07
Módulo
produção
Obstrução
Hidrato
parcial
Válvula de
alinhamento
travada
Impossibilidade
de otimização
D
escoamento do
poço
Alívio de
pressão
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
52
A tabela 6.1 “C” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
manifold/UEP do arranjo do apêndice “A”. Além da falta de redundância prejudicar a
disponibilidade do arranjo devido à necessidade de dissociar um possível hidrato utilizando
recurso externo, a passagem de PIG para a remoção de parafina também necessitará de
recurso externo para a remoção de parafina.
o
Modo de
Causas
prováveis
Modo de
Efeitos sobre
Produção
Criticalidade
Tabela 6.1 C – Arranjo Submarino do apêndice “A” (Análise Trecho Manifold/UEP)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice A
Sub – Sistema: manifold/UEP
Preparado por: Edson Labanca
Data:
N
Local
08
Duto entre
Obstrução
Parafina
manifold
parcial
UEP
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
MC Passagem PIG
09
Duto entre
Obstrução
Hidrato
manifold
parcial
UEP
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
C
Injeção
contínua de
inibidor
10
Duto entre
manifold Obstrução Hidrato
UEP
Bloqueio
MC
Alívio de
pressão
falha
Detecção
Interrupção
escoamento dos
poços
Comentários
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
53
A tabela 6.2 “A” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
entre o poço e o manifold do arranjo do apêndice “B”. Apesar de ser muito crítica a obstrução
por parafina, este item não preocupa devido à viabilidade de posicionar o manifold junto aos
poços, para garantir neste trecho a temperatura superior à TIAC. Um possível bloqueio por
hidrato não preocupa devido à disponibilidade da flexibilidade para despressurizar o trecho
pelos dois lados
o
Modo de
N
Local
01
Duto
entre
Obstrução
poço e
parcial
manifold
02
Duto
entre
Obstrução
poço e
parcial
manifold
03
Duto
entre
Obstrução
poço e
manifold
falha
Efeitos sobre
Modo
Causas
Produção
prováveis de Detecção
Parafina
Diminuição
Aumento
da perda de gradativa do
escoamento
carga
Hidrato
Diminuição
Aumento
da perda de gradativa do
escoamento
carga
Hidrato
Bloqueio
Criticalidade
Tabela 6.2 A – Arranjo apêndice “B” (Análise Trecho Poço/Manifold)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice B
Sub – Sistema: Poços/manifold
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
MC
Garantir
temperatura
S
Injeção
contínua de
inibidor
Interrupção
escoamento do C
poço
Alívio de
pressão
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
54
A tabela 6.2 “B” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
manifold, do arranjo do apêndice “B”. As flexibilidades para a passagem de PIG pelos
headers e para a despressurização bilateral permitem realizar estas operações através de
procedimentos operacionais
N
Local
Criticalidade
Tabela 6.2 B – Arranjo Submarino do Apêndice “B” (Análise Manifold)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice B
Sub – Sistema: manifold
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
04
header
Obstrução
Parafina
parcial
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
C
Garantir
temperatura
05
header
Obstrução
Hidrato
parcial
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
C
Injeção
contínua de
inibidor
06
header
Obstrução
Hidrato
1 header
Bloqueio
Interrupção
escoamento dos
poços
C
Alívio de
pressão
07
Módulo
de
produção
Perda
parcial
produção
do poço
Válvula de
alinhamento
do módulo de
produção
travada
Impossibilidade
de otimização
D
escoamento do
poço
Alívio de
pressão
o
Modo de
falha
Causas
prováveis
Hidrato
Modo de
Detecção
Efeitos sobre
Produção
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
55
A tabela 6.2 “C” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
manifold/UEP do arranjo do apêndice “B”. As flexibilidades para a passagem de PIG pelos
headers e para a despressurização bilateral permitem realizar estas operações através de
procedimentos operacionais
Tabela 6.2 C – Arranjo Submarino do apêndice “B” (Análise Trecho Manifold/UEP)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
o
Modo de
Causas
prováveis
Preparado por: Edson Labanca
Modo de
Efeitos sobre
Produção
N
Local
08
duto entre
Obstrução
Parafina
manifold
parcial
UEP
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
09
duto entre
Obstrução
Hidrato
manifold
parcial
UEP
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
10
01 duto
entre
manifold
UEP
Bloqueio
falha
Obstrução Hidrato
Detecção
Interrupção
escoamento dos
poços
Data:
Criticalidade
Sistema: Arranjo apêndice B
Sub – Sistema: Manifold/UEP
Comentários
C
Passagem PIG
C
Injeção
contínua de
inibidor
C
Alívio de
pressão
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
56
A tabela 6.3 “A” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
entre o poço e o manifold do arranjo do apêndice “C”. Apesar de ser muito crítica a obstrução
por parafina, este item não preocupa devido à viabilidade de posicionar o manifold junto aos
poços, para garantir neste trecho a temperatura superior à TIAC.
N
Local
Criticalidade
Tabela 6.3 A – Arranjo apêndice “C” (Análise Trecho Poço/Manifold)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice C
Sub – Sistema: Poços/manifold
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
01
Duto entre
Obstrução
Parafina
poço e
parcial
manifold
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
MC
Garantir
temperatura
02
Duto entre
Obstrução
Hidrato
poço e
parcial
manifold
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
S
Injeção
contínua de
inibidor
03
Duto entre
Obstrução
Hidrato
poço e
l
manifold
Bloqueio
C
Alívio de
pressão
o
Modo de
falha
Causas
prováveis
Modo de
Detecção
Efeitos sobre
Produção
Interrupção
escoamento do
poço
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
57
A tabela 6.3 “B” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
manifold, do arranjo do apêndice “C”. As flexibilidades para a passagem de PIG pelos
headers e para a despressurização bilateral permitem realizar estas operações através de
procedimentos operacionais praticamente sem prejudicar o escoamento, pois o arranjo possui
os manifolds independentes, interligados direto à UEP.
