SELEÇÃO DE BOMBA CENTRÍFUGA PARA INJEÇÃO DE ÁGUA NO POÇO DE PETRÓLEO OFFSHORE

Transcrição

1 SELEÇÃO DE BOMBA CENTRÍFUGA PARA INJEÇÃO DE ÁGUA NO POÇO DE PETRÓLEO OFFSHORE Deborah Luiza Canabarro Rangel Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Mecânico. Orientador: Reinaldo De Falco Rio de Janeiro Dezembro de 2018

2 i

3 Rangel, Deborah Luiza Canabarro Seleção de Bomba Centrífuga para Injeção de Água no Poço de Petróleo Offshore/Deborah Luiza Canabarro Rangel Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, XVI, 109 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Reinaldo de Falco Projeto de Graduação UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Mecânica, Referências Bibliográficas: p Bombas Hidráulicas. 2. Sistema de Injeção de Água. 3. Indústria de Exploração Offshore. 4. Equipamentos de Extração Subsea. 5. Estudo de Sistema Hidráulicos. I. De Falco, Reinaldo. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III. Seleção de Bomba Centrífuga para Injeção de Água no Poço de Petróleo Offshore. ii

4 iii Dedico esta obra à minha mãe, a mulher mais guerreira que eu já conheci. Obrigada por me ensinar a sempre lutar pelos meus sonhos.

5 Agradecimentos Primeiramente, gostaria de agradecer à toda minha família, especialmente à minha mãe Ligia por todo amor e apoio incondicionais. Sem seus ensinamentos, carinho e exemplo eu nunca teria chegado onde cheguei. Obrigada por sempre se sacrificar por mim. Gostaria de agradecer, também, à minha vó Zulmira que sempre me deu muito amor e cuidou de mim como se eu fosse uma filha. À minha tia Celinha, obrigada por sempre estar por perto, disposta a me ajudar e a me dar carinho. À tia Rose, à minha prima Ingrid e à minha amada sobrinha Karolina, digo que temos uma conexão que vai além do sangue; obrigada por fazerem parte da minha família. Ao meu falecido primo, Sérgio, agradeço por todas as risadas e até pelas discussões; obrigada por ter me amado tanto. Obrigada a todos por sempre me apoiarem, me amarem e me mostrarem que eu nunca estarei sozinha. Ao meu orientador Reinaldo de Falco, agradeço por ter sido um dos melhores professores que eu tive na UFRJ e me fazer ter gosto pelo curso de Engenharia. Agradeço também pela ajuda oferecida ao longo deste trabalho, paciência e os puxões de orelha necessários. Ao meu namorado Guilherme, agradeço pela paciência e extremo apoio durante o desenvolvimento deste projeto. Sem você para me ouvir e tentar me acalmar nos momentos de tensão, não seria possível finalizar este trabalho. Obrigada por me fazer querer ser uma pessoa cada vez melhor. Aos amigos que fiz na UFRJ, agradeço às inúmeras risadas, suecas jogadas e rodízios que fomos. Anna, Bruna, Cadu, Felliphe, Iago Rocha, Iago Volpi, Pedro, Lucas, Luma, Rafael, Vinicius e Yuri, obrigada por fazerem da faculdade um lugar mais agradável. Aos meus amigos da Merck, obrigada por fazerem parte da minha vida. Yasmim, Thiago, Bruna, Priscila, Tauan e Loan obrigada pelas ótimas lembranças e companheirismo ao longo de todos esses anos. Nem a distância ou o tempo vão abalar nossa amizade. Aos meus amigos do Colégio Pedro II, Ana Carolina, Clarissa, Débora, Antonio, Bernardo, Carlos, Luiza, Pardal, Herzog, Anna Teresa e Gabriela, obrigada por sempre iv

6 se fazerem presentes e serem capazes de animar o meu dia. Obrigada pelos conselhos, risadas e saibam que é maravilhoso que estejamos crescendo e amadurecendo juntos. À vocês e ao Pedro II, sempre tudo. Agradeço, também, aos meus companheiros da TechnipFMC, Thainara, Eduardo, Letícia, Rafaela e João. A frase trabalhe no que você gosta e nunca trabalhará um dia sequer faz muito mais sentido quando se tem pessoas maravilhosas ao redor. Obrigada por me fazerem rir até nos dias mais estressantes. Por fim, agradeço a todos os professores do Departamento de Engenharia Mecânica com quem eu tive o prazer de ser lecionada e conviver ao longo desses anos. Prometo honrar este diploma e o peso do título de Engenheira Mecânica concedido à mim, fazendo juz à excelência da educação por vocês oferecida. v

7 A educação tem raízes amargas, mas seus frutos são doces. Aristóteles vi

8 Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico. SELEÇÃO DE BOMBA CENTRÍFUGA PARA INJEÇÃO DE ÁGUA NO POÇO DE PETRÓLEO OFFSHORE. Deborah Luiza Canabarro Rangel Dezembro/2018 Orientador: Reinaldo de Falco Curso: Engenharia Mecânica Apesar do mundo seguir na busca por novas fontes de energia, o petróleo continua sendo a mais relevante no cenário energético mundial, atual e futuro, movimentando bilhões de dólares anualmente. Para suprir essa demanda, é fundamental a utilização de métodos de recuperação secundários. O método abordado neste trabalho foi o de recuperação secundária por injeção de água por garantir um aumento significativo na produção com baixo custo quando comparado a outros processos. O objetivo principal deste trabalho é dimensionar e selecionar uma bomba centrífuga que atenda às exigências de um sistema de injeção de água do mar tratada em um poço de petróleo offshore. Este sistema trabalha com pressões de sucção e descarga iguais a 983 kpa e kpa, respectivamente, e possui diversos equipamentos submarinos de extração que devem ser considerados. Para tal fim, foi realizado um estudo detalhado do sistema em que essa bomba se aplica e, a partir de dados fornecidos e calculados, a bomba foi selecionada após uma análise técnica baseada na API 610. Palavras-chave: Seleção de Bomba; Injeção de Água; Recuperação Secundária; Plataforma de Petróleo Offshore; FPSO; Equipamentos Subsea; API 610 vii

9 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Mechanical Engineer. CENTRIFUGAL PUMP SELECTION FOR WATER INJECTION ON OFFSHORE OIL WELL Deborah Luiza Canabarro Rangel December/2018 Advisor: Reinaldo de Falco Course: Mechanical Engineering Although the world continues to search for new sources of energy, oil remains the most relevant in the world`s energy scenario, current and future, moving billions of dollars annually. In order to meet this demand, the use of secondary recovery methods is critical. The method approached in this work was the secondary recovery by water injection for providing a significant increase in oil production with lower cost. The aim of this work is to size ans select a centrifugal pump that meets the requirements of a treated seawater injection system in an offshore oil well. This system works with suction and discharge pressures equals to 983 kpa and kpa, respectively, and has several subsea extraction equipments to be considered. For that purpose, a detailed study of the existing system was done and, based on supplied and calculated data, the pump was selected after a technical analysis based on API 610. Keywords: Pump Selection; Water Injection; Secondary Recovery; Offshore Oil and Gas Platform; FPSO; Subsea Equipments; API 610 viii

10 Sumário Lista de Figuras... xii Lista de Tabelas...xvi 1. INTRODUÇÃO Motivação Objetivo e Estrutura A INDÚSTRIA DE EXPLORAÇÃO OFFSHORE Histórico Etapas da Exploração e Extração Offshore Métodos de Recuperação Recuperação Secundária por Injeção de Água Tratamento da Água do Mar Equipamentos Submarinos Plataforma Petrolífera Linhas Subsea PLET Manifold Árvore de Natal Molhada e Componentes Coluna de Produção / Injeção CONCEITOS GERAIS DE ESCOAMENTO Propriedades dos Fluidos Massa Específica (ρ) Peso Específico (γ) Densidade Relativa (drel) Pressão (P) Viscosidade Absoluta ou Dinâmica (μ) Viscosidade Cinemática (ν) Pressão de Vapor (Pv) Escoamento em Tubulações Número de Reynolds (Re) Escoamento Laminar ix

11 3.2.3 Escoamento Turbulento Vazão Volumétrica (Q) e Velocidade de Escoamento (V) Teorema de Bernoulli Perda de Carga (hf) Associação de Tubulações Tubulações em Série Tubulações em Paralelo CONCEITOS GERAIS DE BOMBAS Definição Classificação das Bombas Características das Bombas Turbobombas ou Dinâmicas Volumétricas ou de Deslocamento Positivo Curvas Características das Bombas Curva Carga (H) x Vazão (Q) Curva de Potência (Potabs) x Vazão (Q) Curva de Rendimento Total (η) x Vazão (Q) Características do Sistema Altura Manométrica Total (H) Altura Manométrica de Sucção (Hs) Altura Manométrica de Descarga (Hd) Determinação da Curva do Sistema Determinação do Ponto de Operação Associação de Bombas Bombas em Série Bombas em Paralelo Cavitação NPSH disponível NPSH requerido Avaliação da Cavitação ESTUDO DE CASO Análise do Sistema Premissas do Projeto x

12 5.3 Dados do Projeto Materiais Fluido de Trabalho Tubulação e Acessórios de Linha Dados de Operação Memória de Cálculo do Sistema Head de Fricção Head Estático Altura Manométrica Total e Curva do Sistema Avaliação do Escoamento Cálculo do NPSH Disponível SELEÇÃO DA BOMBA a Opção: Bomba Sulzer a Opção: Bomba KSB Análise Técnica das Bombas Análise de Potência Absorvida Análise de Vazão x BEP Conclusão da Análise Técnica CONCLUSÃO REFERÊNCIAS ANEXOS A. Tabelas de Comprimento Equivalente B. Propriedades dos Fluidos C. Rugosidade dos Materiais D. Pontos de detalhamento das curvas E. Curvas Características da Bomba Sulzer GSG F. Curvas Características da Bomba KSB xi

13 Lista de Figuras Figura Oscilação no preço do pretóleo mundial (REUTERS, 2018)... 1 Figura Demanda de energia primária em quadrilhões de BTU de 2016 até 2040 (EXXONMOBIL, 2018)... 2 Figura 1.3 Percentual de demanda de energia primária (EXXONMOBIL, 2018)... 2 Figura Esquema de estudo sísmico (NAVEIRA, 2007) Figura "Ciclo de Vida de um reservatório (NAVEIRA, 2007)... 8 Figura Ilustração de recuperação secundária por injeção de água (SAITO, et al., 2000)... 9 Figura Ilustração de recuperação secundária por injeção de gás (SAITO, et al., 2000)... 9 Figura Plataforma fixa de Mexilhão operando na Bacia de Santos (PETROBRAS, 2014b) Figura Plataforma autoelevável P-4 em operação no Sergipe (PETROBRAS, 2014b) Figura Plataforma semissubmersível P-55 operando na Bacia de Campos (PETROBRAS, 2014b) Figura 2.8 FPSO Cidade de Paraty operando no Bacia de Santos (PETROBRAS, 2014b) Figura Plataforma TLWP P-61 ancorada na Bacia de Campos (PETROBRAS, 2014b) Figura Navio-sonda NS-16 operando na Bacia de Campos (PETROBRAS, 2014b) Figura 2.11 Modelo 3D de Risers flexíveis conectados à uma FPSO (NATIONAL OILWELL VARCO, n.d) Figura 2.12 Modelo 3D indicando Riser e Flowline (Adaptado de PDT NA CÂMARA, 2016) Figura Modelo 3D de um Jumper com formato M (BARROS, 2014) Figura 2.14 Jumper com formato M (BARROS, 2014) Figura Modelo 3D de um Well Jumper com formato M sendo instalado (TRENDSETTER, 2016) Figura Formatos dos Jumpers rígidos (Adaptado de BARROS, 2004) Figura Spool sendo transportado (GMC, 2017) Figura Modelo 3D de um PLET com dois hubs verticais (CAPPS, 2015) xii

14 Figura PLETs 12"da empresa CIVMEC utilizado em um projeto da Shell (CIVMEC, 2014) Figura Modelo 3D de um Manifold unido 6 ANMs através de Spools (PORTAL DO PETROLEIRO, 2018) Figura Instalação de Manifold em um projeto da Petrobras (TN PETRÓLEO, 2013) Figura Árvore vertical usada em Pré-sal com os componentes externos indicados (Fonte: Adaptado de FMC Technologies Brasil, 2014) Figura Corpo da ANM de Pré-sal (PETROBRAS, 2015) Figura ANM horizontal fabricada pela FMC Technologies (FMC TECHNOLOGIES, 2008) Figura Modelo 3D da ANM horizontal usada no projeto Anadarko Lucius Spar (Fonte: Divulgação FMC Techologies) Figura 3.1 Distribuição de Velocidade no Escoamento Laminar (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Distribuição de Velocidade no Escoamento Turbulento (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Ábaco de Moody (WIKIPEDIA, n.d) Figura Sistema em série (Fonte: Autor) Figura Sistema em paralelo (Fonte: Autor) Figura Classificação dos principais tipos de bombas (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Simplificação do funcionamento da bomba radial (UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO, 2014) Figura Alguns tipos de bombas volumétricas (SAID, 2013) Figura Curvas características para bombas centrífugas (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Simplificação de um sistema de bombeamento (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Representação de um sistema de sucção (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Representação de um sistema de descarga (MATTOS & FALCO, 1998). 46 Figura Curva do sistema (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Ponto de trabalho (Adaptado de MATTOS & FALCO, 1998) Figura Associação de bombas em série (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Bombas diferentes em série (ALÉ, 2011) Figura Determinação do ponto de operação de bombas diferentes em série (ANTAQ, 2009) xiii

15 Figura Bombas em paralelo (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Obtenção da curva do conjunto de bombas iguais em paralelo (ALÉ, 2011) Figura Determinação do ponto de operação em conjunto de bombas em paralelo (Adaptado de CUNHA, n.d) Figura Queda nas curvas características de uma bomba centrífuga (Adaptado de MATTOS & FALCO, 1998) Figura Curva NPSH disponível x Vazão (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Curva de NPSH requerido x Vazão (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Vazão máxima para efeito de cavitação (MATTOS & FALCO, 1998) Figura Layout de Campo (Fonte: Adapdato da Empresa "X") Figura Simplificação do Layout Figura Simplificação do sistema estudado Figura Curvas de perda de Carga DC-1 e DC Figura Curva de Perda de Carga do Paralelo Figura Perda de Carga Subsea Figura Curva de Descarga Figura 5.8 Curva de Sucção Figura Curva do Head de Fricção Figura Curva do Sistema Figura Bomba GSG da Sulzer Figura Curva da Bomba da Sulzer Figura Ponto de Operação da Bomba Sulzer Figura Bomba CHTR da KSB Figura Curva da Bomba KSB Figura Ponto de Operação da Bomba KSB Figura A.1 - Comprimentos equivalentes de entrada e saída Figura A.2 - Comprimento equivalente para reduções e ampliações de diâmetro Figura A.3 - Comprimento equivalente para válvulas Figura A.4 - Comprimentos equivalentes para joelhos, curvas e T's Figura B.1 - Propriedades do Fluido Figura B.2 - Propriedades do Fluido Figura C.1 - Rugosidade de materiais comerciais (BATISTA, 2014) Figura E.1 - Curvas características da bomba Sulzer xiv

