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* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Apostila de Equipamentos Submarinos
Professor: Guilherme Zogaib Biral
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
SUMÁRIO 1 - DEFINIÇÃO ....................................................................................................... 3 2 – ARRANJO SUBMARINO........................ ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.
3.1 – CABEÇA DE POÇO.......................................................................................... 5 3.2 – ANM (ÁRVORE DE NATAL MOLHADA)................................................................ 8
3.2.1 – ANM Convencional ou Vertical............................................................. 9 3.2.1.1 - ANM Propriamente Dita................................................................ 10 3.2.1.2 - Base Adaptadora da Produção..................................................... 11 3.2.1.3 - Suspensor de Coluna de Produção (tubing hanger)..................... 12 3.2.1.4 - MCV – Módulo de Conexão Vertical............................................. 12 3.2.1.5 - Capa da ANM – Tree Cap ............................................................ 13 3.2.1.6 - Principais Ferramentas de uma ANM........................................... 13
3.2.2 – ANM Horizontal .................................................................................. 13 3.3 – DUTOS SUBMARINOS ................................................................................... 15
3.3.1 - Quanto à sua Estrutura ....................................................................... 15 3.3.1.1 – Dutos Rígidos .............................................................................. 15 3.3.1.2 – Dutos Flexíveis ............................................................................ 16 3.3.1.3 – Elementos Acessórios ................................................................. 19
3.3.2 - Quanto à sua Função.......................................................................... 20 3.3.3 - Quanto à Configuração ....................................................................... 20 3.3.4 – Umbilicais........................................................................................... 20 3.3.5 – Risers ................................................................................................. 22
3.4 – MANIFOLD................................................................................................... 26 3.5 – PLEM (PIPELINE END MANIFOLD) .................................................................. 29 3.5 – PLEM (PIPELINE END MANIFOLD) .................................................................. 29 3.6 – PLET (PIPELINE END TERMINATOR) ............................................................... 30
4 – NOVAS TECNOLOGIAS ................................................................................ 31 4.1 – S-BCSS (BCSS SOBRE SKID)...................................................................... 31 4.2 – VASPS (VERTICAL ANNULAR SEPARATION AND PUMPING SYSTEM)................... 32 4.3 – RWI (RAW WATER INJECTION)....................................................................... 33
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
1 - Definição Podemos definir um sistema submarino de produção como sendo um conjunto de
instalações submersas destinadas à elevação, injeção e escoamento dos fluidos
produzidos e/ou movimentados em um campo de petróleo ou gás natural.
O projeto de desenvolvimento de um campo visa a maximização da recuperação
de petróleo e um custo mínimo operacional e de investimento de capital.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
2 – Arranjos Submarinos Conceitua-se como arranjo submarino de produção, a escolha dos equipamentos
que serão utilizados e de que maneira eles estarão dispostos (layout).
O arranjo final de um campo é o resultado de um processo de otimização que
envolve diversas variáveis, tais como:
• Número de poços e posicionamento dos mesmos,
• Comprimento e diâmetro dos dutos de produção,
• Posicionamento da unidade produção flutuante,
• Tipo de ancoragem,
• Meios de instalação,
• Perfil de produção desejado,
• Necessidade de utilização de meios de elevação artificial, etc...
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
3 – Equipamentos Submarinos Em um sistema submarino de produção, basicamente encontramos os seguintes
equipamentos:
• Cabeça de Poço
• ANM (árvore de natal molhada)
• Dutos Submarinos
• Manifold
• PLEM (pipeline end manifold)
• PLET (pipeline end terminator)
3.1 – Cabeça de Poço As cabeças de poço submarinas suportam os revestimentos dos poços, resistem
aos esforços do riser e fornecem vedação para o BOP. Na fase de produção,
servem de alojamento, travamento e vedação para o “suspensor” de tubulação e
para a árvore de natal. A Figura A.1 mostra um arranjo de uma cabeça de poço.
Modernamente, as cabeças de poço são preparadas para receber a base
adaptadora de produção (BAP).
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Existem dois tipos de sistemas de cabeça de poços submarinos (SCPS):
• Para Unidades Flutuantes;
• Para Unidades Apoiadas no Fundo do Mar.
Os primeiros sistemas de cabeça de poço submarino foram muito utilizados no
Brasil e também no exterior na década de 70 – no Brasil seu uso se estenderia até
o início da década de 80. Estes sistemas fabricados pela VETCO (e.g. modelos
HB-3, SG-1 e SG-5) foram concebidos para utilização em profundidades até 200
m (rasa).