N
Local
Criticalidade
Tabela 6.3 B – Arranjo Submarino do Apêndice “C” (Análise Manifold)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice C
Sub – Sistema: manifold
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
04
header
Obstrução
Parafina
parcial
header
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
S
Garantir
temperatura
05
header
Obstrução
parcial 01 Hidrato
header
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
S
Injeção
contínua de
inibidor
06
header
Obstrução
Hidrato
01 header
Bloqueio
Interrupção
escoamento dos
poços
S
Alívio de
pressão
07
Módulo
de
produção
Perda
parcial
produção
do poço
Válvula de
alinhamento
do módulo de
produção
travada
Impossibilidade
de otimização
D
escoamento do
poço
Alívio de
pressão
o
Modo de
falha
Causas
prováveis
Hidrato
Modo de
Detecção
Efeitos sobre
Produção
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
58
A tabela 6.3 “C” analisa os modos e efeitos de falhas operacionais do subsistema
manifold/UEP do arranjo do apêndice “C”. As flexibilidades para a passagem de PIG pelos
headers e para a despressurização bilateral permitem realizar estas operações através de
procedimentos operacionais e conforme explicado anteriormente, praticamente não
provocam perturbações ao escoamento.
N
Local
Criticalidade
Tabela 6.3 C – Arranjo Submarino do apêndice “C” (Análise Trecho Manifold/UEP)
Análise de Modos, Efeitos e Criticalidade de Falhas - FMECA
Sistema: Arranjo apêndice C
Sub – Sistema: Manifold/UEP
Preparado por: Edson Labanca
Data:
Comentários
08
01 duto
entre
manifold
UEP
Obstrução
Parafina
parcial
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
S
Passagem PIG
09
01 duto
entre
manifold
UEP
Obstrução
Hidrato
parcial
Diminuição
Aumento da
gradativa do
perda de carga
escoamento
S
Injeção
contínua de
inibidor
10
01 duto
entre
manifold
UEP
Obstrução Hidrato
Bloqueio
S
Alívio de
pressão
o
Modo de
falha
Causas
prováveis
Modo de
Detecção
Efeitos sobre
Produção
Interrupção
escoamento dos
poços
Criticalidade: MC – Muito Crítico; C – Crítico; S – Significativo; D – Desprezível.
59
6.5 – Determinação dos tempos médios para restabelecer o fluxo após as falhas
operacionais e da freqüência de falhas
6.5.1 – Tempos médios para restabelecer o fluxo
A seguir, serão analisados e estimados os tempos médios para o restabelecimento do
fluxo após a ocorrência dos modos de falhas:
6.5.1.1 - Modos de falhas comuns a todos os arranjos:
-
Eliminação da água retida durante a interligação ou troca da ANM – Para
evitar a formação de hidrato, esta operação ocorrerá sempre que houver
interligação dos dutos entre a ANM e o manifold ou a troca da ANM. O tempo
estimado para executar o procedimento é de 2 dias;
-
Obstrução parcial por parafina no trecho entre a ANM e o manifold – Apesar
de ser muito crítica, pode ser evitada posicionando o manifold junto aos poços
para garantir, durante a vida do campo, a temperatura de escoamento acima da
TIAC. É premissa do projeto evitar a formação da parafina neste trecho;
-
Obstrução parcial por hidrato no trecho entre a ANM e o manifold, no header,
ou entre o manifold e a UEP – A injeção contínua do inibidor de hidrato
garante a correção desta falha com o sistema em operação;
-
Obstrução total por hidrato no trecho entre a ANM e o manifold – Caso
ocorra a obstrução do duto, o poço permanece com o escoamento paralisado
durante as manobras para eliminar a obstrução e a posterior limpeza do duto.
A despressurização pelas extremidades permite a dissociação do hidrato e a
posterior limpeza com MEG elimina a água que provocou a falha. O tempo
estimado para restabelecer a operação do poço é 3 dias;
-
Obstrução parcial por parafina no header do manifold – Como o manifold fica
próximo aos poços, pode ser adotada a mesma premissa da obstrução parcial
por parafina no trecho entre a ANM e o manifold;
-
Obstrução parcial por hidrato nas válvulas de alinhamento do módulo de
controle do manifold – A falha não permite o teste do poço e
60
conseqüentemente o escoamento não pode ser otimizado. O escoamento não é
interrompido e o procedimento para restabelecer a condição normal de
operação é realizado quando surge a oportunidade.
6.5.1.2 - Modos de falhas específicos do arranjo apêndice A:
-
Obstrução do header ou do duto entre o manifold e a UEP por hidrato – O
arranjo não consegue retornar à condição normal de escoamento apenas
realizando manobras operacionais e o manifold com um header tem o
escoamento interrompido durante os procedimentos de dissociação do hidrato.
O tempo para realizar o procedimento está estimado na tabela 6.4;
Tabela 6.4 -Tempo previsto da intervenção para dissociação de hidrato apêndice A.
SEMANA
RECURSO
1
2
3
4
5
6
Mobilização sonda
Despressurização
Limpeza/desmobilização
-
Obstrução parcial do duto entre o manifold e a UEP por parafina – A remoção
da parafina é viabilizada pela passagem de PIG de limpeza, que é executada
utilizando recurso externo. O escoamento é interrompido durante as manobras
para a passagem do PIG. O tempo para realizar o procedimento está estimado
na tabela 6.5;
61
Tabela 6.5 Tempo previsto da intervenção para remoção de parafina apêndice A.
RECURSO
1
2
SEMANA
3
4
5
6
Mobilização sonda
Limpeza/desmobilização
6.5.1.3 - Modos de falhas específicos dos arranjos do apêndices B:
-
Obstrução de 01 header ou de 01 duto entre o manifold e a UEP por hidrato –
O arranjo retorna à condição normal de escoamento realizando manobras
operacionais. Através do realinhamento das válvulas no manifold é possível
viabilizar a despressurização bilateral do trecho hidratado mantendo os poços
escoando pelo outro header. O tempo para realizar o procedimento está
estimado na tabela 6.6.
Tabela 6.6 - Tempo previsto da intervenção para dissociação de hidrato apêndice B.
