Engenharia de Petroleo Offshore3

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Eng. Luiz Antônio Chaves, MSc.
Engenharia de Petróleo Offshore
Agosto de 2008
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 22
TTóópicos do Cursopicos do Curso
1.1. Engenharia de PetrEngenharia de Petróóleo leo -- ConceitosConceitos
2.2. Arranjos SubmarinosArranjos Submarinos
3.3. Equipamentos de SuperfEquipamentos de Superfííciecie
4.4. AnAnáálise de Projetoslise de Projetos
5.5. Dimensionamento de Equipamentos Dimensionamento de Equipamentos 
para EVTEpara EVTE
6.6. Estudo de Caso Real Estudo de Caso Real –– Desenvolver Desenvolver 
projetos conceituais.projetos conceituais.
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ObjetivosObjetivos
Apresentar as tecnologia de engenharia Apresentar as tecnologia de engenharia 
para processamento de petrpara processamento de petróóleo, os leo, os 
sistemas de produsistemas de produçção e delineamento de ão e delineamento de 
projetos petrolprojetos petrolííferos feros offshoreoffshore..
Inclui a anInclui a anáálise do sistema e especificalise do sistema e especificaçção ão 
de sistemas para extrade sistemas para extraçção, ão, 
processamento, transporte e transferência processamento, transporte e transferência 
de fluidos para região de fluidos para região onshoreonshore ou para ou para 
áárea de armazenamento temporrea de armazenamento temporáário.rio.
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Estrutura do CursoEstrutura do Curso
�� Arranjo Produtivo I Arranjo Produtivo I 
Conceitos Gerais e aplicaConceitos Gerais e aplicaçções para o ões para o 
desenvolvimento de Sistemas de desenvolvimento de Sistemas de 
Engenharia Engenharia OffshoreOffshore para processamento para processamento 
de fluidos.de fluidos.
�� Arranjo Produtivo IIArranjo Produtivo II
Desenvolvimento de Projetos Conceituais de Desenvolvimento de Projetos Conceituais de 
processamento de fluidos.processamento de fluidos.
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Alternativas de ProjetoAlternativas de Projeto
Qual o melhor arranjo? Quais as incertezas? Qual o melhor projeto?
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 66
AplicaAplicaçção Prão Prááticatica
�� ApApóós a descoberta da jazida e a s a descoberta da jazida e a 
comprovacomprovaçção do volume e estimativa de ão do volume e estimativa de 
produproduçção de petrão de petróóleo/ gleo/ gáás s éé desenvolvido desenvolvido 
o EVTE.o EVTE.
�� O EVTE O EVTE éé um estudo analum estudo analíítico e profundo tico e profundo 
para definir quais as alternativas para definir quais as alternativas 
tecnoltecnolóógicas que auferem a maior gicas que auferem a maior 
lucratividade e o menor risco do lucratividade e o menor risco do 
empreendimento que como empreendimento que como úúnica funnica funçção ão 
maximizar a extramaximizar a extraçção de fluidos do ão de fluidos do 
reservatreservatóório com o menor custo.rio com o menor custo.
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EVTEEVTE
�� O EVTE O EVTE éé dividido genericamente em 7 dividido genericamente em 7 
mmóódulos:dulos:
1.1. Engenharia do ReservatEngenharia do Reservatóório (Engenharia rio (Engenharia 
do podo poçço).o).
2.2. Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
3.3. Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
4.4. RegulaRegulaççãoão
5.5. Meio AmbienteMeio Ambiente
6.6. PolPolíítica Ptica Púública (Aspectos Sblica (Aspectos Sóóciocio--
Econômicos)Econômicos)
7.7. LogLogíísticastica
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Justificativa do EVTEJustificativa do EVTE
EVTE EVTE ��
Maximizar o lucro!
Reduzir Incertezas Reduzir Incertezas 
no Empreendimentono Empreendimento
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 99
Arranjos ProdutivosArranjos Produtivos
�� Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
�� Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
�� Engenharia de Dutos Engenharia de Dutos 
(dutos/(dutos/risesrises//flowlineflowline))
Atenção: Quando se estuda os sistemas de engenharia tem de analisar 
Detalhadamente quais os fluidos que são processados, os mecanismos 
que regem os processos e as propriedades físico-químicas.
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Fase IFase I
Engenharia de Engenharia de 
PetrPetróóleo leo OffshoreOffshore
Conceitos Básicos
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 1111
ComposiComposiçção dos Fluidos do ão dos Fluidos do 
ReservatReservatóório Petrolrio Petrolííferofero
�� Hidrocarbonetos (Hidrocarbonetos (ParafParafíínicosnicos, , NaftênicosNaftênicos, , 
AromAromááticos, ticos, AsfAsfáálticoltico))
�� Compostos Sulforosos Compostos Sulforosos -- GGáás s SulfSulfíídricodrico (H(H22S), S), 
polissulfetospolissulfetos e e MercaptansMercaptans (RSH)(RSH)
�� COCO22
�� Compostos Oxigenados: Compostos Oxigenados: éésteres, cetonas, steres, cetonas, áácidos cidos 
carboxcarboxíílicos, fenlicos, fenóóisis
�� Compostos Nitrogenados: NO, NOCompostos Nitrogenados: NO, NO22
�� Metais (Pb, Metais (Pb, ZnZn, V, , V, NiNi, , FeFe, Ti, Cr, Mo, , Ti, Cr, Mo, CuCu e outros)e outros)
�� Sais (Sais (NaClNaCl, , NaBrNaBr, CaCl, CaCl22, Na, Na22SOSO44))
�� Areia (Argilas, Areia (Argilas, SilteSilte))
�� H2OH2O
A caracterização físico-química do óleo interfere no desenvolvimento do 
Projeto. Discuta analisando os mecanismos que podem interferir no 
empreendimento. 
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Classes de Classes de ÓÓleo leo –– DensidadeDensidade
�� PetrPetróóleos Leves: acima de 30leos Leves: acima de 30°°API ( API ( 
< 0,72 g / cm< 0,72 g / cm33 ))
�� PetrPetróóleos Mleos Méédios: entre 21 e 30dios: entre 21 e 30°°APIAPI
�� PetrPetróóleos Pesados: abaixo de 21leos Pesados: abaixo de 21°°API API 
( > 0,92 g / cm( > 0,92 g / cm33 ))
A classe de óleo interfere na escolha de equipamentos para promover a 
elevação. A classe de óleo também está associada ao tipo de campo 
Petrolífero quanto a sua surgência. Discuta.
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API do API do óóleo e Peso Especleo e Peso Especíífico do fico do 
ggááss
29
PM
=γ
Onde:
γ = peso específico do gás
PM = Peso Molecular da substância
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AnAnáálise PVT lise PVT -- Densidade do gDensidade do gááss
�� GGáás Reals Real
Onde:
ρg = densidade do gás
γ= peso específico do gás
P = Pressão
T = temperatura
z = fator de compressibilidade
z T
70,2
⋅
⋅
=
P
g
γρ
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RelaRelaçção do Gão do Gáás Ideals Ideal
TRnVP ⋅⋅=⋅
Onde:
V= Volume
P = Pressão
T = temperatura
R = constante Real dos gases
n = número de moles do gás
Em projeto a Equação e Clayperon é uma aproximação
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Teor de EnxofreTeor de Enxofre
Petróleos “Doces” (sweet): teor de 
enxofre < 0,5 % de sua massa
Petróleos “Ácidos” (sour): teor de 
enxofre > 0,5 % em massa
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CaracterizaCaracterizaçções do Petrões do Petróóleoleo
�� Teor de sal:Teor de sal: Podendo ser expresso em Podendo ser expresso em 
miligramas de miligramas de NaClNaCl por litro de por litro de óóleo, indica a leo, indica a 
quantidade de sal dissolvido na quantidade de sal dissolvido na áágua presente no gua presente no 
óóleo em forma de emulsão;leo em forma de emulsão;
�� Ponto de fluidez:Ponto de fluidez: Indica a menor temperatura Indica a menor temperatura 
que permite que o que permite que o óóleo flua em determinadas leo flua em determinadas 
condicondiçções de teste;ões de teste;
�� Teor de cinzas:Teor de cinzas: Estabelece a quantidade de Estabelece a quantidade de 
constituintes metconstituintes metáálicosno licos no óóleo apleo apóós sua s sua 
combustão completa.combustão completa.
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VariVariááveis do Reservatveis do Reservatóóriorio
�� BSW BSW –– BasicBasic SedimentsSediments WaterWater
Teor de sedimentos e Teor de sedimentos e áágua presente no petrgua presente no petróóleo.leo.
�� RAORAO
�� RGORGO
�� IPIP
�� PVTPVT
Pw - Pe
q
 IP =
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AnAnáálise do Projeto lise do Projeto 
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ConclusõesConclusões
�� Dados do ReservatDados do Reservatóório permitem rio permitem 
ananáálise e o desenvolvimento do lise e o desenvolvimento do 
projeto.projeto.
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Engenharia Engenharia 
SubmarinaSubmarina
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Limites do EmpreendimentoLimites do Empreendimento
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Spread Spread MooringMooring
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Itens BItens Báásicos sicos –– CaracterizaCaracterizaçção ão 
�� 1 1 –– AnAnáálise Geral do Projetolise Geral do Projeto
�� -- Local: Bacia MarLocal: Bacia Maríítimatima
�� -- Distancia da costaDistancia da costa
�� -- Tipo de plataformaTipo de plataforma
�� -- Escoamento, trecho e destinoEscoamento, trecho e destino
�� --Tipo de Fluidos Tipo de Fluidos ExplotadosExplotados
�� -- Quantidade de PoQuantidade de Poççosos
�� -- Arranjo submarinoArranjo submarino
�� -- ExportaExportaçção de Fluidos ão de Fluidos –– ÓÓleo (leo (QoQo))
�� -- Escoamento de Fluido Escoamento de Fluido –– GGáás (s (QgQg))
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Justificativas do uso do FPSOJustificativas do uso do FPSO
1.1. Ideal para regiões sem infra-estrutura;
2. Grande área de convés e capacidade 
para receber peso;
3. Cronograma reduzido para conversão;
4. Custo pouco sensível ao aumento da 
