Baixe Apostila de EQUIPAMENTOS SUBMARINOS e outras Notas de estudo em PDF para Tecnologia Industrial, somente na Docsity! * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. Apostila de Equipamentos Submarinos Professor: Guilherme Zogaib Biral * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. SUMÁRIO 1 - DEFINIÇÃO ....................................................................................................... 3 2 – ARRANJO SUBMARINO........................ ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 3.1 – CABEÇA DE POÇO.......................................................................................... 5 3.2 – ANM (ÁRVORE DE NATAL MOLHADA)................................................................ 8 3.2.1 – ANM Convencional ou Vertical............................................................. 9 3.2.1.1 - ANM Propriamente Dita................................................................ 10 3.2.1.2 - Base Adaptadora da Produção..................................................... 11 3.2.1.3 - Suspensor de Coluna de Produção (tubing hanger)..................... 12 3.2.1.4 - MCV – Módulo de Conexão Vertical............................................. 12 3.2.1.5 - Capa da ANM – Tree Cap ............................................................ 13 3.2.1.6 - Principais Ferramentas de uma ANM........................................... 13 3.2.2 – ANM Horizontal .................................................................................. 13 3.3 – DUTOS SUBMARINOS ................................................................................... 15 3.3.1 - Quanto à sua Estrutura ....................................................................... 15 3.3.1.1 – Dutos Rígidos .............................................................................. 15 3.3.1.2 – Dutos Flexíveis ............................................................................ 16 3.3.1.3 – Elementos Acessórios ................................................................. 19 3.3.2 - Quanto à sua Função.......................................................................... 20 3.3.3 - Quanto à Configuração ....................................................................... 20 3.3.4 – Umbilicais........................................................................................... 20 3.3.5 – Risers ................................................................................................. 22 3.4 – MANIFOLD................................................................................................... 26 3.5 – PLEM (PIPELINE END MANIFOLD) .................................................................. 29 3.5 – PLEM (PIPELINE END MANIFOLD) .................................................................. 29 3.6 – PLET (PIPELINE END TERMINATOR) ............................................................... 30 4 – NOVAS TECNOLOGIAS ................................................................................ 31 4.1 – S-BCSS (BCSS SOBRE SKID)...................................................................... 31 4.2 – VASPS (VERTICAL ANNULAR SEPARATION AND PUMPING SYSTEM)................... 32 4.3 – RWI (RAW WATER INJECTION)....................................................................... 33 * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. 3 – Equipamentos Submarinos Em um sistema submarino de produção, basicamente encontramos os seguintes equipamentos: • Cabeça de Poço • ANM (árvore de natal molhada) • Dutos Submarinos • Manifold • PLEM (pipeline end manifold) • PLET (pipeline end terminator) 3.1 – Cabeça de Poço As cabeças de poço submarinas suportam os revestimentos dos poços, resistem aos esforços do riser e fornecem vedação para o BOP. Na fase de produção, servem de alojamento, travamento e vedação para o “suspensor” de tubulação e para a árvore de natal. A Figura A.1 mostra um arranjo de uma cabeça de poço. Modernamente, as cabeças de poço são preparadas para receber a base adaptadora de produção (BAP). * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. Existem dois tipos de sistemas de cabeça de poços submarinos (SCPS): • Para Unidades Flutuantes; • Para Unidades Apoiadas no Fundo do Mar. Os primeiros sistemas de cabeça de poço submarino foram muito utilizados no Brasil e também no exterior na década de 70 – no Brasil seu uso se estenderia até o início da década de 80. Estes sistemas fabricados