PETRÓLEO E GÁS
i
Equipe ATS
Mauro Borges Lemos - Presidente ABDI
Mariano Laplane - Presidente CGEE
Coordenação Geral
Maria Luisa Campos Machado Leal (ABDI)
Marcio Miranda (CGEE)
Coordenação Executiva
Carla Ferreira Naves (ABDI)
Liliane Rank (CGEE)
Zil Miranda (ABDI)
Katia Beltrão (CGEE)
Adriana Santos (ABDI)
Setorialistas ABDI
Jorge Boeira (ABDI)
Coordenação Técnica Geral
Fabio Stallivieri (UFF)
Ricardo Naveiro (UFRJ)
Rodrigo Sabbatini (UNICAMP)
Coordenação Técnica Setorial
Jorge Britto (UFF) – Panorama Econômico
Theodoro Antoum Netto (UFRJ) – Panorama Tecnológico
Comitê Técnico de Especialistas
Organização
Celso Morooka
Eduardo Rappel
Leonardo Uller
Celso Morooka
Paulo Couto
Rodrigo Parra
Carla Ferreira Naves (ABDI)
Marina Oliveira (ABDI)
Zil Miranda (ABDI)
ii
Panorama Tecnológico – Sistemas Submarinos de Produção
Theodoro Antoun Netto
Sumário
I. Introdução
I.1. Resumo Executivo do Panorama
II. Desafios
II.1. Segurança de poço
II.2. Poços inteligentes
II.3. Detecção e controle de parafinas e hidratos
II.4. Concepções para isolamento e aquecimento de linhas
II.5. Desenvolvimento de sistemas de separação e bombeamento submarino
II.6. Sistemas de risers rígidos em catenária (SCR)
II.7. Sistemas de risers flexíveis
II.8. Sistemas de risers alternativos
II.9. Equipamentos submarinos
II.10. Ancoragem em águas ultraprofundas
II.11. Materiais alternativos
II.12. Aquisição e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos
II.13. Sistemas submarinos de produção não convencionais
III. Tecnologias Emergentes
III.1. Sistemas de produção atuais
III.1.1. Equipamentos submarinos
III.1.1.1. Bombeio submarino
III.1.1.2. Compressão submarina
III.1.1.3. Controle
III.1.1.4. Transmissão e distribuição de alta potência
III.1.1.5. Medidores de fluxo multifásico
III.1.1.6. Separação submarina
III.1.2. Linhas submarinas
III.1.2.1. Steel catenary risers e configurações alternativas
III.1.2.2. Sistemas pipe-in-pipe
III.1.2.3. Dutos-sanduíche
III.1.2.4. Dutos cladeados
III.1.2.5. Dutos flexíveis para águas profundas
III.1.2.6. Umbilicais de alta potência
III.1.2.7. Materiais, técnicas de soldagem e conexões alternativas
III.1.3. Garantia de escoamento
III.1.3.1. Técnicas de prevenção de bloqueios em tubulações
III.1.3.2. Técnicas de localização e dimensionamento de bloqueios em tubulações
III.1.3.3. Técnicas de remediação de bloqueios em tubulações
III.1.3.4. Técnicas para mitigação de golfadas em tubulações
III.1.3.5. Sensores para medição de pressão, temperatura e vazão
III.1.4. Gerenciamento da integridade de sistemas submarinos
III.1.4.1. Confiabilidade de sistemas
III.1.4.2. Técnicas de inspeção e monitoramento
III.1.4.3. Autonomous Underwater Vehicles (AUV)
III.2. Sistemas de produção não tradicionais (sistemas subsea to shore)
IV. Bibliografia
iii
I. Introdução
Movida pelo desejo de colocar em produção os campos já descobertos em águas
profundas, assim como os campos potenciais a serem descobertos em profundidade
de água de até 3.000 metros, a indústria do petróleo e gás vem ampliando e
desenvolvendo novas tecnologias. Para alcançar essas metas, a Petrobras, por
exemplo, lançou em 2000 o Programa Tecnológico da Petrobras em Sistemas de
Exploração em Águas Ultraprofundas (Procap-3000) e mais recentemente o Procap
Visão Futuro. Considerando-se a atuação hegemônica da Petrobras e seus eventuais
parceiros no Brasil, esses programas serviram como arcabouço para o delineamento
dos desafios e oportunidades de desenvolvimento de negócios para os fornecedores
nacionais.
I.1. Resumo executivo do panorama
Este panorama tecnológico sobre sistemas submarinos de produção de petróleo
divide-se em três capítulos, além da introdução. No Capítulo II, são mencionados os
desafios tecnológicos decorrentes do paradigma da produção de petróleo nacional.
São separados subsistemas que agrupam necessidades tecnológicas afins dentro do
contexto dos sistemas submarinos. Em seguida, no Capítulo III, são expostas as
tecnologias emergentes atualmente identificadas cujo objetivo é sanar os desafios
supramencionados. Esse capítulo encontra-se dividido em duas partes. Na primeira
parte são apresentadas tecnologias emergentes mais diretamente vinculadas à busca
de maior eficiência e segurança operacional para os sistemas atuais de produção. Há
nesta seção uma divisão entre quatro campos principais de tecnologias emergentes,
sendo eles: Equipamentos Submarinos, Linhas Submarinas, Garantia de Escoamento
e Gerenciamento da Integridade de Sistemas Submarinos. Dentro desses campos, as
tecnologias são abordadas de modo a se exporem sua descrição; seu princípio de
funcionamento; seus campos de aplicação, bem como vantagens e desvantagens; e,
por fim, a situação mundial e brasileira em relação ao desenvolvimento da tecnologia.
Em seguida, são discutidos os principais fatores condicionantes e as tecnologias
emergentes mais relevantes para se avançar na direção do desenvolvimento de
sistemas submarinos de produção não convencionais, que dispensam o uso de
unidades flutuantes, que caracterizariam uma trajetória tecnológica de maior ruptura, a
partir de uma solução do tipo subsea to shore. O Capítulo IV cita as fontes de
pesquisa empregadas para desenvolvimento do relatório.
II. Desafios
Os principais desafios tecnológicos considerados de importância estratégica para os
cenários de águas ultraprofundas no Brasil são destacados a seguir.








Segurança de poço.
Poços inteligentes.
Detecção e controle de parafinas e hidratos.
Concepções para isolamento e aquecimento de linhas.
Desenvolvimento de sistemas de separação e bombeamento submarino.
Desenvolvimento de tecnologia de reinjeção de gás para águas ultraprofundas.
Métodos especiais de recuperação avançada de petróleo.
Sistemas de risers rígidos em catenária (SCR).
1







Sistemas de risers flexíveis.
Sistemas de risers alternativos.
Equipamentos submarinos.
Ancoragem de unidades flutuantes.
Materiais alternativos para operação com fluidos corrosivos, particularmente
para os campos do pré-sal com alta concentração de CO2 e H2S.
Aquisição e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos.
Sistemas submarinos de produção não convencionais.
A seguir são brevemente descritos potenciais projetos de equipamentos ou
métodos associados aos desafios tecnológicos para exploração e produção de
petróleo e gás em águas ultraprofundas. A partir dessa lista preliminar, extensa
revisão bibliográfica, consultas a fabricantes e grupos de pesquisa com destacada
atuação no país, o Comitê Técnico discutiu e propôs um conjunto reduzido de
tecnologias emergentes associadas consideradas prioritárias. Essas tecnologias
são descritas detalhadamente na Seção III.
II.1. Segurança de poço
Os recentes vazamentos ocorridos no GoM e Bacia de Campos expuseram a
necessidade de desenvolvimento de tecnologias para maior controle e monitoramento
do poço durante as fases de perfuração e produção. Destacam-se o desenvolvimento
de:




Simulador de kicks e blowouts.
Métodos de combate e mitigação de vazamentos em águas profundas.
Sistemas de monitoramento de vazamentos submarinos de óleo.
Análise de confiabilidade de BOPs e árvores de natal.
II.2. Poços inteligentes
O principal objetivo do desenvolvimento da completação inteligente, realçado em
águas ultraprofundas, é a redução do número de poços para a explotação de campos.
Essa redução pode ser alcançada fisicamente em alguns casos, mas, do ponto de
vista econômico, a redução do número de intervenções para antecipação da produção
de zonas secundárias torna-se o aspecto mais importante.
Os sistemas inteligentes em desenvolvimento têm por objetivo a monitoração de
reservatórios, com a capacidade de ajustes individuais da produção das diversas
zonas alcançadas por um poço. Usando esses sistemas, podem-se abrir todas as
zonas alcançadas por um poço e escolher, no decorrer da produção, qual zona ficará
fechada, qual zona estará produzindo com alta vazão e qual a zona que terá a sua
vazão reduzida. Todos esses controles são auxiliados através da monitoração das
zonas e, durante a produção, o engenheiro do reservatório terá conhecimento da
pressão, temperatura e vazão para cada zona. Em campos de águas ultraprofundas, o
petróleo das zonas secundárias não está sendo produzido, em decorrência de
barreiras econômicas. O uso da completação inteligente sobrepuja esta barreira,
oferecendo a capacidade de melhorar a recuperação do poço. Sistemas de
completação inteligente em ambientes de águas e grande distância entre o poço e a
unidade flutuante requerem adequações às tecnologias já existentes.Destacam-se:

Desenvolvimento, teste e qualificação de conectores molhados.
2



Desenvolvimento, teste e qualificação de sensores de pressão, vazão e
temperatura – convencionais e ópticos.
Desenvolvimento, teste e qualificação de válvulas para controle de poço
elétricas, hidráulicas e com atuadores com ligas de memória de forma
(tecnologia wireless).
Sistemas para controle e mitigação de encrustação em poços.
II.3. Detecção e controle de parafinas e hidratos
Parafinas e hidratos podem se formar em linhas de escoamento em águas profundas,
causando grandes problemas para operações offshore relacionados com a garantia de
escoamento. É importante, portanto, desenvolver ou tornar disponíveis tecnologias
para se prevenir ou detectar e remediar depósitos de parafina ou de hidratos para os
sistemas submarinos de produção, tais como:



Localização de tampões em linhas de escoamento submarinas através de
métodos acústicos ou similares.
Sistemas para dimensionamento de tampões sem intervenção usando técnicas
de gamagrafia.
Sistemas para remoção de tampões através de soluções químicas ou
intervenção mecânica (pigs).
II.4. Concepções para isolamento e aquecimento de linhas
Os estudos de novas concepções de isolamento térmico e de sistemas de
aquecimento de linhas mostram-se muito promissores, vis-à-vis os novos campos
descobertos em águas ultraprofundas e distantes do continente, com arranjos
submarinos que preveem maiores distâncias entre a cabeça do poço e a plataforma.
Podem-se destacar:





Configurações "pipe-in-pipe", incluindo conectores
Configurações “duto-sanduíche”, incluindo conectores e materiais especiais
(compostos e nanocompostos) para a camada anular.
Tubos com materiais alternativos, incluindo materiais compostos.
Materiais com baixa condutividade térmica e boa resistência mecânica.
Sistemas para aquecimento ativo de linhas submarinas.
II.5. Desenvolvimento de sistemas de separação e bombeamento submarino
Dentro do contexto de produzir petróleo em poços localizados em águas
ultraprofundas, torna-se importante o desenvolvimento, aperfeiçoamento e aumento da
capacidade de bombeamento e profundidades de operação de bombas submersíveis
elétricas. Os seguintes equipamentos/sistemas são considerados suscetíveis a
aprimoramento e desenvolvimento de tecnologia nacional:





Sistema de bombas elétricas submersíveis para uso submarino.
Sistemas de medição de fluxos multifásicos.
Sistemas de controle e transmissão de alta potência (umbilicais).
Separadores submarinos.
Sistemas de controle e mitigação de golfadas em escoamentos multifásicos.
3
II.6. Sistemas de risers rígidos em catenária (SCR)
O conceito de SCR é considerado uma tecnologia de campo comprovada, com base
na experiência internacional adquirida e, em âmbito nacional, no decorrer do projeto
dos SCRs e em sua construção e instalação na exportação de petróleo e de gás das
plataformas semissubmersíveis de produção P-18 e P-36. Alguns campos do pré-sal
preveem o uso dessa tecnologia. Destacam-se como oportunidades:




Aplicação de ligas alternativas, como alumínio de alta resistência.
Estudo de conexões alternativas à solda tradicional.
Aços de alta resistência e métodos de soldagem apropriados.
Dutos tipo “lined” e “cladeados”.
II.7. Sistemas de risers flexíveis
O projeto e a tecnologia de fabricação de dutos flexíveis, umbilicais de controle e
acessórios (conectores, enrijecedores de flexão) são conhecidos por poucas empresas
multinacionais, que dominam o mercado mundial, sendo o Brasil o maior mercado
dessas empresas. Desafios mais recentes incluem:



Projeto e qualificação de dutos flexíveis com diâmetros internos superiores a
16 polegadas para águas ultraprofundas.
Aplicações com alto teor de fluidos corrosivos (H2S e CO2), como nos campos
do pré-sal.
Umbilicais submarinos para alta potência.
II.8. Sistemas de risers alternativos
Novos conceitos de risers de produção e de linhas vêm sendo estudados para
aplicação nos campos novos do pré-sal. Empresas com capacitação para projeto,
construção e instalação dessas novas concepções deverão atender a essas
demandas. Entre esses novos conceitos podemos incluir:




Tension Leg Riser (TLR) – Risers conectados por boia submarina subsuperfície
de pernas tensionadas (“boião”).
Free Standing Hybrid Riser (FSHR) – Riser híbrido autossustentado.
Riser Tower – Risers envolvidos em uma estrutura de torre autossustentada
por flutuadores.
Steel Lazy Wave Riser (SLWR) – Riser de aço com flutuadores intermediários
numa configuração de corcova complacente.
II.9. Equipamentos submarinos
Em complemento aos itens anteriores, deve-se ressaltar a necessidade do
desenvolvimento de estruturas e equipamentos para suportar os sistemas submarinos
de completação molhada em águas ultraprofundas, incluindo:

Manifolds.
4

Árvores de natal molhadas.
Adicionalmente, um dos maiores gargalos tecnológicos associados à implantação de
submarinos para águas ultraprofundas é o desenvolvimento de metodologias e
embarcações adequadas para o lançamento de equipamentos com cargas e
dimensões elevadas.
II.10. Ancoragem em águas ultraprofundas
O desenvolvimento de campos de petróleo em águas profundas acima de 1.000m,
apresentou grandes desafios à Petrobras. Nessas profundidades, o uso de amarras
convencionais, todas de aço em catenária, apresentava problemas de peso excessivo,
alto custo e grande raio de ancoragem. Essas restrições levaram a Petrobras a
desenvolver soluções alternativas para os sistemas de amarração, inovando tanto em
conceitos como em materiais. Apesar de também já dominadas, essas tecnologias
apresentam-se com bom potencial para desenvolvimento de fornecedores nacionais, a
saber:


Cabos sintéticos feitos em poliéster.
Âncoras de carga vertical – estaca torpedo.
II.11. Materiais alternativos
A operação em condições severas como altas pressões e temperaturas e fluidos com
propriedades corrosivas e fragilizantes impõe a necessidade de desenvolvimento de
novas tecnologias na área de materiais. Os principais desafios e oportunidades no
setor são descritos a seguir:
•
•
•
•
Materiais em aço de alta resistência e métodos de soldagem apropriados.
Novas ligas para anodos de sistemas de proteção catódica galvânica que
evitem a fragilização pelo hidrogênio e dispositivos eletrônicos que limitem a
corrente aplicada em tais sistemas.
Materiais alternativos para operação com fluidos corrosivos, particularmente
em campos com alta concentração de CO2 e H2S, tais como ligas Corrosion
Resistant Alloys (CRA) com baixa susceptibilidade à fragilização pelo
hidrogênio e adequada resistência a fadiga em condições de Alta Pressão e
Alta Temperatura (HPHT).
Dutos com materiais alternativos, incluindo materiais compósitos, ligas
metálicas de alta resistência e resistentes à corrosão.
II.12. Aquisição e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e
oceanográficos
Novas tecnologias são necessárias para adquirir, processar e interpretar dados
geológicos, geotécnicos e oceanográficos de modo a suprir os projetos de produção
em águas profundas e ultraprofundas com as informações sobre os reservatórios, leito
do mar e colunas d'água, para as atividades de instalação, desenvolvimento e
produção.


Sísmica 3D e 4-D.
Sistemas de sensores para geração de dados metaoceanográficos.
5

Monitoramento por meio de radar ou sensores de superfície de vazamentos e
espalhamento de manchas de óleo.
II.13. Sistemas submarinos de produção não convencionais
As reservas gigantes de óleo e gás dos campos do pré-sal e outras recentes
descobertas no Brasil poderão entrar em produção sem a necessidade do uso de
unidades flutuantes, uma vez vencidos os desafios tecnológicos do conceito
chamado subsea to shore (do fundo do mar para a terra), Figura 1. Este conceito
vem sendo estudado por diversas empresas para aplicação no Mar do Norte e no
Golfo do México. A tecnologia pode gerar grande economia para as operadoras, já
que se estima que os custos da instalação e operação de um projeto subsea to
shore podem ser muito inferiores aos valores de sistemas convencionais.
Adicionalmente, a adoção dessa nova tecnologia poderá viabilizar a produção em
campos menores, já que não será mais necessária a instalação de uma platafor ma
em cada um deles.
Um dos principais desafios para viabilizar tecnologias que dispensem unidades
flutuantes é desenvolver sistemas de bombeamento suficientemente potentes, assim
como encontrar a melhor forma de fazer a separação submarina dos fluidos
produzidos. Outros fatores de grande importância na análise de viabilidade técnica e
econômica do conceito incluem o desenvolvimento de concepções alternativas de
dutos com resistência e isolamento térmico que atendam aos requisitos de projeto
além de cabos umbilicais elétricos e hidráulicos de transmissão de alta potência.
Devido à natureza da operação, a integridade estrutural do sistema deve ser garantida
através de métodos adequados de inspeção submarina e análises de confiabilidade de
equipamentos e do sistema global.
Estudos preliminares do conceito foram realizados no Laboratório de Tecnologia
Submarina (LTS) da Coppe/UFRJ. Três cenários de produção submarina de gás
foram avaliadados para um campo real de gás offshore situado a 160 quilômetros
da costa brasileira, em uma profundidade de 500 metros. O primeiro levou em
consideração simulações de uma plataforma semissubmersível de águas
profundas, seguido de uma plataforma fixa, tipo jaqueta, destinada a águas rasas.
Os dois cenários foram comparados com a concepção subsea to shore.
Considerando as análises de integridade estrutural, processamento submarino,
garantia de escoamento e análise de risco e custo, a concepção subsea to shore
mostrou ser a mais adequada às particularidades do campo em questão,
demonstrando grande potencial de aplicação em diversos cenários de produção
offshore.
O desenvolvimento em âmbito nacional de tecnologia necessária para viabilizar o
conceito tem o potencial de alavancar o surgimento e crescimento de diversas
empresas nas áreas de equipamentos submarinos, tubulações, cabos umbilicais de
alta potência, instrumentação submarina, inspeção e manutenção submarina e
gerenciamento de risco.
As principais tecnologias relacionadas a esse tema são:



Desenvolvimento de bombas submarinas e equipamentos de separação.
Concepções alternativas de dutos submarinos.
Desenvolvimento de cabos submarinos eletro-hidráulicos de alta potência.
6


Técnicas de manutenção e inspeção submarina.
Gerenciamento de risco e análise de confiabilidade de sistemas submarinos.
Figura II.13.1 – Conceito subsea to shore
III. Tecnologias emergentes
No tocante às tecnologias emergentes, é possível distinguir aquelas mais diretamente
vinculadas à intensificação da exploração nas condições atuais, em condições de
maior eficiência e segurança operacional, e aquelas que envolvem maior ruptura em
relação às condições atuais, a partir de um desenvolvimento paulatino na direção de
sistemas submarinos de produção não convencionais, que dispensam o uso de
unidades flutuantes, a partir de uma solução do tipo subsea to shore, equivalente
também à noção de subsea factory. A seguir, inicialmente, são apresentadas
tecnologias emergentes mais diretamente vinculadas à busca de maior eficiência e
segurança operacional para os sistemas atuais de produção. Em seguida a essa
descrição, são discutidos os principais fatores condicionantes para se avançar na
direção do desenvolvimento de sistemas submarinos de produção não convencionais,
que dispensam o uso de unidades flutuantes, que caracterizariam uma trajetória
tecnológica de maior ruptura, a partir de uma solução do tipo subsea to shore.
III.1. Sistemas de Produção Atuais
As seções que se seguem avaliam um conjunto de tecnologias emergentes,
consideradas prioritárias para o setor na perspectiva de busca de maior eficiência e
segurança operacional para os sistemas convencionais de produção. Estas
tecnologias são agrupadas em quatro grandes áreas, a saber: 1) Equipamentos
Submarinos; 2) Linhas Submarinas; 3) Garantia de Escoamento; 4) Gerenciamento da
Integridade de Sistemas Submarinos. Nessas seções são descritas as tecnologias
consideradas prioritárias para o setor nesta perspectiva, estruturadas conforme o
proposto no termo de referência para o panorama tecnológico, a saber:




Descrição das tecnologias e seu princípio de funcionamento.
Principais equipamentos e campo de aplicação.
Vantagens e desvantagens.
Situação mundial e brasileira.
7
III.1.1. Equipamentos Submarinos
III.1.1.1. Bombeio Submarino
O bombeio é a tecnologia de processamento submarino mais empregada
atualmente. Seu funcionamento consiste na aplicação de uma bomba multifásica para
se viabilizar o transporte dos fluidos produzidos da cabeça do poço a uma unidade de
tratamento distante, seja ela onshore ou offshore.
Definem-se bombas multifásicas como equipamentos capazes de fomentar
escoamentos ao menos bifásicos, de líquido e gás. Para aplicação submarina na
indústria do petróleo, no entanto, as exigências são maiores e são requeridas bombas
que operem com fluxos contendo óleo, água, gás e sólidos.
Nos últimos anos, a crescente necessidade do uso deste tipo de equipamento
proporcionou o desenvolvimento de diferentes tecnologias para fluxo multifásico. A
seguir estão ilustrados os principais tipos de bombas multifásicas empregadas na
indústria.
Bombas Multifásicas
Deslocamento Positivo
Parafuso Duplo
Cavidade Positiva
Rotodinâmicas
Helicoaxial
Centrífuga Multiestágios
(ESP)
Figura 1: Principais tipos de bombas multifásicas
Segue descrição do funcionamento das tecnologias citadas:
a) Bombas de Deslocamento Positivo
Este tipo de bomba desloca um volume finito de fluido de uma região de baixa
pressão a uma de alta. Para isso, um dispositivo mecânico da bomba desloca-se,
obrigando o fluido a executar o mesmo movimento, de modo intermitente. Assim, de
acordo com a capacidade de armazenamento da bomba, são efetuados enchimentos e
esvaziamentos sucessivos, promovendo o fluxo no sentido desejado.
Entre as bombas de deslocamento positivo estão:
i) Bombas de parafuso duplo
8
É o tipo de bomba multifásica mais popular em uso. Seu funcionamento ocorre
pelo trabalho de dois fusos acoplados sem contato, mantidos em fase através de um
par de engrenagens. Ao entrar na bomba, o fluido é empurrado pelo movimento
helicoidal dos fusos.
Estas bombas (Figura 2) são bem adaptadas a altas frações de gás e a
composições de entrada variáveis.
Figura 2: Bomba de Duplo Parafuso (Poster 91). Courtesy of Leistritz.
ii) Bombas de cavidades progressivas
Vastamente empregada como método de elevação artificial em poços de
petróleo, esta bomba foi adaptada para o uso submarino para fluxos multifásicos. Este
tipo de bomba conta com um rotor helicoidal girando dentro de um estator, que possui
uma série de cavidades separadas a 180°. Com o movimento do rotor, as cavidades
deslocam-se, movimentando o fluido de maneira estável.
Esta bomba é eficiente para fluxos inferiores a 30.000bbl/d e para baixas pressões a
jusante. Um fator positivo de seu emprego é a capacidade de funcionar com alto teor
de sólidos, embora isto aumente a frequência de troca do estator.
Figura 3: Bomba de Cavidades Progressivas. Multiphase Pumping as an Alternative to Conventional Separation,
Pumping and Compression (after R&M).
iii) Bombas rotodinâmicas
O princípio de funcionamento destas bombas é a transferência de energia
cinética aos fluidos e sua posterior conversão em pressão. Isto ocorre quando o fluido
é submetido a forças centrífugas decorrentes do fluxo radial através de um impelidor,
criando um momento angular. Esse momento é então convertido em pressão, quando
o fluido é desacelerado e redirecionado por um difusor estacionário.
9
iv) Bombas helicoaxiais
Nelas o fluido desloca-se horizontalmente através de uma série de estágios, cada
um consistindo de um impelidor rotativo com forma helicoidal e de um difusor
estacionário. Ao fim de cada estágio há um incremento de pressão e o fluido é
homogeneizado e redirecionado pelo difusor. Essa homogeneização entre os estágios
impede a separação óleo-gás, permitindo um fluxo estável. À medida que os fluidos
são pressurizados pelos estágios, a geometria dos impelidores e difusores muda para
acomodar o menor volume do fluxo.
Figura 4: Bomba helicoaxial. Multiphase pumping as an alternative to conventional separation, pumping and
compression (after Sulzer).
v) Bombas Centrífugas Multiestágios
Este tipo de bomba rotodinâmica, menos utilizado que as helicoaxiais, foi
primeiramente desenvolvido para elevação artificial na indústria do petróleo. Com essa
finalidade, a bomba é capaz de trabalhar com líquidos e volumes de gás acidentais.
Recentemente, essas bombas têm sido adaptadas para expandir sua habilidade de
bombeio de gás, para aplicação submarina.
10
Figura 5: Bomba centrífuga multiestágios. Multiphase pumping as an alternative to conventional separation, pumping
and compression.
As bombas multifásicas tornaram-se, nos últimos anos, uma solução viável para
diversos planos de desenvolvimento de campos de petróleo. Seu uso tem sido
considerado particularmente benéfico para campos em regiões remotas e águas
profundas, tais como Golfo do México e Brasil.
Os parâmetros principais que levam ao uso de bombas multifásicas submarinas
são a presença de óleo pesado, baixas pressões do reservatório e o aumento da
distância e do número de tie-backs para desenvolvimento de reservas de
hidrocarbonetos marginais, que recentemente se tornaram economicamente viáveis.
Entre as vantagens do uso de bombas multifásicas submarinas, tem-se:






Aceleração na produção: bombas multifásicas podem reduzir substancialmente
a pressão na cabeça do poço. Isso permite que a pressão dos efluentes do
poço sobrepuje a pressão contrária exercida pelas instalações acima.
Inicialização e estabilização do fluxo de poços que não produzem naturalmente
para estações de tratamento remotas: bombas multifásicas podem iniciar o
fluxo do poço diminuindo a pressão na cabeça do poço durante o startup.
Aumento da distância de tie-back: é economicamente inviável a construção de
estações submarinas para cada ativo. Logo, com o uso de bombas
multifásicas, torna-se possível a produção de poços-satélite cada vez mais
distantes, por aumentar a pressão dos efluentes não processados deles.
Redução de custos de intervenção: as bombas multifásicas instaladas até hoje
foram desenvolvidas para permitir intervenção por embarcações de pequeno
porte.
Menor emissão de CO2: bombas multifásicas aumentam a possibilidade de
queima zero e gás no flare, visto que podem transportá-lo até uma estação de
coleta.
Possibilidade de desenvolvimento de campos em ambientes hostis: bombas
multifásicas podem eliminar a necessidade de facilidades de processamento
em locais hostis, transportando os fluidos até ambientes favoráveis à sua
construção.
Quanto às desvantagens:



Mudanças nas condições de fluxo dos ativos: a escolha da bomba multifásica
para um ativo é condicionada pela produção esperada, o que envolve, por
exemplo, a pressão no fundo do poço e as frações de gás e água. Com o
tempo de produção esses parâmetros sofrem alterações, o que pode tornar a
bomba imprópria.
Variações na fração de gás: durante a situação de fluxo transiente, fluxos
contínuos de líquidos alternados com bolsões de gás podem ocorrer. Em casos
extremos, isso pode levar a fluxos alternados de 100% líquido e 100% gás,
acarretando em mudanças agudas na densidade de fluido bombeado. Logo, o
torque no eixo da bomba flutua de modo a resultar em problemas mecânicos.
Efeito da compressão do gás: uma bomba multifásica é essencialmente um
híbrido entre uma bomba e um compressor. Assim, ao passarem pela bomba,
os gases são comprimidos, o que gera diminuição do volume bombeado e
aumento da densidade da mistura. Esse processo aumenta a frequência de
colisão das moléculas do gás, elevando sua temperatura. Logo, em fluxos com
11
altas frações de gás, o aumento da temperatura é considerável e pode gerar
falha prematura de elementos termossensíveis.
Situação mundial e brasileira:
A primeira instalação de bombas multifásicas submarinas para fins comerciais
foi feita em 1995, pela Shell, no campo de Draugen no Mar do Norte, com o intuito
de escoar os efluentes de um poço-satélite por 9km, com uma bomba helicoaxial.
Quanto às bombas duplo parafuso, as mais utilizadas atualmente, o início do uso
comercial aconteceu em 2007, quando a BP instalou duas delas no campo de
King, no Golfo do México.
Atualmente muitos campos no mundo utilizam essa tecnologia, sendo a
exploração offshore do oeste africano a com mais significativo número, tendo oito
bombas helicoaxiais instaladas desde 2000. Além dessa região, grandes
candidatos a aplicação dessa tecnologia são Golfo do México, Mar do Norte e
Brasil.
No Brasil há poucos campos com uso de bombas multifásicas submarinas. Os
principais exemplos de aplicação são o campo BC-10/Parque das Conchas da
Shell e o campo de Marlim da Petrobras. Existem também os projetos dos campos
Golfinho, Jubarte e Barracuda da Petrobras.
III.1.1.2. Compressão Submarina
Compressão submarina de gás envolve a compressão do gás no leito marinho, em
oposição à compressão em uma facilidade na superfície. Esta tecnologia é atualmente
o mais complexo e imaturo componente do processamento submarino.
Para que ocorra a compressão do gás efluente do poço, há basicamente duas
opções de tecnologia em desenvolvimento: compressão de gás seco e compressão de
gás molhado ou multifásica.
Na compressão de gás seco, caso o efluente do poço contenha teor de líquido, há
a necessidade de pré-processamento para separação de fases. Outra necessidade
especial desses compressores é o sistema antissurge, o que torna o espaço ocupado
por todos os seus componentes bastante elevado. Entretanto, devido a sua eficiência
relativamente elevada, este é o tipo de compressor mais apropriado para campos
grandes de gás. Segue ilustração deste sistema:
12
Artigo – Subsea Gas compression – Challenges and Solutions (OTC 17399)
Já na compressão de gás molhado, ou multifásica, o compressor recebe
diretamente os efluentes do poço, sem pré-condicionamento. Seu funcionamento
também não requer a presença de sistema antissurge ou intercooler, o que torna seu
design bastante compacto. Por trabalhar com fluxos multifásicos, este tipo de
compressor apresenta menor eficiência do que o de gás seco e é recomendável
somente para campos de pequeno a médio porte.
Os dois primeiros projetos de instalação de compressores submarinos no
mundo – Åsgard e Gullfaks – utilizam este tipo de compressor. Segue ilustração do
campo de Åsgard:
www.statoil.com/en/technologyinnovation/fielddevelopment/aboutsubsea/pages/howdoesseabedcompressionwork.aspx
Campos de aplicação:
A compressão de gás submarina é uma tecnologia relativamente embrionária, se
comparada ao bombeio e separação. Os fatores principais que levam ao estudo de
sua aplicação são a existência de campos de gás offshore isolados, campos em
condições ambientais hostis e reservatórios com baixa pressão.
Vantagens e desvantagens:
13
Vantagens:




Possibilidade de desenvolvimento de campos de gás sem a necessidade de
facilidades de superfície offshore.
Diminuição da pressão na cabeça do poço, com consequentes aceleração da
produção e aumento da recuperação.
Aumento da distância possível para tie-backs.
Diminuição da quantidade de equipamentos na facilidade de superfície.
Desvantagens:

A compressão submarina necessita de níveis de energia que excedem os de
sistemas atualmente operantes.
Tecnologias limitantes:


Sistema de distribuição de energia de alta potência.
Sistema de controle.
Situação mundial e do Brasil:
Atualmente não há compressores de gás submarinos em funcionamento no
mundo. A empresa pioneira nessa tecnologia é a norueguesa Statoil, com diversos
projetos para os próximos anos. Os dois primeiros serão os campos de Åsgard e
Gullfaks, onde serão instalados separadores de gás molhado em 2015. Outro projeto
da mesma empresa é o do campo de Ormen Lange, em que o compressor de gás
submarino fará parte de um inovador projeto de subsea to shore.
O Brasil não possui projetos de compressão submarina de gás.
III.1.1.3. Controle
Os sistemas de processamento e de distribuição de energia requerem um
processo de controle e monitoramento. O bombeio, a separação e principalmente a
compressão adicionam diversos novos desafios ao sistema tradicional de controle
submarino. Muitas das funcionalidades requeridas por esses equipamentos estão
disponíveis para aplicação em superfície e o objetivo é transferir o hardware de
controle para unidades aplicáveis ao leito marinho e fazer softwares compatíveis com
sistemas submarinos.
Entre as mudanças benéficas para operação com processamento submarino está
o uso de um sistema de controle totalmente elétrico. Suas vantagens são a ausência
de vazamento de fluido hidráulico, ausência de Hydraulic Power Unit (HPU), redução
na complexidade do sistema de controle submarino, redução na quantidade de tubos
nos umbilicais e facilidade na reparação dos atuadores elétricos com ROVs. Segue
esquematização do sistema com: a) VSD na superfície; e b) VSD submarino:
14
a)
b)
Figura 1: Sistemas de Controle Submarinos. OTC 18952
O sistema de controle pode ser dividido em três partes: sistema de controle de
superfície, comunicação e sistema de controle submarino. Esses segmentos serão
discutidos para aplicação no controle do processamento submarino.
O sistema de controle de superfície conterá os mesmos itens que um sistema
tradicional, como Subsea Control Unit (SCU) e Subsea Power and Communication
Unit (SPCU). Essas unidades, entretanto, incluirão novas funcionalidades,
principalmente nos casos em que o VSD é de superfície. Nesses casos, os controles
dos equipamentos como bombas e compressores podem ser implementados no SCU.
Quanto ao controle da distribuição de energia, não são esperadas grandes alterações.
A capacidade pode ser aumentada devido ao aumento do consumo pelo sistema de
controle Active Magnetic Bearing (AMB) e pelas distâncias potencialmente elevadas.
Quanto à comunicação, uma das tecnologias emergentes é o uso de fibra óptica.
Sua aplicação já é considerada factível e seu desenvolvimento está focado no
aumento de sua capacidade de comunicação e de suas funcionalidades.
O sistema de controle submarino contém diversos elementos e o desafio de
empregá-los no controle do processamento submarino, principalmente contendo
compressão, é apresentado a seguir:

Subsea Control Module (SCM): em um sistema de controle submarino
tradicional, o SCM é a unidade central. Para aplicação com controle de
processamento, algumas novas funcionalidades serão adicionadas a ele, por
exemplo o controle antissurge do compressor. No caso de VSDs submarinos, o
SCM também deverá conter os controles dos equipamentos, tais como bombas
e compressores. Essas funções podem ser introduzidas em cartões de controle
separados e será necessário averiguar se são próprios para uso submarino e
adaptados ao SCM. Caso haja capacidade no CPU do SCM, essas funções
podem ser implementadas nele, então o desafio torna-se desenvolver um
software que garanta algoritmos de controle satisfatórios. Uma funcionalidade
adicional para os SCMs pode ser uma lógica para o Process Shut-Down
(PSD)/Emergency Shut-Down (ESD). Pods tradicionais do SCM poderão ser
15




utilizados, mas o grande número de conectores necessário pode ser um
impeditivo. Isso ocorre pelo número adicional de sensores submarinos devido à
monitoração dos novos equipamentos.
Controle antissurge* (compressão): No caso de compressão submarina, devido
à necessidade de rápida resposta do sistema antissurge, o loop antissurge
deve ser fechado no leito marinho. Isso tornará este sistema similar ao de
superfície, tecnologia cuja viabilidade é provada. Assim, para aplicação
submarina, a implementação do controle antissurge poderá ser feita com a
integração da tecnologia de superfície no SCM.
Atuador antissurge* (compressão): o sistema antissurge requer operação
rápida, logo, não pode ser atuado hidraulicamente. Sua aplicação, portanto,
implica o desenvolvimento de uma tecnologia para atuadores elétricos.
PSD/ESD: no controle do processamento submarino podem ocorrer situações
em que o shut-down seguro é necessário. Para isso lógicas confiáveis de
PSD/ESD devem ser implementadas no SCM.
Sensores: Para operação do sistema de processamento, o monitoramento
remoto é fundamental. Determinadas funções dos equipamentos envolvidos no
processamento requerem o uso de sensores de pressão, fluxo e nível de ação
rápida. Geralmente sensores de pressão submarinos não possuem ação rápida
e precisam de desenvolvimento. Outro foco de pesquisa é para os sensores de
nível, geralmente desenvolvidos para lâminas d’água limitadas.
III.1.1.4. Transmissão e Distribuição de Alta Potência
A nova concepção de processamento submarino emprega equipamentos, taiscomo
bombas e compressores, que funcionam com motores elétricos e, portanto, requerem
suprimento de energia. A utilização desta tecnologia requer uma revisão no sistema
elétrico offshore, devido ao grande aumento da potência requerida, quando
comparado com campos tradicionais offshore.
O sistema elétrico pode ser separado em três partes: geração de energia,
transmissão de energia e distribuição de energia para os diversos equipamentos
submarinos. Estes segmentos do sistema serão analisados separadamente para
verificação da viabilidade de operarem com processamento submarino.
Geração de Energia
A geração de energia ocorre em geradores localizados em uma facilidade offshore
ou onshore. Geralmente ela inclui um sistema Uninterrupted Power Supply (UPS), que
garante fornecimento de energia para funções vitais em caso de shut-down. Para
pequenas distâncias entre a facilidade e o sistema offshore, emprega-se o Variable
Speed Drive (VSD) em superfície (Figura 1a). À medida que essa distância aumenta,
torna-se necessário instalar um VSD submarino (Figura 1b). Esta tecnologia já foi
empregada para bombas submarinas e não há necessidade de desenvolvimento
futuro para aplicações com maior potência, como no caso de compressores.
16
Figura 1: Sistemas elétricos submarinos. OTC 18952
Transmissão de Energia
A transmissão de energia da facilidade de geração ao leito marinho para sistemas
de processamento com alta demanda energética apresenta grandes desafios. Existem
três cenários possíveis: Transmissão de Alta Voltagem AC com Frequência Variável,
Transmissão de Alta Voltagem AC com Frequência Fixa e Transmissão de Alta
Voltagem DC.
A transmissão de energia implica altas quedas na voltagem e perda de energia nos
cabos. Para que isso seja compensado, aumenta-se a voltagem da transmissão e a
seção transversal do cabo. Como a queda de voltagem é acentuada para correntes
alternadas (AC) e altas frequências, no caso de motores que trabalham com AC,
torna-se benéfico instalar VSDs submarinos. Outra possibilidade estudada atualmente
para que perdas sejam evitadas é a transmissão de energia com corrente contínua
(DC).
Distribuição de Energia Submarina
17
A distribuição de energia submarina conta com uma série de componentes
distintos, que precisam ser modificados para aplicação de alta potência. Os desafios
técnicos para sua aplicação são apresentados a seguir.
i)
ii)
iii)
iv)
v)
VSD submarino: VSDs atuam controlando a velocidade/torque de motores
variando a frequência (motores AC) e voltagem (motores DC). Os maiores
desafios do emprego de VSDs submarinos estão relacionados ao
isolamento dos componentes eletrônicos do ambiente marinho, em um
invólucro preferencialmente compacto. Alguns pontos-chave são
conectores elétricos de alta potência, refrigeração para sistemas com alta
densidade de energia e design do contêiner do VSD.
Transformador submarino: transformadores submarinos são instalados
regularmente para sistemas de processamento com bombeio. Seu design
conta com a inserção da parte ativa em um compartimento preenchido com
óleo e com pressão compensada. O calor gerado é transferido ao ambiente
pelo óleo de isolamento e pelas paredes do transformador. Para uso em
sistemas com compressão – maior potência requerida – é necessária sua
adaptação para maiores capacidades, o que leva a unidades também
maiores.
Interruptor de desconexão/circuit breaker: este equipamento é incluído no
sistema de distribuição de energia para proteção em caso de curto-circuito
ou outras falhas. Caso implementado, aumenta a viabilidade do sistema em
geral, por proteger os equipamentos de situações danosas. Componentes
centrais deste equipamento estão disponíveis, sendo seu isolamento do
ambiente marinho com o uso de conectores elétricos o desafio para
aplicação submarina.
Conectores: A função do conector submarino de alta voltagem é transferir a
energia pela interface entre ambiente marinho e equipamento. Ele deve
preservar a integridade mecânica, mesmo se submetido a um grande
diferencial de pressão ao longo da parede do equipamento, e manter a
água do mar fora do equipamento, para evitar deterioração dos
componentes elétricos. A tecnologia dos conectores para bombas
submarinas está estabelecida, mas para compressores, que requerem
maiores correntes e voltagem, requer maior desenvolvimento. Conectores
molhados são implementados no sistema para permitir a modularização e
alcance individual dos módulos (SCM), e também requerem
desenvolvimento para alta voltagem.
UPS submarino: A transmissão de energia aos equipamentos submarinos
pode ser acidentalmente interrompida. Nesta situação, dado que o controle
é elétrico, o UPS pode fazer com que ocorra uma sequência de shut-down,
como abrir ou fechar válvulas necessárias. O uso de UPS pode ser
distribuído – cada equipamento possui um – ou concentrado para toda a
unidade submarina. Baterias recarregáveis estão disponíveis para
aplicação submarina e devem ser armazenadas em câmaras a 1atm.
Questões importantes para disponibilização deste sistema submarino são a
capacidade de armazenamento, tempo de recarga das baterias e
confiabilidade no UPS.
III.1.1.5. Medidores de Fluxo Multifásico
Medidores de fluxo multifásico são dispositivos usados para medir
individualmente o fluxo de fases que escoam combinadas. Medidores multifásicos e de
18
gás molhado são cruciais para teste de poço, monitoração da produção e garantia de
escoamento. Seu emprego em campos de hidrocarbonetos passou por intenso
aumento nos últimos anos, bem como os desafios para suas novas aplicações. Segue
a descrição dos novos requerimentos para operação de medidores multifásicos.
i)
ii)
iii)
iv)
Medidores para condições HPHT: A exploração de petróleo em
condições de alta pressão e temperatura gera imprecisão nas medidas
de taxas de óleo, gás e água. Medidores para condições extremas, para
regiões como Golfo do México, por exemplo – 15 a 20ksi e 180°C –
precisam, portanto, ser aprimorados.
Robustez na comunicação e equipamentos: os equipamentos
submarinos estão sendo cada vez mais empregados em águas
profundas e ambientes hostis, o que requer atenção especial para
comunicação entre leito marinho e superfície. O tamanho e o peso
aumentados dos medidores para essas condições também são um
limitante, devido ao procedimento de instalação e pouco espaço
disponível em equipamentos, como manifolds.
Gama diversificada de condições de fluxo: poços de gás e óleo
apresentam uma grande variedade de composições de fluxo, como no
caso de água presente nos fluxos de campos com alta fração de gás.
Nestas condições, a precisão das medidas precisa ser aumentada,
principalmente para detecção de água da formação ou injetada.
Medida da salinidade da água: implementar a medição da salinidade da
água é fundamental para gerenciamento do reservatório. Sua medida
permite identificar a produção de água da formação e ajustar as taxas
de injeção de inibidores de incrustações e corrosão.
Medidores multifásicos submarinos são aplicáveis a todos os campos de
produção de petróleo em que se deseja obter maior controle dos efluentes do poço.
Em campos de gás molhado o emprego desses equipamentos é particularmente
benéfico. Nesses campos a detecção de água é crítica devido à tendência a formação
de hidratos e pelo fato de que a salinidade, mesmo em concentrações baixas, leva a
problemas de incrustação. Seguem algumas vantagens e desvantagens de seu
emprego:
Vantagens:



Quando posicionados na cabeça do poço, choke, jumper ou manifold,
medidores multifásicos e de gás molhado possibilitam informação confiável e
em tempo real de parâmetros como saturação da água, breakthrough de água
e permeabilidade e características do fluxo.
A garantia de fluxo é beneficiada pela capacidade de detecção de escoamento
em golfadas e de emulsões.
Testes de poço com separadores são limitados devido à ineficiência de
separação de determinadas misturas. Medidores multifásicos não apresentam
esta deficiência e diminuem os custos dos testes.
Desvantagens:

Imprecisão nas medidas de determinadas composições de fluxo e condições
de operação.
Situação mundial e brasileira:
19
Estima-se que até 2012 existiam mais de 3.000 medidores multifásicos e de
gás molhado operando no mundo. Esse número tende a dobrar na próxima década, já
que operadores visam a maximização da produção. Outra estimativa é que cerca de
12% da produção global de óleo e gás é beneficiada por medidores multifásicos.
Medidores multifásicos com os requisitos expostos anteriormente vêm sendo
produzidos por empresas como MPM (FMC Technologies), Roxar (Emerson) e
Schlumberger. O fornecimento desses equipamentos é feito principalmente para
campos no Mar do Norte, Golfo do México e Ásia.
III.1.1.6. Separação Submarina
A separação submarina consiste na separação dos efluentes do poço no leito
marinho, em oposição ao procedimento-padrão de efetuar a separação em uma
facilidade na superfície. Existem tecnologias de separação submarina com o objetivo
de promover separação gás-líquido, óleo-água ou, no mais completo dos casos,
separação trifásica.
Os projetos de separação submarina são geralmente desenvolvidos em conjunto
com bombeamento submarino. No caso de separação gás-líquido, os líquidos são
bombeados até a superfície, promovendo maior eficiência de bombeamento, enquanto
os gases fluem naturalmente à superfície. Já nos casos de separação líquido-líquido
ou trifásica, a fração de água geralmente é bombeada para uma formação depósito ou
é reinjetada no reservatório, enquanto as fases de óleo e gás fluem naturalmente até a
superfície ou são bombeadas, tanto separadas como combinadas.
Podem-se dividir as tecnologias empregadas nos separadores submarinos em dois
tipos, gravitacional e ciclônica. O primeiro emprega a gravidade para separar fluidos
de acordo com a densidade e o segundo utiliza força centrífuga para aprimorar a
separação entre fases. Essas tecnologias podem ser aplicadas separadamente ou
combinadas de acordo com o tipo de separador. Segue descrição dos principais tipos
de separadores submarinos empregados atualmente:
i)
Separador horizontal: separador com sistema gravitacional, onde as fases são
separadas de acordo com a densidade em um tanque horizontal. É usado
preferencialmente para separação óleo-água devido à grande superfície de
contato entre as fases. Pode contar com um sistema de separação ciclônica na
região de entrada dos fluidos para promover uma pré-separação de gás, o que
permite redução no tamanho do tanque.
20
Figura 1: Separador FMC Tordis apresentação Fluor Offshore Solutions 2012
ii)
Separador vertical: separador com tecnologia similar ao horizontal, com exceção
de que o tanque é posicionado na vertical, o que o torna favorável para separação
líquido-gás.
Figura 2: FMC Pazflor (mesma apresentação) – cortesia FMC
iii) Separadores do tipo Caisson/VASPS: são separadores verticais de grande
comprimento instalados no leito marinho em poços denominados dummywells.
Ambos combinam separação gravitacional e ciclônica e possuem uma bomba que
se encarrega do transporte dos líquidos separados. Suas configurações são
ilustradas a seguir:
21
a)
b)
Figura 3a) VASPS (OTC 18198)
b) Caisson – JPT setembro/2009 – New Field Development
iv) Separadores compactos: separadores compactos compõem o mais recente
foco de pesquisa para separação submarina. Embora os separadores
supracitados tenham diversos campos de aplicação, os separadores
compactos mostram-se mais favoráveis para aplicação em águas profundas e
ultraprofundas. Como exemplo dessa tecnologia há o separador ciclônico em
linha. Para separação gás-líquido, já existem três aplicações desta tecnologia
disponíveis: degaseificador, para remoção de gás de sistemas majoritariamente
líquidos; deliquidificador, para remoção de líquido em sistemas principalmente
gasosos; e um separador de fases, para separação grosseira gás-líquido.
Segue ilustração desta tecnologia:
Figura 1: À esquerda: separador de fases; no meio: deliquidificador; à direita: degaseificador.
(JPT agosto/2012 – Separation Technology Shrinks to Fit Subsea Development in Deep Water Better)
A separação submarina atualmente apresenta um vasto campo de aplicações. Ela
é utilizada, por exemplo, em campos maduros cuja produção de água excede a de
óleo e torna economicamente inviável a continuidade da recuperação. Campos com
elevado teor de gases também são candidatos à separação, pois o escoamento de
gás e líquido combinados pode bloquear os dutos devido à formação de hidrato.
22
Outros fatores para aplicação de separadores submarinos são reservatórios com
baixa pressão, elevado número e grandes distâncias de tie-backs e campos em
lâminas d’água profundas e ultraprofundas.
As vantagens da tecnologia são:








Redução da pressão em oposição à pressão do reservatório, aumentando
assim a taxa de produção e a recuperação final do campo.
Extensão do platô de produção.
Possibilidade de tie-backs de longa distância em reservatórios cuja
recuperação não é suficiente para justificar facilidade de produção própria.
Possibilidade de explotação de reservatórios pouco pressurizados, com baixas
permeabilidades ou com propriedades de fluidos pobres.
Possibilidade de emprego de bombas monofásicas que têm maior eficiência do
que as multifásicas.
Mitigação da possibilidade de fluxo em golfadas.
Facilitação do emprego de gas-lift (quando bombas multifásicas do tipo
helicoaxial são empregadas nos campos de bombeio multifásico, o uso de gaslift não é recomendável devido à elevada fração de gás bombeada).
Diminuição do espaço ocupado e peso dos equipamentos empregados em
superfície.
Como desvantagem aparece a necessidade de instalação de mais de um riser
devido à separação dos efluentes do poço em duas ou três fases.
Situação mundial e brasileira:
A separação submarina conta com cerca de dez sistemas instalados ou
decretados no mundo. O primeiro sistema foi instalado em 2000 pela Statoil no campo
de Troll, no Mar do Norte. Pouco tempo depois, em 2001, houve a instalação de um
separador do tipo VASPS no campo de Marimbá, na Bacia de Campos, pela Petrobras
(este separador operou apenas por cinco meses devido a falha mecânica).
Em 2007 um separador gravitacional horizontal foi instalado no campo de Tordis,
operado pela Statoil no Mar do Norte, seguido em 2009 pela instalação de separador
Caisson, pela Shell, no campo de Perdido, Golfo do México. Esta última estabeleceu o
recorde de lâmina d’água, 2.934m. No Brasil, a Shell instalou um separador de mesma
tecnologia, em 2010, no Campo de BC-10/Parque das Conchas. Outro marco de
separação submarina foi batido em 2011 pela Petrobras ao instalar no campo de
Marlim um separador compacto inline, que foi o primeiro separador óleo-água em
águas profundas, bem como o primeiro a separar óleo pesado de água e a permitir a
reinjeção de água.
Atualmente a Petrobras tem projetos de separação do tipo VASPS para os campos
de Congro, Malhado e Corvina e de separação inline para Canapu. Prevê-se que os
sistemas de separação submarina serão empregados principalmente nas bacias de
Campos e Santos no Brasil, no Golfo do México, no Mar do Norte e no oeste africano.
III.1.2. Linhas submarinas
23
III.1.2.1. Steel catenary risers e configurações alternativas
(a) Steel catenary risers (SCR)
O uso de steel catenary risers (SCR) aumentou significativamente nos últimos
anos, com a produção de óleo e gás cada vez mais se deslocando para águas
profundas e ultraprofundas. SCR tem bom custo-benefício quando comparado a
outros sistemas de risers e expandir o horizonte de viabilidade de sua aplicação é
extremamente desejável.
Uma das questões críticas para que isso seja possível é a fadiga dos SCRs
concentrada na touch down zone (TDZ), região onde o SCR entra em contato com
o solo marinho. Isso ocorre pois o riser, preso a uma estrutura flutuante em sua
terminação superior, experimenta oscilações que, próximo à TDZ, são
constringidas pela interação com o solo. As principais fontes de oscilação são os
movimentos do navio e o vortex induced vibration (VIV) e, quando elas são
extremas, a utilização de SCRs tradicionais é considerada inviável.
Nesses casos, diversas mudanças na configuração básica dos SCRs podem
ser implementadas de modo a aumentar sua vida à fadiga. Segue a descrição de
algumas delas:

Incorporação de mudanças no calado: geralmente, flutuantes como
FPSOs operam a diferentes calados para acomodar diferentes
carregamentos ou condições ambientais. Mudanças no calado têm o
efeito de mover a posição central da TDZ (Figura 1). Visto que os
efeitos da fadiga são concentrados em uma região muito restrita, essas
mudanças podem reposicionar o ponto de pico de dano. Essa técnica
pode levar a melhoras significativas na vida à fadiga dos SCRs. Teste
realizado no Golfo do México, utilizando um calado específico na
temporada de furacões e outro no restante do ano, levou a um aumento
de 50% na vida à fadiga.
Figura 1: Mudança no calado e centro da TDZ (OTC 16627)


Uso de strakes: strakes são geralmente usados para atenuação de
movimentos devido a VIV. Seu emprego leva a um aumento do
coeficiente de arrasto de 0,7, para um duto livre; para 1,4 a 2,0, para
um duto com strakes. Esse aumento tem como consequência
amortecimento dos movimentos do SCR na TDZ. Assim, o uso de
strakes não só reduz o dano por fadiga devido aos movimentos do VIV,
mas também dos movimentos do flutuante. Estudos sugerem que a vida
à fadiga pode ser aumentada em duas vezes ou mais nestes casos.
Reposicionamento ocasional do flutuante: a zona de máxima fadiga é
localizada em uma parte pequena da TDZ. Dessa forma, o dano
24
poderia ser distribuído ao longo do SCR de modo a minimizar o pico
com a relocação periódica da posição de centro da TDZ (Figura 2).
Melhoras na vida à fadiga da ordem de 2 a 3 podem ser atingidas com
esta medida, que vem sendo aplicada em plataformas
semissubmersíveis no Golfo do México. Estudos indicam que em
muitas situações basta a relocação do ponto médio da TDZ de duas a
três vezes por ano durante a vida do campo para que a vida à fadiga
requerida seja conseguida.
Figura 2: Reposicionamento ocasional do flutuante

Alívio do peso na TDZ: simulações numéricas indicam que um pequeno
comprimento de material flutuante (poucas centenas de metros e
algumas polegadas de espessura) aplicado na TDZ (Figura 3) reduz a
interação solo-riser e pode melhorar a performance quanto à fadiga por
um fator de cerca de 2. O material flutuante pode aparecer na forma de
um revestimento contínuo ou de módulos presos ao riser. Entretanto,
deve ser enfatizado que qualquer revestimento, especialmente aqueles
aplicados somente sobre certo segmento do riser, potencialmente afeta
a performance em relação a VIV. As descontinuidades na seção
transversal do perfil podem intensificar o VIV e é necessário que isso
seja levado em consideração no projeto do riser.
Figura 3: Alívio do peso na TDZ
25

Titânio no TDZ: embora substancialmente mais caro que o aço, o titânio
apresenta diversas vantagens em relação à resistência mecânica. Ele
possui menor razão resistência/peso e menor módulo de elasticidade, o
que o torna mais flexível. Além disso as ligações soldadas de titânio
têm propriedades S-N de vida à fadiga consideravelmente melhores
que as de aço, principalmente em serviços corrosivos. Portanto, sua
utilização em SCRs, não necessariamente em todo o comprimento, mas
na TDZ, pode resultar em menos relevantes danos por fadiga. Segue
gráfico da alteração da vida à fadiga no trecho de TDZ substituído por
titânio (Figura 4):
Figura 4: Vida à fadiga de trecho da TDZ em titânio
(b) Concepções Alternativas
As recentes descobertas de campos de hidrocarbonetos ocorridas em águas
profundas e ultraprofundas levaram a uma grande evolução no design e
complexidade dos risers de produção. Preferencialmente operados com o uso de
floating prodution, storage and offloading (FPSO), estes campos apresentam
limitações quanto ao uso de sistemas de risers tradicionais, devido aos severos
movimentos dos navios. Principalmente em ambientes hostis, FPSOs requerem
um sistema de risers complacente, possibilitando movimentação superior a
configurações tradicionais, como simples catenary riser (CR) ou top tensioned riser
(TTR).
Entre os candidatos a sistemas de risers para uso com FPSOs destacam-se
steel lazy wave riser (SLWR), tension leg riser (TLR) e free standing hybrid riser
(FSHR). Segue breve descrição dos modelos mencionados:

SLWR: O steel lazy wave riser é caracterizado por um duto rígido de
aço que liga o leito marinho à unidade de produção, dotado de um
módulo de flutuação, cuja capacidade de sustentação supera cerca de
duas vezes o peso do duto no ponto onde é aplicado. Um típico SLWR
consiste de três segmentos, todos com formato de catenária, o primeiro
entre a linha d’água e os flutuadores, o segundo na região dos
flutuadores e o último entre os flutuadores e o leito marinho. A principal
função desta configuração é isolar os movimentos do flutuante da
26
resposta do riser no ponto de touchdown e aumentar sua vida à fadiga,
quando comparado com SCR. Como desvantagens quanto a SLWR,
principalmente quando comparado com sistemas híbridos, há
sobrecarga no flutuante e menor vida à fadiga.
Figura 1: SLWR nas posições near, mean e far. OTC 14154

TLR: O tensionleg riser é um sistema híbrido para produção em águas
profundas. Nele, steel catenary risers (SCR) extendem-se do leito
marinho até uma grande boia submersa, a cerca de 150m da linha
d’água, o que proporciona isolamento da região afetada pelo
movimento das ondas. Essa boia de subsuperfície é ancorada
verticalmente por tendões e é compartimentada com flutuabilidade
variável. Jumpers flexíveis ligam a boia à unidade de produção
flutuante, em uma configuração de catenária solta, isolando os
movimentos do flutuante. Como os SCRs são essencialmente estáticos,
a fadiga devido aos movimentos do flutuante é mitigada. Outra
vantagem é a diminuição do peso agregado à unidade de produção.
Como desvantagem em relação ao SLWR está o procedimento de
instalação mais complexo e custos mais elevados. Além disso, para
aperfeiçoar seu design, mais estudos quanto à integridade da boia,
compressão nos jumpers flexíveis e fadiga dos tendões de ancoragem
devem ser conduzidos.
Figura 2: TLR. OTC 14154

FSHR: O free standing hybrid riser, também chamado de single line
offset riser (SLOR), é composto por um duto de aço rígido na posição
praticamente vertical, conectado em um sistema-base no leito marinho.
O riser é sustentado por uma boia BC (Buoyancy Can), que provê a
sustentação necessária para manter o riser em posição. O BC é
27
localizado a uma posição planejada abaixo da linha d’água de modo a
estar livre de efeitos severos de corrente e ondas. Como vantagens
para aplicação do FSHR, além do desacoplamento dos movimentos da
unidade de produção, há o isolamento do flowline das cargas do riser,
que são quase totalmente transmitidas para a fundação. Outra
característica benéfica é o fato de que o FSHR pode ser instalado antes
ou depois da unidade de produção. Quanto a desvantagens para esta
configuração há sua maior complexidade e procedimento de instalação,
bem como custos elevados.
Figura 3: FSHR OMAE 2009-79487
A instalação de FSHR já foi implementada duas vezes pela Petrobras, em
associação com a Technip, nos campos de Roncador, no Brasil, em 2007; e em
Cascade&Chinok, no Golfo do México, em 2009. Quanto ao SLWR, um exemplo
de instalação no Brasil é do campo de BC-10/Parque das Conchas, operado pela
Shell.
TLRs compõem a tecnologia mais embrionária e ainda não foram instalados. A
Petrobras, no entanto, desenvolve projeto e construção de um sistema usando
essa tecnologia a ser instalado para operação em 2.200 metros de coluna d’água
em campo do pré-sal em 2013.
III.1.2.2. Sistemas pipe-in-pipe
Sistemas Pipe-in-Pipe (PIP) consistem em um tubo interno, por onde escoam os
fluidos produzidos, centralizado em um tubo externo. Os dois tubos são mantidos
separados por espaçadores, posicionados em distâncias regulares, e por bulkheads,
geralmente posicionados na terminação da tubulação. No espaço anular entre os
dutos há o escoamento de água aquecida ou preenchimento com material isolante,
que é mantido seco, sem contato com o ambiente externo.
Há dois tipos de PIP usados na indústria offshore: fully bonded PIP, em que todo o
espaço anular é preenchido com material isolante, como espuma de poliuretano; e
28
unbonded, em que o isolamento é conseguido fazendo-se um invólucro de isolante ao
redor do duto interno (Figura 1)
Figura 1: Exploring the challenges of PIP Flowline Instalation in Deepwater.
Conexões típicas de tubulações PIP são:



Camisa deslizante com solda.
Solda tanto entre os dutos internos quanto externos.
Conectores mecânicos sem processo de soldagem.
Sistemas pipe-in-pipe são indicados para campos offshore com produção em
condições de alta pressão e tubulações muito longas. Exemplos dessas situações são
campos em lâmina d’água elevada e tie-backs de longa distância. A grande
capacidade de isolamento térmico de sua estrutura previne a formação de hidrato,
bem como as deposições de parafinas, por garantir a chegada da produção a altas
temperaturas na facilidade de produção. Além disso, em campos produtores de óleos
pesados, previne-se a diminuição da viscosidade.
As vantagens do emprego de PIP são:



Isolamento térmico dos sistemas PIP previne a formação de hidrato e
deposição de parafinas nas linhas de produção.
Isolamento mais apropriado para altas temperaturas (acima de 120ºC) quando
comparado com isolamento molhado tradicional. Os isolantes utilizados no
procedimento tradicional têm sua condutividade térmica muito aumentada a
elevadas temperaturas.
Sistemas PIP são mais apropriados para águas profundas do que sistemas
tradicionais de isolamento molhado, que estão sujeitos ao aparecimento de
trincas no isolante.
Quanto a desvantagens, tem-se:



Aumento no custo do aço empregado na tubulação.
O peso excessivamente elevado da estrutura permite que o PIP seja instalado
somente por embarcações de grande porte, o que eleva os custos de
instalação.
Alta complexidade do processo de solda offshore, principalmente se instalado
utilizando barcas S-Lay convencionais.
III.1.2.3. Dutos-sanduíche
Novas concepções de dutos submarinos e risers têm sido propostas para
proporcionar garantia de escoamento em campos de águas profundas. Entre elas
encontra-se o duto-sanduíche (SP).
Enquanto o espaço anular dos dutos PIP é preenchido com material cujo único
objetivo é isolar a linha termicamente, os SPs têm a camada anular atuando
29
também mecanicamente. Logo, resistência estrutural e isolamento térmico
satisfatórios podem ser obtidos.
Estruturas-sanduíche são um tipo particular de compósito caracterizado pela
combinação de diferentes materiais ligados, contribuindo com suas propriedades
particulares para uma performance estrutural global. Normalmente, estruturassanduíche são divididas em três camadas, duas externas, finas e rígidas; e outra
no núcleo, espesso e flexível. As camadas externas são aderidas ao núcleo de
modo a permitir a transferência de carga entre os componentes.
Estudos experimentais e numéricos realizados por Estefen et al. (2005)
atestaram a viabilidade da aplicação de dutos-sanduíche (Figura 1) em lâminas
d’água de até 3.000m. Resultados demonstraram que o grau de adesão entre as
camadas tem influência determinante na pressão de colapso. Além disso, atestouse entre as vantagens, se comparado a dutos de parede simples, maior
capacidade de flexão para mesma pressão externa, com peso em aço similar e
peso submerso inferior.
A resistência estrutural dos SPs é muito afetada pelo material no anular, que,
no trabalho em questão, foi o polipropileno, por questões econômicas e por
apresentar boas propriedades mecânicas e condutividade térmica relativamente
baixa.
Figura 1: Protótipo de duto-sanduíche
Um parâmetro-chave para o design de SPs, portanto, é a escolha do material
para composição do anular. Precisa-se de um material que combine isolamento
térmico e boa resistência mecânica. Entretanto, a maioria dos materiais
tradicionais de isolamento não tem resistência adequada para aplicação em SPs.
O polipropileno aparece, portanto, mesmo com capacidade de isolamento
questionável, como uma das alternativas economicamente viáveis.
Alternativas ao uso de polipropileno foram apresentadas por Castello et al.
(2008) para emprego no anular, como o compósito de alta resistência de resina
epóxi e microesferas de vidro. A espuma de epóxi tem praticamente as mesmas
30
propriedades mecânicas do polipropileno e metade da condutividade térmica. Já a
inclusão de microesferas de vidro em polímeros sintáticos reduz a condutividade
térmica e a densidade sem prejudicar significativamente as propriedades
mecânicas do produto original. Essas estruturas esféricas ocas podem se
apresentar em tamanhos maiores, como macroesferas, cujo diâmetro tem
tipicamente 10mm.
Outra opção apontada para aplicações extremas é o emprego de espuma de
poli-imida de alta densidade. Esse material é caracterizado por elevada resistência
à compressão, excelentes propriedades de isolamento, além de resistência
química e térmica.
Espumas comuns são interessantes para SPs devido aos processos de
fabricação conhecidos. No caso geral, dois materiais são despejados no anular e,
assim que a reação começa, eles se expandem, formam a espuma e aderem aos
dutos interno e externo. Já para a espuma sintática de epóxi, o compósito da
resina, o endurecedor e as microesferas são misturados e introduzidos.
Posteriormente o SP é aquecido para acelerar o processo de cura.
III.1.2.4. Dutos cladeados
Os dutos cladeados metalurgicamente (cladding) ou mecanicamente (lined) são
dutos em que uma camada de metal especial é aplicada em seu interior para proteger
o metal-base. Assim se consegue uma combinação de propriedades inatingível com
um único material. Para emprego na produção de hidrocarbonetos com componentes
corrosivos, um riser cladeado pode ter o metal-base escolhido pelo custo e
propriedades estruturais e o metal interno por resistência à corrosão.
Os tubos cladeados metalurgicamente têm como matéria-prima chapas cladeadas
em que os metais foram interligados através de uma ponte de difusão. Essas chapas
são submetidas ao processo JCO e complementadas por uma solda longitudinal, que
pode contar com diferentes processos de soldagem. Segue figura de dutos fabricados
com esta tecnologia:
Figura 1: Dutos cladeados metalurgicamente
www.butting.de/fileadmin/Redakteure/Downloads/Prospekte_port/BUTTING_Tubos_cladeados_br_web.pdf
Já nos tubos cladeados mecanicamente, o material protetor, conformado como um
duto de pequeno diâmetro, é posicionado dentro do duto do metal-base e ambos
sofrem um processo de expansão controlado com pressão hidrostática. Devido à
maior resiliência elástica do duto externo, o duto interno é colocado em um estado de
31
tensão residual compressiva. O resultado é um sólido ancoramento mecânico. O
procedimento é ilustrado a seguir:
Figura 2: Processo de cladeamento mecânico
www.butting.de/fileadmin/Redakteure/Downloads/Prospekte_port/BUTTING_Tubos_cladeados_br_web.pdf
Dutos cladeados podem ser empregados em risers e flowlines de sistemas
produtores de petróleo em que os efluentes do poço tenham teores consideráveis de
elementos corrosivos, como CO2 e H2S.
As vantagens para seu emprego são:




Dutos cladeados apresentam menores espessuras do que dutos sólidos feitos
com material austenítico ou ligas de níquel. Assim, reduzem-se o peso da linha
e o consumo de material.
Quando comparados com os cladeados metalurgicamente, os cladeados
mecanicamente podem resultar em redução de custo de 25% a 40%, devido à
sua fabricação simplificada.
Outra vantagem dos cladeados mecanicamente é a grande variedade de
materiais que pode ser empregada tanto como duto interno quanto externo.
Dutos cladeados metalurgicamente podem ser empregados tanto em
aplicações dinâmicas (risers) como estáticas (flowlines).
As desvantagens são:



O fornecimento de dutos cladeados no mundo é muito restrito.
Dutos lineados mecanicamente têm resistência à fadiga relativamente baixa.
Dutos cladeados metalurgicamente requerem procedimentos de solda
específicos e inspeção de solda.
A empresa líder mundial em dutos cladeados é a Butting, com diversos clientes na
área offshore de petróleo. Entre eles estão Petrobras, Statoil, Shell, BP ExxonMobil e
Chevron.
32
III.1.2.5. Dutos flexíveis para águas profundas
Dutos flexíveis compõem a tecnologia-padrão para exploração de
hidrocarbonetos offshore no Brasil. O grande aumento da lâmina d’água observado
nos últimos anos, entretanto, torna a utilização destes dutos um desafio e requer
mudanças na concepção tradicional.
O design básico de um duto flexível tradicional (Figura 1) consiste em uma
carcaça interna de aço para resistência ao colapso, seguida de uma barreira
impermeável polimérica, uma camada de aço intertravada para resistência à pressão
externa, camadas de aço enroladas de forma helicoidal para resistência à tração e
uma barreira externa à prova d’água.
Figura 1: Esquema de riser flexível – OTC 15169
Quando empregados como risers, lâminas d’água profundas expõem os dutos
a carregamentos extremos de tração no topo e pressão externa no fundo, bem como
elevada propensão ao birdcage. Entre as propostas de novas concepções para
flexíveis podem-se citar o emprego de risers flexíveis unbonded tradicionais reforçados
e risers flexíveis unbonded não metálicos.
A primeira proposta prevê o emprego de risers unbonded com estrutura tradicional.
Para que isso seja possível, reforços no design dos risers devem ser feitos, tais como
uso de armaduras extras de tração, uso de reforço sobre as armaduras de tração para
evitar o birdcage e emprego de materiais mais resistentes mecanicamente. Sua
configuração pode sofrer alterações em relação caterária simples, obtidas com o uso
de flutuadores distribuídos ao longo de seu comprimento, ou mesmo pode-se pensar
em configurações mais alternativas, como free standing flexible riser (FSFR).
Já os risers não metálicos, flexible fiber reinforced pipe (FFRP) – desenvolvidos
pela empresa DeepFlex –, propõem a substituição do aço por fibra de vidro em matriz
epóxi. Desse modo, não só há um aumento em sua resistência mecânica como uma
redução no peso total da estrutura em até 60%, se comparado com flexíveis
tradicionais. Assim, os FFRPs (Figura 2) apresentam-se como candidatos ideais à
aplicação em águas profundas e ultraprofundas.
33
Figura 2: www.deepflex.com/Portals/0/pdf/DeepFlex_Brochure.pdf
As vantagens para uso de novas concepções de flexíveis são:

Redução na tração no topo dos risers devido ao uso de flutuantes ou
estruturas mais leves que as metálicas.
Para os risers não metálicos:




Resistência a corrosão.
Alta resistência à fadiga.
Estrutura inerte a gases como CO2 e H2S.
Processo de produção permite a confecção contínua de longos
trechos de FFRP.
Quanto a desvantagens:

Por serem muito recentes, os FFRP têm histórico operacional limitado e não
possuem especificações padronizadas.
Em 2008 foi produzido o primeiro óleo em um campo totalmente desenvolvido com
FFRPs fabricados pela Deepflex, em águas profundas no oeste africano. Quanto ao
Brasil, cabe ressaltar que os flexíveis desenvolvidos pela Technip vêm sendo
instalados em águas profundas, mas aplicados como flowlines. Exemplos disso são os
campos de Marlim Sul, Roncador,
III.1.2.6. Umbilicais de alta potência
Umbilicais são basicamente uma combinação de cabos elétricos, fibras ópticas,
dutos de aço e mangueiras termoplásticas. Sua função é transmitir fluidos
hidráulicos e corrente elétrica necessários para controle e operação dos
equipamentos submarinos, além de aquisitar dados para monitoramento deles.
Umbilicais podem ser separados em estáticos – quando operam no leito marinho –
e dinâmicos – quando ligam a facilidade de superfície aos equipamentos
submarinos.
Umbilicais de suprimento de energia de alta potência têm papel crucial no
desenvolvimento de campos de petróleo com processamento submarino, visto que
um de seus requerimentos é a transmissão de energia de alta capacidade. Embora
a tecnologia de umbilicais estáticos para este fim esteja estabelecida, os dinâmicos
apresentam desafios para seu desenvolvimento.
34
Analisar os modos de falha dos umbilicais dinâmicos hoje aplicados é de
fundamental importância para o desenvolvimento de novas linhas para serviços
mais severos. O gráfico a seguir indica a causa e incidência das falhas de
umbilicais colocados em serviço, proporcionando entendimento do comportamento
desses equipamentos para estudo de designs que minimizariam os riscos.
Figura 1: Causas de falha em umbilicais (OTC 22430)
Buscando a construção ideal de umbilicais dinâmicos de alta potência, as
empresas Shell, BP e Technip patrocinaram um programa de quatro anos de
desenvolvimento efetuado pela BPP-Cables, chamado PowerCab JIP. Terminada
em 2010, a pesquisa incluiu uma fase de pesquisa de materiais e componentes e
outra de fabricação e teste de fadiga em um protótipo em tamanho real. O modelo
final (Figura 2), um cabo de diâmetro externo de 227mm, 10MW, 132kV AC e
capacidade de corrente de 525A, foi produzido com 166m e testado. As seguintes
vantagens foram evidenciadas:



Peso significativamente menor, resultando em cargas menores no
flutuante e no cabo.
Vida à fadiga estendida dos componentes metálicos.
Custos de fabricação significativamente mais baixos.
Para obtenção desses resultados o umbilical apresentou os seguintes
atributos:




Seleção de materiais especializados para componentes-chave, o que
proporcionou propriedades mecânicas físicas aprimoradas de forma
economicamente viável.
Condutores compostos por uma liga de alumínio de resistência
aprimorada foram utilizados nos núcleos, proporcionando resistência à
fadiga, leveza e benefícios nos custos.
Uso de isolamento cross-linked polyethylene (XLPE) de alta voltagem
específico para aumento de flexibilidade e redução em peso e tamanho.
Desenvolvimento de uma seção transversal em função da obtenção de
um cabo balanceado torsionalmente, e com distribuição de carga
otimizada. Assim, o tamanho dos componentes foi baseado em suas
propriedades elétricas, térmicas e mecânicas, de acordo com normas
de cabos de alta tensão internacionais.
35

Desenvolvimento de uma barreira a água feita de metal resistente à
fadiga e à corrosão para encapsular cada núcleo.
Figura 2: Protótipo de umbilical (OTC 22430)
Entre os benefícios do emprego de umbilicais de alta potência, como o
desenvolvido pela PowerCab JIP, estão:



Possibilidade de implementação de sistemas submarinos mais complexos e
aplicáveis a campos em que o processamento em leito marinho é
necessário.
Possibilidade de fornecimento de energia para tie-backs de longa distância.
Possibilidade de conexão com fonte de energia onshore. A substituição dos
geradores de energia de facilidades de superfície por fontes em terra
permite redução na emissão de CO2.
Além do projeto PowerCab JIP, existem programas de desenvolvimento de
umbilicais de alta capacidade por diversas empresas, como a Vexans. Entre seus
projetos executados com êxito estão a instalação nos campos de Troll em 1995,
Snøhvit em 2005 e Ormen Lange em 2009, todos no Mar do Norte, operados pela
empresa Statoil.
No Brasil, um exemplo de instalação de umbilicais de suprimento de energia de
alta capacidade é o Campo de BC-10/Parque das Conchas. Operado pela Shell,
este campo possui uma das plantas mais desenvolvidas de processamento
submarino do país.
III.1.2.7. Materiais, técnicas de soldagem e conexões alternativas
(a) Aços de alta resistência e técnicas de soldagem
A evolução recente na tecnologia de aços estruturais gerou a possibilidade do
emprego de aços de alta resistência em tubulações. Isso é particularmente benéfico
para o caso de linhas submarinas na indústria de óleo e gás, como risers e flowlines,
devido aos seguintes aspectos:



Redução no peso das estruturas, com consequentes benefícios nos
processos de transporte e instalação.
Redução no tempo de solda devido à diminuição da espessura das
estruturas, o que é importante para o caso de solda em campo.
Maior segurança contra cargas acidentais sofridas pelos equipamentos.
36
Portanto, dutos fabricados com aço de alta resistência podem ser empregados
como em campos cujo desenvolvimento é desafiador, como em ambientes hostis, em
que as unidades de produção flutuantes estão sujeitas a grande movimentação, e
lâminas d’água profundas.
Entretanto, embora apresente estas vantagens, o uso de aço de alta resistência
enfrenta oposição devido a dúvidas quanto ao comportamento de suas juntas
soldadas. Isto levou o European Research Area (ERA) a criar o projeto Fathoms, que
investigou o comportamento à fadiga de juntas soldadas em aço de alta resistência.
Os procedimentos de solda mais seguros definidos pelo programa são apresentados a
seguir:


LH (solda híbrida a laser/GMAW): foi percebido comportamento promissor à
fadiga quando a solda LH é aplicada no passe de raiz. Embora se trate de
uma solda de um só lado – técnica geralmente condenada pelas normas –,
sua performance foi comparável a soldas de dois lados de boa qualidade.
Isto ocorre pela fina geometria obtida com este método na raiz da solda,
região mais crítica para falha por fadiga. Este método atualmente é viável
para aplicação em campo em embarcações de lançamento de linhas.
FCAW + ultrassonic peening: o processo de solda pelo método tradicional
flux-cored arc welding (FCAW) seguido de tratamento ultrassonic peening
levou a uma performance de vida à fadiga ainda superior à da solda LH. No
que tange ao tratamento ultrassonic peening na raiz da solda, pode-se dizer
que ainda não tem grande disponibilidade no mercado. Entretanto, caso
requerido por contratantes do setor offshore, poderia se tornar viável em
pouco tempo.
É importante salientar que, embora esses métodos tenham sido objeto de estudos
que comprovaram sua viabilidade, é grande o descompasso entre a evolução dos
procedimentos de solda e a normatização desses procedimentos. Esforços no sentido
de aproximar as normas para juntas soldadas dos métodos atuais de solda devem,
portanto, ser efetuados.
(b) Materiais alternativos de alta resistência e baixa condutividade térmica
Em desenvolvimentos de campos de águas profundas, um dos grandes desafios é a
garantia de escoamento nas tubulações. É necessário evitar a formação de hidratos e
parafinas, além de garantir um tempo razoável de resfriamento das linhas em caso de
shutdown.
Dutos isolados termicamente têm sido aplicados com este intuito em flowlines e risers,
empregando tanto isolamento seco quanto molhado. No sistema seco, o material
isolante não entra em contato com o meio marinho e fica confinado entre dutos
concêntricos, como nos casos pipe-in-pipe (PIP) ou sandwich pipe (SP). Já o
isolamento molhado consiste de um único duto e material isolante diretamente exposto
à água.
Principalmente para os casos de isolamento molhado e SP, os requerimentos para
resistência mecânica e isolamento térmico crescem na medida em que aumenta a
lâmina d’água. Assim, materiais isolantes tradicionais utilizados em águas rasas
podem não ser aplicáveis em projetos de águas profundas. Uma série de materiais
encontra-se em desenvolvimento para preenchimento desta lacuna de aplicação.
Entre eles destacam-se o copolímero de polipropileno com HMS-PP (high melt
strength polypropylene polymers) e as espumas sintáticas.
37
O copolímero de polipropileno compõe uma nova geração de materiais de polímeros
de polipropileno (PP) baseada no balanço entre rigidez, resistência mecânica e boa
resistência de deformação sob carga permanente. Este material heterofásico de PP
contém uma fase contínua altamente cristalina com uma fase dispersa de borracha de
etileno-polipropileno. Essa mistura garante resistência mecânica em um grande
intervalo de temperaturas e boa resistência química. Já o HMS-PP possui alta
resistência combinada com boa elongação quando derretido. Além dessas
características, para melhorar as condições de formação da espuma, polímeros de
longa cadeia ramificada são introduzidos no PP. Esta modificação leva a um
crescimento de bolhas controlado, deixando a espuma estável e homogênea. A
combinação desses dois materiais – copolímero de polipropileno e HMS-PP – garante
uma espuma de alta qualidade, com bolhas menores e bem distribuídas (Figura 1),
com alta resistência à compressão e à deformação sob carga permanente.
Figura 1: Fotografia de microscópio eletrônico de copolímero PP e copolímero de PP com HMS-PP (OTC 14212)
As espumas sintáticas são materiais compósitos feitos de pequenas esferas de vidro
ocas embebidas em uma matriz polimérica (Figura 2). Em alguns casos, outros
reforços são adicionados para modificar as características dos polímeros. Seu
emprego na indústria do petróleo originalmente se deu como flutuadores, devido à alta
resistência à compressão e baixa densidade. A baixa condutividade térmica a princípio
foi um coproduto de sua construção. Atualmente, devido a sua resistência à água e
eficiência térmica, a espuma sintática começa a ser explorada como material de
isolamento para equipamentos submarinos.
Algumas mudanças, no entanto, foram requeridas para este novo campo de aplicação,
visto que a baixa densidade não é mais uma propriedade vital, e o foco se tornou a
estabilidade térmica a longo prazo. As opções viáveis de matrizes poliméricas, por
exemplo, são reduzidas pelo uso a altas temperaturas. Além disso, as esferas de vidro
são fortemente reforçadas pelo material que as cerca e, a altas temperaturas, a
resistência do compósito é afetada de maneiras difíceis de se prever.
38
Figura 2: Seção transversal da espuma sintática (OTC 13134)
Uma das alterações importantes em seu design para isolamento é o uso de
microesferas de vidro de grão refinado. Microesferas de vidro com diâmetros de
tipicamente 100 a 200 mícrons são preferíveis a microesferas plásticas, pois mantêm
mais eficientemente sua resistência a elevadas temperaturas. A escolha da química do
vidro também é importante, com borosilicatos sendo superiores aos mais comuns
vidros com alto teor de sódio, que podem ter problemas de solubilidade. Esferas
maiores, com diâmetro de 6mm a 12mm, são usadas comumente em flutuadores por
proporcionarem menores densidades e custos. Entretanto, as paredes dessas esferas
são afetadas por altas temperaturas e têm seu uso limitado a valores de cerca de
100°C.
As matrizes preferíveis para espumas isolantes incluem vários materiais como tipos
rígidos e semirrígidos de epóxi e plásticos elastoméricos, como poliuretano. Quanto
mais rígida é a matriz, melhor é o reforço das esferas de vidro e a manutenção de
suas propriedades a elevadas temperaturas. Por outro lado, uma matriz flexível tem
melhor resistência à fratura, permitindo ao duto fletir e, em alguns casos, ser instalado
pelo método carretel. Outro fator importante é o grau de adesão da matriz no duto,
aumentando a resistência à abrasão e ao impacto.
Testes de longa duração devem ser desenvolvidos de modo a validar a escolha dos
materiais para a espuma, principalmente para uso em isolamento molhado. Devem ser
investigados o envelhecimento hidrotérmico das matrizes e sua propensão à hidrólise
(quebra gradual das cadeias dos polímeros, resultando em perda de propriedades), a
estabilidade das esferas de vidro, principalmente de vidros com íons solúveis em
água, e a flexibilidade.
Situação mundial e brasileira:
Dutos isolados com o copolímeros e HMS-PP foram desenvolvidos pela empresa
Brendero Shaw, desde 2006, para emprego no Mar do Norte, nos campos operados
pela Statoil de Skuld, Hyme, Skarv, Vega, Morvin, Tyrihans e FramØst, bem como no
campo da EniNorge AS, de Goliat. No Brasil a mesma empresa desenvolveu dutos
com espuma sintática para steel catenary riser (SCR) e flowlines em P55, no campo
de Roncador da Petrobras; P56, no campo de Marlim Sul da mesma empresa; e no
campo de BC-10/Parque das Conchas, operado pela Shell.
39
(c) Materiais alternativos para risers
A produção de óleo e gás em águas profundas torna o peso e custos de
sistemas de tubulação consideravelmente altos. Além disso, muitos novos campos
têm fluidos corrosivos e condições HP/HT (altas pressões e temperaturas), o que
leva à necessidade de pesquisa em novos materiais para estruturas submarinas,
tais como risers de produção.
Entre os novos materiais viáveis para o panorama apresentado, destacam-se
materiais compósitos e ligas de titânio. Segue breve descrição de suas
características.
Ligas de titânio apresentam uma combinação única de alta resistência
mecânica, baixos módulos de elasticidade e densidade e excelente resistência
química e à fadiga. Atualmente são muito empregadas em stress joints na
terminação superior de steel catenary risers (SCR) e em cabeças de poço de top
tensioned risers (TTR). Nesses casos as ligas são destinadas às regiões de
maiores cargas e propensão à fadiga dos risers.
Com o avanço da produção em águas profundas e ambientes hostis, a
aplicação de ligas de titânio, como a ASTM Grade 29, pode ser estendida ao
próprio riser, principalmente na touchdown zone (TDZ). Com isso, melhoras
substanciais poderiam ser obtidas em relação ao aço quanto à vida à fadiga e
performance em HP/HT com fluidos corrosivos. Além disso, principalmente para
risers com grandes diâmetros, o uso de ligas de titânio pode viabilizar a operação
com SCRs onde o emprego de aço não proporcionaria resistência suficiente, e a
única opção viável seriam risers flexíveis de pequeno diâmetro.
Tecnologias críticas para uso de risers com ligas de titânio:



Desenvolvimento de normas para uso de ligas de titânio em risers.
Desenvolvimento de conectores para transição entre metais
dissimilares.
Estudo de fragilização em risers com proteção catódica.
Em relação aos risers compósitos, as vantagens seriam a combinação de baixo
peso e elevada resistência mecânica e rigidez, boa resistência a corrosão e
excelentes propriedades de fadiga. Há entre os compósitos uma vasta gama de
opções de materiais a serem aplicados, entre reforço e matriz. Os mais comuns
são fibras de vidro ou carbono e matrizes epóxi ou termoplásticas. Comentar todas
as composições possíveis para compósitos é, portanto, inviável. Como exemplo,
será discutido o duto compósito desenvolvido em associação pelas empresas
Doris Engineering, Freyssinet, Total e Soficar, manufaturado com fibras de carbono
em matriz termoplástica de poliamida 11.

Compósito estrutural: o corpo do compósito estrutural (Figura 1) é
composto de reforços alternados axiais e circunferenciais. As
propriedades mecânicas do riser nas direções principais podem ser
adaptadas de acordo com o seu design, como a razão entre camadas
axiais e circunferenciais. As fibras podem ser de carbono ou vidro com
matriz termoplástica de poliamida ou polietileno. Fibras de vidro têm
menor módulo de elasticidade e resistência em comparação com
carbono, mas são mais baratas e possuem resistência superior ao
impacto. Portanto, fibras de vidro podem ser utilizadas no núcleo central
para aumentar a resistência a o colapso. A solução apropriada é
determinada de acordo com parâmetros técnicos e econômicos.
40

Liner: o liner é a primeira barreira ao fluido interno e é usado como base
para confecção do duto com as camadas de fibras. Ele é obtido por
extrusão de um duto termoplástico. Os materiais para liner e matriz são
idênticos, o que assegura melhor coesão por termofusão. O material
termoplástico deve ser escolhido de acordo com a aplicação.
Seleção da resina: a resina é selecionada de acordo com sua
resistência à absorção de água, óleo, gás e possíveis químicos
injetados, como metanol para prevenção de hidratos. A vulnerabilidade
à fratura deve também ser investigada.
Espessura e orientação das camadas de compósito com carbono:
espessura e orientação apropriadas são baseadas nos requerimentos
para resistência ao colapso, explosão e tração. O duto é submetido a
uma série de carregamentos como pressão interna, externa e seu
próprio peso. O objetivo é desenvolver dutos baseados nessas cargas
para lâminas d’água entre 2.000m e 3.000m.
Terminações: terminações de metal (Figura 2) foram desenvolvidas
para assegurar a conexão segura entre os segmentos de tubulação
compósita.



Figura 1: Compósito estrutural (OTC 19111)
Figura 2: Terminação de metal
Como resultado do estudo da JIP, estas empresas obtiveram um riser com
massa específica de 1,5g/cm³, em comparação com 7,85g/cm³ do aço, e
resistência mecânica suficiente para comprovação de viabilidade para substituição
de risers tradicionais.
Tecnologias críticas para risers compósitos:


Estudo da compatibilidade dos diversos componentes com fluidos
produzidos e água do mar.
Método de transporte e instalação específicos para os segmentos
longos de tubulação compósita.
Quanto à utilização de compósitos em componentes submarinos, a instalação
de uma junção compósita de risers de produção, no Heidrum TLP no Mar do Norte
em 2002, é considerada a primeira aplicação de sucesso. Nos anos de 2002 e
2003 foi publicada pela DNV uma normatização para design de riser compósito.
Já o uso de ligas de titânio em SCR foi implementado em diversos campos, por
exemplo pela Shell no campo de Macaroni em 2000, pela BP no campo de King
41
em 2002, pela Anadarko no campo de GC518 em 2005, e pela Chevron/Texaco
em 2007 no campo de Blind Faith.
(d) Materiais com alta resistência a corrosão
Muitos campos de petróleo explorados recentemente apresentam altos teores
de componentes corrosivos em seus efluentes, além de condições HP/HT (elevadas
pressões e temperaturas). Considerando a severidade desses serviços, duas linhas de
desenvolvimento de tubulações se apresentam como viáveis para os operadores. A
primeira consiste em se substituírem os materiais tradicionais de confecção de dutos,
tais como aço carbono, por materiais resistentes, como corrosion resistant alloys
(CRA). A segunda prevê a manutenção do emprego de aço-carbono e a busca de
alternativas, como uso de inibidores de corrosão. Entretanto, a segunda só é possível
para operadores com elevado nível de disponibilidade de inibidores e além do uso de
inibidores de corrosão resistentes a temperaturas elevadas.
Como resultado, muitos operadores empregam exclusivamente materiais como
CRAs para desenvolvimentos HP/HT, ao menos em trechos de tubulação em que os
fluidos encontram-se a temperaturas muito altas. Este foi o caso dos campos de
Forvie/Jura da empresa Total, em que o uso de CRAs ocorreu do poço ao manifold e,
a partir deste ponto, com temperaturas abaixo de 90°C, inibidores de corrosão foram
utilizados.
Entre as alternativas de CRAs para tubulações HP/HT, tem-se:
Super modified martensitic stainless steel (SMMSS): o SMMSS soldável com
13% de cromo é uma das CRAs mais utilizadas. Este material apresenta ótima
performance em termos de corrosão, desde que a salinidade dos fluidos não seja alta
e que a presença de gases corrosivos se limite a CO2, com baixa tolerância a H2S.
Relativamente, o SMMSS apresenta baixo custo. Seu uso, entretanto, enfrenta
oposição devido a uma série de falhas ocorridas em serviço associadas a diversos
mecanismos de fratura. Estudos comprovaram susceptibilidade à corrosão
intergranular na área termicamente afetada pela solda. Avanços no procedimento de
solda do SMMSS são atualmente empregados para mitigação dessas falhas. Além
disso, a presença de H2S, mesmo em baixas concentrações, leva a fratura, quando o
material encontra-se sob tensão. Na região externa, este material é muito vulnerável à
fragilização por hidrogênio, principalmente quando o duto está sob proteção catódica.
Uma solução para este problema utilizada no campo de Devenick, operado pela BP no
Mar do Norte, é o emprego do conceito pipe-in-pipe, com duto externo de aço-carbono
protegido catodicamente e duto interno de SMMSS.
Aço-carbono com cladeamento de 316L: uma alternativa ao SMMSS, o açocarbono cladeado com 316L possui resistência mecânica provida pelo aço-carbono e
resistência à corrosão pela camada de 3mm a 5mm de aço inoxidável 316L. Esse
material tem propriedades de resistência à corrosão superiores às do SMMSS, devido
à maior resistência a corrosão por pits e maior tolerância a H2S. Entretanto, devido à
falta de normas especificando as condições de seu emprego, o uso deste material na
presença de H2S é limitado à temperatura de 60°C, o que é considerado muito
conservador por diversos operadores. Outra desvantagem potencial é a possibilidade
de erosão da camada de 316L, que poderia expor o aço-carbono aos efluentes
corrosivos do reservatório. O aço-carbono com cladeamento de 316L foi recentemente
empregado pela empresa BP, no campo de Rhum, para ligar o manifold à plataforma
central.
42
Aço inoxidável duplex e superduplex: quanto à exposição a efluentes
corrosivos e erosivos, proporciona um serviço altamente severo, além das
capacidades dos materiais anteriormente citados, emprega-se o aço inoxidável duplex
com 22% de cromo. A vantagem deste material é a alta resistência à corrosão e à
erosão, com possibilidade de operação com H2S a até 232°C. Entretanto, há
desvantagens para seu emprego. Seu preço é muito superior à media das CRAs
comumente usadas, o que limita seu uso a tubulações curtas. Além disso, esses
materiais são susceptíveis à fratura. Internamente, a presença de cloreto pode levar à
fratura sob tensão, quando a salinidade é elevada. Externamente, a fragilização por
hidrogênio é uma possibilidade quando ocorre o uso de proteção catódica tradicional.
Caso o aumento na resistência à corrosão e na tolerância a H2S seja necessário, o
aço inoxidável superduplex com 25% de cromo pode ser utilizado. Ele é mais tolerante
à salinidade, embora não seja imune a faturamento sob tensão na presença de
cloreto. Por outro lado, a desvantagem da fragilização por hidrogênio permanece sob
proteção catódica.
Ligas de níquel: ligas de níquel, tanto para confecção de dutos como para
cladeamentos, compõem a classe ideal de materiais em termos de resistência à
corrosão. Materiais como a liga 825 são altamente resistentes a fraturas na presença
de cloretos e sulfuretos. Ligas com maiores teores de cromo e molibdênio, como as
625 e 725, também apresentam excelente resistência à corrosão. O custo
excessivamente alto desses materiais faz com que atualmente sejam empregados
somente em componentes isolados dos sistemas submarinos, tais como válvulas.
Existe uma tendência, entretanto, de que o uso dessas ligas aumente, por permitirem
a combinação requerida de resistência a corrosão e fraturas, além de propriedades
mecânicas para sistemas HP/HT.
Aços inoxidáveis austeníticos: materiais tais como a série 300 de aços
inoxidáveis têm sido descritos como imunes à fragilização por hidrogênio sob proteção
catódica. Sua estrutura cristalina fechada permite pequena taxa de difusão de
hidrogênio. Entretanto, eles não são tratáveis termicamente, além de não operarem,
geralmente, acima de 45ksi. Por outro lado, o moderno aço inoxidável
superaustenítico, com 25% de níquel e 2% de titânio, também apresenta resistência à
fragilização por hidrogênio e, por ser tratável termicamente, pode atingir resistência
mecânica muito elevada.
(e) Conexões entre materiais dissimilares
Conexões entre metais dissimilares estão comumente presentes em sistemas
submarinos na indústria do petróleo. Em geral, elas unem aços ferríticos a austeníticos
inoxidáveis e a ligas de níquel, e são realizadas por meio de solda. A ocorrência de
conexões dissimilares ocorre predominantemente em serviços corrosivos ou severos,
quando materiais especiais são requeridos.
Enquanto a maioria dessas junções encontra-se em operação com sucesso,
uma pequena parte apresentou falha em serviço, o que leva à necessidade de
mudanças em sua concepção. Como alternativas ao método tradicional de montagem
apresentam-se modificações nas configurações das soldas e emprego de conectores
mecânicos.
Falhas em soldas tradicionais entre metais diferentes aplicadas na indústria
offshore ocorrem pelos seguintes motivos: problemas na liga dos dois metais, como
formação de fase frágil e solubilidade mútua limitada; e problemas de corrosão como
43
corrosão galvânica, fratura induzida por hidrogênio e sensitização. A mitigação dessas
falhas pode ser obtida com:




Mudança no material de forjamento de equipamentos submarinos:
muitos equipamentos, tais como válvulas e conectores soldados, são
confeccionados com AISI 8630, material presente em muitas das soldas
que falharam em campo. Projetos como o de ThunderHorse da
empresa BP já propõem a troca do AISI 8630 pelo ASTM A336 F22,
com níveis controlados de carbono e vanádio para reduzir a
precipitação de carbonetos na interface da solda.
Mudança na liga de buttering (material de enchimento): a liga de
buttering é comumente usada em soldas dissimilares em que os
materiais apresentam pontos de fusão muito distintos. Uma ou mais
camadas dessas ligas, que possuem temperatura de fusão
intermediária, são depositadas sobre o metal com maior temperatura de
fusão, e a solda é então realizada sobre a liga de buttering e o outro
metal. A liga 625, comumente aplicada para este fim em sistemas
submarinos, foi identificada como motivo de falha de soldas em campo.
Sua troca por um aço ferrítico com carbono e manganês foi também
proposta pela BP, no projeto de ThunderHorse, de modo a se prevenir
acidentes.
Aplicação de revestimento: revestimentos de alta qualidade prevenindo
o contato entre o aço e a água do mar são sugeridos pela DNV para
evitar a fragilização por hidrogênio das soldas dissimilares.
Controle do potencial de proteção galvânica: outra recomendação da
DNV para emprego de soldas dissimilares é o controle do potencial de
proteção galvânica. Impedir a chamada “proteção excessiva”, que
implica potencial muito negativo, reduz a formação de hidrogênio na
superfície do material suscetível à corrosão e, por consequência, a
probabilidade de fragilização por hidrogênio.
Como alternativa às juntas soldadas encontram-se as conexões mecânicas.
Conexões mecânicas usam resistência mecânica em vez de ligações entre os
materiais para conectar segmentos de tubulação entre si. Uma conexão segura
apresenta os seguintes itens:







Vedação metal-metal para integridade a longo prazo.
Capacidade de suportar as cargas da instalação.
Contorno suave e perfil externo fino.
Diâmetro constante.
Vedação externa contra água do mar.
Montagem rápida.
Adaptabilidade para liners e revestimentos internos.
Este tipo de conexão permite o uso de materiais não soldáveis e difíceis de
soldar, como 13% cromo, liners de glass reinforced plastic (GPR) e polietileno (PE) e
revestimentos de epóxi. Dessa forma, apresentam solução para o uso de materiais
dissimilares de duas formas distintas: tanto unindo-os de forma a se evitarem as
soldas como possibilitando o uso de materiais anticorrosão não metálicos, o que em
geral reduz os custos do sistema de tubulação. Quando comparados com aços com
alto teor de cromo, dutos com liner de GRP resistem melhor à corrosão e têm
melhores propriedades mecânicas a altas temperaturas.
Há diversas proposições para conexões mecânicas, tanto para montagem em
embarcações de instalação quanto para reparo. Dentre elas destacam-se as conexões
44
rosqueadas e, em menor escala, para aplicações específicas, conexões retráteis
(shrinkfit connections) por expansão/retração térmica com materiais convencionais ou
ligas com memória de forma. Segue a descrição dos tipos mais usuais, conexões
rosqueadas.
Conexões rosqueadas (Figura 1) compõem a classe de conectores mais
usados. Seu design apresenta diversas variações de acordo com o serviço em que
serão empregadas e com os modelos propostos pelos fabricantes. Para uso offshore
em serviços severos elas possuem vedação metal-metal que garante integridade para
pressão interna e externa em dutos com paredes espessas. Sua estrutura é resistente
a carregamentos combinados de pressão interna e externa com tração ou
compressão. Além disso seu design pode incluir um sulco especial para evitar
aprisionamento do lubrificante na rosca, garantindo cargas de contato metal-metal
suficientes para aumentar a confiabilidade quanto a vazamentos.
Figura 1: Conexão rosqueada seal-lock apex hunting
Além das conexões tradicionais, há atualmente conexões com características
específicas para o uso de materiais dissimilares, principalmente quando expostos a
proteção catódica. Esse é o caso da electrical isolation joint (EIJ), fabricada pela
Oceaneering. A EIJ (Figura 2) isola a corrente da tubulação de estruturas que
poderiam drenar a corrente e minimiza a corrosão galvânica entre metais diferentes.
Figura 2: Conexão EIJ. Oceaneering.
45
(f) Novas ligas para anodos
Estruturas de aço-carbono expostas à água geralmente são corroídas a taxas
inaceitavelmente altas, a não ser que medidas preventivas sejam tomadas. A
corrosão pode ser prevenida ou reduzida fornecendo-se uma corrente direta ao
metal através de um eletrólito, método conhecido como proteção catódica (Figura
1). O fundamento básico da proteção catódica é a redução do potencial elétrico do
metal protegido abaixo de seu potencial de corrosão. A funcionalidade desse
método resulta da polarização catódica da superfície de um metal corrosível para
reduzir a taxa de corrosão.
Figura 1: Proteção catódica (subsea structural engineering – Bai Y. Bai. Q)
Dutos submarinos podem ser protegidos como catodos a um potencial
de -0.80VAg/AgCl ou inferior, sendo este o potencial aceitável para aços-carbono e aços
de baixa liga em água aerada. Entretanto, potenciais abaixo de -1.05VAg/AgCl –
considerados proteção excessiva – são evitados pois podem causar fragilização por
hidrogênio.
Existem algumas maneiras de se evitar a proteção excessiva, como escolha de
anodos específicos para o material a ser protegido, determinação de design eficiente
para o sistema de anodos e uso de anodos inteligentes.
O anodo de sacrifício não pode ser escolhido isoladamente, somente de acordo
com suas características eletroquímicas. Análises em conjunto com características do
eletrólito, como temperatura e salinidade e potencial requerido pelo metal protegido,
são requeridas para obtenção do potencial ideal.
Como exemplo da importância desta análise está o desenvolvimento de novas
ligas para anodos, visando ao uso com metais de alta resistência, em geral corrosion
resistant alloys (CRA), que são mais suscetíveis a fragilização por hidrogênio. Novos
anodos para uso na proteção desses materiais são importantes devido à diferença de
potencial ótimo entre eles e o aço-carbono comum, como demonstra a Tabela 1, válida
para água do mar:
Material
Aço-Carbono
Aços Inoxidáveis
Austeníticos
Npre>40
Menor –ve Potencial
(mV)
-800 a -900
Maior –ve Potencial
(mV)
-1100
-300
-1100
46
Npre<40
Duplex
Martensítico (13Cr)
-500
-500
-500
-1100
-800
-800
Tabela 1: Variação de potencial para proteção possível
Sabendo-se que potenciais menores que -800mV são considerados
excessivamente baixos para materiais como aço duplex e 13Cr, deve-se evitar o uso
dos anodos tradicionais – alumínio e zinco (Tabela 2) – devido ao risco de fragilização
por hidrogênio. Anodos de baixa voltagem, como exemplo o Al-0,1%Ga, que está sob
desenvolvimento, seriam mais apropriados.
Liga
Al-Zn-In
Zinco
Temperatura (℃)
<30
60
80
<30
30 a 50
Potencial mV
-1050
-1050
-1000
-1030
-1030
Tabela 2: Potencial por liga de anodo
Já a escolha do design do sistema é importante para a obtenção de um potencial
homogêneo ao longo da superfície do metal protegido. Anodos para tubulações
geralmente têm a forma de um bracelete, que é soldado ou preso por uma braçadeira
no duto.
Normalmente esses braceletes são espaçados homogeneamente ao longo da
tubulação. Deve-se assegurar, portanto, que todo espaço entre os anodos esteja sob
um potencial de -0.80VAg/AgCl ou inferior – caso do aço-carbono –, como demonstra a
Figura 2.
Figura 2: Perfil do potencial (subsea structural engineering – Bai Y. Bai. Q)
Visto que a instalação dos anodos pode ser custosa, aumentar a distância
entre os anodos resulta em redução dos gastos com a proteção catódica. Entretanto,
isto significa usar anodos maiores e proporcionar um potencial heterogêneo na
tubulação. Como consequência, a região mais próxima dos anodos teria um potencial
abaixo do mínimo seguro, tornando-se propensa a fragilização por hidrogênio.
Por fim, pode-se evitar a fragilização por hidrogênio com o controle dos anodos
com componentes eletrônicos, tais como os anodos Corrodiums. Esses anodos são
autocontroláveis, ajustando o potencial a depender da necessidade. Esses sistemas
não requerem bateria, já que o anodo em si já é uma bateria. Variações que requerem
controle do potencial ocorrem devido a mudanças no eletrólito – temperatura, fluxo,
salinidade – ou na resistência do sistema. O funcionamento desse método baseia-se
na limitação da corrente a pulsos, criando um potencial pulsado que nunca ultrapassa
47
o limite abaixo do qual ocorre a fragilização por hidrogênio e reduzindo o consumo dos
anodos.
Situação mundial e brasileira:
Atualmente o uso de anodos inteligentes pode ser observado em todos os setores
da indústria offshore. No setor de petróleo e gás, fabricantes como Corrodium e
Innomet têm como foco estruturas como plataformas, bombas, válvulas e sistemas de
tubulação, principalmente quando há uso de materiais propensos a fragilização por
hidrogênio, como aço duplex.
III.1.3. Garantia de escoamento
III.1.3.1. Técnicas de prevenção de bloqueios em tubulações
Desafios para a garantia de escoamento em equipamentos submarinos
incluem formação e bloqueio por hidratos, deposição de parafinas e formação de
incrustações. Eles podem impedir o fluxo dos efluentes do reservatório e devem,
portanto, ser prevenidos. A seguir seguem descrições de métodos para prevenção:
Hidratos
Hidratos de gás natural são componentes cristalinos formados pela
combinação física de moléculas de água e certas moléculas leves contidas nos fluidos
de hidrocarbonetos, tais como metano, etano, propano, nitrogênio e dióxido de
carbono. Hidratos são facilmente formados quando frações leves de hidrocarbonetos
contêm água a elevadas pressões e baixas temperaturas. Alguns métodos para
prevenção de hidratos são apresentados abaixo:


Inibidores termodinâmicos: o método mais comum de prevenção de
hidratos em águas profundas é a injeção de inibidores termodinâmicos,
como metanol e glicóis. O princípio de funcionamento deste método é a
redução da temperatura na qual o hidrato seria formado. Os mais
usados são metanol e metiletilenoglicol (MEG), embora etanol, outros
glicóis e sais sejam também eficientes. A taxa de injeção de inibidores
termodinâmicos é função da quantidade de água produzida e da
dosagem do inibidor. Já a dosagem é função da temperatura, da
pressão e da composição do fluido produzido. Os riscos do uso de
inibidores termodinâmicos são: dosagem subestimada devido ao
desconhecimento de taxa de produção de água, risco ambiental,
principalmente com descarte de metanol, suprimento de inibidores em
locações remotas, incompatibilidade com outros químicos e materiais e
manuseio seguro de metanol na superfície.
Kinetic inhibitors (KI): KIs fazem parte de classe de inibidores de baixa
dosagem, ou seja, seu volume aplicado é muito menor do que de
inibidores termodinâmicos. KIs são polímeros ou copolímeros solúveis
em água de baixo peso molecular que previnem bloqueios de hidratos
por se associarem na superfície dos hidratos, retardando sua nucleação
e crescimento. Seu uso é limitado a sistemas que não temperaturas
muito inferiores à de formação do hidrato, portanto não é recomendável
para águas profundas. Outro problema é que sua eficiência é
dependente do tempo. Assim, em caso de parada na produção, para
48

que não haja formação de hidrato, as linhas devem ser
despressurizadas.
Antiaglomerantes (AA): AAs, também considerados inibidores de baixa
dosagem, são surfactantes que fazem com que a fase água seja
dispersa em gotículas suspensas. Dessa forma, os hidratos são
formados nas gotas isoladas, permitindo o fluxo sem bloqueios. Ou
seja, há formação de hidratos, mas são mantidos pequenos e dispersos
nos hidrocarbonetos. Seu uso é viável em águas profundas e sua
efetividade é afetada pelo tipo de óleo ou condensado, salinidade e
fração de água.
Figura 1: Mecanismos de inibição de hidratos. Subsea pipeline and risers Bai Y., Bai, Q.

Redução na pressão: operação a baixa pressão visa a manter o sistema
a uma pressão abaixo da qual, para determinada temperatura, haveria
dissociação de hidrato (Figura 2). Para águas profundas a 4°C, essa
pressão deve ser abaixo de 300psia. Operar a tais pressões pode ser
inviável devido às perdas de carga em longos risers e flowlines.
Figura 2: Regiões de formação e dissociação de hidratos (mesmo livro)

Desidratação do sistema: caso água suficiente seja removida dos
fluidos produzidos, não ocorrerá formação de hidrato. Desidratação é
49


uma técnica comum aplicada em tubulações de exportação. Para
sistemas submarinos, separação no leito marinho pode reduzir o fluxo
de água para os flowlines. Entretanto, deve-se assegurar que a taxa de
água após o separador é baixa o suficiente para segurança. Testes no
campo de Troll, operado pela Statoil no Mar do Norte, demonstram
frações de água de 0,5% a 3% após o separador. A possibilidade de
condensação desta água downstream pode requerer pequenas taxas de
injeção de inibidores, como termodinâmicos ou de baixa dosagem.
Isolamento térmico: o isolamento térmico provê controle de hidratos por
manter a temperatura acima da qual haveria sua formação. Além disso
o isolamento estende o tempo de resfriamento, o que permite mais
segurança para o caso de shutdown, pois aumenta o tempo de tomada
de decisão. Esse método não é aplicável para sistemas de produção de
gases, pois são muito vulneráveis a grandes flutuações em sua
temperatura, além de sofrerem o efeito Joule-Thomson. Por outro lado,
em sistemas de produção de líquidos, o isolamento permite grande
produção de água, o que não seria economicamente viável com o uso
de inibidores, devido às altas taxas de injeção requeridas.
Aquecimento ativo: o aquecimento ativo inclui aquecimento elétrico e
circulação de fluidos aquecidos em um bundle. Em flowlines e riser, o
aquecimento ativo deve ser aplicado em conjunto com isolamento, de
modo a minimizar os gastos energéticos. O aquecimento elétrico tem as
vantagens de eliminar a necessidade de despressurização, simplificar
operações pós-shutdown e ter habilidade de rapidamente remediar
bloqueios de hidrato. Seu uso é presente em campos como os de
Nakika, Serrano, Oregano e Habanero no Golfo do México; e Asgard,
Huldra e Sliepner, no Mar do Norte. As técnicas de aquecimento elétrico
são: aquecimento direto, em que o flowline é o condutor elétrico para
aquecimento por resistência; e aquecimento indireto, em que um
elemento de aquecimento elétrico é instalado na superfície externa do
flowline. Já o aquecimento por circulação de fluidos aquecidos tem as
mesmas vantagens que o aquecimento elétrico. Nesses casos um
fluido, geralmente água, circula por um bundle, provendo calor aos
fluidos produzidos. Exemplos de aplicação são os campos de Asgard e
Gulkaks South, da Statoil, e o campo de King, da BP. Uma grande
vantagem do aquecimento ativo é que, além de prevenir, pode remover
plugs de hidratos.
Parafinas
Parafinas são tipicamente moléculas de alcanos de longa cadeia, naturalmente
presentes no óleo cru. Com a baixa de temperatura ao longo do sistema de produção
de óleo, estes componentes podem se dissociar do óleo e formar cristais cerosos e
alongados. Caso não haja controle efetivo deste processo, as deposições de parafinas
podem crescer consideravelmente, causando redução do rendimento e até bloqueio
total da produção. A prevenção dos bloqueios de parafina pode ser atingida com os
seguintes métodos:

Isolamento térmico: este método tem o mesmo princípio de atuação que
no caso dos hidratos, ou seja, mantém a temperatura acima do ponto
de formação de parafinas. Entretanto, neste caso deve ser levado em
consideração que, uma vez estocado, o óleo com teor de parafinas será
resfriado a uma temperatura tal que poderá levar à formação de cristais.
50


Pigging: o uso de isolamento térmico e dispersantes químicos reduz a
taxa de deposição de parafinas. Entretanto, deve ser enfatizado que o
uso de químicos não evita completamente o processo de deposição.
Logo, é necessário que haja uma remoção mecânica dos depósitos de
parafina dos flowlines, com o uso de pigs. Para facilitar este
procedimento, sistemas de flowlines duplos que permitem o pigging
devem ser construídos. O pigging deve ser efetuado frequentemente
para impedir o crescimento exagerado dos depósitos nas paredes dos
flowlines. Neste caso, os depósitos espessos impedem a passagem do
pig, por não haver pressão suficiente para empurrá-lo ao longo da linha.
Outro requerimento deste método é que os sistemas submarinos sejam
desligados, em um processo que pode durar de 1 a 3 dias.
Injeção de inibidores: inibição química é, em geral, mais cara que o
método de pigging, embora os custos dependam da frequência
requerida de pigging e eficiência dos inibidores. Sua ação pode reduzir
a taxa de deposição, mas raramente consegue eliminar o problema.
Logo, seu uso requer prevenção combinada com uso de pigs. Os
inibidores devem ser compatíveis com o óleo e condições de operação,
para ser eficientes.
Incrustações
Incrustações são depósitos sólidos minerais formados pela água salina
produzida. Sua ocorrência acontece nos poços de produção, nas linhas que unem os
poços às facilidades de tratamento e nos poços de injeção. Sempre que há produção
de água, há potencial para formação de incrustação. A principal forma de prevenção
de incrustações é feita com o uso de inibidores.
Inibidores de incrustações são químicos que atrasam ou previnem a formação
de incrustações quando adicionados em pequenas quantidades na água salina. O uso
deles é interessante pois são requeridas doses muito baixas (poucos ppm) para que o
tratamento seja eficiente por tempos relativamente elevados. Seu mecanismo de
atuação ocorre pela aderência dos inibidores na superfície dos cristais de minerais
logo quando se formam. Assim, as moléculas grandes dos inibidores formam um
envelope que impede o crescimento dos cristais. Outra técnica em estudo na
Coppe/Universidade Federal do Rio de Janeiro, com financiamento da Finep, é o uso
de dispositivos geradores de campos eletromagnéticos capazes de prevenir o
crescimento de cristais.
Como atuam impedindo o crescimento, os inibidores devem estar presentes
antes que a incrustação seja formada.
III.1.3.2. Técnicas de localização e dimensionamento de bloqueios em tubulações
Bloqueio em tubulações, principalmente devido à formação de hidratos e
deposição de parafinas, é um dos principais riscos à garantia de escoamento em
sistemas de produção de águas profundas. A possibilidade de determinar a
localização, o tamanho e a severidade do bloqueio permite aos operadores a seleção
de estratégias de mitigação ou remediação específicas, garantindo maior eficiência.
Diferentemente dos métodos de prevenção e remediação, a localização de
bloqueios ainda se encontra em estágio mais inicial de desenvolvimento. Devido à
variedade de design de tubulações e facilidades de produção, não há uma solução
51
universal para detectar obstruções, e diversos estudos vêm sendo conduzidos com
proposições de metodologias.
Alguns dos métodos tradicionais para detecção de bloqueios incluem
monitoramento da pressão do fluxo, medição de expansão do diâmetro e técnicas
radiográficas e back-pressurization (pressurização do trecho de tubulação anterior ao
bloqueio).
O monitoramento da pressão do fluxo usa a propagação de ondas para
detecção remota de bloqueios. Neste método, uma válvula de ação rápida é operada
de modo a gerar um water hammer (martelo hidráulico), ou onda de choque, dentro da
tubulação. As reflexões produzidas são gravadas para determinação da existência e
localização de qualquer tipo de obstrução. Este método pode localizar bloqueios a
longa distância, com registros de mais de 100km. Entretanto, este método tem
algumas limitações. O fluxo deve ser interrompido por um tempo para a criação da
onda de pressão. Isso causa um pulso de pressão alto a montante da válvula e um
pulso de pressão negativo a jusante da válvula, o que pode levar a danos na
tubulação. Por esse motivo, alguns operadores não permitem a implementação do
método.
A medição da variação do diâmetro da tubulação pode localizar o bloqueio e
avaliar seu comprimento com grande precisão. Ao se pressurizar e despressurizar a
linha, ocorre uma expansão mensurável no diâmetro ao longo da tubulação, caso ela
esteja livre de obstruções. Logo, se a expansão não é detectada, significa que o
bloqueio deve estar entre a fonte de variação de pressão e o ponto de medida. Ao se
empregar este método em ambos os lados do bloqueio, é possível se inferir seu
comprimento. As grandes limitações do método são o uso de um remotely operated
vehicle (ROV) (Figura 1), que tipicamente é requerido; e a necessidade de
previamente se saber uma aproximação da localização do bloqueio. Além disso, é
inviável sua utilização quando a tubulação é inacessível, como nos casos de dutos
enterrados ou cobertos por concreto.
Figura 1: ROV. (www.qgdopetroleo.com/2010/06/entrevista-com-eric-oliveira-piloto-de.html)
A detecção radiográfica (gamagrafia) é um método que se vale de um teste não
destrutivo para inspecionar defeitos na tubulação. Ele explora a habilidade de a
radiação eletromagnética de curto comprimento de onda penetrar materiais diversos. A
técnica é muito precisa e usada para inspeção de curta distância. Normalmente o
método é implementado com uso de ROV e a capacidade de detecção é afetada pelo
material ao redor da tubulação, tal qual concreto.
O método de back-pressurization utiliza incremento de pressão para localizar o
bloqueio, principalmente em sistemas de produção de gás. Medições do aumento da
pressão são efetuadas à medida que quantidades de gás determinadas são injetadas
na plataforma. A taxa de aumento da pressão é correlacionada à taxa de input de gás
52
e assim pode-se determinar o comprimento, para determinado diâmetro de linha, entre
o ponto de injeção e o bloqueio. Este método é um dos mais aplicados em campo,
entretanto apresenta uma série de limitações. Bloqueios de hidrato são comumente
porosos e transmitem o fluxo em um sistema que deveria ser fechado. Outro fator é a
compressibilidade do gás, que deve ser bem conhecida para determinar a taxa de
aumento da pressão, bem como a fração de líquido dentro da linha. Por fim, caso haja
múltiplos plugs, não é possível localizá-los. Apenas o plug mais próximo ao ponto de
injeção é detectado.
Idealmente, todo método de detecção de bloqueios deve ser rápido, preciso,
barato e não deve interferir na operação normal da tubulação. Novos métodos estão
sendo desenvolvidos, buscando essas características, como é o caso da reflectometria
acústica em dutos de gás.
O conceito básico desta técnica consiste em introduzir um pulso de som na
tubulação e medir as reflexões produzidas à medida que o sinal atravessa todo o
comprimento do duto. Sempre que há variação na seção transversal interna na
tubulação, há uma reflexão produzida. Devido à quantidade de ruído detectado, filtros
dedicados são empregados para processamento de sinal (Figura 2). Com o
conhecimento da velocidade do som no gás, o tempo de fluxo do pulso pode ser
calculado e a localização da obstrução identificada. Esta proposta tem a vantagem de
ser rápida e precisa, de requerer relativamente baixo nível de instrumentação e de não
demandar interrupção na operação dos dutos.
Figura 2: Reflexões do sinal acústico antes e depois do processamento com filtro (SPE 138045)
A Coppe/Universidade Federal do Rio de Janeiro vem desenvolvendo, em parceria
com a Petrobras, projetos de pesquisa baseados no método acústico para localização
de bloqueios e gamagrafia submarina para dimensionamento. Os projetos estão em
fase de execução e preveem o desenvolvimento de protótipos para aplicação em
campo a partir de 2014.
Tecnologias Críticas


Desenvolvimento de tecnologias aplicadas a escoamentos multifásicos,
particularmente no caso das técnicas acústicas.
Superfície disponível em facilidades de produção para recebimento dos
equipamentos de localização de bloqueio.
53
III.1.3.3. Técnicas de remediação de bloqueios em tubulações
O aparecimento de bloqueios em tubulações e equipamentos submarinos é um
risco constante no processo de produção de hidrocarbonetos, principalmente em
campos offshore sob lâminas d’água profundas. Embora medidas preventivas sejam
tomadas, é importante o desenvolvimento de técnicas capazes de remover bloqueios
já formados de hidratos, parafinas e incrustações. A seguir são descritos métodos de
eliminação de bloqueios de acordo com a causa.
Hidratos
A dissociação de hidratos é um tópico pouco compreendido e aplicar práticas
de laboratório no campo tem se mostrado difícil. Seu comportamento depende do
tamanho do hidrato, porosidade, permeabilidade, volume de água ocluída, tempo de
deposição e condições locais, como pressão e temperatura, fluidos em contato com o
plug e camadas de isolamento sobre a tubulação.
Dois fatores são importantes para tornar a remoção de plugs de hidrato
altamente desafiadora: a quantidade muito grande de energia requerida para
dissociação, considerando a baixa taxa de transferência de calor pelo hidrato, e a alta
concentração de gás. Um metro cúbico de hidrato pode conter 182m³ de gás. Isto tem
implicações significativas para segurança na despressurização do plug. Além disso, a
dissociação de hidrato é altamente endotérmica. Assim, caso a transferência de calor
da camada de isolamento para o meio seja muito baixa, a temperatura ao redor do
plug pode cair rapidamente. Outro fator que pode resfriar seu entorno é o efeito JouleThomson da expansão do gás. Como consequência, mais hidrato pode ser formado
durante o processo de dissociação.
Seguem os métodos de remediação, que são similares aos de prevenção:


Despressurização da linha: a despressurização é o método mais usado
para remediação de hidratos. Rápida despressurização deve ser
evitada de modo a se evitar o efeito Joule-Thomson, que poderia
agravar o bloqueio e gerar gelo. Do ponto de vista técnico e de
segurança, é recomendável a despressurização de ambos os lados do
bloqueio. Caso apenas um lado seja despressurizado, o diferencial de
pressão através do plug pode torná-lo um projétil de alta velocidade.
Quando a pressão ao redor do hidrato é reduzida abaixo da pressão de
dissociação, a superfície do hidrato se reduz abaixo da temperatura do
leito marinho, e o influxo de calor do meio lentamente derrete o hidrato
na fronteira com a tubulação. Logo, dutos não isolados permitem mais
agilidade neste processo. A despressurização apresenta uma série de
problemas. Além do longo tempo requerido para derretimento do
hidrato, a facilidade de produção tem de lidar com grande quantidade
de gás e líquido saindo dos flowlines. Como múltiplos hidratos são
comuns, parar a produção gera perdas de receita consideráveis.
Inibidores termodinâmicos: inibidores termodinâmicos podem ser
utilizados para derreter plugs de hidrato. A dificuldade do método está
em se garantir contato dos inibidores com o bloqueio. Caso o bloqueio
esteja perto do ponto de injeção, como em uma árvore de natal
submarina ou manifold, o método mostra-se altamente eficiente. Caso
contrário, o mais viável é acessar o bloqueio com um coiled-tubing, e
então bombear um inibidor, como metanol, diretamente sobre o hidrato.
54


Aquecimento ativo: aquecimento ativo pode remediar plugs de hidrato
ao aumentar a temperatura de seu entorno. Entretanto, considerações
de segurança devem ser tomadas ao se fornecer calor ao hidrato.
Durante a dissociação haverá grande liberação de gás. Caso o gás
fique preso dentro do plug, a pressão pode aumentar de modo a
potencialmente romper o flowline. Logo, é necessário garantir um input
homogêneo de calor no plug, para uma remediação segura.
Aquecimento ativo pode remover o bloqueio em horas, enquanto
despressurização pode levar dias a semanas. Sua capacidade de
remoção ágil pode levar a um menor conservadorismo no sistema de
prevenção de hidratos.
Métodos mecânicos: pigging não é recomendável para remoção de
plugs de hidrato, pois pode haver compressão do plug, agravando o
problema. Se por outro lado, caso o bloqueio seja completo, não é
possível o trânsito do pig, por outro, em bloqueios parciais, o pigging
pode criar um bloqueio mais severo. Outra opção mecânica é o coiledtubing, entretanto perfurar um hidrato pode não ser seguro devido à
grande liberação de gás.
Parafinas
A remoção de parafinas apresenta menos desafios quando comparada à de
hidratos. Seus métodos são:






Aquecimento: remover parafinas com circulação de fluido aquecido ou
com aquecimento elétrico funciona bem para flowlines curtos. É
importante que, após derretida, a parafina seja removida da tubulação,
para que se evite a redeposição.
Métodos mecânicos: igualmente para o caso dos hidratos, o pigging é
viável apenas para dutos sem bloqueio completo.
Nitrogen generating system (NGS): criado pela Petrobras em 1992, o
NGS é um método de limpeza de parafinas termoquímico. O processo
do NGS combina efeitos térmicos, químicos e mecânicos, controlando a
geração de gás nitrogênio para promover a fluidez dos depósitos de
parafina. Este processo altamente exotérmico causa derretimento do
plug.
Tratamento com solventes: tratamento com solventes é o método mais
eficaz de remoção de parafinas, mas é também o mais caro. Logo, seu
emprego limita-se às situações em que os outros métodos não
apresentam eficácia. Ao entrar em contato com o plug, os solventes o
dissolvem até seu ponto de saturação. Caso não haja remoção das
parafinas, há a possibilidade de precipitação, resultando em uma
situação mais crítica quando comparada ao pré-tratamento.
Modificadores de cristais: modificadores de cristais de parafinas atacam
os agentes nucleadores do depósito de hidrocarbonetos a o quebra.
Além disso, previnem a aglomeração dos cristais de parafina por deixar
os agentes nucleadores em solução.
Dispersantes: dispersantes não dissolvem a parafina, mas a dispersam
no óleo ou na água por meio de ação de surfactantes. Com
modificadores, eles podem ser usados para remoção de depósitos e
bloqueios. Os dispersantes dividem o polímero do modificador em
frações menores que podem se misturar mais rapidamente com o óleo
cru, em condições de baixo cisalhamento.
55
Incrustações
Sistemas de remoção de incrustação devem ser rápidos, não danosos à
tubulação e efetivos para prevenir a reprecipitação. Em tubulações, a resistência e a
textura de incrustações têm papel central na escolha do método de remoção. Elas
variam de filamentos delicados e quebradiços ou cristais com alta microporosidade a
camadas com aspecto de rocha, baixas porosidade e permeabilidade. Entre os
métodos de remoção, tem-se:



Técnicas químicas: remoção de incrustação pelo método químico é a
primeira e mais barata tentativa em campo, especialmente se o bloqueio
não é facilmente acessível ou se a remoção mecânica não é viável ou
economicamente interessante. A eficiência dessas técnicas depende
fortemente do tipo e forma da incrustação. Por exemplo, minerais
carbonáticos são facilmente dissolvidos em ácido hidroclorídrico. Já
incrustações duras de sulfatos são mais difíceis devido à baixa
solubilidade em ácidos. Quanto à forma, deve-se avaliar a possibilidade
de acesso à superfície do bloqueio. Assim, a razão superfície-volume do
plug torna-se um parâmetro diretamente proporcional à facilidade de
remoção. Um cuidado a ser tomado no uso desses métodos é a alta
tendência a reprecipitação que o uso de determinados químicos
apresenta.
Métodos mecânicos tradicionais: bloqueios espessos com baixa
porosidade não permitem grande eficácia para técnicas químicas.
Nesses depósitos, a remoção geralmente requer técnicas desenvolvidas
para perfuração de rochas ou moagem de aço. Diversas configurações
de brocas de impacto e tecnologias de moagem têm sido desenvolvidas
para uso com coiled-tubing. No processo de moagem, como a
incrustação raramente ocorre de forma homogênea no tubo, o
requerimento de energia varia consideravelmente. Isso gera variações
na taxa de moagem de 1,5 a 9 metros por hora de incrustação removida
da tubulação. Já as ferramentas de impacto – como baker oil tools
HippTripper tool –, que são um misto de britadeira com broca rotativa,
impactam incrustação de 300 a 600 vezes por minuto e giram cerca de
20 vezes por minuto. Este procedimento, que tem eficiência aumentada
em depósitos frágeis, remove a incrustação de 3 a 30 metros por hora.
Sistema de intervenção intrusiva: o sistema de intervenção intrusiva
promove o fluxo de fluidos de remediação e os injeta a alta velocidade
no ponto de restrição ou bloqueio. O sistema conta também com um
coiled-tubing para permitir acesso estendido ao local do bloqueio. O
sistema pode injetar químicos para atacar depósitos solúveis ou mesmo
água, em casos de incrustação suave. Casos de remoção intrusiva em
poços de petróleo consideram também a adição de uma pequena
concentração de sólidos – 1% a 5% em peso – na água injetada para
aprimorar a remoção do bloqueio. Entretanto, cuidado especial deve ser
tomado durante a escolha do sólido de modo a não promover erosão da
tubulação de aço.
III.1.3.4. Técnicas para mitigação de golfadas em tubulações com escoamento
multifásico
Vibrações induzidas por escoamento interno (flow induced vibrations – FIV) são
comumente observadas em tubulações submarinas de produção de hidrocarbonetos.
Entre os padrões de escoamento interno, o slug (escoamento em golfadas – Figura 1)
56
é um dos mais complicados fenômenos presentes em risers, flowlines e jumpers, e é
tipicamente formado em fluxos bifásicos.
Devido à grande diferença entre as densidades de gases e líquidos presentes
nos efluentes dos reservatórios, os líquidos acomodam-se nas regiões inferiores das
tubulações, enquanto os gases se localizam no topo. Dependendo das condições de
operação, gases e líquidos podem passar a fluir na forma de bolsões separados –
slugs. Em risers, o líquido acumula-se na base até que a pressão a montante aumente
de modo a vencer a pressão hidrostática e empurrar o slug de líquido para cima. Um
slug de gás é formado logo após, seguindo o de líquido, e o processo ocorre
repetidamente, com variados comprimentos de slug e frequências.
Figura 1: Escoamento em golfadas (www.iahrmedialibrary.net/db/ii5/slug%20flow%201.htm)
O slug é indesejável durante a operação de campos offshore tanto pelo output
de produção quanto pela integridade estrutural das tubulações como risers. O
escoamento em golfadas induz vibrações risers e potencialmente causa ressonância e
danos por fadiga. Embora o fluxo monofásico também gere vibrações em risers, seus
efeitos são muito menos severos.
Para que este tipo de vibração seja mitigado, é importante que se busquem
métodos de supressão do escoamento em golfadas. Entretanto, apesar da importância
inegável do controle do slug, as opções para tanto são limitadas. Além disso, muitos
operadores preferem empregar soluções que visam a ajustar a facilidade de superfície
para lidar com o fluxo em golfadas – como com o uso de slug catchers – em
detrimento de impedir que os slugs ocorram, o que não impede o FIV.
Uma possibilidade para a mitigação do fluxo em golfadas é o uso de uma
válvula estática do tipo choke no ponto em que o riser chega à facilidade de
processamento, o que aumenta a queda da pressão ao longo dos slugs. Isto faz com
que os slugs se direcionem novamente para dentro do riser, até que um fluxo mais
estável, com bolhas de gás dentro do líquido, seja estabelecido. Entretanto, este
método tem como efeito a redução da produção.
Uma resposta a este efeito negativo desenvolvida pela empresa Statoil propõe
o conceito de controle ativo de slugs (Figura 2). Neste caso medições contínuas de
vazão e pressão são usadas para ajustar a abertura automática de uma válvula choke
de superfície, mantendo o escoamento em slug sob controle. Sistemas de controle
rápidos tornam possível a manutenção de um fluxo praticamente constante através do
57
choke de superfície. Este método eleva a estabilidade e é adaptável para taxas de
produção variáveis.
Figura 2: Controle ativo de slugs – Statoil (http://pt.scribd.com/doc/52042675/STATOIL-Slug-control)
Situação mundial e brasileira:
A empresa Statoil desenvolveu com sucesso sistema de controle ativo de
slugs, conforme reportado anteriormente. A Petrobras, em parceria com a
Coppe/UFRJ, vem desenvolvendo projeto de sistema similar. Testes experimentais em
escala laboratorial comprovam a eficiência da técnica. Prevê-se o desenvolvimento e
instalação de um protótipo no Brasil em 2013-2014.
III.1.3.5. Sensores para medição de pressão, temperatura e vazão
Monitoramento das condições de fluxo em equipamentos submarinos é uma
das bases para um sistema eficaz de garantia de escoamento. Além de sensores de
vazão, principalmente multifásicos, é preciso o desenvolvimento de sensores de
pressão e temperatura confiáveis para compreensão completa das condições de fluxo
submarinas.
Novas tecnologias para sensores de pressão e temperatura vêm sendo
desenvolvidas, tanto para adequação ao atual paradigma de produção como lâminas
d’água profundas e condições HP/HT (elevadas pressões e temperaturas) quanto para
aprimoramento da qualidade das medições atualmente obtidas. Exemplos desses
desenvolvimentos são sensores para HP/HT e sensores não intrusivos.
Sensores para condições HP/HT têm como requerimento a operação sob as
seguintes condições:




Temperatura dos fluidos produzidos: ≥ 250oC.
Temperatura ambiente: ≤-10oC.
Pressão dos fluidos produzidos: ≥ 15000psi.
Lâmina d’água: ≥ 3000m.
58
Investigações a respeito de sensores com estas características de operação
foram conduzidas pela JIP RPSEA Project 07121-1301 – improvements to deepwater
subsea measurement. Após análises de tecnologias de sensores como capacitivos e
vibratórios, os sensores piezorresistivos foram os escolhidos como os mais
apropriados. Experiências anteriores com este tipo de sensor foram conduzidas de
forma bem-sucedida pelo programa de ônibus espaciais dos Estados Unidos. A
resistividade elétrica de cristais de silício varia sob tensão. Resistores podem ser
fabricados de semicondutores como o silício para explorar este fenômeno. Este tipo de
resistor é chamado de piezorresistor e pode ser empregado em sensores em
ambientes extremos.
Outra tecnologia de sensores em vias de desenvolvimento são os sensores
não intrusivos de fibra óptica. Originalmente produzidos para medição de deformação
em tubulações, estes sensores foram adaptados para inferir pressão e temperatura. O
sensor fibre-bragg grating (FBG) é um sensor simples, robusto, linear, preciso e
absoluto, o que o torna ideal para aplicação de longo prazo em equipamentos
submarinos. Seu uso não é novo na indústria do petróleo, mas modificações para
possibilidade de uso em ambientes extremos, como em lâminas d’água profundas,
foram estabelecidas recentemente.
Para solucionar a questão da fragilidade dos gauges destes sensores, a
empresa Schlumberger propôs a imersão dos FBG em uma estrutura compósita
(Figura 1). A forma com que o sensor é tecido na matriz compósita permite que as
temperaturas e deformações sentidas por ela sejam perfeitamente transmitidas ao
FBG. A estrutura do compósito varia de acordo com o tipo de medição desejado.
Figura 1: Sensor FBG em matriz compósita (OTC 20980)
As medições de temperaturas são obtidas pelo sensor através do uso de um
FBG de referência localizado dentro do compósito, à temperatura da estrutura
hospedeira. Ele é isolado da deformação para que as medidas de temperatura não
sejam tendenciosas. Já a pressão interna do duto é medida a partir da deformação
circunferencial do duto. Através de um sistema de braçadeiras especificamente
desenhado (Figura 2), a deformação circunferencial é capturada e traduzida em
pressão interna através de uma função linear. Este sistema permite instalação a partir
do uso de ROVs.
59
Figura 2: Sistema de braçadeiras (OTC 20980)
A PUC-RJ desenvolveu, em parceria com a Petrobras, sensores de pressão e
temperatura em fibra óptica. A tecnologia foi incorporada pela empresa Gávea
Sensors, posteriormente adquirida pela empresa Lupatech. Alguns protótipos foram
instalados em poços terrestres e sua funcionalidade vem sendo analisada. A
Coppe/UFRJ desenvolve projeto Finep para desenvolvimento de sensores elétricos
para aplicações similares em parceria com a empresa Total Automação.
III.1.4. Gerenciamento da integridade de sistemas submarinos
III.1.4.1. Confiabilidade de sistemas
Devido à dificuldade de manutenção de equipamentos instalados no leito
marinho, a confiabilidade dos componentes submarinos sempre foi considerada um
fator-chave nos desenvolvimentos de projetos de campo. Confiabilidade refere-se à
habilidade de um dispositivo, sistema ou processo de executar sua função requerida
sem falhas por determinado tempo, quando operado corretamente por tempo e
ambiente especificados.
Desde o acidente de Deepwater Horizon, em 2010, a indústria submarina
passou a reconhecer a necessidade de maior rigor em gestão de confiabilidade, maior
ênfase em atingir altos níveis de integridade submarina e gerenciamento deles durante
o projeto e as operações. Para isso, mudanças no guia API RP 17N, sobre
Confiabilidade de Sistemas Submarinos e Gestão de Riscos Técnicos, foram
realizadas para cobrir a necessidade de garantia de confiabilidade e integridade
durante o ciclo de vida completo de sistemas submarinos.
Atualmente, altos níveis de confiabilidade, integridade e manutenibilidade
(reliability, integrity and maintainability – RIM) são considerados requerimentos-chave
ao longo de todo o ciclo de vida de sistemas submarinos pressurizados. Neles, falhas
durante a operação têm potencial de perda de conteúdo, com grandes consequências
adversas à segurança, ao meio ambiente e à produção.
O ciclo básico de garantia de confiabilidade do API RP 17N (Figura 1) envolve
as seguintes atividades: definir metas de confiabilidade e requerimentos, gerar um
plano para atingi-los, implementar as atividades planejadas e prover feedback e
garantia de que os requerimentos de confiabilidade foram atingidos.
60
Figura 1: Ciclo básico de garantia de confiabilidade
As metas e requerimentos de RIM geralmente conterão a necessidade de:



Alto nível de confiabilidade em sistemas submarinos e disponibilidade
de produção.
Risco muito baixo de perda de conteúdo acidental durante toda a vida
do campo.
Continuação da performance de RIM durante a operação durante toda a
vida útil do sistema submarino.
O time de projeto, com o suporte de engenheiros de confiabilidade, tem o
trabalho de desenvolver esses objetivos dentro de requerimentos mensuráveis,
realísticos e atingíveis.
O API RP 17N requer uma ligação formal entre metas e requerimentos e
planos para atingi-los. O plano deve conter uma série de análises para adequação ao
ciclo de vida, como: technical reliability categorization (TRC) dos sistemas, technology
readiness levels (TRL) de componentes dos sistemas, estudos de confiabilidade de
locação, fault tree analysis (FTA) e failure mode, efects and criticality analysis
(FMECA). Além disso, o plano deve conter a programação de atividades analíticas
com locação apropriada de tempo e de recursos, com subsídios para estudos
posteriores.
Uma vez criados o plano e a programação, as atividades em prol de
confiabilidade são implementadas de acordo com o designado. As primeiras atividades
de RIM serão geralmente organizacionais e analíticas. Entretanto, é importante
reconhecer que ações inevitavelmente surgirão durante as avaliações. O plano deve,
portanto, ser flexível a permitir evolução à medida que as análises são
desempenhadas e que a necessidade para estudos e recursos adicionais é
reconhecida. Em estágios mais avançados do ciclo de vida de sistemas submarinos, o
plano e a implementação fatalmente incluirão atividades de engenharia de projeto,
como mudanças na arquitetura dos sistemas, adição de redundâncias do sistema e
melhoramentos para design de componentes de modo a permitir que os objetivos de
RIM sejam alcançados.
61
Por fim, com o procedimento do projeto e empreendimento das atividades de
engenharia em prol de RIM, evidências das realizações são criadas, conferidas e
estruturadas para:




Demonstrar que o sistema submarino satisfaz os requerimentos
especificados de RIM.
Demonstrar a extensão atingida entre metas especificadas de RIM.
Prover o caminho para o balanço final das metas, requerimentos,
planos, análises e ações empreendidas.
Prover feedback visível e supervisão da gestão.
Deve-se notar ainda que o ciclo de garantia da confiabilidade é contínuo ao
longo de todo o ciclo de vida dos sistemas, da análise de viabilidade até a operação.
Isto significa que os elementos-chave para a confiabilidade passam por constante
mutação. Durante a etapa de design, as garantias refletem as expectativas do projeto
e são, portanto, previsões de performance. Após a instalação e início das operações,
as garantias passam a refletir a performance real em campo.
Logo, três elementos do ciclo de garantia de RIM devem ser geridos e
continuamente atualizados:



Metas e requerimentos de RIM.
Planos para êxito de RIM.
Garantia de RIM.
III.1.4.2. Técnicas de inspeção e monitoramento
O gerenciamento tradicional da integridade estrutural de tubulações e
equipamentos submarinos consiste de uma série de técnicas, desde o uso de ROVs
para monitoramento a sensores elétricos pontuais ou mesmo modelagem matemática
quando o monitoramento é inviável. Estas práticas têm diversas limitações, como
necessidade de deslocamento de grandes embarcações de apoio e baixa frequência
de aquisição de dados, no caso do ROV; e/ou informações sobre extensões limitadas
dos dutos, no caso de sensores pontuais.
Um sistema de monitoramento ideal conta com as seguintes características:

Detecção e localização de condições de inconformidade, ao longo de
todo o comprimento das linhas.
62