16 Figura F.1 Curvas Características da Bomba KSB xv

17 Lista de Tabelas Tabela 5.1 Materiais Tabela 5.2 Propriedades do Fluido Tabela 5.3 Propriedades do Fluido Tabela Diâmetro das Linhas Tabela 5.5 Comprimento das Linhas / Equipamentos Tabela 5.6 Acessórios nas Linhas Presentes na FPSO Tabela 5.7 Acessórios das Linhas Subsea Parte Tabela 5.8 Acessórios das Linhas Subsea Parte Tabela 5.9 Comprimento Equivalente dos Trechos de Linhas Tabela 5.10 Dados de Operação Tabela 5.11 Perda de Carga no Injection Bore da Árvore E Tabela 5.12 Perda de Carga na Árvore E Tabela 5.13 Perda de Carga no Well Jumper da Árvore E Tabela 5.14 Perda de Carga na Derivação do Manifold para a Árvore E Tabela 5.15 Perda de Carga nas Série 1 e Tabela 5.16 Perda de Carga dos Poços Injetores até o Manifold do DC Tabela 5.17 Perda de Carga no Manifold do DC Tabela 5.18 Perda de Carga no Jumper do DC Tabela 5.19 Perda de Carga no PLET do DC Tabela 5.20 Perda de Carga no Pipeline do DC Tabela 5.21 Perda de Carga no Riser do DC Tabela 5.22 Perda de Carga dos Poços do DC 1 até a FPSO Tabela 5.23 Perda de Carga no Injection Bore da Árvore G Tabela 5.24 Perda de Carga na Árvore G Tabela 5.25 Perda de Carga no Well Jumper da Árvore G Tabela 5.26 Perda de Carga na Derivação do Manifold para a Árvore G Tabela 5.27 Perda de Carga nas Séries 4, 5, 6 e Tabela 5.28 Perda de Carga dos Poços Injetores até o Manifold do DC Tabela 5.29 Perda de Carga no Pipeline do DC Tabela 5.30 Perda de Carga dos Poços do DC 2 até FPSO Tabela 5.31 Pontos da Curva das Linhas Subsea xvi

18 Tabela 5.32 Perda de Carga nas Derivações de Descarga das Bombas Tabela 5.33 Associação das Derivações em Paralelo Tabela 5.34 Perda de Carga no Recalque Tabela 5.35 Perda de Carga na Descarga Tabela 5.36 Derivações da Bomba na Sucção Tabela 5.37 Perda de Carga das Sucções Tabela 5.38 Perda de Carga no Header de Sucção Tabela 5.39 Perda de Carga na Sucção Tabela 5.40 Variação do Termo de Velocidade na Bomba Tabela 5.41 Variação do Termo de Velocidade no Header de Sucção Tabela 5.42 Variação do Termo de Velocidade de Sucção Tabela 5.43 Head de Fricção Tabela 5.44 Pontos da Curva Head x Vazão do Sistema Tabela 5.45 Escoamento nos Trechos da FPSO Tabela 5.46 Escoamento nos Trechos Subsea DC Tabela 5.47 Escoamento nos Trechos Subsea DC Tabela 6.1 Condição de Operação das Bombas Tabela 6.2 Características da Bomba Sulzer Tabela Características da Bomba KSB Tabela 6.4 Comparação dos Modelos Analisados Tabela 6.5 Critério API 610 para definição da Potência Instalada Tabela 6.6- Comparação das potências necessárias para cada fabricante analisado Tabela Análise do BEP de cada um dos modelos estudados Tabela D.1 Detalhamento das Perdas de Carga das Séries 3 e Tabela D.2 Detalhamento da Curva de Perda de Carga do Paralelo Tabela D.3 Detalhamento da Perda de Carga do Paralelo Tabela D.4 Detalhamento da Perda de Carga do Trecho Tabela D.5 Detalhamento da Perda de Carga na Descarga Tabela D.6 Detalhamento da Curva do Head de Fricção xvii

19 1. INTRODUÇÃO 1.1 Motivação A indústria petrolífera é uma das mais importantes do mundo e, provavelmente, é a mais importante do nosso tempo. Na Era do Petróleo, como Thomas J. (2004) denominou essa fase, todas as sociedades modernas apresentam dependência do petróleo, seja para gerar energia, para alimentar e energizar máquinas, bem como para promover a locomoção de pessoas e materiais ao redor do planeta (O PETRÓLEO, 2017). Não obstante à queda do preço do barril nos últimos anos, o petróleo não perderá tão cedo seu cargo de liderança no abastecimento de energia global. A despeito de uma lenta recuperação no preço do barril, a indústria petrolífera continua movimentando bilhões de dólares por dia ao redor mundo (O PETRÓLEO, 2017). No ano de 2016 foram gerados mais de 80 milhões de barris de petróleo por dia no mercado mundial, correspondente a 12,7 bilhões de litros de petróleo por dia. Considerando que o barril de petróleo, na época, custava U$S 50, foram mobilizados US$ 1,5 trilhões na economia mundial ao longo do ano de 2016, apenas considerando a produção de petróleo (O PETRÓLEO, 2017). Atualmente, a cotação do barril está em torno de U$80 (REUTERS, 2018), como pode ser visto na Figura 1.1. Figura Oscilação no preço do pretóleo mundial (REUTERS, 2018) 1

20 Além da recuperação de seu preço, a demanda por petróleo também tende a aumentar. De acordo com o relatório World Energy Outlook, da empresa ExxonMobil, o combustível continuará atendendo pelo menos um terço do consumo energético mundial, que provavelmente aumentará em cerca de 25% até 2040 (EXXONMOBIL, 2018). Hoje, o petróleo já é responsável por, aproximadamente 36% da matriz energética global (GAZZONI, 2006) Figura Demanda de energia primária em quadrilhões de BTU de 2016 até 2040 (EXXONMOBIL, 2018) Figura 1.3 Percentual de demanda de energia primária (EXXONMOBIL, 2018) 2

21 Para atender o abastecimento requerido nos próximos anos, é necessário um aumento nas reservas de petróleo e/ou um incremento em seu aproveitamento. Isso pode ser feito através da exploração e identificação de novos poços ou através de métodos de recuperação, que visa a obter um volume adicional de óleo dos reservatórios (PEGORARO, 2012). Um dos métodos de recuperação é a injeção de água, o mais utilizado do mundo, que possibilita a recuperação adicional de 15% a 20% de óleo do reservatório (THOMAS, 2004). A injeção de água foi primeiramente utilizada no Campo de Bradford, Pensilvânia, Estados Unidos, no início do século XX (WILLHITE, 1986). Já no Brasil, o primeiro lugar a usar o método foi o Campo de Dom João, na Bahia, em 1953 (PARAFITA, 2014). Portanto, é fundamental a realização do estudo do sistema hidráulico e das propriedades do poço para o desenvolvimento e operação deste método de recuperação. 1.2 Objetivo e Estrutura Nosso objetivo é estudar o sistema hidráulico de um projeto de exploração de petróleo offshore que utilizará o método de recuperação secundário de injeção de água e, por fim, selecionar uma bomba hidráulica que possibilite as condições de operação requeridas. O sistema hidráulico opera numa faixa de pressões bem abrangente, de kpa até kpa, e vazões de m 3 /h. O fluido a ser bombeado é a água do mar que passou por processos de tratamento para diminuir sua característica corrosiva e remover micro-organismos e materiais particulados (CARDOSO, et al., 2016). O estudo do sistema seguiu o passo-a-passo descrito abaixo e que será devidamente detalhado no Capítulo 5: 1) Realização de pesquisa para a obtenção de dados do projeto, como configuração do sistema de bombeamento, dados do poço e dimensões dos equipamentos submarinos; 2) Análise das linhas do sistema, seus acessórios e do fluido a ser bombeado; 3) Cálculo das perdas de carga e altura manométrica do sistema; levantamento da curva do sistema; 3

22 a. Perda de carga dos trechos de descarga: Iniciou-se pelo último e foram sendo feitas as associações em série e em paralelo, conforme requer o layout, até alcançar o primeiro trecho após as bombas; b. Perda de carga dos trechos de sucção: Iniciou-se pelo primeiro trecho da linha de sucção e foram sendo feitas as associações de tubulação conforme necessário; c. União das perdas de carga com a influência do termo relativo à velocidade de sucção; d. Cálculo do Head estático; e. Cálculo do Head de fricção; f. Plotagem da curva do sistema. Após a obtenção da curva do sistema, foi possível selecionar fabricantes para participarem da licitação. Eles propuseram modelos de bombas que melhor atendem às exigências e forneceram suas curvas características. Com isso, pudemos realizar as análises de cavitação, potência e percentual de BEP (Best Efficiency Point), e, por fim, selecionar a melhor bomba para o caso. Ademais, os capítulos a seguir apresentam um maior aprofundamento sobre a indústria do petróleo, os métodos de recuperação, tratamento da água do mar, equipamentos de exploração subsea e revisão bibliográfica sobre bombas e mecânica dos fluidos. 4

23 2. A INDÚSTRIA DE EXPLORAÇÃO OFFSHORE 2.1 Histórico Embora a produção o petróleo e a disputa por seus reservatórios tenham ficado mais evidentes somente na Segunda Guerra Mundial ( ), o petróleo já era explorado décadas antes. O primeiro serviço a utilizar derivados do petróleo como fonte de energia, que se tem notícia, foi a iluminação pública no século XIX, que substituiu o gás proveniente de carvão vegetal por óleo (GOEKING, 2010). O insumo continuou em vigor até meados de 1870, quando Thomas Edison inventou a lâmpada. O primeiro poço de petróleo do mundo foi perfurado em 1859 na Pensilvânia, o que deu incentivo a diversos países a investirem e iniciarem suas próprias explorações (GOEKING, 2010). Várias nações decidiram iniciar suas produções, entre eles o Brasil que, em 1864, descobriu seu primeiro poço petrolífero em Bofete, São Paulo. Com isso, até o fim do século XIX, ao menos dez países tinham produção de petróleo offshore 1 (GOEKING, 2010). No início do século XX, os investimentos para novas tecnologias de extração do petróleo ganharam impulso devido à invenção dos motores movidos a gasolina e a diesel, retomando os interesses econômicos no setor. Entretanto, no Brasil, a indústria de exploração petrolífera avançou, de fato, apenas em Outubro de 1953 com a criação da Petrobras (GOEKING, 2010). Getúlio Vargas, que tinha o avanço do setor de energia como uma das principais metas de governo, abriu caminho para Juscelino Kubitschek e seu Plano de Metas, que contou com grandes investimentos na área resultando no crescimento do setor de energia e refino de petróleo (GOEKING, 2010). Contudo, as instalações offshore contavam, ainda, com poucas unidades. A primeira plataforma de extração de petróleo, oficialmente offshore, a ser registrada foi a plataforma Oil Rocks, no Azerbaijão, instalada em 1947 (GOEKING, 2010). A indústria de exploração offshore iniciou, então, sua expansão por meados de 1950, na Venezuela e no Golfo do México, estando, este último, ainda ativo 1 Termo utilizado para designar qualquer atividade afastada da costa marítima, seguindo os critérios da geografia física e política (FIGUEREDO, n.d) 5

24 (FIGUEREDO, n.d). Verificando a expansão desta indústria, diversas empresas surgiram com atividades voltadas para este segmento, como a Shell, ExxonMobil, Texaco e AGIP. No Brasil, o primeiro poço offshore que se tem registro é o Campo de Guaricema, Sergipe, descoberto em 1968 (FIGUEREDO, n.d); no ano seguinte, 1969, foi descoberto outro poço no Espírito Santo (GOEKING, 2010). Em 1973, a Petrobras notou a necessidade de novas tecnologias voltadas para a exploração offshore, fundando, assim, o Cenpes um centro de pesquisa da empresa com o objetivo de criar, consolidar e expandir o conhecimento e capacidade técnica de exploração em águas profundas (PETROBRAS, n.d). Hoje, o Cenpes, que transformou a Petrobras na empresa que mais gera patentes no mundo (GOEKING, 2010), está situado na Ilha do Fundão, Rio de Janeiro, e conta com 1950 profissionais trabalhando nas pesquisas de inovação e no desenvolvimento de tecnologias de ponta para o setor offshore (PETROBRAS, 2014a). 2.2 Etapas da Exploração e Extração Offshore Nesta seção, iremos tratar das etapas da exploração e extração de petróleo offshore. Primeiramente, é primordial a realização de estudos geológicos na região a fim de detectar o poço / bacia. Estudos sísmicos mapeiam as camadas do solo, através de ondas sonoras lançadas de cilindros com ar comprimido carregados por um navio. As ondas caminham toda a profundidade e depois voltam. Hidrofones contidos no navio captam essas ondas e as transforma em imagens, delineando as diversas camadas do solo e verificando se há petróleo preso entre as rochas (JOKURA, 2018). 6

25 Figura Esquema de estudo sísmico (NAVEIRA, 2007). Após a localização do petróleo, inicia-se o processo de perfuração do poço. Esse processo começa com a instalação da BOP (Prevenção de blowout) um conjunto de válvulas de segurança a ser instalado no poço para controlar a pressão de perfuração, selar e impedir que o óleo vaze. Uma vez a BOP instalada, a perfuração começa com brocas largas, feitas de aço e com pedaços de diamantes na ponta, e lubrificadas por uma lama específica. A perfuração é interrompida para a troca da broca por uma mais fina e/ou injeção de cimento, que reveste o duto e serve como sustento para as paredes do poço (JOKURA, 2018). É importante citar que, no caso do pré-sal, a broca deve passar por uma grande camada de sal pastoso antes de atingir o óleo, podendo ocasionar o entupimento do poço e de certos equipamentos. Esse problema é contornado através de perfurações horizontais (JOKURA, 2018). Quando a broca finalmente alcança o óleo, é provocada uma explosão entre as rochas, permitindo que este chegue até o poço. A partir daí, o óleo alcança a superfície ou pela pressão natural do reservatório ou por meios mecânicos, como o bombeamento ou a injeção de água e/ou gás, por exemplo (FIGUEREDO, n.d). Uma vez na plataforma, o petróleo é separado em água, óleo e gás. O óleo e o gás produzidos são armazenados nos navio-plataformas e posteriormente enviados para o continente através de navios ou oleodutos (JOKURA, 2018). 2.3 Métodos de Recuperação Qualquer campo de petróleo tem um tempo de vida útil, apresentando também um ciclo de vida. A curva que descreve este ciclo cresce até atingir o pico de produção do 7

26 poço; posteriormente, atinge a fase de estabilidade e; enfim, decai até atingir o ponto de abandono do poço (NAVEIRA, 2007). Observe uma curva de ciclo Figura 2.2 a seguir. Figura "Ciclo de Vida de um reservatório (NAVEIRA, 2007) A utilização dos métodos de recuperação tem grande influência na curva do ciclo de vida, promovendo uma produção adicional num período em que, naturalmente, a produção deveria decair, conforme é visto na Figura 2.2. Esses métodos podem ser classificados em três categorias diferentes: recuperação primária, secundária e terciária (RIBEIRO, 2015). A recuperação primária é o uso da energia própria (natural) do reservatório para a produção do petróleo. Esse tipo de recuperação, ou produção natural, é mais barato por não necessitar de nenhum tipo de elevação artificial (RIBEIRO, 2015). Os métodos de recuperação secundária, que surgiram com a necessidade do aumento da produção de óleo e devido às altas quedas de pressão nos reservatórios naturais, são meios artificiais de elevação (RIBEIRO, 2015). Para uma produção ainda mais eficaz, inicia-se a recuperação secundária antes do fim da primária. A finalidade da recuperação secundária é injetar um fluido (água ou gás) no poço, em um processo não miscível, que irá empurrar o óleo fluido deslocado para fora das rochas e em direção aos poços produtores (NAVEIRA, 2007). Essa varredura, como é chamada essa atividade, não é de 100%, ou seja, somente uma parte do óleo é efetivamente varrido pelo fluido injetado, também chamado de deslocante. A parcela do óleo que não for empurrada 8

27 permanecerá no reservatório, sendo chamada de óleo residual (RIBEIRO, 2015). Esse processo pode ser observado na Figura 2.3 e Figura 2.4 a seguir. Figura Ilustração de recuperação secundária por injeção de água (SAITO, et al., 2000) Figura Ilustração de recuperação secundária por injeção de gás (SAITO, et al., 2000) 9