SEMANA
RECURSO
1
2
3
4
5
6
Despressurização
Limpeza
-
Obstrução parcial de 1 duto entre o manifold e a UEP por parafina – A
remoção da parafina é viabilizada pela passagem de PIG de limpeza, que é
executada através de manobras operacionais. Durante a passagem do PIG o
escoamento é mantido alinhando todos os poços para o outro header. O tempo
para realizar o procedimento está estimado na tabela 6.7.
62
Tabela 6.7 - Tempo previsto da intervenção para remoção de parafina apêndice B.
SEMANA
RECURSO
1
2
3
4
5
6
Limpeza
6.5.1.4 - Modos de falhas específicos dos arranjos apêndices C:
-
Obstrução de 01 header ou de 01 duto entre o manifold e a UEP por hidrato –
O arranjo retorna à condição normal de escoamento realizando manobras
operacionais. Através do realinhamento das válvulas no manifold é possível
viabilizar a despressurização bilateral do trecho hidratado mantendo os poços
escoando pelo outros 3 headers. O tempo para realizar o procedimento está
estimado na tabela 6.8.
Tabela 6.8 - Tempo previsto da intervenção para dissociação de hidrato apêndice C.
SEMANA
RECURSO
1
2
3
4
5
6
Despressurização
Limpeza
-
Obstrução parcial de 1 duto entre o manifold e a UEP por parafina – A
remoção da parafina é viabilizada pela passagem de PIG de limpeza, que é
executada através de manobras operacionais. Durante a passagem do PIG o
escoamento é mantido alinhando todos os poços para os outros 3 headers. O
tempo para realizar o procedimento está estimado na tabela 6.9.
Tabela 6.9 - Tempo previsto da intervenção para remoção de parafina apêndice C.
SEMANA
RECURSO
1
2
3
4
5
6
Limpeza
63
6.5.2 - Freqüência de intervenções dos arranjos durante a vida útil
A freqüência das intervenções apresentada na tabela 6.10 é estimada baseando-se em:
análise da composição do fluido durante a vida útil; análise do escoamento do fluido
utilizando o programa Olga; e experiência operacional.
Tabela 6.10 – freqüência das intervenções
Intervenções durante a vida útil
Arranjo
Limpeza
Limpeza intervenção
PIG
apêndice
Interligação poços
poços
parafina
A
8
8
NC
B
8
8
40
C
8
8
14
NC - Não calculada; NN - Não necessita.
PIG
Remoção líquido
NC
NN
2555*
“*” - A partir do vigésimo terceiro ano.
6.5.3 – Interpretação da tabela 6.10
-
Limpeza após interligação dos poços – Após a interligação de cada poço, a
água entre a válvula de bloqueio residente na estrutura e a residente no MCV
precisa ser removida. Como os arranjos possuem as mesmas flexibilidades
operacionais (duto de serviço e injeção de MEG nos poços), o tempo gasto é
idêntico. Esta descontinuidade operacional pode não ocorrer se os poços
forem interligados antes da entrada em operação do manifold. No total, cada
arranjo pode ficar com um poço indisponível durante 16 dias;
-
Limpeza após intervenção dos poços – É esperada uma intervenção em cada
poço durante a vida útil do campo, o que significa que podem ocorrer até 8
intervenções. Como mencionado anteriormente, os arranjos possuem a mesma
flexibilidade e a retirada da água residual ocasionada pela intervenção dos
poços pode ficar com um poço indisponível até 16 dias;
-
PIG para remoção da parafina – Como está sendo escoado gás, apesar dos
diferentes gradientes de temperatura, os arranjos atingem a TIAC e equalizam
com a temperatura do meio ambiente (9 oC). Com os dados da variação de
64
vazão com o tempo de produção (apêndice “F” folha 87) e as características
do gás ( apêndice “F”, folha 90) é utilizado o programa Olga para definir o
gradiente da temperatura do escoamento e a velocidade superficial ao longo
do duto (apêndice “F”, folha 89). Com estes dados é possível estimar a
espessura de parafina ao longo do duto (apêndice “F”, folha 91) e a
quantidade acumulada ao longo do tempo (apêndice “F”, folha 92). Os dados
obtidos são conservadores, em função das incertezas que existe no estudo para
conhecimento do comportamento da formação de parafina no duto. No
presente trabalho, pode-se concluir que será necessário passar PIG com
freqüência no início da operação, para definir a real quantidade de parafina
acumulada e com isto, redefinir a freqüência da passagem de PIG durante a
vida útil do campo. Como existe a certeza da formação da parafina, ambos os
arranjos possuem as flexibilidades para a passagem de PIG e as redundâncias
para minimizar a descontinuidade do escoamento durante esta operação.
-
PIG para a remoção de líquido – A produção do gás diminui durante a vida do
campo. Isto significa que a velocidade do gás no duto diminui ao longo do
tempo, podendo chegar a valores que não possibilitem o arraste do
condensado acumulado no duto. A perda de carga aumenta e a partir de
determinado valor provoca golfadas que dificultam ou até inviabilizam o
escoamento. Para estudar este comportamento, é montada a malha do
escoamento utilizando-se com entrada os acidentes que provocam perda de
carga, os comprimentos dos trechos dos dutos entre os equipamentos do
arranjo e o perfil batimétrico do solo (apêndice “F”, folha 86). Com as
características do fluido escoado e a variação da vazão dos arranjos ao longo
do tempo (apêndice “F”, folha 87), é calculado, utilizando o programa Olga, a
quantidade de líquido acumulado no duto (apêndice “F”, folha 88).
Comparando os resultados com as características do fluido escoado e a
variação de vazão dos arranjos ao longo do tempo (apêndice “F”, folha 87),
pode-se determinar a freqüência da passagem de PIG para cada arranjo
durante a vida útil do campo. O arranjo do apêndice C, a partir do vigésimo
terceiro ano de produção, só consegue manter o escoamento removendo o
65
condensado a cada 2 dias (média). Isto implica na necessidade de
disponibilizar flexibilidade operacional para viabilizar a passagem de PIG nos
últimos sete anos de produção do campo.
