ARRANJOS PRODUTIVOS II 2

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CAMPUS NORTE SHOPPING
ESTUDO DIRIGIDO DE ARRANJOS PRODUTIVOS II
Guilherme Moreira de Jesus
Professor: Jaime Simon
Rio de Janeiro, 2017
SISTEMAS DE APOIO À PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS
INTRODUÇÃO
Embora o tipo de sistema de apoio à produção requerido dependa do tipo de reservatório, o mais comum inclui:
Injeção de água;
Injeção de gás;
Elevação artificial.
INJEÇÃO DE ÁGUA
Os projetos de injeção de água, de uma maneira geral, são compostos das seguintes partes: sistema de captação de água, que podem ser poços no caso de se injetar água subterrânea, ou um conjunto de bombas para o caso de se utilizar água de superfície ou água do mar; sistema de tratamento de água de injeção; sistema de injeção de água propriamente dito, que é composto por bombas, linhas, e poços de injeção; e sistema de tratamento e descarte de água produzida. Em certos casos, algumas dessas partes são dispensáveis (Thomas, 2001).
Naturalmente se utiliza a injeção de água como método de recuperação secundária, já que o mesmo possui menor custo operacional comparados com outros métodos de recuperação avançada ou Enhanced Oil Rrecovery (EOR) (Castañeira, 2008).
Apesar da água a ser usada na injeção do reservatório poder ter quatro origens distintas, em muitos projetos a água utilizada é a água dos aquíferos, pois essa água é similar à água da formação e, é, geralmente, bastante salina não sendo apropriada nem para o consumo humano e nem para o consumo animal.
Após o início da injeção, a água injetada no reservatório também é produzida junto ao óleo e, então, os dois fluidos são separados na superfície, a quantidade de óleo remanescente é removida e a água é, então, reinjetada e, apenas uma pequena quantia extra de água é necessária.
A proporção água/óleo pode atingir valores de até 99% da produção total, antes mesmo da injeção se tornar economicamente inviável. A injeção de água já tem suas vantagens, porém existem alguns pontos que precisam ser melhorados, principalmente, quando fluidos imiscíveis são colocados em contato no reservatório, alterando a capacidade da rocha de permear fluidos.
Outros métodos estão sendo analisados para aperfeiçoar a injeção de água e, também, para estender sua aplicação a reservatórios com óleos mais viscosos, onde sua eficácia é bastante baixa, levando com que essa operação nesses tipos de reservatórios fosse altamente inviável.
A injeção de água é inadequada para alguns casos. Entre os reservatórios mais comuns, para os quais não é indicado o uso de injeção de água, estão aqueles que são heterogêneos e apresentam pouca continuidade, pois o efeito da injeção de água pode não se estender ao poço produtor. Por outro lado, pode ocorrer o contrário, ou seja, a água escoa por fraturas ou caminhos preferenciais causando uma produção de água elevada desde o início da injeção.
Em muitos casos o que ocorre na realidade é a transformação de um poço produtor em um poço injetor, devido aos altos custos para perfuração ou fechamento de um poço, no caso deste já ser existente.
Figura 1: Injeção de água.
EQUIPAMENTOS DE SISTEMAS SUBMARINOS
ÁRVORE DE NATAL MOLHADA
O nome “árvore de natal” surgiu na década de 1930, quando habitantes de províncias petrolíferas terrestres, nos EUA, associaram o equipamento – que estava coberto de neve – a um pinheiro de Natal. Com a completação dos primeiros poços submarinos na década de 60, o termo ganhou o adjetivo “molhada” quando passou a ser instalada no fundo do mar.
Trata-se de um conjunto de válvulas operadas remotamente, que controlam o fluxo dos fluidos produzidos ou injetados no poço. Suporta elevadas pressões e diferentes faixas de temperatura ambiente. É instalada na cabeça do poço submarino, com o auxílio de mergulhadores (profundidades de até 300 metros) ou de veículos de operação remota (ROV), para águas profundas e ultraprofundas.
 Figura 2: Árvore de natal molhada.
POÇOS SATÉLITES
Poços satélites são poços submarinos interligados diretamente à unidade de produção. São normalmente utilizados para desenvolvimentos pequenos que requerem poucos poços. Muitas vezes, eles são perfurados com grande afastamento uns dos outros, sendo a produção de cada poço escoada por meio de um único duro diretamente para a unidade de produção. Vários arranjos submarinos de campo devem ser examinados. Essa avaliação deve envolver cálculos hidráulicos e análises de sensibilidade de custos, levando-se em consideração os custos da linha de escoamento, do umbilical e da instalação, além dos problemas de garantia de escoamento.
Figura 3: Configuração de poços satélites.
