INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO

Apresentação em tema: "INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO"— Transcrição da apresentação:

1 INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO
Professora: Érika Maria Carvalho Silva Gravina

2 Segmentos principais dos Sistemas de Produção de Petróleo no mar:
Tipo de plataforma ou UEP (Unidade Estacionária de Produção) escolhida para receber, processar e exportar o petróleo. Dispositivos que garantem a manutenção de posição da plataforma na locação (sistemas de ancoragem ou sistemas de posicionamento dinâmico). Dutos submarinos que garantem a coleta do petróleo para a plataforma e a exportação da produção de óleo e gás (dutos flexíveis e dutos de aço – risers dinâmicos e flowlines estáticas). Equipamentos submarinos auxiliares (manifolds submarinos de produção/injeção, dispositivos de conexão remota, sistemas de bombeiosubmarinos, válvulas submarinas de segurança, etc.). Tipos de poços adotados (arquitetura, trajetória, tipo de cabeça – seca ou molhada, etc)

3 Sistemas de Produção de Petróleo

4 Tipos de Unidades As plataformas podem ser divididas de acordo com o tipo de fixação no solo em: Plataformas apoiadas no fundo do mar; dentro desta classificação estão as plataformas fixas, como as jaquetas e as plataformas de gravidade, e as auto-elevatórias, como as jack ups. Plataformas Flutuantes, que são as semi-submersíveis, navios (FPSO e FSO), plataformas de pernas tracionadas (TLP), Spar Buoys. Por plataforma flutuante entende-se uma estrutura complacente (caracterizam-se por apresentarem grandes deslocamentos sob ação das cargas ambientais) que é posicionada através de um sistema de ancoragem).

5 Tipos de Unidades As plataformas podem ser de dois tipos básicos: de perfuração e produção. As plataformas de perfuração têm como finalidade perfurar os poços exploratórios e os poços produtores. As plataformas de produção são posicionadas nos campos já descobertos e têm como finalidade abrigar os equipamentos para extração de petróleo e separação do gás e da água que são produzidos juntos com o petróleo.

6 Tipos de Unidades As plataformas podem ser divididas em função da árvore de natal, em dois grupos: Com árvore de natal molhada (Semi-Submersível, FPSO) Com árvore de natal seca (Plataformas fixas em aço, TLP, Spar Buoy) Árvore de Natal – É, basicamente um equipamento de segurança e de controle do fluxo do poço que permite o fechamento do poço submarino em caso de emergência ou necessidade operacional.

7 Evolução dos Sistemas de Produção Flutuantes
Somente em 1947 surgiram as primeiras plataformas fixas de aço, cravadas por estacas no leito marinho. Os demais tipos de unidades marítimas de perfuração e produção de petróleo surgiram posteriormente conforme a cronologia abaixo: Plataformas Auto-elevatórias (perfuração) Navios-Sonda (perfuração) Plataformas Semi-submersíveis (perfuração) Plataformas fixas modernas (perfuração e produção) Plataformas de Gravidade (perfuração e produção) Plataformas Semi-submersíveis de Produção “Tension Leg Plataforms” (perfuração e produção) Navios FPSO (produção) e FSO (armazenamento) Plataformas tipo SPAR

8 Tipo de UEP Unidades de Produção Marítimas são denominadas plataformas de produção, cuja função é receber, tratar e enviar os fluidos produzidos. Existem diversos tipos de plataformas, descritas a seguir.

9 Plataformas Fixas Foram as primeiras unidades utilizadas. Têm sido preferidas nos campos localizados em lâminas d´água de até 300 m. São constituídas de estruturas modulares de aço, instaladas no fundo do mar. Alem disso, são projetadas para receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de pessoal, bem como todas as instalações necessárias para a produção dos poços.

10 Plataformas Fixas Caracterizam-se por estarem apoiadas diretamente no fundo do mar e praticamente por não apresentarem grandes movimentos. Permitem a utilização de Ávore de Natal na Superfície (Completação Seca) bem como a perfuração e intervenção nos poços a partir de sondas instaladas no seu convês. Primeira Plataforma Fixa: PGA-1, foi instalada em 69 SE em LDA de 26 m.

11 Carregamentos Atuantes

12 Plataformas Fixas – Campo de Produção de Peroá

13 Plataformas Auto Eleváveis
São constituídas, basicamente de uma balsa equipada com estrutura de apoio ou pernas que, que acionadas mecânica ou hidraulicamente movimenta-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e fora da ação das ondas. São plataformas móveis, sendo transportadas por rebocadores ou com propulsão própria, destinadas à perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em lâminas d’ água que variam de 5 a 130 metros.

