40 ANOS NA EVOLUÇÃO DA TECNOLOGIA EM ÁRVORE DE NATAL MOLHADA NO BRASIL

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40 ANOS NA EVOLUÇÃO DA TECNOLOGIA EM ÁRVORE DE NATAL MOLHADA 
NO BRASIL 
 
 
 
 
André Luiz Moura de Vasconcelos 
 
 
 
Dissertação de Mestrado apresentada ao 
Programa de Pós-graduação em Engenharia 
Oceânica, COPPE, da Universidade Federal 
do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos 
necessários à obtenção do título de Mestre em 
Engenharia Oceânica. 
 Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino 
 
 
 
 
Rio de Janeiro 
Outubro de 2015 
 
 
40 ANOS NA EVOLUÇÃO DA TECNOLOGIA EM ÁRVORE DE NATAL MOLHADA 
NO BRASIL 
 
André Luiz Moura de Vasconcelos 
 
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ 
COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE) DA 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM 
ENGENHARIA OCEÂNICA. 
 
Examinada por: 
 
 ________________________________________ 
 Prof. Ilson Paranhos Pasqualino, D.Sc. 
 
 
 ________________________________________ 
 Prof. Paulo Couto, Ph.D. 
 
 
 ________________________________________ 
 Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza, D.Sc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL 
OUTUBRO DE 2015
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Vasconcelos, André Luiz Moura de 
40 anos na evolução da tecnologia em árvore de natal 
molhada no Brasil/ André Luiz Moura de Vasconcelos. – 
Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2015. 
XVIII, 167 p.: il.; 29,7 cm. 
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualino 
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de 
Engenharia Oceânica, 2015. 
 Referências Bibliográficas: p. 165-166. 
1. Árvore de Natal Molhada. 2. Histórico. 3. Engenharia 
Submarina. I. Pasqualino, Ilson Paranhos. II. Universidade 
Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de 
Engenharia Oceânica. III Título 
 
iv 
 
 
Dedico à minha esposa e minha família pelo constante apoio... Aos meus amigos 
por tantos exemplos, conselhos e mesmo sem querer me ensinaram um pouco a cada 
dia. Aos meus mentores por me mostrarem através de suas experiências o caminho a 
seguir... Aos meus professores que cumprimento dos seus deveres me ensinaram 
coisas cada vez mais extraordinárias, a Deus, por esse dom magnífico que é a vida! 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
v 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 Gostaria de deixar o meu agradecimento a todos aqueles que contribuíram direta 
ou indiretamente para elaboração deste trabalho, somente baseado na história 
construída por diversos anos na indústria do petróleo, especificamente na disciplina de 
engenharia submarina, a produção de hidrocarbonetos pode atingir o atual patamar de 
produtividade. 
 Ao professor Ilson Paranhos pela oportunidade de construir um trabalho voltado 
para área de árvore de natal molhada no Brasil e incentivo para não deixar este trabalho 
incompleto. 
 Ao engenheiro Otavio Murakami por todos os ensinamentos e pela 
disponibilidade e seriedade para demonstrar o caminho correto a ser seguido. Ao 
consultor e amigo Roberti Hilário pelas horas dispendidas para passar o histórico dos 
equipamentos submarinos, aos consultores Robson Soares, Maurício Werneck e Jose 
Roberto, pelo extenso material disponibilizado para composição deste trabalho. 
 
vi 
 
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos 
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.) 
 
40 ANOS NA EVOLUÇÃO DA TECNOLOGIA EM ÁRVORE DE NATAL MOLHADA 
NO BRASIL 
 
André Luiz Moura de Vasconcelos 
 
Outubro/2015 
 
Orientador: Ilson Paranhos Pasqualinos 
 
Programa: Engenharia Oceânica 
 A indústria de petróleo iniciou sua história 1859 com a descoberta de poços em 
terra (coronel Drake), logo este combustível mostrou-se mais valioso que o óleo de 
baleia e com a popularização e consequente aumento no consumo deste hidrocarboneto 
mais e mais recursos foram, e ainda são dispendidos para o incremento da produção e 
das reservas. A partir da descoberta de consideráveis acumulações de hidrocarbonetos 
no fundo do mar a indústria de petróleo se voltou, principalmente no Brasil, para este 
novo cenário de produção. Um dos equipamentos que são necessários na produção 
submarina é a Árvore de Natal Molhada, que tem por finalidade manter a segurança do 
poço controlando os fluidos produzidos e injetados 
Nesta dissertação apresentaremos o equipamento conhecido na indústria 
offshore como Árvore de Natal Molhada, introduziremos os conceitos de utilização deste 
equipamento bem como seus principais componentes. Na sequência permearemos pela 
história de aplicação deste tipo de equipamentos no Brasil, verificando os principais 
marcos que levaram a uma quebra dos paradigmas nos conceitos de ANMs, e definindo 
assim as gerações dos equipamentos aplicados no Brasil. Por fim avaliaremos o 
desempenho das gerações e quais são as tendências para continuidade da evolução 
das ANMs. 
 
vii 
 
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Master of Science (M. Sc.) 
 
40 YEARS ON THE EVOLUTION OF TECHNOLOGY IN WET CHRISTMAS IN 
BRASIL 
 
André Luiz Moura de Vasconcelos 
 
October/2015 
 
 
 
 
Advisor: Ilson Paranhos Pasqualinos 
 
Department: Oceanic Engineering 
 
The petroleum industry began your history in 1989 with oil discovery onshore and 
it became popular, soon the new fuel shown it’s value, as an alternative to oil from whale, 
and the increase of the consumption of this hydrocarbon, made more and more 
resources be spent to increase the reserve and production. Since the found of 
considerable reserves on the sea bed the industry turned, mainly in Brazil to this new 
scenario so a new discipline had to be created to overcome the challenges to product at 
the sea bottom. One of the needed equipment to develop the subsea production is the 
Christmas Tree, it has the main function to maintain the safety of the well by controlling 
the produced and injected fluids. 
In this dissertation will be presented the Christmas Tree, will be introduced the 
utilization concepts, as well its mainly components. In the sequence will pass through 
the application history this kind of equipment in Brazil, checking the milestones that 
change the concepts, and identifying the generations applied in Brazil. Finally a 
performance review and the tendency for future will be made. 
 
viii 
 
 
Sumário 
 
1. INTRODUÇÃO .................................................................................................................... 1 
1.1. MOTIVAÇÃO PARA ESTUDO DA TECNOLOGIA DE ANMs ............................. 1 
1.2. CARACTERIZAÇÃO DOS CENÁRIOS .................................................................. 3 
1.3. OBJETIVOS .............................................................................................................. 11 
2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ........................................................................................ 12 
2.1. POÇOS SUBMARINOS .......................................................................................... 12 
2.2. AS EMBARCAÇÕES ENVOLVIDAS NAS OPERAÇÕES COM ANMs ........... 14 
2.2.1. AS SONDAS DE PERFURAÇÃO .................................................................. 14 
2.2.2. OS BARCOS DE LANÇAMENTO DE DUTOS ............................................ 16 
2.2.3. OS BARCOS DE INSTALAÇÃO DE ANMS ................................................. 18 
2.3. ÁRVORE DE NATAL MOLHADA – ANM, UMA VISÃO GERAL ...................... 19 
2.4. FERRAMENTAS DE INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS ........................... 42 
2.5. LANÇAMENTO DE MCV ........................................................................................ 64 
2.6. METALURGIA DE EQUIPAMENTOS SUBMARINOS ....................................... 71 
2.7. SISTEMA DE CONTROLE DE ANM ..................................................................... 74 
2.7.1.SISTEMA HIDRÁULICO DIRETO ................................................................. 75 
2.7.2. SISTEMA HIDRÁULICO PILOTADO ............................................................ 76 
2.7.3. SISTEMA DE CONTROLE HIDRÁULICO SEQUENCIAL ......................... 77 
2.7.4. SISTEMA DE CONTROLE ELETRO-HIDRÁULICO .................................. 78 
2.7.5. SISTEMA DE CONTROLE ELETRO-HIDRÁULICO MULTIPLEXADO... 78 
2.7.6. SISTEMA DE CONTROLE ELÉTRICO ........................................................ 80 
3. HISTÓRICO DAS ANMS ................................................................................................. 81 
3.1. ANM DIVER LESS IMPORTADA .......................................................................... 81 
3.2. ANM DIVER OPERATED ........................................................................................ 89 
3.3. ANM DIVER ASSISTED GUIDE LINE .................................................................. 93 
3.4. ANM DIVER LESS LAY-AWAY GUIDE LINE LESS ........................................... 98 
3.5. ANM DIVER LESS CONEXÃO VERTICAL INDIRETA .................................... 103 
3.6. ANM DIVER LESS CONEXÃO DIRETA MLF ................................................... 106 
3.7. ANM DIVER LESS CONEXÃO DIRETA MCV TRIPLO ................................... 109 
3.8. ANM DIVER LESS GUIDE LINE LESS CONEXÃO DIRETA MCV SINGELO
 112 
ix 
 