6.6 – Conclusões da análise comparativa
Com os resultados obtidos pode ser concluído que, com as premissas e hipóteses do
estudo, todos os arranjos são tecnicamente viáveis. O arranjo submarino do apêndice A
(manifold com um duto de produção), devido à falta de redundância, resulta em alto custo
operacional e baixa disponibilidade. O arranjo do apêndice B (dois manifolds com 2 dutos de
produção) viabiliza as flexibilidades operacionais e redundâncias que minimiza a
indisponibilidade do escoamento. O apêndice C (dois manifolds independentes com 4 dutos
de produção), viabiliza as flexibilidades operacionais e redundâncias, necessitando passar
continuamente PIG de limpeza no final da vida útil.
O arranjo do apêndice A é mais sensível às falhas operacionais e no presente estudo
está descartado devido à necessidade de recurso externo para viabilizar as flexibilidades
operacionais (Passagem de PIG). O arranjo do apêndice C apesar de possuir maior
capacidade de escoamento tem como desvantagem, quando comparado com o arranjo do
apêndice B, a necessidade de passagem de PIG de limpeza nos últimos sete anos da vida útil.
Verifica-se então que os arranjos dos apêndices B e C devem ser analisados
economicamente, ficando a decisão da escolha para o que representar melhor retorno
financeiro.
66
7 – CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
7.1 - Conclusões
É proposta nesta dissertação uma metodologia para avaliação e seleção de sistemas
submarinos baseada na disponibilidade operacional. De forma resumida, as principais
conclusões seguem abaixo:
1. A atividade de exploração de campos de petróleo offshore não permite
mudanças no projeto após a instalação dos equipamentos. Esta característica
implica na necessidade de exaustivos estudos para entender o comportamento
do escoamento, que permitirão definir as necessidades das flexibilidades e
redundâncias operacionais que devem ser disponibilizados pelo projeto;
2. As falhas operacionais existem e independem da confiabilidade dos
equipamentos. Um sistema submarino pode ter baixa performance
operacional, ou até mesmo inviabilizar o escoamento, mesmo mantendo todos
os seus componentes e equipamento disponíveis;
3. A otimização do projeto para garantir a disponibilidade requerida do sistema,
depende do grau de conhecimento do campo. Quanto menores as incertezas,
menor será o custo do arranjo e maior será a disponibilidade operacional;
4. Os estudos para a escolha do melhor sistema submarino devem considerar: a
disponibilidade do escoamento viabilizada por cada arranjo submarino; a
arquitetura dos equipamentos para garantir a disponibilidade dos componentes
durante a vida útil; e a garantia da viabilidade de instalação dos equipamentos;
5. Visando garantir o gerenciamento e otimização do escoamento, um sistema
para a monitoração das variáveis de processo em tempo real, deve ser
disponibilizado na UEP,
6. Para comprovar a metodologia proposta na tese, o apêndice D analisa os dois
primeiros anos de operação de um sistema submarino instalado na Bacia de
Campos.
67
7.2 – Recomendações
Para garantir o retorno financeiro quando do desenvolvimento de um sistema de
produção offshore, é importante organizar o projeto conforme apresentado abaixo:
1. Criar um grupo multidisciplinar composto por todas as atividades envolvidas
com o projeto, desde o estudo de viabilidade técnica e econômica até o
abandono ao fim da vida útil;
2. Estudar o escoamento de forma integrada com o grupo que elabora os arranjos
submarinos, emitindo a base de projeto que serve de premissa para o
desenvolvimento do projeto básico;
3. Adquirir os principais componentes do arranjo submarino de fabricantes
especializados na fabricação de equipamentos submarinos;
4. Adotar a prática de consolidar as lições aprendidas com os projetos anteriores,
criando banco de dados para implementar as melhorias nos novos projetos.
68
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] VELDMAN, H. e LAGERS, G., 50 years offshore. Foundation for Offshore Studies,
Delft, 1997.
[2] FORMIGLI, J. e PORCIÚNCULA, S., “Campos Basin: 20 Years of Subsea and Marine
Hardware Evolution”, OTC 8489. In: Proceedings of the 29th Annual Offshore Technology
Conference, pp. 471-487, Houston, May 1997.
[3] EUTHYMÍOU, E. J., Metodologia para Testes Funcionais em Válvulas Submarinas. Tese
de M.Sc.,COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2001
[4] COELHO, E.J.J., CORREA, ºB., EUPHEMIO, M.L., ET AL., CURSO Introdutório sobre
Sistemas Remotos de Supervisão e Controle de Instalações Submarinas. Rio de Janeiro,
PETROBRAS/SEREC/CENSUB, 1989.
[5] HERDEIRO, M. A. N., Instalação de Sistemas Submarinos de Produção em Águas
Remotas. Tese de M.Sc., COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 1997.
[6] CARROLL, J. J., Natural Gas Hydrates: A Guide for Engineers. Gulf Professional
Publishing (USA), 2003.
[7] MONTESANTI, J. R. T., Garantia de Escoamento “PARAFINAS”. Programa Trainees
Petrobras – 2002.
[8] PAULO, C.A.S., Metodologia para seleção de manifolds submarinos baseada em custo do
ciclo de vida. Tese MSc., COPPE/UFRJ, Engenharia Oceânica, Rio de Janeiro, RJ, Brasil,
1999.
[9] GUEDES, S.L.T., Aplicação da Análise de Riscos nas Fases de Projeto de Sistemas
Submarinos de Produção de Petróleo. Tese de M.Sc., COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ,
Brasil, 1998.
[10] LEWIS E. E., Introduction to Reliability Engineeering. John Wiley & sons, Second
Edition,1996.
69
APÊNDICE A
Arranjo submarino com dois manifolds e um duto de coleta
70
APÊNDICE B
Arranjo submarino com dois manifolds e dois dutos de coleta
71
APÊNDICE C
Arranjo submarino com dois manifolds e quatro dutos de coleta.