14 Semi-Submersível

15 Semi-Submersível Este tipo de plataforma se apóia em flutuadores (pontoons), cuja profundidade pode ser alterada através do bombeio de água para o tanque de lastro. As plataformas semi-submersíveis podem ser de produção e perfuração. As plataformas de produção ficam fixas na locação, em torno de 20 anos. Já as plataformas semi-submersíveis de perfuração ficam por um período determinado numa locação e são denominadas de MODU (Mobile Offshore Drilling Unit). Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento da unidade flutuante: sistema de ancoragem ( ancoragem convencional e ancoragem do tipo taut-leg) e o sistema de posicionamento dinâmico (propulsores no casco acionado por computador restauram a posição).

16 - Menores movimentos que um casco tipo navio
Semi-Submersível Vantagens: - Menores movimentos que um casco tipo navio - Facilidade para mudar de locação - Tecnologia consolidada Desvantagens: - Completação Molhada (árvores de natal molhada) Muito sensível a carga do convés Capacidade de estocagem irrelevante

17 Componentes de uma plataforma Semi-Submersível

18 Função dos Componentes
Os flutuadores são responsáveis por maior parte do empuxo que garante a flutuabilidade da plataforma. As colunas garantem a estabilidade da plataforma, ou seja, garantem que a plataforma não vai emborcar. O convês suporta as facilidades da função da plataforma.

19 Semi-Submersível

20 Definições Navais

21 Semi-Submersível

22 Sistema de Ancoragem

23 Semi-Submersível Características:
Movimentos reduzidos em condições extremas de mar na costa do Brasil: Heave (movimento vertical) Roll (translação em torno do eixo x) Permite utilização de risers rígidos. Não possui capacidade de armazenamento de óleo. Permite mobilidade – Mudança rápida de um campo para outro.

24 Semi-Submersível

25 Mono-Coluna Novo conceito de casco que possibilita a utilização de risers rígidos com plataforma de armazenamento. Pequenos movimentos (menores que de uma semisub) Capacidade de armazenamento

26 Tension Leg Platform (TLP)

27 Tension Leg Platform (TLP)
Sua estrutura é semelhante à da plataforma semi-submersível. Porém, sua ancoragem ao fundo do mar é diferente: as TLPs são ancoradas por tendões (estruturas tubulares) fixos ao fundo do mar por estacas e mantidos esticados pelo excesso de flutuação da plataforma, o que reduz severamente o movimento de heave desta, permitindo a completação seca. A Petrobras ainda não possui nenhuma instalada por razões econômicas. As SS e FPSO têm sido considerados como vai vantajosas.

28 Spar - Buoy O sistema Spar consiste de um cilindro vertical de aço de grande diâmetro, ancorado, operando com um calado de profundidade constante de cerca de 200 metros, o que gera apenas pequenos movimentos verticais e, consequentimente, possibilita a adoção de risers rígidos verticais de produção.Neste tipo de plataforma há utilização de supressores de vórtices em torno do cilindro com o objetivo de inibir vibrações induzidas pelo fenômeno de Vortex Shedding.

29 Spar-Buoy

30 Floating – Sistema Flutuante do Tipo Navio
Production – Planta de Processo Storage - Armazenamento Offloading - Alívio

31 FPSO Os navios FPSO’s surgirem para atender os desafios de escoamento da produção em águas profundas. Consistem em uma unidade estacionária de produção que utiliza um navio ancorado, o qual suporta no seu convês uma planta de processo, armazenamento do óleo produzido e permite o escoamento da produção para outro navio, chamado aliviador, que periodicamente, amarrado no FPSO para receber e transportar o óleo até os terminais petrolíferos.

32 FPSO o primeiro FPSO foi instalado pela Shell no Campo de Castellon, Espanha, em 1977, utilizando-se um sistema de ancoragem chamado SALM (Single Anchor Leg Moooring) projetado pela empresa Mônaco-SBM. Durante os anos 80, essa tecnologia de FPSO ficou centrada em aplicações em águas calmas e profundidades moderadas, quando, então, ficou demonstrado ao mercado a segurança operacional e viabilidade econômica da mesma.

33 Desenvolvimento dos FPSO’s
O desenvolvimento dos FPSO’s foi impulsionado pelo avanço dessa tecnologia e pela necessidade de exploração, cada vez maior, de campos marginais remotos localizados em regiões afastadas de terra, desprovidos de infra-estrutura de escoamento do produto. Os FPSO’s não são, normalmente, projetados para instalação permanente, sendo, a possibilidade de movimentação para outra locação ao término da exploração de uma reserva, uma vantagem desta tecnologia. Assim, o casco de um FPSO pode ser projetado para, por exemplo, 20 anos de operação e a planta de processo para o número de anos estimado para exploração de uma reserva.