3.9. ANM DIVER LESS CONEXÃO DIRETA MCV SINGELO PRÉ-SAL .............. 118 
4. DESEMPENHO DAS TECNOLOGIAS EM ANMS ................................................... 125 
4.1. QUANTIDADE DE EQUIPAMENTOS INSTALADOS ...................................... 126 
4.1.1. SIMULAÇÕES DE CENÁRIOS .................................................................... 137 
4.2. CUSTO TOTAL DE INSTALAÇÃO DA ANM (AQUISIÇÃO + INSTALAÇÃO)
 147 
4.3. IMPACTOS DAS MODIFICAÇÕES DAS ANMS ............................................... 150 
4.3.1. IMPLEMENTAÇÃO DO SUPORTE ROTATIVO (SWIVEL) ENTRE DO 
DUTO FLEXÍVEL E O MCV. ......................................................................................... 150 
4.3.2. PADRONIZAÇÃO DE EQUIPAMENTOS. .................................................. 151 
4.3.3. REDUÇÃO DA CAPA DA ANM.................................................................... 152 
4.3.4. RETIRADA DO PAINEL DE FUNÇÕES RESERVAS DA ANM. ............ 153 
4.3.5. SUBSTITUIÇÃO DA VDV NO SUSPENSOR DE COLUNA .................... 154 
4.3.6. RETIRADA DOS ACOPLAMENTOS METÁLICOS DO TOPO DA ANM
 155 
5. CONCLUSÕES ............................................................................................................... 157 
5.1. TRABALHOS FUTUROS - DESENVOLVIMENTO DA TECNOLOGIA DAS 
ANMS 159 
5.1.1. ELABORAR MODELOS DE ANÁLISE PROBABILÍSTICAS 
CONSIDERANDO MAIOR DETALHAMENTO DOS PARÂMETROS QUE 
INFLUENCIAM A QUANTIDADE DE ANMS INSTALADAS. .................................. 159 
5.1.2. REALIZAR ESTUDOS COMPARATIVOS DO TEMPO DE INSTALAÇÃO 
ENTRE CADA GERAÇÃO DAS ANMS. ..................................................................... 160 
5.1.3. ANMS MAIS MULTIPLEXADA – ACOMPANHAMENTO DE MUITOS 
MAIS PARÂMETROS. ................................................................................................... 160 
5.1.4. ESTUDO PARA INSTALAÇÃO DE TODO O CONJUNTO POR CABO 160 
5.1.5. UTILIZAÇÃO DE VÁLVULAS NA COLUNA PARA POSSIBILITAR A 
ABERTURA DO POÇO SEM INTERVENÇÃO COM SONDA. ............................... 161 
5.1.6. PONTOS DE ACESSO PARA INJEÇÃO QUÍMICA, PREVENÇÃO DE 
HIDRATO NO BORE DE PRODUÇÃO, FACILIDADES PARA LIMPEZA DO 
EQUIPAMENTO, FACILIDADES PARA INTERVENÇÃO COM BARCOS MAIS 
BARATOS. ....................................................................................................................... 161 
5.1.7. EQUIPAMENTOS MAIORES E MAIS RESISTENTES PARA PRESSÃO 
DE 15KSI/20KSI E PROFUNDIDADE DE 3000M. ................................................... 161 
5.1.8. AGREGAR MAIS FUNÇÕES AO EQUIPAMENTO SUBMARINO PARA 
APERFEIÇOAR A PRODUÇÃO, COMO SEPARAÇÃO SUBMARINA. ................ 162 
5.1.9. CONEXÃO COM MAIOR EFICIÊNCIA OPERACIONAL ......................... 162 
x 
 
5.1.10. EQUIPAMENTOS TOTALMENTE ELÉTRICOS, REDUZINDO O 
TAMANHO E MELHORANDO O DESEMPENHO. ................................................... 162 
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS .......................................................................................... 164 
7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ 165 
ANEXO I DISTRIBUIÇÃO DE STUDENT........................................................................... 167 
 
 
xi 
 
Lista de Figuras 
 
Figura 1 – Evolução dos poços até o pré-sal. ............................................................... 2 
Figura 2 – Árvore Atmosférica (Wellhead Cellar). ......................................................... 3 
Figura 3 - Sistema de produção antecipada de garoupa árvores atmosféricas e 
manifolds atmosférico. .................................................................................................. 4 
Figura 4 - Primeira ANM no Brasil. ................................................................................ 5 
Figura 5 - Disposição do campo Albacora. .................................................................... 7 
Figura 6 - Mergulhador na ANM DO. ............................................................................ 8 
Figura 7 - ANM horizontal utilizada em gulftak Noruega. .............................................. 9 
Figura 8 - Poços recordes até 1997 ............................................................................ 10 
Figura 9 - Poço do Pré Sal na Bacia de Santos. ......................................................... 12 
Figura 10 – Configuração de um poço submarino ....................................................... 13 
Figura 11 - Exemplo de navio sonda ........................................................................... 15 
Figura 12 - Esquemático simplificado de uma Sonda.................................................. 16 
Figura 13 - Exemplo de PLSV. .................................................................................... 17 
Figura 14 - Imagem da conexão do duto utilizando um MCV. ..................................... 17 
Figura 15 - Embarcação SESV. .................................................................................. 18 
Figura 16 - Projeto de Desenvolvimento da Produção. ............................................... 20 
Figura 17 - Esquemático da completação de um poço. ............................................... 21 
Figura 18 - Esquamático ANM .................................................................................... 22 
Figura 19 – BAP de 3 MCVs. ...................................................................................... 23 
Figura 20 - Funil Superior ........................................................................................... 24 
Figura 21 - Exemplo de funil inferior ........................................................................... 24 
Figura 22 - Alojador de Alta pressão ........................................................................... 25 
Figura 23 - MLF .......................................................................................................... 25 
Figura 24 - Hubs dos MCVs ........................................................................................ 26 
Figura 25 – Esquemático de um suspensor de coluna ................................................ 26 
Figura 26 - Componentes do TH dual bore. ................................................................ 27 
Figura 27 – Exemplo de árvore de natal molhada. ...................................................... 28 
Figura 28 - Esquemático ANM vertical. ....................................................................... 29 
Figura 29 - Esquemático ANM horizontal.................................................................... 30 
Figura 30 - Exemplo de ANM horizontal. ..................................................................... 30 
Figura 31 - Bloco Principal de Válvulas da ANM. ........................................................ 31 
Figura 32 - Tree manifold do Bloco da ANM. .............................................................. 32 
Figura 33 - Conector da ANM. .................................................................................... 32 
xii 
 
Figura 34 – Prolongadores no interior da ANM. .......................................................... 33 
Figura 35 - Conector das linhas de fluxo. .................................................................... 34 
Figura 36 - Montagem das válvulas no bloco da ANM. ............................................... 35 
Figura 37 - Conjunto válvula mais atuador. ................................................................. 36 
Figura 38 - sistema de compensação dos atuadores das ANMs. ................................ 36 
Figura 39 - Painel de ROV. ......................................................................................... 37 
Figura 40 – Exemplo de Capa da ANM instalada. ....................................................... 38 
Figura 41 - Diferença entre a operação do equipamento através da sonda ou através 
da UEP com a TC instalada ........................................................................................ 38 
Figura 42 - Conector da capa da ANM. ....................................................................... 39 
Figura 43 - Painel de ROV da Capa da ANM. ............................................................. 39 
Figura 44 - Diagrama hidráulico Painel Back-up. ........................................................ 40 
Figura 45 – Modelo de um MCV ................................................................................. 40 
Figura 46 - Imagem do Goose Neck e o Suporte rotativo. .......................................... 41 
Figura 47 - Conector e Corpo do MCV ........................................................................ 42 
Figura 48 - Esquemático da utilização da ferramenta do equipamento. ...................... 42 
Figura 49 - Desenho FIBAP x BAP. ............................................................................ 43 
Figura 50 - Esquemático FIBAP x BAP. ...................................................................... 44 
Figura 51 - Foto de uma FIBAP iniciando a descida com umbilical conectado. ........... 44 
Figura 52 - Isométrica da THRT. ................................................................................. 45 
Figura 53 - Descida da ANM pelo Moon Pool ............................................................. 45 
Figura 54 - Imagem de uma FIANM. ........................................................................... 46 
Figura 55 - Identificação da montagem de um TRT .................................................... 47 
Figura 56 - Acumulador do tipo bexiga........................................................................ 50 
Figura 57 - Gráfico ilustrando a necessidade de volume dos acumuladores para 
redução da pressão de carga ..................................................................................... 51 
Figura 58 - Avaliação dos volumes necessários de acumuladores para condição de 
Pressão de nitrogênio cte e pressão máxima de operação cte ................................... 53 
Figura 59 - Comportamento da descarga do acumulador ........................................... 54 
Figura 60 - Exemplo de sistema de Riser ................................................................... 56 
Figura 61 - Imagem de um riser Dual Bore ................................................................. 56 
Figura 62 - Ilustração de um riser concêntrico. ........................................................... 57 
Figura 63 - Conexão de um DPR ................................................................................ 58 
Figura 64 - Esquemático da utilização do DPR ........................................................... 59 
Figura 65 - Esquemático de um modelo de análise de Riser. ..................................... 60 
Figura 66 - Analise local de um conector de riser ....................................................... 61 
Figura 67 - Ilustração da coluna com Top Tension ..................................................... 62 
xiii 
 