72
APÊNDICE D
LIÇÕES APRENDIDAS: INTERLIGAÇÃO, PRÉ-OPERAÇÃO E PERFORMANCE
OPERACIONAL
D.1 - INTRODUÇÃO
O manifold de gas lift (MSGL), tem capacidade para conectar o anular de até 6
poços produtores. Possui ainda a flexibilidade para garantir a passagem de PIG, através do
anular e dutos de produção dos poços. Está posicionado a 19 km da UEP, na profundidade
de 1970 metros, onde em Dez/02 iniciou a operação. A configuração do arranjo submarino
permite a distribuição do gas lift para os seis poços, ficando os dutos de produção de cada
poço ligados individualmente à UEP, ver figura D.1.
Figura D.1 – Arranjo submarino do MSGL mostrando a interligação entre a UEP, MSGL e
os poços
73
D.2 – FILOSOFIAS ADOTADAS
O projeto seguiu a mesma filosofia adotada para os manifolds diverless
guidelineless que prioriza a instalação das flexibilidades operacionais na estrutura do
manifold e o controle multiplexado recuperável. O MSGL utiliza válvulas normalmente
abertas ou fechadas, para priorizar o gas lift dos poços, sem pressurizar os atuadores das
válvulas. Os chokes e o sistema de aquisição de dados estão instalados em módulos
recuperáveis que viabilizam a manutenibilidade e com isto garantem a disponibilidade das
flexibilidades operacionais estabelecidas nas premissas de projeto.
D.3 –DESENVOLVIMENTOS REALIZADOS
Além da qualificação de todos os componentes para atender à profundidade de 2000
metros, foi desenvolvido o PIG diverter, que permite direcionar o PIG para o poço
selecionado. Na área de aquisição de dados foi qualificado o medidor monofásico para, em
tempo real, disponibilizar a vazão de gás injetada em cada poço.
D.4 – ANÁLISE DOS EVENTOS RELACIONADOS AO SISTEMA SUBMARINO
Foram pesquisados os BDP (Boletim Diário de Produção) do período de 11/12/02 a
31/08/04 (Apêndice E). Os eventos estão em ordem cronológica iniciada por uma letra que
caracteriza a fase responsável pela geração da não conformidade. A tabela D.1 correlaciona
as letras com as respectivas fases.
Tabela D.1 (agrupamento das fases)
Tópicos Fases
A
Projeto
B
Interligação
C
Pré-operação
D
Operação
E
Outros
74
D.5 – FREQUÊNCIA DE PASSAGEM DE PIG E ACIONAMENTO DE VÁLVULAS
A longa distância do poço até a UEP resulta num escoamento com temperaturas
abaixo da TIAC, necessitando da constante passagem de PIG de limpeza para permitir a
remoção da parafina acumulada nos dutos de produção. A freqüência de passagem de PIG
pelos poços, foi levantada nos BDP do período acima e o resultado encontra-se na tabela
D.2.
Tabela D.2 – Freqüência de passagem de PIGs nos dutos dos poços
Período
Poço
Interligação
Início Operação
03
manifold
11/12/02
06
01
manifold
11/12/02
P-36
18
43
manifold
27/01/03
P-16
13
69
plataforma
P-09
31
33
plataforma
02/03/03
P-21
25
80
manifold
20/03/03
P-24
07
-
manifold
29/03/03
P-08
11
17
manifold
06/07/03
11/12/02 a
01/01/04 a
31/12/03
31/08/04
P-14
05
P-12
D.6 – ANÁLISE DAS NÃO CONFORMIDADES
A seguir, serão analisadas as principais não conformidades registradas nos BDP,
identificando a fase geradora da causa:
(A) FASE DE PROJETO
A tabela D.3 mostra a distribuição dos registros, relacionado-os aos respectivos
sistemas que apresentaram desempenho divergente das premissas de projeto.
75
Tabela D.3 (distribuição dos registros relacionados ao projeto)
Sistema
Número de registro
Soft de controle
12
Medidor monofásico V - Cone
07
Módulo de controle - SCM
01
Injeção química
01
Swivel
01
Total
22
Como pode ser observado, dos 22 registros, 20 estão relacionados ao sistema de
controle, ficando evidente a deficiência do fornecimento. O fornecedor, apesar do
conceituado reconhecimento internacional quanto à capacitação técnica na área de controle,
cometeu erros graves no sistema da garantia da qualidade que prejudicaram o desempenho
do produto.
Os dois registros restantes estão relacionados à deficiência da planta de processo. O
sistema de injeção para produto químico não é adequado às necessidades da planta e a
disponibilidade de apenas um swivel, de pequeno diâmetro, limita as flexibilidades que
garantem a eficácia dos procedimentos operacionais para manter a continuidade
operacional.
(B) FASE INTERLIGAÇÃO
Apesar do pequeno número de registros, esta fase preocupa em função dos custos
envolvidos para correção das não conformidades e do impacto que pode ocasionar na
performance do sistema submarino durante a vida útil. A queda de uma manilha dentro da
base do módulo de controle durante a troca do mesmo, danificou de forma permanente
cinco conectores hidráulicos, que tiveram os insertos reprojetados para evitar a perda
permanente da capacidade de conexão de dois poços.
76
(C) FASE PRÉ - OPERAÇÃO
Os quatorze registros ocorreram do início da operação (11/12/02 até 08/05/03)
caracterizando a fase de aprendizado e integração dos operadores com a planta e o sistema
de escoamento. Estas não conformidades estão relacionadas a problemas com formação de
hidrato, provocado pela dificuldade de remover a água do interior do jumper anular entre o
manifold e a árvore. A ansiedade dos operadores e a pouca flexibilidade da planta
prejudicaram a entrada do gás lift e ocasionaram perdas de produção.
(D) FASE OPERAÇÃO
O grande número de registros foi ocasionado pela formação de hidrato durante a
operação, caracterizado pela deficiência do enquadramento do gás injetado para a
realização do gas lift. A partir de Março/04, com a otimização da planta de secagem do gás,
o gas lift passou a operar normalmente. Outro ponto que merece destaque é a parada de
produção dos poços devido à falha da unidade hidráulica.
(E) OUTROS
Os registros estão relacionados a serviços em andamento ou informação de
determinada fase concluída.
