METODOLOGIA PARA A SELEÇÃO DE ARRANJOS SUBMARINOS BASEADA NA EFICIÊNCIA OPERACIONAL. Edson Luiz Labanca

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1 METODOLOGIA PARA A SELEÇÃO DE ARRANJOS SUBMARINOS BASEADA NA EFICIÊNCIA OPERACIONAL Edson Luiz Labanca TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA OCEÂNICA. Aprovada por: Prof. Murilo Augusto Vaz, Ph, D. Prof. Paulo Fernando Ferreira Frutuoso e Melo, D. Sc. Prof. Segen Farid Estefen, Ph. D. Dr. Jacques Braile Saliés, Ph. D. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL ABRIL DE 2005

2 LABANCA, EDSON LUIZ Metodologia para Seleção de Arranjos Submarinos Baseada na Eficiência Operacional [Rio de Janeiro] 2005 XIII, 92 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, MSc., Engenharia Oceânica, 2005) Tese - Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE 1. Eficiência Operacional 2. Arranjo submarino / subsea layout 3. Flexibilidade Operacional I. COPPE/URFJ II. Título (série) ii

3 A minha família, em especial a minha esposa e filhas, pela compreensão dos momentos que os privei da minha companhia em prol da exeqüibilidade deste trabalho. iii

4 AGRADECIMENTOS Registro o meu agradecimento a todos que contribuíram, de forma direta ou indireta, para a minha formação profissional, em especial: A Petrobras que valoriza e incentiva o contínuo desenvolvimento profissional e humano dos seus empregados. Aos professores da COPPE, doutores Murilo Augusto Vaz e Segen Farid Estefen incentivadores do curso de mestrado em engenharia submarina. Aos colegas da Petrobras pelo apoio e incentivo recebido, em especial aos doutores Iberê Nascentes Alves e Jacques Braile Saliés, que no exercício das gerências do ST/EE e da ABL/IPE da unidade de negócio da E&P baseada no Rio, autorizaram a minha liberação para dedicação a este trabalho. Aos professores e colegas da turma de mestrado em engenharia submarina pela troca de experiência, amizade e relacionamento humano. iv

5 Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.). METODOLOGIA PARA A SELEÇÃO DE ARRANJOS SUBMARINOS BASEADA NA EFICIÊNCIA OPERACIONAL Edson Luiz Labanca Abril/2005 Orientadores: Murilo Augusto Vaz Paulo Fernando Ferreira Frutuoso e Melo Esta tese propõe critérios para a elaboração e avaliação de arranjos submarinos, visando à exploração de campos para a produção de petróleo no mar. São apresentados diferentes tipos de arranjos e equipamentos para a explotação de campos offshore de petróleo de forma eficaz e segura. É proposta uma metodologia que compare a eficiência operacional dos diferentes tipos de arranjos para permitir a otimização dos projetos submarinos e de superfície, sem penalizar a disponibilidade dos sistemas de produção. São usadas técnicas da engenharia de confiabilidade de forma a definir índices de performance dos arranjos para utilização quando da elaboração do Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica para a implantação do projeto. Um caso real é analisado para validar a metodologia e as conclusões e recomendações para os estudos de futuros desenvolvimentos estão apresentadas ao final da tese. v

6 Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.) METHODOLOGY TO SELECT SUBSEA LAYOUT BASED ON OPERATIONAL EFFICIENCY Edson Luiz Labanca April/2005 Advisors: Murilo Augusto Vaz Paulo Fernando Ferreira Frutuoso e Melo Department: Ocean Engineering This work presents criteria to design and evaluate subsea layout to be used during development of production fields in the oil and gas industry offshore. Different types of subsea layout and the main equipment being used all over the world and their function for the offshore petroleum exploitation are presented. The main objective of this work is to present a methodology capable of comparing operational efficiency of different types of sub sea layout to allow the selection based on operational availability. Reliability Engineering techniques are used to estimate the performance of each arrangement. The resulting values are used in the economical evaluation, allowing the selection of the most adequate alternative. To confirm the gain of the methodology two years operation of a real project was analyzed. The conclusion obtained with this work and the recommendations for future studies are also presented. vi