Posteriormente demais fabricantes (FMC, National e Cameron) introduziram os
seus SCPS no mercado trazendo alguma novidade em termos de ferramenta e/ou
equipamentos. As limitações de cada sistema foram aparecendo e tornavam-se
maiores à medida que aumentava a necessidade de perfurar em maiores
profundidades. Com o aumento da profundidade, aumentava o valor do custo
(diária) de utilização das sondas de perfuração. Então, inúmeras alterações foram
incorporadas aos produtos de forma a melhorar os sistemas e conseqüentemente
diminuir o tempo de instalação, tornando-os mais confiáveis e seguros. A partir da
década de 80 uma nova família de equipamentos com mudanças substanciais de
projeto foi introduzida no mercado. Tais mudanças, entre outras, se referiam ao
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
modo de energização do conjunto de vedação (packoff) e poderiam ser
classificados em sistemas torque-set e weight-set respectivamente, por aplicação
de rotação ou de peso, sendo esta última forma a mais moderna. Em 1992, com o
aumento da profundidade e a mesma se aproximando dos 1000 m, estes
equipamentos foram expostos a uma nova realidade operacional. Tendo em vista,
que muitos ainda traziam consigo algumas das características dos sistemas
antigos deficiências foram aparecendo. Tais deficiências se manifestavam
principalmente nas ferramentas que, expostas a uma viagem longa dentro do riser
de perfuração, ficavam impregnadas de argila e cascalho, comprometendo seus
mecanismos de funcionamento. Esses e outros fatores de menor importância
provocavam um considerável aumento no tempo das operações e seu atrelado
custo, o que culminava por tornar inviável a utilização desses sistemas.
A partir de então, surgiriam os equipamentos da presente geração, os quais se
destacam pelas seguintes características:
• Totalmente weight-set;
• Permite testar o blow-out preventor (BOP) à pressão máxima de trabalho
(PMT) em qualquer fase do poço. Ou seja, com ferramenta isoladora e ou
teste plugue universal (TPU) assentada diretamente no alojador de alta, no
suspensor de revestimento e/ou nas buchas de desgaste;
• Permite testar o BOP mesmo com o terceiro suspensor instalado;
• Permite que a bucha nominal instalada no alojador de alta e testar o BOP à
PMT;
• Conjunto de vedação universal metal/metal e totalmente recuperável em
uma única manobra;
• A força necessária para atuar (energizar) o conjunto de vedação universal é
gerada através da pressão;
• Dispositivo anti-torque (DAT);
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
• Ferramentas exclusivas desenvolvidas (conjunto de vedação universal
(CVU) e casing patch);
3.2 – ANM (árvore de natal molhada) De uma forma mais genérica atualmente podemos classificar as ANM’s quanto ao
serviço e configuração.
Quanto ao serviço:
• ANM de Produção
• ANM de Injeção
Quanto à configuração:
• ANM Convencional ou Vertical
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• ANM Horizontal
Diagrama genérico de uma árvore de natal
3.2.1 – ANM Convencional ou Vertical É a mais conhecida e aplicada no cenário mundial e, principalmente no
Brasil. Modernamente é composta pela: base das linhas de fluxo, denominada
base adaptadora de produção ou BAP; pelo “suspensor” de coluna de produção
(tubing hanger – TH); pela terminação das linhas de fluxo, denominado módulo de
conexão vertical ou MCV; pela ANM propriamente dita; e; pela capa da ANM (tree
cap). Tais árvores têm também como características básicas serem “pigáveis” e
com revestimento especial (metalurgia especial), nos pontos de contato com o
fluido produzido, caso seja corrosivo, abrasivo e e/ou erosivo. Abaixo descrição
mais aprofundada de cada um desses componentes.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
ANM vertical
3.2.1.1 - ANM Propriamente Dita
É constituída por um bloco forjado, onde são montadas as válvulas de bloqueio
manuais e hidráulicas. Na sua parte inferior é montado o conector hidráulico, com
perfil externo H4, que permite a conexão e desconexão da ANM no alojador de
alta pressão da BAP, podendo ter o nominal de 18 ¾ ou 16 ¾”(mais usual hoje em
dia no Brasil). Na sua parte superior é montado o manifold da ANM (tree manifold),
de onde partem todas as linhas de controle das funções da ANM e chegam as
linhas de controle da plataforma. Possui perfil interno nos bores de 4”e 2” para
assentamento de plugs e perfil externo para travamento da ferramenta de
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instalação da ANM (TRT) e para o conector da capa da ANM quando utilizada
