Palestra SEAERJ

Engo Mec. e Prof. Glaucy Oliveira de Sabóia

O presente trabalho visa fornecer informações básicas a respeito dosequipamentos submarinos utilizados na produção de petróleo e gás em águasrasas, profundas e ultra profundas, na atual indústria do petróleo, tanto noBrasil, quanto em outros países.

É importante ressaltar que, as diferenças construtivas, de materiais, deinstalação e etc., são características não só das empresas operadoras aquidenominadas como proprietárias de tais equipamentos (cliente final), dasempresas que os constroem, as normas utilizadas e as características da regiãoonde esses equipamentos serão utilizados.

Pode-se listar os equipamentos submarinos para produção de petróleo,da seguinte forma abaixo descrita:• Cabeça de Poço (Well Head);• Árvore de Natal Molhada (Christmas Tree);• Manifolds de Produção;• Manifolds de Controle;• PLEM (Pipeline end Manifold);• PLET (Pipeline end Terminator);• Módulo de Conexão Vertical;• Jumpers.

Pode - se incluir também nessa visão, os Dutos Rígidos, as LinhasFlexíveis de Produção, Linhas Flexíveis de Controle e os Risers.

Determinadas particularidades de exigência dos proprietários dessesequipamentos, leva-nos a estender algum conhecimento de adendos dealguns equipamentos como as BAP’s (Bases Adaptadoras de Produção), eos MCV’s (Módulos de Conexão Vertical).

Definiremos Arranjo Submarino, como a escolha dos equipamentos, bemcomo o número destes equipamentos, que serão utilizados emdeterminado campo submarino de produção de petróleo e gás.

O arranjo final de um campo de produção de petróleo, é o resultado daotimização em que se envolvem diversas variáveis como número depoços e seus respectivos posicionamentos, comprimento, diâmetrosnominais dos dutos e linhas flexíveis de produção, posicionamento daunidade de produção flutuante (ou não flutuante), tipos de ancoragem,meios de instalação, perfil de produção, necessidade de meios deelevação do produto obtido (Gas Lift, Injeção de Água e etc), bem comodemais particularidades devidas não só à proprietária dosequipamentos/campo e etc.

As Cabeças de Poço deverão suportar os revestimentos de tais poços,esforços relativos aos Risers, bem como oferecer vedação a todosistema estabelecido desde Leito Marinho, até o BOP (BlowoutPreventer).

Uma vez já instalada a Cabeça de Poço e, realizada a perfuração dopoço, esta deverá fornecer alijamento, travamento e vedação paraSuspensor de Coluna (Tubing Hanger) e Árvore de Natal Molhada(Christmas Tree).

Em alguns casos, como na operadora brasileira Petrobrás, a Cabeçade Poço deverá estar preparada para receber a BAP (Base Adaptadorade Produção)

São existentes dois tipos de sistemas de cabeças de poços submarinos(SCPS):

• Sistemas para unidades de produção fixas (apoiadas no fundo domar);

• Sistemas para unidades de produção flutuantes.

Os primeiros sistemas utilizados tanto no Brasil quanto no exterior,durante a década de 1970 que, no Brasil se estenderia até meados dadécada de 1980, eram dos modelos fabricados pela VETCO (HB-3, SG-1 e SG-5).

Tais modelos foram projetados para utilização para profundidades(lâmina d’água), de até 200m. Posteriormente, os demais fabricantesde SCPS (FMC, Cameron, Dril-Quip e etc.), introduziram no mercado,trazendo consigo novidades tanto no equipamento propriamentedito, como em suas ferramentas para instalação manutenção, dentreoutros itens.

A partir de 1992, com as profundidades de perfuração atingindo 1000m(lâmina d’água), estes equipamentos foram sendo expostos a uma novarealidade operacional, uma vez que, tais equipamentos traziam consigo,antigas características.

Estas deficiências surgiam, principalmente nas ferramentas que,“passeavam” longos trechos dentro dos Raisers de perfuração, ficandomuito impregnadas de lama e cascalho, o que comprometiam seusmecanismos de funcionamento.