pela VETCO (e.g. modelos HB-3, SG-1 e SG-5) foram concebidos para utilização em profundidades até 200 m (rasa). Posteriormente demais fabricantes (FMC, National e Cameron) introduziram os seus SCPS no mercado trazendo alguma novidade em termos de ferramenta e/ou equipamentos. As limitações de cada sistema foram aparecendo e tornavam-se maiores à medida que aumentava a necessidade de perfurar em maiores profundidades. Com o aumento da profundidade, aumentava o valor do custo (diária) de utilização das sondas de perfuração. Então, inúmeras alterações foram incorporadas aos produtos de forma a melhorar os sistemas e conseqüentemente diminuir o tempo de instalação, tornando-os mais confiáveis e seguros. A partir da década de 80 uma nova família de equipamentos com mudanças substanciais de projeto foi introduzida no mercado. Tais mudanças, entre outras, se referiam ao * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. modo de energização do conjunto de vedação (packoff) e poderiam ser classificados em sistemas torque-set e weight-set respectivamente, por aplicação de rotação ou de peso, sendo esta última forma a mais moderna. Em 1992, com o aumento da profundidade e a mesma se aproximando dos 1000 m, estes equipamentos foram expostos a uma nova realidade operacional. Tendo em vista, que muitos ainda traziam consigo algumas das características dos sistemas antigos deficiências foram aparecendo. Tais deficiências se manifestavam principalmente nas ferramentas que, expostas a uma viagem longa dentro do riser de perfuração, ficavam impregnadas de argila e cascalho, comprometendo seus mecanismos de funcionamento. Esses e outros fatores de menor importância provocavam um considerável aumento no tempo das operações e seu atrelado custo, o que culminava por tornar inviável a utilização desses sistemas. A partir de então, surgiriam os equipamentos da presente geração, os quais se destacam pelas seguintes características: • Totalmente weight-set; • Permite testar o blow-out preventor (BOP) à pressão máxima de trabalho (PMT) em qualquer fase do poço. Ou seja, com ferramenta isoladora e ou teste plugue universal (TPU) assentada diretamente no alojador de alta, no suspensor de revestimento e/ou nas buchas de desgaste; • Permite testar o BOP mesmo com o terceiro suspensor instalado; • Permite que a bucha nominal instalada no alojador de alta e testar o BOP à PMT; • Conjunto de vedação universal metal/metal e totalmente recuperável em uma única manobra; • A força necessária para atuar (energizar) o conjunto de vedação universal é gerada através da pressão; • Dispositivo anti-torque (DAT); * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. ANM vertical 3.2.1.1 - ANM Propriamente Dita É constituída por um bloco forjado, onde são montadas as válvulas de bloqueio manuais e hidráulicas. Na sua parte inferior é montado o conector hidráulico, com perfil externo H4, que permite a conexão e desconexão da ANM no alojador de alta pressão da BAP, podendo ter o nominal de 18 ¾ ou 16 ¾”(mais usual hoje em dia no Brasil). Na sua parte superior é montado o manifold da ANM (tree manifold), de onde partem todas as linhas de controle das funções da ANM e chegam as linhas de controle da plataforma. Possui perfil interno nos bores de 4”e 2” para assentamento de plugs e perfil externo para travamento da ferramenta de * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. instalação da ANM (TRT) e para o conector da capa da ANM quando utilizada (tree cap). As válvulas montadas nesta unidade e suas funções são: • Válvula mestra de produção (master) – M1 • Válvula lateral de produção (wing) – W1 • Válvula mestra do anular – M2 • Válvula lateral de acesso ao anular - W2 • Válvula de interligação da linha de produção com o anular (crossover) – CO • Válvula de “pistoneio” da produção (swab) – S1 • Válvula de “pistoneio” do anular – S2 3.2.1.2 - Base Adaptadora da Produção É o conjunto que suporta as linhas de fluxo e controle, nivelando-as em relação a ANM. Na sua parte inferior recebe uma estrutura guia (funil down) para orientação na cabeça de poço, um conector hidráulico e anéis para travamento e vedação do tipo metal versus metal. Na sua parte superior, um alojador especial (denominado housing ou tubing head), dotado de um perfil interno padronizado e preparado para receber o “suspensor” de coluna e com um segundo perfil interno também padronizado, este do tipo H4, para receber o conector da ANM. Dispõe