7 ÍNDICE 1 - INTRODUÇÃO Motivação Organização da tese Fases para a implantação de um projeto HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO OFFSHORE NO MUNDO Início da exploração offshore Fases do desenvolvimento de um novo campo Golfo do México Mar do Norte Bacia de Campos SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO Filosofia adotada nos projetos Principais flexibilidades operacionais de um arranjo submarino Principais componentes, equipamentos e subsistemas integrantes do sistema submarino Duto rígido Duto flexível Umbilical PLET Pipe Line End Termination PLEM Pipe Line End Manifold Manifold submarino de produção Tipos de manifolds submarinos de produção Sistema de controle Sistema de Conexão Vertical Principais arranjos submarinos Características de um arranjo submarino Fatores que influenciam a disponibilidade operacional de um arranjo submarino Escolha de um sistema submarino Premissas para elaboração dos arranjos adotadas no presente estudo Condição de contorno Componentes passivos e ativos Facilidades para prevenir e dissociar hidratos Hidrato Maneiras de inibir Maneiras de evitar vii

8 Maneiras para dissociar Dissociação do plug de hidrato aplicando calor Facilidades para prevenir e remover parafina Parafina Maneiras de inibir Maneiras de remover Principais modos de falhas de um arranjo submarino Falhas e modos de falha Flexibilidade e redundância Principais modos de falhas operacionais Bloqueio parcial ou total do duto de produção entre ANM e coletor (manifold), incluindo header de produção do coletor Bloqueio parcial ou total dos dutos anular entre ANM e coletor (manifold), incluindo o header de gas lift Bloqueio parcial ou total dos módulos de produção Bloqueio parcial ou total dos dutos de importação entre o manifold e a UEP Bloqueio parcial ou total dos dutos de gas lift entre a UEP e o coletor CONCEITOS BÁSICOS DA ENGENHARIA DA CONFIABILIDADE E PROGRAMA PARA ANÁLISE DO ESCOAMENTO Técnicas de análise de sistemas Análise de modos e efeitos de falhas (FMECA) Estimativa dos tempos médios para restabelecer o fluxo Árvores de falhas Disponibilidade O simulador de escoamento multifásico transiente OLGA METODOLOGIA PARA AVALIAR ARRANJOS SUBMARINOS Definição da estratégia de exploração do campo Escopo, fronteiras, hipótese e condição de contorno do estudo Descritivo dos sistemas Análise de modos e efeitos das falhas Determinação da freqüência e dos tempos médios das intervenções para restabelecer as variáveis de processo antes da ocorrência das falhas operacionais Identificação da necessidade de redundâncias Análise de sensibilidade ANÁLISE DE TRÊS OPÇÕES DE ARRANJOS SUBMARINOS PARA APLICAÇÃO EM UM CAMPO DE GÁS...49 viii

9 6.1 Descrição do campo Definição da estratégia de exploração do campo Escopo, fronteiras, hipóteses e condições de contorno do estudo Descritivo dos sistemas Modos e efeitos das falhas Determinação dos tempos médios para restabelecer o fluxo após as falhas operacionais e da freqüência de falhas Tempos médios para restabelecer o fluxo Modos de falhas comuns a todos os arranjos: Modos de falhas específicos do arranjo apêndice A: Modos de falhas específicos dos arranjos do apêndices B: Modos de falhas específicos dos arranjos apêndices C: Freqüência de intervenções dos arranjos durante a vida útil Interpretação da tabela Conclusões da análise comparativa CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES Conclusões Recomendações...68 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...69 APÊNDICE A...70 APÊNDICE B...71 APÊNDICE C...72 APÊNDICE D...73 APÊNDICE E...79 APÊNDICE F...86 ix