28 Geralmente, o fator total de recuperação ao usar os métodos primários e secundários juntos é de 30% (RIBEIRO, 2015). Os outros 70% do óleo do reservatório são abordados pela recuperação terciária. A recuperação terciária, ou recuperação especial, é usada quando os métodos convencionais (primário e secundário) não funcionam ou se mostram com baixa eficácia. Alguns fatores que influenciam o funcionamento dos outros métodos mais convencionais são a viscosidade do óleo no reservatório e as altas tensões interfaciais entre o fluido injetado e o petróleo (RIBEIRO, 2015). Os métodos terciários podem ser (RIBEIRO, 2015): 1) Térmicos: injeção de um fluido aquecido, como vapor ou água aquecida, com a finalidade de reduzir a viscosidade do petróleo; 2) Miscíveis: injeção de fluidos miscíveis como gás carbônico, nitrogênio e gás natural, com a finalidade de reduzir as tensões entre o fluido injetado e o óleo; 3) Químico: injeção de fluidos e compostos químicos, como soluções alcalinas, microemulsões ou polímeros, que causam reações químicas dentro do reservatório, melhorando a eficiência da varredura. Podem reduzir as tensões interfaciais ou aumentar a viscosidade do fluido injetado. 2.4 Recuperação Secundária por Injeção de Água O foco desta dissertação é a injeção de água como método de recuperação secundária. Portanto, esta seção apresentará esse método com mais detalhes. Por haver grande disponibilidade, baixo custo e propriedades físicas tentadoras, a água se tornou o principal fluido para recuperação secundária do petróleo, sendo responsável pela extensão da vida útil de muitos reservatórios. Segundo Thomas (2004), a água a ser utilizada pode ter quatro origens: 1) Água subterrânea: coletada de mananciais por meio de poços; 2) Água de superfície: coletadas em rios, lagos, etc.; 3) Água do mar; 4) Água produzida: vem associada à produção de petróleo. 10

29 Em casos de exploração offshore, a água do mar tende a ser favorecida por estar em quantidade abundante. Os sistemas de recuperação secundária por injeção de água são compostos por três partes distintas: sistema de captação, tratamento (para adequar as propriedades da água às do reservatório e às do fluido) e injeção principal (THOMAS, 2004). O sistema de captação de água é a primeira parte do processo e tem como objetivo coletar a água que será utilizada na injeção com o auxílio de um conjunto de bombas de elevação. Uma vez a água na plataforma, ela deve passar por tratamentos específicos de acordo com as características químicas dos fluidos do reservatório (THOMAS, 2004). O tratamento que a água do mar deve receber e o sistema de injeção principal serão descritos a seguir Tratamento da Água do Mar Conforme já dito anteriormente, nos casos de exploração offshore, a água do mar tende a ser escolhida para a injeção devido à grande quantidade disponível. Porém, ela deve ser analisada quanto à sua compatibilidade com o óleo e o reservatório em si para evitar problemas como o entupimento do reservatório, acidificação ou precipitação de sais pouco solúveis (RIBEIRO, 2015). Após essa análise, a água do mar passa por um tratamento para atingir a compatibilidade com o fluido e o reservatório. A água do mar contém sais, constituintes corrosivos como gases dissolvidos, micro-organismos e material em suspensão, que resultam em particulado. Este material pode reduzir a permeabilidade da rocha-reservatório; portanto, deve ser removido (RIBEIRO, 2015). Visando promover a remoção do material particulado e agentes corrosivos, e, assim, atingir a compatibilidade entre o óleo, o reservatório e a água, a plataforma offshore possui uma planta de tratamento que desempenha certas tarefas com os seguintes componentes (RIBEIRO, 2015, CARDOSO, et al., 2016): 1) Pré-filtro: remove as partículas superiores a 80 micras presentes na água; 2) Torre Desaeradora: remove o oxigênio dissolvido na água, que a faz ser corrosiva, num processo físico-químico a vácuo; 11

30 3) Unidade de biocidas e cloração: elimina os micro-organismos aeróbicos, que podem produzir material polimérico (pode entupir as instalações ou causar corrosão), e bactérias anaeróbicas que podem ter surgido na fase de desaeração; 4) Unidade de remoção de sulfato: reduz a quantidade de sulfato na água de 2800 ppm para menos de 100 ppm; 5) Filtros tipo cartuchos: remove sólidos maiores que cinco micras. Nem toda água captada é destinada à injeção. Uma parte é enviada à produção de água potável para abastecer a plataforma; outra parcela é destinada ao arrefecimento das máquinas e ambientes, enquanto uma outra parte, aos consumos diversos. 2.5 Equipamentos Submarinos Esta seção apresentará alguns dos equipamentos utilizados no sistema hidráulico da exploração offshore. São eles: Plataforma, Linhas Subsea (Riser, Flowline e Jumpers), PLET, Manifold, Árvore de Natal Molhada e Coluna de Produção/Injeção Plataforma Petrolífera As plataformas petrolíferas são construções com possibilidade de serem habitadas, feitas para a exploração, extração, adequação e bombeamento de petróleo, localizadas sobre uma lâmina de água (PETROBRAS, 2014b). Sua construção é feita em terra firme, e uma vez montada, ela é levada ou por um barco, içada, ou flutuando até o ponto de instalação (O PETRÓLEO, 2017). O meio de transporte depende do tipo, modelo e dimensão da plataforma. As plataformas fixas são próprias para águas rasas (no máximo 300 metros de profundidade) e operações de longa duração. São feitas de estruturas modeladas de aço, fixadas com estacas cravadas no fundo do mar. Esse tipo de plataforma, mostrada na Figura 2.5, possibilita a perfuração do poço, estocagem de materiais e alojamento dos trabalhadores. Sua instalação é uma das mais simples e permite que o controle dos poços seja feito na superfície; entretanto, não permite grande estocagem de petróleo e/ou gás, portanto estes devem ser enviados para o continente através de óleodutos ou gasodutos (PETROBRAS, 2014b). 12

31 Figura Plataforma fixa de Mexilhão operando na Bacia de Santos (PETROBRAS, 2014b) 13

32 Já as plataformas autoeleváveis, de acordo com a Petrobras (2014), são usadas para perfuração de poços em águas rasas, no máximo 150 metros de profundidade, e não para produção. Este tipo é móvel, porém muito estável, sendo composto por uma balsa com três ou mais pernas que ficam assentadas no solo marinho. Quando essas pernas alcançam o fundo, a plataforma é elevada acima do nível do mar. O controle do poço também é feito na superfície. A Figura 2.6 apresenta um exemplo deste tipo de plataforma. Figura Plataforma autoelevável P-4 em operação no Sergipe (PETROBRAS, 2014b) 14

33 As plataformas semissubmersíveis são unidades flutuantes usadas para a perfuração de poço e/ou produção de petróleo em grandes profundidades mais de 2000 metros. Esse modelo, mostrado na Figura 2.7, é formado por um ou mais conveses apoiados por coluna em flutuadores submersos, e sua estabilidade é garantida pelo sistema de ancoragem, constituído por âncoras, cabos e correntes ou pelo sistema de posicionamento dinâmico, com propulsores instalados no casco que mantém a posição da plataforma de forma automática (PETROBRAS, 2014b). Apresentam grande mobilidade, podendo mudar facilmente de um campo para outro. A plataforma não tem capacidade de armazenamento de petróleo, ou seja, este é despachado por oleodutos ou navios de descarregamento. Figura Plataforma semissubmersível P-55 operando na Bacia de Campos (PETROBRAS, 2014b) 15

34 Outro tipo de plataforma é a FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), utilizada neste projeto, que, de acordo com Petrobras (2014), é uma unidade flutuante convertida a partir de navios petroleiros na qual se pode produzir, armazenar e transferir petróleo para produção em águas profundas e ultra profundas. O óleo é escoado por navios-aliviadores e o gás, por meio de gasodutos. Este tipo de plataforma, mostrada na Figura 2.8, tem grande mobilidade, sendo ancorada no solo marinho e é usada, principalmente, em locais mais isolados, que possuam pouca estrutura para a instalação de uma plataforma fixa. Figura 2.8 FPSO Cidade de Paraty operando no Bacia de Santos (PETROBRAS, 2014b) 16

35 A plataforma TLWP (Tension Leg Wellhead Platform), também conhecida como plataforma de pernas atirantadas ou flutuante quase fixa, é usada na perfuração e/ou produção de petróleo ou pré-sal, é flutuante e tem um sistema de ancoragem com tendões fixados por estacas no solo marinho. Pode ser utilizada em lâminas de água de até 1500 metros. Por ter grande estabilidade e movimentos restritos, o controle dos poços pode ser feito na superfície (PETROBRAS, 2014b). Geralmente, como não tem capacidade de processamento e de armazenamento, o petróleo é transferido para uma FPSO, a qual realiza o processamento e, então, o transfere para um navio-aliviador. A Figura 2.9 mostra um exemplo de plataforma TLWP instalada no Brasil. Figura Plataforma TLWP P-61 ancorada na Bacia de Campos (PETROBRAS, 2014b) 17

36 Por fim, tem-se o navio-sonda, uma unidade flutuante utilizada na perfuração de poços em águas ultraprofundas, com mais de 2000 metros de lâmina d água. De acordo com Petrobras (2014b), a sonda, ou coluna de perfuração, é ligada à uma torre no centro do navio e desce até o local da perfuração por uma abertura no casco. Para dar estabilidade à plataforma, mostrada na Figura 2.10, são utilizados sensores acústicos, propulsores e computadores que permitem o posicionamento do navio, anulando os efeitos dos ventos e das ondas (PETROBRAS, 2014b). Figura Navio-sonda NS-16 operando na Bacia de Campos (PETROBRAS, 2014b) De acordo com Ribeiro (2015), as plataformas offshores costumam ter alto custo de construção e instalação, assim como outros diversos fatores de risco; portanto, um estudo da área e do campo de extração deve ser realizado cuidadosamente para garantir que a produção na área a ser explorada compensará os custos de construção e instalação da plataforma e equipamentos. 18

37 2.5.2 Linhas Subsea As linhas subsea do sistema hidráulico podem ser flexíveis ou rígidas, dependendo do projeto e do layout a ser utilizado. Fazem parte das linhas submarinos: Risers, Pipelines e Flowlines, Jumpers e Well Jumpers. Os Risers são um conjunto de tubos suspensos verticalmente e podem ser flexíveis compostos por camadas de plásticos e aço ou rígidos compostos de aço. Ligam a plataforma a um sistema submarino com a finalidade de perfurar, produzir ou injetar fluidos (BARROS, 2014). Um bom projeto de Riser deve considerar o fluido de trabalho, as cargas estáticas e dinâmicas presentes no equipamento e as condições do ambiente, uma vez que os Risers sofrem com a ação das ondas, movimentos da unidade flutuante e com as correntes marítimas (BARROS, 2014). Os Risers, exemplificado na Figura 2.11, podem ser de produção ou de injeção. Os Risers de produção têm o petróleo e gás produzidos do fundo do mar como fluido, enquanto os de injeção carregam água ou gás a serem injetados nos poços (SOBENA, 2015). Figura 2.11 Modelo 3D de Risers flexíveis conectados à uma FPSO (NATIONAL OILWELL VARCO, n.d) Pipelines são as tubulações apoiadas no leito marinho. No contexto desta dissertação, os Pipelines são as tubulações que recebem os fluidos de trabalho dos Risers 19

38 de injeção e os levam para os diferentes poços. Já as tubulações que transportam a mistura de óleo, gás e água produzida dos equipamentos até o Riser de produção são chamadas de Flowlines (CHAVES, 2008). Figura 2.12 Modelo 3D indicando Riser e Flowline (Adaptado de PDT NA CÂMARA, 2016) Os Jumpers, mostrados nas Figuras 2.13 e 2.14, são as tubulações, geralmente rígidas, que ligam dois equipamentos submarinos, como um PLET a um Manifold, por exemplo. É chamada de Well Jumper, a tubulação, geralmente rígida, que conecta a Árvore de Natal Molhada ao Manifold, mostrada na Figura Tanto o Jumper quanto o Well Jumper consistem em dois conectores em suas extremidades e uma estrutura tubular, que pode ter diferentes formatos (M, Z e U), como visto na Figura 2.16, entre eles. Permitem diversas configurações de layout, trazendo flexibilidade ao projeto de exploração subsea (BARROS, 2014). As tubulações que ligam dois equipamentos, mas que não possuem esses três formatos ou são horizontais, são chamadas de Spool, mostrado na Figura

39 Figura Modelo 3D de um Jumper com formato M (BARROS, 2014) Figura 2.14 Jumper com formato M (BARROS, 2014) 21

40 Figura Modelo 3D de um Well Jumper com formato M sendo instalado (TRENDSETTER, 2016) Figura Formatos dos Jumpers rígidos (Adaptado de BARROS, 2004) 22

41 Figura Spool sendo transportado (GMC, 2017) PLET Os PLETs, ou Pipeline End Terminations, são equipamentos de interligação que promovem a conexão entre as linhas flexíveis (Pipelines) e os dutos rígidos (Jumpers) (PETROBRAS, 2015). Um exemplo de utilização de PLET, equipamento mostrado na Figura 2.18, é o caso estudado neste trabalho, em que o PLET interliga o Pipeline flexível ao Jumper rígido através uma superfície de conexão (hub) vertical. Figura Modelo 3D de um PLET com dois hubs verticais (CAPPS, 2015) 23

42 Figura PLETs 12"da empresa CIVMEC utilizado em um projeto da Shell (CIVMEC, 2014) Manifold Os Manifolds são estruturas metálicas apoiadas no fundo do mar. Possuem um conjunto de acessórios e válvulas que direcionam a produção de vários poços para um Flowline único, que irá levar essa produção até a plataforma e vice-e-versa (PETROBRAS, 2015). O Manifold ajuda a reduzir o número de linhas conectadas à plataforma, ou seja, menos Risers e Flowlines (PETROBRAS, 2015). Em vez de o projeto possuir uma linha subsea para cada poço, tem-se uma para cada centro de perfuração e o Manifold a divide para os poços presentes no centro. Portanto, os Manifolds, ao reduzirem a quantidade de Risers e Flowlines e o congestionamento próximo à plataforma e seu sistema de ancoragem, também reduzem a carga suportada pela plataforma e promovem uma otimização no arranjo submarino, além de distribuírem sistemas hidráulicos e elétricos para as árvores e viabilizarem o acesso de produtos químicos e fluidos de controle em um grupo de poços (PORTAL DO PETROLEIRO, 2018). 24

43 Figura Modelo 3D de um Manifold unido 6 ANMs através de Spools (PORTAL DO PETROLEIRO, 2018) De acordo com o Portal do Petroleiro (2018) e Sobena (2015), podemos resumir os Manifolds em quatro tipos: produção, de injeção, de gás lift e de produção e injeção. O Manifold Submarino de Produção (MSP) coleta o fluido de produção de vários poços através dos Well Jumpers e o direciona para um Flowline único. Esse tipo de Manifold também permite a distribuição de gás de injeção, sistema elétrico para a aquisição de dados e de sistema de controle hidráulico. O Manifold Submarino de Injeção (MSI) distribui a água que recebe de um Pipeline para os poços através dos Well Jumpers. Adicionalmente, esse Manifold também distribui os sistemas de controle hidráulico e elétrico. Caso o cliente deseje, o projeto desse tipo de Manifold pode ser modificado para alternar a injeção entre água e gás através de comandos de válvulas, sendo denominados de Manifold WAG (Water Alternating Gas). O Manifold Submarino de Gas Lift (MSGL) recebe, de um Pipeline, o gás pressurizado a ser injetado e o distribui para os poços. Assim como os modelos anteriores, o MSGL também executa a distribuição dos sistemas de controle elétrico e hidráulico das árvores. O Manifold Submarino de Produção e Injeção (MSPI) é um Manifold misto que possui uma estrutura própria para coletar o fluido de produção e outra para injetar água nos poços. Essas estruturas compartilham o mesmo sistema elétrico e de controle hidráulico. 25