LDA;
5. Fácil de ser removido e reutilizado;
6. Flexibilidade para o desenvolvimento do 
campo.
Quais os itens que interferem na desenvolvimento do projeto para
engenharia de superfície? 
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CaracterizaCaracterizaçção do Projeto ão do Projeto --
ESCOPOESCOPO
1.1. Os objetivos do projeto Os objetivos do projeto -- ESCOPOESCOPO
2.2. Cronograma preliminar da atividadeCronograma preliminar da atividade
3.3. LocalizaLocalizaçção e limites dos ão e limites dos 
Blocos/CamposBlocos/Campos
4.4. NNúúmero total de pomero total de poçços do projeto e que os do projeto e que 
serão interligadosserão interligados
5.5. LocalizaLocalizaçção da Unidade de produão da Unidade de produççãoão
6.6. JustificativasJustificativas
7.7. DescriDescriçção geral dos processos de ão geral dos processos de 
produproduççãoão
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Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 2929
Equipamentos SubmarinosEquipamentos Submarinos
�� -- ANM (CabeANM (Cabeçça do Poa do Poçço)o)
�� -- PLETPLET
�� -- PLEMPLEM
�� -- SpoolSpool
�� -- ManifoldManifold SubmarinoSubmarino
�� -- FlowlineFlowline
�� -- RiserRiser
�� -- UEH UEH –– Umbilical ElUmbilical Eléétrico Hidrtrico Hidrááulicoulico
�� -- TemplateTemplate
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Arranjo SubmarinoArranjo Submarino
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Arranjo SubmarinoArranjo Submarino
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AncoragemAncoragem
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Arranjo Geral do Sistema Arranjo Geral do Sistema 
de Produde Produçção ão ––
IntegraIntegraçção de ão de 
Equipamentos do PoEquipamentos do Poçço, o, 
Submarinos e de Submarinos e de 
SuperfSuperfííciecie
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Estrutura Geral de PoEstrutura Geral de Poçço de o de 
ProduProduççãoão
((((opcionalopcionalopcionalopcional))))
Completação Seca
ANC
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Dispositivos da Coluna atDispositivos da Coluna atéé a ANa AN
� Tubo de produção 
– É o componente de maior consumo e custo em 
uma coluna de produção. Usado para conduzir os 
fluidos do fundo da coluna à superfície. 
� Válvula de segurança de subsuperfície
(DHSV) ou SSSV
– Dispositivo de segurança instalada a cerca de 30 
m abaixo da superfície, ou do assoalho marinho 
que tem a função de fechar o poço em casos de 
emergência. Opera sempre pressurizado. 
� Redução 
– Conexão usada para permitir o acoplamento entre 
componentes de diâmetro diferentes na coluna.
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Dispositivos da Coluna atDispositivos da Coluna atéé a ANa AN
� Mandril de gas-lift
– Dispositivo que tem a função de alojar a válvula 
que permitirá a circulação do gás do espaço anular 
para a coluna de produção. 
� Liner
– Tubulação de revestimento externo que protege a 
coluna de produção das paredes do furo do poço. 
� Junta telescopia (TSR)
– Dispositivo que absorve a expansão ou contração 
da coluna de produção, causadas pelas variações 
de temperatura sofridas quando da produção ou 
injeção de fluidos. 
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Dispositivos da Coluna atDispositivos da Coluna atéé a ANa AN
�� Packer Hidráulico ou de Produção
– Tem a função de promover o fechamento do 
espaço anular entre o tubo de revestimento e a 
coluna de produção, numa determinada 
profundidade. 
– Os objetivos desse equipamento são: 
� Proteger o revestimento (acima dele) contra 
pressões da formação de fluidos corrosivos 
� Possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular, 
nos casos de elevação artificial por gas-lift.
� Permitir a produção seletiva de várias zonas por 
uma única coluna de produção (com mais de um 
packer).
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Dispositivos da Coluna atDispositivos da Coluna atéé a ANa AN
� Niple
– Equipamento normalmente instalado no fundo da 
coluna de produção, abaixo de todas as outras 
ferramentas, com o objetivo de alojar o tampão 
mecânico (shear-out), válvula de retenção ou 
registrador de pressão. 
� Shear-out
– Equipamento instalado no fundo da coluna de 
produção, com o objetivo de realizar o 
tamponamento temporário desta coluna, quando 
necessário
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Tipos de Tipos de CompletaCompletaççãoão
�� CompletaCompletaççãoão SecaSeca
�� CompletaCompletaççãoão MolhadaMolhada
Discuta as vantagens e desvantagens do 
tipo de completação.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4242
Arranjo SubmarinoArranjo Submarino
�� CompletaCompletaççãoão MolhadaMolhada
�� Linhas de fluxo e equipamentos de Linhas de fluxo e equipamentos de 
suporte a extrasuporte a extraçção fluidos e injeão fluidos e injeçção ão 
de fluidos no reservatde fluidos no reservatóório.rio.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4343
Equipamentos na CabeEquipamentos na Cabeçça do Poa do Poçço o 
–– CompletaCompletaççãoão Seca ou MolhadaSeca ou Molhada
� São os equipamentos responsáveis pelas 
seguintes atividades: 
– • Ancoragem da coluna de produção 
– • Vedação entre a coluna e o revestimento de 
produção 
–• Controle do fluxo de fluidos oriundo do 
reservatório. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4444
Equipamentos de Equipamentos de CompletaCompletaççãoão
� Cabeça de produção
� É um carretel com dois flanges e duas 
saídas laterais. O flange inferior fica apoiado 
na cabeça do revestimento de produção e o 
flange superior recebe a árvore de natal com 
seu adaptador. 
– Em uma das saídas laterais geralmente é
conectada a linha de injeção de gás (em poços 
equipados com gas-lift) e na outra a linha de 
matar (kill line), para um eventual amortecimento 
do poço
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Cabeça de produção
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4646
Equipamento de Controle de FluxoEquipamento de Controle de Fluxo
� Árvore de Natal Molhada (ANM)
É o equipamento instalado no fundo do mar, 
constituído por um conjunto de válvulas tipo 
gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um 
sistema de controle, todos interligados a um 
painel de controle localizado na plataforma 
de produção. 
Os equipamentos que compõem a ANM 
executam basicamente as mesmas funções 
da ANC, porém, ficam submersas no fundo 
do mar.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4747
Esquema de ANEsquema de AN
Esta AN é molhada ou seca? 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4848
Função: 
Controle de fluxo
Função: 
Acesso ao
interior
do poço
Válvula 
Anular 
inferior
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 4949
ANMANM
Altura aproximada: 9 a 15 metros
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5050
ANM e ANCANM e ANC
FunFunçções:ões:
��Controle de fluxo de fluidos do Controle de fluxo de fluidos do 
reservatreservatóório.rio.
��VedaVedaçção da cabeão da cabeçça do poa do poçço.o.
��Acesso ao interior do poAcesso ao interior do poçço de o de 
produproduçção.ão.
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Tipos de ANMTipos de ANM
–– ANM DO (ANM DO (DiverDiver OperatedOperated) operadas por ) operadas por 
mergulhadormergulhador
��Baixo custo operacionalBaixo custo operacional
��Opera em LDA de 200 mOpera em LDA de 200 m
��As operaAs operaçções são essencialmente ões são essencialmente 
manuais por meio do mergulhador, manuais por meio do mergulhador, 
na qual realiza manobras de na qual realiza manobras de 
fechamento e conexão de linhas para fechamento e conexão de linhas para 
intervenintervençção no poão no poçço.o.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5252
ANM DAANM DA
–– ANM DA (ANM DA (DiverDiver AssistedAssisted) assistida por ) assistida por 
mergulhadormergulhador
�� Baixo custo operacionalBaixo custo operacional
�� Opera em LDA de atOpera em LDA de atéé 300 m300 m
�� As operaAs operaçções são parcialmente manuais ões são parcialmente manuais 
por meio do mergulhador, pois somente por meio do mergulhador, pois somente 
são realizadas manobras de conexão e são realizadas manobras de conexão e 
desconexão de linhas. Não existem desconexão de linhas. Não existem 
vváálvulas de acionamento manual.lvulas de acionamento manual.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5353
ANM DLANM DL
–– ANM DL (ANM DL (DiverDiver LessLess) operada sem ) operada sem 
mergulhadormergulhador
�� Opera em LDA de atOpera em LDA de atéé 400 m400 m
�� As operaAs operaçções são realizadas totalmente ões são realizadas totalmente 
por meio de conectores e cabos por meio de conectores e cabos 
hidrhidrááulicos para conexão de linhas de ulicos para conexão de linhas de 
fluxo e controle fluxo e controle àà ANM.ANM.
�� Consiste no inConsiste no iníício do avancio do avançço tecnolo tecnolóógico gico 
da instalada instalaçção da ANM em LDA de maior ão da ANM em LDA de maior 
profundidade.profundidade.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5454
ANM DLLANM DLL
–– ANM DLL (ANM DLL (DiverDiver LineLine LayLay--awayaway) operada sem ) operada sem 
mergulhador, com cabos guia de instalamergulhador, com cabos guia de instalaçção.ão.
�� Este tipo de ANM desce com a BAP (Base Este tipo de ANM desce com a BAP (Base 
Adaptadora da ProduAdaptadora da Produçção) previamente ão) previamente 
conectada, e possui um mconectada, e possui um móódulo de interface para dulo de interface para 
operaoperaçções com o ROV (ões com o ROV (RemoteRemote OperatedOperated VehicleVehicle) ) 
VeVeíículo operado remotamente na sala de controle culo operado remotamente na sala de controle 