Figura 68 - Movimento das embarcações ................................................................... 63 
Figura 69 ´- Simulação do carregamento de TOPO. ................................................... 65 
Figura 70 - Avaliação de Equilíbrio do MCV. ............................................................... 65 
Figura 71 - Aplicação do deslocamento vertical com MCV engastado ........................ 66 
Figura 72 - Simulação dos esforços quando o Duto toca o fundo do mar ................... 66 
Figura 73 - Configuração do duto apoiado no fundo ................................................... 67 
Figura 74 - Configuração dos carregamentos no MCV ............................................... 67 
Figura 75 - Esquemático das distâncias no Goose Neck. ........................................... 68 
Figura 76 - Tensões admissíveis conforme ASME VIII DIV 2. ..................................... 70 
Figura 77 - Exemplo de gráfico de linearização das tensões. ..................................... 71 
Figura 78 - Materiais requeridos (classificação TRIMM) segundo norma API 6A [7]. .. 72 
Figura 79 - Esquemático do sistema de controle hidráulico direto............................... 75 
Figura 80 - Sistema de controle Hidráulico Pilotado .................................................... 76 
Figura 81 - Sistema de controle Hidráulico Sequencial ............................................... 77 
Figura 82 - Sistema de controle Eletro-Hidráulico ....................................................... 78 
Figura 83 - Esquemático Sistema MUX ...................................................................... 78 
Figura 84 - Esquemático do Sistema Eletro-Hidráulico Multiplexado. ......................... 79 
Figura 85 - Esquemático Sistema de Controle Elétrico ............................................... 80 
Figura 86 - ANM DL Importada ................................................................................... 82 
Figura 87 – Cabeça de poço SG5 Vetco. .................................................................... 82 
Figura 88 – Cabeça de poço SG10 Vetco. .................................................................. 83 
Figura 89 – Cabeça de poço UWD ............................................................................. 83 
Figura 90 - Sea King - 1 Equipetrol ............................................................................. 84 
Figura 91 - MS700 Vetco ............................................................................................ 84 
Figura 92 - TH Dual Bore. ........................................................................................... 85 
Figura 93 - Esquema de um TH Concêntrico .............................................................. 85 
Figura 94 - Conjunto Válvula Atuador ......................................................................... 86 
Figura 95 - Esquemático das Válvulas ........................................................................ 86 
Figura 96 - Base Guia com seus postes guia. ............................................................. 87 
Figura 97 - Riser de Completação Dual Bore .............................................................. 88 
Figura 98 - SFT primeira geração. .............................................................................. 88 
Figura 99 - Conexão dos dutos com a Pull-in Tool. ..................................................... 89 
Figura 100 - ANM operado por mergulhadorDO. ....................................................... 90 
Figura 101 - ANM DO-1. ............................................................................................. 91 
Figura 102 - ANM DO-3 .............................................................................................. 93 
Figura 103 - ANM DA .................................................................................................. 94 
Figura 104 - Conector ANM DA. ................................................................................. 95 
xiv 
 
Figura 105 - Fluxograma das válvulas ANM DA. ......................................................... 96 
Figura 106 - Suspensor de coluna Concêntrico ANM DA. ........................................... 97 
Figura 107 - Sobra de tubulação para dar flexibilidade ............................................... 97 
Figura 108 - Esquemático da Instalação de equipamento Lay-away. .......................... 98 
Figura 109 - Configuração da ANM DLL ..................................................................... 99 
Figura 110 - Painel de Válvulas ................................................................................ 100 
Figura 111 - TH ANM Lay away. ............................................................................... 101 
Figura 112 - ANM DLL GL com postes e cabos guia. ............................................... 101 
Figura 113 - Proximidade das embarcação durante Lay-away e chegada das linhas no 
moon pool da sonda. ................................................................................................ 102 
Figura 114 - Lançamento dos dutos com conexão vertical indireta ........................... 103 
Figura 115 - SC instalado no interior da BAP com sua ferramenta. .......................... 104 
Figura 116 - Instalação dos dutos utilizando o trenó ................................................. 105 
Figura 117 - Passagem do trenó pelo rolo de popa do barco de lançamento dos dutos
 ................................................................................................................................. 105 
Figura 118 - Ilustração do assentamento do MLF com pino guia na BAP. ................ 106 
Figura 119 - Assentamento dos equipamentos ......................................................... 107 
Figura 120 - Assentamento do MLF na BAP ............................................................. 108 
Figura 121 - Ilustração do MLF com seu poste ......................................................... 108 
Figura 122 - Bap com hub para MCV ........................................................................ 109 
Figura 123 - Stack-up da ANM .................................................................................. 110 
Figura 124 - Lançamento de um MCV Triplo ............................................................ 111 
Figura 125 - Esquema de um HOTSTAB duplo e Diagrama Hidráulico do MCV ....... 112 
Figura 126 - ANM 3 MCVs 2000m ............................................................................ 113 
Figura 127 - Ilustração da montagem da bucha de vedação sobre o anel metálico .. 114 
Figura 128 - Esquema de válvulas ANM 2000m HD ................................................. 115 
Figura 129 - SC com contorno de anular. ................................................................. 116 
Figura 130 - Comparação entre BAP com VDV e Ais. .............................................. 116 
Figura 131 - Sistema de Guia utilizado nos MCVs funil para cima ou para baixo. ..... 117 
Figura 132 - Esquemático dos MCVs Singelos ......................................................... 117 
Figura 133 - Orientação de chegada dos MCVs na BAP. ......................................... 118 
Figura 134 - ANM 10ksi Pré-Sal................................................................................ 119 
Figura 135 – Capa da ANM Instalada por ROV. ....................................................... 119 
Figura 136 - Conector BAP 2500m 10KSI. ................................................................ 120 
Figura 137 - Atuador de mola prato. ......................................................................... 121 
Figura 138 – Esquemático das Válvulas ANM 2500m 10ksi. .................................... 122 
Figura 139 - Visão superior do suspensor de coluna. ............................................... 122 
xv 
 
Figura 140 - MCV utilizado na ANM 2500m 10ksi. .................................................... 123 
Figura 141 - Ilustração da interligação das extensões do MCVU até a ANM. ........... 123 
Figura 142 - Orientação da BAP e MCVU. ................................................................ 124 
Figura 143 - Fluxo para análise de um processo ...................................................... 125 
Figura 144 - ANM instaladas por ano ........................................................................ 127 
Figura 145 - localização dos campos de Petróleo ..................................................... 128 
Figura 146 - Diversidade de Projetos ........................................................................ 129 
Figura 147 - Tempo médio para instalação do conjunto ............................................ 130 
Figura 148- Instalação de ANMs 2015 - 2018 ........................................................... 132 
Figura 149 -Produção no Brasil 1998 a 2014 ............................................................ 132 
Figura 150 - Relação entre Nível de produção e ANMs instaladas ........................... 133 
Figura 151 - Estimativa das Instalações de ANMs. ................................................... 136 
Figura 152 - Distribuição normal. .............................................................................. 137 
Figura 153 - Histograma da distribuição da taxa de instalação. ................................ 138 
Figura 154 - Total de ANMs instaladas em 2018 (Excel). ......................................... 139 
Figura 155 - ANMs instaladas em 2018 com geração de n aleatório por ano ........... 140 
Figura 156 - Distribuição de probabilidade para atendimento de 570 ANMs ............. 142 
Figura 157 - Influencia dos inputs ............................................................................. 143 
Figura 158 - Probabilidade de atingimento da meta com 6,25% de taxa de crescimento
 ................................................................................................................................. 144 
Figura 159 - Simulação Monte carlo Aleatória por Ano ............................................. 145 
Figura 160 - Gráfico relação das variáveis com o resultado ...................................... 145 
Figura 161 - Simulação considerando Média 56. ...................................................... 146 
Figura 162 - Custo total de ANM ............................................................................... 148 
Figura 163 - Cotação do preço do petróleo ............................................................... 149 
Figura 164 - MCV chegando com 180º de defasagem para posição de conexão ..... 150 
Figura 165 - Retrabalho devido ao não funcionamento do Suporte Rotativo ............. 151 
Figura 166 - Comparativo entre os tempos de instalação da TC. .............................. 153 
Figura 167 - Válvula de Dupla Vedação. ................................................................... 154 
Figura 168 – Suspensor de coluna com VDV x com AI. ............................................ 155 
Figura 169 - Diferença entre o TM com TC por e ROV e TM para TC instalada por 
sonda ........................................................................................................................ 156 
 
 
xvi 
 
Lista de Tabelas 
 
Tabela 1 - Comparativo dos tempos de manobra dos risers ............................................. 59 
Tabela 2 - Valores aceitáveis de dureza máxima para açocarbono manganês e soldas 
de aço de baixa liga conforme NACE MR0175 [13]. .......................................................... 72 
Tabela 3 - Guia para seleção de materiais através das tabelas Anexo A, parte 3, 
norma NACE MR0175. ............................................................................................................ 73 
Tabela 4 - Dureza permitida de materiais conforme API 6A. ............................................ 74 
Tabela 5 - Tipos de SCPS compatíveis com ANM. .......................................................... 100 
Tabela 6 - Distribuição dos campos por LDA .................................................................... 127 
Tabela 7 - Estimativa de ANMs instaladas por ano. ......................................................... 135 
Tabela 8 - Parâmetros para simulação ............................................................................... 138 
Tabela 9 - Parâmetros para simulação de monte carlo ................................................... 141 
Tabela 10 - Verificação de aderência do modelo com anos anteriores ......................... 141 
Tabela 11 - Resultado para o cenário mais provável (P50) ............................................ 142 
Tabela 12 - Parâmetros para variação da simulação anualmente ................................. 144 
Tabela 13 - Modelos das ANMs ........................................................................................... 159 
xvii 
 
