Engenharia de petroleo offshore3

Eng. Luiz Antônio Chaves, MSc.
Engenharia de Petróleo Offshore
Agosto de 2008

Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves,Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 22
TTóópicos do Cursopicos do Curso
1.1. Engenharia de PetrEngenharia de Petróóleoleo -- ConceitosConceitos
2.2. Arranjos SubmarinosArranjos Submarinos
3.3. Equipamentos de SuperfEquipamentos de Superfííciecie
4.4. AnAnáálise de Projetoslise de Projetos
5.5. Dimensionamento de EquipamentosDimensionamento de Equipamentos
para EVTEpara EVTE
6.6. Estudo de Caso RealEstudo de Caso Real –– DesenvolverDesenvolver
projetos conceituais.projetos conceituais.

ObjetivosObjetivos
Apresentar as tecnologia de engenhariaApresentar as tecnologia de engenharia
para processamento de petrpara processamento de petróóleo, osleo, os
sistemas de produsistemas de produçção e delineamento deão e delineamento de
projetos petrolprojetos petrolííferosferos offshoreoffshore..
Inclui a anInclui a anáálise do sistema e especificalise do sistema e especificaççãoão
de sistemas para extrade sistemas para extraçção,ão,
processamento, transporte e transferênciaprocessamento, transporte e transferência
de fluidos para regiãode fluidos para região onshoreonshore ou paraou para
áárea de armazenamento temporrea de armazenamento temporáário.rio.

Estrutura do CursoEstrutura do Curso
Arranjo Produtivo IArranjo Produtivo I
Conceitos Gerais e aplicaConceitos Gerais e aplicaçções para oões para o
desenvolvimento de Sistemas dedesenvolvimento de Sistemas de
EngenhariaEngenharia OffshoreOffshore para processamentopara processamento
de fluidos.de fluidos.
Arranjo Produtivo IIArranjo Produtivo II
Desenvolvimento de Projetos Conceituais deDesenvolvimento de Projetos Conceituais de
processamento de fluidos.processamento de fluidos.

Alternativas de ProjetoAlternativas de Projeto
Qual o melhor arranjo? Quais as incertezas? Qual o melhor projeto?

AplicaAplicaçção Prão Prááticatica
ApApóós a descoberta da jazida e as a descoberta da jazida e a
comprovacomprovaçção do volume e estimativa deão do volume e estimativa de
produproduçção de petrão de petróóleo/ gleo/ gááss éé desenvolvidodesenvolvido
o EVTE.o EVTE.
O EVTEO EVTE éé um estudo analum estudo analíítico e profundotico e profundo
para definir quais as alternativaspara definir quais as alternativas
tecnoltecnolóógicas que auferem a maiorgicas que auferem a maior
lucratividade e o menor risco dolucratividade e o menor risco do
empreendimento que comoempreendimento que como úúnica funnica funççãoão
maximizar a extramaximizar a extraçção de fluidos doão de fluidos do
reservatreservatóório com o menor custo.rio com o menor custo.

EVTEEVTE
O EVTEO EVTE éé dividido genericamente em 7dividido genericamente em 7
mmóódulos:dulos:
1.1. Engenharia do ReservatEngenharia do Reservatóório (Engenhariario (Engenharia
do podo poçço).o).
2.2. Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
3.3. Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
4.4. RegulaRegulaççãoão
5.5. Meio AmbienteMeio Ambiente
6.6. PolPolíítica Ptica Púública (Aspectos Sblica (Aspectos Sóóciocio--
Econômicos)Econômicos)
7.7. LogLogíísticastica

Justificativa do EVTEJustificativa do EVTE
EVTEEVTE
Maximizar o lucro!
Reduzir IncertezasReduzir Incertezas
no Empreendimentono Empreendimento

Arranjos ProdutivosArranjos Produtivos
Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
Engenharia de DutosEngenharia de Dutos
(dutos/(dutos/risesrises//flowlineflowline))
Atenção: Quando se estuda os sistemas de engenharia tem de analisar
Detalhadamente quais os fluidos que são processados, os mecanismos
que regem os processos e as propriedades físico-químicas.

Fase IFase I
Engenharia deEngenharia de
PetrPetróóleoleo OffshoreOffshore
Conceitos Básicos

ComposiComposiçção dos Fluidos doão dos Fluidos do
ReservatReservatóório Petrolrio Petrolííferofero
Hidrocarbonetos (Hidrocarbonetos (ParafParafíínicosnicos,, NaftênicosNaftênicos,,
AromAromááticos,ticos, AsfAsfáálticoltico))
Compostos SulforososCompostos Sulforosos -- GGááss SulfSulfíídricodrico (H(H22S),S),
polissulfetospolissulfetos ee MercaptansMercaptans (RSH)(RSH)
COCO22
Compostos Oxigenados:Compostos Oxigenados: éésteres, cetonas,steres, cetonas, áácidoscidos
carboxcarboxíílicos, fenlicos, fenóóisis
Compostos Nitrogenados: NO, NOCompostos Nitrogenados: NO, NO22
Metais (Pb,Metais (Pb, ZnZn, V,, V, NiNi,, FeFe, Ti, Cr, Mo,, Ti, Cr, Mo, CuCu e outros)e outros)
Sais (Sais (NaClNaCl,, NaBrNaBr, CaCl, CaCl22, Na, Na22SOSO44))
Areia (Argilas,Areia (Argilas, SilteSilte))
H2OH2O
A caracterização físico-química do óleo interfere no desenvolvimento do
Projeto. Discuta analisando os mecanismos que podem interferir no
empreendimento.

Classes deClasses de ÓÓleoleo –– DensidadeDensidade
PetrPetróóleos Leves: acima de 30leos Leves: acima de 30°°API (API (
< 0,72 g / cm< 0,72 g / cm33
))
PetrPetróóleos Mleos Méédios: entre 21 e 30dios: entre 21 e 30°°APIAPI
PetrPetróóleos Pesados: abaixo de 21leos Pesados: abaixo de 21°°APIAPI
( > 0,92 g / cm( > 0,92 g / cm33
))
A classe de óleo interfere na escolha de equipamentos para promover a
elevação. A classe de óleo também está associada ao tipo de campo
Petrolífero quanto a sua surgência. Discuta.