44 Figura Instalação de Manifold em um projeto da Petrobras (TN PETRÓLEO, 2013) Árvore de Natal Molhada e Componentes A Árvore de Natal Molhada (ANM), ou em inglês Christmas Tree (XT), é um conjunto inteligente de válvulas operadas remotamente e/ou hidraulicamente, que controlam o fluxo dos fluidos produzidos ou injetados no poço (PETROBRAS, 2015). Esse equipamento é indispensável para a extração do petróleo e é projetado para aguentar elevadas pressões e extensa faixa de temperatura de operação e ambiente. Segundo a GE do Brasil (2016), a ANM, atualmente, pode ser instalada até dois mil e quinhentos metros de profundidade com o auxílio de ROV (Remotely Operated Vehicle) e pode produzir até 15 mil barris de petróleo por dia. Pereira (2017) afirma que as ANMs podem ser classificadas de acordo com sua configuração ou serviço. De acordo com o serviço, elas podem ser de Produção que regulam o fluido produzido, ou de Injeção que regulam o fluxo da água ou gás injetor. Quanto à configuração, elas podem ser verticais ou horizontais ANM Vertical A ANM vertical é considerada como a convencional por ser a mais conhecida e aplicada mundialmente, principalmente no Brasil. É composta por diversos outros equipamentos denomidados de: BAP, Tubing Head, Tubing Hanger, MCV, corpo da ANM e Tree Cap. 26

45 Todos esses componentes, exceto o Tubing Hanger que fica no interior do conjunto, estão mostrados na Figura Figura Árvore vertical usada em Pré-sal com os componentes externos indicados (Fonte: Adaptado de FMC Technologies Brasil, 2014) A BAP, ou Base Adaptadora de Produção, é o conjunto que suporta as linhas de fluxo e controle, nivelando-as em relação à ANM. Na sua parte inferior, possui um funil guia para a orientação e instalação correta na cabeça de poço, um conector hidráulico e anéis de travamento e vedação, garantindo, assim, um assentamento correto e sem vazamentos na cabeça de poço (PEREIRA, 2017). Já na parte superior, é instalada a Tubing Head, uma estrutura especialmente projetada para receber o Tubing Hanger em seu interior e o corpo da ANM em seu topo. O Tubing Hanger é um suspensor de coluna, responsável por fazer a interface entre a coluna de produção e a ANM (PEREIRA, 2017). Como dito anteriormente, ele fica no interior da Tubing Head, vedando o anular (espaço que recebe os produtos químicos). Esse equipamento possui diversos furos passantes no comprimento de seu corpo para acesso à coluna de produção, ao anular, às válvulas de segurança presentes no fundo do poço e aos sensores de aquisição de dados. 27

46 O corpo da ANM, mostrado na Figura 2.23, é um bloco forjado e usinado, no qual são montadas as válvulas de bloqueio e de controle de fluxo, controladas manualmente pelo ROV e/ou hidraulicamente. Na parte de baixo do corpo é montado o conector hidráulico que irá encaixar no topo da Tubing Head, permitindo o travamento e destravamento do conjunto. Já na parte superior, o Tree Cap é instalado. Figura Corpo da ANM de Pré-sal (PETROBRAS, 2015) O Tree Cap é uma capa que vai no topo do corpo da ANM. Essa capa é operada através do ROV e possibilita o acesso à coluna de produção e ao anular sem ter a necessidade de retirar a árvore, além de servir como uma segunda barreira, diminuindo as chances de vazamento (PEREIRA, 2017). O MCV, ou Módulo de Conexão Vertical, é conectado ao Well Jumper que vem do Manifold e ao Umbilical (linha flexível de controle não faz parte do sistema hidráulico de exploração subsea). Assim, ele conecta as linhas de produção, acesso ao anular e sistemas de controle (transportado pelos Umbilicais) à BAP, viabilizando o escoamento da produção, a injeção de água ou gás, a injeção de produtos químicos e a passagem dos fluidos de controle hidráulico da ANM (PEREIRA, 2017). Segundo o 28

47 grupo GE do Brasil (2016), se a ANM for instalada em até 1500 metros de profundidade, haverá apenas 1 MCV; mas, caso a lâmina d água seja maior do que isso, serão necessários 3 MCVs: um para a linha de produção, um para a linha de acesso ao anular e outro para a conexão com linhas de controle das válvulas da ANM ANM Horizontal A ANM horizontal, mostrada na Figura 2.24, tem a mesma finalidade da vertical. Basicamente, pode ser vista como uma grande BAP com as válvulas montadas em sua lateral. Com isso, a ANM horizontal permite a intervenção ao poço e até mesmo uma substituição de coluna sem a retirada da ANM. De acordo com GE do Brasil (2016), esse tipo de árvore é mais indicado quando o usuário necessita de promover intervenções recorrentes ao poço. Figura ANM horizontal fabricada pela FMC Technologies (FMC TECHNOLOGIES, 2008) O Tubing Hanger vai diretamente na ANM e direciona o fluxo do fluido de produção para a lateral da árvore; logo, a Tubing Head não é mais necessária. Além disso, o acesso ao espaço anular não é mais feito por um furo ao longo do comprimento do 29

48 Tubing Hanger, e sim diretamente pelo painel de acesso. Outra diferença entre a horizontal e a vertical é que o Tree Cap pode ser interno ou externo. Figura Modelo 3D da ANM horizontal usada no projeto Anadarko Lucius Spar (Fonte: Divulgação FMC Techologies) Coluna de Produção / Injeção A Coluna de Produção, ou em inglês Production Bore, é uma tubulação de aço, com diâmetro não muito grande, que transporta o petróleo desde o poço, até o leito marinho, ou cabeça de poço, onde está instalada a ANM. Já a Coluna de Injeção, ou Injection Bore, é a tubulação de pequeno diâmetro que transporta a água ou gás injetor da cabeça de poço até o poço em si. 30

49 3. CONCEITOS GERAIS DE ESCOAMENTO Neste capítulo serão apresentados os principais termos para análise de escoamento e suas suas definições. Todos os conceitos e equações foram retirados do Livro Bombas Industriais de Edson de Mattos e Reinaldo de Falco (1998). 3.1 Propriedades dos Fluidos Neste item, serão apresentadas as principais propriedades dos fluidos, principalmente as que são mais utilizadas no estudo de bombas Massa Específica (ρ) A massa específica de um fluido, ou corpo, é a quantidade de massa contida em uma unidade de volume. Sendo assim, define-se a equação: Peso Específico (γ) ρ = massa volume [kg m3 ] (3.1) O peso específico de um fluido, ou corpo, é definido como a força exercida pela massa específica ρ quando submetida à aceleração da gravidade, por unidade de volume, mas também pode ser lida como a divisão de seu peso pelo seu volume. γ = Densidade Relativa (drel) Peso = massa x g [N] (3.2) peso massa x g = volume volume = ρ x g [N m3 ] (3.3) A densidade de uma substância é dada pela razão entre sua massa específica nas condições atuais/reais e a massa específica de uma substância padrão pré-determinada. Caso a substância de estudo esteja no estado sólido ou líquido, a substância padrão a ser utilizada é a água. Caso seja gasoso, deve-se considerar o ar como substância padrão. d rel = ρ substância ρ padrão (3.4) 31

50 As propriedades da água a ser utilizada como substância padrão, recomendada pela ISO, são obtidas na temperatura de referência 20 C (68 F). Sua massa específica é 998,2 kg/m³ mas, para fins de projeto de Engenharia, pode ser aproximada para 1000 kg/m³ Pressão (P) A pressão é definida como sendo a componente normal de uma força (formando um ângulo de 90 o com a superfície) dividida pela área em que esta força atua. As unidades mais comuns são: kgf/cm 2, Pascal (Pa) e psi. A pressão também pode ser dada por nível [m], de forma que: P = γ x altura da coluna [m] (3.5) Viscosidade Absoluta ou Dinâmica (μ) Segundo Newton, viscosidade é a resistência oposta pelas camadas líquidas ao escoamento recíproco. Sua unidade no Sistema Internacional é Pa.s Viscosidade Cinemática (ν) A viscosidade cinemática, por sua vez, é a relação entre a viscosidade absoluta μ e a massa específica ρ de uma substância. ν = μ ρ [m2 s] (3.6) Pressão de Vapor (Pv) Por definição, a pressão de vapor é a pressão exercida por um vapor quando este está em equilíbrio termodinâmico com o líquido que lhe deu origem. Para uma temperatura abaixo da crítica, a pressão de vapor é a pressão mínima necessária para que comece a acontecer a liquefação de uma substância em estado gasoso ou a gaseificação de uma substância líquida, ou seja, as fases líquida e gasosa coexistem. Essa propriedade é de extrema importância uma vez que, se a pressão absoluta em qualquer ponto do sistema de bombeamento for igual ou inferior à pressão de vapor do 32

51 líquido bombeado na temperatura de operação, o líquido irá se vaporizar e, então, ocorrerá um fenômeno denomidado cavitação, que será estudado adiante. 3.2 Escoamento em Tubulações O escoamento de um fluido em uma tubulação pode ser classificado de diversas formas; porém, aqui serão abordadas somente as classificações laminar ou turbulento. Esses dois tipos distintos de escoamento foram demonstrados por Osborne Reynolds Número de Reynolds (Re) O número de Reynolds é uma grandeza adimensional que relaciona a força de inércia e a força causada pela viscosidade do fluido. Ele é utilizado como parâmetro no momento de classificação do escoamento em laminar ou turbulento. Re = ρ d V μ (3.7) Na equação mostrada, d equivale ao diâmetro interno da tubulação [m], V é a velocidade de escoamento do fluido [m/s], e as demais simbologias já foram vistas em seções anteriores (seções e 3.1.5) Escoamento Laminar O escoamento pode se considerado laminar quando todas as diferentes seções longitudinais ao escoamento e tangentes ao fluido forem paralelas entre si. Além disso, as velocidades observadas em cada ponto não variam em direção e grandeza. A Figura 3.1 mostra a distribuição de velocidade no escoamento laminar. Figura 3.1 Distribuição de Velocidade no Escoamento Laminar (MATTOS & FALCO, 1998) O escoamento pode ser classificado como laminar se o número de Reynolds calculado for menor que Re <

52 3.2.3 Escoamento Turbulento O escoamento é considerado turbulento quando as partículas do fluido se movem de maneira irregular, em todas as direções, não somente na direção do escoamento, e com velocidades variáveis. Essa variação de velocidade, em direção e grandeza, pode ocorrer de um ponto para o outro e/ou, de um momento para o outro no mesmo ponto. Figura Distribuição de Velocidade no Escoamento Turbulento (MATTOS & FALCO, 1998) O escoamento pode ser classificado como laminar se o número de Reynolds calculado for maior que Re > 4000 Escoamentos na faixa crítica, entre Re = 2000 e Re = 4000, geralmente são considerados turbulentos, embora possam ser laminares caso a velocidade de escoamento seja muito baixa e/ou a viscosidade do fluido seja muito alta Vazão Volumétrica (Q) e Velocidade de Escoamento (V) A vazão volumétrica de escoamento indica o volume de fluido (v) que escoa por uma seção de tubulação em uma unidade de tempo. Já a velocidade de escoamento é dada pela vazão dividida pela seção da tubulação. Para uma tubulação circular, a vazão e a velocidade são representadas pelas equações a seguir. V = Q = volume tempo [m3 h] Q 3600 A = 4 Q [m s] 3600 π d2 (3.8) 3600 V π d2 Q = 4 [m 3 h] (3.9) 34

53 3.2.5 Teorema de Bernoulli A equação de Bernoulli, que relaciona as variações de energia cinética, energia de pressão e energia potencial gravitacional ao longo de uma linha de corrente, foi obtida a partir de um caso específico do princípio de conservação de energia. Para ser possível utilizar este teorema, o escoamento estudado deve estar em regime permanente, ser reversível (sem atritos) e incompressível. Considerando essas condições, obtém-se a equação descrita a seguir: Z 1 + V 1 2 2g + P 1 γ = Z 2 + V 2 2 2g + P 2 γ = constante, sendo Z a altura estática. A equação mostrada é aplicável apenas para líquidos ideais. Em um escoamento real, é necessário considerar as perdas de carga (hf), que representa a perda de energia devido ao trabalho do atrito, viscosidade e turbilhonamento presentes no escoamento do ponto 1 ao ponto 2. Com isso, a equação do Teorema de Bernoulli a ser aplicada em um líquido real está mostrada a seguir: Z 1 + V 1 2 2g + P 1 γ = Z 2 + V 2 2 2g + P 2 γ + h f (3.10) Perda de Carga (hf) A perda de carga hf, que apareceu na Equação (3.10), representa a energia por unidade de peso perdida no trecho da tubulação em estudo. Este termo pode ser calculado através do desmembramento em perda de carga normal (hfn), que ocorre nos trechos retos de tubulação, e em perda de carga localizada (hfl), que ocorre em acessórios, como: válvulas, curvas, joelhos, T s, etc. h f = h fn + h fl (3.11) Perda de Carga Normal (hfn) Para o cálculo da perda de carga normal no escoamento turbulento, é adotada uma equação teórico-experimental determinada por Darcy-Weisbach e mostrada abaixo: h fn = f L V2 d 2 g (3.12) 35

54 em que: f: fator de atrito [adimensional] L: comprimento de tubulação reta [m] V: velocidade de escoamento [m/s] d: diâmetro interno da tubulação [m] g: aceleração gravidade [9.81 m/s 2 ] O fator de atrito é uma função do número de Reynolds e da rugosidade relativa (ε/d) da tubulação que está sendo estudada. No regime laminar, é possível calculá-lo através da equação abaixo: f = 64 Re (3.13) Já no regime turbulento, o fator é encontrado com o auxílio do Ábaco de Moody, apresentado na Figura 3.3. É importante ressaltar que no regime completamente turbulento, as linhas correspondentes a ε/d tornam-se horizantais e, assim, o coeficiente torna-se independente do número de Reynolds. Figura Ábaco de Moody (WIKIPEDIA, n.d) 36

55 Perda de Carga Localizada (hfl) Conforme já explicado anteriormente, a perda de carga localizada é a energia perdida nos acidentes e acessórios da tubulação. Ela pode ser determinada de dois modos distintos: 1) Método Direto Neste método, a perda de carga é determinada através do cálculo da seguinte equação: h fl = K V2 2g (3.14) O coeficiente K apresentado na Equação (3.14) é experimental, tabelado para cada tipo de acidente e suas variações, e fornecido pelo fabricante do acessório. Observa-se, também, que esse coeficiente é um valor representativo de influência do fator de atrito, do comprimento e do diâmetro ao compararmos as Equações (3.14) e (3.12). K = f L d 2) Método do Comprimento Equivalente Este método consiste em determinar o valor do comprimento reto de tubulação que reproduziria, nas mesmas condições de operação, a mesma perda de carga apresentada em um determinado acessório. Os valores médios para um acessório são tabelados de acordo com o diâmetro nominal / interno da tubulação. Os valores equivalentes para cada acessório estão mostrados nas tabelas do Anexo A. Uma vez obtidos os comprimentes equivalentes dos n acessórios presentes na linha, a perda de carga é calculada como se fosse uma única tubulação reta com um comprimento total Ltotal. L total = L reto + L ei h f = L total d i=n i=1 V 2 2g (3.15) (3.16) 37

56 3.3 Associação de Tubulações Mattos e Falco (1998) defendem que a melhor estratégia, ao estudar um sistema com tubulações que apresentam variações no diâmetro ou com ramificações, é encontrar uma linha equivalente ao sistema. As tubulações são consideradas equivalentes quando são capazes de conduzir a mesma vazão sob a mesma perda de carga Tubulações em Série Quando uma tubulação com diâmetro D1 é a continuação de uma com diâmetro D2, dizemos que elas estão associadas em série, como mosrado na Figura 3.4. Figura Sistema em série (Fonte: Autor) Assim, temos as equações a seguir que descrevem essa associação: h f = h f1 + h f2 (3.17) Q = Q 1 = Q 2 (3.18) Com isso, há duas maneiras de se resolver. A primeira é determinar um diâmetro equivalente, sendo igual a D1, D2 ou a média aritmética entre eles, e, então, estima-se o valor do comprimento da tubulação equivalente através da Equação (3.19) a seguir: L eq 5 D = L 1 5 eq D + L D + (3.19) 2 A segunda maneira é separar esta tubulação em pedaços conforme a variação do diâmetro, então, calcular a perda de carga de cada trecho de forma independente, através da Equação (3.16) e, ao final, somar a perda de carga de cada segmento. 38