NOMENCLATURA 
 
ANM Árvore de Natal Molhada 
API America Petroleum Institute 
ASME 
American Society of Mechanical 
Engineer 
BAP Base Adaptadora de produção 
BOP Blowout preventer 
BOPw BOP de Workover 
DCV Direcional Control Valve 
DHSV Down Hole Safety Valve 
DP 
Posicionamento Dinamico (Dynamic 
Positioning) 
E&P Exploração e Produção 
EDS Emergency desconection System 
EPR Early Production Riser 
FSC Fail Safe Close 
JRC Junta de Riser Cisalhavel 
LDA Lâmina de Água 
MCV 
Módulo de Conexão Vertical 
(Classificado em A – Anular, P – 
Produção ou U – Umbilical) 
MR Mesa Rotativa 
PIPA 
Projeto Itinerante de Produção 
antecipada 
PLSV Pipe Lay Support Vessel 
RAO Relatório de Amplitudes operacionais 
ROV Remote Operated Vehicle 
SCM Subsea Control Module 
SDR Sistema de destravamento Rápido 
SEM Subsea Eletronic Module 
SESV Subsea Equipment Support Vessel 
SFT Surface Flow Tree 
STU Steel Tubing Umbilical 
TC Tree Cap (Capa da ANM) 
xviii 
 
TH Tubing Hanger 
THRT Tubing Hanger Runing Tool 
TRT Tree Runing Tool 
TSR Tubing Seal Receptacle 
WB Wear Bushing (Bucha de Desgaste) 
WBRT Wear Bushing Runing Tool 
 
 
1 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
 
Nesta seção será introduzida a história da exploração de petróleo no Brasil 
para que seja facilitada a compreensão das mudanças que ocorreram nas ANMs ao 
longo das décadas, além de definir os principais objetivos do trabalho. 
 
1.1. MOTIVAÇÃO PARA ESTUDO DA TECNOLOGIA DE ANMs 
A produção de petróleo no Brasil é reconhecida mundialmente pela operação 
em campos submarinos e tal marca foi atingida ao longo de 60 anos de história na 
prospecção de petróleo, além de que foi no mar onde ocorreram as descobertas dos 
primeiros campos gigantes, o que modificou a participação do Brasil neste mercado. Em 
1974 foi encontrado o primeiro óleo da bacia de campos em uma LDA de 100m, 
demonstrando que algo mais poderia sair dos mares brasileiros. Os campos gigantes 
alteraram o patamar do Brasil de grande consumidor para grande produtor de petróleo, 
e esta tendência de prospecção de campos submarinos se mantem até os dias de hoje, 
com perspectiva de que a autossuficiência neste recurso será assegurada. 
Atualmente nas bacias submarinas brasileiras existem mais de 950 árvores de 
natal molhadas instaladas, as ANMs, incluindo as que estão produzindo e as que estão 
apenas instaladas e fechando os poços, e toda essa massa de equipamentos precisa 
ser constantemente monitorada para garantir sua funcionalidade. 
Esta particularidade de exploração em campos submarinos tornou o Brasil 
em uma grande máquina de fomentação de tecnologia, pois desde que se encontrou 
diante aos desafios de explorar petróleo em locais cada vez mais inacessíveis teve de 
buscar soluções cada vez mais inteligentes no mercado externo, no desenvolvimento 
de tecnologias junto às universidades brasileiras e fornecedores locais. 
Abaixo são exemplificados alguns dos desafios que foram superados ao 
longo dos anos na área de equipamentos submarinos: 
 Falta de expertise para exploração de campos submarinos; 
 Aumento da profundidade de instalação dos equipamentos submarinos; 
 Aumento das pressões de operação dos equipamentos; 
 Contaminantes cada vez mais agressivos a metalurgia das ANMs; 
 Custos da indústria offshore cada vez mais elevados; 
 E acima de tudo a completação dos poços deve ser realizada de forma 
SEGURA. 
2 
 
Desde a instalação das primeiras árvores de natal molhadas tivemos enormes 
evoluções nos conceitos deste equipamento submarinos, mas infelizmente este 
histórico não foi documentado de forma cronológica nem tampouco de forma lógica, 
ficando na maioria das vezes estas informações na memória daqueles que participaram 
desta história. 
Assim é importante que toda essa massa de informação seja documentada e 
analisado os diversos fatos que nos levaram a atual tecnologia de árvore de natal 
molhada. 
A Figura 1 a seguir mostra como estão posicionadas ao longo do tempo a 
profundidade dos poços submarinos nas bacias do Brasil. 
 
Figura 1 – Evolução dos poços até o pré-sal. 
 
O atual cenário que guiam os desenvolvimentos tecnológicos da engenharia 
submarina é a produção no pré-sal. Assim como ocorreu nas descobertas dos campos 
gigantes de Marlim e Roncador, o campo de tupi, o primeiro campo do pré-sal, trouxe 
uma série de novos desafios para recuperação destes hidrocarbonetos. Pela primeira 
vez no Brasil foi identificado um reservatório de petróleo em Lâmina de água, LDA, de 
mais de 2000m e poços com pressão superior a 5000psi, características dos 
equipamentos mais robustos disponíveis no Brasil em 2010, para produzir a enorme 
jazida de óleo deste campo. 
É importante ressaltar que a disciplina de engenharia submarina é muito restrita 
e a literatura neste ramo é escassa, os maiores estudos para superar os diversos 
desafios que constantemente aparecem no caminho para extração do petróleo são 
3 
 
coordenados pelas próprias operadoras, assim o acesso a estas informações muitas 
vezes é restrito e considerado estratégico. 
 
1.2. CARACTERIZAÇÃO DOS CENÁRIOS 
Em 1974 foi descoberto o primeiro poço com acumulação de óleo considerável 
na Bacia de campos, offshore do rio de Janeiro, conforme Ilson [1]. A descoberta estava 
situada em LDA de aproximadamente 100m, esta profundidade estava além das 
tecnologias convencionais disponíveis para produção de óleo, logo foi necessária uma 
busca por novas tecnologias: 
- Árvore seca dentro de um vaso de pressão, ou árvore atmosférica (Wellhead 
cellar); 
- Árvore de Natal Molhada (ANM) 
A árvore atmosférica foi selecionada por apresentar menores riscos de 
qualificação, pois possuía uma árvore de natal seca em seu interior que funcionava tal 
qual na superfície, uma vez que equipamento estava confinado a um vaso com pressão 
de 1 atm. A instalação e operação deste tipo de equipamento era muito dispendiosa, 
pois sempre que era necessária uma intervenção deveria ser descido um sino, também 
pressurizado a 1 atm, em um barco de mergulho especial. Devido à complexidade de 
utilização do sistema a produção só foi iniciada em 1979, na Figura 2 é apresentado um 
modelo de vaso atmosférico destes equipamentos. 
 
Figura 2 – Árvore Atmosférica (Wellhead Cellar). 
4 
 
Entretanto o primeiro óleo produzido na Bacia de campos ocorreu em 1977, 
nesta época era avaliada a possibilidade de implementação de um sistema de produção 
antecipada, mais simplese barato que as árvores atmosféricas, desta forma foi 
adaptado um Blowout preventer, BOP, submarino com riser de completação para a 
produção até a plataforma como pode ser visto na Figura 3. 
 
Figura 3 - Sistema de produção antecipada de garoupa árvores atmosféricas e manifolds 
atmosférico. 
 
Na Década de 1970 o Brasil passava por diversas transformações em sua 
posição na economia e no mundo, assumindo a posição de uma potência regional. 
Nesta época o país era governado pelos militares que tomaram para si a execução de 
um projeto geopolítico para a modernidade. O Brasil juntamente com os tigres asiáticos, 
vivia um breve crescimento baseado no endividamento externo e na intervenção estatal. 
Durante a ditadura militar ocorreu o evento do milagre econômico e diversas realizações 
tecnológicas como a construção da ponte Rio-Niterói e da transamazônica. O 
desenvolvimento da indústria do petróleo no Brasil tem grande ligação com a forma que 
o governo geria o país e na década de 70, que era tomado pelo patriotismo e busca de 
novas soluções para desenvolver a indústria local. 
Nesta época a indústria do petróleo era baseada principalmente no refino e na 
importação da matéria prima que tinha os custos muito baixos. Os principais 
investimentos no Brasil eram na área de abastecimento do mercado interno, mas em 
1977 houve a grande crise de petróleo, quando os países produtores da OPEP, 
Organização dos Países Exportadores de Petróleo, verificaram que o petróleo era uma 
fonte não renovável e passaram a regular o fornecimento desta commodity, triplicando 
o preço do barril. Neste momento percebeu-se que era necessário alterar a forma de 
suprir a matriz energética do Brasil, lançando-se então para a área de exploração e 
produção comumente conhecido como E&P. 
5 
 
Em maio de 1979 foram utilizadas a primeiras ANMs que foram amplamente 
difundidas na bacia de campos. O sistema de produção antecipada de enchova (EPS – 
Early production system) foi o primeiro desenvolvido para a bacia de campos e apenas 
o segundo sistema flutuante de produção utilizado no mundo, depois do Argryll no mar 
do norte, conforme Formigli [2]. Estes sistemas apresentavam vantagens como: 
 Antecipação do óleo; 
 Relativamente baixo dispêndio, Capital Expenditure – CAPEX; 
 Adoção de conceitos bem conhecidos e aplicados amplamente, field 
proven; 
 Desenvolvimento do reservatório em fases com a aplicação de um piloto 
na primeira fase para verificar as características e capacidade de 
financiabilidade das fases subsequentes; 
 Flexibilidade para desmobilizar o sistema quando fosse necessário e 
instalação em nova locação. 
Na Figura 4 é apresentada uma foto da primeira ANM instalada no Brasil, que 
ocorreu em uma profundidade de 189m, um recorde, acima das tecnologias já 
comprovadas, permitindo que diversos poços satélites fossem conectados em várias 
plataformas em profundidades cada vez maiores. 
 