Surgiram então, os atuais equipamentos da atual geração, com asprincipais características:

• Perfil H4;• Totalmente Weigth-set;• Teste do BOP utilizando a Pressão máxima de Trabalho, em qualquer

fase do poço, utilizando-se ferramenta isoladora e/ou Teste PlugUniversal (TPU), assentado diretamente no Alojador de Alta Pressão,

Suspensor de Revestimento e/ou Buchas de Desgaste.• Possibilidade de teste do BOP mesmo com o terceiro suspensor

instalado;• Possibilidade de que, mesmo a bucha nominal estando instalada, de

teste do BOP à PMT;• Conjunto de vedação universal (CVU) metal-metal, recuperável em uma

única manobra;• Geração da energização do conjunto de vedação através da pressão;• Utilização de Dispositivo Anti Torque (DAT);• Uso de ferramentas exclusivas (CVU e Casing Patch).

Limitações de tais equipamentos foram aparecendo, à medida que,aumentavam as profundidades para perfuração.

O crescente aumento de profundidade elevavam o valor diário deutilização de sondas de perfuração. Tal conjunto de necessidadesalavancou a incorporação aos produtos, de forma alavancar melhoriasdos sistemas e consequentemente, reduzir o tempo de instalação. Taismelhorias, também levaram a maior confiabilidade e segurança.

A partir da década de 1980 um novo conjunto de equipamentos foiintroduzido no mercado carregando consigo melhorias no sistema devedação (Packoff). Os sistemas de vedação passaram a ser classificadosem sistemas torque-set e weigth-set respectivamente, por aplicação derotação ou peso, sendo a aplicação de peso, o mais moderno.

Fases de Instalação de um Sistema de Cabeça de Poço Submarino (SCPS)

Funções de uma ANM:

• Criar uma barreira de Segurança;• Permitir retenção do fluido de produção;• Proporcionar a regulagem do fluxo de produção (Choke);• Permitir a injeção contínua de produtos químicos;• Permitir o controle das válvulas de fundo;• Proporcionar a transmissão de dados elétricos dos Downholes Gauges;• Permitir uma intervenção de poço.

Arranjo da Coluna de Produção e do Anular

Funções do Anular:

• Reter o fluido do packer;• Permitir a injeção contínua de produtos químicos no; downhole;• Permitir a passagem de fluido hidráulico para as downhole valves;• Permitir a passagem de sinais elétricos, através dos cabos, para os

downhole gauges;• Permitir a passagem de gás para proporcionar a produção através

de Gas Lift;• Monitorar a produção da coluna.

Diagrama Hidráulico/Elétrico Esquemático de uma ANM

Pode-se classificar uma ANM (Xmas Tree), quanto ao seu serviço e sua configuração.

Quanto ao serviço:• ANM de Produção;• ANM de Injeção.

Quanto sua configuração:• Convencional (Vertical);• Horizontal.

Árvore de Natal Molhada Convencional ou Vertical

É a mais conhecida e amplamente aplicada no Brasil.

Básica e modernamente é composta de pela Base das Linhas de Fluxo,denominada como Base Adaptadora de Produção (BAP). Possui umSuspensor de Coluna de Produção (Tubing Hanger – TH), terminaçãode linhas de fluxo denominado como Módulo de Conexão Vertical(MCV), pela Árvore propriamente dita e pela Capa da Árvore (TreeCap).Esses equipamentos tem como características serem “pigáveis”,possuindo também, revestimentos metalúrgicos especiais (Clad), nospontos de contato com o fluxo do fluido de produção, caso esse sejaabrasivo, corrosivo e/ou erosivo.

Descrição de Componentes

Árvore de Natal Molhada:Constituída por bloco forjado, onde são montadas as válvulas debloqueio manuais e hidráulicas. Na sua parte inferior é montado umconector com perfil H4, que permite a conexão e desconexão da ANM,do Alojador de Alta Pressão tanto da Cabeça de Poço, quanto da BaseAdaptadora e Produção. Pode-se ter os nominais de 18¾ ou 16¾.

Na parte superior, é montado o manifold da ANM (Tree Manifold), deonde partem todas as linhas de controle de funções da ANM e,chegam as linhas de controle da plataforma. Possui bores de 4” e 2”para assentamento de Plugs e, perfil externo para travamento daFerramenta de Instalação da Árvore - TRT (Handling & Running Tool).Neste mesmo perfil, acopla-se o conector da Capa da Árvore (TreeCap).

As principais Válvulas montadas na ANM são:

• Válvula Mestra de Produção – M1 (Master Valve);• Válvula Lateral de Produção – W1 (Wing Valve)• Válvula Mestra do Anular – M2 (Annulus Master Valve);• Válvula Lateral do Anular – W2 (Annulus Wing Valve);• Válvula de interligação entre a linha de produção e do anular

(Crossover) – CO;• Válvula de “pistoneio” da produção (Swab Valve) – S1;• Válvula de “pistoneio” do anular – S2.