D.7 – CONCLUSÃO
Para não perder as informações e garantir a disseminação da experiência adquirida,
principalmente visando incorporá-las ao projeto dos novos manifolds, é importante realizar
encontro técnico após a entrada em operação de novos projetos, para discutir as principais
causas dos problemas e propor as melhorias a serem incorporadas nos novos projetos. A
prática de consolidar as lições aprendidas com os projetos anteriores e a decisão de
implementar as melhorias nos novos projetos têm sido determinantes para transpor os
desafios de produzir campos em águas cada vez mais profundas.
77
Referências
-
BDP (Boletim Diário de Produção);
-
Ata de reunião do Workshop de Lições Aprendidas;
-
Documentação técnica do manifold.
78
APÊNDICE E
BOLETIM DIÁRIO OPERAÇÕES - REGISTROS RELACIONADOS
AO SISTEMA SUBMARINO
E.1) PERÍODO DE 11/12/02 A 31/12/03
-
(A-1) 24/12/02 – Perda de produção 190 m3/d devido falha de comunicação
do MSGL (Manifold Submarino de Gas Lift);
-
(A-2) 03/01/03 – Falha de leitura da temperatura na árvore P-12 devido falha
no soft, sem perda de produção;
-
(B-1) 15/01/03 – Falha do PDG (sensores de pressão e temperatura
instalados no poço) e TPT (sensores de pressão e temperatura instalados na
ANM) do P- 36 devido a erro de montagem;
-
(A-3) 15/01/03 - Falha do SCM-2 detectada quando do teste do sistema de
controle após a instalação;
-
(B-2) 15/01/03 – Dano nos couplings (conectores hidráulicos do sistema de
controle) da base residente do SCM, devido à queda de manilha quando da
intervenção para substituição pelo SCM reserva;
-
(E-1) 24/01/03 – Calço hidráulico na Diverter 1 (válvula desviadora de PIG)
provocado pela ausência do SCM – 2;
-
(A-4) 30/01/03 – Após shut down (parada da planta de processo) falha
execução partida do manifold;
-
(C-1) 08/02/03 – Entrada do poço P-12 (antes 11/12/02, P-23 tentando
dissociar hidrato);
-
(B-3) 20/02/03 – Reparado cabo do TPT e PDG do P-36;
-
(C-2) 06/02/03 - Teste do P-16 utilizando header de gas lift;
79
-
(A-5) 25/02/03 – Parada TPT P-14 após shut down na planta;
-
(E-2) 27/02/03 – após ESD-3 (shut down nível 3) TPT do P-14 voltou a
funcionar;
-
(D-1) 04/03/03 – Problema com HPU (Unidade Hidráulica de Potência),
vazamento pelas PSVs (válvulas de segurança do sistema de controle) e dos
acumuladores de HP (Alta Pressão) e LP (Baixa Pressão), que ocasionou
despressurização do sistema hidráulico e conseqüentemente fechamento dos
poços. Causa: falha no contator elétrico das bombas elétricas que não
desarmou, parando as bombas. Tempo de parada (15:30 as 17:00hs);
-
(D-2) 05/03/03 – Problema com HPU, fechamento dos poços. Tempo de
parada (17:00 as 20:00);
-
(E-3) 06/03/03 – Em andamento troca do SCM – 2 pelo Navio de
intervenção;
-
(C-3) 06/03/03 – Sendo despressurizada a linha de gas lift (principal de 6”)
do MSGL, para o flare. O processo está bem lento devido ao grande volume
da linha e da pouca vazão de alívio, proporcionada pelas facilidades de
despressurização do sistema. Linha de serviço cheia com diesel, preparada
para limpeza do P-21;
-
(E-4) 07/03/03 Instalado com sucesso o SCM-B, sendo efetuado os testes
das funções;
-
(E-5) 07/03/03 – P-12, impossibilitado de fazer gas lift devido vazamento
hidráulico na mangueira W-2 (mangueira hidráulica que aciona a válvula da
árvore Wing – 2);
-
(C-4) 07/03/03 – P – 36, estamos com suspeita de hidrato (provavelmente
próximo ao choke do MSGL). Estamos com pouca flexibilidade operacional
para executar um procedimento mais adequado para dissociação de hidrato,
pois estamos com a linha de serviço do MSGL, cheia com diesel, preparada
para limpeza do P-21. No momento, sendo despressurizada a linha de gas
lift (principal de 6” ) do MSGL para o flare, operação continua lenta;
-
(E-6) 08/03/03 - Concluído teste SCM-B com sucesso;
80
-
(C-5) 09/03/03 - Continua execução procedimento para dissociação hidrato
no P - 36;
-
(C-6) 10/03/03 – Continua procedimento de dissociação do hidrato no P 36, trecho entre manifold e ANM;
-
(C-7) 11/03/03 até 17/03/03 – MSGL em procedimento para dissociação de
hidrato;
-
(C-8) 18/03/03 – Mangueiras de ethanol para os poços P-12 e P-14 estão
bloqueadas, ou devido alinhamento errado na ANM ou bloqueadas ou
bloqueio por hidrato;
-
(A-6) 27/03/03 – Injetados até o momento 3000 lts de ethanol na linha no 5
do P-24, injetados 1128 lts na linha no P-14, nesta segunda linha injetou-se
com E-31 e E-41 abertas, Não foi possível manter a bomba ligada com
injeção contínua (operação em batelada);
-
(C-9) 31/03/03 – Impossibilitado de injetar álcool na mangueira no 14 (poço
P-24);
-
(C-10) 07/04/03 - Pressão entre a linha de serviço e gas lift do MSGL
equalizada, a linha de serviço será despressurizada para operação de
limpeza;
-
(C-11) 08/04/03 – Injetado 5000 lts de ethanol na linha de gas lift do MSGL