da plataforma de instalada plataforma de instalaçção.ão.
�� A vantagem da ANM DLL A vantagem da ANM DLL éé a sua instalaa sua instalaçção com ão com 
um berum berçço na BAP equipada com o mandril das o na BAP equipada com o mandril das 
linhas de fluxo para apoio. linhas de fluxo para apoio. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5555
ANM GLLANM GLL
–– ANM GLL (ANM GLL (GuideGuide LineLine LessLess) operada sem ) operada sem 
mergulhador e sem cabos guiamergulhador e sem cabos guia
�� ÉÉ um equipamento que pode operar em LDAum equipamento que pode operar em LDA’’s s 
acima de 500 m.acima de 500 m.
�� Utiliza sistema de conexão com a BAP, mas as Utiliza sistema de conexão com a BAP, mas as 
conexões não realizadas por meio do conexões não realizadas por meio do laylay--awayaway, , 
pois em vez deste sistema pois em vez deste sistema éé adotada a conexão adotada a conexão 
vertical (CV) na qual o mandril das linhas de vertical (CV) na qual o mandril das linhas de 
fluxo lanfluxo lanççado com o trenado com o trenóó éé conectado conectado àà ANM.ANM.
�� Este procedimento permite o lanEste procedimento permite o lanççamento da ANM amento da ANM 
ou da BAP de forma independente.ou da BAP de forma independente.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5656
Qual o Arranjo submarino em Qual o Arranjo submarino em 
relarelaçção a ANM?ão a ANM?
�� LDA LDA –– 140 m140 m
�� RGO = 3000 m3/m3RGO = 3000 m3/m3
�� Campo gigante com grande Campo gigante com grande áárea rea 
superficial de acsuperficial de acúúmulo de mulo de óóleo.leo.
Justifique discutindo: 1 Justifique discutindo: 1 –– Aspectos Aspectos 
tecnoltecnolóógicos; 2 gicos; 2 –– Operacionais, 3 Operacionais, 3 ––
Econômicos. Econômicos. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5757
EstimulaEstimulaçção Artificialão Artificial
�� Procedimento para aumentar a Procedimento para aumentar a 
produtividade do poprodutividade do poçço.o.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5858
Quais os casos de EstimulaQuais os casos de Estimulaçção ão 
Artificial?Artificial?
––GasGas--liftlift (GLC, GLI)(GLC, GLI)
–– BCSBCS
–– BCPBCP
–– BMHBMH
––BCSS(*)BCSS(*)
Quando usar e porque usar um método de estimulação?
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 5959
Questão TeQuestão Teóóricarica
�� Um campo petrolUm campo petrolíífero apresentou um IP de 130 fero apresentou um IP de 130 
mm33/h / /h / kgfkgf/cm/cm22 para um conjunto de popara um conjunto de poçços. O os. O 
ooAPIAPI do do óóleo leo éé igual a 23 e apresenta igual a 23 e apresenta surgênciasurgência
para uma LDA operacional de 1900 m. para uma LDA operacional de 1900 m. 
�� No desenvolvimento do projeto foi proposto a No desenvolvimento do projeto foi proposto a 
instalainstalaçção de sistemas artificiais de estimulaão de sistemas artificiais de estimulaçção ão 
com BCSS ou BCS. A jazida não apresenta com BCSS ou BCS. A jazida não apresenta áágua gua 
conata.conata.
�� Discuta a proposta de projeto relacionando custo Discuta a proposta de projeto relacionando custo 
x produx produçção e arranjo submarino. Fundamente ão e arranjo submarino. Fundamente 
cada item relacionandocada item relacionando--os.os.
Prof.Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6060
ANM ANM -- BCSSBCSS
> 200 m
Revestimento 30”
(jateado ou cravado)
Módulo de Bombeio com BCSS 
1500HP e Cápsula 20”
BAB (Base 
Adaptadora de 
Bombeio)
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6161
�Manifold submarino 
Equipamento que recebe a produção 
da árvore de natal molhada 
(proveniente do poço) por meio das 
linhas de produção de fluxo, e 
direciona a produção para a 
plataforma via flowline e riser. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6262
Manifold submarino
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6363
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6464
Linhas e Equipamentos Linhas e Equipamentos 
SubmarinosSubmarinos
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6565
Equipamentos Submarinos de Equipamentos Submarinos de 
Conexão ao Conexão ao flowlineflowline
�� PLETPLET
�� PLEMPLEM
��SPOOLSPOOL
��ManifoldManifold
�� -- jumpersjumpers
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6666
Esquema Geral Esquema Geral –– Exemplo de Exemplo de 
Arranjo Submarino ComplexoArranjo Submarino Complexo
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6767
PLET PLET --
Pipeline End Terminations
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6868
PLETPLET
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 6969
SpoolSpool
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 7070
TemplateTemplate
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RiserRiser BaseBase
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 7272
PLEM PLEM –– PipePipe LineLine endend ManifoldManifold
�� ExemploExemplo
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Montagem da EstruturaMontagem da Estrutura
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Linhas de FluxoLinhas de Fluxo
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 7575
Dutos flexíveis
�Transportam gás e óleo dos poços 
para os sistemas flutuantes.
�Constituem cabos umbilicais e 
garantem suprimento de energia, 
injeção química e transmissão de 
sinais bidirecional para equipamentos 
remotamente operados. 
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Estrutura
�Do ponto de vista estrutural, ambos 
são estruturas compósitas, esbeltas, 
complacentes para a flexão lateral, 
mas resistentes e rígidos à tração e à
torção, capazes de sustentar pressão 
externa e, no caso dos flexíveis, 
também uma razoável pressão 
interna de fluido. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 7777
OperaOperaççãoão
� Operacionalmente os dutos flexíveis e 
cabos umbilicais desempenham tarefas de 
vital importância nos sistemas submarinos 
de produção, viabilizando a explotação de 
hidrocarbonetos em grandes lâminas 
d'água.
� A confiabilidade precisa ser mantida em 
níveis extremos, sob pena de graves 
acidentes ambientais, perda de produção, 
inutilização de equipamentos e barreiras 
de segurança. 
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AplicaAplicaçção das linhas de fluxoão das linhas de fluxo
� Riser: aplicação estática ou dinâmica
� Flowline: aplicação estática
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Previsão do ProjetoPrevisão do Projeto
� Análises globais 
� Dados de entrada
� Correnteza
� Onda
� Deslocamento da plataforma
� Movimentos dinâmicos do sistema flutuante ou da embarcação de
� Lançamento
� Modelo
� Dados de saída
� Deformadas (estáticas & dinâmicas)
� Força de topo
� Ângulos
� Compressão no “Touch Down Point” (TDP)
� Curvaturas
� Comprimentos suspensos
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ConfiguraConfiguraççõesões
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 8181
Estrutura da Linha FlexEstrutura da Linha Flexíívelvel
�� DisposiDisposiçção em camadas de ão em camadas de 
polpolíímeros e tramas de ameros e tramas de açço.o.
�� Prevenir vazamento e tensões para Prevenir vazamento e tensões para 
perda de contenperda de contençção de fluidos.ão de fluidos.
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Estrutura da Linha FlexEstrutura da Linha Flexíívelvel
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 8383
Projeto de dutos flexíveis
� Um projeto de dutos e UEH usualmente envolve dois 
estágios: uma análise global e uma análise local, também 
chamada de análise da seção.
1. Análise Global: 
� Determinação de cargas operacionais e configurações 
geométricas.
2. Análise Local
� Determina o cálculo e verificação de cargas internas e 
deformações em cada uma das camadas, da resistência e 
rigidezes longitudinal, torcional e flexional, resistência ao 
colapso e à explosão do produto. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 8484
FunFunçção Especão Especííficafica
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 8585
Capa Externa
� A camada mais externa da estrutura esbelta constituída de 
polímero como polietileno de alta densidade (HDPE). Ela é
projetada para empacotar, evitar degradação prematura e 
danos nas camadas mais internas pela manipulação 
durante o lançamento e pela movimentação no leito 
marinho. 
� Além disso, a capa dificulta a falha por gaiola nas 
armaduras. A capa externa proporciona uma parcela da 
rigidez à flexão do produto que é majoritária nos umbilicais 
e razoável nos dutos flexíveis. Desde que os materiais 
poliméricos estão sujeitos à degradação provocada pela 
radiação solar, pigmentos são aplicados nos materiais da 
capa externa para aumentar-lhes a resistência e a 
estabilidade química.
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Imagem para AnImagem para Anáálise do Dutolise do Duto
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Armaduras
� São camadas de tendões metálicos (usualmente 
aço de alta resistência) enrolados helicoidalmente 
com ângulos de passo (medidos em relação ao 
eixo longitudinal) entre 15 e 40 graus. As 
armaduras estão ancoradas diretamente nos 
conectores nas extremidades das linhas de 
umbilicais ou dutos, de forma a descarregar neles 
a tração. Pode-se também utilizar tendões de 
fibra de vidro ou carbono para redução de peso. 
� Em geral existem duas armaduras, enroladas em 
direções opostas. A principal tarefa dessas 
camadas é proporcionar resistência à tração e 
torção sem impedir a flexão da amostra. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 8888
Armaduras (continuação)
� De fato, no balanço de contribuições quase a 