Suspensor da Coluna de Produção (Tubing Hanger):

É o equipamento que realiza a interface entre a ANM e a Coluna de Produção. O Suspensor de Coluna de Produção é ancorado e travado tanto na Base Adaptadora de Produção, como poderá ser ancorado e Travado no Spool da própria ANM. Produz também, a vedação entre a coluna de produção e o anular.

É dotado de alojamento para tampão mecânico ou coletor de detritos, que podem ser descidos, através de operação por arame (Wireline).

Os suspensores mais utilizados, são do tipo excêntrico, com interface superior padronizada para proporcionar intercambiabilidade. Possui furo (bore) de 4” para acesso à coluna de produção e outro de 2” para acesso ao anular. Esse furo pode ser utilizado também, para passagem de cabo elétrico de potência, quando se fizer necessária a elevação forçada do fluido de produção, através de bombeio centrífugo submerso (BCS).

Possui , também, um ou dois furos de ½” para passagem p]do fluidohidráulico de acionamento da Válvula de Segurança de Subsuperfície(Downhole Safety Valve - DHSV). Por último, possui também um furopara receber o conector do cabo elétrico do PDG (permanentdownhole gauge). Esse equipamento recebe e transmite os dados detemperatura e pressão do fundo.

Funções do Suspensor de Coluna de Produção (Tubing Hanger):

• Suspensão da coluna de produção;• Selagem entre a coluna de produção e o anular;• Proporcionar a condução do fluido de produção entre a coluna e a

ANM;• Permitir a condução do fluidos hidráulico para as downhole

valves;• Permitir a condução de sinais elétricos dos downhole gauges;• Permitir a injeção química através dos downholes;• Permitir a intervenção de poço.

Produtos químicos para injeção e suas funções:

A principal, função de um manifold é o de reunir, em uma só linha, aprodução oriunda de vários poços. É constituído por arranjos detubulações (coleta, injeção, teste e exportação), conjunto de válvulasde bloqueio, válvulas de controle de escoamento (chokes) esubsistemas de monitoramento, controle e interconexão – usualmentepor via elétrica – com a UEP. No caso de injeção de gás e água, omanifold tem como função distribuir para os poços os fluidos deinjeção vindos da UEP. As funções de produção e injeção podem estarcontidas num mesmo manifold.

Funções de um Manifold de Produção

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.

Acima de 1000mMétodo Sheave

Método Pêndulo

As principais vantagens na utilização de manifolds são a redução docomprimento total de linhas e redução do número de risersconectados à UEP.Por tais benefícios e em se considerando o alto custo dessas linhas,esse equipamento é de alta contribuição na viabilidade técnica eeconômica da produção, notadamente no mar.Atualmente, a configuração mais usual se constitui numa estruturaindependente, simplesmente assentada no leito submarino erecebendo a produção de vários poços satélites.

Funções de um Manifold de Controle

A principal, função de um manifold de controle é o de reunir, em umasó linha, o controle de produção ou injeção oriunda de vários poços. Éconstituído por arranjos hidráulicos e elétricos para conjunto deválvulas de bloqueio, válvulas de controle de escoamento (chokes) esubsistemas de monitoramento, controle e interconexão – usualmentepor via elétrica – com a UEP. No caso de injeção de gás e água, omanifold tem como função distribuir para os poços os fluidos deinjeção vindos da UEP. As funções de produção e injeção podem estarcontidas num mesmo manifold.

Deep of Project 2000 m

Temperature of Sea water 2º C

Number of injector water wells 4 wells

Instalation of MSCs The handle

Instalation of TSUMs and TSUPs Connected to the Umbilical

Connection of the Jumpers Electric and Hydraulical ROV

Control System of Tree Direct hydromechanical engineer

Acquisition of dates Trees Eletric Multiplex (MUX)

Usefull life 25 Years

Dados de Projeto

Compass

Bull eye

Transponder

Compass

Hydraulic Conections

Eletrical Conections

1

2

5

4

3

1

5

4

3

2

Parking Philosophy

1 2

6 5

3

4

Equipamento responsável por interligar dutos de exportação de óleo ou gás a uma mono bóia ou planta onshore.

Funções do PLETSão equipamentos projetados e desenvolvidos para possibilitar aconexão entre os dutos rígidos e as linhas flexíveis. O objetivo básico éminimizar os investimentos do sistema das linhas de escoamento.

Utilização dos Conectores