Cezar Augusto Silva Paulo

METODOLOGIA PARA SELEÇÃO DE MANIFOLDS SUBMARINOS BASEADA EM CUSTO DO CICLO DE VIDA Cezar Augusto Silva Paulo TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENCÃO DE GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA OCEÂNICA. Aprovada por: ~rof. Segen ~drid EHfen, PW /L++,& ~rsf. ~urhrjts ~uguâto'yk, Ph. 3. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL OUTUBRO DE 1999

PAULO, CEZAR AUGUSTO SILVA Metodologia para Seleção de Manifolds Submarinos Baseada em Custo do Ciclo de Vida [Rio de Janeiro] 1999 XIII, 115 p. 29,7 cm (COPPEIUFRJ, M.Sc., Engenharia Oceânica, 1999) Tese - Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE 1. Manifolds Submarinos 2. Cústo do Ciclo de Vida / Life Cycle Cosf 3. Engenharia Submarina I Subsea Engineenng 4. Confiabilidade I. COPPEIUFRJ 11. Título (série)

Ao João, a Maria, ao José e a Fátima. Ao Severino, ao Tunico, ao Amaury, a lara, a Alessandra, ao Igor, a Mariana, ao Kazu, a Tânia, ao Diogo, a Madalena, a Marlene, ao Carlos, ao Alan,... A todo o povo brasileiro que trabalha para construir e reconstruir este país. iii

AGRADECIMENTOS Registro os meus sinceros agradecimentos a todos que contribuíram para a realização deste trabalho, de forma direta ou indireta. Embora seja impossível relacionar aqui os nomes de todos, não posso deixar de registrar em destaque alguns agradecimentos especiais: A PETROBRAS, pela oportunidade e apoio, e em especial aos engenheiros José Antônio de Figueiredo e Danilo Oliveira, que no exercício das gerências da DIPREX (Divisão de Projetos de Explotação) e do SESUB (Setor de Engenharia Submarina), do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello (CENPES), autorizaram minha dedicação integral a este trabalho. Aos professores da COPPE; aos professores Julian Wolfram (Heriot-Watt University) e Marvin Rausand (Norwegian University of Science and Technology); e aos meus orientadores, doutores Segen Farid Estefen (incentivador do curso de Mestrado em Engenharia Submarina) e Luiz Fernando Seixas de Oliveira (pioneiro da Engenharia de Confiabilidade no Brasil). Aos colegas da PETROBRAS (CENPES, E&P-sede e E&P-BC), em especial aos engenheiros Guilherme Naegeli, Salvador Filho, Geraldo Silva, Pedro Stock e Edson Labanca, pelas informações prestadas, e aos colegas da turma de mestrado em Engenharia Submarina: Otávio B. Sertã, Anderson B. Custódio e Carlos A. Leão. Aos profissionais com quem tive a satisfação de trabalhar ao longo de minha vida e, em especial, aqueles que me incentivaram no início de minha carreira como engenheiro mecânico, engenheiro de produto e subsea engineer: Igor von Korsk, Ralph Alhadeff, José Aciel Martins Sobrinho, Luiz Humberto e William Vianna. Aos queridos professores da Escola Municipal Jorge Jabour, da Escola Municipal Abraão Jabour e do Centro Federal de Educação Tecnológica CEFET "CSF"-RJ, pela dedicação. Aos meus pais, Pedro Paulo (na espiritualidade) e Wilma Silva Paulo, pelo sacrifício na criação e na educação, minha e de meus cinco irmãos. A minha esposa, Rosane, e aos meus filhos, Gabriel, Sara e André, pelo carinho e apoio. A Deus, acima de tudo, pela vida.

Resumo da Tese apresentada a COPPEIUFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.). METODOLOGIA PARA SELEÇÃO DE MANIFOLDS SUBMARINOS BASEADA EM CUSTO DO CICLO DE VIDA Cezar Augusto Silva Paulo Outubro/l999 Orientadores: Segen Farid Estefen Programa: Engenharia Oceânica Esta tese propõe metodologia para a avaliação e a seleção de manifolds submarinos para produção de petróleo. São apresentados os diferentes tipos de manifolds submarinos existentes no mundo e sua importância para a explotação offshore de petróleo de forma eficaz e econômica. O objetivo principal desta tese é apresentar uma metodologia capaz de levar em consideração na análise das alternativas todos os custos que estarão presentes no ciclo de vida do sistema submarino, ao invés de apenas considerar os custos dos investimentos iniciais. Para tanto, a metodologia proposta lança mão das técnicas da Engenharia de Confiabilidade, de forma a estimar os custos de manutenção e as perdas com paradas de produção ao longo da vida do sistema. Estes valores são tratados com as técnicas da Engenharia Econômica, de modo a que se possa concluir de forma racional e objetiva, qual a alternativa mais adequada ao empreendimento. A metodologia proposta é então aplicada a um determinado cenário, de forma a tornar claro, com um exemplo real, como se processa a seleção da alternativa mais adequada a um empreendimento. Conclusões obtidas com este trabalho e recomendações para desenvolvimentos futuros são apresentadas ao final da tese.

Abstract of Thesis presented to COPPEIUFRJ as a partia1 fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.) METHODOLOGY BASED ON LIFE CYCLE COST FOR SELECTION OF SUBSEA MANIFOLDS Cezar Augusto Silva Paulo Octoberll999 Advisors: Segen Farid Estefen Department: Ocean Engineering This work presents a methodology for evaluation and selection of subsea manifolds for oil & gas production. Different types of subsea manifolds being used all over the world and their importante for the cost effective offshore petroleum exploitation are presented. The main objective of this work is to present a methodology capable of taking into account in the selection process all costs that will be present in the life cycle of the subsea system, instead of considering only the initial costs. Reliability Engineering techniques are used to estimate the costs due to maintenance and the losses due to production interruption over the system lifetime. The resulting values are used in the economical evaluation, allowing the selection of the most adequate alternative. The proposed methodology is then applied to a specific scenario, in order to make it clear through a real example, how to proceed the selection of subsea manifolds for a project. The conclusions obtained with this work and the recommendations for future studies are also presented.