Figura 4 - Primeira ANM no Brasil. 
 
Desde a difusão do conceito ANM as árvores atmosféricas nunca mais foram 
utilizadas, uma vez que estes equipamentos apresentavam diversos problemas na 
operação. Quando era necessária a retirada das árvores atmosféricas suas dimensões 
6 
 
impediam que ela passasse pela abertura do casco da sonda de completação (também 
conhecido como moon pool), ou seja a árvore atmosférica deveria ficar suspensa pelo 
sistema da sonda e sua desmontagem era realizada ainda no moon pool e a carcaça 
abandonada no fundo do mar. Um fator que influenciou a utilização das ANMs, foi o fato 
de que este tipo de equipamento era muito mais adaptável ao incremento nas 
profundidades dos poços. 
Na década de 1980 o Brasil passava por profundas transformações e o principal 
acontecimento foi a saída do regime militar e a adoção da democracia. Esta década é 
conhecida pela estagnação no crescimento do país e endividamento externo com um 
cenário interno de hiperinflação. Mas ao contrário da tendência nacional a indústria do 
petróleo continuava a crescer ultrapassando a marca dos 500.000bbl/d, com as 
principais descobertas dos campos submarinos gigantes em águas profundas de Marlin 
e Albacora. 
O campo de Albacora trouxe diversas superações tecnológicas e sua descoberta 
ocorreu em 1984 em profundidade de 293m. Uma avaliação de poços nos 3 anos 
subsequentes mostraram que o campo se estendia a LDAs ultra-profundas, chegando 
em sua porção leste até 2000m, conforme Awad [3] relata em seu trabalho. O 
desenvolvimento do campo iniciou com o sistema piloto que utilizava 6 ANMs do tipo lay 
away, instaladas em LDA de até 419m, e um coletor, manifold, submarino que possuía 
a sua instalação auxiliada por mergulhadores conectado a uma plataforma tipo FPSO 
(Floating Producting Storage Offloading) ancorado em 230m de LDA. A necessidade de 
atingir as porções mais profundas do campo estimulou o desenvolvimento de várias 
tecnologias em águas profundas passo-a-passo passando por evolução de conceitos 
existentes ou utilizando novos conceitos. 
Na Figura 5 é apresentado a disposição dos campos na bacia de campos e 
destacada a extensão do campo de albacora da LDA rasa até sua porção leste em LDA 
ultra-profunda, e a entrada do piloto neste campo com um FPSO e na fase de 
desenvolvimento com várias plataformas. 
7 
 
 
Figura 5 - Disposição do campo Albacora. 
 
Com a difusão cada vez maior das ANMs logo em 1982 decidiu-se pela 
estratégia de nacionalização dos equipamentos trazendo técnicos de fora e 
selecionando na indústria nacional empresas que possuíam capacidade de fabricação. 
A primeira ANM produzida do Brasil foi fornecida pela Companhia Brasileira de Válvulas, 
CBV, e desde então sempre se mantem a tendência de produção dos equipamentos 
aplicados a campos de petróleo do Brasil com a maior quantidade de materiais 
fabricados pela indústria local, este é chamado de conteúdo local. 
As primeiras ANM utilizadas no Brasil eram importadas e de alta tecnologia, já 
possuíam controle hidráulico sequencial, metalurgia adequada a grandes 
concentrações de contaminantes (H2S e CO2), entretanto um valor de aquisição 
elevado. O equipamento possuía qualidades além das que eram necessárias na época, 
e na tentativa de redução dos custos de simplificações foram inseridas instalação e 
operação destes equipamentos criando novas gerações ANMs, as denominadas Diver 
Operated (DOs). 
Na Figura 6 é apresentada uma foto de uma ANM DO com o mergulhador em 
seu traje atmosférico para operação do equipamento. 
8 
 
 
Figura 6 - Mergulhador na ANM DO. 
 
Em 1984 foram descobertos os campos gigantes de Marlim e Albacora, e as 
tecnologias em equipamentos submarinos não permitia a produção em grande escala 
dos campos, então foi necessária a evolução do conceito dos equipamentos. As 
completações dos poços de Albacora ocorreram com as ANMs DLL (Diver less Lay-
away) já no início dos anos 90 e chegavam até a LDA de 600m, nos poços de Marlim já 
foram utilizadas ANMs para instalação em até 1000m. 
Ao longo da década de 1990 foram introduzidas diversas reformas educacionais, 
induzidas pelo banco mundial que tinha como objetivo de atender a necessidade de 
formar um novo tipo de trabalhador, que atenderia os requisitos impostos pelo sistema 
capitalista. 
Esta mudança na educação é importante para o país como condição de 
competitividade, no sentido de permitir dominação do conhecimento. Assim, o 
desenvolvimento é obtido através de uma maior competitividade dos indivíduos, das 
empresas e do país no mercado internacional. E esta caracterização do cenário é 
importante para entender o motivo que leva o Brasil nesta década a ser um dos 
principais desenvolvedores de tecnologia e recordista da exploração de petróleo em 
águas profundas e ultra-profundas. 
Em 1993 a Statoil buscava o desenvolvimento de tecnologias economicamente 
viáveis para o desenvolvimento do seu campo de Gulftak, e com objetivo ambiciosode 
desenvolver sistemas para LDAs de até 2500m, através de sistemas de parcerias com 
empresas norueguesas. Neste sentido trabalhava no desenvolvimento de ANMs 
horizontais com bore único de 7 polegadas, classe de pressão de 10ksi, sistemas de 
completação multiplexados, completação inteligente e a utilização de árvores 
submarinas de teste para otimizar a completação dos poços, isto mostrou o grande 
9 
 
potencial tecnológico da Noruega que já sinalizava ser uma das principais nações de 
desenvolvimentos tecnológicos para a indústria de óleo e gás. Na Figura 7 é 
apresentado um modelo de ANM utilizada na Noruega. 
 
Figura 7 - ANM horizontal utilizada em gulftak Noruega. 
 
1997 é o ano da quebra do monopólio da exploração de petróleo no Brasil e 
ocorre uma inundação do mercado interno por operadoras externas, no geral nesta 
época o Brasil tem a influência de muitos produtos importados. Os anos 90 é 
reconhecido como a era da informação e seu principal alicerce é a difusão da grande 
rede de internet e a globalização mundial. 
Nesta época a Bacia de Campos era responsável pela produção de mais de 600 
mil barris de petróleo por dia e tinha a extensão de mais de 100.000km² com diversas 
acumulações de hidrocarbonetos. O Brasil possuía reserva de 11 Bilhões de barris de 
óleo e gás equivalente e 63% destas eram situadas em LDAs maiores que 400m, 
conforme relatado por Bastos [4], a Figura 8 mostra os poços recordes. 
10 
 
 
Figura 8 - Poços recordes até 1997 
 
Em 1994 foi descoberto o campo de roncador e em 1999 foi iniciada a produção 
através do sistema PIPA (Projeto Itinerante de Produção Antecipada), que consiste em 
utilizar uma plataforma de produção com posicionamento dinâmico e realizar a produção 
através de uma coluna de riser chamada EPR (Early production Riser). Roncador se 
encontra em LDA de, aproximadamente, 1800m e para produção deste campo foi 
necessário o desenvolvimento do sistema de completação para 2000m, já utilizando 
tecnologia de controle multiplexada e as primeiras ANMs para até 2000m de 
profundidade, destacando sempre que as empresas nacionais eram incentivadas a 
produzir o máximo de tecnologia no Brasil. 
Em 2006 foram descobertos os campos do pré-sal e a primeira produção ocorreu 
em 2009 através do projeto piloto de tupi, posteriormente renomeado para Lula. Para o 
desenvolvimento dos campos do pré-sal o cenário passou a ser: poços em 
profundidades superiores a 2000m, consequentemente demandando equipamentos 
operáveis até 2500m e a pressão de operação de 10 ksi, além de elevadas 
concentrações de contaminantes ao longo da produção do campo. 
Atualmente continua-se estudando os cenários do pré-sal em busca de 
tecnologias para produção destes campos de forma mais barata. 
 
 
11 
 
1.3. OBJETIVOS 
No decorrer deste trabalho será apresentada uma completa documentação 
referente ao desenvolvimento das diversas gerações de ANMs utilizadas no Brasil. Os 
diversos modelos de ANMs que estão instalados nos campos brasileiros foram 
desenvolvidos ao longo do tempo sob a luz de cada desafio da época. A informação 
sobre cada uma das gerações destes equipamentos está espalhada em vários manuais 
dos fabricantes e nas especificações técnicas utilizadas para aquisição das árvores de 
natal molhada, assim os itens mais relevantes estarão agrupados neste trabalho. 
Outro ponto a ser estudado ao longo do trabalho será quanto as principais 
modificações que ocorreram ao longo dos anos e quais benefícios foram obtidos delas. 
Se com a evolução dos equipamentos esta se obtendo um desempenho melhor desde 
a instalação até a operação do poço. Também será discutida a estratégia de 
padronização dos equipamentos submarinos, assim muitas vezes as ANMs que são 
normalmente comercializados não são adequados para os poços submarinos 
brasileiros. 
Finalmente ao término deste trabalho será possível realizar uma importante 
etapa na gestão do conhecimento em engenharia submarina, a documentação da 
história das ANMs, pois serão reunidos tanto os materiais que estão apenas em meio 
impresso bem como a experiência de algumas pessoas chave no desenvolvimento 
deste equipamento tão complexo, a árvore de natal molhada. 
 