API doAPI do óóleo e Peso Especleo e Peso Especíífico dofico do
ggááss
29
PM
=γ
Onde:
γ = peso específico do gás
PM = Peso Molecular da substância

AnAnáálise PVTlise PVT -- Densidade do gDensidade do gááss
GGáás Reals Real
Onde:
ρg = densidade do gás
γ= peso específico do gás
P = Pressão
T = temperatura
z = fator de compressibilidade
zT
70,2
⋅
⋅
=
P
g
γ
ρ

RelaRelaçção do Gão do Gáás Ideals Ideal
TRnVP ⋅⋅=⋅
Onde:
V= Volume
P = Pressão
T = temperatura
R = constante Real dos gases
n = número de moles do gás
Em projeto a Equação e Clayperon é uma aproximação

Teor de EnxofreTeor de Enxofre
Petróleos “Doces” (sweet): teor de
enxofre < 0,5 % de sua massa
Petróleos “Ácidos” (sour): teor de
enxofre > 0,5 % em massa

CaracterizaCaracterizaçções do Petrões do Petróóleoleo
Teor de sal:Teor de sal: Podendo ser expresso emPodendo ser expresso em
miligramas demiligramas de NaClNaCl por litro depor litro de óóleo, indica aleo, indica a
quantidade de sal dissolvido naquantidade de sal dissolvido na áágua presente nogua presente no
óóleo em forma de emulsão;leo em forma de emulsão;
Ponto de fluidez:Ponto de fluidez: Indica a menor temperaturaIndica a menor temperatura
que permite que oque permite que o óóleo flua em determinadasleo flua em determinadas
condicondiçções de teste;ões de teste;
Teor de cinzas:Teor de cinzas: Estabelece a quantidade deEstabelece a quantidade de
constituintes metconstituintes metáálicos nolicos no óóleo apleo apóós suas sua
combustão completa.combustão completa.

VariVariááveis do Reservatveis do Reservatóóriorio
BSWBSW –– BasicBasic SedimentsSediments WaterWater
Teor de sedimentos eTeor de sedimentos e áágua presente no petrgua presente no petróóleo.leo.
RAORAO
RGORGO
IPIP
PVTPVT
Pw-Pe
q
IP =

AnAnáálise do Projetolise do Projeto

ConclusõesConclusões
Dados do ReservatDados do Reservatóório permitemrio permitem
ananáálise e o desenvolvimento dolise e o desenvolvimento do
projeto.projeto.

EngenhariaEngenharia
SubmarinaSubmarina

Limites do EmpreendimentoLimites do Empreendimento

SpreadSpread MooringMooring

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

Justificativas do uso do FPSOJustificativas do uso do FPSO
1.1. Ideal para regiões sem infra-estrutura;
2. Grande área de convés e capacidade
para receber peso;
3. Cronograma reduzido para conversão;
4. Custo pouco sensível ao aumento da
LDA;
5. Fácil de ser removido e reutilizado;
6. Flexibilidade para o desenvolvimento do
campo.
Quais os itens que interferem na desenvolvimento do projeto para
engenharia de superfície?

CaracterizaCaracterizaçção do Projetoão do Projeto --
ESCOPOESCOPO
1.1. Os objetivos do projetoOs objetivos do projeto -- ESCOPOESCOPO
2.2. Cronograma preliminar da atividadeCronograma preliminar da atividade
3.3. LocalizaLocalizaçção e limites dosão e limites dos
Blocos/CamposBlocos/Campos
4.4. NNúúmero total de pomero total de poçços do projeto e queos do projeto e que
serão interligadosserão interligados
5.5. LocalizaLocalizaçção da Unidade de produão da Unidade de produççãoão
6.6. JustificativasJustificativas
7.7. DescriDescriçção geral dos processos deão geral dos processos de
produproduççãoão

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

Arranjo SubmarinoArranjo Submarino

AncoragemAncoragem

Arranjo Geral do SistemaArranjo Geral do Sistema
de Produde Produççãoão ––
IntegraIntegraçção deão de
Equipamentos do PoEquipamentos do Poçço,o,
Submarinos e deSubmarinos e de
SuperfSuperfííciecie

Estrutura Geral de PoEstrutura Geral de Poçço deo de
ProduProduççãoão
((((opcionalopcionalopcionalopcional))))
Completação Seca
ANC

Dispositivos da Coluna atDispositivos da Coluna atéé a ANa AN
Tubo de produção
– É o componente de maior consumo e custo em
uma coluna de produção. Usado para conduzir os
fluidos do fundo da coluna à superfície.
Válvula de segurança de subsuperfície
(DHSV) ou SSSV
– Dispositivo de segurança instalada a cerca de 30
m abaixo da superfície, ou do assoalho marinho
que tem a função de fechar o poço em casos de
emergência. Opera sempre pressurizado.
Redução
– Conexão usada para permitir o acoplamento entre
componentes de diâmetro diferentes na coluna.

Mandril de gas-lift
– Dispositivo que tem a função de alojar a válvula
que permitirá a circulação do gás do espaço anular
para a coluna de produção.
Liner
– Tubulação de revestimento externo que protege a
coluna de produção das paredes do furo do poço.
Junta telescopia (TSR)
– Dispositivo que absorve a expansão ou contração
da coluna de produção, causadas pelas variações
de temperatura sofridas quando da produção ou
injeção de fluidos.

Packer Hidráulico ou de Produção
– Tem a função de promover o fechamento do
espaço anular entre o tubo de revestimento e a
coluna de produção, numa determinada
profundidade.
– Os objetivos desse equipamento são:
Proteger o revestimento (acima dele) contra
pressões da formação de fluidos corrosivos
Possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular,
nos casos de elevação artificial por gas-lift.
Permitir a produção seletiva de várias zonas por
uma única coluna de produção (com mais de um
packer).

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

Tipos deTipos de CompletaCompletaççãoão
CompletaCompletaççãoão SecaSeca
CompletaCompletaççãoão MolhadaMolhada
Discuta as vantagens e desvantagens do
tipo de completação.

CompletaCompletaççãoão MolhadaMolhada
Linhas de fluxo e equipamentos deLinhas de fluxo e equipamentos de
suporte a extrasuporte a extraçção fluidos e injeão fluidos e injeççãoão
de fluidos no reservatde fluidos no reservatóório.rio.

Equipamentos na CabeEquipamentos na Cabeçça do Poa do Poççoo
–– CompletaCompletaççãoão Seca ou MolhadaSeca ou Molhada
São os equipamentos responsáveis pelas
seguintes atividades:
– • Ancoragem da coluna de produção
– • Vedação entre a coluna e o revestimento de
produção
– • Controle do fluxo de fluidos oriundo do
reservatório.