Página RESUMO... v ABSTRACT... vi GLOSSÁRIO... xii " 1. INTRODUÇAO... O1 2. SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO... 04 2.1. A importância dos Sistemas Submarinos de Produção de petróleo... 04 2.2. A Importância dos Manifolds Submarinos... 06 2.3. Histórico dos Manifolds Submarinos no Mundo... 07 2.3.1. Os primeiros (e grandes) templates-manifolds... 07 2.3.2 - Os sistemas encapsulados a uma atmosfera... 09 2.3.3 - Os sistemas com rnanifolds molhados... 10 2.3.4 -As tendências mundiais quanto a manifolds submarinos... I 2.4 - Histórico dos manifolds submarinos no Brasil... 12 2.4.1 - Manifold encapsulado de Garoupa... 12 2.4.2 - Template-Manifold de Bonito... 13 2.4.3 - Manifolds submarinos tipo diver assisted... 14 2.4.4 - Manifolds submarinos tipo diverless... 15 2.4.4.1 - Manifolds submarinos de Albacora (plataforma P-25)... 15 2.4.4.2 - Manifolds submarinos de Albacora (plataforma P-31)... 17 2.4.4.3 - Manifolds submarinos de Marlim e de Marimbá... 18 2.4.5 - Manifold de Atuação Compartilhada-MAC de Enchova Oeste... 20 3 -ASPECTOS QUE AFETAM A CONFIABILIDADE. A DISPONIBILIDADE E... O CUSTO DO CICLO DE VIDA DOS MANIFOLDS SUBMARINOS 22 3.1 - Válvulas de Bloqueio e de Manobra... 22 3.2 - Chokes... 24 3.3 - Sistema de controle submarino... 26

3.4. Modularização e módulos submarinos... 29 3.5. Sistema de Conexão de Linhas Submarinas... 31 3.6. Tubulação, flanges, cordões de solda... 32 3.7 - Operações de Instalação, Intervenção e Recuperação... 33 3.8 - Operações com ROV... 34 3.9 - Sobressalentes... 35 3.1 0 - Normalizaçáo técnica... 35 4 -A ENGENHARIA DA CONFIABILIDADE E OS MANIFOLDS SUBMARINOS.. 37 4.1. Importância da confiabilidade dos manifolds submarinos... 37 4.2. Conceitos básicos... 38-4.2.1 - Função de probabilidade de falha... 38 4.2.2 - Função densidade de falha... 38 4.2.3 - Confiabilidade... 38 4.2.4 - Taxa de falha... 39 4.2.5 - MTTF (mean time to failure)... 40 4.2.6 - Manutenibilidade... 40 4.2.7 - MTTR (mean time to repair) e taxa de reparo... 40 4.2.8 - MTBF (mean time between failures)... 41 4.2.9 - Disponibilidade... 41 4.2.10 - Indisponibilidade... 43 4.2.1 1 - Falhas e modos de falha... 43 4.2.12 - Regularidade de produção... 45 4.3 - Distribuições de probabilidade de variáveis aleatórias...,... 45 4.3.1 - Distribuição normal... 45 4.3.2 - Distribuição de Weibull... 46 4.3.3 - Distribuição exponencial... 47 4.4 - Confiabilidade de sistemas... 49 4.4.1 - Sistemas em série... 50 4.4.2 - Sistemas em paralelo... 50 4.4.3 - Falha de causa comum... 51 4.4.4 - Sistemas k-n... 52 4.5 - Modos de falha dos componentes de manifolds submarinos... 53 4.5.1 - Válvulas de bloqueio e de manobra (incluindo atuadores)... 53 4.5.2 - Chokes (incluindo atuadores)... 53 viii

4.5.3 - Sistema de controle submarino... 53 4.5.4 - Módulos submarinos e sistemas de conexão de linhas submarinas... 54 4.5.5 - Tubulação, flanges, cordões de solda... 54 4.6 - Bancos de dados... 55 4.7 - Taxas de Falha de componentes de sistemas submarinos... 56 5- ESTIMATIVA DOS CUSTOS DE PARADA DE PRODUÇÃO E DE INTERVENÇÃO... 58 5.1. Descrição do sistema a ser analisado... 59 5.2. Definição do escopo da análise... 59 5.3. Definição das fronteiras do sistema... 60 5.4. Hipóteses assumidas na análise de confiabilídade... 61 5.5. FMECA... 63 5.6 - Estabelecimento dos eventos significativos e das relações evento-conseqüência... 64 5.7. Estimativa dos tempos médios de reparo e dos custos dos reparos e das perdas de produção... 66 5.7.1 - Estimativa dos tempos médios de reparo... 66 5.7.2 - Estimativa do custo do reparo... 70 5.7.3 - Estimativa do custo da perda de produção... 71 5.8 - Determinação das freqüências dos eventos significativos... 72 5.8.1 -Análise por Arvores de Falhas... 72 5.8.1.1-0 programa CARA-FaultTree... 75 5.8.1.2 - Cálculo da frequência de falhas com o programa CARA-FaultTree... 76 5.8.2 - Análise Markoviana... 77 5.8.2.1 - Cálculo da freqüência de falhas na análise Markoviana... 80 5.8.2.2 - O programa MW-Markovian Worksfation... 81 5.9 - Determinação dos custos anualizados... 82 5.9.1 - Custos anualizados dos reparos... 82 5.9.2 - Custos anualizados para as perdas de produção... 82 6. METODOLOGIA PARA CÁLCULO DO CUSTO DO CICLO DE VIDA... 83 6.1. O valor do capital no tempo... 83

6.2. Cálculo das parcelas do custo... 84 6.2.1 - Custos dos investimentos iniciais... 84 6.2.2 - Custo de operação e manutenção... 84 6.2.3 - Custo da indisponibilidade... 85 6.2.4 - Custo de abandono ou desmobilização... 86 6.2.5 - Valor residual dos investimentos... 86 6.3 -Análise comparativa de custo de manifolds submarinos... 87 6.4 - Análise de sensibilidade... 88 7 -APLICAÇÃO DA METODOLOGIA: ANALISE COMPARATIVA ENTRE MANIFOLDS SUBMARINOS DIVERLESS DE 2" DE ~WERAÇÃO... 89 7.1. Descrição do sistema... 89 7.2 - Diferenças entre os manifolds de 2" e de 3" geração... 90 7.2.1 - Diferenças construtivas... 90 7.2.2 - Diferença nos custos dos investimentos iniciais... 90 7.3 - Escopo, fronteiras e hipóteses do estudo... 91 7.4 - FMECA para os componentes da região de estudo... 93 7.5 - Relações evento-conseqüência para os manifolds de 2" e de 3" geração... 93 7.6 - Tempos médios de reparo, custos de reparo e cálculo das perdas de produção... 94 7.7 - Freqüência esperada das falhas... 95 7.8 - Análise econômica das alternativas de manifold submarino... 96 7.9 - Análise de Sensibilidade... 97 7.9.1 - Importância dos eventos de falha... 97 7.9.2 - Variação das taxas de falha... 99 7.9.3 - Variação do preço do petróleo... 100 7.9.4 -Variação do tempo médio para retirada e reparo do manifold... 100 7.9.5 - Discussão sobre o critério para retirada do manifold... 101 7.1 0 - Conclusão da análise comparativa... 103