Capacidade de monitoramento integral independentemente das
condições ambientais.
Apresentação dos resultados de múltiplas medições de maneira clara.
Possibilidade de resposta rápida a vazamentos ou ameaças à
integridade dos dutos.
Adicionalmente, no caso offshore, o sistema deve ser capaz de cobrir as
distâncias existentes entre os equipamentos submarinos e a facilidade de produção.
Sensores não intrusivos de fibra óptica adaptados para lâminas d’água
profundas (Figura 1) recentemente foram desenvolvidos pela empresa Schlumberger
para medição de deformação em risers. Com o emprego da tecnologia fibre-bragg
grating (FBG), esses sensores podem obter informações não tendenciosas de
temperatura, pressão e deformação nos dutos sem o uso de strain gauges tradicionais
ou sensores MEMS, que são susceptíveis à interferência eletromagnética e possuem
procedimentos de instalação complicados.
Figura1: Sensor sendo instalado por ROV (OTC 20980)
Esses sensores de simples instalação por ROV, com meio de braçadeiras, são
capazes de detectar variações mínimas no estado de tensão de risers. Uma
comprovação desta capacidade foi efetuada em um steel catenary riser (SCR) cuja
estrutura potencialmente sofreria danos por fadiga, devido aos carregamentos
ambientais. Para tanto um FBG foi construído para monitoramento de deformação por
vibração, resposta da forma do riser e fadiga acumulada, para que uma comparação
com os dados teóricos fosse efetuada. Os dados obtidos (Figura 2) confirmaram a
validade do refinado modelo da estrutura. Com esses dados pôde-se ainda efetuar
uma extrapolação para o perfil de deformações ao longo da estrutura, bem como o
perfil de danos acumulados por fadiga.
63
Figura 2: Dados de curvatura obtidos em campo. OTC 20980
Embora apresentem diversas vantagens em relação a sensores tradicionais,
como os piezoelétricos – que precisam ser instalados em locais estratégicos, com
grandes deformações para coletarem dados relevantes –, esses sensores não cobrem
todos os requerimentos de monitoramento ideal citados. Como mencionado no teste,
os FBGs não permitem aquisição de dados contínua ao longo do comprimento dos
risers, e extrapolações são necessárias.
Uma possibilidade para atendimento desta condição é o uso de um sistema
integrado de monitoramento de flowlines e risers com o uso de sensores distribuídos
de fibra óptica. Este sistema permite medições distribuídas ao longo do comprimento
dos dutos de temperatura, deformação e vibração, o que possibilita detecção e
localização de problemas como deformações no riser, flambagem nos flowlines e
Vortex Induced Vibration (VIV).
Adicionalmente à capacidade de detecção de condições que podem levar a
vazamentos, os sensores distribuídos possibilitam meios de detecção e localização de
pequenos vazamentos em tubulações de gás mais sensíveis que os sistemas
empregados atualmente, baseados em monitoramento do fluxo.
Duas tecnologias básicas empregadas neste sistema são:


Distributed strain & temperature sensor (DSTS): este sensor permite
informações distribuídas de temperatura ao longo do cabo óptico de
sensoriamento (para detecção de vazamento de gás por efeito JouleThomson, vazamento no anular de flexíveis e temperatura em longos
flowlines). Além disso, dados sobre deformação são colhidos. Sensores
somente para medições de temperatura (DTS) também são disponíveis.
Distributed vibration sensor (DVS): este sensor promove informações
sobre eventos dinâmicos/acústicos, como VIV ou impacto por âncora,
para dutos rígidos e rompimento de arames da armadura em dutos
flexíveis.
Devido ao uso da tecnologia de amplificação óptica remota, a cobertura de
distâncias antes inviáveis, da ordem de 100km, é possibilitada, sem a necessidade do
uso de eletrônicos e, portanto, suprimento de energia remoto. Além disso, este
sistema elimina o uso de quaisquer componentes metálicos no cabo de
sensoriamento, o que evita interferência com a proteção catódica empregada dos
dutos ou a medida de vazamentos de fluxos magnéticos.
Medições contínuas foram identificadas como a mais eficiente forma de
monitoramento, por, além de permitir a detecção e localização das situações propícias
64
à falha, permitir visualização em tempo real de condições ao longo de todo o
comprimento das tubulações. Este é o único sistema capaz de gerar registros
contínuos no tempo e espaço, como mostra o gráfico típico de um DTS abaixo:
Figura 3: Dados 3D no tempo e espaço de um sensor DTS
O emprego de sensores distribuídos já passou por testes extensos em campo
e atualmente se encontra disponível para comercialização. Em 2001 o uso de DTS
para monitoramento contínuo de um bundle de flowlines de 14km foi implementado
com sucesso. Após a instalação do flowline e conexão com a facilidade de produção,
sensores de fibra óptica contínuos foram inseridos em um conduit. O sistema de DTS
foi instalado na plataforma para monitoramento contínuo e atualmente recebe sinais
com 1 minuto de intervalo de temperatura ao longo do bundle, em tempo real. Os
dados podem também ser recebidos em uma estação remota e integrados a um
sistema de loop fechado de controle. Outro sistema de DTS foi instalado com sucesso
no campo de Dalia, a 135km da costa de Angola, em 2007.
As empresas Aker Solutions e Omnisens também validaram o uso de
monitoramento distribuído com sensores de fibra óptica de deformação e temperatura
para umbilicais de distribuição elétrica. A empresa 2H-Offshore também vem
desenvolvendo sistemas para monitoramento de risers flexíveis baseados em técnicas
acústicas.
III.1.4.3. Autonomous Underwater Vehicles (AUV)
O gerenciamento da integridade estrutural submarina é fundamental para se
garantir que os equipamentos atendem aos requerimentos de design, minimizando os
riscos de mal funcionamento. Um elemento fundamental para que este gerenciamento
seja possível é a regularidade de inspeções em serviço.
O movimento da indústria em direção a campos em ambientes mais hostis e
profundos traz desafios para os operadores, com o alto custo das inspeções
submarinas e a disponibilidade limitada de intervalos entre as inspeções. O
gerenciamento da integridade estrutural em águas profundas depende fortemente da
inspeção visual dos equipamentos. Nestes casos, remotely operated vehicles (ROV)
são o meio primário de se obter informações sobre equipamentos no leito marinho.
65
Para tanto, são necessárias grandes embarcações de apoio, com extensa
tripulação, para a obtenção da mais simples gravação visual. Além disso, o ROV
inspeciona equipamentos que podem estar espalhados em uma área de muitos
quilômetros quadrados, o que, devido à sua ligação por umbilical com o barco de
suporte, requer que a embarcação manobre em dynamic positioning (DP) por dias. O
tempo de inspeção depende da coordenação do movimento do ROV com o barco,
além da habilidade do piloto de ROV. Por fim, o ROV não é capaz de associar um
registro visual a uma posição x-y-z específica, o que limita as possibilidades de
comparação de resultados entre inspeções diferentes.
Autonomous underwater vehicles (AUV – Figura 1), por outro lado, são
menores que ROVs, requerem menor espaço de deck, têm menos operadores e, por
não possuir ligação por meio de umbilical, são livres para se posicionarem
precisamente sem auxílio da embarcação de apoio. Avanços em autonomia acoplados
com sensores e processamento dedicados reduzem dramaticamente a interação
humana requerida ao se coletarem imagens de estruturas offshore.
Figura 1: AUV sendo retirado da água (OTC 23512)
As vantagens de emprego desta tecnologia incluem redução dos custos de
inspeção com o uso de embarcações menores, menor tripulação e operações mais
eficientes. Isto viabiliza o aumento da frequência de inspeções, minimizando os riscos
de falha. Em oposição ao modo de operação do ROV, a tripulação dos AUVs opera
somente em modo de monitoramento, e o AUV pode permanecer submerso durante
turnos seguidos, dependendo somente de sua capacidade de armazenamento de
energia.
Quanto ao produto da inspeção, o AUV apresenta grande vantagem de possuir
geo-tagging para cada elemento volumétrico (voxel) inspecionado, ou seja, associação
de coordenadas x-y-z para cada voxel. Isto permite detecção automática de mudanças
em relação à condição de referência, o que representa uma enorme economia de
tempo se comparados com os laboriosos exames visuais atualmente requeridos pelos
engenheiros de inspeção.
Os sensores presentes nos AUVs somam-se aos benefícios de seu emprego.
Empregando sensores 3D “true sonar” ou 3D de laser submerso, as inspeções não
66
são mais limitadas pela turbidez da água ou do movimento da plataforma de
sensoriamento. Além disso, AUVs modernos (como o Lockheed Martin’s MarlinTM
AUV) contam com a tecnologia de detecção de mudanças em tempo real. Esta função
altamente avançada, associada a um planejador autônomo de rota, possibilita ao AUV
revisitar áreas onde mudanças foram detectadas em relação à condição de operação
ideal e coletar vídeos ou imagens de sonar de alta definição destas áreas específicas.
Dados de inspeções realizadas com AUV permitem a geração de um modelo 3D
(Figura 2) das estruturas que pode ser usado como base para cálculos de engenharia
e monitoramento preciso da integridade.
Figura 2: Mudanças destacadas em tempo real indicando dano na estrutura (OTC 23512)
Atualmente um dos desafios impostos ao AUV se deve à sua localização
dentro de um campo ativo. O AUV deve operar a uma grande proximidade dos
equipamentos submarinos e posicionamento preciso é essencial para que colisões
com os equipamentos sejam evitadas. O desenvolvimento de sensores avançados e
sistemas de autonomia deve ser continuamente promovido de modo a se minimizarem
os riscos de choque.
Sistemas de inspeção com AUV encontram-se em fase de desenvolvimento
por diversas empresas do setor. Empresas como a Lockheed Martin provaram que o
sistema de AUV é capaz de inspecionar, de forma rápida, precisa e segura a inspeção
da estrutura de plataformas fixas em lâminas d’água rasas, com mínima intervenção
humana, em testes realizados no Golfo do México. Planos futuros incluem viabilização
de inspeção em águas profundas, com sensores capazes de conduzir análises em
sistemas de ancoragem, risers, flowlines e equipamentos submarinos em geral.
67
III. 2. Sistemas de produção não tradicionais (sistemas subsea to shore)
Com a intensificação da exploração de petróleo e gás em lâminas d’água
ultraprofundas, os sistemas submarinos de produção tornaram-se imprescindíveis para
o desenvolvimento de novos campos das operadoras de petróleo. Neste contexto,
observa-se uma intensificação dos esforços direcionados ao processamento
submarino do petróleo e gás extraídos, na medida em que a indústria torna-se mais
confortável com diversas tecnologias. Um reflexo importante da proliferação de
sistemas submarinos cada vez mais complexos refere-se ao aumento de unidades que
operam de forma remota, interligadas em distâncias cada vez maiores. Esse processo
resulta da conjunção de tendências importantes: (i) a consolidação de sistemas de
produção submarina crescentemente autônomos em relação ao apoio de plataformas
na superfície do mar; (ii) o desenvolvimento de sistemas de geração e distribuição de
energia elétrica no ambiente submarino; (iii) sistemas de inspeção e manutenção de
equipamentos submarinos mais sofisticados e autônomos.
Consolida-se, desse modo, uma tendência à crescente utilização de
equipamentos submarinos para processamento primário de petróleo, os quais têm o
potencial de reduzir drasticamente os investimentos em instalações de produção e os
custos operacionais a elas associados. Muitos desses equipamentos envolvem
soluções tecnológicas complexas, adaptadas a cada contexto de produção, com
alguns deles encontrando-se ainda em testes em escala industrial, com o intuito de
adaptá-los às condições de pressão, temperatura e contaminantes dos reservatórios
localizados em águas profundas e ultraprofundas.
O conceito de “subsea factory” foi introduzido originariamente pela Statoil para
representar o potencial gerado pela interação de diversas tecnologias e dos módulos
de processamento submarino a elas vinculados. Esses sistemas compreendem
unidades (fábricas) completamente funcionais instaladas no leito marinho, com sua
própria fonte de alimentação e instalações de separação, processamento e
armazenagem, de forma relativamente autônoma em relação a plataformas (sistema
subsea to shore), situada 300 metros abaixo d’água e cuja presença já deve ser uma
realidade na próxima década (a partir de 2020). A fábrica no leito do mar contaria com
a cadeia de produção de todo o processo: a própria cabeça de poço, o sistema de
compressão, separação e reinjeção, além de quaisquer bombas, aquecedores ou
equipamentos auxiliares necessários. Ela atenderia a campos-satélite de até 250km
de distância e bombearia apenas o óleo ou gás separados para uma plataforma de
superfície única ou, idealmente, canalizaria diretamente para a costa. A Figura 1
apresenta ilustrações de possíveis configurações desse tipo de sistema.
68
Figura 1 – Possíveis configurações de sistemas integrados de produção
submarina (subsea factory)
Fonte: Statoil
O desenvolvimento desse tipo de solução constitui uma evolução de tendências
já consolidadas na indústria, como a ligação de campos através de sistemas tie-back.
Nos últimos anos, tie-backs submarinos tornaram-se populares para o
desenvolvimento de campos de óleo e gás de maneira eficiente e econômica. Com
esta tecnologia, operadores reduzem os custos utilizando a capacidade de
processamento ociosa de infraestruturas preexistentes, em vez de construírem novas
estruturas para cada campo. Embora a construção de tie-back já seja uma tecnologia
estabelecida, tie-backs de longa distância (Figura 2) e o desenvolvimento subsea to
shore (tie-backs ligados diretamente à costa, Figura 3) ainda apresentam desafios
operacionais.
Tie-backs de longa distância e subsea to shore têm como foco de aplicação
campos marginais, economicamente inviáveis para desenvolvimento “stand-alone”,
campos em águas profundas e ultraprofundas, muito distantes da costa ou campos em
ambientes offshore hostis.
Entre as limitações impostas a estes projetos existe: a necessidade de
reservatórios com elevadas pressões ou instalação de bombeio submarino; o
fornecimento de energia e controle a longa distância; a necessidade de aplicação de
aquecimento passivo ou ativo nos flowlines para impedir a formação de bloqueios de
hidratos e parafinas; e a redução na viscosidade do óleo. Além disso, há aumento
relativo nos gastos com tubulação.
69
Figura 2: Tie-back de longa distância – Subsea structural engineering handbook – Yong Bai e Qiang Bai.
p. 37
Figura 3: Subsea to Shore – Subsea structural engineering handbook – Yong Bai e Qiang Bai. p. 36
Como tecnologias críticas para o desenvolvimento de tie-backs de longa
distância tem-se:





Garantia de escoamento.
Processamento submarino.
Distribuição elétrica submarina.
Controle e instrumentação.
Redução no custo de tubulação.
A viabilização dessa alternativa requer um aperfeiçoamento das tecnologias de
processamento submarino, envolvendo os processos de bombeamento de óleo,
compressão de gás e separação óleo-gás-água. Neste sentido, identificam-se três
barreiras fundamentais a serem superadas. A primeira é a alimentação, uma vez que
as atividades de compressão ou bombeamento submarino envolvem altas exigências
de potência e é necessário encontrar uma maneira para fornecer alimentação em alta
potência (entre 10 e 20MW) de modo confiável com baixa perda para os usuários
finais, através de grandes distâncias (de até 250km), com baixa frequência e baixa
perda. Uma segunda restrição importante refere-se às condições de transporte de
fluidos, pois é necessário muito calor para garantir a vazão de óleo, o que é
problemático para grandes distâncias, de mais de 200km, pois requerem um grande
consumo de energia. Um terceiro problema refere-se à necessidade de transportar
70
fluidos ou gases semiprocessados, para tornarem-se mais eficazes os processos de
bombeamento e compressão.
Um fator crítico para qualquer instalação de processamento submarino é o
fornecimento de alimentação. No caso dos processos a serem integrados para
viabilizar essa solução, como os de compressão e separação, quanto mais próxima a
fonte de alimentação puder estar situada da instalação, mais econômica ela será.
Desse modo, o processamento submarino completo requer uma rede elétrica
industrial, de serviço pesado e alta confiabilidade situada diretamente no leito do mar.
A solução engloba cabos de alimentação, transformadores, caixas de distribuição e
unidades de velocidade variável até bombas ou turbocompressores elétricos de
controle e alimentação, separadores e outros equipamentos de processamento. A
solução de rede de alimentação completa deve ser instalada em uma estrutura de
base única no leito do mar, a partir de um design adequado. Qualquer solução de
alimentação submarina precisa superar os problemas operacionais, como
equipamentos à prova d’água e isolamento de sistemas elétricos. Isso aplica-se
especialmente aos conectores usados. Além disso, as profundidades envolvidas
significam que não é possível utilizar mergulhadores. Em vez disso, a manutenção
precisa ser realizada através de veículos operados remotamente (ROV). A rede de
alimentação submarina deve ser desenvolvida para que a alimentação seja entregue
de uma estação de alimentação costeira distante através de um cabo de alimentação
submarino de longa distância ou de uma embarcação superior usando uma planta de
alimentação de ciclo combinado.
Desse modo, o processamento submarino completo requer a integração de
diversas tecnologias, vistas como “building blocks” capazes de viabilizar a paulatina
consolidação de uma solução do tipo “subsea factory". A evolução nessa direção
requer o desenvolvimento em paralelo de diversas tecnologias, seja em termos de
sistemas de suporte, sejam sistemas de processamento submarino e outros processos
vinculados. A disponibilidade de módulos submarinos convencionais é um elementochave para o sucesso da fábrica submarina, especialmente no lado da distribuição de
energia. Soluções mais padronizadas e incremento da confiabilidade de nódulos
operacionais tendem a viabilizar a transferência de processo para o leito submarino.
Muitas tecnologias de processamento submarino incorporadas em módulos
específicos já existem, inclusive em estágio operacional, permitindo uma evolução de
uma série de tecnologias incorporadas em módulos separados para um sistema
submarino completo, como evidencia a experiência da Statoil ilustrada pela Figura 4.
71
Figura 4: Módulos operacionais de tecnologias de processamento submarino
operadas pela Statoil possíveis de ser integrados em solução do tipo “subsea
factory”
Fonte: Statoil
Essas unidades abarcariam a cadeia de produção de todo o processo de
produção submarino: a própria cabeça de poço, o sistema de compressão, separação
e reinjeção, além de quaisquer bombas, aquecedores ou equipamentos auxiliares
necessários, possibilitando bombear o óleo ou gás separado para uma plataforma de
superfície única, ou idealmente canalizaria diretamente este fluxo para a costa.
Estrutura-se assim uma fábrica submarina completa no leito marinho, incluindo
produção submarina, separação, ampliação, compressão, armazenamento e injeção.
Essa alternativa é particularmente importante para operadoras que operam em regiões
a grande distância da costa, em águas profundas e ultraprofundas, em condições
climáticas muito inóspitas e/ou que requerem uma intensificação das taxas de
recuperação. Além disso, a compressão submarina pode fornecer muitos benefícios
quando comparada à alternativa da instalação de uma nova plataforma, incluindo
melhor recuperação, menor emissão ambiental e operação mais segura.
Situação mundial e brasileira
Embora tie-backs convencionais sejam amplamente empregados atualmente,
tie-backs de longa distância foram desenvolvidos em poucas regiões. A Shell é a
empresa com o maior número de tie-backs de longa distância em operação, sobretudo
no Golfo do México. Exemplos de aplicação são o campo de Troll, operado pela
empresa Statoil, no Mar do Norte; e o campo de Mensa, operado pela Shell, com tieback de mais de 100km.
Quanto à tecnologia subsea to shore, a empresa líder mundialmente é a Statoil,
atualmente operando o campo de Snøhnit, a 160km da costa. Outro projeto subsea to
shore da empresa é o campo de Ormen Lange, que, quando terminado, contará com
sistema completo de processamento submarino, com bombeio, separação e
compressão de gás. Projetos como compressão de gás submarino desenvolvido pela
Statoil evidenciam a capacidade da indústria para tornar funcionais módulos que
envolvem tecnologias extremamente complexas. Em 2015, a primeira estação de
compressão submarina do mundo será instalada no campo de Asgard, na área
offshore da Noruega.
No Brasil existem tie-backs de longa distância nos campos de Marlim, operado
pela Petrobras; e BC-10/Parque das Conchas, operado pela Shell.
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77
ANEXO I
Lista de Principais ou Potenciais Empresas
(Empresas brasileiras destacadas em negrito)
Bombeio Submarino
Baker Hughes
GE Oil & Gas
General Pump
Haskel International Inc.
National Oilwell Varco
Odessa Pumps & Equipment Company
Wartsila North America Inc.
Compressão Submarina
Cameron
WEG-Wirtschaft. Erdol & Erdgas
78