(tree cap). As válvulas montadas nesta unidade e suas funções são:
• Válvula mestra de produção (master) – M1
• Válvula lateral de produção (wing) – W1
• Válvula mestra do anular – M2
• Válvula lateral de acesso ao anular - W2
• Válvula de interligação da linha de produção com o anular (crossover) – CO
• Válvula de “pistoneio” da produção (swab) – S1
• Válvula de “pistoneio” do anular – S2
3.2.1.2 - Base Adaptadora da Produção
É o conjunto que suporta as linhas de fluxo e controle, nivelando-as em relação a
ANM. Na sua parte inferior recebe uma estrutura guia (funil down) para orientação
na cabeça de poço, um conector hidráulico e anéis para travamento e vedação do
tipo metal versus metal. Na sua parte superior, um alojador especial (denominado
housing ou tubing head), dotado de um perfil interno padronizado e preparado
para receber o “suspensor” de coluna e com um segundo perfil interno também
padronizado, este do tipo H4, para receber o conector da ANM. Dispõe ainda de:
uma luva helicoidal interna ao alojador, a qual proporciona a orientação do
“suspensor”; um funil up para orientação no assentamento da ANM; e, por ultimo,
um berço (cradle) para ancoragem e apoio das linhas de fluxo, permitindo a
retirada da ANM sem que seja necessário desconectar as linhas de fluxo e
controle.
As ANM mais recentes foram padronizadas de acordo com a profundidade de
utilização da mesma, ou seja com 1 ou 3 módulos de conexão vertical, sendo 1
MCV para profundidades até 1500 m e 3 MCV’s (linha de produção, linha de
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acesso ao anular e linhas de controle independentes).para profundidades
superiores a 1500 m.
3.2.1.3 - Suspensor de Coluna de Produção (tubing hanger) É o equipamento responsável pela interface entre a coluna de produção e a ANM.
Tal “suspensor” é ancorado e travado na base adaptadora de produção – BAP -
nas ANM tipo DLL/GLL, fazendo vedação para o anular. É ainda dotado de
alojamento para o tampão mecânico ou coletor de detrito, descidos com unidades
de arame.
Os “suspensores” mais utilizados são de configuração excêntrica com interface
superior padronizada para possibilitar a intercambiabilidade. Possui furo de 4” para
acesso à coluna de produção; furo de 2” para acesso ao anular (este furo pode ser
usado também para receber conector para o cabo elétrico de potência quando a
elevação se fizer necessária através de bombeamento centrifugo submerso –
BCS); possuem um ou dois furos de ½” para passagem do fluido hidráulico de
acionamento da válvula de segurança de subsuperfície (DHSV); e, por ultimo, um
furo para receber o conector do cabo elétrico do PDG (permanent downhole
gage), o qual é o equipamento responsável por receber os sinais de pressão e
temperatura de fundo.
3.2.1.4 - MCV – Módulo de Conexão Vertical O sistema de conexão vertical foi desenvolvido com o objetivo de substituir o
método lay-away, pois elimina a necessidade da operação simultânea entre a
plataforma de instalação e o navio de lançamento de linhas, além de permitir a
conexão totalmente submarina da primeira e segunda ponta. A primeira utilização
do método de conexão vertical foi em dezembro de 1992, no campo de Marlim, em
um poço satélite, após vários testes de campo utilizando protótipos.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Tal MCV tem a finalidade de conectar as linhas de produção, acesso ao anular e
controle à BAP, possibilitando o escoamento da produção, a injeção de gás para
operação de gas lift, a passagem de fluido hidráulico de controle da ANM e, por
último, a injeção de produtos químicos (usualmente inibidores de
hidratos).Recebeu este nome devido ao seu método de instalação (por barco e
verticalmente), possibilitando uma melhor logística para operação e movimentação
de sondas e barcos de lançamento de linhas.
3.2.1.5 - Capa da ANM – Tree Cap É o equipamento, quando instalado, responsável por fazer a interligação entre os
controles da plataforma de produção e as funções da ANM. Na sua maioria tais
equipamentos são do tipo controle direto, onde existe uma linha de controle da
plataforma para cada função a ser controlada na ANM.
3.2.1.6 - Principais Ferramentas de uma ANM As principais ferramentas da ANM são:
• Ferramenta de instalação e recuperação da BAP - FIBAP,
• Ferramenta de instalação e recuperação do “suspensor” de coluna – THRT
• Ferramenta de instalação e recuperação da ANM e Capa – TRT
• Riser para operação de instalação e intervenção da ANM (será descrito
com mais detalhes adiante).