APÊNDICES (Refermtes a análise comparativa entre manifolds submarinos, desenvolvida no capítulo 7) Apêndice A - Fluxogramas dos manifolds submarinos. Apêndice B - FMECA para os manífolds submarinos. Apêndice C - Cronogramas de intervenção e cálculo dos tempos de manutenção. Apêndice D - Árvores de Falha. Apêndice E - Diagramas de Markov Apêndice F - Planilhas com Cálculo do Custo do Ciclo de Vida Apêndice G - Cálculos Referentes a Análise de Sensibilidade

ANM -Árvore de Natal Molhada. Conjunto de válvulas e conectores mecânicos assentado sobre a cabeça de poço submarino, com a função de controlar o escoamento de fluidos produzidos e injetados no poço, sendo uma barreira de segurança do poço. Choke - Tipo de válvula de controle que trabalha em vários estágios de abertura, restringindo o fluxo de óleo ou gás que por ela passa, provocando queda na vazão e perda de carga localizada. Cluster - Arranjo constituído por um grupo de poços submarinos cujas cabeças de poços encontram-se próximas umas das outras. DSV- Diving Support Vessel. Embarcação de apoio que executa operações de mergulho saturado. Flowline - Termo em Inglês para os dutos submarinos ligados a ANMs ou manifolds, usualmente empregado para denotar linhas flexíveis submarinas. FPSO- Floating, Production, Storage and Offloading (sistema flutuante de produção, armazenamento e alívio). Gas liff - Técnica de elevação artificial que consiste na injeção de gás na coluna de produção, dentro do poço de petróleo, de modo a reduzir a densidade do óleo, permitindo a surgência do poço. Hot stab - Ferramenta de suprimento de energia hidráulica, operada por ROV Manifold Submarino - Equipamento constituído basicamente por estrutura, tubulação, válvulas e sistema de conexão de dutoslumbilicais submarinos, instalado no fundo do mar, coletando a produção dos poços e transferido-a por um Único duto submarino para a plataforma de produção, podendo também receber fluidos da plataforma e distribuí-10s para injeção nos vários poços ligados ao manifold por linhas submarinas.

Manual override - Mecanismo que permite acionamento mecânico do atuador de válvulas submarinas, em caso de falha do atuador ou do circuito hidráulico. Pig - Ferramenta lançada no interior de uma tubulação e deslocada pelo próprio fluido que nela escoa, com objetivos de inspecionar, secar (deslocar resíduos de água, em caso de tubulação de gás) ou limpar (remoção de parafina, por exemplo). Pull-in - Termo em Inglês para a operação de puxada de linhas submarinas de encontro ao equipamento submarino (ANM ou manifold), onde as linhas serão conectadas. Riser - Trecho de duto que vai do fundo do mar até o convés da plataforma, na superfície, para escoamento de óleo, gás, água ou produtos químicos. ROV - Remotely Operated Vehicle. Robô para intervenções submarinas, equipado com câmera de televisão e com manipuladores. RSV- ROV Support Vessel. Embarcação de apoio que presta serviços com ROV. Supply Boat - Embarcação que tem por principal função transportar equipamentos, ferramentas e materiais entre a terra e as embarcações que se encontram operando em alto mar. Workover - Operação de intervenção sobre um poço. Nos poços submarinos estas operações são conduzidas a partir de um navio sonda ou de uma sonda semi- submersível. xiii

Os manifolds de produção de petróleo são constituídos de arranjos de válvulas e tubulações [I], que têm por função recolher a produção de vários poços em um tubo coletor (header), permitindo escoamento para as facilidades de processo através de uma única tubulação. Os manifolds de produção convencionais (não submarinos) ficam localizados no convés da plataforma de produção, recebendo a produção dos poços e transferindo-a para o vaso separador (onde se dará o primeiro estágio da separação de água, óleo e gás). De forma análoga ao manifold de produção, um manifold de injeção é assim denominado quando recebe por uma única linha o fluido a ser injetado (água, gás, produtos químicos) e distribui o escoamento para os poços a ele ligados. Quando os manifolds são transferidos para o fundo do mar, passam e se chamar manifolds submarinos. Esta mudança implica no aumento da complexidade do equipamento, porém traz algumas vantagens. As vantagens e a importância dos manifolds submarinos será abordada no capítulo 2. As características construtivas dos manifolds submarinos e de seus componentes serão tratadas no capítulo 3. Manifolds submarinos de produção de petróleo representam grandes investimentos. São equipamentos de alta tecnologia, de custo de aquisição elevado, da ordem de vários milhões de dólares. O custo de tais equipamentos é afetado diretamente por sua complexidade. Para profundidades acima de 300 metros, estes manifolds devem ser do tipo diverless, ou seja, instalados, operados e reparados sem participação de mergulhadores. As intervenções só podem ser realizadas por ferramentas ou veículos de operação remota (Remotely Operated Vehicles - ROVs). Para as operações de instalação e intervenção, podem ser utilizadas embarcações ancoradas ou embarcações de posicionamento dinâmico. Neste último caso, os manifolds, além de diverless, devem também ser do tipo guidelineless, isto é, instalados sem o auxílio de cabos de guia. Outro ponto de complexidade é o seu grau de modularização, ou seja, o agrupamento de determinados componentes em módulos que possam ser instalados e recuperados individualmente. Os manifolds submarinos podem ser classificados de algumas formas:

Quanto a função: 0 manifolds de produção; manifolds de injeção de água; 0 manifolds de injeção de gás; manifold de injeção de produtos químicos; 0 manifold misto (quando possui mais de uma função); Quanto ao acesso por mergulhadores: o assistido por mergulhadores (diver assisted); não assistido por mergulhadores (diverless). Quanto ao método de instalação: o com auxílio de cabos de guia (guideline); sem auxílio de cabos de guia (guidelineless). O reparo destes sistemas é dispendioso, devido aos custos diários dos recursos envolvidos (embarcações e logística de apoio offshore). O tempo de reparo pode ser longo, sofrendo influência das dificuldades operacionais e das condições de mar. Além dos custos diretamente envolvidos nos reparos, a interrupção da - produção também é um fator negativo no desempenho econômico do sistema. É portanto essencial que manifolds submarinos operem com uma elevada confiabilidade, de modo a reduzir a probabilidade de acidentes, de vazamentos de petróleo para o mar, de interrupções da produção e do número de intervenções para reparo (que não devem exceder limites que desqualificariam o sistema submarino de produção como uma solução economicamente viável). Nos trabalhos normalmente realizados para executar a escolha da concepção de manifold submarino mais adequada a um determinado cenário, é usual ser considerado apenas o custo dos investimentos iniciais (custos de aquisiçao e de instalação) [2, 31 ou estimar os prejuízos decorrentes de interrupções da produção com base na experiência dos profissionais que atuam na área [4]. Outros jd utilizaram as técnicas da Engenharia de Confiabilidade [5] para estimar os custos de manutenção, porém com metodologia diferente da proposta nesta tese. A engenharia da Confiabilidade será aqui empregada para determinar a freqüência esperada das falhas, possibilitando a determinação dos custos anualizados de

manutenção e de perdas de produção. Os conceitos básicos da Engenharia da Confiabilidade aplicados aos manifolds submarinos serão abordados no capítulo 4. A metodologia para estimativa dos prejuízos decorrentes das paradas de produção e dos custos das intervenções para manutenção será apresentada no capítulo 5. De posse do custo dos investimentos iniciais, da estimativa dos custos de manutenção e dos prejuízos por paradas de produção, é possível a aplicação das técnicas da Engenharia Econômica para realização da análise do custo do ciclo de vida do sistema. A metodologia para este tipo de análise (também conhecida como LCC, das iniciais dos termos em Inglês Life Cycle Cost) está apresentada no capítulo 6. De forma a ilustrar a aplicação da técnica, no capítulo 7 é executada uma análise com utilização da metodologia proposta. O capítulo 8 apresenta as conclusões e recomendações deste trabalho.

2 - SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO A seguir serão apresentados os sistemas submarinos de produção de petróleo, sua importância e um breve histórico sobre o desenvolvimento desta tecnologia no mundo. Será especialmente abordado o papel dos manifolds submarinos de produção e a aplicação desta alternativa tecnológica em vários campos de petróleo no mundo e, em particular, no Brasil. 2.1 -A IMPORTÂNCIA DOS SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO DE PETR~LEO As primeiras explotações de petróleo no mar ocorreram em águas bastante rasas, em campos cujos reservatórios já eram conhecidos em terra e se prolongavam mar adentro. A tecnologia usada para o desenvolvimento destes campos era a mesma utilizada em terra. Eram utilizados recursos simples, como a elevação do nível do terreno para criação de ilhas artificiais ou então trabalho sobre andaimes. Com as descobertas de petróleo em locações um pouco mais distantes da costa (offshore) e, consequentemente, em maiores profundidades, foram desenvolvidas estruturas de aço apoiadas no fundo do mar, denominadas plataformas fixas [6]. Em todos estes casos a técnica utilizada para completação dos poços é a de completação seca. Estas operações são bastante similares as completações terrestres, ou seja, as cabeças dos poços e as árvores de natal ficam localizadas na superfície, no convés da plataforma. A alternativa completação seca, embora extremamente adequada em determinadas situações, apresenta em certos cenários algumas restrições, a saber: a completação dos poços só pode ser iniciada após a plataforma ter sido construída e instalada; a plataforma uma vez instalada não apresenta flexibilidade de locação, estando sujeita a possíveis incertezas quanto a capacidade de produção do reservatório; incapacidade de atingir com poços direcionais ou poços horizontais reservatórios muito distantes da plataforma, a custos razoáveis. 0s sistemas submarinos de produção são aqueles caracterizados por apresentarem completação submarina, ou seja, as cabeças dos poços e as árvores de natal (neste caso denominadas árvores de natal molhadas - ANM) ficam

localizadas no fundo do mar, sobre o solo marinho. As operações de perfuração e de completação dos poços são conduzidas a partir de sondas flutuantes (sonda semi-submersível ou navio-sonda), que são desmobilizadas e navegam para outras regiões após o encerramento destas operações. A produção dos poços é escoada por tubulações submarinas até a unidade de processo, que pode ser uma unidade flutuante (uma semi-submersível ou um navio de processo), uma plataforma fixa de um campo próximo ou até mesmo uma facilidade de processo em terra (caso a distância permita o escoamento de forma economicamente viável). Caso estes poços com completação submarina necessitem de intervenção (workover), uma sonda flutuante será novamente posicionada sobre o poço para executar as operações necessárias. O posicionamento destas embarcações é realizado por ancoragem ou por posicionamento dinâmico (com uso de propulsores). As embarcações com posicionamento dinâmico são normalmente utilizadas em lâminas d'água profundas, maiores que 600 metros, em virtude da dificuldade e do custo de ancoragem. Os sistemas submarinos de produção apresentam as seguintes vantagens: a perfuração e a completação dos poços podem ser realizadas antes mesmo que a plataforma de processo esteja instalada. Desta forma os poços podem ter seus dutos ligados a plataforma assim que esta estiver pronta, permitindo a antecipação da produção; pode ser usada uma unidade flutuante (navio de processo ou semisubmersível) como plataforma de produção, que pode estar pronta e disponível no mercado, ou ser uma embarcação de perfuração convertida para produção. Em ambos os casos o tempo necessário para que a plataforma esteja pronta é consideravelmente menor, comparando-se com a construção de uma plataforma fixa; é possível conectar a plataforma poços distantes, inclusive poços de outros campos; situações onde o custo de construção de uma plataforma fixa não é economicamente viável, como no caso de campos marginais 131, ou em caso de testes de longa duração (para verificar o potencial de produção de um novo campo).