57 3.3.2 Tubulações em Paralelo Quando uma tubulação tem derivações, dizemos que essas ramificações estão associadas em pararelo, como mostrado na Figura 3.5 a seguir: Figura Sistema em paralelo (Fonte: Autor) As equações que podemos levantar para essa condição são as seguintes: h f = h f1 = h f2 = h f3 (3.20) Q = Q 1 + Q 2 + Q 3 (3.21) Para esse caso, também há duas formas de se resolver. A primeira consiste em determinar o comprimento Leq da tubulação equivalente de diâmetro Deq pré-fixado. A escolha de Deq igual a um dos diâmetros existentes no sistema ajuda na aproximação. Então, através da Equação (3.22), é possível chegar no Leq e, assim, utilizar as equações apresentadas na seção para calcular a perda de carga. D eq 5 = D D D (3.22) L eq L 1 L 2 L 3 A segunda maneira é calcular a perda de carga de cada trecho independentemente para diversos valores de vazão Q, traçar a curva de cada segmento e associá-las em paralelo, mantendo a perda de carga e somando as vazões, conforme mostrado nas Equações (3.20) e (3.21). Dessa forma podemos descobrir qual a vazão de fluido destinada a cada um dos trechos que produzirá a mesma perda de carga. 39

58 4. CONCEITOS GERAIS DE BOMBAS Neste capítulo serão apresentados os principais tipos de bombas e suas características de funcionamento. Todos os conceitos aqui mostrados foram retirados do livro Bombas Industriais, de Ezequiel de Mattos e Reinaldo de Falco (1998). 4.1 Definição A definição mais completa foi dada por Mattos e Falco, em 1998, em que foi definido que bombas são máquinas operatrizes hidráulicas que conferem energia ao líquido com a finalidade de transportá-lo de um ponto para outro obedecendo às condições do processo. 4.2 Classificação das Bombas As bombas podem ser classificadas de acordo com a sua aplicação ou conforme o modo de ceder energia ao fluido. Contudo, os principais tipos de bombas, que estão apresentados na Figura 4.1, também consideram a forma com que a bomba transforma trabalho mecânico em energia hidráulica para o fluido. Figura Classificação dos principais tipos de bombas (MATTOS & FALCO, 1998) 40

59 4.3 Características das Bombas Nesta seção serão apresentadas características dos dois tipos principais de bombas: Turbobombas e Volumétricas. Além desses dois tipos, também serão apresentadas as características específicas das bombas centrífugas por serem o tipo mais utilizado na aplicação offshore Turbobombas ou Dinâmicas Segundo Mattos e Falco, 1998, as turbobombas são máquinas nas quais a movimentação do líquido é produzida for forças que se desenvolvem na massa líquida, em consequência da rotação de uma roda (impelidor) com um certo número de pás especiais. Os diversos tipos de turbobombas são diferenciados devido à forma com que o impelidor fornece energia ao fluido, assim como pela orientação deste ao sair do impelidor. Como mostrado na Figura 4.1, um exemplo de turbobomba é a bomba centrífuga. As bombas centrífugas fornecem, primeiramente, energia cinética ao fluido, que pode ser puramente centrífuga ou de arrasto. Posteriormente, grande parte dessa energia irá ser convertida em energia de pressão quando o fluido sair do impelidor e passar em um conduto de área crescente, denominado Difusor. Dentre as bombas centrífugas, destacam-se as Radiais, que obtêm toda sua energia cinética através de forças puramente centrífugas desenvolvidas pela rotação de um impelidor específico. Figura Simplificação do funcionamento da bomba radial (UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO, 2014) 41

60 4.3.2 Volumétricas ou de Deslocamento Positivo De acordo com Mattos e Falco (1998) essas bombas são aquelas em que a energia é fornecida ao líquido já sob a forma de pressão [...] ; logo, não há a necessidade de conversão como nas turbobombas. Assim sendo, a movimentação do líquido é diretamente causada pela movimentação de um órgão mecânico da bomba, que obriga o líquido a executar o mesmo movimento de que ele está animado, completa Mattos e Falco (1998). Uma das suas características principais é que elas mantêm a vazão média constante, se a velocidade for mantida constante, independentemente do sistema de atuação. Figura Alguns tipos de bombas volumétricas (SAID, 2013) 4.4 Curvas Características das Bombas As curvas características (fornecidas pelo fabricante) descrevem a performance da bomba em funcionamento. São três as curvas características tradicionais, mostradas na Figura 4.4: 1) Curva da Head / carga (H) x vazão (Q); 2) Curva de potência absorvida (Potabs) x vazão (Q); 3) Curva de rendimento total (η) x vazão (Q). 42

61 Figura Curvas características para bombas centrífugas (MATTOS & FALCO, 1998) Curva Carga (H) x Vazão (Q) Essa curva mostra a variação da carga fornecida pela bomba, também chamada de Head (H), com a vazão. A carga, ou Head, é a energia por unidade de massa, ou por unidade de peso, que a bomba é capaz de fornecer ao fluido para uma dada vazão Curva de Potência (Potabs) x Vazão (Q) Essa curva mostra a variação da potência absorvida pela bomba ao operar em variadas vazões. A potência absorvida indica a potência requerida no acionador e auxilia na seleção deste. Este valor é calculado através da Equação (4.1) descrita abaixo: Pot abs = γ Q H η [W] (4.1) na qual as unidades são: Q m 3 /s; H m; γ N/m 3. Também é possível calcular a potência útil cedida ao fluido (Potc) através da Equação (4.2). Pot c = γ Q H [W] (4.2) Curva de Rendimento Total (η) x Vazão (Q) O rendimento total da bomba (η) pode ser definido como o produto dos rendimentos hidráulico, volumétrico e mecânico, ou como a razão entre a potência útil e a potência absorvida. A segunda definição é expressa pela Equação (4.3). 43

62 η = Pot c Pot abs (4.3) 4.5 Características do Sistema Para calcularmos o ponto de operação da bomba, é imprescindível determinar qual a energia por unidade de peso, ou carga / Head (H), que o sistema irá requisitar da bomba, em função da vazão bombeada. Esta seção irá apresentar os termos a serem determinados para o cálculo desta carga Altura Manométrica Total (H) Altura Manométrica Total do Sistema é o nome dado à energia por unidade de peso requisitada pelo sistema, simplificado na Figura 4.5. Pode ser calculada pela diferença entre as alturas manométricas de descarga e de sucção, como mostrado na Equação (4.4). H = H d H s (4.4) Figura Simplificação de um sistema de bombeamento (MATTOS & FALCO, 1998) Altura Manométrica de Sucção (Hs) Esta altura representa a energia manométrica por unidade de peso presente no flange de sucção e pode ser calculada de duas maneiras distintas: pela aplicação do Teorema de Bernoulli e pela medição local da quantidade de energia. 44

63 O método aplicado aqui é o primeiro. Ele visa a aplicar o Teorema descrito na Seção entre um ponto tomado na superfície livre do reservatório de sucção e o flange de sucção da bomba, o que também pode ser interpretado como a diferença entre a energia por unidade de peso no ponto de tomada de sucção e as perdas de carga na linha de sucção para uma dada vazão, resultando na Equação (4.5). H s = Z s + P s γ h fs + V 2 s 2 g (4.5) Figura Representação de um sistema de sucção (MATTOS & FALCO, 1998) A Figura 4.6 mostra a representação de um sistema de sucção, no qual Zs é a altura estática geométrica de sucção e Ps é a pressão de sucção. O termo Vs que aparece na Equação (4.5) é a velocidade de sucção. Se a sucção for feita de um reservatório, como no caso apresentado na figura, o termo de velocidade pode ser considerado zero Altura Manométrica de Descarga (Hd) Esta altura representa a energia manométrica por unidade de peso requerida no flange de descarga para que o fluido atinja o seu destino, atendendo às condições de projeto. Há também duas formas de se calcular este termo; entretanto, estudaremos apenas o método de aplicação do Teorema de Bernoulli, que visa a aplicar o Teorema entre o flange de descarga e o ponto final de descarga. Esta metodologia também pode ser interpretada como a soma entre a energia por unidade de peso no ponto final de descarga e as perdas na linha de recalque para uma dada vazão, o que resulta da Equação (4.6). 45

64 H d = Z d + P d γ + h fd + V 2 d 2 g (4.6) O termo Vd que aparece na Equação (4.6) é a velocidade de descarga. Se o ponto final de descarga for um reservatório, como no caso apresentado na Figura 4.7, o termo de velocidade pode ser considerado zero. Figura Representação de um sistema de descarga (MATTOS & FALCO, 1998) A partir das Equações (4.5) e (4.6) para as alturas manométricas de sucção e descarga, respectivamente, é possível se chegar na seguinte equação para a altura manométrica total: H = (Z d Z s ) + (P d P s ) γ + (h fd + h fs ) + (V d 2 V s 2 ) 2 g (4.7) Determinação da Curva do Sistema A curva do sistema mostra a variação da altura manométrica total com a vazão. Para traça-la, é necessário separar a altura manométrica total (Equação (4.7)) em Head estático que não varia com a vazão, e Head de fricção varia com a vazão. Assim, teremos as seguintes equações: H = H estático + H fricção (4.8) H estático = (Z d Z s ) + (P d P s ) γ (4.9) 46

65 H fricção = (h fd + h fs ) + (V d 2 V s 2 ) 2 g (4.10) Uma vez desmembrada a altura manométrica total, basta seguir o procedimento abaixo (MATTOS & FALCO, 1998): 1) Fixar, arbitrariamente, pelo menos seis valores de vazão, incluindo a vazão igual a zero, a vazão de operação, metade abaixo da vazão de operação e metade acima da vazão de operação; 2) Calcular o Head estático através da Equação (4.9), que é a altura manométrica para a vazão zero; 3) Determinar o H para as demais vazões através da soma entre o Hestático e o Hfricção; 4) Traçar a curva utilizando os pontos descobertos: Figura Curva do sistema (MATTOS & FALCO, 1998) 47

66 4.6 Determinação do Ponto de Operação O ponto de operação de uma bomba também chamado de ponto de trabalho é o ponto de interseção entre a curva Head x Vazão da bomba com a curva do sistema. Uma vez descoberto esse ponto, teremos a vazão de operação, a potência absorvida pela bomba e o rendimento desta nas condições de operação, como mostrado na Figura 4.9: Figura Ponto de trabalho (Adaptado de MATTOS & FALCO, 1998) 4.7 Associação de Bombas Assim como as tubulações vistas na Seção 3.3, as bombas também podem ser associadas em série ou em paralelo. Esta seção abordará este assunto Bombas em Série A associação de bombas em série é uma boa opção quando a altura manométrica do sistema é muito elevada para uma dada vazão, ficando acima dos limites possíveis para uma única bomba multiestágio. Aqui, a descarga de uma bomba é conectada à sucção da bomba seguinte, como mostra a Figura 4.10; assim, a vazão é a mesma em todas elas, enquanto a pressão de descarga será a soma de cada uma das unidades. Portanto, é importante ressaltar que componentes como a carcaça e flanges de sucção e descarga devem ser cada vez mais resistentes com o passar dos estágios, uma vez que os componentes da última bomba devem suportar toda a pressão desenvolvida ao longo do processo de bombeamento. 48

67 Figura Associação de bombas em série (MATTOS & FALCO, 1998) Para obter a curva característa do conjunto, basta somar a altura manométrica de cada uma das bombas correspondentes aos mesmos valores de vazão, conforme mostrado na Figura Figura Bombas diferentes em série (ALÉ, 2011) Para encontrar o ponto de operação do conjunto, basta sobrepor as curvas da Figura 4.11 com a curva do sistema. O ponto de trabalho será a interseção das curvas. A interseção da curva do sistema com as curvas das bombas que compõem o conjunto mostra a parcela de carga H que cada bomba oferece para a obtenção da altura manométrica total na vazão de operação. 49

68 Figura Determinação do ponto de operação de bombas diferentes em série (ANTAQ, 2009) Bombas em Paralelo A associação em paralelo é utilizada quando a vazão exigida no projeto for muito elevada ou variar de forma definida. Além do alcance de vazão, este tipo de associação proporciona a vantagem da segurança operacional, uma vez que, caso ocorra a falha de uma das bombas, não haverá o colapso total do bombeamento e sim uma diminuição na vazão fornecida, já que as outras bombas associadas continuarão a trabalhar normalmente. Uma segunda vantagem é a flexibilização do fornecimento, no caso de vazão variável, pois, ao acionar ou desligar uma das bombas do sistema, é possível variar a vazão de forma controlada, atingindo a vazão exigida com boa eficiência. Neste sistema, as bombas trabalham de forma independente, realizando a sucção e descarga de um ponto em comum, conforme mostrado na Figura 4.13: Figura Bombas em paralelo (MATTOS & FALCO, 1998) Para obter a curva característica do conjunto, é necessário somar as vazões de cada uma das bombas correspondentes aos mesmos valores de carga, conforme mostrado na 50

69 Figura Em instalações reais, procura-se utilizar bombas iguais e com curvas estáveis para se evitar a instabilidade do sistema. Figura Obtenção da curva do conjunto de bombas iguais em paralelo (ALÉ, 2011) Após acharmos o ponto de operação na interseção da curva do sistema com a curva do conjunto associado, pode-se obter, para uma dada carga, a diferença da parcela de vazão que passa por cada trecho. Por exemplo, na Figura 4.15, a carga e a vazão de operação de um conjunto de três bombas em paralelo estão mostradas em vermelho. Em azul, é possível se ver qual seria a vazão fornecida se apenas duas ou uma única bomba operasse nas mesmas condições. Em verde, é possível ver qual seria a vazão oferecida em um sistema de duas bombas em paralelo; também está apresentado, em verde, quanto de vazão cada uma destas bombas forneceria ao sistema. Figura Determinação do ponto de operação em conjunto de bombas em paralelo (Adaptado de CUNHA, n.d) 51

70 4.8 Cavitação Como dito anteriormente, na Seção 3.1.7, o fenômeno da cavitação ocorre quando a pressão absoluta, em qualquer ponto de um sistema, atinge um valor igual ou menor que a pressão de vapor (Pv) do líquido bombeado para uma dada temperatura de operação. Nesta condição, parte do líquido se vaporizará, formando bolhas de vapor no escoamento. Caso essas bolhas continuem o movimento junto com o líquido e atinjam uma região com pressão superior à pressão de vapor (Pv) do líquido, elas entrarão em colapso, retornando à fase líquida. No entanto, o volume específico do líquido é menor que o do vapor; outrossim, esse colapso causará o surgimento de um vazio no escoamento, o que contribui para o aparecimento de ondas de choque. No caso de bombas centrífugas, a região de pressão mínima ou seja, onde a pressão absoluta pode ser menor que a Pv do líquido é o olho (entrada) do impelidor, pois este ainda não forneceu nenhuma adição de energia ao fluido, que sofreu perdas de carga na linha de sucção e entrada da bomba. Já a região onde a pressão absoluta tende a aumentar novamente ou seja, onde ela provavelmente será superior à Pv do líquido e ocorrerá o colapso das bolhas é o canal do impelidor ou, posteriormente, a entrada da voluta ou canal das pás difusoras (depende do tipo de bomba). A cavitação causa diversos danos ao sistema de bombeamento e à bomba. Os principais problemas são: aumento de ruído (barulho) e vibração, causados pela instabilidade gerada pelo colapso das bolhas, alteração das curvas características e danos ao material do equipamento. As alterações nas curvas características ocorrem devido à diferença entre os volumes específicos do líquido e do vapor e pela turbulência gerada pelo fenômeno. A cavitação, então, ocasiona uma queda brusca no Head (H) (curva vermelha) e no rendimento da bomba (curva verde), como pode ser visto na Figura 4.16, na qual o ponto de operação era o Ponto 1 e na cavitação será o Ponto 2. 52