Equipamentos deEquipamentos de CompletaCompletaççãoão
Cabeça de produção
É um carretel com dois flanges e duas
saídas laterais. O flange inferior fica apoiado
na cabeça do revestimento de produção e o
flange superior recebe a árvore de natal com
seu adaptador.
– Em uma das saídas laterais geralmente é
conectada a linha de injeção de gás (em poços
equipados com gas-lift) e na outra a linha de
matar (kill line), para um eventual amortecimento
do poço

Cabeça de produção

Equipamento de Controle de FluxoEquipamento de Controle de Fluxo
Árvore de Natal Molhada (ANM)
É o equipamento instalado no fundo do mar,
constituído por um conjunto de válvulas tipo
gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um
sistema de controle, todos interligados a um
painel de controle localizado na plataforma
de produção.
Os equipamentos que compõem a ANM
executam basicamente as mesmas funções
da ANC, porém, ficam submersas no fundo
do mar.

Esquema de ANEsquema de AN
Esta AN é molhada ou seca?

Função:
Controle de fluxo
Função:
Acesso ao
interior
do poço
Válvula
Anular
inferior

ANMANM
Altura aproximada: 9 a 15 metros

ANM e ANCANM e ANC
FunFunçções:ões:
Controle de fluxo de fluidos doControle de fluxo de fluidos do
reservatreservatóório.rio.
VedaVedaçção da cabeão da cabeçça do poa do poçço.o.
Acesso ao interior do poAcesso ao interior do poçço deo de
produproduçção.ão.

Tipos de ANMTipos de ANM
–– ANM DO (ANM DO (DiverDiver OperatedOperated) operadas por) operadas por
mergulhadormergulhador
Baixo custo operacionalBaixo custo operacional
Opera em LDA de 200 mOpera em LDA de 200 m
As operaAs operaçções são essencialmenteões são essencialmente
manuais por meio do mergulhador,manuais por meio do mergulhador,
na qual realiza manobras dena qual realiza manobras de
fechamento e conexão de linhas parafechamento e conexão de linhas para
intervenintervençção no poão no poçço.o.

ANM DAANM DA
–– ANM DA (ANM DA (DiverDiver AssistedAssisted) assistida por) assistida por
Baixo custo operacionalBaixo custo operacional
Opera em LDA de atOpera em LDA de atéé 300 m300 m
As operaAs operaçções são parcialmente manuaisões são parcialmente manuais
por meio do mergulhador, pois somentepor meio do mergulhador, pois somente
são realizadas manobras de conexão esão realizadas manobras de conexão e
desconexão de linhas. Não existemdesconexão de linhas. Não existem
vváálvulas de acionamento manual.lvulas de acionamento manual.

ANM DLANM DL
–– ANM DL (ANM DL (DiverDiver LessLess) operada sem) operada sem
Opera em LDA de atOpera em LDA de atéé 400 m400 m
As operaAs operaçções são realizadas totalmenteões são realizadas totalmente
por meio de conectores e cabospor meio de conectores e cabos
hidrhidrááulicos para conexão de linhas deulicos para conexão de linhas de
fluxo e controlefluxo e controle àà ANM.ANM.
Consiste no inConsiste no iníício do avancio do avançço tecnolo tecnolóógicogico
da instalada instalaçção da ANM em LDA de maiorão da ANM em LDA de maior
profundidade.profundidade.

ANM DLLANM DLL
–– ANM DLL (ANM DLL (DiverDiver LineLine LayLay--awayaway) operada sem) operada sem
mergulhador, com cabos guia de instalamergulhador, com cabos guia de instalaçção.ão.
Este tipo de ANM desce com a BAP (BaseEste tipo de ANM desce com a BAP (Base
Adaptadora da ProduAdaptadora da Produçção) previamenteão) previamente
conectada, e possui um mconectada, e possui um móódulo de interface paradulo de interface para
operaoperaçções com o ROV (ões com o ROV (RemoteRemote OperatedOperated VehicleVehicle))
VeVeíículo operado remotamente na sala de controleculo operado remotamente na sala de controle
da plataforma de instalada plataforma de instalaçção.ão.
A vantagem da ANM DLLA vantagem da ANM DLL éé a sua instalaa sua instalaçção comão com
um berum berçço na BAP equipada com o mandril daso na BAP equipada com o mandril das
linhas de fluxo para apoio.linhas de fluxo para apoio.

ANM GLLANM GLL
–– ANM GLL (ANM GLL (GuideGuide LineLine LessLess) operada sem) operada sem
mergulhador e sem cabos guiamergulhador e sem cabos guia
ÉÉ um equipamento que pode operar em LDAum equipamento que pode operar em LDA’’ss
acima de 500 m.acima de 500 m.
Utiliza sistema de conexão com a BAP, mas asUtiliza sistema de conexão com a BAP, mas as
conexões não realizadas por meio doconexões não realizadas por meio do laylay--awayaway,,
pois em vez deste sistemapois em vez deste sistema éé adotada a conexãoadotada a conexão
vertical (CV) na qual o mandril das linhas devertical (CV) na qual o mandril das linhas de
fluxo lanfluxo lanççado com o trenado com o trenóó éé conectadoconectado àà ANM.ANM.
Este procedimento permite o lanEste procedimento permite o lanççamento da ANMamento da ANM
ou da BAP de forma independente.ou da BAP de forma independente.

Qual o Arranjo submarino emQual o Arranjo submarino em
relarelaçção a ANM?ão a ANM?
LDALDA –– 140 m140 m
RGO = 3000 m3/m3RGO = 3000 m3/m3
Campo gigante com grandeCampo gigante com grande áárearea
superficial de acsuperficial de acúúmulo demulo de óóleo.leo.
Justifique discutindo: 1Justifique discutindo: 1 –– AspectosAspectos
tecnoltecnolóógicos; 2gicos; 2 –– Operacionais, 3Operacionais, 3 ––
Econômicos.Econômicos.

EstimulaEstimulaçção Artificialão Artificial
Procedimento para aumentar aProcedimento para aumentar a
produtividade do poprodutividade do poçço.o.

Quais os casos de EstimulaQuais os casos de Estimulaççãoão
Artificial?Artificial?
–– GasGas--liftlift (GLC, GLI)(GLC, GLI)
–– BCSBCS
–– BCPBCP
–– BMHBMH
–– BCSS(*)BCSS(*)
Quando usar e porque usar um método de estimulação?

