Fundamentos de petróleo - Sistemas submarinos

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FUNDAMENTOS DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
Sistemas Submarinos 
 UNIDADES DE PRODUÇÃO 
- 7850 plataformas offshore em mais de 53 países 
+ boa parte se encontra no fim da vida útil e 
sua desativação impõe desafios tecnológicos 
e ambientais, além da necessidade de um 
planejamento avançado para sua 
substituição. 
- Classificadas em: Fixas ou Flutuantes 
PRINCIPAIS FUNÇÕES 
- Separar óleo, gás e água 
- Armazenar o hidrocarboneto produzido 
- Bombear hidrocarbonetos para o sistema de 
exportação 
- Limpar e descartar a água produzida 
- Limpar e comprimir o gás produzido para 
injeção/combustível 
- Captar, tratar e injetar água do mar nos 
reservatórios para manutenção da pressão. 
FIXAS 
- Fixadas no solo marinho 
- Lâmina d’água pequena (+- 300m) 
- Primeiras plataformas offshore 
- Principal limitação: quantidade de aço requerida 
para sua base de sustentação, elevando seus custos 
- São armazenados os equipamentos de perfuração, 
estocagem de materiais, instalações e pessoal 
necessário para que possa haver a produção de 
poços de petróleo. 
- Não estocam petróleo ou gás, estes são enviados 
para a terra através de oleodutos e gasodutos. 
° Jaqueta 
 - Estrutura de revestimento 
constituída por tubos de aço 
- Possui de 4 a 8 pés fixos 
para criar estabilidade 
- Fixadas através de estacas 
no fundo do mar 
- Largura da base maior que 
a do topo, dando grande 
estabilidade a estrutura 
- Lâminas d’água: até 400m 
- Dificuldade de abandono 
- Completação seca ou 
molhada 
 
° Torre complacentes 
 - Semelhantes as jaquetas, com 
tubos de aço e estrutura de rede 
ligas cruzadas 
- Torre estreita e flexível, para 
suportar forças laterais que desviam 
a posição natural da plataforma 
- Lâminas d’água > 400m 
 