totalidade da carga de tração é sustentada pelas 
armaduras (mais de 97%), enquanto sua 
contribuição na rigidez à flexão é pequena. 
� Os tendões podem ser chatos ou cilíndricos. O 
uso de tendões chatos garante maior fator de 
ocupação da camada e menor espessura, mas 
está associado também a dificuldades de 
conformação durante a fabricação, problemas 
com o contato lateral e mecanismos de desgaste 
que são menores quando tendões cilíndricos são 
usados.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 8989
Camadas anti-fricção
� Camadas homogêneas ou fitas enroladas 
de polímero, cuja principal função é
separar duas camadas metálicas e assim 
impedir o atrito de metal contra metal 
quando o duto ou umbilical é fletido. Sua 
espessura é cerca de 1,5 mm. 
� São indispensáveis para separar as 
armaduras quando tendões chatos são 
usados em dutos flexíveis de aplicação 
dinâmica. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves,Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9090
Camadas plásticas intermediárias
� São camadas homogêneas, estanques 
para água e alguns produtos químicos, de 
polímero que, nos umbilicais submarinos, 
sustentam uma parcela da pressão de 
esmagamento causada pelas armaduras e 
pelo carregamento de tração e, nos dutos 
flexíveis, exercem tarefas similares às 
camadas anti-fricção e também são 
responsáveis por uma contribuição do 
isolamento térmico. 
� Em geral, sua espessura é acima de 4 
mm. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9191
Tipos de TubosTipos de Tubos
� Camada de pressão
�Função
� Assegurar a estanqueidade interna
����Os principais materiais, selecionados em função de
temperatura, pressão, fluidos, etc. :
� Polietileno (água / gás e óleo dependendo de temperatura 
e pressão)
� Rilsan® (poliamida 11) (gás e óleo, limitações dependendo 
de temperatura, pressão, presença de água e seu pH)
� Coflon® / Gamma-flex® (gás e óleo, altas pressões &
temperaturas)
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9292
Camada de Pressão Camada de Pressão -- SeleSeleççãoão
Os principais parâmetros para a seleção dos materiais 
(preocupações: compatibilidade química, 
envelhecimento):
� Pressão e temperatura de projeto
� Pressão e temperatura de operação
� Presença de água (Water Cut, vapor, etc.)
� Teor de CO2
� Teor de H2S
� Composição iônica da água ou pH
� Vida útil da linha
� Especificação de todos os produtos químicos injetados 
(álcoois, ácidos, inibidores de corrosão, etc.) estipulando 
composição química, concentração, freqüência de injeção e 
temperatura.
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Camada de pressão
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9494
Pressão InternaPressão Interna
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9595
Armadura de pressão
Função
�Resistir a pressão interna
�Resistir ao colapso hidrostático 
(smooth bore)
�Resistir às compressões mecâncicas
radiais
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Armadura de pressão
Material
� Aço (vários graus disponíveis)
Os principais parâmetros para a seleção do 
grau do aço (preocupação com a corrosão):
� Pressão e temperatura de operação
� Teor de CO2
� Teor de H2S
� Teor de água
� Composição molar do fluido
� Temperatura externa
� Vida útil da linha
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9797
Imagem do Umbilical SubmarinoImagem do Umbilical Submarino
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9898
Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 9999
FunFunçções do UEHões do UEH
�� Transferência de informaTransferência de informaçção para ão para 
controle dos equipamentos controle dos equipamentos 
submarinos.submarinos.
��ConduintesConduintes eleléétricos e Hidrtricos e Hidrááulicosulicos
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 100100
Umbilical Umbilical -- UEHUEH
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 101101
CaracterCaracteríística do UEHstica do UEH
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 102102
Modos de falha
�São muitos os possíveis modos de 
falha que precisam ser avaliados. É
bastante comum que a iniciação à
falha ocorra através de um 
mecanismo e, em conseqüência 
deste, diversos outros mecanismos 
tenham lugar, de modo que a 
identificação da causa original exige 
perícia e análise morfológica dos 
resíduos da amostra. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 103103
Alguns dos modos de falhas 
� Dano permanente devido à tração excessiva
� Dano permanente na estrutura devido à torção 
excessiva
� Falha devido à fadiga, desgaste e/ou corrosão 
das camadas metálicas 
� Dano permanente na camada espiralada devido à
pressão interna excessiva
� Dano permanente devido à pressão externa 
excessiva
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 104104
Dano permanente devido à
pressão externa excessiva
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 105105
Alguns dos modos de falhas 
� Dano permanente devido à flexão excessiva: é necessário 
respeitar o raio mínimo de flexão (MBR) dos dutos no 
enrolamento de carretéis e próximo ao touch-down point
(TDP). 
� Perda de função dos elementos funcionais: cabos elétricos, 
mangueiras hidráulicas e outros elementos no seu interior 
podem sofrer danos e deixar de operar. 
� Formação de gaiola nas armaduras: é causada pela 
instabilidade em compressão de tendões, em que um 
comprimento da armadura flamba e os arames são 
expulsos para fora de maneira violenta, formando uma 
falha cujo aspecto lembra uma gaiola torcida. São mais 
susceptíveis as armaduras compostas de tendões com 
seção reduzida e pequeno ângulo de assentamento. 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 106106
Gaiola de PassarinhoGaiola de Passarinho
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 107107
QuestõesQuestões
�� Quais as funQuais as funçções do ões do flowlineflowline e e riserriser
e UEH?e UEH?
�� Desenvolva uma matriz de funDesenvolva uma matriz de funçções ões 
para controle de uma ANS a partir do para controle de uma ANS a partir do 
painel de controle da plataforma que painel de controle da plataforma que 
opera em opera em ááguas profundas com guas profundas com 
conexão de elconexão de eléétrica, hidrtrica, hidrááulica, linha ulica, linha 
de servide serviçço e processo.o e processo.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 108108
Garantia do EscoamentoGarantia do Escoamento
� Problemas relativos ao escoamento dos 
fluidos da produção em dutos:
� Parafina
� Hidratos
� Incrustação inorgânica
� Asfalteno
� Emulsão
� Areia
� Ácidos
Discuta as soluções!
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 109109
Problemas OperacionaisProblemas Operacionais
� Efeitos da deposição sobre o sistema de 
produção em linha ou equipamentos:
� Perda da produção de óleo
� Aumento da perda de carga
� Riscos operacionais
� Perdas de equipamentos
� Perda da eficiência do tratamento
� Riscos Ambientais
Apresente outros desvios ou falhas operacionais e justifique com um 
Exemplo.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 110110
Exemplo de um problema Exemplo de um problema 
operacional.operacional.
Formação de Hidrato.
Discuta as consequências da formação de hidratos.
Quais as soluções operacionais? Apresente um projeto conceitual.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 111111
ConfiguraConfiguraçção de Projetoão de Projeto
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 112112
Desenvolvimento TDesenvolvimento Téécnicocnico
1 1 –– Engenharia de ProcessoEngenharia de Processo
��A A –– Engenharia de PoEngenharia de Poççoo
��B B –– Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
��C C –– Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
��D D –– Engenharia de Escoamento e Engenharia de Escoamento e 
Transporte de Fluidos.Transporte de Fluidos.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 113113
Detalhamento TDetalhamento Téécnicocnico
�� -- CaracterizaCaracterizaçção do projetoão do projeto
�� -- Descritivo TDescritivo Téécnico do processocnico do processo
�� -- Descritivo dos sistemas e Descritivo dos sistemas e 
subsistemassubsistemas
�� -- Capacidade de ProduCapacidade de Produççãoão
�� -- Mecanismos de ProcessosMecanismos de Processos
�� -- Sistemas de SeguranSistemas de Seguranççaa
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 114114
Projeto do PoProjeto do Poççoo
1300
2400
Tipos de poçose configuração típica de poço horizontal
A informação de projeto dos poços tem grande importância para análise do
projeto e correlação com os aspectos e impactos ambientais. Desenvolva 
uma análise e justificativas na forma de parecer técnico na visão do órgão 
ambiental.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 115115
Estrutura de um NavioEstrutura de um Navio
�� Espessura Chapa = 25 mm a 30 mm depende da Espessura Chapa = 25 mm a 30 mm depende da 
tonelada do navio.tonelada do navio.
�� Chapa Chapa guilhaguilha –– 11ªª chapa em contato com mar.chapa em contato com mar.
�� Casco duplo e montado em mCasco duplo e montado em móódulos e dulos e decksdecks..
�� Soldas Soldas MigMig x Eletrodo (maior tempo e menor x Eletrodo (maior tempo e menor 
qualidade)qualidade)
�� A estrutura do navio tem de ter, mola mestre.A estrutura do navio tem de ter, mola mestre.
�� Ainda existem navios arrebitados tubos de Ainda existem navios arrebitados tubos de 
cobre.cobre.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 116116
Casco e Casco e longarinaslongarinas do Naviodo Navio
Qual a relação com a engenharia naval e meio ambiente? 
Desenvolva 5 parágrafos.
meio nau 
Bombordo
BoresteBoreste
P
o
p
a
,
 