3.2.2 – ANM Horizontal A finalidade básica de uma ANM-H é a mesma que de uma convencional. Numa
forma simplificada, a mesma pode ser descrita como sendo uma base adaptadora
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de produção (BAP) com válvulas montadas na sua lateral, permitindo assim a
intervenção no poço e eventual substituição de sua coluna de produção sem que
seja necessário retirar tal ANM. O “suspensor” de coluna é assentado no interior
da ANM e direciona o fluxo de hidrocarbonetos para a sua lateral – a vedação
deste componente é de fundamental importância nesta configuração de árvore
horizontal. Esta árvore foi concebida inicialmente para utilizações pioneiras de
poços submarinos equipados com o método de bombeamento centrifugo
submerso (BCS) – uma vez que tal aplicação é considerada como demandando
alta taxa de intervenção no poço.
ANM horizontal (parte inferior)
As principais diferenças desta concepção em relação à convencional são:
• Eliminação da BAP;
• Eliminação da utilização de riser dual-bore nas operações de instalação e
workover, já que o acesso ao anular pode ser feito pela kill line do BOP;
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• Permite utilizar a “completação” do tipo large bore no “suspensor” de
coluna, já que foi eliminado o furo vertical de acesso ao anular no
“suspensor”;
• A ANM-H pode fazer uso de Tree Cap interna e externa. Atualmente se tem
dado preferência à utilização de capa externa, uma vez que, permite que as
conexões elétricas de sinal e potência sejam realizadas na vertical, além de
poder dispor de painel back-up hidráulico montado na mesma.
3.3 – Dutos Submarinos São responsáveis pela movimentação dos fluidos produzidos e injetados num
campo de petróleo e gás.
Na produção temos o fluxo de óleo e gás da ANM e/ou Manifold para a UEP. Na
Injeção temos o fluxo de líquidos e gás da UEP para o Manifold e/ou ANM.
Os dutos são também utilizados para escoamento (offloading) dos fluidos
processados pela UEP.
Os dutos podem ser classificados da seguinte forma:
3.3.1 - Quanto à sua Estrutura
• Rígido
• Flexível
3.3.1.1 – Dutos Rígidos As linhas rígidas são constituídas por tubos de aço carbono e, a depender do
fluído que irá ser transportado podem ser de ligas especiais, inibindo a corrosão,
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abrasão e/ou erosão. Também podem ser revestidas externamente com a
finalidade de manter a temperatura do fluído transportado, evitando assim atingir a
temperatura de formação de hidratos e/ou depósitos orgânico (e.g., parafinas),
garantindo o escoamento da produção de forma econômica.
Duto rígido com revestimento
3.3.1.2 – Dutos Flexíveis As linhas flexíveis são constituídas por diferentes camadas, que tem funções
distintas na sua operação e, podem ser descritas da parte interna para a parte
externa como:
Carcaça Interna de Aço Intertravado
Sua função principal é o de prevenir o tubo flexível do colapso quando submetido
à pressão aplicada externamente, seja a hidrostática ou seja aquela decorrente do
lançamento e/ou e pelas armaduras de tração. Ë composta de uma fita de aço
intertravada e o material normalmente utilizado nesta é aço inoxidável AISI 304.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Barreira de Pressão Interna
Esta camada confere ao tubo flexível sua estanqueidade aos fluídos em
condução. O material usado é a poliamida que garante uma excelente resistência
aos hidrocarbonetos, pressão e temperatura (altas).
Armaduras de Pressão (Espiral Zeta)
Sua função principal é sustentar os esforços radiais, sejam induzidos pela pressão
interna, sejam induzidos pelos meios de lançamento e/ou pelas armaduras de
tração. Em casos específicos, essa camada zeta permite aumentar a resistência
do tubo ao colapso hidrostático e as pressões mecânicas externas. O material
usado é o aço carbono
Camada Intermediária de Plástico
Sua função única é a de diminuir a fricção entre a espiral zeta e as armaduras de
aço e, assim, evitar a sua abrasão em caso de utilização da linha sob solicitações
dinâmicas (e.g., risers ou jumpers). O material usado é o poliamida ou o polietileno
de alta densidade (PEHD).