2.2 - A IMPORTÂNCIA DOS MANIFOLDS SUBMARINOS A primeira completação submarina ocorreu em 1961, no Golfo do México, em uma profundidade de apenas 17 metros [7]. A experiência foi bem sucedida e a ANM foi retirada após ter estado 17 anos submersa, em boas condições, sem significativos danos por corrosão. O primeiro campo desenvolvido totalmente por sistema submarino foi o campo Conception, ao largo da costa da Califórnia, ainda no início da década de 60. Empregava 20 poços satélites equipados com ANMs e conectados individualmente por dutos e umbilicais de controle submarinos a uma plataforma fixa. Quase a mesma época, o campo de Molino, também na Califórnia, empregava 10 poços conectados individualmente as facilidades de processo localizadas em terra. Este tipo de arranjo submarino, com poços conectados individualmente a unidade de produção é adequado a determinados cenários, sendo utilizado ainda hoje [8]. No entanto, com o objetivo de reduzir os custos com dutos e umbilicais, uma nova concepção de arranjo submarino surgiu na década de 70, visando agrupar as produções individuais dos vários poços em um único coletor submarino, para escoamento da produção por um único duto até a unidade de processo. Da mesma forma, foram concebidos equipamentos submarinos para distribuição hidráulica e elétrica, com o objetivo de redução de custos com umbilicais submarinos 191. Este equipamento coletor é denominado manifold submarino. Vantagens da utilização de Manifolds Submarinos: r redução dos custos de investimento pela diminuição do número de linhas submarinas (dutos e umbilicais de controle); r evita o congestionamento do fundo do mar (que possui implicações com futuras operações de ancoragem); r redução do peso suspenso na plataforma de produção, pela diminuição do número de risers; r diminuição do tempo total nas operações de conexão com a unidade estacionária de produção - UEP, permitindo a antecipação da produção do campo;

9 simplificação do arranjo físico da UEP, pela redução do número de conexões de risers (esta vantagem é mais evidente nos casos de FPSO, em virtude da maior limitação de espaço no turret [8]). 2.3 - HISTÓRICO DOS MANIFOLDS SUBMARINOS NO MUNDO 2.3.1-0s primeiros (e grandes) templates-manifolds: os primeiros sistemas com manifolds submarinos adotaram a concepção de se construir uma estrutura integrada para perfuração dos poços e para a coleta da produção. Ou seja, o manifold de produção era integrado ao template de perfuração dos poços. Este tipo de equipamento foi denominado template-manifold. Neste tipo de sistema a seqüência operacional para a entrada de produção é a seguinte: construção do template-manifold; instalação do template-manifold; perfuração dos poços utilizando as guias localizadas na estrutura do template; instalação das ANMs (conectando-as as cabeças dos poços e ao manifold); interligação do template-manifold a plataforma por dutos e umbilicais submarinos. O primeiro template-manifold foi instalado em 1974, no Golfo do México, a 52 metros de profundidade. Foi denominado Submerged Production System - SPS (Exxon) [AO] e, apesar da profundidade ser acessível a mergulhadores, neste projeto foram desenvolvidas algumas técnicas diverless (como ferramentas de conexão de linhas submarinas e manipuladores para troca de válvulas) que seriam empregadas mais tarde em outro projeto, o template-manifold denominado Undenvater Manifold Center - UMC (ShelYEsso). O UMC [I I], ilustrado na figura 2.1, foi instalado em 1982, no campo Central Cormorant, no Mar do Norte. Tinha capacidade para acomodar poços residentes no template e também receber a produção de poços satélites (conectados por dutos submarinos ao UMC). Sua estrutura apresentava 52 metros de comprimento, 42 metros de largura e 15 metros de altura. Pesava 2120 toneladas no ar e 1785 toneladas na água. Outros sistemas empregando a opçao template-manifold foram utilizados no mundo: Scapa (Elf Enterpríse) [I21 e Highlander (Texaco) [13],no Mar do Norte, Zinc (Exxon) [I41 e Pompano (BP Exploration) [15], no Golfo do México, e Bonito (PETROBRAS), no Brasil.

Figura 2.1 - O Underwater Manifold Center - UMC. Template-manifold instalado em 1982 no campo Central Cormorant, no Mar do Norte. Embora a redução de dutos e umbilicais submarinos seja certamente uma grande vantagem destes sistemas que integram os templates de perfuração com os manifolds de produção, existem custos adicionais e desvantagens que tornam esta alternativa pouco atrativa: o o a perfuração dos poços só pode ser iniciada após o template ter sido construido e instalado; o peso e as dimensões destes equipamentos requerem a utilização de embarcações específicas (heavy lift crane barges), de custo bastante elevado; 0 o risco do empreendimento associado a este tipo de sistema é ainda elevado, pois o template uma vez instalado não apresenta flexibilidade de locação, não sendo possível sua remoção para outra área, a custos razoáveis, estando sujeito a possíveis incertezas quanto a capacidade de produção do reservatório; 0 a complexidade do sistema tende a elevar os custos de engenharia e de testes de integração. Neste sistema cada ANM é conectada a cabeça de poço por seu conector inferior e é também conectada ao manifold por seu conector de linhas de fluxo. Estas operações de conexão da ANM em dois pontos distintos é sempre um item crítico no projeto e na fabricação destes equipamentos. Devido a estas desvantagens, não tem sido registrado nenhum empreendimento na história recente dos sistemas submarinos que utilize grandes templates-manifolds.

2.3.2 - Os sistemas encapsulados a uma atmosfera: outra alternativa tecnológica que foi utilizada no passado e não tem sido mais empregada nos dias atuais, são os manifolds submarinos encapsulados. Nesta concepção vasos de pressão de aço são utilizados como câmaras que promovem um ambiente seco e a uma atmosfera, permitindo a utilização de equipamentos de produção de petróleo convencionais (iguais aos utilizados em terra). A manutenção destes manifolds e a intervenção nos poços (com árvores de natal também encapsuladas) eram realizadas com transporte de homens, utilizando uma cápsula de serviço (similar a um sino de mergulho saturado) descida por cabo de aço e com umbilical de suprimento de ar, a partir de um navio de apoio dedicado. Exemplos destes sistemas foram o Subsea Atmospheric System - SAS [I 61 (figura 2.2), um protótipo da companhia Mobil testado no Golfo do México de 1972 a 1976, e o sistema submarino atmosférico de Garoupa (PETROBRAS) [17], instalado em 1978, no Brasil. SUBSEA WORK ENCLOSURE [SWEk Figura 2.2 - Subsea Atmospheric System - SAS, protótipo testado no Golfo do México de 1972 a 1976 Estes sistemas apresentavam as seguintes desvantagens: e e elevado custo operacional; elevado custo de instalação devido ao grande peso e as grandes dimensões das câmaras atmosféricas; risco de vida humana devido a utilização frequente de homens para intervenção nos equipamentos.