12 
 
2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 
 
 
Com objetivo de exemplificar a aplicação das ANMs na exploração de campos 
submarinos, esta seção abordará os conceitos básicos de um poço submarino, definirá 
o equipamento árvore de natal molhada, bem como os componentes do conjunto e itens 
importantes que devem ser abordados no projeto deste equipamento submarino. 
 
2.1. POÇOS SUBMARINOS 
Com a descoberta de um acumulo de hidrocarbonetos em subsuperficie, é 
preciso acessar a formação que contem este material de interesse, perfurando-se 
através das várias camadas de solo de forma que conecte a rocha reservatório até a 
superfície, o qual é denominado como poço de petróleo, como pode ser verificado na 
Figura 9 um esquemático do poço de petróleo. 
 
Figura 9 - Poço do Pré Sal na Bacia de Santos. 
 
O poço submarino é construído similar aos poços de superfície, em terra. São 
executados por etapas para garantir o isolamento das diversas fases do solo, e para 
que seja uma construção sólida suficiente para suportar o peso dos equipamentos que 
serão instalados em seu interior. Além disso, devem conter as pressões que são cada 
vez mais elevada a medida que são atingidas profundidades de perfuração maiores. 
Cada etapa de perfuração consiste em perfurar a fase com uma broca de 
diâmetro superior ao revestimento, descer o revestimento e finalmente cimentar para 
manter a fixação e integridade dos componentes. Além destas atividades básicas, 
existem uma série de outras atividades como: condicionamento do poço, que pode ser 
definida como a limpeza e verificação dos parâmetros do poço (peso da lama de 
perfuração e perda de fluido) antes de iniciar as etapas seguintes; perfilagem, que é 
13 
 
definida como a descida de ferramentas com capacidade de extrair características 
importantes da perfuração, como por exemplo, tipo de formação a ser perfurada, 
qualidade da cimentação do revestimento, dentre outras. O objetivo aqui é ter-se uma 
breve noção das principais etapas de um poço submarino e como estas influenciam na 
ANM. 
A Figura 10 a seguir ilustra uma típica construção de poços submarinos, não 
sendo uma regra esta configuração, pois depende do objetivo (Profundidade) que se 
está buscando e dos tipos formações que serão perfuradas. 
 
Figura 10 – Configuração de um poço submarino 
 
Em geral, pode-se definir as fases como: 
 Início de poço: Usualmente é realizado a cravação do revestimento de 
30” através da ferramenta de jateamento ou estaqueado. Este 
revestimento é conhecido como condutor, que pode ser de diâmetros 
maiores, e neste momento a operação é open sea, ou seja, não há 
retorno de fluidos do poço para a sonda, que ocorre para o fundo do mar. 
14 
 
 Revestimento de superfície: perfuração com broca de 26” e para o 
assentamento do revestimento de 20” conhecido como revestimento de 
superfície que é fixado a partir de cimentação. Nesta fase ainda temos a 
perfuração em open sea mode, e ao final desta fase teremos instalado o 
alojador de alta pressão que possibilita que é um grande forjado de aço 
e perfil travamento para o BOP (Blowout preventer), a partir deste 
momento é possível realizar a perfuração com retorno de fluidos para a 
sonda. Além desta função, são instalados no interior do alojador de alta 
pressão os suspensores de revestimentos das fases subsequentes. 
 3ª fase de perfuração: as duas fases anterior são dimensionadas de tal 
forma que não haja a possibilidade de encontrar nenhum hidrocarboneto, 
pois ainda são fases sem o BOP. A partir do instante em que se tem o 
alojador de alta pressão a perfuração será realizada através do BOP e 
todos os fluidos serão retornado para o sistema de peneira da sonda. A 
perfuraçãoocorre com broca de 17 ½” e será instalado o revestimento de 
13 3/8”. Nesta fase já pode haver ocorrências de hidrocarbonetos, mas 
ainda não será atingido o objetivo da perfuração. 
 4ª fase de perfuração: Esta é considerada a fase mais crítica, pois é 
quando se está realmente adentrando à formação com acumulo de 
hidrocarbonetos. Assim é iminente a presença de gás ou óleo. A 
perfuração ocorre com broca de 12 ¼” e é assentado o revestimento de 
9 5/8”. 
Concluída as etapas da perfuração o poço estará pronto para a fase de 
completação que consiste em instalar no poço os equipamentos para uma extração de 
forma segura e controlada dos hidrocarbonetos que estão no reservatório. Na 
completação é que está inserida a instalação da ANM. 
 
2.2. AS EMBARCAÇÕES ENVOLVIDAS NAS OPERAÇÕES COM ANMs 
Para o entendimento das rotinas com as ANMs e construção de um sistema 
submarino é necessário o conhecer o papel das embarcações e ter um perspectiva dos 
custos envolvidos, pois a partir destas informações será mais fácil a compreensão dos 
motivos que levaram à otimização dos recursos e transformações nos equipamentos. 
 
2.2.1. AS SONDAS DE PERFURAÇÃO 
Na Figura 11 é apresentado um navio sonda, esta embarcação é o recurso mais 
caro e mais crítico envolvido na construção de um projeto submarino, desde o poço até 
15 
 
as facilidades submarinas. A sonda possuí a maior versatilidade de serviços para 
trabalhar no poço, pois tem a capacidade de perfurar, estimular, completar, testar a 
produção, e diversos outros. 
 
Figura 11 - Exemplo de navio sonda 
 
As sondas inicialmente eram posicionadas com o sistema de ancoragem 
convencional, com postos de amarras, cabos de aço e ancora, o que deixava a sua 
movimentação mais restrita e posicionamento sobre o poço mais limitado. Com o 
desenvolvimento de novas tecnologias as sondas passaram a utilizar o sistema de 
posicionamento dinâmico, ou seja, elas se mantem sobre uma posição determinada 
através de sistemas de localização por satélite, hidroacústicos e com o auxilio de 
computadores, que determinam o funcionamento dos seus motores para que a unidade 
fique na posição desejada, compensando as forças de vento, onda e corrente. 
Para entender a lógica da operação é importante destacar a configuração de 
uma sonda de perfuração, como são apresentados alguns componentes na Figura 12. 
O principal local de acontecimentos das ações é a mesa rotativa, ou também conhecida 
como Drill floor, neste local o sondador é responsável por manusear os equipamentos 
que são utilizados nas operações da sonda, como o top drive (motor de topo) e o sistema 
de bobeio. Acima da mesa rotativa fica a torre de perfuração que acomoda os sistemas 
de elevação, guinchos, polias e a Catarina. A torre possui aproximadamente 40 metros 
de altura útil, suficiente para acomodar os tubos de perfuração já preparados para 
16 
 
descida no poço em conjunto de 3 para os tubos de perfuração ou conjuntos de 2 tubos 
de completação. 
 
Figura 12 - Esquemático simplificado de uma Sonda 
 
Dado os custos envolvidos para operar estes tipos de embarcação e a 
rentabilidade obtida na atividade de exploração de petróleo, estes equipamentos estão 
em constante evolução para viabilizar e otimizar as atividade relativas a construção de 
um poço submarino. Atualmente denomina-se o estado da arte a 6ª geração destas 
sondas; equipamentos que possuem, não uma, mas 2 torres para operações em 
paralelo. Por exemplo, enquanto se esta perfurando uma fase em mar aberto, inicia-se 
a descida do BOP de perfuração. Também durante a última fase no interior do BOP, o 
equipamento submarino pode ser descido em paralelo. Em uma sonda com esta 
configuração espera-se o ganho de até 20% no tempo total da construção do poço. 
 
2.2.2. OS BARCOS DE LANÇAMENTO DE DUTOS 
É apresentado na Figura 13 outro tipo de embarcação importante para a 
construção do sistema submarino é o PLSV (PIPE LAYING SUPPORT VESSEL). Este 
navio possui cestas ou bobinas para acomodação dos dutos flexíveis, e é responsável 
por carregar o duto até a locação onde será realizado o lançamento do duto flexível no 
leito marinho. No início das atividades submarinas a conexão do duto flexível era 
realizada também pela sonda, ou seja, naquele tempo eram mantidos 2 recursos críticos 
http://www.google.com.br/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0CAcQjRw&url=http://offshorebrasil.blogspot.com/2009_11_01_archive.html&ei=zQNQVOCaFYOYNobXgfAI&bvm=bv.78597519,d.eXY&psig=AFQjCNGfN1cQcxJOX3uqgxcHChuvcascfg&ust=1414616366169859
17 
 
dispendiosos dependentes para realizar a conexão dos dutos submarinos, e quando 
ocorriam problemas na operação as 2 embarcações ficavam paradas. 
 
Figura 13 - Exemplo de PLSV. 
 
O controle o do lançamento do duto é feito através dos sistemas de 
tensionadores que suportam todo o peso da catenária sem danificar o duto flexível. A 
interface com as ANMs ocorre apenas no momento em que o duto deve ser conectado 
ao equipamento submarino, o acoplamento do duto à ANM é um momento muito crítico, 
pois nesta hora os esforços gerados são muito elevados e de difícil controle, como pode 
ser observado na Figura 14. 
 