Armaduras de Tração
Sua função principal é a de suportar as cargas axiais. São constituídas de duas
camadas cruzadas de fio chato de aço, com um passo grande ao longo do
comprimento, de forma a se obter boa resistência à cargas de tração. As duas
camadas são dispostas a 35º em relação ao eixo do tubo, uma para a direita e a
outra para a esquerda. O material usado é o aço carbono. Haverá uma camada de
fita adesiva, a qual circundará a segunda camada de fios de aço de forma a
segurar as armaduras durante a fabricação da camada seguinte.
Camada Externa de Plástico
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Sua função principal é a de proteger a camada da estrutura contra a corrosão ou
abrasão e, unir as subcamadas das armaduras. O material usado é a poliamida ou
o polietileno de alta densidade para as aplicações dinâmicas.
Proteção Anti-Abrassiva (outerwrap)
Sua função principal é a de proteger o riser, no seu trecho em contato com o fundo
do mar, contra a abrasão induzida pelos movimentos dinâmicos. O material usado
é o aço inoxidável AISI 316L.
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3.3.1.3 – Elementos Acessórios Vários acessórios podem ser instalados em um duto flexível. Abaixo relacionamos
alguns desses.
• Riser Joint
• Bend Stiffener
• Bellmouth
• Vértebras
• Conectores
• Colares
• Flutuadores
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3.3.2 - Quanto à sua Função
• Escoamento
• Umbilical
• Misto
3.3.3 - Quanto à Configuração
• Riser
• Flowline
3.3.4 – Umbilicais
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
O umbilical é um conjunto de mangueiras que
transportam desde fluidos hidráulicos e de injeção
química, assim como cabos elétricos transmissores de
sinais e potência.
Sua função é acionar os mecanismos de abertura e
fechamento do equipamento de extração de óleo e gás
submarinos monitorando as características do poço
(temperatura e pressão).
Tipos de Umbilicais
• Hidráulicos
• Elétricos de Sinal
• Elétricos de Potencia
• Óticos
• Injeção de Produtos Químicos
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3.3.5 – Risers Trecho suspenso de um duto submarino cuja função é conduzir os fluidos oriundos
dos poços ou manifolds até a UEP (Unidade Estacionária de Produção). Constitui-
se num componente crítico de um sistema submarino de produção, por estar
submetido a elevados esforços de tração e fadiga, devido ao seu próprio peso, à
ação de correnteza, aos efeitos das ondas e as movimentações da UEP.
3.3.4.1 – Configuração de Risers Os risers podem ser classificados de acordo com a sua configuração, material e
finalidade. Com base na sua configuração, podemos classificá-los em vertical,
catenária ou complexa (usando flutuadores).
Vertical
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É aplicada uma força de tração no topo, com a finalidade de manter o riser sempre
tracionado, evitando a sua flambagem. Esta configuração demanda a utilização de
plataformas com baixa resposta dinâmica.
Normalmente, a aplicação da completação seca está associada à adoção de
plataformas dos tipos “SPAR” ou “TLP”.
Catenária
Na maioria dos casos não é aplicada força de tração no topo. As extremidades
(topo e fundo) não estão no mesmo alinhamento.
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Complexa
Derivada da configuração em catenária, o riser assume uma geometria em forma
de catenária dupla através da instalação de flutuadores ou bóias mantidas
submersas através de ancoragem (poitas).
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3.4 – Manifold A principal, função de um manifold é o de reunir, em uma só linha, a produção
oriunda de vários poços. É constituído por arranjos de tubulações (coleta, injeção,
teste e exportação), conjunto de válvulas de bloqueio, válvulas de controle de
escoamento (chokes) e subsistemas de monitoramento, controle e interconexão –
usualmente por via elétrica – com a UEP. No caso de injeção de gás e água, o
manifold tem como função distribuir para os poços os fluidos de injeção vindos da
UEP. As funções de produção e injeção podem estar contidas num mesmo
manifold.
As principais vantagens na utilização de manifolds são a redução do comprimento
total de linhas e redução do número de risers conectados à UEP. Por tais
benefícios e em se considerando o alto custo dessas linhas, esse equipamento é
de alta contribuição na viabilidade técnica e econômica da produção, notadamente
no mar.
Atualmente, a configuração mais usual se constitui numa estrutura independente,
simplesmente assentada no leito submarino e recebendo a produção de vários
poços satélites.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Tipos de Manifold
• MSP – Manifold Submarino de Produção
• MSI – Manifold Submarino de Injeção
• MIS – Manifold de Interligação Submarina
• MSPI – Manifold Submarino de Produção e Injeção
Formas de Instalação
Até 1000m
• Instalação por Cabo
• Instalação por Riser de Perfuração
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Acima de 1000m
• Método Sheave
• Método Pêndulo
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3.5 – PLEM (pipeline end manifold)
Equipamento responsável por interligar dutos de exportação de óleo ou gás a uma
mono bóia ou planta onshore.