10 GLOSSÁRIO UEP (Unidade Estacionária de Produção) Unidade responsável pelo recebimento do fluido produzido, tratamento e exportação até o meio responsável pelo transporte do fluido. Sistema É uma entidade determinística composta de uma coleção de elementos (componentes e equipamentos) discretos que interagem ou que estão interconectados, visando desempenhar uma ou mais funções. MCV (Módulo de Conexão Vertical) Viabiliza a conexão do duto ao equipamento. HUB Espera residente na estrutura do equipamento para permitir a conexão dos dutos e módulos recuperáveis. Instalação Processo de lançamento e posicionamento do equipamento na coordenada definida pelo arranjo submarino. Interligação Processo de conexão dos dutos aos equipamentos. Assinatura Registro das variáveis envolvidas quando do acionamento de determinado componente durante a pré operação. Componente passivo Componentes que trabalham de forma estática sem partes móveis ou peças que sofram desgaste. Componente ativo Componentes que desempenham função dinâmica no sistema, sujeitos a desgastes que precisam sofrer manutenção durante a vida útil. ANM (Árvore de Natal Molhada) Equipamento colocado na cabeça do poço que possui as barreiras de segurança para o reservatório. Bundle Conjunto de dutos e umbilical que interliga a ANM ao manifold ou UEP para viabilizar o escoamento do fluido do reservatório. Falha É o término da habilidade de um sistema ou componente em realizar uma missão; x

11 Modo de falha É o efeito através do qual a falha é observada. Disponibilidade Tempo em que o sistema ou equipamento permanece, durante a vida útil, operando atendendo às premissas de projeto. Sistema de coleta Caracteriza-se pelos dutos e equipamentos que fazem parte do arranjo submarino instalados entre a ANM e a UEP. Sistema de exportação Dutos e equipamentos que fazem parte do arranjo submarino que partem da UEP até o meio responsável pelo escoamento do fluido. Condicionamento Antes da instalação do equipamento é definido a condição de hibernação, que compreende o período após o lançamento até o início da interligação dos dutos. Inibidores termodinâmicos São substâncias solúveis em água, que quando adicionadas a ela, podem alterar as condições termodinâmicas de formação de hidratos, eliminando o risco de sua formação nas faixas de pressão e temperatura usadas nas operações. Inibidores cinéticos São substâncias que adicionadas à fase aquosa promovem um retardamento da taxa de formação de hidratos sem promover, no entanto um deslocamento das pressões e temperaturas de equilíbrio, no sentido em que requerem muito menos volume de injeção. PIG Meio mecânico amplamente usado para o controle do acúmulo de parafina, remoção de fluidos e inspeção interna dos dutos. Fisicamente é um pistão que de acordo com a aplicação varia de forma e dureza. Manutenibilidade Habilidade de partir rapidamente após a falha. MTTR (Mean Time To Repair) Tempo médio gasto para reparar determinado componente, equipamento ou sistema. xi

12 SCM (Subsea Control Module) Módulo de controle recuperável responsável pelas funções hidráulicas para acionamento das válvulas e pela aquisição de dados do sistema submarino. Controle hidráulico direto O acionamento hidráulico das válvulas submarinas é feito a partir da plataforma, necessitando de uma mangueira para cada função a ser acionada. Choke Restritor de fluxo utilizado para controlar as vazões dos fluidos durante o escoamento. Poços surgentes Poços que escoam utilizando a própria energia do reservatório. Gas lift Forma de elevação artificial utilizada para escoar o fluido dos poços não surgentes. LDA (Lâmina D Água) Profundidade em que o componente se encontra no mar, tomando como referência a linha d água. MEG Mono Etileno Glicol. Header de produção Tubulação principal do manifold para onde o fluxo de fluido dos poços é direcionado. A partir do coletor os poços compartilham o mesmo duto até a UEP. HPU (Hydraulic Power Unit) Instalada na UEP tem a função de suprir a potência hidráulica para o sistema submarino. Satélite Poço submarino que possui um bundle individual para o escoamento, gas lift e controle. ROV (Remote Operated Vehicle) Veículo submarino operado por controle remoto para executar as terefas submarinas em substituição ao mergulhador. SDV (ShutDown Valve) válvula de bloqueio que tem a função de proteger os equipamentos à jusante do ponto onde está instalada. xii