71 Figura Queda nas curvas características de uma bomba centrífuga (Adaptado de MATTOS & FALCO, 1998) Como observado, a cavitação gera diversos efeitos negativos para o processo de bombeamento; por isso, é essencial definir as condições necessárias para evitar este fenômeno. Sendo assim, usaremos o conceito de NPSH (Net Positive Suction Head) NPSH disponível O NPSH disponível representa a energia absoluta por unidade de peso que existe no flange de sucção para uma pressão absoluta acima da pressão de vapor do líquido, nas condições de bombeamento. Pode ser calculado através da Equação (4.11) a seguir: NPSH d = H s + (P atm P v ) γ (4.11) em que a altura manométrica de sucção é dada pela Equação (4.5) e Patm é a pressão atmosférica. É importante ressaltar que o NPSH disponível, por ser diretamente proporcional à altura manométrica de sucção, é inversamente proporcional à perda de carga na linha de sucção, como pode se visto na Figura

72 Figura Curva NPSH disponível x Vazão (MATTOS & FALCO, 1998) NPSH requerido O NPSH requerido é a quantidade mínima de energia por unidade de peso, acima da pressão do vapor, que deve existir no flange de sucção da bomba para que a cavitação não ocorra. Este termo, fornecido pelo fabricante da bomba em forma de curva, como na Figura 4.18, é uma função da velocidade e da vazão. Figura Curva de NPSH requerido x Vazão (MATTOS & FALCO, 1998) Avaliação da Cavitação A análise e avaliação de cavitação objetivam calcular o NPSH disponível através da Equação (4.11) e compará-lo com o NPSH requerido, fornecido pelo fabricante. Na prática de seleção de bombas, o valor do NPSH disponível é calculado e fornecido aos fabricantes de bombas participantes da licitação, que deverão propor uma bomba que exija um NPSH igual ou menor que o disponível, considerando uma margem 54

73 de segurança de 0.6m de coluna de líquido, como pode ser visto na Equação (4.12) a seguir: NPSH d NPSH r + 0.6m de líquido (4.12) Caso a condição da equação acima for satisfeita, se considera que a cavitação não ocorrerá. É possível, também, traçar a curva do NPSH disponível, desde que se calcule o seu valor para diferentes vazões. Ao sobrepor as curvas de NPSHs disponível e requerido, o ponto de interseção indica a vazão máxima que a bomba pode operar, nesse dado sistema, sem o risco de cavitação. Figura Vazão máxima para efeito de cavitação (MATTOS & FALCO, 1998) 55

74 5. ESTUDO DE CASO Como estudo de caso, foi escolhido o dimensionamento de uma bomba para injeção de água em um poço offshore localizado na Guiana, mais precisamente no Bloco Stabroek. O projeto de dimensionamento, bem como, o projeto e fabricação dos outros equipamentos de exploração utilizados, foi realizado por uma empresa privada que vamos denominar X. O presente capítulo apresentará as características do sistema e os cálculos realizados para o dimensionamento das bombas adequadas para a situação descrita. 5.1 Análise do Sistema O método de recuperação estudado aqui é o de injeção de água do mar após tratamento. O sistema de bombeamento fica presente numa plataforma FPSO a 186 km da margem do país. Conforme já detalhado anteriormente na Seção 2.4, a água do mar é elevada por uma bomba de elevação, passa por tratamento (ver Seção 2.4.1) e por uma bomba booster antes de ser succionada pela bomba de injeção e enviada para o poço. O projeto de exploração apresentado possui 2 Drill Centers (DC), ou centros de perfuração, sendo cada um dividido em produção e injeção. A Figura 5.1 mostra o layout desse campo. O projeto possui 2 poços de injeção de água no DC 1 e outros 4 poços no DC 2, totalizando, então, 6 poços a serem atendidos pelas bombas aqui dimensionadas. Os poços de injeção de água estão representados com a cor azul escuro na Figura

75 Figura Layout de Campo (Fonte: Adapdato da Empresa "X") A fim de facilitar a visualização do sistema de descarga, uma simplificação do layout anterior está apresentada a seguir. É importante ressaltar que a simplificação não está em escala e nem mostra as formas reais das tubulações. 57

76 Figura Simplificação do Layout 58

77 5.2 Premissas do Projeto i. Conforme especificação do cliente, a água do mar, após tratamento, deve ser considerada como água pura devido ao fato de ser menos densa e proporcionar resultados mais conservativos. ii. iii. iv. A água adentra as bombas de injeção logo após sair da bomba booster e será denominado de FLUIDO 1. Ao ser bombeada para o fundo do mar, a água sofre um resfriamento gradativo e atinge a árvore. A água após o resfriamento será chamada de FLUIDO 2. Para facilitar os cálculos, as propriedades físicas e térmicas do fluido serão consideradas constantes ao longo do processo de injeção. As propriedades foram retiradas das tabelas presentes no Anexo B. O fluido 1 44 o C) será adotado da sucção até o fim do Riser (até o ponto 5). O fluido 2 19 o C) será considerado nos demais trechos (a partir do ponto 5). v. Foram consideradas as propriedades que englobam um pior caso de poço. Assim, os cálculos apresentarão um resultado conservativo e será possível garantir que a bomba selecionada irá atender aos requisitos do projeto na condição normal de operação. vi. As bombas a serem selecionadas devem operar com uma configuração 3 x 33%, na qual 3 bombas iguais trabalham em paralelo. vii. viii. ix. As três bombas existentes serão denominadas A, B e C. Foi determinado pelo usuário, com base nas propriedades dos poços injetores, que a vazão total utilizada no projeto da bomba deve ser de 200 kbd ( m 3 /h), em que cada uma das 3 bombas tem vazão de kbd ( m 3 /h). A pressão de descarga da bomba booster é psi (983 kpa). A pressão de descarga a ser considerada no projeto é de psia ( kpa). x. Como as bombas recebem o Fluido 1 de uma bomba booster, o termo da velocidade de sucção (Vs) não deverá ser desconsiderado. xi. O ponto de descarga é o reservatório; logo, o termo da velocidade de descarga (Vd) será considerado zero. 59

78 xii. xiii. xiv. xv. A tubulação presente na FPSO, trechos de 1 a 4, deve ser rígida e de espessura constante, com excessão das derivações da bomba. Os equipamentos Riser, PLET, Manifold e XT, bem como os Well Jumper e Jumper, são iguais para os dois DCs. O ponto de derivação interno do Manifold será denominado D. Os dois poços do DC 1 serão denominados E e F. Os quatro poços do DC 2 serão denominados G, H, I e J. 5.3 Dados do Projeto Materiais Um dos dados obtidos para a realização desta dissertação foram os materiais utilizados na fabricação das tubulações. Esses materiais variam com a exposição do tubo, a aceitação de corrosão, entre outros fatores. Alguns destes materiais, como os usados nas plataformas, Risers e Pipelines, foram previamente escolhidos pelo usuário, enquanto os outros foram definidos pelo grupo de Engenharia da Empresa X. Os materiais afetam diretamente o escoamento e as propriedades apresentadas na Tabela 5.1 foram retiradas do Anexo C. Tabela 5.1 Materiais Linha / Equipamento Material Rugosidade FPSO Aço Carbono revestido (1.2mm) com Polietileno mm Riser Aço Carbono API 5L Grade X mm Pipelines Aço Carbono API 5L Grade X mm PLET Aço Carbono API 5L Grade X mm Jumper Aço Carbono API 5L Grade X mm Manifold Aço Carbono API 5L Grade X mm Well Jumper Aço Carbono API 5L Grade X mm XT Aço Carbono revestido com Inconel mm TH Aço Carbono revestido com Inconel mm Injection Bore Aço Carbono revestido com Inconel mm 60

79 5.3.2 Fluido de Trabalho Aqui serão apresentadas as propriedades de cada um dos fluidos de trabalho a serem utilizados no projeto. Os dados listados nas tabelas foram retirados do Anexo B. Tabela 5.2 Propriedades do Fluido 1 Parâmetro Simbologia Valor Unidade Fluido Água Temperatura T1 44 o C Densidade ρ kg/m 3 Viscosidade μ x 10-3 Pa.s Pressão de vapor Pv x 10-3 MPa Tabela 5.3 Propriedades do Fluido 2 Parâmetro Simbologia Valor Unidade Fluido Água Temperatura T2 19 o C Densidade ρ kg/m 3 Viscosidade μ x 10-3 Pa.s Pressão de vapor Pv x 10-3 MPa Tubulação e Acessórios de Linha O sistema de injeção de água em questão tem uma linha de sucção e uma grande linha de descarga, que foi dividida em vários trechos, conforme a mudança de diâmetro e equipamento. Veja a Figura 5.2 para referenciar os pontos e trechos. A Tabela 5.4 a seguir lista o diâmetro nominal e interno para cada trecho de linha a ser estudado. 61

80 Trecho Descrição Tabela Diâmetro das Linhas Diâmetro Nominal D [in] Diâmetro Interno d [m] Área Transversal A [m2] 1 2 Sucção A/B/C Derivações da bomba A/B/C 3 Derivações da bomba Recalque Riser Pipeline PLET Jumper D Manifold D Derivações 9E/F/G/H/I/J do Manifold Well Jumper XT Injection Bore A Tabela 5.5 a seguir lista o comprimento das linhas. Conforme dito na seção 5.2, os Risers, PLETs, Jumpers, Manifolds e suas derivações, Well Jumpers, XT e Injection Bores são os mesmos em ambos os centros de perfurações, ou seja, os comprimentos são iguais. O único equipamento que varia com o centro é o Pipeline. Como pode ser visto na tabela a seguir, o Pipeline 1 (que segue para o DC 1) é bem menor em comprimento que o Pipeline 2 (que segue para o DC 2). 62

81 Tabela 5.5 Comprimento das Linhas / Equipamentos Trecho Descrição Comprimento Lreto [m] 1 2 Sucção A/B/C Derivações da bomba sucção 3 A/B/C 3 Derivações da bomba descarga Recalque Riser Pipeline Pipeline PLET Jumper D Manifold 4.54 D 9E/F/G/H/I/J Derivações do Manifold Well Jumper XT Injection Bore 5031 As Tabelas 5.6, 5.7 e 5.8 listam cada acessório de cada trecho das linhas de sucção e descarga. As tabelas tiveram que ser divididas em linhas na FPSO e Subsea Partes 1 e 2 devido à quantidade de trechos a serem estudados. Tabela 5.6 Acessórios nas Linhas Presentes na FPSO Trechos A 2 B 2 C A 3 B 3 C Acessório Entrada Válvula Gaveta Curva 90 o Curva 45 o T ramal Saída

82 Tabela 5.7 Acessórios das Linhas Subsea Parte 1 Trechos Riser Pipeline PLET Jumper Manifold D 9E D 9F Acessório Entrada Válvula Gaveta Válvula de Retenção Válvula Esfera Curva 90 o Joelho 90 o T Ramal Expansão Redução Saída Tabela 5.8 Acessórios das Linhas Subsea Parte 2 Trechos Well Injection D 9G D 9H D 9I D 9J XT Acessório Jumper Bore Entrada Válvula Gaveta Válvula de Retenção Válvula Esfera Curva 90 o Joelho 90 o T Ramal Expansão Redução Saída A partir desses acessórios de linha, foram calculados os comprimentos equivalentes de cada trecho. Utilizando-se as tabelas de Comprimentos Equivalentes para Acessórios, apresentadas no Anexo A, foi possível se chegar no comprimento total das tubulações. O comprimento total equivalente da tubulação (Ltotal) foi calculado a partir do método do comprimento equivalente descrito na Seção

83 Tabela 5.9 Comprimento Equivalente dos Trechos de Linhas Trecho Descrição Comprimento Total Equivalente Ltotal [m] 1 2 Sucção A/B/C Derivações da bomba sucção A/B/C 3 Derivações da bomba descarga Recalque Riser Pipeline Pipeline PLET Jumper D Manifold D 9E/F/G/H/I/J Derivações do Manifold Well Jumper XT Injection Bore Dados de Operação A fim de facilitar a visualização do sistema estudado, uma segunda simplificação foi realizada, modelando o sistema da forma mais simples possível, e que pode ser vista na Figura 5.3 abaixo: Figura Simplificação do sistema estudado 65

84 A partir dessa simplificação e das equações de cálculo de altura manométrica mostradas na seção 4.5, foram listados os dados de operação que, junto aos apresentados anteriormente, nos dará a curva de Head x Vazão do sistema. Tabela 5.10 Dados de Operação Parâmetro Simbologia Valor Unidade Pressão Bomba Booster Pb 983 kpa Altura de sucção Zs m Pressão de descarga Pd kpa Altura de descarga Zd m Vazão total do sistema Q m 3 /h Vazão por bomba Qbomba m 3 /h 5.4 Memória de Cálculo do Sistema Esta seção apresentará a memória de cálculo e metodologia para a obtenção da altura manométrica do sistema, da curva do sistema e o cálculo do NPSH disponível. Como o sistema estudado é formado por diversos equipamentos em série e em paralelo, decidiu-se que seria melhor utilizar os gráficos criados gradualmente para a obtenção da altura manométrica total. Deste modo, o Head do sistema foi separado entre fricção e estático e seguiu-se o método detalhado na seção H sistema = H descarga H sucção = (Z d Z s ) + ( P d P s ) + (hf γ 1 γ d + hf s V 2 s 2 2g ) H sistema = H estático + H fricção = [(Z d Z s ) + ( P d P s )] + (hf γ 1 γ d + hf s V 2 s 2 2g ) Head de Fricção Perda de Carga na Descarga (hfd) Tendo o comprimento equivalente dos trechos, foi possível calcular a perda de carga (hf) para diferentes vazões (Q). Conforme descrito na seção 1.2, o cálculo foi feito de trás pra frente, criando sistemas virtuais para representar as associações. Os primeiros sistemas virtuais a serem criados foram a Série 1 e Série 2. A Série 1 corresponde à associação em série dos trechos 11 12, 10 11, 9 10 e D 9E, ou seja, do poço injetor E até a derivação interna D do Manifold (ver Figura 5.2). Foi calculado a perda de carga para diferentes vazões de cada um desses trechos e, 66

85 depois, houve a associação em série. Assim sendo, as tabelas a seguir foram criadas no Excel. Tabela 5.11 Perda de Carga no Injection Bore da Árvore E Injection Bore E (11E 12E) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.12 Perda de Carga na Árvore E XT E (10E 11E) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.13 Perda de Carga no Well Jumper da Árvore E Well Jumper E (9E 10E) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.14 Perda de Carga na Derivação do Manifold para a Árvore E Derivação Manifold (D 9E) Q [m 3 /h] hf [m] Conforme visto na seção 3.3.1, ao se associar tubulação e bombas em série, é necessário se somar a perda de carga enquanto mantém-se a vazão. Com isso, foi 67

86 levantada a perda de carga do sistema virtual Série 1. Como os equipamentos são iguais e recebem a mesma vazão, os valores de perda de carga da Série 2 que corresponde à associação dos trechos do poço injetor F ao ponto de derivação interna D do Manifold são exatamente iguais aos da Série 1. Logo, temos: Tabela 5.15 Perda de Carga nas Série 1 e 2 Série 1 = Série 2 Q [m 3 /h] hf [m] Uma vez descoberta a perda de carga das Séries 1 e 2, é necessário associá-las em paralelo, formando, assim, o terceiro sistema virtual do projeto, o Paralelo 1. Conforme já dito na seção 3.3.2, a associação em paralelo mantém a perda de carga e soma a vazão; logo, temos: Tabela 5.16 Perda de Carga dos Poços Injetores até o Manifold do DC 1 Paralelo 1 (DC 1) Q [m 3 /h] hf [m] O próximo passo adotado foi calcular as perdas de cargas dos restantes dos equipamentos para, então, associá-los em série com o Paralelo 1. As Tabelas 5.17 a 5.21 apresentam as perdas de carga de cada trecho: Tabela 5.17 Perda de Carga no Manifold do DC 1 Manifold (8 D) Q [m 3 /h] hf [m]