r
é
o
u
 
l
e
m
e
B
i
c
o
 
d
e
 
p
r
o
a
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 117117
Engenharia de SuperfEngenharia de Superfííciecie
1. Módulo de primeiro estágio de separação e teste de poço;
2. Módulo de segundo estágio de separação e tratamento eletrostático;
3. Módulo dos compressores de gás;
4. Módulo do compressor booster;
5. Módulo de compressor booster para a unidade de amina;
6. Módulo do Leito de Tratamento de SulfatoTreat;
7. Módulo de Remoção de CO2 (Unidade de Amina);
8. Módulo de desidratação do gás;
9. Módulo de desaeração e filtração de água de injeção;
10. Módulo de injeção de água;
11. Módulo de utilidades;
12. Módulo de geração de energia elétrica;
13. Módulo de Geração de Energia para os equipamentos;
14. Unidade de injeção química;
15. Módulo do sistema de flare;
16. Laboratório;
17. Módulo de medição fiscal;
18. Queimador de gás.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 118118
FPSO FPSO TurretTurret
 
Total Elevation 
62.8 m 
WINCH DECK 
PIGGING DECK 
MEZZANINE DECK 
RISER DECK 
 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 119119
TurretTurret –– vista inferiorvista inferior
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 120120
Processo de SeparaProcesso de Separaçção e ão e 
Tratamento de GTratamento de Gáás s –– ÓÓleo leo -- ÁÁguagua
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 121121
OffloadingOffloading
Carretel para enrolamento do mangote de transferência de óleo
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 122122
OffloadingOffloading de um FPSO para um de um FPSO para um 
navio navio aliviadoraliviador
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 123123
AnAnáálise do Projeto de Produlise do Projeto de Produçção ão 
GenGenéérico de FPSOrico de FPSO
�� FPSO opera em LDA de 1300 m, FPSO opera em LDA de 1300 m, óóleo e leo e ááguagua--
Questões:Questões:
�� 1 1 –– Discuta as etapas em ordem cronolDiscuta as etapas em ordem cronolóógica para gica para 
implantar o empreendimento.implantar o empreendimento.
�� 2 2 –– Quais os impactos no sistema ambiental para Quais os impactos no sistema ambiental para 
cada etapa do projeto? Correlacione cada um cada etapa do projeto? Correlacione cada um 
deles e identifique os impactos. Fadeles e identifique os impactos. Façça uma ana uma anáálise lise 
qualitativa.qualitativa.
�� 3 3 –– Identifique 3 agentes Identifique 3 agentes estressoresestressores para cada para cada 
categoria de impacto: no ar, solo e categoria de impacto: no ar, solo e áágua no gua no 
projeto.projeto.
�� 4 4 –– Apresente 3 sistemas e suas respectivas Apresente 3 sistemas e suas respectivas 
funfunçções para cada fase: engenharia do poões para cada fase: engenharia do poçço, o, 
engenharia submarina, engenharia de superfengenharia submarina, engenharia de superfíície.cie.
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 124124
Desenvolvimento de ProjetoDesenvolvimento de Projeto
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 125125
Carretel para enrolamento do mangote de transferência de óleo
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 126126
Breve HistBreve Históórico de rico de BlowoutsBlowouts
 Listagem dos 5 Maiores Blowouts Offshore Volume Liberado 
 
 
 
1. Sedco 135F e IXTOC-1 Well 
Em 1979, o poço IXTOC-1 sofreu um fluxo descontrolado 
na Bahia de Campeche, México. Foi controlado 9 meses 
depois. 
3.500.000 Barris 
 
 
 
2. Plataforma Ekofisk Bravo 
A plataforma Phillips Petroleum's Ekofisk B teve um 
blowout de 8 dias de gás e óleo em 1977, após a 
instalação do BOP e teste do equipamento de segurança. 
202.381 Barris 
 
 
- 
3. Funiwa No. 5 Well 
A descarga de óleo devido a um blowout, em 1980, do 
poço Funiwa 5, poluiu o Delta da Nigéria por 2 semanas, 
também provocando a formação de incêndio na unidade. 
200.000 Barris 
 
 
 
4. Hasbah Platform Well 6 
Durante a perfuração em 1980 pela unidade jack-up Ron 
Tappmeyer, poço exploratório No. 6, na região do Golfo 
Pérsico, ocorreu um descontrole lançando óleo para o 
ambiente durante 8 dias e provocando a morte de 19 
operadores. 
100.000 Barris 
 
 
 
5. Union Oil Platform Alpha Well A-21 
Em 1969 a plataforma Union Oil Platform A teve um 
blowout de 11 dias, mas continuou liberando óleo para o 
canal de Santa Barbara por vários meses. 
80.000 Barris 
 
Fonte: Office of Response and Restoration, NOAA (2007) 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 127127
Outros Dados de AcidentesOutros Dados de Acidentes
 Outros Blowout Danos e Perdas 
 
Adriatic IV 
Ano: 2004 
Local: Costa do Egito. 
Sem Registro 
 
Al Baz 
Ano: 1989 
Local:Santa Fe's Al Baz 
5 fatalidades 
 
Arabdrill 19 
Ano: 2002 
Local: - 
3 fatalidades 
 
Blake IV and Greenhill Petroleum Corp. Well 250 
Ano: 1992 
Local:Baía Timbalier 
Grande Vazamento 
 