2.3.3 - Os sistemas com manifolds molhados: estes sistemas se caracterizam por apresentar o manifold instalado de forma independente no fundo do mar, com equipamentos marinizados, ou seja, preparados para uso submerso, sujeitos a pressão hidrostática e molhados pela água do mar. São conectados a poços instalados separadamente e interligados ao manifold por dutos e umbilicais submarinos. As operações de intervenção no manifold, como conexão das linhas submarinas, acionamento mecânico de emergência de válvulas hidráulicas ou reparo de chokes, são conduzidas por mergulhadores (nos casos dos sistemas assistidos por mergulhador, denominados diver assisted), por ferramentas especiais descidas por cabos ou colunas de tubos de perfuração (drill pipes) a partir de embarcações de apoio, ou por robôs submarinos denominados ROVs (Remotely Operated Vehicles). Podem ser citados os seguintes exemplos de sistemas que empregam manifolds deste tipo: Osprey (Shell/Esso) [18], ilustrado na figura 2.3, e Tordis (Saga Petroleum) [I91 - manifolds com poços próximos, dispostos em clusters, instalados no Mar do Norte em águas não muito profundas, a 158 metros e 200 metros, respectivamente, contando com auxílio de mergulhadores; e o e Popeye (Shell) - instalado no Golfo do México, a 622 metros de profundidade, este sistema consiste 2 poços de gás dispostos em cluster e de um manifold submarino completamente diverless [20]. O manifold possui capacidade para receber até 6 poços; Mensa (Shell) - detém o recorde de ser o manifold submarino instalado na maior profundidade até o momento (a aproximadamente 1600 metros). Localizado no Golfo do México, o sistema submarino [21] compreende três poços produtores de gás distantes 8 km do manifold, que por sua vez transfere a produção para uma plataforma localizada a 109 km de distância, em águas rasas. Foinaven (BP Exploration) - este desenvolvimento, localizado no Atlântico Norte, a oeste das Ilhas Shetland, em profundidades que variam de 400 a 600 metros, consiste de dois clusters de poços submarinos (sendo alguns produtores de óleo e outros injetores de água) conectados a dois manifolds submarinos que estão ligados a um FPSO [22], Os

control pods e os chokes insertáveis estão localizados nas ANMs. Os poços localizados próximos ao manifold são a este ligados por jumpers de dutos flexíveis (tubulação multi-camada formada pela superposição de termoplásticos e malhas de aço), utilizando a tecnologia de conexão desenvolvida no projeto DMaC (Diverless Maintained Cluster) [23]. Este método de conexão de flowlines tem suas operações baseadas em ferramentas acopladas a um ROV, preparadas para promover o pull-in das flowlines e o travamento de suas terminações. Linguado, Albacora, Marlim, Marimbá (PETROBRAS) - exemplos de manifolds submarinos dos tipos diver assisted e diverless instalados na Bacia de Campos, no Brasil (serão abordados no item 2.4). OSPREY DEVELOPMENT =F Figura 2.3 - Manifold diver assited de Osprey, instalado no Mar do Norte a 158 metros de profundidade, ligado a poços próximos dispostos em clusters. 2.3.4 - As tendências mundiais quanto a manifolds submarinos: atualmente, a preferência tem sido por sistemas que utilizam mini templates-manifolds de até 4 poços (que podem ser interligados em série para atender a um número maior de poços), ou a manifolds submarinos conectados a poços instalados individualmente e interligados ao manifold por dutos e umbilicais submarinos. Neste último caso é possível tanto a conexão de poços distantes como de poços próximos, dispostos em clusters. Um exemplo de mini template-manifold é o projeto HOST (Hinge Over Subsea Template), utilizado no campo de Asgard (setor norueguês do Mar do

Norte) pela Statoil 1241. Exemplos de Manifolds com poços em clusters são os projetos Foinaven e Osprey, citados acima. Estes sistemas apresentam as seguintes vantagens sobre os anteriores: menores dimensões e menor peso, reduzindo os custos de fabricação e de instalação; permitem a ligação do manifold tanto a poços satélites (distantes do manifold), quanto a poços dispostos em clusters, próximos ao manifold ; possibilitam o desenvolvimento do campo por fases, passo a passo, parcelando os custos de investimento, começando-se por um pequeno número de poços, cuja produção financiará as fases futuras. 2.4 - HISTÓRICO DOS MANIFOLDS SUBMARINOS NO BRASIL 2.4.1 - Manifold encapsulado de Garoupa: este manifold foi instalado na Bacia de Campos em 1978, como parte do sistema antecipado campo de Garoupa, a 160 metros de profundidade [17]. Tinha 30 metros de comprimento, 15 metros de largura e pesava 1550 toneladas no ar (figura 2.4). Apresentava as seguintes características: manifold para 8 poços, encapsulado a uma atmosfera; intervenção humana, empregando uma cápsula atmosférica (tipo sino de mergulho), descida a partir de um navio dedicado; chokes ajustáveis; sistema de pull-in a seco, a princípio diverless, operado de dentro da câmara atmosférica, mas que devido a problemas operacionais exigiu o uso de mergulhadores; sistema de controle eletro-hidráulico multiplexado com aquisição de dados (com sistema hidráulico direto reserva) para comando das válvulas do manifold e das árvores de natal (que também eram encapsuladas a uma atmosfera). Este sistema foi desativado em 1984, devido aos elevados custos operacionais, principalmente em virtude da utilização de um navio de apoio dedicado.

Figura 2.4 - Manifold encapsulado a uma atmosfera do sistema antecipado campo de Garoupa, instalado na Bacia de Campos em 1978, a 160 metros de profundidade. 2.4.2 - Tem~late-Manifold de Bonito: o template foi instalado em 1979 por uma balsa-guindaste, no campo de Bonito (àquela época denominado Enchova Leste), em 190 metros de profundidade (figura 2.5). Sua produção foi iniciada em 1982, após a instalação do manifold por uma sonda semi-submersível, estando até o presente em operação com 9 poços em produção (6 poços no template e 3 poços satélites). Características do equipamento [25]: capacidade para 6 poços no template e possibilidade de conexão de até 3 poços satélite; peso do template: 220 toneladas; peso do manifold: 50 toneladas; e fundação do template feita por estacas, com sistema de nivelamento;.s chokes positivos (troca das paries internas realizada por mergulhadores); s conexão dos dutos e umbilicais submarinos dos poços satélites ao manifold por sistema de pull-in horizontal diverless (cuja operação insatisfatória exigiu uso de mergulhadores); sistema de controle eletro-hidráulico com aquisição de dados (substituído por um sistema hidráulico sequencial devido a má performance).