 
° Jack-up 
- Auto-eleváveis 
- Formadas por um casco flutuante, 
com três a quatro pernas de aço 
- Estruturas acionadas de forma 
mecânica ou hidráulica 
- Plataforma elevada acima do 
nível do mar, segurança das ondas 
marítimas 
- Lâminas d’água máxima: 130m 
° Plataforma de gravidade 
 - Construídas em concreto 
- Apoiadas no fundo do mar 
através da gravidade 
- Extrair e Perfurar em LDA 400m 
- Transportam a produção de 
petróleo por dutos ou navios 
acoplados a elas 
- Completação seca 
FLUTUANTES 
- Instaladas através de um sistema de ancoragem 
- Hoje, passaram a ter um protagonismo 
- Diferem pelo fato de produzir e armazenar petróleo, 
apenas produzir ou apenas armazenar. 
° TLP (Tension-leg platform) 
 - Estrutura de casco ancorada com tendões 
- Vantagens: 
-> insensíveis às condições climáticas devido ao 
sistema de amarração 
-> pode ser montada em águas rasas antes da 
instalação 
->unidades de completação seca e permitem 
intervenção 
-> podem ser reutilizadas em outros campos 
-Desvantagens: 
-> limitadas a lâminas d’água de até 1500 m 
-> muito caras e possuem baixa capacidade de 
armazenamento 
-> Sistema de ancoragem complexo com tendões 
° Spar buoy 
- Consiste em um único cilindro vertical de aço que 
opera com um calado de profundidade constante de 
cerca de 200 metros 
- Possuem baixo movimento de heave e baixo 
movimento relativo entre os risers e o casco 
- Maior estabilidade 
- Poucos movimentos verticais 
- Ventos e ondas não conseguem deslocar 
significativamente o centro de rotação 
- Risers rígidos 
- Completação seca 
- Sistema de amarração convencional 
- Mais fáceis de construir que as demais flutuantes 
- Flexibilidade para alta capacidade de carga no 
convés 
- Lâminas d’águas profundas e ultraprofundas 
° Semi-submersível 
- Vantagens: 
-> movimentos pequenos para condições extremas 
-> construídas em águas rasas e rebocadas ao local 
de instalação 
-> Podem ser reutilizadas 
-> Lâminas d’água profundas e ultra profundas 
-> Sistema de amarração pode ser antecipado 
- Desvantagens 
-> baixa capacidade de armazenamento 
-> completação molhadas 
-> Sensíveis ao aumento de peso no convés 
° fpso 
- Vantagens: 
-> grande capacidade de armazenamento 
-> baixo custo associado às conversões 
-> construídos em águas rasas antes da instalação 
-> podem ser removidos para manutenção 
-> podem ser reutilizados 
-> lâminas d’água profundas e ultra profundas 
- Desvantagens 
-> completação molhadas 
-> sistema Turret complexo, caro e gera 
desvantagens em relação ao risers 
-> opções modernas suprimem o Turret 
- Sistemas de ancoragem 
• TURRET: estrutura composta por um corpo 
central cilíndrico, conectado ao casco de 
uma embarcação através de rolamentos e 
uniões rotativas (Swivel), que permite a 
chegada das linhas de amarração e dos 
risers num único ponto. 
- Requer apenas uma estação de offloading 
na popa do navio 
- Desvantagens: desgaste dos risers 
(movimentos de pitch); poucas empresas no 
mundo detêm essa tecnologia 
• SPREAD MOORING: amarração que fixa duas 
extremidades do navio, proa e popa, e com 
isso restringe todos os movimentos do navio. 
• CALM YOKE: consiste de uma monobóia 
conectada à embarcação por meio de um 
braço rígido articulado no casco denominado 
“Yoke”. 
ÁRVORE DE NATAL 
- Sistema de válvulas para direcionar e controlar a 
produção ou injeção do poço 
- Conectada a três linhas: 
• Flowline de produção 
• Flowline de injeção 
• Linha de controle (umbilical) – ANM 
- Diversas válvulas de segurança, controladas por um 
sistema hidráulico ou eletro-hidráulico 
- Permite operações de intervenção e pode ser 
controlado por um ROV 
+ Tipos 
- Convencional (ANC) e molhada (ANM) 
- Vertical: as válvulas mestras estão na posição 
vertical e alinhadas com a coluna de produção. 
- Horizontal: as válvulas são horizontais e estão longe 
da produção. Árvore mais baixa: menor risco de 
acidentes, colisões. 
+ A diferença está na posição das válvulas, e 
na sequência de instalação. 
+ Sequência de instalação 
- VXT 
1. Perfurar e instalar o conductor casing 
2. Instalar o BOP na wellhead 
3. Drill 
4. Completion 
5. TH instalado na wellhead 
6. Instalar plugs e barreiras para retirar o BOP 
7. Retirada do BOP 
8. Instalação da VXT 
- HXT 
1. Perfurar e instalar o conductor casing 
2. Instalar a HXT na wellhead 
3. Instalar o BOP na HXT 
4. Drill 
5. Completion 
6. TH instalado na HXT 
7. Instalar plugs e barreiras para retirar o BOP 
8. Retirada do BOP 
 
 
+ Sistema de Controle 
Responsável por gerenciar as válvulas de controle e 
monitoramento localizadas na Árvore de Natal, 
através da análise de parâmetros medidos em 
sensores localizados em vários pontos de interesse 
dentro do sistema de produção 
- Parâmetros controlados: 
• pressão e temperatura de produção, 
• pressão na válvula choke, 
• pressão no anular, 
• pressão e temperatura no manifold, 
• detecção de vazamento de hidrocarbonetos, 
• detecção de areia, 
• monitoramento de fundo de poço, 
• monitoramento de corrosão e 
• passagem de pig 
+ Sistema de produção submarino 
Realizado por meio de equipamentos instalados no 
leito submarino, junto à malha de produção, e 
unidades de controles localizados na plataforma. 
- Tipos de sistemas de controle: 
• Hidráulico-direto 
• Hidráulico pilotado 
• Eletro-hidráulico 
• Elétrico-multiplexado 
CABOS UMBILICAIS 
- Transmitem sinais de controle para os equipamentos 
submarinos 
- Associados as condições de controle: 
• Número de funções 
• Distância (afastamento + profundidade) 
• Tempo de resposta 
• Hidráulico - pequenas distâncias 
• Multiplexado - grandes distâncias 
• Elétrico - distâncias muito grandes 
MANIFOLDS 
- Direcionar fluidos produzidos ou injetados entre os 
poços e a unidade de produção 
- Rede de tubulações com válvulas, chokes e conexões 
- Equipamento intermediário entre os flowlines e os 
risers 
RISERS 
- Conecta o manifold ou ANM a unidade de produção 
- Destinados a produzir ou injetar fluidos 
- Rígidos ou flexíveis 
- Dimensionamento: 
◦ Resistência ao carregamentocombinado 
• Pressão externa 
• Tração 
• Flexão 
◦ Resistência à fadiga 
◦ Capacidade de isolamento térmico 
- A seleção da configuração do sistema é baseada no 
comportamento estático e dinâmico, da facilidade de 
instalação, da adaptabilidade e do custo. 
RISERS RÍGIDOS 
- Tubos de aço em serie com seções de 
aproximadamente 12 metros de comprimento, 
acoplados umas às outras, geralmente por soldas a 
topo. 
- Em lâminas d’água profundas podem estar 
envolvidos por flutuadores, para diminuir o seu peso 
aparente. 
- Pouco resistentes aos esforços gerados pela 
movimentação da plataforma 
- Utilizados em plataformas fixas ou TLP 
- Pipe-in-pipe 
- Configurações: 
-> Top Tensioned Riser (TTR): disposto verticalmente 
+ o riser é tracionado no topo por 
flutuadores ou tracionadores hidráulicos, 
permitindo a completação seca. 
-> Steel Catenary Riser (SCR): quando em catenária. 
+ é um duto suspenso a partir de instalações 
na superfície em forma de catenária que se 
apoia no fundo do mar e conecta-se 
diretamente às linhas submarinas (flowlines) 
horizontais. 
 