13 Jumper Trecho de tubulação utilizado para conectar dois dutos ou um duto a um equipamento. hydraulic couplings Conectores hidráulicos para o sistema de controle hidráulico. TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais) Temperatura limite abaixo da qual os cristais de parafina começam a se formar. xiii

14 1 - INTRODUÇÃO Motivação O desenvolvimento de um novo campo de petróleo é um trabalho complexo que requer muita dedicação e envolvimento profissional especializado de várias áreas, pois várias são as possibilidades de exploração do campo que resultam em diferentes investimentos e retornos financeiros para seus acionistas. Neste negócio os investimentos são da ordem de milhões de dólares e a melhor opção para o desenvolvimento do campo não está apenas voltada para a melhor alternativa técnica e sim para a curva de produção que representar melhor retorno financeiro durante a vida útil do campo, sempre respeitando as boas técnicas de engenharia e a segurança das pessoas e do meio ambiente. É neste cenário que um exaustivo trabalho é realizado para esgotar as opções de escoamento do campo. Para vencer os desafios e a necessidade de produção em campos cada vez mais profundos, cabe ao corpo técnico o desenvolvimento contínuo de novas tecnologias para viabilizar e garantir a continuidade operacional durante a vida útil. Pode-se concluir que a indústria do petróleo, principalmente no segmento upstream voltada para os campos offshore, representa uma atividade em que as decisões são de risco e resultam em grandes lucros ou prejuízos para os acionistas. O desafio é poder escolher entre vários projetos subjetivos, qual deles irá apresentar melhor retorno financeiro e isto só será possível calculando, sempre através de estimativas, a disponibilidade de cada projeto, levando em consideração as flexibilidades operacionais, a arquitetura do sistema e a política de manutenção, para evitar acidentes que acarretarão lucros cessantes, prováveis multas, passivos ambientais e custos operacionais provocados pelas intervenções. 1

15 1.2 Organização da tese Nos trabalhos realizados para definir a concepção de arranjo submarino mais adequada para um determinado campo, é usual considerar o investimento (custos de aquisição dos componentes/equipamentos e instalação) e os custos operacionais. Com base na experiência dos profissionais que atuam na área e aplicando técnicas da engenharia da confiabilidade, se define a filosofia de projeto, as facilidades para garantir a manutenibilidade, visando a disponibilidade do sistema durante a vida útil do campo. Este trabalho irá levantar as necessidades para atingir estes desafios, desenvolvendo uma metodologia para definir as flexibilidades operacionais mínimas para cada desenvolvimento. A metodologia aplicada nesta tese utilizará técnicas de engenharia da confiabilidade para analisar as flexibilidades do arranjo submarino que garantam a disponibilidade do sistema durante a ocorrência de problemas operacionais inerentes às falhas dos equipamentos. O capítulo 2 apresentará um breve histórico da exploração offshore no mundo. O capítulo 3 apresenta o sistema submarino e seus principais sistemas. Os conceitos básicos da engenharia da confiabilidade e do programa de escoamento multifásico aplicados aos sistemas submarinos serão abordados no capítulo 4. A metodologia para estimar os tempos de parada dos sistemas submarinos decorrentes das paradas de produção para restabelecer as condições operacionais do escoamento do fluido será apresentada no capítulo 5. De forma a ilustrar a aplicação da técnica, no capítulo 6 é executada uma análise com a utilização da metodologia proposta. O capítulo 7 apresenta as conclusões e recomendações deste trabalho. Os apêndices A,B e C apresentam os arranjos avaliados. Para validar este estudo, os apêndices D e E apresentam o levantamento dos problemas ocorridos nos dois primeiros anos de operação de um sistema submarino instalado na Bacia de Campos e a análise dos mesmos. O apêndice F apresenta, em gráficos, os dados de saída usados no presente estudo. 2