Questão TeQuestão Teóóricarica
Um campo petrolUm campo petrolíífero apresentou um IP de 130fero apresentou um IP de 130
mm33/h //h / kgfkgf/cm/cm22 para um conjunto de popara um conjunto de poçços. Oos. O
ooAPIAPI dodo óóleoleo éé igual a 23 e apresentaigual a 23 e apresenta surgênciasurgência
para uma LDA operacional de 1900 m.para uma LDA operacional de 1900 m.
No desenvolvimento do projeto foi proposto aNo desenvolvimento do projeto foi proposto a
instalainstalaçção de sistemas artificiais de estimulaão de sistemas artificiais de estimulaççãoão
com BCSS ou BCS. A jazida não apresentacom BCSS ou BCS. A jazida não apresenta ááguagua
conata.conata.
Discuta a proposta de projeto relacionando custoDiscuta a proposta de projeto relacionando custo
x produx produçção e arranjo submarino. Fundamenteão e arranjo submarino. Fundamente
cada item relacionandocada item relacionando--os.os.

ANMANM -- BCSSBCSS
> 200 m
Revestimento 30”
(jateado ou cravado)
Módulo de Bombeio com BCSS
1500HP e Cápsula 20”
BAB (Base
Adaptadora de
Bombeio)

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

Manifold submarino

Linhas e EquipamentosLinhas e Equipamentos
SubmarinosSubmarinos

Equipamentos Submarinos deEquipamentos Submarinos de
Conexão aoConexão ao flowlineflowline
PLETPLET
PLEMPLEM
SPOOLSPOOL
ManifoldManifold
-- jumpersjumpers

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

PLETPLET --
Pipeline End Terminations

PLETPLET

SpoolSpool

TemplateTemplate

RiserRiser BaseBase

PLEMPLEM –– PipePipe LineLine endend ManifoldManifold
ExemploExemplo

Montagem da EstruturaMontagem da Estrutura

Linhas de FluxoLinhas de Fluxo

Dutos flexíveis
Transportam gás e óleo dos poços
para os sistemas flutuantes.
Constituem cabos umbilicais e
garantem suprimento de energia,
injeção química e transmissão de
sinais bidirecional para equipamentos
remotamente operados.

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

OperaOperaççãoão
Operacionalmente os dutos flexíveis e
cabos umbilicais desempenham tarefas de
vital importância nos sistemas submarinos
de produção, viabilizando a explotação de
hidrocarbonetos em grandes lâminas
d'água.
A confiabilidade precisa ser mantida em
níveis extremos, sob pena de graves
acidentes ambientais, perda de produção,
inutilização de equipamentos e barreiras
de segurança.

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

Previsão do ProjetoPrevisão do Projeto
Análises globais
Dados de entrada
Correnteza
Onda
Deslocamento da plataforma
Movimentos dinâmicos do sistema flutuante ou da embarcação de
Lançamento
Modelo
Dados de saída
Deformadas (estáticas & dinâmicas)
Força de topo
Ângulos
Compressão no “Touch Down Point” (TDP)
Curvaturas
Comprimentos suspensos

ConfiguraConfiguraççõesões

Estrutura da Linha FlexEstrutura da Linha Flexíívelvel
DisposiDisposiçção em camadas deão em camadas de
polpolíímeros e tramas de ameros e tramas de açço.o.
Prevenir vazamento e tensões paraPrevenir vazamento e tensões para
perda de contenperda de contençção de fluidos.ão de fluidos.

Estrutura da Linha FlexEstrutura da Linha Flexíívelvel

Projeto de dutos flexíveis
Um projeto de dutos e UEH usualmente envolve dois
estágios: uma análise global e uma análise local, também
chamada de análise da seção.
1. Análise Global:
Determinação de cargas operacionais e configurações
geométricas.
2. Análise Local
Determina o cálculo e verificação de cargas internas e
deformações em cada uma das camadas, da resistência e
rigidezes longitudinal, torcional e flexional, resistência ao
colapso e à explosão do produto.

FunFunçção Especão Especííficafica

Capa Externa
A camada mais externa da estrutura esbelta constituída de
polímero como polietileno de alta densidade (HDPE). Ela é
projetada para empacotar, evitar degradação prematura e
danos nas camadas mais internas pela manipulação
durante o lançamento e pela movimentação no leito
marinho.
Além disso, a capa dificulta a falha por gaiola nas
armaduras. A capa externa proporciona uma parcela da
rigidez à flexão do produto que é majoritária nos umbilicais
e razoável nos dutos flexíveis. Desde que os materiais
poliméricos estão sujeitos à degradação provocada pela
radiação solar, pigmentos são aplicados nos materiais da
capa externa para aumentar-lhes a resistência e a
estabilidade química.

Imagem para AnImagem para Anáálise do Dutolise do Duto

Armaduras
São camadas de tendões metálicos (usualmente
aço de alta resistência) enrolados helicoidalmente
com ângulos de passo (medidos em relação ao
eixo longitudinal) entre 15 e 40 graus. As
armaduras estão ancoradas diretamente nos
conectores nas extremidades das linhas de
umbilicais ou dutos, de forma a descarregar neles
a tração. Pode-se também utilizar tendões de
fibra de vidro ou carbono para redução de peso.
Em geral existem duas armaduras, enroladas em
direções opostas. A principal tarefa dessas
camadas é proporcionar resistência à tração e
torção sem impedir a flexão da amostra.

Armaduras (continuação)
De fato, no balanço de contribuições quase a
totalidade da carga de tração é sustentada pelas
armaduras (mais de 97%), enquanto sua
contribuição na rigidez à flexão é pequena.
Os tendões podem ser chatos ou cilíndricos. O
uso de tendões chatos garante maior fator de
ocupação da camada e menor espessura, mas
está associado também a dificuldades de
conformação durante a fabricação, problemas
com o contato lateral e mecanismos de desgaste
que são menores quando tendões cilíndricos são
usados.

Camadas anti-fricção
Camadas homogêneas ou fitas enroladas
de polímero, cuja principal função é
separar duas camadas metálicas e assim
impedir o atrito de metal contra metal
quando o duto ou umbilical é fletido. Sua
espessura é cerca de 1,5 mm.
São indispensáveis para separar as
armaduras quando tendões chatos são
usados em dutos flexíveis de aplicação
dinâmica.

Camadas plásticas intermediárias
São camadas homogêneas, estanques
para água e alguns produtos químicos, de
polímero que, nos umbilicais submarinos,
sustentam uma parcela da pressão de
esmagamento causada pelas armaduras e
pelo carregamento de tração e, nos dutos
flexíveis, exercem tarefas similares às
camadas anti-fricção e também são
responsáveis por uma contribuição do
isolamento térmico.
Em geral, sua espessura é acima de 4
mm.