Enchova Central 
Ano: 1988 
Local: Brasil 
37 fatalidades 
 
Ensco 51 
Ano: 2001 
Local: Golfo do México 
Sem Registro 
 
Ocean Odyssey 
Ano: 1988 
Local: Mar do Norte 
1 fatalidade 
 
Petromar V Drillship 
Ano: 1981 
Local: Mar do Sul da China 
Sem registro 
 
Sea Quest 
Ano: 1980 
Local: Nigéria 
Sem Registro 
 
West Vanguard 
Ano: 1985 
Local: Noruega 
1 fatalidades 
 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 128128
Atividade de PerfuraAtividade de Perfuraççãoão
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 129129
LocaLocaçção x Tecnologia x ão x Tecnologia x 
AmbienteAmbiente
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 130130
Aratu
Cacha Prego
Garapuá
Boipeba
São Sebastião
Barra de Serinhaem
Camamu
Ilha Grande
Barra Grande
Campinho
Taipus
Itacaré
Ilhéus
Bacia de Camamu-Almada
Atividade de Perfuração:
LDA – 17 a 25 metros
Proximidade da Costa: 15 a 23 km
Alta Sensibilidade Ambiental
Meio Biótico, Meio Físico e 
Socioeconômico 
Perfurações
202012 km12 km77--BASBAS--6464--001001
35359 km9 kmBMBM--CALCAL--004004--22
25256 km6 kmBMBM--CALCAL--004004--11
Lâmina Lâmina 
dd’’ááguagua
DistânciaDistância
da Costada Costa
Nome Nome 
do Podo Poççoo
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 131131
Projeto para LDA RasaProjeto para LDA Rasa
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 132132
Esquema Geral do ProjetoEsquema Geral do Projeto
Plataforma tipo Caisson – Bacia Potiguar
Fluxograma simplificado da PlataformaPPE-04 – Campo de Pescada
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 133133
Descritivo GeralDescritivo Geral
�� O projeto de extraO projeto de extraçção de gão de gáás e s e óóleo no Campo de leo no Campo de 
Pescada. Pescada. 
�� Plataforma Tipo Plataforma Tipo CaissonCaisson -- PPEPPE--4 4 
�� Localizado na Plataforma Continental do Rio Localizado na Plataforma Continental do Rio 
Grande do Norte.Grande do Norte.
�� LocaLocaçção: Distante 2,5 km a leste da plataforma ão: Distante 2,5 km a leste da plataforma 
PPEPPE--1A, em lâmina 1A, em lâmina dd’’áágua de 20 m e 17,5 km gua de 20 m e 17,5 km 
distante da costa. distante da costa. 
�� Fluidos: PoFluidos: Poçço de Extrao de Extraçção de Gão de Gáás. Grau API: 48.s. Grau API: 48.
743.560743.5609.479.3609.479.36077--PEPE--0404
YYXXPlataformaPlataforma
UTM (SAD 69)UTM (SAD 69)
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 134134
Fluxograma de ProcessoFluxograma de Processo
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 135135
Detalhamento do ProcessoDetalhamento do Processo
Fluxograma de Engenharia – Cabeça do poço e instrumentos
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 136136
Parte do Sistema de Parte do Sistema de 
EscoamentoEscoamento
Riser de Saída e Duto
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 137137
Exemplo do Sistema Completo de Exemplo do Sistema Completo de 
ProduProduççãoão
Esquema do Sistema de Extração e Offloading para identificação de perigos 
Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, Prof. Eng. Luiz Antônio Chaves, MScMSc 138138
Detalhes do Sistema Detalhes do Sistema –– CabeCabeçça do a do 
PoPoççoo
Uso de nebulosas para os sistemas e aplicação da AAF
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Sistema de SeparaSistema de Separaçção no ão no TopTop SideSide
da Unidadeda Unidade
Sistema de Separação
Quais os equipamentos e instrumentos
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Sistema de ProcessoSistema de Processo
Uso de nebulosas para análise do balanço de massa e
Energia.
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Sistema de SeparaSistema de Separaççãoão
� O arraste de líquidos pode ser causado por 
projeto inadequado do processo, altas 
velocidades do gás, bem como por condições 
derivadas de bolsões de líquidos em poços, 
ascensores ou na tubulação. Isto resulta em 
partes da fase líquida presentes na corrente de 
gás sendo transportadas para os componentes 
subseqüentes da planta.
� Dependendo do processo, o arraste pode causar 
problemas graves, como perda da qualidade do 
produto, além de danificar os componentes 
posteriores na linha de produção, levando 
também a gasto adicional de energia.
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Problema no arraste de gota
�O arraste de líquidos pode provocar:
�Perda da qualidade do produto
� Danos aos componentes posteriores 
na linha de produção
�Custo de energia mais elevado
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Processo
� O arraste nestas condições de processo ocorre 
normalmente nos processos de separação térmica ou 
lavagem de gases de saída.
� As altas velocidades do gás ou então a quantidade 
excessiva de líquido para o projeto do equipamento 
existente – especialmente em instalações antigas – podem 
causar arraste de líquido aprisionado e desempenho 
deficiente do processo.
� Os eliminadores de gota adequadamente projetados 
permitem que os projetistas da planta apliquem 
velocidades mais altas ao gás e lidem com as condições 
esperadas e inesperadas do processo, tais como elevados 
fatores de parada, minimizando assim os custos da planta e 
obtendo melhor separação do produto.
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Separador VerticalSeparador Vertical
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Eliminador de NEliminador de Néévoavoa
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Remoção de líquido condensado
� Se as condições forem propícias, as variações de 
temperatura e pressão em um processo podem 
provocar condensação de líquido. 
� Este líquido condensado pode ser um produto 
fracionado, como o de uma rig ou refinaria, ou 
pode ser um componente indesejado, que precisa 
ser removido antes do processamento posterior, 
como a água em uma corrente de gás. 
� Para o vaso de condensação intencional, a 
corrente de gás ainda possui uma porção 
significativa de produto aprisionado, que precisa 
ser removido por razões econômicas.
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Problema
� Líquidos condensados provocam:
� Eficiência do processo muito mais baixa
� Problemas de corrosão e assim redução da 
vida útil dos equipamentos (especialmente 
compressores)
� Danos físicos aos equipamentos 
subseqüentes no processo
� Perda de energia
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Separador VerticalSeparador Vertical
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Dispositivo de SeparaDispositivo de Separaççãoão
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Processo de SeparaProcesso de Separaççãoão
� Os contaminantes estão presentes por toda a 
cadeia do processo, da produção até o 
processamento final. 
� O petróleo e o gás natural na cabeça de poço 
possuem contaminantes como a água, sal, 
compostos de enxofre, dióxido de carbono, areia 
e quantidades variáveis de hidrocarbonetos 
indesejáveis, como ceras, parafina e aromáticos.
� Em estágios posteriores do processo estão 
presentes outras partículas sólidas, como a 
ferrugem de componentes metálicos. A remoção 
destes é essencial, pois sua presença pode levar 
a falha total de componentes.
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Problema
�Contaminantes provocam:
�Corrosão de tubulações e estações 
de compressor
�Danos físicos aos componentes 
subseqüentes
�Custo de energia mais elevado
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Alguns processos típicos
�Remoção de água e sólidos 
produzidos
�Remoção de minerais e metais 
(ferrugem)
�Remoção de enxofre
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Separação de água livre (FWKO)
� A água aprisionada na fase gasosa, ao contrário 
da água livre, é removida na maioria das vezes 
pelo conhecido e confiável processo de glicol. 
� O gás da torre de absorção de alta pressão 
contém glicol, sendo necessária uma rigorosa 
eliminação de gota, para garantir que não haja 
glicol na corrente de descarga de gás. 
� Os sistemas de dessulfuração de gás utilizam um 
método semelhante de remoção, requerendo a 
eliminação deste elemento químico das correntes 
de descarga de gás.