16 1.3 Fases para a implantação de um projeto Após a declaração de comercialidade do campo e a aprovação do plano de desenvolvimento iniciam-se os estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE). Durante o EVTE, um grupo multidisciplinar levanta e estuda todas as combinações de soluções técnicas visualizadas e, para cada uma, é definida a curva de produção que servirá de insumo à análise econômica. O produto final é a consolidação da opção que obtiver melhor retorno financeiro para o desenvolvimento do campo. Este trabalho é elaborado em fases distintas que ocorrem numa ordem hierárquica e têm como pré-requisito a aprovação da fase anterior. A seguir, serão apresentadas as principais fases: - Projeto Conceitual é a fase em que são estudadas as composições de ordem técnica e as estratégias para a elaboração dos projetos. Todas são orçadas e no final dos trabalhos a melhor opção é selecionada para detalhamento da fase seguinte; - Projeto Básico representa o detalhamento da opção selecionada no projeto conceitual. Nesta fase são estudadas e confirmadas as viabilidades técnicas, elaboradas todas as especificações técnicas e a estratégia de ida ao mercado. O produto final é a consolidação da documentação para permitir a contratação do projeto. A implantação do projeto inicia-se pelas licitações e pareceres técnicos que selecionam as empresas que serão responsáveis pelo fornecimento dos equipamentos e serviços. Na seqüência, ocorrem as fases apresentadas abaixo: - Execução é a fase que detalha o projeto básico, incorporando as estratégias de instalação, qualificação e compra dos componentes, fabricação, montagem, teste de integração, e condicionamento; - Instalação requer muito planejamento e uma grande logística para suportar as operações de campo. Em função do alto custo dos recursos envolvidos, uma pequena falha de planejamento pode representar grande prejuízo financeiro; - Teste funcional após a instalação, é verificada a funcionalidade do equipamento para possibilitar possíveis reparos provocados pelos esforços 3

17 durante a instalação. Caso necessário, serão realizadas intervenções para a correção das falhas, garantindo a disponibilidade do equipamento quando do comissionamento; - Interligação após a instalação e teste funcional, atendendo ao cronograma de implantação do projeto, é iniciada a interligação dos dutos aos equipamentos; - Comissionamento instalados os sistemas, inicia-se a limpeza e os preparativos para garantir a segurança operacional quando do início da operação; - Pré operação verifica a performance operacional dos equipamentos/componentes e registra a assinatura dos principais componentes para servir de parâmetro quando da verificação do desempenho operacional durante a vida útil; - Operação assistida acompanhamento do início de operação pelo grupo de projeto para esclarecimento e complemento, in loco, do treinamento para os operadores; - Operação a confiabilidade dos componentes garante a disponibilidade dos sistemas que, aliada à correta operação dentro das premissas de projeto, devem manter o potencial de produção do campo, atendendo à curva de produção estimada para o projeto. 4

18 2 - HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO OFFSHORE NO MUNDO 2.1 Início da exploração offshore A atividade offshore, desde os primórdios até a presente data, tem sido marcada pelo constante desenvolvimento de novas tecnologias a partir de experimentos, adaptação de conceitos usados em outras indústrias e principalmente criando novos conceitos para vencer os desafios de uma indústria que exige criatividade para transpor as barreiras impostas pela adversidade do meio em que se desenvolve. Entender os desafios e os riscos envolvidos na indústria offshore necessita de um breve histórico de como esta indústria surgiu e se desenvolveu nos últimos 55 anos, no mundo, e especialmente no Brasil, a partir do final da década de Fases do desenvolvimento de um novo campo As fases envolvidas para a procura de um novo campo, o seu desenvolvimento e o transporte do hidrocarboneto até o ponto de refino são conhecidos como atividades de upstream. O termo offshore na indústria de óleo e gás refere-se às atividades de upstream realizadas em mar aberto. Nos primórdios da exploração offshore, a perfuração em lagos e perto da costa, com acesso por terra a partir de piers, também era chamada offshore. As principais atividades upstream são: - Realização de levantamento sísmico da área - permite aos geólogos interpretar o subsolo marinho aumentando o índice de acerto do local para a perfuração do poço exploratório visando à descoberta de um novo campo; - Exploração engloba a perfuração e completação dos poços, desde o poço exploratório, que quando confirmado a presença de hidrocarboneto, encadeia a perfuração dos poços de desenvolvimento para análise geológica e delimitação do seu contorno físico, permitindo a definição do número de poços para a otimização da explotação; - Produção inicia-se com os estudos para o dimensionamento do sistema de coleta e exportação que define os diâmetros dos dutos e as condições do escoamento para a otimização do fluxo de hidrocarboneto do sistema de 5