Tipos de TubosTipos de Tubos
Camada de pressão
Função
Assegurar a estanqueidade interna
Os principais materiais, selecionados em função de
temperatura, pressão, fluidos, etc. :
Polietileno (água / gás e óleo dependendo de temperatura
e pressão)
Rilsan® (poliamida 11) (gás e óleo, limitações dependendo
de temperatura, pressão, presença de água e seu pH)
Coflon® / Gamma-flex® (gás e óleo, altas pressões &
temperaturas)

Camada de PressãoCamada de Pressão -- SeleSeleççãoão
Os principais parâmetros para a seleção dos materiais
(preocupações: compatibilidade química,
envelhecimento):
Pressão e temperatura de projeto
Pressão e temperatura de operação
Presença de água (Water Cut, vapor, etc.)
Teor de CO2
Teor de H2S
Composição iônica da água ou pH
Vida útil da linha
Especificação de todos os produtos químicos injetados
(álcoois, ácidos, inibidores de corrosão, etc.) estipulando
composição química, concentração, freqüência de injeção e
temperatura.

Camada de pressão

Pressão InternaPressão Interna

Armadura de pressão
Função
Resistir a pressão interna
Resistir ao colapso hidrostático
(smooth bore)
Resistir às compressões mecâncicas
radiais

Armadura de pressão
Material
Aço (vários graus disponíveis)
Os principais parâmetros para a seleção do
grau do aço (preocupação com a corrosão):
Pressão e temperatura de operação
Teor de CO2
Teor de H2S
Teor de água
Composição molar do fluido
Temperatura externa
Vida útil da linha

Imagem do Umbilical SubmarinoImagem do Umbilical Submarino

Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina

FunFunçções do UEHões do UEH
Transferência de informaTransferência de informaçção paraão para
controle dos equipamentoscontrole dos equipamentos
submarinos.submarinos.
ConduintesConduintes eleléétricos e Hidrtricos e Hidrááulicosulicos

UmbilicalUmbilical -- UEHUEH

CaracterCaracteríística do UEHstica do UEH

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

Alguns dos modos de falhas
Dano permanente devido à tração excessiva
Dano permanente na estrutura devido à torção
excessiva
Falha devido à fadiga, desgaste e/ou corrosão
das camadas metálicas
Dano permanente na camada espiralada devido à
pressão interna excessiva
Dano permanente devido à pressão externa
excessiva

Dano permanente devido à
pressão externa excessiva

Alguns dos modos de falhas
Dano permanente devido à flexão excessiva: é necessário
respeitar o raio mínimo de flexão (MBR) dos dutos no
enrolamento de carretéis e próximo ao touch-down point
(TDP).
Perda de função dos elementos funcionais: cabos elétricos,
mangueiras hidráulicas e outros elementos no seu interior
podem sofrer danos e deixar de operar.
Formação de gaiola nas armaduras: é causada pela
instabilidade em compressão de tendões, em que um
comprimento da armadura flamba e os arames são
expulsos para fora de maneira violenta, formando uma
falha cujo aspecto lembra uma gaiola torcida. São mais
susceptíveis as armaduras compostas de tendões com
seção reduzida e pequeno ângulo de assentamento.

Gaiola de PassarinhoGaiola de Passarinho

QuestõesQuestões
Quais as funQuais as funçções doões do flowlineflowline ee riserriser
e UEH?e UEH?
Desenvolva uma matriz de funDesenvolva uma matriz de funççõesões
para controle de uma ANS a partir dopara controle de uma ANS a partir do
painel de controle da plataforma quepainel de controle da plataforma que
opera emopera em ááguas profundas comguas profundas com
conexão de elconexão de eléétrica, hidrtrica, hidrááulica, linhaulica, linha
de servide serviçço e processo.o e processo.

Garantia do EscoamentoGarantia do Escoamento
Problemas relativos ao escoamento dos
fluidos da produção em dutos:
Parafina
Hidratos
Incrustação inorgânica
Asfalteno
Emulsão
Areia
Ácidos
Discuta as soluções!

Problemas OperacionaisProblemas Operacionais
Efeitos da deposição sobre o sistema de
produção em linha ou equipamentos:
Perda da produção de óleo
Aumento da perda de carga
Riscos operacionais
Perdas de equipamentos
Perda da eficiência do tratamento
Riscos Ambientais
Apresente outros desvios ou falhas operacionais e justifique com um
Exemplo.

Exemplo de um problemaExemplo de um problema
operacional.operacional.
Formação de Hidrato.
Discuta as consequências da formação de hidratos.
Quais as soluções operacionais? Apresente um projeto conceitual.

ConfiguraConfiguraçção de Projetoão de Projeto

Desenvolvimento TDesenvolvimento Téécnicocnico
11 –– Engenharia de ProcessoEngenharia de Processo
AA –– Engenharia de PoEngenharia de Poççoo
BB –– Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
CC –– Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
DD –– Engenharia de Escoamento eEngenharia de Escoamento e
Transporte de Fluidos.Transporte de Fluidos.

Detalhamento TDetalhamento Téécnicocnico
-- CaracterizaCaracterizaçção do projetoão do projeto
-- Descritivo TDescritivo Téécnico do processocnico do processo
-- Descritivo dos sistemas eDescritivo dos sistemas e
subsistemassubsistemas
-- Capacidade de ProduCapacidade de Produççãoão
-- Mecanismos de ProcessosMecanismos de Processos
-- Sistemas de SeguranSistemas de Seguranççaa

Projeto do PoProjeto do Poççoo
1300
2400
Tipos de poços e configuração típica de poço horizontal
A informação de projeto dos poços tem grande importância para análise do
projeto e correlação com os aspectos e impactos ambientais. Desenvolva
uma análise e justificativas na forma de parecer técnico na visão do órgão
ambiental.

Estrutura de um NavioEstrutura de um Navio
Espessura Chapa = 25 mm a 30 mm depende daEspessura Chapa = 25 mm a 30 mm depende da
tonelada do navio.tonelada do navio.
ChapaChapa guilhaguilha –– 11ªª chapa em contato com mar.chapa em contato com mar.
Casco duplo e montado em mCasco duplo e montado em móódulos edulos e decksdecks..
SoldasSoldas MigMig x Eletrodo (maior tempo e menorx Eletrodo (maior tempo e menor
qualidade)qualidade)
A estrutura do navio tem de ter, mola mestre.A estrutura do navio tem de ter, mola mestre.
Ainda existem navios arrebitados tubos deAinda existem navios arrebitados tubos de
cobre.cobre.