Figura 14 - Imagem da conexão do duto utilizando um MCV. 
 
A importância dos PLSV para evolução a das ANMs é muito grande, pois a 
instalação dos dutos flexíveis é uma das disciplinas mais caras dentro do sistema 
submarino, e assim como a sonda, o PLSV é considerado um recurso crítico sendo 
18 
 
dispendidos enormes esforços para manter sempre as operações destes barcos 
otimizadas. 
A interligação submarina também é relevante para ser considerado como fator e 
de evolução das ANMs, pois esta é a última tarefa que deve ser realizada para colocar 
o posso em produção, e neste momento todo o CAPEX empreendido está na iminência 
iniciar a produção do campo, dependendo apenas da performance do PLSV. Devido a 
isto os trabalhos do PLSV são acompanhados com muita ansiedade e pressão pelos 
resultados. 
 
2.2.3. OS BARCOS DE INSTALAÇÃO DE ANMS 
Como qualquer outra atividade na indústria, a instalação de ANM também seguiu 
a tendência de otimização de tarefas, e com isto, novos barcos vieram para o Brasil com 
sua principal atividade a instalação das árvores de natal molhada. 
Na Figura 15 é apresentada a embarcação tipo SESV (Subsea Equipament 
Suport Vessel) que é capaz de realizar uma descida bem mais rápida de um 
equipamento submarino quando comparado a uma sonda de perfuração, isto ocorre 
pelo emprego de cabos normalmente de poliéster, para realizar a manobra do 
equipamento até o leito marinho. 
 
Figura 15 - Embarcação SESV. 
 
Este conceito trás significativos ganhos para operação de completação do poço, 
uma vez que libera a sonda para outras atividades, enquanto o SESV realiza a 
instalação da ANM. A possibilidade de operação com um barco de instalação de 
equipamentos submarinos abre um grande leque de oportunidade de ganho nas 
operações submarinas como: Atuação em paralelo as atividades de perfuração, grandes 
campanha de instalação de equipamentos seriados, etc. 
Como no Brasil os equipamentos seguem conceitos específicos da região, não 
é qualquer embarcação que possua um cabo com capacidade de alcançar o leito 
19 
 
matinho que poderá instalar uma ANM. O barco específico para instalação das ANMs 
deverá possuir sistemas capazes de controlar e testar as funções do equipamento, bem 
como, um sistema submarino para orientar e assentar o equipamento na cabeça do 
poço. 
Além do fator controle preciso do equipamento, uma embarcação especializada 
em realizar instalação de ANMs deve possuir seu convés automatizado para que a 
preparação e montagem da configuração de descida seja otimizada. 
 
2.3. ÁRVORE DE NATAL MOLHADA – ANM, UMA VISÃO GERAL 
Conforme Moreira [5], a ANM pode ser definida: 
“A ANM faz parte do sistema submarino de produção, constituindoa transição 
entre este e o poço submarino. Através da ANM, o Operador de Produção, a partir da 
UEP unidade estacionária de produção, controla a produção (ou injeção, no caso de 
poços injetores) do poço, podendo abrir / fechar válvulas da própria ANM ou downhole 
e obter registros de parâmetros da produção, como pressão e temperatura na ANM e 
downhole. A ANM é um equipamento de segurança e de proteção do meio ambiente. 
Suas válvulas são, do tipo fail-safe-close* (fecham em caso de perda de pressão nas 
linhas de controle). ” 
Outra definição é a dada pelo Dicionário do petróleo da língua portuguesa [6]: 
 “Conjunto de válvulas, conexões e adaptadores instalados sobre a cabeça do 
poço com a finalidade de controlar o fluxo de fluidos da formação para a superfície. 
Dependendo da aplicação, pode ser classificada como árvore de natal seca (poços de 
terra ou poços de mar com a cabeça na plataforma de produção) ou árvore de natal 
molhada (poços de mar com a cabeça submersa). O equipamento recebeu esta 
denominação devido ao seu formato mais antigo e tradicional que lembra um pinheiro 
natalino”. 
ANM pode ser considerado um equipamento que possui um conjunto de válvulas 
destinadas a controlar os fluxos de fluidos produzidos e injetados bem como monitorar 
parâmetros de pressão e temperatura do poço. Na figura 16 é apresentado um esquema 
de produção submarina com as ANMs instaladas nos poços espalhados osbre o 
reservatório. 
20 
 
 
Figura 16 - Projeto de Desenvolvimento da Produção. 
Para produção de um poço de petróleo é necessário que se tenha total 
segurança quanto à integridade da produção, pois uma falha num poço significa o 
derramamento de óleo no mar e enormes perdas de capital. Considerando o potencial 
de produção dos poços submarinos que na maioria dos casos é superior aos poços em 
terra, a consequência de um vazamento seria catastrófica para o meio ambiente e para 
as operadoras. Os prejuízos financeiros e a imagem são incalculáveis, podendo levar 
até ao fechamento da companhia. 
O principal equipamento que garante a segurança de um poço de petróleo é a 
ANM, pois ela é responsável pelo controle de todos os fluidos produzidos e injetados no 
poço e por monitorar alguns parâmetros da produção, além disso em caso de falha no 
sistema submarino, tal como perda das linhas de atuação, ruptura de dutos, a ANM será 
responsável pelo fechamento e vedação de do poço. Aliada a sua função primordial a 
ANM também possibilita a realização de trabalhos nos poços (mais conhecidos como 
workovers) para melhorar a produção ou ajustar algum problema que possa esta sendo 
apresentado. Na figura 17 um esquemático da completação de um poço submarino de 
petróleo é apresentado. 
21 
 
 
Figura 17 - Esquemático da completação de um poço. 
 
A Árvore de natal molhada não é um equipamento singelo, ela é mais bem 
definida como um conjunto de equipamentos que possibilitam a completação dos poços 
submarinos, desta forma quando é chamada ANM, esta se referindo ao conjunto dos 
equipamentos que compõe este sistema. Estes componentes vêm de algumas 
evoluções ocorridas ao longo dos anos de exploração, para muitas vezes superar 
desafios tecnológicos e em outros casos aperfeiçoar a instalação e operação da ANM. 
Na figura 18 pode ser verificado um esquemático dos componentes de uma ANM. 
22 
 
 
Figura 18 - Esquamático ANM 
 
A ANM recebe este nome de sua ancestral, arvore de natal seca, ou 
convencional, uma vez que quando nos campos terrestres ocorriam nevascas os 
equipamentos ficavam cobertos por neve e lembravam as árvores de natal, em inglês 
christmas tree. A denominação de molhada vem do simples fato de que agora as árvores 
de natal são instaladas no fundo do mar, e assim constantemente estão molhadas. O 
atual modelo de ANM não lembra em nada uma árvore de natal, com seu gigantesco 
conjunto que ultrapassam os 7 metros de altura e mais de 100 toneladas de aço, e nem 
tampouco ficam coberta de neve. 
O equipamento árvore de natal possui interface com diversas disciplinas do 
sistema submarino. É necessário o alinhamento com diversos parâmetros, por exemplo, 
o tipo de ROV que irá trabalhar, as sondas ou embarcações que serão utilizadas nas 
operações destes equipamentos, o métodos de conexão dos dutos flexíveis, como será 
o controle realizado na UEP, ou seja, em um projeto de ANM é preciso uma boa 
integração entre todas as disciplinas que compõe a construção de um projeto de 
desenvolvimento de campo de petróleo. 
Serão definidos a seguir os principais componentes que fazem parte do conjunto 
ANM, este pode ser considerado o modelo padrão atualmente utilizado nos campos 
submarinos do Brasil. Aqui será feita uma breve descrição dos subequipamentos do 
conjunto ANM para posteriormente, ao longo do trabalho, sejam apresentados maiores 
detalhes sobre cada um deles. Os equipamentos serão apresentados na sequência em 
que estes componentes são instalados no poço. 
 
 
 
23 
 
BAP – Base Adaptadora de produção: 
É a primeira parte do conjunto e como seu nome já ilustra servirá de base para 
os demais componentes. Ela é assentada diretamente da cabeça de poço e seu 
travamento pode ser realizado através de seu conector hidráulico. A BAP pode ser 
instalada ainda na fase de perfuração sendo a última fase feita pelo seu interior, conceito 
denominado Drill throught (perfuração através), mas nem sempre foi assim, como será 
visto no histórico apresentado nas seções posteriores. Uma das funções BAP e que esta 
deve prover uma base solida para a instalação do BOP submarino e para ANM, um perfil 
adequado para o assentamento do suspensor de coluna (SC) e receber os módulos de 
conexão dos dutos do poço como exemplificado na Figura 19. 
 
Figura 19 – BAP de 3 MCVs. 
 