19 produção. A definição do arranjo submarino e dos equipamentos que melhor atendem às necessidades do escoamento, a escolha da unidade de produção com a respectiva planta para tratamento do hidrocarboneto e o sistema de transferência, definem as flexibilidades que permitirão a operação durante a vida útil do campo; - Transporte estudos para a definição e implantação do projeto de escoamento do hidrocarboneto tratado até o ponto de refino; - Desmobilização Forma de abandono seguro dos equipamentos e dutos para evitar danos ao meio ambiente. 2.3 Golfo do México Os primeiros passos da exploração offshore foram dados no final do século XIX em Santa Bárbara, Califórnia, quando foi iniciada a perfuração de poços em águas rasas com acesso pela praia, via pier. O primórdio da tecnologia offshore foi desenvolvido usando piers para suportar decks de madeira, sendo os condutores trazidos até a superfície da água para permitir o uso da tecnologia de perfuração já desenvolvida para a exploração em terra. A primeira descoberta em área afastada da costa, perfurando a partir de uma jaqueta, ocorreu em outubro de 1947, quando a empresa Kerr-McGee encontrou óleo no bloco 32, na costa do estado de Louisiana, hoje conhecido como Golfo do México. A partir desta descoberta, houve um aumento das atividades de perfuração no Golfo do México, período que durou até 1959, quando a concorrência com o óleo do Oriente Médio, aliada à política do governo americano, que incentivava a importação para reduzir a demanda das reservas americanas, praticamente paralisou a atividade de perfuração. Na década de 60, a redução das importações e a política conservadora do governo americano resultaram em preços estáveis e relativamente altos que fizeram com que o foco no Golfo do México mudasse da exploração para a produção dos campos já descobertos. A demanda pelo óleo estimulou inovações tecnológicas que reduziram os custos e aumentaram o lucro. A década foi caracterizada pelo boom das instalações de produção e da infraestrutura requerida para esta atividade. 6

20 2.4 Mar do Norte Em 1965, a operadora British Petroleum encontrou gás no lado Inglês no Mar do Norte e em 1969 a empresa Phillips descobriu o primeiro campo de óleo no lado norueguês. O início das atividades dependeu fortemente da experiência americana, grande quantidade de equipamentos usados no Golfo do México, especialmente sondas, foram transportadas para o Mar do Norte. Apesar das condições ambientais adversas no golfo do México, os equipamentos não apresentaram a performance esperada quando sujeitos às condições ambientais do Mar do Norte. Para superar as deficiências foram realizadas inovações e os equipamentos trazidos tiveram que ser adaptados para as novas condições ambientais. Os primeiros anos foram de extrema importância para desenvolvimento de novas tecnologias entre as quais se destacam os sistemas submarinos. Em 1972, árvores de natal submarinas, preparadas para serem colocadas no fundo do mar a partir de adaptações de árvores usadas em terra, foram testadas no Golfo do México. No verão de 1972, foi instalada pela Shell, numa profundidade de 115 metros, a primeira cápsula atmosférica produzida pela Lockheed Petroleum. No lugar dos mergulhadores, esta tecnologia permitia a intervenção humana, em ambiente atmosférico, para manutenção e outros serviços na árvore sem a retirada do poço. Em paralelo, sistemas utilizando equipamentos modularizados, adaptados às condições submarinas, foram desenvolvidos e a partir de então, surgiu a tecnologia submarina que até os dias atuais continua a desenvolver novas tecnologias para atender aos desafios de produzir campos em águas cada vez mais profundas [1]. 2.5 Bacia de Campos No Brasil, a Petrobras deteve o monopólio da exploração e produção dos campos de petróleo por vários anos, resultando numa atuação diferenciada das outras operadoras. O monopólio e a distância dos centros de serviço e logística que detinham o conhecimento técnico, levaram a Petrobras a atuar de forma integrada e auto-suficiente em suas operações. A estratégia adotada para atingir estes objetivos foi contratar pessoas e companhias com reconhecida competência para a rápida capacitação do corpo técnico e absorção do knowhow em curto espaço de tempo. 7