Casco eCasco e longarinaslongarinas do Naviodo Navio
Qual a relação com a engenharia naval e meio ambiente?
Desenvolva 5 parágrafos.
meio nau
Bombordo
BoresteBoreste
Popa,réouleme
Bicodeproa

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

FPSOFPSO TurretTurret
Total Elevation
62.8 m
WINCH DECK
PIGGING DECK
MEZZANINE DECK
RISER DECK

TurretTurret –– vista inferiorvista inferior

Processo de SeparaProcesso de Separaçção eão e
Tratamento de GTratamento de Gááss –– ÓÓleoleo -- ÁÁguagua

OffloadingOffloading
Carretel para enrolamento do mangote de transferência de óleo

OffloadingOffloading de um FPSO para umde um FPSO para um
navionavio aliviadoraliviador

AnAnáálise do Projeto de Produlise do Projeto de Produççãoão
GenGenéérico de FPSOrico de FPSO
FPSO opera em LDA de 1300 m,FPSO opera em LDA de 1300 m, óóleo eleo e ááguagua--
Questões:Questões:
11 –– Discuta as etapas em ordem cronolDiscuta as etapas em ordem cronolóógica paragica para
implantar o empreendimento.implantar o empreendimento.
22 –– Quais os impactos no sistema ambiental paraQuais os impactos no sistema ambiental para
cada etapa do projeto? Correlacione cada umcada etapa do projeto? Correlacione cada um
deles e identifique os impactos. Fadeles e identifique os impactos. Façça uma ana uma anááliselise
qualitativa.qualitativa.
33 –– Identifique 3 agentesIdentifique 3 agentes estressoresestressores para cadapara cada
categoria de impacto: no ar, solo ecategoria de impacto: no ar, solo e áágua nogua no
projeto.projeto.
44 –– Apresente 3 sistemas e suas respectivasApresente 3 sistemas e suas respectivas
funfunçções para cada fase: engenharia do poões para cada fase: engenharia do poçço,o,
engenharia submarina, engenharia de superfengenharia submarina, engenharia de superfíície.cie.

Desenvolvimento de ProjetoDesenvolvimento de Projeto

Carretel para enrolamento do mangote de transferência de óleo

Breve HistBreve Históórico derico de BlowoutsBlowouts
Listagem dos 5 Maiores Blowouts Offshore Volume Liberado
1. Sedco 135F e IXTOC-1 Well
Em 1979, o poço IXTOC-1 sofreu um fluxo descontrolado
na Bahia de Campeche, México. Foi controlado 9 meses
depois.
3.500.000 Barris
2. Plataforma Ekofisk Bravo
A plataforma Phillips Petroleum's Ekofisk B teve um
blowout de 8 dias de gás e óleo em 1977, após a
instalação do BOP e teste do equipamento de segurança.
202.381 Barris
-
3. Funiwa No. 5 Well
A descarga de óleo devido a um blowout, em 1980, do
poço Funiwa 5, poluiu o Delta da Nigéria por 2 semanas,
também provocando a formação de incêndio na unidade.
200.000 Barris
4. Hasbah Platform Well 6
Durante a perfuração em 1980 pela unidade jack-up Ron
Tappmeyer, poço exploratório No. 6, na região do Golfo
Pérsico, ocorreu um descontrole lançando óleo para o
ambiente durante 8 dias e provocando a morte de 19
operadores.
100.000 Barris
5. Union Oil Platform Alpha Well A-21
Em 1969 a plataforma Union Oil Platform A teve um
blowout de 11 dias, mas continuou liberando óleo para o
canal de Santa Barbara por vários meses.
80.000 Barris
Fonte: Office of Response and Restoration, NOAA (2007)

Outros Dados de AcidentesOutros Dados de Acidentes
Outros Blowout Danos e Perdas
Adriatic IV
Ano: 2004
Local: Costa do Egito.
Sem Registro
Al Baz
Ano: 1989
Local:Santa Fe's Al Baz
5 fatalidades
Arabdrill 19
Ano: 2002
Local: -
3 fatalidades
Blake IV and Greenhill Petroleum Corp. Well 250
Ano: 1992
Local:Baía Timbalier
Grande Vazamento
Enchova Central
Ano: 1988
Local: Brasil
37 fatalidades
Ensco 51
Ano: 2001
Local: Golfo do México
Sem Registro
Ocean Odyssey
Ano: 1988
Local: Mar do Norte
1 fatalidade
Petromar V Drillship
Ano: 1981
Local: Mar do Sul da China
Sem registro
Sea Quest
Ano: 1980
Local: Nigéria
Sem Registro
West Vanguard
Ano: 1985
Local: Noruega
1 fatalidades

Atividade de PerfuraAtividade de Perfuraççãoão

LocaLocaçção x Tecnologia xão x Tecnologia x
AmbienteAmbiente

Aratu
Cacha Prego
Garapuá
Boipeba
São Sebastião
Barra de Serinhaem
Camamu
Ilha Grande
Barra Grande
Campinho
Taipus
Itacaré
Ilhéus
Bacia de Camamu-Almada
Atividade de Perfuração:
LDA – 17 a 25 metros
Proximidade da Costa: 15 a 23 km
Alta Sensibilidade Ambiental
Meio Biótico, Meio Físico e
Socioeconômico
Perfurações
202012 km12 km77--BASBAS--6464--001001
35359 km9 kmBMBM--CALCAL--004004--22
25256 km6 kmBMBM--CALCAL--004004--11
LâminaLâmina
dd’’ááguagua
DistânciaDistância
da Costada Costa
NomeNome
do Podo Poççoo

Projeto para LDA RasaProjeto para LDA Rasa

Esquema Geral do ProjetoEsquema Geral do Projeto
Plataforma tipo Caisson – Bacia Potiguar
Fluxograma simplificado da Plataforma PPE-04 – Campo de Pescada

Descritivo GeralDescritivo Geral
O projeto de extraO projeto de extraçção de gão de gáás es e óóleo no Campo deleo no Campo de
Pescada.Pescada.
Plataforma TipoPlataforma Tipo CaissonCaisson -- PPEPPE--44
Localizado na Plataforma Continental do RioLocalizado na Plataforma Continental do Rio
Grande do Norte.Grande do Norte.
LocaLocaçção: Distante 2,5 km a leste da plataformaão: Distante 2,5 km a leste da plataforma
PPEPPE--1A, em lâmina1A, em lâmina dd’’áágua de 20 m e 17,5 kmgua de 20 m e 17,5 km
distante da costa.distante da costa.
Fluidos: PoFluidos: Poçço de Extrao de Extraçção de Gão de Gáás. Grau API: 48.s. Grau API: 48.
743.560743.5609.479.3609.479.36077--PEPE--0404
YYXXPlataformaPlataforma
UTM (SAD 69)UTM (SAD 69)