87 Tabela 5.18 Perda de Carga no Jumper do DC 1 Jumper (7 8) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.19 Perda de Carga no PLET do DC 1 PLET (6 7) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.20 Perda de Carga no Pipeline do DC 1 Pipeline (5 6) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.21 Perda de Carga no Riser do DC 1 Riser (4 5) Q [m 3 /h] hf [m] A associação desses trechos com o Paralelo 1 fornecerá a Série 3, o circuito virtual que representa a perda de carga total dos dois poços injetores do DC 1 (poço E e F) até a plataforma (ponto 4). A perda de carga da Série 3 para diferentes vazões está listada na Tabela

88 Tabela 5.22 Perda de Carga dos Poços do DC 1 até a FPSO Série 3 Q [m 3 /h] hf [m] Repetindo esta metodologia para o DC 2, calculou-se as perdas de carga para diferentes vazões do poço G até a derivação D do Manifold (Tabelas 5.23 a 5.26) e associou-se esses trechos em série, formando a Série 4 (Tabela 5.27). Como os equipamentos são iguais, as Séries 5, 6 e 7, para os poços H, I e J respectivamente, possuem a mesma perda de carga da Série 4. Por fim, essas quatro séries foram associadas em paralelo, se criando o circuito virtual Paralelo 2 e obtendo, assim, a perda de carga dos quatro poços injetores do DC 2 até o Manifold (Tabela 5.28). Tabela 5.23 Perda de Carga no Injection Bore da Árvore G Injection Bore G (11G 12G) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.24 Perda de Carga na Árvore G XT G (10G 11G) Q [m 3 /h] hf [m]

89 Tabela 5.25 Perda de Carga no Well Jumper da Árvore G Well Jumper G (9G 10G) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.26 Perda de Carga na Derivação do Manifold para a Árvore G Derivação Manifold (D 9G) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.27 Perda de Carga nas Séries 4, 5, 6 e 7 Série 4 = Série 5 = Série 6 = Série 7 Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.28 Perda de Carga dos Poços Injetores até o Manifold do DC-2 Paralelo 2 (DC-2) Q [m 3 /h] hf [m] A etapa seguinte foi calcular a perda de carga nos demais equipamentos, mas como já foi dito, os Manifolds, Jumpers, PLETs e Risers são iguais para os DC 1 e DC 2; portanto, não foi necessário recalcular suas perdas de carga, podendo, então, 71

90 utilizar as Tabelas 5.17, 5.18, 5.19 e 5.21 novamente. Por outro lado, as perdas de carga do Pipeline do DC 2 tiveram que ser calculadas e estão apresentas na tabela a seguir: Tabela 5.29 Perda de Carga no Pipeline do DC 2 Pipeline (5 6) Q [m 3 /h] hf [m] Para obter o próximo circuito virtual, Série 8, que representa desde os poços injetores do DC 2 até a plataforma, associou-se o Paralelo 2 (Tabela 5.28), com os equipamentos subsea (Tabela 5.17 a 5.21) e o Pipeline do DC 2 (Tabela 5.29). A perda de carga da Série 8 está listada abaixo: Tabela 5.30 Perda de Carga dos Poços do DC 2 até FPSO Série 8 Q [m 3 /h] hf [m] A próxima etapa foi associar as Séries 3 (Tabela 5.22) e 8 (Tabela 5.30) em paralelo, o Paralelo 3, para obter as perdas de cargas equivalentes de todas as linhas subsea. Para isso, as curvas de perda de carga foram melhor detalhadas a fim de obter mais pontos (as tabelas de detalhamento estão presentes no Anexo D), traçadas (Figura 5.4) e associadas em paralelo (Figura 5.5). Os pontos correspondentes à curva do sistema virtual Paralelo 3 estão apresentados na Tabela

91 hf [m] hf [m] Perda de Carga Subsea Q [m 3 /h] Série 3 Série 8 Figura Curvas de perda de Carga DC-1 e DC-2 Tabela 5.31 Pontos da Curva das Linhas Subsea Parelelo 3 hf [m] Q [m 3 /h] Perda de Carga Subsea Q [m 3 /h] Paralelo 3 dc-1 dc-2 Figura Curva de Perda de Carga do Paralelo 3 73

92 Após associar as séries no Paralelo 3, se fez necessário achar a perda de carga para a vazão de projeto Q = m 3 /h. Para isso, foi identificado o ponto da curva do Paralelo 3 na vazão Q = m 3 /h; seguindo horizontalmente, tem-se a perda de carga hf = 434 m. Outrossim, na interseção desta linha horizontal com as curvas DC 1 e DC 2, obtém-se as vazões Q1 = m 3 /h e Q2 = m 3 /h, que são as vazões que irão para DC 1 e DC 2 respectivamente. Figura Perda de Carga Subsea O próximo passo foi calcular a perda de carga para diversas vazões nas derivações de descarga das bombas (trechos A/B/C 3). Como pode ser visto na Figura 5.2, tem-se 3 derivações que serão associadas em paralelo, gerando um circuito virtual denominado Paralelo 4. Os resultados dos cálculos das perdas de carga podem ser vistos nas Tabelas 5.32 e 5.33 a seguir: Tabela 5.32 Perda de Carga nas Derivações de Descarga das Bombas A 3 = B 3 = C 3 Q [m 3 /h] hf [m]

93 Tabela 5.33 Associação das Derivações em Paralelo Paralelo 4 Q [m 3 /h] hf [m] Para finalizar as linhas de descarga é essencial calcular-se as perdas de cargas no trecho 3 4, que vai das bombas à margem da plataforma (ponto 4), e, então, associar esse trecho em série com os Paralelos 3 (ver Tabela 5.31) e 4. Essa associação será a Série 9, mas também pode ser chamada de Curva de Descarga. Os resultados dos cálculos da perda de carga do trecho 3 4 (Tabela 5.34) e da Série 9 (Tabela 5.35) serão representados a seguir. Não obstante, o gráfico da Curva de Descarga, na Figura 5.7, mostra o ponto de interseção da curva com a vazão de projeto, indicando a perda de carga mostrada a seguir. Q = m 3 /h hf d = 452 m Tabela 5.34 Perda de Carga no Recalque Recalque (3 4) Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.35 Perda de Carga na Descarga Série 9 = Curva de Descarga Q [m 3 /h] hf [m]

94 hf [m] Curva de Descarga (hf d ) Q [m3/h] Série 9 Ponto Perda de Carga na Sucção (hfs) Figura Curva de Descarga Seguindo a metodologia apresentada acima, calculou-se a perda de carga da derivação de sucção da bomba (Tabela 5.36), que foi associada em paralelo com outras duas formando o circuito virtual Paralelo 5 ( Tabela 5.37). Este paralelo foi associado em série com o trecho 1 2 (Tabela 5.38), formando a Série 10 (Tabela 5.39). A curva gerada a partir da Série 10 é denominada Curva de Sucção (Figura 5.8). As tabelas a seguir mostram os resultados dos cálculos de perda de carga na sucção. Q = m 3 /h Tabela 5.36 Derivações da Bomba na Sucção hf s = m 2 A = 2 B = 2 C Q [m 3 /h] hf [m]

95 Tabela 5.37 Perda de Carga das Sucções Paralelo 5 Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.38 Perda de Carga no Header de Sucção Trecho 1 2 Q [m 3 /h] hf [m] Tabela 5.39 Perda de Carga na Sucção Série 10 = Sucção Q [m 3 /h] hf [m]

96 hf [m] 35 Curva de Sucção (hf s ) Q [m3/h] Figura 5.8 Curva de Sucção Influência da Velocidade de Sucção O Head de fricção é composto por perdas de carga de sucção e descarga, já calculados nas seções e , e da velocidade de sucção que será calculada nesta seção. Termo = V S 2 2g V S = 4 Q π d 2 A bomba de injeção a ser projetada recebe o fluido de uma bomba booster; desta maneira, a velocidade de sucção deve ser considerada pois é diferente de zero. Além disso, a velocidade varia com a vazão de operação da bomba injetora. Dito isso, as tabelas abaixo apresentam a variação do termo de velocidade de sucção de acordo com a vazão da bomba injetora em cada trecho da linha de sucção. Tabela 5.40 Variação do Termo de Velocidade na Bomba Velocidade de Sucção Derivações da Bomba Q [m 3 /h] Vs [m/s] Termo [m]

97 Tabela 5.41 Variação do Termo de Velocidade no Header de Sucção Velocidade de Sucção Trecho 1 2 Q [m 3 /h] Vs [m/s] Termo [m] Tabela 5.42 Variação do Termo de Velocidade de Sucção Velocidade de Sucção Série 10 Q [m 3 /h] Termo [m] Cálculo do Head de Fricção Para calcular o Head de fricção foi utilizada equação (4.10), reescrita a seguir. Os resultados dos cálculos estão listados na Tabela 5.43, enquanto sua curva está apresentada na Figura 5.9. H fricção = hf d + hf s V s 2 2g Tabela 5.43 Head de Fricção Head Fricção Q [m 3 /h] hf [m]

98 H [m] 1000 H fricção Q [m3/h] Figura Curva do Head de Fricção Head Estático Conforme já dito anteriormente, o Head estático não varia com a vazão. H estático = (Z d Z s ) + ( P d γ 2 P s γ 1 ) Com valores das Tabela 5.2, Tabela 5.3 e Tabela 5.10, pode-se calcular o head estático sem problemas. H estático = (( 5281) ( 4.6)) + ( ( x 103 ) ( x 9.81) (983 x 10 3 ) ( x 9.81) ) H estático = m Altura Manométrica Total e Curva do Sistema Para, finalmente, obter a altura manométrica total e a curva do sistema, basta unir os resultados apresentados até aqui. Os resultados estão mostrados na Tabela H sistema = H estático + H fricção 80

99 Tabela 5.44 Pontos da Curva Head x Vazão do Sistema Head Sistema Q [m 3 /h] H fricção [m] H estático [m] H sistema [m] Com isso, obtemos a altura manométrica total do sistema e a sua curva, que pode ser vista na Figura Q = m3 h H sistema = m 81

100 H [m] 3400 Sistema Q [m3/h] Avaliação do Escoamento Figura Curva do Sistema Nesta seção será mostrada a avaliação do escoamento. Será analisado o tipo de escoamento em cada trecho, utilizando a teoria apresentada nas seções e 3.2.3, definindo a velocidade de escoamento, número de Reynolds e se o escoamento é turbulento ou laminar. A tabela a seguir mostra os resultados dos cálculos realizados através da equação (3.7) e dos valores apresentados nas Tabelas 5.2, 5.3, 5.4 e 5.9. Tabela 5.45 Escoamento nos Trechos da FPSO Trecho Fluido Vazão Velocidade Número de Tipo de [m 3 /h] [m/s] Reynolds Escoamento Turbulento 2 A/B/C Turbulento A/B/C Turbulento Turbulento 82

101 Tabela 5.46 Escoamento nos Trechos Subsea DC 1 Trecho Fluido Vazão Velocidade Número de Tipo de [m 3 /h] [m/s] Reynolds Escoamento Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento 8 D Turbulento D 9E/F Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento Tabela 5.47 Escoamento nos Trechos Subsea DC 2 Trecho Fluido Vazão Velocidade Número de Tipo de [m 3 /h] [m/s] Reynolds Escoamento Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento 8 D Turbulento D 9E/F Turbulento Turbulento Turbulento Turbulento Cálculo do NPSH Disponível Para evitar o fenômeno da cavitação apresentado na seção 4.8, o NPSH disponível na sucção do sistema deve ser maior que o NPSH requerido pela bomba, fornecido em forma de curva pelo fabricante. Tendo isso em vista, o cálculo do NPSH disponível é de extrema importância na seleção correta da bomba adequada. O NPSH disponível, para a vazão de projeto Q = m 3 /h pode ser calculado pela equação a seguir: NPSH d = H S + P atm P v γ 1 = P S + Z γ S hf S + V 2 S 1 2g + P atm P v γ 1 NPSH d = 983 x ( 4.6) ( ) x NPSH d = 93.5 m 83

102 6. SELEÇÃO DA BOMBA Com a finalidade de escolher a melhor bomba para o caso estudado, dois fabricantes de bomba foram escolhidos e seus produtos foram analisados: Sulzer e KSB. Os dois fabricantes possuem diversos modelos de bomba para a aplicação desejada, mas somente um modelo de cada fabricante foi selecionado para a análise. Da Sulzer, o modelo proposto foi o GSG B2B, enquanto o da KSB foi o CHTR. Ambos os modelos atendem aos critérios de dimensionamento obtidos anteriormente e repetidos na Tabela 6.1 abaixo: Tabela 6.1 Condição de Operação das Bombas Dados Valores Vazão Total 1325 m 3 /h Vazão por Bomba 442 m 3 /h Altura Manométrica 2811 m Pressão de Descarga do Sistema 757 bars Pressão de Descarga da Bomba 239 bars 93.5 m NPSHdisponível a Opção: Bomba Sulzer Primeiramente, a bomba da Sulzer foi analisada. A bomba proposta pela Sulzer, série GSG, é uma bomba centrífuga radial com carcaça tipo barril e suporta altas pressões. A bomba está de acordo com os requisitos da norma ISO 13709/ API 610 Tipo BB5. Figura Bomba GSG da Sulzer 84

103 A partir das curvas características do modelo, fornecidas pelo fabricante, presentes no Anexo E, foi possível associar as três bombas iguais em paralelo, como visto na Figura 6.2. Ao sobrepor a curva do conjunto em paralelo com a curva do sistema, podemos identificar o ponto de operação, demonstrado na Figura 6.3. H [m] 3500 Bomba Sulzer Bomba paralelo Q [m3/h] Figura Curva da Bomba da Sulzer H [m] 3400 Ponto de Operação Q [m3/h] Sistema Bombas ponto de operação Figura Ponto de Operação da Bomba Sulzer 85

104 A partir dos dados construtivos e de performance e construtivos fornecidos pelo fabricante (Anexo E), apresentados na Tabela 6.2, também se pode fazer a análise de cavitação. Como mostrado na tabela, cada uma das bombas requer 17m de NPSH; assim, temos: NPSH d 3 (NPSH r + 0.6) ( ) m OK! Tabela 6.2 Características da Bomba Sulzer Parâmetro Valor Estágios 9 Diâmetro do Impelidor (mm) 385 Velocidade (RPM) 3570 Rendimento % 73.6 Potência Absorvida (kw) 4553 % BEP 70 NPSHrequerido (m) 17 Custo da Bomba (R$) 11.5 milhões 86

105 6.2 2 a Opção: Bomba KSB O modelo de bomba proposto pelo fabricante KSB foi CHTCr 6/8 da série CHTR, que é comumente aplicado à injeção de água no poço de petróleo. A série CHTR é uma bomba centrífuga radial com carcaça tipo barril e suporta altas pressões. Assim como a bomba Sulzer, as CHTRs também estão de acordo com os requisitos da norma ISO 13709/ API 610 Tipo BB5. Figura Bomba CHTR da KSB A partir das curvas características do modelo, fornecidas pelo fabricante (presentes no Anexo F), foi possível se associar as três bombas iguais em paralelo, como visto na Figura 6.5. Ao sobrepor a curva do conjunto em paralelo com a curva do sistema, pudemos identificar o ponto de operação, demonstrado na Figura

106 H [m] 3740 Bomba KSB Q [m3/h] H bomba H paralelo Figura Curva da Bomba KSB H [m] 3400 Ponto de Operação Sistema H paralelo ponto Q [m3/h] Figura Ponto de Operação da Bomba KSB 88