MANIFOLDS
O manifold é um conjunto de válvulas e acessórios que serve para direcionar a produção de vários poços para um duto coletor, o qual conduz a produção total para uma unidade de produção. Além disso esse equipamento também tem como função distribuir a injeção de gaslift, distribuir a injeção de água, permitir acesso ao anular e viabilizar teste de produção e injeção dos poços.
Figura 4: Manifold.
Esse tipo de equipamento ajuda a reduzir o número de linhas (dutos) conectadas à plataforma, além de diminuir o comprimento total das linhas de poços usadas num sistema de produção.  Pode também ser usado para permitir que um grupo de poços compartilhe sistemas de injeção de água e gas lift (elevação de óleo e gás até a superfície por meio de gás pressurizado). Entre as vantagens do uso de manifold está a redução de custo de dutos e umbilicais; redução do número de risers.
 Figura 5: Arranjo sem manifold.
 Figura 6: Arranjo com Manifold.
Os manifolds têm como função conter os fluidos, não permitindo contato com o ambiente marinho (pressão e contaminação); direcionar o fluxo (através de manobras de válvulas); controlar a vazão dos fluidos que entram e saem do manifold (através de válvulas reguladoras de fluxo – chokes); coletar e transmitir dados de pressão, temperatura e vazão (dos fluidos e da formação – sensores).
Tipos de manifolds
Produção: coleta da produção de vários poços e permite a injeção de gas lift, produtos químicos, etc;
Injeção de água: distribui a água a ser injetada na formação através de diversos poços de injeção;
Gas lift: distribui o gás a ser injetado na colina de diversos poços de produção;
Misto: faz simultaneamente as funções dos manifolds de produção e injeção.
Desvantagens do uso de Manifold
Início da produção: com a construção complexa e longa, pode fazer com que haja atraso na instalação e consequente perda da vantagem planejada;
Controle da produção: histórico de falhas nos instrumentos de medição residentes no manifold gera falta de confiança nas equipes de análise de reservatório;
Manutenção: requer mobilização de recursos complexos e caros, nem sempre disponíveis; deficiência na coleta de dados do poço;
Disponibilidade operacional: retirada de um manifold para a produção de vários poços.
LINHAS FLEXÍVEIS
As linhas flexíveis são os dutos empregados em todo sistema submarino de coleta e escoamento, que conduzem os fluidos produzidos pelo poço para as unidades de produção. Elas podem ser utilizadas para a interligação de uma unidade a outra, para a injeção ou o descarte de fluidos em reservatórios ou para a exportação da produção para terra. Seu formato é tubular, com camadas de materiais metálicos e não metálicos, cada qual com uma função específica. Em suas extremidades, possuem acessórios denominados “conectores”, ligando as árvores de natal molhadas a manifolds ou risers.
 Figura 7: Exemplo de linha flexível
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DUTOS RÍGIDOS
São tubos de aço lançados no fundo do mar com a função principal de transferência de óleo e gás tratado para outras unidades ou para terra. Quanto maior o diâmetro da linha, mais competitivo o duto rígido se torna em relação ao flexível.
Os dutos rígidos podem ser usados como flowline em conjunto com risersflexíveis. A conexão no término do duto rígido é conhecida como PLET (pipe line end termination). O PLET possui um receptáculo na vertical para receber a conexão com o duto flexível que é feito através do MCV (módulo de conexão vertical).
 Figura 8: Duto rígido.
RISERS
Rígidos ou flexíveis, os risers são os trechos suspensos das tubulações que interligam as linhas de produção submarinas (vindas de uma árvore de natal molhada ou de um manifold) às plataformas. Podem também ser utilizados para conduzir fluidos da superfície até o leito marinho, como os risers de injeção e de exportação.
 Figura 9: Risers.
 EQUIPAMENTOS DE INTERLIGAÇÃO DO TIPO PLET E PLEM
Os PLETs (Pipeline End Termination) são equipamentos que possibilitam a interligação submarina entre dutos rígidos e dutos flexíveis ou entre um duto e um equipamento submarino.
Os PLEMs (Pipeline End Manifold) são instalados na extremidade de um trecho de duto, permitindo sua interligação com outros trechos de dutos.
 Figura 10: Equipamento de interligação PLEM.
UMBILICAIS
Os umbilicais eletro-hidráulicos são conjuntos de mangueiras e cabos elétricos, utilizados para operar remotamente equipamentos e válvulas submarinas, injetar produtos químicos e monitorar parâmetros operacionais (temperatura e pressão) de poços. 
 Figura 11: Umbilical.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro RJ, Editora Interciência, 2001.
JAHN, Frank et al. Introdução à Exploração e Produção de Petróleo. 2. ed. São Paulo: Elsevier, 2012.