Figura 2.5 - Template-manifold de Bonito, instalado em 1979, a 190 metros de profundidade. 2.4.3 - Manifolds submarinos ti~o diver assisted: vários manifolds para instalação em profundidades acessíveis ao limite do mergulho humano saturado foram construídos e instalados na Bacia de Campos: Linguado, Piraúna, Bicudo, entre outros. Estes manifolds de arquitetura bastante simples (figura 2.6) seguiram um projeto básico padrão, e apresentavam as seguintes características principais: e r r operações de pull-in e de conexão de dutos e umbilicais submarinos executadas por mergulhadores; chokes positivos (operações de troca das partes internas realizadas por mergulhadores); válvulas atuadas hidraulicamente com manual override a ser operado por mergulhador; sistema de controle hidráulico direto e sem aquisição de dados; todos os componentes residentes no manifold (não há modularização); fundação rasa (manifold simplesmente apoiado no solo marinho). As funções destes manifolds variavam de acordo com a aplicação: produção de óleo, produção de gás, injeção de gás de elevação arkificial (gas lir4) e distribuição do escoamento entre plataformas e terminais oceânicos. Uma grande vantagem destes manifolds mais simples era a facilidade de instalação, devido às suas menores dimensões e menores pesos (inferior a 80 toneladas), podendo serem instalados com os guindastes de navios de apoio convencionais (diving suppo~ vessels - DSV).

[261. A figura 2.7 mostra sua arquitetura. Suas principais características seguem listadas: e manifolds para 8 poços de produção; headers: produção (IO), serviçolteste de gas li@ (IO"), gas liff (4"), teste de produção (4"); linhas para injeção de produtos químicos; válvulas de manobra atuadas hidraulicamente e chokes posicionados em 4 módulos recuperáveis, cada módulo ligado a dois poços; 0 válvulas de isolamento manuais (preparadas para atuação por ROV) a i e e s e residentes no manifold; instalação e operação sem uso de mergulhadores (diverless); instalação e retirada dos módulos de válvulas e chokes sem uso de cabos de guia (guidelineless); projetado para instalação em até 1000 metros de lâmina d'água; possibilidade de passagem de pig nas linhas de exportação, através das válvulas que interconectam os headers de produçãolgas lift e os headers teste de produçãolteste de gas liff. Nesta operação de remoção de parafina para limpeza dos dutos, o pig é lançado a partir da plataforma por uma linha, indo até o manifold e retornando á plataiorma por outra linha (este tipo de operação é conhecida como "round frip pigging'i; sistema de controle eletro-hidráulico multiplexado, com 4 control pods localizados no manifold, sendo um para cada dois poços (responsável pela atuação das válvulas das ANMs, pelo comando das válvulas do manifold (válvulas de manobra e chokes) e pela aquisição de dados; sistema de conexão vertical direta para as linhas de importação (ligando o manifold aos poços) e para as linhas de exportação (ligando o manifold a plataforma); fundação rasa (estrutura apoiada no fundo do mar, não estaqueada); sub-base com sistema de nivelamento; dimensões: 20 metros de comprimento, 14 metros de largura e 7 metros de altura; peso: 450 toneladas, no ar; instalação pela balsa-guindaste de lançamento BGL-1, da PETROBRAS.

Figura 2.7 - Primeiro manifolddiverless instalado no Brasil, em 1995, no campo de Albacora (plataforma P-25), a uma profundidade de 620 metros. 2.4.4.2 - Manifolds submarinos de Albacora (plataforma P-31): foram ao todo 5 manifolds (4 de produção e 1 de injeção de água), e constituem a segunda geração de manifolds submarinos diverless no Brasil [27]. Foram instalados no Campo de Albacora, em 1997, em profundidades que variaram de 300 a 450 metros. As funções e características destes manifolds eram basicamente as mesmas dos manifolds da primeira geração. No entanto, visando principalmente redução de custo, foram executadas as seguintes modificações: e eliminação dos mddulos recuperáveis de válvulaslchokes (figura 2.8). As válvulas de manobra, os chokes e os sensores que antes estavam posicionados em módulos recuperáveis, agora encontram-se montados diretamente na tubulação do manifold (passaram a ser elementos residentes); 8 eliminação da sub-base; e eliminação do sistema de nivelamento. Com estas modificações os manifolds para 8 poços de produção passaram a ter as seguintes dimensões e pesos: 12,8 metros de comprimento, 10 metros de largura, 4,2 metros de altura e peso de 158 toneladas no ar. Com tais valores a operação de instalação ganhou maior flexibilidade no que se refere a disponibilidade de embarcações: alguns foram instalados pela balsa-guindaste de GL-1 e outros pela sonda semi-submersível Amethyst.

Outra novidade nesta segunda geração de manifolds diverless, foi a incorporação de um modulo recuperável para medidor multifásico. Este equipamento permitirá maior rapidez na execução dos testes de produção de cada poço, possibilitando também a retirada do duto de teste de produção. Apenas um manifold foi equipado com medidor multifásico, de forma a testar a períormance deste equipamento de tecnologia recente. 0s demais manifolds foram preparados com os m6dulos recuperáveis, que se encontram vazios, aguardando os resultados dos testes, para que sejam equipados. Figura 2.8 - Um dos 5 manifolds da segunda geração de manifolds diverless (com todas as válvulas e chokes residentes), instalados no campo de Albacora (plataforma P-31), a profundidades entre 300 e 450 metros. 2.4.4.3 - Manifolds submarinos de Marlim e de Marimbá: estes manifolds compreendem a terceira geração de manifolds diverless no Brasil. Até o presente momento somam ao todo 7 manifolds, ligados as seguintes plataformas: - dois manifolds, sendo um de produção (figura 2.9) e outro misto (produção e injeção de água), instalados em 1998, no campo de Marlim, em lâminas d'água de aproximadamente 800 metros, produzindo para a plataforma P-35; - outros quatro manifolds serão instalados em Marlim no inicio do ano 2000, em lâminas d'água de até 970 metros, ligados a plataforma P-37. Destes quatro

manifolds, um é de produção, dois são mistos (produção e injeção de água) e um é puramente de injeção de água; - um manifold de produção a ser instalado ainda em 1999, no campo de Marimbá, a uma profundidade de 510 metros. Figura 2.9 - Um dos manifolds da terceira geração de manifolds diverless (com as válvulas residentes e os chokes em módulos recuperáveis), instalados no campo de Marlim (plataforma P-35), em 1998, a profundidades de aproximadamente 800 metros. Estes manifolds de terceira geração apresentam características semelhantes aos de segunda geração, com as seguintes alterações: s r retorno dos chokes em módulos recuperáveis. Esta decisão de não se permitir que os chokes ficassem residentes no manifold, deveu-se aos sérios problemas com os chokes ajustáveis, detectados durante os testes de integração dos manifolds de primeira geração. Deve ser observada a diferença da modularização entre a primeira geração e esta terceira geração. Na última, os módulos recuperáveis só contém os chokes. As válvulas de manobra atuadas hidraulicamente permaneceram residentes no manifold; os dois primeiros manifolds de Marlim foram instalados sem sub-base (como os manifolds de segunda geração), enquanto os demais foram equipados com sub-base, para facilitar sua retirada do fundo do mar. Em todos os casos, não foi utilizado sistema de nivelamento.