ainda de: uma luva helicoidal interna ao alojador, a qual proporciona a orientação do “suspensor”; um funil up para orientação no assentamento da ANM; e, por ultimo, um berço (cradle) para ancoragem e apoio das linhas de fluxo, permitindo a retirada da ANM sem que seja necessário desconectar as linhas de fluxo e controle. As ANM mais recentes foram padronizadas de acordo com a profundidade de utilização da mesma, ou seja com 1 ou 3 módulos de conexão vertical, sendo 1 MCV para profundidades até 1500 m e 3 MCV’s (linha de produção, linha de * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. acesso ao anular e linhas de controle independentes).para profundidades superiores a 1500 m. 3.2.1.3 - Suspensor de Coluna de Produção (tubing hanger) É o equipamento responsável pela interface entre a coluna de produção e a ANM. Tal “suspensor” é ancorado e travado na base adaptadora de produção – BAP - nas ANM tipo DLL/GLL, fazendo vedação para o anular. É ainda dotado de alojamento para o tampão mecânico ou coletor de detrito, descidos com unidades de arame. Os “suspensores” mais utilizados são de configuração excêntrica com interface superior padronizada para possibilitar a intercambiabilidade. Possui furo de 4” para acesso à coluna de produção; furo de 2” para acesso ao anular (este furo pode ser usado também para receber conector para o cabo elétrico de potência quando a elevação se fizer necessária através de bombeamento centrifugo submerso – BCS); possuem um ou dois furos de ½” para passagem do fluido hidráulico de acionamento da válvula de segurança de subsuperfície (DHSV); e, por ultimo, um furo para receber o conector do cabo elétrico do PDG (permanent downhole gage), o qual é o equipamento responsável por receber os sinais de pressão e temperatura de fundo. 3.2.1.4 - MCV – Módulo de Conexão Vertical O sistema de conexão vertical foi desenvolvido com o objetivo de substituir o método lay-away, pois elimina a necessidade da operação simultânea entre a plataforma de instalação e o navio de lançamento de linhas, além de permitir a conexão totalmente submarina da primeira e segunda ponta. A primeira utilização do método de conexão vertical foi em dezembro de 1992, no campo de Marlim, em um poço satélite, após vários testes de campo utilizando protótipos. * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. • Permite utilizar a “completação” do tipo large bore no “suspensor” de coluna, já que foi eliminado o furo vertical de acesso ao anular no “suspensor”; • A ANM-H pode fazer uso de Tree Cap interna e externa. Atualmente se tem dado preferência à utilização de capa externa, uma vez que, permite que as conexões elétricas de sinal e potência sejam realizadas na vertical, além de poder dispor de painel back-up hidráulico montado na mesma. 3.3 – Dutos Submarinos São responsáveis pela movimentação dos fluidos produzidos e injetados num campo de petróleo e gás. Na produção temos o fluxo de óleo e gás da ANM e/ou Manifold para a UEP. Na Injeção temos o fluxo de líquidos e gás da UEP para o Manifold e/ou ANM. Os dutos são também utilizados para escoamento (offloading) dos fluidos processados pela UEP. Os dutos podem ser classificados da seguinte forma: 3.3.1 - Quanto à sua Estrutura • Rígido • Flexível 3.3.1.1 – Dutos Rígidos As linhas rígidas são constituídas por tubos de aço carbono e, a depender do fluído que irá ser transportado podem ser de ligas especiais, inibindo a corrosão, * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. abrasão e/ou erosão. Também podem ser revestidas externamente com a finalidade de manter a temperatura do fluído transportado, evitando assim atingir a temperatura de formação de hidratos e/ou depósitos orgânico (e.g., parafinas), garantindo o escoamento da produção de forma econômica. Duto rígido com revestimento 3.3.1.2 – Dutos Flexíveis As linhas flexíveis são constituídas por diferentes camadas, que tem funções distintas na sua operação e, podem ser descritas da parte interna para a parte externa como: Carcaça Interna de Aço Intertravado Sua função principal é o de prevenir o tubo flexível do colapso quando submetido à pressão aplicada externamente, seja a hidrostática ou seja aquela decorrente do lançamento e/ou e pelas armaduras de tração. Ë composta de uma fita de aço intertravada e o material normalmente utilizado nesta é aço inoxidável AISI 304. * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. Barreira de Pressão Interna