107 A partir dos dados de performance e construtivos fornecidos pelo fabricante, apresentados na Tabela 6.3, também é possível se fazer a análise de cavitação. Como mostrado na tabela, cada uma das bombas requer 11 m de NPSH; assim, temos: NPSH d 3 (NPSH r + 0.6) ( ) m OK! Tabela Características da Bomba KSB Parâmetro Valor Estágios 8 Diâmetro do Impelidor (mm) 430 Velocidade (RPM) 3500 Rendimento % 74 Potência Absorvida (kw) 4528 % BEP 80 NPSHrequerido (m) 11 Custo da Bomba (R$) 9 milhões 6.3 Análise Técnica das Bombas Após se apresentar os modelos dos dois fabricantes escolhidos para a licitação e verificar, previamente, a condição de cavitação, o próximo passo foi comparar os modelos entre si, usando como base a Norma Técnica API 610, para, então, chegar-se numa escolha adequada para a bomba a ser aplicada. A Tabela 6.4 a seguir apresenta um resumo das características construtivas e de performance de cada modelo analisado para facilitar a comparação. Tabela 6.4 Comparação dos Modelos Analisados Parâmetro Sulzer KBS Estágios 9 8 Diâmetro do Impelidor (mm) Velocidade (RPM) Rendimento % Potência (kw) % BEP NPSHrequerido (m) Custo da Bomba (R$) 11.5 milhões 9 milhões 89

108 6.3.1 Análise de Potência Absorvida Esta análise é realizada para que possamos comparar a potência necessária a ser instalada para se alimentar o eixo de cada bomba. De acordo com a API 610, para se definir a potência a ser instalada, é necessário acrescentar margens aos valores de potência absorvida para que assim seja possível garantir o acionamento correto. Na Tabela 6.5 demonstramos os acréscimos necessários para cada faixa de potência absorvida. Tabela 6.5 Critério API 610 para definição da Potência Instalada Potabs [kw] Acréscimo < 22 25% 22 < Potabs < 55 15% > 55 10% Na Tabela 6.6, são demonstradas a potência necessária a ser instalada, a potência absorvida e a potência que é convertida em energia para o líquido, para cada um dos fabricantes estudados. Tabela 6.6- Comparação das potências necessárias para cada fabricante analisado Potências Fabricante Potc Potabs η [%] [kw] [kw] Acréscimo Sulzer % 5008 KSB % 4981 Potinst [kw] Com base nesta tabela, podemos concluir que o modelo oferecido pelo fabricante KSB é melhor quando levada em consideração as potências. Seu rendimento ligeiramente maior faz com que o modelo necessite de um motor menos potente para fornecer a mesma potência útil ao fluido Análise de Vazão x BEP Esta análise consiste em verificar se a vazão de projeto se encaixa na faixa determinada pela norma API 610. A norma define que a vazão de projeto deve se situar, idealmente, na faixa que vai de 80% a 110% do BEP (Best Efficiency Point), mas permite que esteja numa faixa de 70% a 120%. O BEP é a vazão em que a bomba apresenta seu maior rendimento. 90

109 Tabela Análise do BEP de cada um dos modelos estudados Modelo Vazão de projeto [m 3 BEP [m /h] Q /h] BEP [%] Análise Sulzer Ok KSB Ok A análise feita na Tabela 6.7 mostra que o modelo da Sulzer está na faixa aceitável especificada pela API 610. Já a bomba da KSB opera na faixa ideal definida pela API 610; logo, este modelo estaria operando perto do seu ponto de rendimento máximo, o que resulta em maior espaçamento entre as manutenções, maior vida útil e preservação dos componentes Conclusão da Análise Técnica Conforme foi possível se ver ao longo desta análise, embora os dois modelos de bombas atendam às condições do projeto como um todo, foi necessária uma análise mais profunda para vermos as diferenças quanto ao atendimento aos critérios API. Com isso, a proposta do fabricante KSB foi definida como sendo a melhor escolha para o projeto. A bomba se mostrou tecnicamente superior e possui um custo de aquisição mais baixo, isso pode ser devido ao fato desta bomba possuir 1 estágio de bombeamento a menos possui 8 estágios, enquanto a bomba da Sulzer possui 9. Na primeira análise, seção 6.3.1, esta bomba já se mostrou superior ao necessitar de uma potência instalada menor que a do concorrente e, devido ao seu rendimento, consegue converter grande parte da potência absorvida em energia útil para o fluido. Isso a faz ser mais eficiente. Já na análise de vazão, observa-se que a bomba proposta pelo fabricante KSB é a que trabalha mais perto do BEP, com um percentual dentro da faixa ideal definida pela API 610. Isso indica que o ponto de trabalho está mais próximo de ser ponto ótimo, enquanto a outra bomba, para as mesmas condições de operação, estaria realizando uma performance inferior. Conclui-se, portanto, que a bomba da KSB é a mais adequada para o caso estudado por necessitar de uma menor potência instalada, operar mais próximo ao seu ponto de eficiência máxima e dentro da faixa ideal recomendada pela API 610 e por possuir um menor custo de aquisição. 91

110 7. CONCLUSÃO Como visto anteriormente, a despeito do mundo seguir na busca por novas fontes de energia, principalmente as renováveis, o petróleo segue sendo a mais importante e com maior relevância no cenário energético mundial, atual e futuro, uma vez que a demanda por óleo e gás vem se mostrando uma crescente constante. Para suprir essa demanda, atual e futura, é fundamental a utilização de métodos de recuperação de poços que prolongem a sua vida útil, além de aumentar a quantidade de óleo possível de ser extraído. Assim, o escopo deste projeto foi a seleção de uma bomba centrífuga que atendesse às necessidades e requisitos de um sistema de injeção offshore existente, considerando-se todos os equipamentos submarinos envolvidos e o layout de um campo real. Para alcançar tal objetivo, fez-se necessário, primeiramente, pesquisar e compreender todo o conceito por detrás do método de recuperação secundário e suas vantagens, os equipamentos envolvidos e como eles podem afetar no processo, bem como a história e importância do petróleo em nossa sociedade. Em segunda, após absorver todo o conteúdo, foi possível se aplicar os conhecimentos de máquinas de fluxo e selecionar a bomba. Alguns desafios foram encontrados ao longo da realização desta dissertação. O primeiro foi o vasto conteúdo disponível, nem todos confiáveis, sendo necessária uma grande pesquisa para selecionar informações corretas. O segundo desafio foi a obtenção de dados sigilosos como as propriedades e característica do poço, por exemplo. Depois de muitas conversas, alguns dados foram concedidos, desde que a empresa exploradora permanecesse não identificada, e os demais foram obtidos após pesquisas extensas na literatura técnica. O terceiro desafio foi a aquisição dos modelos dos equipamentos subsea e dos comprimentos das linhas para o cálculo da perda de carga. Mais uma vez, foi acordado que os modelos e informações das linhas não seriam divulgados, mas apenas utilizados no cálculo. O desafio final foi conseguir as curvas das bombas, uma vez que o contato com os fabricantes foi de extrema dificuldade. Após a pesquisa bibliográfica, a obtenção dos dados, o desenvolvimento do estudo, a apresentação dos resultados e a comparação de dois modelos pré-selecionados, 92

111 conclui-se que, neste projeto, a seleção final da bomba centrífuga para a injeção de água em um poço de petróleo offshore foi bem sucedida. A bomba escolhida é capaz de bombear o fluido requisitado pelo usuário (exploradora) nas condições definidas. A análise técnica, apresentada na seção 6.3, demonstra que a bomba escolhida atende a todos os critérios da norma API 610. Como foi dito, a bomba do fabricante KSB se apresentou tecnicamente superior quando comparada à concorrente, sendo a melhor em todos os quesitos analisados, inclusive investimento inicial. Uma proposta para trabalhos futuros é a realização de um estudo de sensibilidade do sistema. Esse estudo visará analisar as alterações nas curvas do sistema e do conjunto de bombas caso haja falhas nas tubulações, nos equipamentos, em uma das bombas ou alguma modificação nas premissas do projeto. Com essa análise, será possível estudar os pontos críticos de operação através da flutuação causada pelas mudanças nas curvas do ponto de trabalho. O sistema de injeção estudado já está sendo implantado. Atualmente, encontra-se na fase de instalação dos equipamentos subsea, tendo a primeira injeção de água no poço prevista para Portanto, a bomba já foi efetivamente escolhida pela empresa fornecedora das linhas e equipamentos em conjunto ao usuário. Não há informações disponíveis que possam confirmar se a bomba utilizada no caso real é a mesma que foi selecionada neste trabalho. Entretanto, é notável que a bomba escolhida neste projeto é plenamente capaz de atender às necessidades do sistema. Destarte, é importante ressaltar que um projeto de seleção similar a este deve ser realizado para cada nova decisão de explorar um novo campo de petróleo, uma vez que as propriedades do poço, o layout do campo e os modelos dos equipamentos submarinos influenciam diretamente na escolha da bomba. 93

112 8. REFERÊNCIAS ALÉ, J., Sistemas Fluidomecânicos - Sistemas de Bombeamento. 1 ed. Porto Alegre, Rio Grande do Sul, Brasil: PUC/RS. ANTAQ, Questão Engenharia Mecânica. Brasília: Agência Nacional de Transportes Aquaviários. API 610, Setembro Centrifugal Pumps For Petroleum Petrochemical and Natural Gas Industries. BARROS, P., Projeto de um Jumper Rígido Offshore. Dissertação de Graduação, UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. BATISTA, D., Seleção e Avaliação Técnica de uma Bomba para o Sistema de Separação e Tratamento do Óleo em um Módulo de Processamento de um FPSO. Dissertação de Graduação, UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. CAPPS, T., Subsea Structures: SlideShara [Online]. Disponível em: < Acesso em: Setembro, 2018 CARDOSO, W. et al., Tratamento de Água de Produção Offshore. II Congresso Nacional de Engenharia de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Salvador, Bahia, Brasil. CHAVES, L., Engenharia de Petróleo Offshore. SlideShare [Online] Disponível em: < engenhariaoffshore>. Acesso em: Setembro CIVMEC, Prelude FLNG PLET and PLR. CIVMEC [Online] Disponível em: < Acesso em: Setembro CUNHA, B., n.d. Bombas e Instalações de Bombeamento. Dissertação de Graduação, Universidade de Uberaba, Uberaba, Minas Gerais, Brasil. EXXONMOBIL, World Energy Outlook: A View to [Online] Disponível em: < Acesso em: 13 Outuro FIGUEREDO, E., n.d. Extração de Petróleo no Mar: INFOESCOLA. [Online] Disponível em: < Acesso em: 20 October FMC TECHNOLOGIES, Subsea Trees, Houston, Texas: FMC TECHNOLOGIES. GAZZONI, D., Panorama energético atual e perspectivas futuras. Biodieselbr [Online] 94

113 Disponível em: < Acesso em: 03 Setembro GE DO BRASIL, Conheça as Árvores de Natal. [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro GMC, Jumper-in-a-box. [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro GOEKING, W., Instalações Offshore: Pionerismo Brasileiro. O Setor Elétrico, 1(50). JOKURA, T., Como o Petróleo é Extraído do Fundo do Mar?. Super Interessante, Disponível em: < Acesso em: Agosto MATTOS, E. & FALCO, R., Bombas Industriais. 2 ed. Rio de Janeiro, RJ, Brasil: Interciência. NATIONAL OILWELL VARCO, n.d. Submerged Turret Production. [Online] Disponível em: < duction_systems/apl_mooring_and_loading_systems/submerged_turret_production.aspx>. Acesso em: Agosto 2018 NAVEIRA, L., Simulação de Reservatórios de Petróleo Utilizando o Método de Elementos Finitos para Recuperação de Campos Maduros e Marginais. Dissertação de Mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. O PETRÓLEO, Afinal, o que é onshore e offshore?. [Online] Disponível em: < Acesso em: 1 Outubro PARAFITA, J., Análise Paramétrica do Método de Injeção Alternada de Água e CO2 (WAG) em Reservatórios de Petróleo. Dissertação de Mestrado, UFRN, Natal, Rio Grande do Norte, Brasil. PDT NA CÂMARA, Plenário da Câmara retoma votações com propostas que muda regras do pré-sal. [Online] Disponível em: < Acesso em: Setembro PEGORARO, R., Escoamento Trifásico em Meios Porosos: Permeabilidade Relativa Óleo-Gás-Água. Dissertação de Mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. PEREIRA, P., Árvore de Natal Molhada e Componentes. Linkedin [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro

114 PETROBRAS, 2014a. Cenpes: Tecnologia para Superar Desafios em 60 Anos de Petrobras. [Online] Disponível em: < Acesso em: 9 Outubro PETROBRAS, 2014b. Tipos de Plataforma. [Online] Disponível em: < Acesso em: Setembro PETROBRAS, Conheça curiosidades sobre equipamentos de nossos sistemas submarinos. [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro PETROBRAS, n.d. Tecnologia e Inovação. [Online] Disponível em: < Acesso em: 9 Outubro PORTAL DO PETROLEIRO, Sistemas Submarinos. [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro REUTERS, Preço do Barril de Petróleo Bate U$ 82. O Globo. Disponível em: < Acesso em: Agosto RIBEIRO, N., Seleção de uma Bomba Centrífuga para um Sistema de Recuperação Secundária em uma Plataforma de Petróleo Offshore. Dissertação de Graduação, UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. SAID, V., Processo de Síntese Industrial de Uréia: Uma Revisão de Literatura. Salvador, Bahia, Brasil: Instituto Federal de Educação, Ciências e Tecnologia da Bahia. SAITO, R., SCHIOZER, D. & CASTRO, G., Simulação de Técnicas de Engenharia de Reservatório: Exemplo de Utilização de Opções Reais. Revista de Administração de Empresas, 4(2). SOBENA, Equipamentos Submarinos. : Disponível em: < Submarinos.pdf>. Acesso em: Setembro THOMAS, J., Fundamentos da Engenharia de Petróleo. 2 ed. Rio de Janeiro: Interciência. TN PETRÓLEO, Petrobras encerra participação com sessão sobre tecnologias submarinas. [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro 2018 TRENDSETTER, Connection Systems. Texas: Trendsetter Engineering. 96

115 UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO, Estudo das Bombas: aplicação da análise dimensional e da teoria de semelhança. São Paulo: Escola Politénica da USP. WIKIPEDIA, n.d. Diagrama de Moody. [Online] Disponível em: < Acesso em: Outubro WILLHITE, G., Waterflooding. Texas: Society of Petroleum Engineers. 97

116 ANEXOS A. Tabelas de Comprimento Equivalente Este apêndice visa apresentar as tabelas de comprimento equivalente para os acessórios mais utilizados em sistemas hidráulicos. As tabelas presentes neste anexo foram retiradas de (MATTOS, DE FALCO, 2008). Figura A.1 - Comprimentos equivalentes de entrada e saída 98

117 Figura A.2 - Comprimento equivalente para reduções e ampliações de diâmetro 99

118 Figura A.3 - Comprimento equivalente para válvulas 100

119 Figura A.4 - Comprimentos equivalentes para joelhos, curvas e T's 101

120 B. Propriedades dos Fluidos Este anexo apresentará as tabelas de onde foram retiradas as propriedades dos fluidos utilizados no Capítulo 5. Figura B.1 - Propriedades do Fluido 1 102

121 Figura B.2 - Propriedades do Fluido 2 103

122 C. Rugosidade dos Materiais Figura C.1 - Rugosidade de materiais comerciais (BATISTA, 2014) 104

123 D. Pontos de detalhamento das curvas Tabela D.1 Detalhamento das Perdas de Carga das Séries 3 e 8 hf [m] Q [m 3 /h] Série 3 (DC 1) Série 8 (DC 2) Tabela D.2 Detalhamento da Curva de Perda de Carga do Paralelo 3 Paralelo 3 hf [m] Q [m 3 /h]

124 Tabela D.3 Detalhamento da Perda de Carga do Paralelo 4 Paralelo 4 Q [m 3 /h] hf [m] Tabela D.4 Detalhamento da Perda de Carga do Trecho 3 4 Recalque (3 4) Q [m 3 /h] hf [m]

125 Tabela D.5 Detalhamento da Perda de Carga na Descarga Série 9 = Curva de Descarga Q [m 3 /h] hf [m] Tabela D.6 Detalhamento da Curva do Head de Fricção Head Fricção Q [m 3 /h] hf [m]

126 E. Curvas Características da Bomba Sulzer GSG Figura E.1 - Curvas características da bomba Sulzer 108