21 Com a missão dada de tornar o Brasil auto-suficiente no abastecimento de petróleo e seus derivados e com o relativo sucesso alcançado na exploração em terra, a Petrobras se voltou para a exploração offshore. Apesar da primeira instalação ter ocorrido no campo de Guaricema em 1967, numa LDA de 30 metros, o marco da exploração offshore em águas profundas, para a época, ocorreu quando da descoberta do campo de Garoupa em 1974, numa profundidade de 115 metros. A partir de então várias descobertas ocorreram em profundidades cada vez maiores [2]. A necessidade de antecipar a produção do campo de Garoupa e a falta de desenvolvimento da tecnologia para uso de equipamentos adaptados ao meio ambiente fez a Petrobras recorrer à Lockheed Petroleum Services, que forneceu o sistema antecipado atmosférico de Garoupa. O arranjo submarino era composto por 9 poços interligados a um coletor (manifold) que levava o óleo até um navio de processo. Depois de tratado, o óleo era enviado para um petroleiro, figura 2.1. Manifold FPSO Torre de Processo Navio de carregamento Torre de Carregamento Poço Figura 2.1 Primeiro Sistema Submarino instalado pela Petrobras em LDA de 115 metros na Bacia de Campos (campo de Garoupa), composto de: nove poços conectados a um coletor (Manifold), torre de processo para envio do óleo coletado ao FPSO e torre de carregamento para o posterior transporte. A instalação ocorreu em 1979 e operou com sucesso até a sua desativação em 1984, quando da instalação da plataforma fixa de Garoupa. Em paralelo, foi iniciada a produção do 8

22 campo de Enchova em LDA de 100 metros utilizando ANM Molhada. Apesar desta tecnologia estar pouco desenvolvida, a Petrobras escolheu utilizá-la para o desenvolvimento dos novos campos, em função da Lockheed possuir o monopólio do sino de intervenção que era indispensável para o acesso dos técnicos às cápsulas, para realizar a manutenção dos equipamentos. Com a experiência adquirida no desenvolvimento dos campos de Enchova e Garoupa, a Petrobras inovou criando os sistemas antecipados de produção para uso em profundidades de até 300 metros, que possibilita o uso de mergulho saturado. O sistema consistia da adaptação de uma plataforma de perfuração para receber uma planta de processo que tratava o óleo de vários poços satélites interligados à mesma. Com a nova filosofia, um campo que utilizando o conceito tradicional de jaqueta fixa para a perfuração e posterior colocação da planta de processo demorava no mínimo cinco anos para entrar em operação, passou a produzir em seis meses, levando a Petrobras a um aumento da produção em curto espaço de tempo. Este novo conceito, adotado a partir dos anos 80, demandou o desenvolvimento de novas tecnologias, entre as quais se destacam: a adaptação dos componentes ao meio ambiente; o desenvolvimento do fluido hidráulico base água para uso no sistema de controle; o sistema de controle hidráulico direto; e a utilização dos manifolds, para permitir a chegada de um menor número de risers à plataforma. Em 1987 a Petrobras descobriu o campo de Albacora em LDA de 600 metros. Sem as possibilidades do uso de mergulho saturado e utilização de cabos guia, partiu-se para o desenvolvimento de novas tecnologias que permitissem as instalações e as intervenções com utilização de veículos remotos (ROV), operados a partir da superfície, entre os quais se destacam: o sistema de conexão vertical remota; o sistema de controle multiplexado; e o sistema de posicionamento. O resultado foi a instalação, num período de 10 anos, de 15 manifolds de grande porte para uso em profundidades de até 2000 metros e a quebra de recordes de sistemas de produção instalados em grandes profundidades. 3 SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO É o meio que viabiliza o escoamento do fluido produzido até a unidade estacionária de produção, figura 3.1. Em função do meio ambiente em que está instalado e das pressões, 9

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