Fluxograma de ProcessoFluxograma de Processo

Detalhamento do ProcessoDetalhamento do Processo
Fluxograma de Engenharia – Cabeça do poço e instrumentos

Parte do Sistema deParte do Sistema de
EscoamentoEscoamento
Riser de Saída e Duto

Exemplo do Sistema Completo deExemplo do Sistema Completo de
ProduProduççãoão
Esquema do Sistema de Extração e Offloading para identificação de perigos

Detalhes do SistemaDetalhes do Sistema –– CabeCabeçça doa do
PoPoççoo
Uso de nebulosas para os sistemas e aplicação da AAF

Sistema de SeparaSistema de Separaçção noão no TopTop SideSide
da Unidadeda Unidade
Sistema de Separação
Quais os equipamentos e instrumentos

Sistema de ProcessoSistema de Processo
Uso de nebulosas para análise do balanço de massa e
Energia.

Sistema de SeparaSistema de Separaççãoão
O arraste de líquidos pode ser causado por
projeto inadequado do processo, altas
velocidades do gás, bem como por condições
derivadas de bolsões de líquidos em poços,
ascensores ou na tubulação. Isto resulta em
partes da fase líquida presentes na corrente de
gás sendo transportadas para os componentes
subseqüentes da planta.
Dependendo do processo, o arraste pode causar
problemas graves, como perda da qualidade do
produto, além de danificar os componentes
posteriores na linha de produção, levando
também a gasto adicional de energia.

Problema no arraste de gota
O arraste de líquidos pode provocar:
Perda da qualidade do produto
Danos aos componentes posteriores
na linha de produção
Custo de energia mais elevado

Processo
O arraste nestas condições de processo ocorre
normalmente nos processos de separação térmica ou
lavagem de gases de saída.
As altas velocidades do gás ou então a quantidade
excessiva de líquido para o projeto do equipamento
existente – especialmente em instalações antigas – podem
causar arraste de líquido aprisionado e desempenho
deficiente do processo.
Os eliminadores de gota adequadamente projetados
permitem que os projetistas da planta apliquem
velocidades mais altas ao gás e lidem com as condições
esperadas e inesperadas do processo, tais como elevados
fatores de parada, minimizando assim os custos da planta e
obtendo melhor separação do produto.

Separador VerticalSeparador Vertical

Eliminador de NEliminador de Néévoavoa

Remoção de líquido condensado
Se as condições forem propícias, as variações de
temperatura e pressão em um processo podem
provocar condensação de líquido.
Este líquido condensado pode ser um produto
fracionado, como o de uma rig ou refinaria, ou
pode ser um componente indesejado, que precisa
ser removido antes do processamento posterior,
como a água em uma corrente de gás.
Para o vaso de condensação intencional, a
corrente de gás ainda possui uma porção
significativa de produto aprisionado, que precisa
ser removido por razões econômicas.

Problema
Líquidos condensados provocam:
Eficiência do processo muito mais baixa
Problemas de corrosão e assim redução da
vida útil dos equipamentos (especialmente
compressores)
Danos físicos aos equipamentos
subseqüentes no processo
Perda de energia

Separador VerticalSeparador Vertical

Dispositivo de SeparaDispositivo de Separaççãoão

Processo de SeparaProcesso de Separaççãoão
Os contaminantes estão presentes por toda a
cadeia do processo, da produção até o
processamento final.
O petróleo e o gás natural na cabeça de poço
possuem contaminantes como a água, sal,
compostos de enxofre, dióxido de carbono, areia
e quantidades variáveis de hidrocarbonetos
indesejáveis, como ceras, parafina e aromáticos.
Em estágios posteriores do processo estão
presentes outras partículas sólidas, como a
ferrugem de componentes metálicos. A remoção
destes é essencial, pois sua presença pode levar
a falha total de componentes.

Problema
Contaminantes provocam:
Corrosão de tubulações e estações
de compressor
Danos físicos aos componentes
subseqüentes
Custo de energia mais elevado

Alguns processos típicos
Remoção de água e sólidos
produzidos
Remoção de minerais e metais
(ferrugem)
Remoção de enxofre

Separação de água livre (FWKO)
A água aprisionada na fase gasosa, ao contrário
da água livre, é removida na maioria das vezes
pelo conhecido e confiável processo de glicol.
O gás da torre de absorção de alta pressão
contém glicol, sendo necessária uma rigorosa
eliminação de gota, para garantir que não haja
glicol na corrente de descarga de gás.
Os sistemas de dessulfuração de gás utilizam um
método semelhante de remoção, requerendo a
eliminação deste elemento químico das correntes
de descarga de gás.

Free-Water Know-out -FWKO
O primeiro passo na maioria das plantas de
processamento é um separador por gravidade de
3 fases (ou de 4 fases no caso de presença de
areia no fluido), normalmente chamado de
tanque de separação de água livre.
A água é removida e o resto dos fluidos passa
para tratamento posterior – observe o eliminador
de gota tipo perfil como parte integrante da
unidade. A areia é aprisionada na fase água e
removida separadamente, normalmente com
sistemas ciclônicos especializados. Incrustação
mineral e a ferrugem são normalmente
removidas de maneira semelhante à cima.

SeparadorSeparador

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

Remoção de água livre
Além disso, em condições propícias, a água pode combinar
com o gás levando a “hidratos gasosos” semelhantes ao
gelo que podem entupir completamente a tubulação – com
conseqüências potencialmente catastróficas.
É por isso que operadores de oleodutos especificam o teor
de água, CO2 e/ou H2S para a tubulação de gás de plantas
de processamento.
Ainda assim, existe um pouco de água presente e o
transporte por um oleoduto pode causar condensação. Os
oleodutos nunca estão perfeitamente nivelados,
principalmente por causa da geografia.