Com o retorno dos módulos de choke e das sub-bases, os pesos destes manifolds passaram a ser de aproximadamente 237 toneladas, com as dimensões 14,7 metros de comprimento, 11,4 metros de largura e 5,4 metros de altura. Mesmo com este acréscimo de peso e dimensões, a instalação destes equipamentos pode ser feita por sonda semi-submersível (Amethyst ou Sedco 710), dispensando o uso de balsa-guindaste de lançamento ou outra embarcação especial (heavy lift crane vessel). 2.4.5 - Manifold de Atuação Compartilhada-MAC de Enchova Oeste: trata-se de um manifold protótipo, para 8 poços produtores, instalado no campo de Enchova Oeste, em 115 metros de lâmina d'água, no ano de 1999. O manifold de atuação compartilhada é uma concepção inovadora (figura 2.10) que baseia-se nas seguintes características [28]: todas as válvulas e chokes são residentes no manifold. São manuais, preparadas para acionamento por ferramenta de torque (torque tool), estando essa interface de acionamento voltada para cima, no "teto" do manifold; a atuação das válvulas é realizada pelo Sistema de Atuação Compartilhada-SAC, equipamento este que é assentado sobre o "teto" do manifold, podendo ser removido em caso de falha; no "teto" do manifold encontra-se um trilho com furos a intervalos regulares. Neste trilho o SAC é assentado, e sobre ele se movimenta; o SAC incorpora 3 ferramentas: "walk actuator" (cilindros e pistãos hidráulicos que promovem o deslocamento da ferramenta por sobre o manifold); "vertical actuator" (que promove a descida da ferramenta de acionamento sobre a interface da válvula); e a "torque tool" (ferramenta que promove a rotação da haste de atuação da válvula). Nesta instalação protótipo, sendo a profundidade acessível a mergulho, as conexões de linhas de fluxo e a manutenção dos chokes serão realizadas por mergulhadores. 0s módulos do sistema de controle e o SAC serão instalados e retirados sem o auxílio de mergulhadores (diverless). O sistema de controle contará com dois control pods para controle das funções dos oito poços e com um control

pod para controle das funções do SAC. Em caso de retirada do SAC, é possível operar as válvulas do manifold por meio de ROV. Figura 2.1 0 - Desenho do projeto de concepção do Manifold de Atuação Compartilhada-MAC. Protótipo instalado no campo de Enchova Oeste, em 1 15 metros de lâmina d'água, em 1999.

3 - ASPECTOS QUE AFETAM A CONFIABILIDADE, A DISPONIBILIDADE E O CUSTO DO CICLO DE VIDA DOS MANIFOLDS SUBMARINOS A seguir serão apresentados alguns pontos relevantes do projeto de manifolds submarinos. São características técnicas dos manifolds e algumas informações sobre os principais componentes que afetam os custos de investimento inicial, os custos operacionais e os custos decorrentes de indisponibilidade do equipamento (parada de produção). Considerações sobre como calcular a confiabilidade, a indisponibilidade e a freqüência de falhas do sistema serão apresentadas nos capítulos 4 e 5. O fluxograma mostrado na figura 3.1, que apresenta um arranjo típico de manifold submarino, servirá como referência para que sejam entendidas algumas características construtivas dos manifolds. 3.1 - VÁLVULAS DE BLOQUEIO E DE MANOBRA Estas válvulas são do tipo on-off, isto é, trabalham ou totalmente abertas ou totalmente fechadas. Nos manifolds submarinos de produção, as válvulas de manobra (diverting valves) são utilizadas para direcionar o escoamento proveniente de um determinado poço para o header de produção ou para o header de teste de produção (válvulas VPi e VTPi, da figura 3.1, sendo i=l, 2, 3 ou 4, o número do poço). Servem também para comunicar a linha de acesso ao anular do poço com o header de gas lifi ou com o header de se~içolteste de gas liff (válvulas VGi e VTGi, da figura 3.1). Este tipo de válvula é ainda utilizado no bloqueio das linhas de injeção de produtos químicos (válvulas IQi, figura 3.1) e nas interligações entre headers (válvula VPIG), quando o manifold é projetado para passagem de pig. Nos manifolds diverless, estas válvulas são atuadas hidraulicamente, comandadas a partir da superfície. São equipadas com manual override preparado para operação por ROV, em caso de falha do atuador ou do sistema de controle. Os atuadores hidráulicos destas válvulas são do tipo simples ação e retorno por mola, sendo a válvula de falha aberta (fail safe open) ou de falha fechada (fail safe dose) a depender da sua função. As válvulas podem ser de gaveta ou tipo esfera. Para diâmetros de até 5 polegadas, tem sido dada preferência à utilização de válvulas tipo gaveta, utilizando a tecnologia desenvolvida para as válvulas das ANMs.

MANIFOLD SUBMARINO I PARA A PLATAFORMA I I > I I I c' Ȳ i i I I I I L r.4 I CP4 I i I I I I NOMENCLATURA Wl -VÁLVULA WING DE PRODUÇAO W2 -VÁLVULA WING DO ANULAR SI - válvula SWAB DE PRODUÇÁO S2 - VÁLVULA SWAB DO ANULAR M1- VÁLVULA MESTRA DE PRODUÇÁO M2 -válvula MESTRA DO ANULAR C0 - VÁLVULA CROSSOVER VPI -VÁLVULA DE PRODUÇÃO DO POÇO I VTPi - VÁLVULA DE TESTE DE PRODUÇÁO VGi -VÁLVULA DE GAS LIFT DO POÇO I VGii - VÁLVULA DE TESTE DE GAS LIFT Ri - VÁLVULA DE RETENÇÁO DO POÇO I IQI -VÁLVULA DE INJEÇÁO QU~MICA CPI - CHOKE DE PRODUÇÁO DO POÇO I CGI - CHOKE DE GAS LIFT DO POÇO I PI - LINHA DE PRODUÇÁO DO POÇO I Ai - LINHA DE ANULAR DO POÇO I Ii+U - LINHA DE INJEÇÃO + UMBILICAL DE CONTROLE DHSV - DOWNHOLE SAFETY VALVE M 1 Figura 3.1 - Fluxograma ilustrando um arranjo típico de manifold submarino. Neste caso o manifold está ligado a 4 poços produtores e A plataforma de processo, por dutos e umbilicais submarinos.