para executar procedimento de limpeza, continuamos preparando o MSGL
para as operações de limpeza;
-
(C-12) 09/04/03 a 11/04/03 – Prossegue preparação do MSGL para limpeza;
-
(C-13) 10/04/03 – Choke do P-14 com problema de acionamento, fechando
somente até 160/64”;
-
(C-14) 12/04/03 a 08/05/03 – Falta de gas lift devido à formação de hidrato
no MSGL;
-
(D-3) 12/05/03 – Falta de gas lift devido a hidrato no MSGL (P-12; P-14);
-
(A-7) 01/06/03 – Fis (Indicadores de fluxo) do MSGL estão inoperantes;
-
(D-4) 02/06/03 – Falta de gas lift P-12 devido hidrato na árvore (W2);
-
(E-7) 19/06/03 – Gas lift operando sem otimização;
81
-
(D-5) 19/06/03 – Injetado ethanol no manifold devido aumento de pressão de
209 para 215 bar no mesmo, suspeita de início de formação de hidrato;
-
(D-6)) 21/06/03 – Continua ajustes na unidade de glicol para otimizar
consumo. Consumo médio de glicol hoje 100 l/d;
-
(D-7) 22/06/03 – Por volta das 11 hs a vazão de gás para o MSGL reduziu
enquanto a pressão no mesmo subiu indicando que o fluxo para os poços não
estava normal, iniciamos uma série de testes para verificar a comunicação
entre MSGL e poços. Identificado bloqueio entre as válvulas G3 e G5 com
os respectivos chokes do P-24 e P-14. P-36 e P-21 não apresentaram
bloqueio. O gas lift para o P-36 foi parado as 12:40 hs para permitir
despressurização da linha de gas lift do MSGL;
-
(D-8) 23/06/03 – Continua a despressurização da linha de gas lift e da linha
de serviço do MSGL;
-
(A-8) 23/06/03 – Dificuldade de reset da estação de controle do MSGL;
-
(D-9) 24/06/03 a 06/07/03 – Continua a despressurização do MSGL;
-
(E-8) 06/07/03 - Iniciada a produção do P-08;
-
(D-10) 08/07/03 a 13/07/03 - Continua a despressurização do MSGL;
-
(D-11) 21/07/03 – Unidade de regeneração de glicol continua apresentando
deficiência de performance;
-
(D-12) 22/07/03 a 24/07/03 – MSGL aliviando gás dos jumpers dos poços;
-
(D-13) 30/08/03 – Retorno do gas lift via MSGL para o poço P-14;
-
(A-9) 03/09/03 – Técnicos embarcados para troca de programas de controle
do MSGL e operacionalização dos medidores de gas lift dos poços;
-
(A-10) 06/09/03 – Técnicos completaram troca de programa da HPU e
trabalharam na operacionalização dos V- Cones (Medidores Monofásicos);
-
(D-14) 07/09/03 - Vazão de álcool no MSGL ajustada para 3 litros para cada
1000 m3 de gás;
-
(A-11) 08/09/03 - Equipe desembarcou após concluir troca de software das
bombas da HPU;
-
(A-12) 12/09/03 – MSGL ainda continua sem leitura confiável nos V-Cones
dificultando a otimização de gas lift nos poços;
82
-
(D-15) 14/09/03 – P-12 com suspeita de hidrato, iniciada injeção de álcool
no choke;
-
(D-16) 15/09/03 - Consumo de ethanol hoje 1050 lts/dia para o MSGL tendo
em vista a umidade do gás;
-
(D-17) 18/09/03 – Despressurizada a linha de serviço do MSGL até a
válvula M-2 ( de 70 para 0,6 bar);
-
(D-18) 23/09/03 – P-21 apresentou início de formação de hidrato no choke
de gas lift as 10 hs e após a injeção de ethanol por 35 minutos voltou à
condição normal de injeção;
-
(D-19) 25/09/03 – P-14 as 20:56 hs foi injetado ethanol por suspeita de
formação de hidrato no choke de gas lift. O hidrato foi dissociado;
-
(E-9) 26/09/03 – Passagem de PIG;
-
(A-13) 15/10/03 – Equipe embarcada para troca do programa e
operacionalização dos V-Cones;
-
(A-14) 16/10/03 – Equipe efetuou a troca do software nos PLCs 1 e 2;
-
(A-15) 20/10/03 – V-Cones dos poços P-12, P-21, e P-08 operacionais.
E.2) PERÍODO DE 01/01/04 A 31/08/04
-
(A-16) 01/01/04 - Confirmado que somente os P-12/8 estão com medição de
gas lift coerentes;
-
(D-20) 04/01/04 - Encontrado bloqueio na W2 às 7 hs. Após teste, concluiuse que o bloqueio está entre a W2 e XOV (válvulas da ANM);
-
(D-21) Vazão de ethanol foi aumentada novamente devido a suspeita de
hidrato no choke;
-
(D-22) 04/01/04 - P-08: retornou para 1,5 litros/1000 m3gas;
-
(D-23) 05/01/04 - P-08: poço continua sendo despressurizado pela linha de
serviço;
83
-
(D-24) 06/01/04 - P-08: linha de gas lift despressurizada. Previsão de
reiniciar o gas lift esta noite;
-
(D-25) 07/01/04 - P-08: gas lift alinhado as 00:32 hs, após injetar 500 litros
de ethanol a montante do choke. Poço retornou à produção normal;
-
(D-26) 01/02/04 - Válvula G4 (válvula de alinhamento do gás no manifold)
do MSGL referente ao HUB 4, P-08 não está fechando e foi necessário
fechar o choke para fazer a operação de passagem de PIG;
-
(D-27) 01/02/04 - P-08: depois da passagem de PIG não foi possível injetar
GL (Gas Lift) no poço, devido a bloqueio na árvore entre W2 e M2. Linha
de serviço e anular do poço sendo despressurizadas para dissociação de
possível hidrato;
-
(D-28) 02/02/04 - P-08: Depois da despressurização do anular e a injeção de
1000lts de ethanol, reiniciada a injeção de gas lift às 02:50 hs;
-
(D-29) 7/02/04 – Barco de serviço realizou teste funcional na G4 do MSGL.