Luiz Antônio Chaves, MSc.
luizchaves@gmail.com
lchaves@ivig.coppe.ufrj.br
Cel: 91454996

Estudo de CasoEstudo de Caso –– ExercExercííciocio
AplicaAplicaççãoão –– Projeto deProjeto de
ExtraExtraçção e Escoamento deão e Escoamento de
FluidosFluidos

ExercExercíício Aplicadocio Aplicado
Estudo Simplificado deEstudo Simplificado de
engenharia para umengenharia para um
empreendimento petrolempreendimento petrolííferofero
offshoreoffshore..
Objetivo do Estudo:Objetivo do Estudo:
1.1. Estudo para desenvolvimento doEstudo para desenvolvimento do
prepre--feedfeed de projeto.de projeto.

ObjetivoObjetivo
Desenvolver um projeto conceitualDesenvolver um projeto conceitual
utilizando os conhecimento deutilizando os conhecimento de
Engenharia.Engenharia.
ÉÉ um estudo fundamentado.um estudo fundamentado.

Ambiência do ProjetoAmbiência do Projeto
Local: Setor de Engenharia da empresa deLocal: Setor de Engenharia da empresa de
PetrPetróóleoleo
Equipes de TrabalhoEquipes de Trabalho
-- Equipes de Engenharia de PetrEquipes de Engenharia de Petróóleo queleo que
Fornecem os dados:Fornecem os dados:
-- Engenharia de PoEngenharia de Poççosos
-- Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
-- Engenharia de ProcessoEngenharia de Processo
-- Equipe de Engenharia de EscoamentoEquipe de Engenharia de Escoamento

IntegraIntegraçção de Equipesão de Equipes
Equipe de
Desenvolvimento de
Projeto de
Engenharia
Equipe de
Desenvolvimento de
Projeto de Engenharia
de Risco E&P
Equipe de
Desenvolvimento de
Projeto de Engenharia
Ambiental
Equipe de
Desenvolvimento do
Estudo Ambiental –
Biólogos,
Oceanógrafos,
Geógrafos, etc
Dados
Meio Ambiente
Informações

Estrutura do EstudoEstrutura do Estudo
11 –– Dados Gerais doDados Gerais do
EmpreendimentoEmpreendimento -- AmbienteAmbiente
22 –– AnAnáálise doslise dos
33 –– FluidosDescriFluidosDescriççãoão da engenhariada engenharia
dos Sistemasdos Sistemas
44 –– AnAnáálise da produlise da produççãoão
55 –– LogLogíísticastica
66 -- ConclusõesConclusões

Projeto 1Projeto 1
Campo LulaCampo Lula

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

PlataformaPlataforma -- CaissonCaisson

Dados dos poDados dos poççosos
738.980738.9809.483.5109.483.5102121663.8063.806VerticalVertical77--TRTR--22
738.980738.9809.483.5109.483.5102121664.3254.325VerticalVertical77--TRTR--11
YYXX
COORDENADASCOORDENADAS
UTM (SAD 69)UTM (SAD 69)
LÂMINALÂMINA
DD´´ÁÁGUAGUA
(METROS(METROS
))
DIÂMETRO DODIÂMETRO DO
REVESTIMENTREVESTIMENT
OO
(POLEGADAS)(POLEGADAS)
PROFUNDIDADEPROFUNDIDADE
DO PODO POÇÇOO
(METROS)(METROS)
TIPO DETIPO DE
INCLINAINCLINAÇÇÃOÃO
POPOÇÇOO

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

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

Projeto 2Projeto 2
Campo XimbicaCampo Ximbica

Projeto Geral do Campo deProjeto Geral do Campo de
XimbicaXimbica
LDALDA –– 600 metros600 metros
Distância da Costa: 78 kmDistância da Costa: 78 km
1500SurgentePROD. 02 e 03 Gás
700SurgentePROD. 01 Óleo
Vazão
m3/dia
Método de
Elevação
Poço a ser
interligado

Dados do ProjetoDados do Projeto
Diâmetro: 12 pol
Extensão: 5 km
Dimensões do Gasoduto – trecho UEP / PLEM
Diâmetro: 24 pol
Extensão: 55 km
Dimensões do Gasoduto – trecho PLEM / UTGC
Exportação para o continente (UTGC)Destino do gás excedente
Navio aliviadorMétodo de exportação do óleo
3.000.000Vazão de gás - Máx. em m³/d
35.000Vazão de oléo - Máx. em bbl/d
1.000Vazão de Condensado em m³/d
Por SurgênciaMecanismo de elevação
1.000 mComprimento médio do trecho horizontal em metros
Fraturamento e Gravel PackEsquema de completação
3Nº de poços produtores de gás
Sistema de produção do Campo de Ximbica

FPSOFPSO –– São BeneditoSão Benedito

Características Técnicas do
Sistema de Coleta de Gás
flow14000,156Extração de gás P3
riser12000,156Extração de gás P3
Tipo de
Trecho
de Linha
Extensão
(m)
Diâmetro
(m)
Diâmetro (pol)
Identificação da linha
(extração de óleo, injeção de
gás)

ProjetoProjeto
FPSO Cidade de
Benedito
(LDA = 800 m)
Unidade de Tratamento de
Gás
PLEMPLEM
PLETPLET
2424””
55 km55 km
66””
1212””
5 km5 km
(LDA 86m)(LDA 86m)

FluxogramaFluxograma
Use apenas 3 poços e não 8.

ProjetoProjeto -- FluxogramasFluxogramas
SeparaSeparaçção de Fluidosão de Fluidos

OffloadingOffloading
SDV
DESCARGA
PARA ALIVIADOR
H
H
H
H
H
H
H
H
H
TANQUE
ARMAZéM
CARGA
BOMBAS DE
DESCARGA DE OLEO

FluxogramaFluxograma
InjeInjeçção deão de ÁÁguagua

Diretrizes do EstudoDiretrizes do Estudo
Trabalho prTrabalho práático simulando atico simulando a
execuexecuçção de um estudo de caso.ão de um estudo de caso.
SolicitaSolicitaçção de Dados adicionaisão de Dados adicionais éé
responsabilidade de cada Grupo.responsabilidade de cada Grupo.
DDúúvidas e questionamentos sãovidas e questionamentos são
solicitados e discutidos em grupo.solicitados e discutidos em grupo.
---------------------------------- xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx ------------------
----------------------------

Boa SorteBoa Sorte
ObsObs: A Fun: A Funçção do engenheiroão do engenheiro éé
desenvolver o projeto com menordesenvolver o projeto com menor
custo e melhor relacusto e melhor relaçção deão de
investimento e retorno financeiro.investimento e retorno financeiro.
A seguranA segurançça e o meio ambientea e o meio ambiente
estão inseridos no retorno financeiro.estão inseridos no retorno financeiro.

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