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Free-Water Know-out -FWKO
� O primeiro passo na maioria das plantas de 
processamento é um separador por gravidade de 
3 fases (ou de 4 fases no caso de presença de 
areia no fluido), normalmente chamado de 
tanque de separação de água livre.
� A água é removida e o resto dos fluidos passa 
para tratamento posterior – observe o eliminador 
de gota tipo perfil como parte integrante da 
unidade. A areia é aprisionada na fase água e 
removida separadamente, normalmente com 
sistemas ciclônicos especializados. Incrustação 
mineral e a ferrugem são normalmente 
removidas de maneira semelhante à cima.
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SeparadorSeparador
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Remoçãode água
�Cabeça de poço ou na estação de 
processamento
De particular importância é a remoção da 
água em excesso na cabeça de poço antes 
do transporte, uma vez que a água na 
tubulação, na presença de gases ácidos, 
pode gerar ácidos que causam corrosão. 
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Remoção de água livre
� Além disso, em condições propícias, a água pode combinar 
com o gás levando a “hidratos gasosos” semelhantes ao 
gelo que podem entupir completamente a tubulação – com 
conseqüências potencialmente catastróficas. 
� É por isso que operadores de oleodutos especificam o teor 
de água, CO2 e/ou H2S para a tubulação de gás de plantas 
de processamento.
� Ainda assim, existe um pouco de água presente e o 
transporte por um oleoduto pode causar condensação. Os 
oleodutos nunca estão perfeitamente nivelados, 
principalmente por causa da geografia.
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Luiz Antônio Chaves, MSc.
luizchaves@gmail.com
lchaves@ivig.coppe.ufrj.br
Cel: 91454996
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�� Estudo de Caso Estudo de Caso –– ExercExercíício cio 
AplicaAplicaçção ão –– Projeto de Projeto de 
ExtraExtraçção e Escoamento de ão e Escoamento de 
Fluidos Fluidos 
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ExercExercíício Aplicadocio Aplicado
�� Estudo Simplificado de Estudo Simplificado de 
engenharia para um engenharia para um 
empreendimento petrolempreendimento petrolíífero fero 
offshoreoffshore..
�� Objetivo do Estudo: Objetivo do Estudo: 
1.1. Estudo para desenvolvimento do Estudo para desenvolvimento do 
prepre--feedfeed de projeto. de projeto. 
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Objetivo Objetivo 
��Desenvolver um projeto conceitual Desenvolver um projeto conceitual 
utilizando os conhecimento de utilizando os conhecimento de 
Engenharia.Engenharia.
�� ÉÉ um estudo fundamentado.um estudo fundamentado.
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Ambiência do ProjetoAmbiência do Projeto
�� Local: Setor de Engenharia da empresa de Local: Setor de Engenharia da empresa de 
PetrPetróóleoleo
�� Equipes de TrabalhoEquipes de Trabalho
�� -- Equipes de Engenharia de PetrEquipes de Engenharia de Petróóleo que leo que 
Fornecem os dados:Fornecem os dados:
-- Engenharia de PoEngenharia de Poççosos
-- Engenharia SubmarinaEngenharia Submarina
-- Engenharia de ProcessoEngenharia de Processo
-- Equipe de Engenharia de EscoamentoEquipe de Engenharia de Escoamento
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IntegraIntegraçção de Equipesão de Equipes
Equipe de 
Desenvolvimento de 
Projeto de 
Engenharia
Equipe de 
Desenvolvimento de 
Projeto de Engenharia 
de Risco E&P
Equipe de 
Desenvolvimento de 
Projeto de Engenharia 
Ambiental
Equipe de 
Desenvolvimento do 
Estudo Ambiental –
Biólogos, 
Oceanógrafos, 
Geógrafos, etc
Dados
Meio Ambiente Informações
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Estrutura do EstudoEstrutura do Estudo
�� 1 1 –– Dados Gerais do Dados Gerais do 
Empreendimento Empreendimento -- AmbienteAmbiente
�� 2 2 –– AnAnáálise doslise dos
�� 3 3 –– FluidosDescriFluidosDescriççãoão da engenharia da engenharia 
dos Sistemasdos Sistemas
�� 4 4 –– AnAnáálise da produlise da produççãoão
�� 5 5 –– LogLogíística stica 
�� 6 6 -- ConclusõesConclusões
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Projeto 1Projeto 1
��Campo LulaCampo Lula
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EmpreendimentoEmpreendimento
�� LocaLocaçção: Bacia de Barreirinhas ão: Bacia de Barreirinhas –– PA/MAPA/MA
�� Campo de LulaCampo de Lula
�� LDA: 30 mLDA: 30 m
�� Distância da Costa: 37 kmDistância da Costa: 37 km
�� Unidade de ProduUnidade de Produçção: em abertoão: em aberto
�� Fluido: Fluido: óóleo leo –– Grau API 38Grau API 38
�� Quantidade de PoQuantidade de Poçços Produtores: em abertoos Produtores: em aberto
�� ExportaExportaçção: em aberto.ão: em aberto.
�� Sistema de Processo: em aberto Sistema de Processo: em aberto 
�� Engenharia do PoEngenharia do Poçço: em aberto o: em aberto 
�� Engenharia Submarina: em abertoEngenharia Submarina: em aberto
�� Sistema de controle: em abertoSistema de controle: em aberto
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Plataforma Plataforma -- CaissonCaisson
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Dados dos poDados dos poççosos
738.980738.9809.483.5109.483.5102121663.8063.806VerticalVertical77--TRTR--22
738.980738.9809.483.5109.483.5102121664.3254.325VerticalVertical77--TRTR--11
YYXX
COORDENADASCOORDENADAS
UTM (SAD 69)UTM (SAD 69)
LÂMINA LÂMINA 
DD ´´ÁÁGUAGUA
(METROS(METROS
))
DIÂMETRO DODIÂMETRO DO
REVESTIMENTREVESTIMENT
OO
(POLEGADAS)(POLEGADAS)
PROFUNDIDADEPROFUNDIDADE
DO PODO POÇÇOO
(METROS)(METROS)
TIPO DETIPO DE
INCLINAINCLINAÇÇÃOÃOPOPOÇÇOO
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Fluxograma de Processo Fluxograma de Processo 
Simplificado da PTRSimplificado da PTR--33
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Arranjo de Escoamento e Arranjo de Escoamento e 
Controle Controle 
- PIR-1 – Plataforma que controla remotamente a PTR-3
- Escoamento de fluidos para a BAC-3 e depois para a região onshore
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Projeto 2Projeto 2
��Campo XimbicaCampo Ximbica
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Projeto Geral do Campo de Projeto Geral do Campo de 
XimbicaXimbica
�� LDA LDA –– 600 metros600 metros
��Distância da Costa: 78 kmDistância da Costa: 78 km
1500SurgentePROD. 02 e 03 Gás
700SurgentePROD. 01 Óleo
Vazão
m3/dia
Método de
Elevação
Poço a ser 
interligado
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Dados do ProjetoDados do Projeto
Diâmetro: 12 pol
Extensão: 5 kmDimensões do Gasoduto – trecho UEP / PLEM
Diâmetro: 24 pol
Extensão: 55 kmDimensões do Gasoduto – trecho PLEM / UTGC
Exportação para o continente (UTGC)Destino do gás excedente
Navio aliviadorMétodo de exportação do óleo
3.000.000Vazão de gás - Máx. em m³/d
35.000Vazão de oléo - Máx. em bbl/d
1.000Vazão de Condensado em m³/d 
Por SurgênciaMecanismo de elevação
1.000 mComprimento médio do trecho horizontal em metros
Fraturamento e Gravel PackEsquema de completação
3Nº de poços produtores de gás
Sistema de produção do Campo de Ximbica
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FPSO FPSO –– São BeneditoSão Benedito
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Características Técnicas do 
Sistema de Coleta de Gás
flow14000,156Extração de gás P3
riser12000,156Extração de gás P3
flow14000,156Extração de gás P2
riser12000,156Extração de gás P2
flow14000,156Extração de gás P1
riser12000,156Extração de gás P1
Tipo de 
Trecho 
de Linha
Extensão 
(m)
Diâmetro 
(m)Diâmetro (pol)
Identificação da linha 
(extração de óleo, injeção de 
gás)
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ProjetoProjeto
FPSO Cidade de 
Benedito
(LDA = 800 m)
Unidade de Tratamento de 
Gás
PLEMPLEM
PLETPLET
2424””
55 km55 km
66””
1212””
5 km5 km
(LDA 86m)(LDA 86m)
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FluxogramaFluxograma
Use apenas 3 poços e não 8.
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Projeto Projeto-- FluxogramasFluxogramas
��SeparaSeparaçção de Fluidosão de Fluidos
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OffloadingOffloading
 