A válvula não fechou além de 70%. A abertura e o fechamento, através da
atuação hidráulica, são rápidas, porém não ultrapassam o limite de 70%. A
operação em override ficou limitada a 14 das 20 voltas;
-
(B-4) 20/02/04 - P-21: retornou a operar após condicionamento do conector
elétrico com ROV, efetuada junto ao MSGL durante parada programada da
planta;
-
(D-30) 25/02/04 - Enquadramento do gás para exportação e gas lift após
parada programada. Durante o dia iniciado diversas tentativas de enquadrar
o drew point do gás sem sucesso, tentando aumentar pressão da torre
absorvedora aliviando o gás para o flare/negativo/congelamento na linha do
flare;
-
(D-31) 26/02/04 – Barco de serviço abriu a válvula V-4 do poço P-08, testou
G-4, a mesma emperrada em 50% (movimenta somente de 50/45%). Não
observada injeção de gás no poço após abertura;
-
(D-32) 27/02/04 - P-08: Iniciado as 13:00 hs despressurização do anular para
o flare (será necessário despressurizar linha de serviço de 110 bar para zero);
84
-
(D-33) 28/02/04 - P-08: Concluída despressurização da linha de serviço
(demorou 25 horas), observada quebra de hidrato no trecho MSGL/poço;
-
(D-34) 28/02/04 - Iniciada a injeção de gas lift, injetando etanol via E-42
(Válvula de injeção etanol do poço) no período de 14:30/15:50 hrs (750 lts),
injeção de gas lift normal;
-
(D-35) 15/03/04 - P-24: Apresentou sinal de formação de hidrato no choke,
foram injetados 450 lts de ethanol e poço voltou ao normal;
-
(A-17) 18/03/04 - Falha de comunicação com o manifold as 19:35.
Normalizado após reset;
-
(A-18) 19/03/04 - Embarcados técnicos para testes no MSGL e troca de
software. Barco de serviço fará teste funcional no choke;
-
(E-10) 20/03/04 - Técnicos realizaram testes no choke do P-36,
acompanhados por ROV. Choke não atendeu comando de abertura. O
comando de fechamento operou até 9,8%. Aplicado novo comando de
abertura, por várias vezes sem sucesso. ROV restabeleceu abertura inicial do
choke (45%);
-
(A-19) 20/03/04 - Atualização do software do MSGL realizada com sucesso.
Equipe desembarcou;
-
(A-20) 01/04/04 - Unidade hidráulica: Apresentando ocasionalmente falha
de comunicação na interface homem/máquina;
-
(A-21) 12/04/04 - V-cones dos poços P-12/08, operacionais, medição de
outros poços do MSGL sem confiabilidade;
-
(A-22) 12/04/04 - Unidade hidráulica: Apresentando ocasionalmente falha
de comunicação na interface homem/máquina;
-
(D-36) 16/04/04 - Reduzida a injeção de ethanol para 1,2 lts para cada 1000
m3 de gás. Estamos observando o comportamento do MSGL;
-
(D-37) 18/04/04 - Reduzida a injeção de ethanol para 1,0 lts para cada 1000
m3 de gás. Estamos observando o comportamento do MSGL;
-
31/08/04
-
Término
85
da
pesquisa.
APÊNDICE F
GRÁFICOS DAS VARIÁVEIS DE PROCESSO
PARA OS DIVERSOS ARRANJOS
Diagrama Uni-filar da Malha de Escoamento
86
Gráfico mostrando a variação da vazão com o tempo de produção para cada uma das alternativas
consideradas.
A vazão de fato é a metade pois tem-se
dois sistemas escoando separadamente.
4 x 12”
2 x 12”
2 x 10”
Potencial de produção
87
Relação entre pressão requerida (linha cheia) no manifold e a vazão desejada, para cada uma das concepções
estudadas. Também é mostrada a relação entre quantidade de líquido (linha tracejada) acumulado e a
vazão.
Pressão Requerida no MSP e Volume de Líquido no Duto
200
600
Pressão na PMXL = 61 bara (duto de 10")
Pressão na PMXL = 61 bara (duto de 12")
180
Pressão na PMXL = 61 bara (duto de 8")
500
Acúmulo de Líquido - 10" (m3)
Acúmulo de Líquido - 12" (m3)
Acúmulo de Líquido - 8" (m3)
400
140
FLUXO em GOLFADAS
120
300
100
200
80
100
60
40
0
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Vazão de Gás (MMsm3/d)
88
3,5
4
4,5
5
5,5
Líquido Acumulado no duto (m3)
Pressão no MSP (bara)
160
Perfil de temperatura e velocidade superficial ao longo do duto
DIÁRIO
0,07
80
Temperatura
70
Vel.Superficial
0,06
60
Temperatura (C)
50
0,04
40
0,03
30
0,02
20
0,01
10
0
0
2000
4000
6000
8000
10000
Distância (m)
89
12000
14000
16000
18000
0
20000
Velocidade (m/s)
0,05
Velocidade para 4 dutos de 12"
Características do fluido em estudo
DUTO
ÓLEO
ID
OD
COMP
12 in
12,75 in
18233 m
K
Cp
N° seções
K
RUGOSIDADE
6
50 W/m/K
0,0005 m
T (°C) VISC.
43,35
2,308
40,55
2,44
37,55
2,586
32,25
2,92
30,55
3,034
29,45
3,114
28,35
3,197
26,65
3,328
25,05
3,467
23,85
3,565
22,75
3,667
21,15
3,829
18,35
4,124
15,55
4,455
ESCOAMENTO
T amb
T saída
T entrada
P entrada
Vazão
Fóleo no dep.
Kdep
Dif. Coef.
5
10
70
80
2470
0,8
0,32
3,04E-10
C
C
C
bar
BPD
W/m/K
m2/s
0,16 W/m/K
2000 J/kg/K
90
Ponto crítico de acumulo de parafina no duto
Perfil de Espessura após 1 mês
0,30
2 dutos 12"
4 dutos 12"
0,25
Espessura (mm)
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
3038,83
5038,83
7038,83
9038,83
11038,83
Distância (m)
91
13038,83
15038,83
17038,83
19038,83
Parafina acumulada no duto ao longo do tempo
Espessura Média
0,25
2 dutos 12"
2920 Kg
4 dutos 12"
Espessura (mm)
0,20
0,15
1460 Kg
0,10
0,05
0,00
0
5
10
15
20
Tempo (dias)
92
25
30
35