RISERS FLEXÍVEIS 
- Formados por uma superposição de camadas 
- Camadas plásticas fornecem estanqueidade externa 
e interna 
- Camadas metálicas são responsáveis pela 
resistência aos carregamentos mecânicos. 
• Carcaça Intertravada: camada mais interna da 
composição, responsável por impedir o colapso do 
duto devido à pressão externa. 
• Armadura de Pressão: tem como objetivo suportar a 
pressão interna. 
• Armaduras de Tração: responsáveis pela rigidez à 
tração e torção do riser. 
• Camada Plástica Externa: isola o duto do ambiente 
externo, evitando efeitos da corrosão das camadas 
internas e a entrada de água. 
- Configurações 
 -> Catenária Simples (free 
hanging): o riser fica preso à 
plataforma e se estende 
livremente até o solo. 
 
 
-> Lazy-wave: utilização de 
flutuadores, sistema assume 
uma forma “ondulada”, e a 
seção inferior do riser 
permaneça apoiada em 
catenária no fundo do mar. 
+ flutuadores aliviam a tração no topo do riser e 
podem diminuir a movimentação no TDP, aumentando 
a vida útil do riser. 
-> Steep-wave: a 
extremidade inferior da linha 
não repousa em catenária no 
fundo do mar, e a ancoragem 
do riser se dá sob tração em 
uma base fixa no leito 
marinho. 
+ não apresenta problema no TDP e é recomendada 
para situações em que existe um espaço muito 
pequeno para o segmento apoiado. 
-> Lazy-s: uma boia em uma 
posição intermediária da 
linha, onde uma catenária 
suspensa parte do navio e é 
conectada à boia, da boia 
parte uma catenária simples 
que se estende até o fundo 
do mar. 
+ A boia tem como funções impedir a transferência 
direta de esforços dinâmicos no TDP e suportar parte 
do peso do riser, reduzindo a tração no ponto de 
conexão com a plataforma. 
 -> Steep-s: o trecho de 
flutuação é utilizado uma 
boia e a ancoragem do riser 
se dá sob tração em uma 
base fixa no leito marinho. 
 
+ Recomendado em situações em que exista um 
espaço muito pequeno para o segmento apoiado. 
FLOWLINES 
- Linhas de transferência de fluidos entre os 
componentes submarinos 
• ANM para manifold 
• Manifold para PLET 
- Utilizados quando os poços não se encontram 
diretamente abaixo da unidade de produção 
- Rígidos ou flexíveis 
- Dimensionamento: 
◦ Capacidade de resistir à pressão externa 
◦ Capacidade de isolamento térmico 
PIPERLINE 
- Constitui uma estrutura estática 
- Utilizado para a exportação de óleo ou gás 
- Duto rígido de parede simples ou sanduíche 
- Dimensionamento: 
◦ Capacidade de resistir à pressão externa 
◦ Capacidade de isolamento térmico