34 FPSO As unidades devem ser capazes de armazenar o óleo cru estabilizado.Para produzir óleo cru estabilizado, necessita-se separar o óleo, o gás e a água produzida e tratar cada um deles convenientemente, de modo a se dispor dos mesmos. Assim, uma planta de processo se faz necessária. Para uma planta funcionar, uma série de sistemas deverão estar disponíveis na unidade: energia elétrica, ar comprimido, água de refrigeração, etc. As características (dimensões) de um FPSO do tipo “navio” devem ser obtidas a partir da capacidade da planta de processo e do estudo do sistema de alívio associado, considerando-se, também, a tecnologia de construção naval de modo a se poder usufruir das práticas dos estaleiros que executarão a construção ou conversão dessas unidades. Normalmente, a área de convés disponível para instalação da planta de processo, na ordem de 70% da área total de convés, é suficiente. . Normalmente, a vida à fadiga exigida é múltipla da vida da unidade. Por exemplo: para uma unidade projetada para 20 anos de operação, normalmente se exige uma vida à fadiga para 60 anos. Isto acarretará uma unidade com espessuras maiores que a normalmente encontrada em navios em operação.

35 FPSO Unidade Estacionária Ancorada
Desafio: Reduzir os movimentos Soluções para Ancoragem: Ponto Único Distribuída (Single Point Mooring) (Spread Mooring)

36 FPSO

37 Sistemas de Produção Movimentos da Unidade Flutuante

38 Campo da Petrobras Navio Aliviador LDA de 1.240 a 1.350m N
FPSO P-57 Navio Aliviador Poços: . 15 produtores . 7 injetores LDA de a 1.350m LDA UEP 1.343m para Sistema de Escoamento e Tratamento de Gás Sul Capixaba Ancoragem N Linhas de poços produtores Linhas de poços injetores Gasoduto flexível

39 Vantagens da Utilização de FPSOs
Ideal para regiões sem Infra-estrutura (oleoduto). Grande área de convês e capacidade para receber peso. Custo pouco sensível ao aumento da LDA Fácil de ser removido e reutilizado. Cronograma reduzido para conversão.

40 Transferência do Óleo A transferência do óleo produzido por uma UEP depende do tipo de unidade. Para as UEPs sem armazenamento do óleo produzido (SS, TLP, etc), a produção tem que ser continuamente escoada, seja por um oleoduto seja para um terminal Oceânico (TO).As UEPs com armazenamento, por sua vez, são seu próprio TO. A transferência por oleoduto tem o menor custo operacional porém maior investimento inicial e menor flexibilidade operacional, pois uma vez fixado seu diâmetro, a vazão máxima de escoamento também está determinada e o ponto de entrega do óleo em terra é fixo. A transferência por navio aliviador tem menor investimento inicial porém maior custo operacional. A flexibilidade operacional também é maior, pois podemos aumentar a frequência de alívio ou o tamanho do aliviador e também entregar o óleo em qualquer terminal petrolífero no Brasil ou no exterior.

41 Sistemas de Escoamento da Produção
Escoamento do Óleo: Oleoduto -Trecho riser; -impacto no layout submarino devido ao duto. -Disponibilidade de meios de instalação para o período necessário. Bóias Navios aliviadores em tandem com o FPSO -Menor impacto no arranjo submarino.

42 Sistemas de Escoamento da Produção

43 Sistemas de Escoamento da Produção

44 Sistemas de Escoamento da Produção

45 Como escolher a melhor plataforma para o projeto?
É importante ter visão global na escolha de um certo tipo de plataforma ou sistema, de forma a integrá-lo no modelo adotado para o conjunto dos campos vizinhos. Assim, por exemplo, pode não ser adequado prescrever o uso de um navio de processo e armazenagem (FPSO) em locação próxima de onde haja um oleoduto com capacidade ociosa. Em regiões onde não se dispõe de oleoduto o FPSO leva vantagem pois consegue processar e estocar o óleo produzido, enquanto a SS necessita de um FSO ou uma monobóia com navio aliviador, gerando maiores custos ao projeto. Portanto, o julgamento caso a caso deve sempre prevalecer respeitados os requisitos de segurança e proteção ambiental e atendidos os critérios econômicos ótimos.

46 Impacto do Tipo de UEP no Layout Submarino
FPSO Turret: pequeno impacto pois as linhas podem vir de todas as direções (o impacto fica por conta das âncoras). O turret tem maior limitação para o recebimento de um grande número de risers. Spread Mooring e DICAS: existe maior impacto no arranjo devido ao fato da maioria das linhas entrarem pelas laterais do navio. Semisub Semelhante ao turret (exceto limitação devido ao número de risers) . No caso de não existência de oleoduto de exportação, existe maior impacto que o turret, devido a interligação com o FSO. Estruturas fixas, TLP, SPAR, etc. Pequeno impacto, pois as linhas podem vir de qualquer direção e a não existência de âncoras.