SDV 
DESCARGA 
PARA ALIVIADOR 
H 
H 
H 
H 
H 
H 
H 
H 
H 
TANQUE 
ARMAZéM 
CARGA 
BOMBAS DE 
DESCARGA DE OLEO 
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FluxogramaFluxograma
�� InjeInjeçção de ão de ÁÁguagua
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Diretrizes do EstudoDiretrizes do Estudo
�� Trabalho prTrabalho práático simulando a tico simulando a 
execuexecuçção de um estudo de caso.ão de um estudo de caso.
��SolicitaSolicitaçção de Dados adicionais ão de Dados adicionais éé
responsabilidade de cada Grupo.responsabilidade de cada Grupo.
��DDúúvidas e questionamentos são vidas e questionamentos são 
solicitados e discutidos em grupo.solicitados e discutidos em grupo.
�� ---------------------------------- xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx ------------------
----------------------------
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Boa SorteBoa Sorte
�� ObsObs: A Fun: A Funçção do engenheiro ão do engenheiro éé
desenvolver o projeto com menor desenvolver o projeto com menor 
custo e melhor relacusto e melhor relaçção de ão de 
investimento e retorno financeiro.investimento e retorno financeiro.
��A seguranA segurançça e o meio ambiente a e o meio ambiente 
estão inseridos no retorno financeiro. estão inseridos no retorno financeiro.