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3.6 – PLET (pipeline end terminator) São equipamentos projetados e desenvolvidos para possibilitar a conexão entre os
dutos rígidos e as linhas flexíveis. O objetivo básico é minimizar os investimentos
do sistema das linhas de escoamento.
PLET
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
4 – Novas Tecnologias A necessidade de vencer novos desafios, de reduzir custos e de maximizar a
produção, leva a industria de petróleo e gás a estudar e desenvolver novos
equipamentos e novas tecnologias. O sistema submarino de produção está
sempre testando novas soluções. Dentre as várias inovações atualmente
desenvolvidas, vamos comentar as seguintes:
• S-BCSS (BCSS sobre skid)
• VASPS (vertical annular separation and pumping system)
• RWI (raw water injection)
4.1 – S-BCSS (BCSS sobre skid) Atualmente existem projetos na área de bombeamento submarino que visam
atender as principais necessidades de se obter a elevação dos fluidos de
produção em águas profundas, através do fornecimento de energia ao sistema.
Estes projetos objetivam principalmente o aumento da produção de óleo em poços
satélites, a viabilização da produção de poços (que produzem para manifolds
distantes da plataforma) e a possível substituição de plataformas de produção.
Dentre estas alternativas podemos destacar o sistema de Bombeio Centrífugo
Submerso montado sobre Skid no Fundo do Mar, denominado S-BCSS.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Essa tecnologia foi desenvolvida através de um Projeto de Pesquisa e
Desenvolvimento (P&D) pelo Centro de Pesquisas da PETROBRAS e que tem
como principal objetivo disponibilizar um novo conceito para aplicação da
tecnologia de bombeio centrífugo submerso, através do desenvolvimento de um
sistema de bombeamento submarino instalado no leito marinho (fora do poço). Ele
teve como motivação a redução dos custos por parada e instalação.
A grande vantagem deste sistema é a flexibilidade de manutenção da bomba e a
continuidade da produção durante este período de manutenção, podendo ser
realizadas intervenções independentes na ANM ou no Sistema de Bombeio.
4.2 – VASPS (vertical annular separation and pumping system) O VASPS é um conceito inovador de separador bifásico submarino acoplado a um
sistema de bombeamento centrífugo submerso (BCS) que possibilita uma alta
capacidade de integração entre os equipamentos de separação e elevação.
Seu princípio de funcionamento é baseado na separação das fases (gás, líquido)
quando sujeitas a uma força centrífuga proporcionada pelo escoamento do fluido
através de um helicóide vertical.
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
Por intermédio do projeto Otimização do VASPS, será desenvolvida uma versão
do separador com maior capacidade e flexibilidade, a qual possibilitará a redução
de custos, de forma a ampliar as possibilidades de aplicação do invento. O projeto
utilizará como possível cenário de aplicação a substituição da Plataforma P-09, na
Bacia de Campos, por um sistema VASPS. A novidade alterará o cenário atual,
em que os campos de Malhado, Corvina e Congro escoam a produção para a
plataforma P-09. Após a separação líquido/gás no VASPS, o total da produção
será exportado para uma segunda plataforma, a PCH-2. O projeto verificará
também a possibilidade de utilização do VASPS em conjunto com o Sistema de
BCS montado Sobre Skid no Fundo do Mar (S-BCSS).
4.3 – RWI (raw water injection) Sistema para captação e injeção de água do mar em campos onde as UEP
apresentam restrições para instalar ou expandir sistemas convencionais.
Desta maneira a tecnologia RWI para injeção de água do mar poderia trazer vários
benefícios, dentre os quais podemos citar:
• Viabilizar a injeção ou o aumento da cota de injeção em campos onde as
plataformas de produção apresentam restrições para a instalação dos
* Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008.
sistemas convencionais, tais como, indisponibilidade de área ou restrições
no swivel de FPSOs.
• Em alguns campos, o Sistema Submarino de Injeção de Água do Mar pode
apresentar custos de investimento e operação menores que o do sistema
convencional.
• O Sistema Submarino de Injeção de Água do Mar apresenta flexibilidade
para o realinhamento para outras plataformas de produção ou mudança de
poço, facilitando a produção de um campo por fases.