Os principais componentes das BAPs modernas são os descritos a seguir: 
Funil de orientação superior, neste conceito a BAP ou qualquer equipamento 
é denominada do tipo funnel up (funil para cima). Este componente permite o 
assentamento adequado dos equipamentos como BOP, ANM e a ferramenta de 
instalação da BAP. O correto travamento do equipamento só poderá ser realizado com 
ele está posicionado adequadamente o que é garantido através do sistema de 
orientação. Para o bom funcionamento dos funis de orientação eles devem ser 
projetados para suportar os severos carregamentos impostos pelo BOP de perfuração, 
e por isso são construídos com a utilização de uma chapa de aço de 1,5 polegadas de 
espessura, também deve prover o ajuste necessário que possibilitará o travamento dos 
conectores. Importante destacar que os conectores do BOP não possuem dimensões 
padronizadas, dependendo da sonda utilizada, ou seja, quando do projeto do 
equipamento submarino deve-se avaliar o range de BOP que poderão ser utilizados, 
lembrando ainda que existem BOPs que possui seu próprio funil de orientação, sendo 
considerado BOP com funnel down (Funil para baixo) devendo a BAP neste caso não 
ter o funil superior. A Figura 20 mostra um funil superior. 
24 
 
 
Figura 20 - Funil Superior 
 
O funil de orientação inferior tem função similar ao funil superior, mas neste 
caso deve ser projetado para suportar apenas os carregamentos da própria BAP, que 
são inferiores ao do BOP, mas não são pequenos, e as dimensões podem ser reduzidas 
dado que o sistema deve guiar em uma cabeça de poço. A orientação da BAP na cabeça 
do poço pode ser realizada através do giro na coluna dos risers ou pelo próprio ROV. 
Orientar este equipamento significa deixa-lo na posição mais favorável para posterior 
instalação das linhas flexíveis. Na Figura 21 é apresentado um exemplo de funil par 
abaixo. 
 
Figura 21 - Exemplo de funil inferior 
 
Alojador de alta pressão, apresentado na Figura 22, consiste num forjado de 
grande resistência que provê o perfil de travamento para o BOP e ANM além do perfil 
de assentamento para o suspensor de coluna de produção.Em alguns tipos de BAP no 
alojador são colocadas furações para possibilitar o acesso ao anular do poço. 
25 
 
 
Figura 22 - Alojador de Alta pressão 
 
Mandril das linhas de fluxo (MLF) é o componente que permite a ANM conectar 
e se interligar aos bocais de instalação dos MCVs (Módulo de conexão vertical). Nada 
mais é que um forjado com furações, conectado as tubulações que levam aos bocais 
onde serão instalados os MCVs e realizar uma conexão indireta das linhas flexíveis com 
a ANM. Como pode ser visto na Figura 23 a seguir o MLF fica posicionado ao lado do 
funil de orientação superior. 
 
Figura 23 - MLF 
 
Bocais dos MCVs, são blocos forjados interligados as tubulações da BAP que 
propiciam os perfis de travamento e onde posteriormente serão assentamentos os 
MCVs. No modelo mais comum são independentes, cada linha possui um bocal 
específico, para possibilitar a instalação em LDAs mais profundas. Com a separação do 
hub dos MCVs é possível instalar e retirar a ANM sem necessidade de intervir nos dutos 
flexíveis. Para os bocais, assim como a BAP, seus sistemas de orientação podem ser 
do tipo funil para cima ou funil para baixo dependendo do conceito do MCV, a Figura 24 
apresenta a disposição dos bocais ao redor do forjado principal. 
26 
 
 
Figura 24 - Hubs dos MCVs 
 
SC – Suspensor de coluna: 
Apesar de o nome ser principalmente utilizado no Brasil este componente é mais 
conhecido com TH (tubing hanger), mas a diferença entre os nome é apenas uma 
tradução. O suspensor de coluna tem como principal função suportar o peso da coluna 
de produção, que será por onde ocorrerá o escoamento dos hidrocarbonetos, provendo 
a interface entre a ANM e o poço, além de também selar o anular do poço para que 
elevação por gas lift seja realizada. As operações com o TH são um momento de risco 
elevado, uma vez que nesta fase já existe a coluna de produção comunicando a zona 
de produção até o fundo do mar. Além disso, há um instante em que a sonda deverá 
retirar o BOP de perfuração para em seguida realizar a instalação da ANM, uma vez 
que um equipamento deverá substituir o outro. A sequência de instalação da ANM 
requer que sejam observados rigorosos procedimentos de segurança e uma barreira de 
vedação seja colocada nas furações do TH, com isto, todos os suspensores de coluna 
possuem perfis para assentamento de um plugue mecânico operado pelo sistema de 
arame. A Figura 25 seguir ilustra um Suspensor de coluna de produção. 
 
 
Figura 25 – Esquemático de um suspensor de coluna 
27 
 
A seguir serão descritos os principais componentes do suspensor de coluna. 
Corpo forjado principal é o principal componente do TH, pois é responsável 
por prover a resistência mecânica do equipamento e acomodar as furações de interface 
da ANM com o poço. No projeto deste componente deve-se observar o limite de 
distância nas furações realizadas com objetivo de evitar que o suspensor perca sua 
capacidade estrutural, uma vez que o corpo do TH é limitado pelo diâmetro do alojador 
da BAP. 
Camisa externa com castelo tem a função de realizar o travamento e a 
orientação da ANM para o correto acoplamento das interfaces. A camisa externa tem o 
curso definido para que possa deslizar mecanicamente e realizar o travamento e o 
destravamento do TH. O castelo orienta a ANM, uma vez que ela também possuí este 
perfil determinando assim uma posição única de montagem. 
Sub prolongador provê a extensão necessária e permite a correta conexão da 
coluna de produção, além de proteger a rosca do corpo do TH, que é feita diretamente 
no forjado principal sendo a sua recuperação difícil após o equipamento pronto. A 
passagem do sub obedece a passagem do TH que deve ser determinada pela 
necessidade de produção do equipamento, respeitando as dimensões limites (variam 
de 3” até 7” de diâmetro interno). Na Figura 26 pode ser verificado um TH dual bore e 
seus componentes 
 
Figura 26 - Componentes do TH dual bore. 
 
 
28 
 
ANM – Árvore de Natal Molhada: 
A ANM é o equipamento central do conjunto e que denominam mesmo pode ser 
classificada como ANM vertical ou Horizontal. ANM é dita vertical quando possui todas 
as suas válvulas mestras são posicionadas acima do TH, ou seja, a saída da produção 
ocorre na vertical. Ela é instalada sobre a BAP e seus prolongadores conectam-se as 
furações do SC para prover a comunicação entre a superfície o interior do poço, com o 
fluxo passando pelo interior da árvore esta tem a função de controla-los, ser a barreira 
de segurança em caso de emergência e permitir a monitoração de parâmetros da 
produção, como temperatura e pressão. Para desempenhar as suas funções a ANM é 
dotada de atuadores e válvulas do tipo gavetas, sensores de pressão e temperatura, 
além de seus conectores que travam e vedam contra os perfis da BAP, um exemplo do 
equipamento é dado na Figura 27. 
 
Figura 27 – Exemplo de árvore de natal molhada. 
 
Uma configuração típica das válvulas da árvore de natal molhada é: válvula 
mestra para produção (Master 1 – M1), uma válvula lateral de produção (wing 1 –W1), 
uma válvula de interligação produção e anular (crossover – XO), uma válvula mestra 
para o anular (master 2 - M2), uma válvula lateral (wing 2 – W2), estas são as válvulas 
que estão disponíveis para o operador na plataforma, enquanto o poço em produção. 
Durante a instalação deste equipamento o acesso da sonda ao poço é realizado de 
forma vertical, logo é necessário para garantir a segurança da operação mais 2 válvulas, 
estas são as válvulas de pistoneio, swab 1 (S1) para o acesso à produção e swab 2 (S2) 
para o acesso ao anular, para melhor entendimento da disposição o esquemático é 
apresentado na Figura 28. 
29 
 
 
Figura 28 - Esquemático ANM vertical. 
 
Existem diversos tipos de equipamentos ANMs na maiora das vezes adaptadas 
às necessidades das operadoras de Petróleo, podem ser principalmente classificadas 
como horizontal ou vertical. Neste trabalho serão apresentadas as ANMs verticais por 
ser o tipo mais utilizado no Brasil. 
A ANM, ou ANMH, é considerada horizontal quando a saída da produção no TH 
ocorre lateralmente e suas válvulas mestras não estão posicionadas no bloco principal 
da árvore, estão em um bloco lateral. Este tipo de equipamento visa otimizar alguns 
conceitos na instalação da ANM, pois elas não possuem BAP, com isto tem um 
subequipamento a menos a ser instalado, além de proporcionar o acesso direto ao TH 
para troca da coluna de produção, funcionalidade muito requerida para poços com a 
utilização de bombeio centrífugo submerso que demanda muitas intervenções ao longo 
da vida produtiva para troca da bomba do poço. Entretanto outros problemas 
operacionais são mais graves neste conceito de ANM, como no caso de uma falha nas 
válvulas da árvore e que esta precisará ser retirada, e ainda antes será necessário retirar 
as linhas já conectadas. A ANMH por agregar um número maior de funções tem 
dimensões maiores do que uma ANM vertical tornando a instalação deste equipamento 
mais complexa e dispendiosa, nas Figura 29 e Figura 30 são apresentados um 
esquemático de um modelo de ANMH e uma foto deste tipo de equipamento. 
30 
 
 
Figura 29 - Esquemático ANM horizontal. 
 
Figura 30 - Exemplo de ANM horizontal. 
 
Para o melhor entendimento da construção da ANM vertical seus principais 
componentes são descritos a seguir: 
Bloco principal de válvulas é um grande forjado de aço liga em que são 
usinadas as furações e passagens necessárias para montagem das válvulas de controle 
da ANM, os sensores do equipamento e perfis de vedação. O bloco principal também 
tem função estrutural para suportar a montagem dos demais componentes da ANM e 
as pressões envolvidas na operação do equipamento. Conforme norma API 17D [7] para 
31 
 
um equipamento de classe de pressão de 10.000psi deve ser realizado um teste de 
integridade com pressão de 15.000psi, 150%