Esta camada confere ao tubo flexível sua estanqueidade aos fluídos em condução. O material usado é a poliamida que garante uma excelente resistência aos hidrocarbonetos, pressão e temperatura (altas). Armaduras de Pressão (Espiral Zeta) Sua função principal é sustentar os esforços radiais, sejam induzidos pela pressão interna, sejam induzidos pelos meios de lançamento e/ou pelas armaduras de tração. Em casos específicos, essa camada zeta permite aumentar a resistência do tubo ao colapso hidrostático e as pressões mecânicas externas. O material usado é o aço carbono Camada Intermediária de Plástico Sua função única é a de diminuir a fricção entre a espiral zeta e as armaduras de aço e, assim, evitar a sua abrasão em caso de utilização da linha sob solicitações dinâmicas (e.g., risers ou jumpers). O material usado é o poliamida ou o polietileno de alta densidade (PEHD). Armaduras de Tração Sua função principal é a de suportar as cargas axiais. São constituídas de duas camadas cruzadas de fio chato de aço, com um passo grande ao longo do comprimento, de forma a se obter boa resistência à cargas de tração. As duas camadas são dispostas a 35º em relação ao eixo do tubo, uma para a direita e a outra para a esquerda. O material usado é o aço carbono. Haverá uma camada de fita adesiva, a qual circundará a segunda camada de fios de aço de forma a segurar as armaduras durante a fabricação da camada seguinte. Camada Externa de Plástico * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. 3.3.2 - Quanto à sua Função • Escoamento • Umbilical • Misto 3.3.3 - Quanto à Configuração • Riser • Flowline 3.3.4 – Umbilicais * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. O umbilical é um conjunto de mangueiras que transportam desde fluidos hidráulicos e de injeção química, assim como cabos elétricos transmissores de sinais e potência. Sua função é acionar os mecanismos de abertura e fechamento do equipamento de extração de óleo e gás submarinos monitorando as características do poço (temperatura e pressão). Tipos de Umbilicais • Hidráulicos • Elétricos de Sinal • Elétricos de Potencia • Óticos • Injeção de Produtos Químicos * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. 3.3.5 – Risers Trecho suspenso de um duto submarino cuja função é conduzir os fluidos oriundos dos poços ou manifolds até a UEP (Unidade Estacionária de Produção). Constitui- se num componente crítico de um sistema submarino de produção, por estar submetido a elevados esforços de tração e fadiga, devido ao seu próprio peso, à ação de correnteza, aos efeitos das ondas e as movimentações da UEP. 3.3.4.1 – Configuração de Risers Os risers podem ser classificados de acordo com a sua configuração, material e finalidade. Com base na sua configuração, podemos classificá-los em vertical, catenária ou complexa (usando flutuadores). Vertical * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. 3.4 – Manifold A principal, função de um manifold é o de reunir, em uma só linha, a produção oriunda de vários poços. É constituído por arranjos de tubulações (coleta, injeção, teste e exportação), conjunto de válvulas de bloqueio, válvulas de controle de escoamento (chokes) e subsistemas de monitoramento, controle e interconexão – usualmente por via elétrica – com a UEP. No caso de injeção de gás e água, o manifold tem como função distribuir para os poços os fluidos de injeção vindos da UEP. As funções de produção e injeção podem estar contidas num mesmo manifold. As principais vantagens na utilização de manifolds são a redução do comprimento total de linhas e redução do número de risers conectados à UEP. Por tais benefícios e em se considerando o alto custo dessas linhas, esse equipamento é de alta contribuição na viabilidade técnica e econômica da produção, notadamente no mar. Atualmente, a configuração mais usual se constitui numa estrutura independente, simplesmente assentada no leito submarino e recebendo a produção de vários poços satélites. * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. Tipos de Manifold • MSP – Manifold Submarino de Produção • MSI – Manifold Submarino de Injeção • MIS – Manifold de Interligação Submarina • MSPI – Manifold Submarino de Produção e Injeção Formas de Instalação Até 1000m • Instalação por Cabo • Instalação por Riser de Perfuração * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. 3.6 – PLET (pipeline end terminator) São equipamentos projetados e desenvolvidos para possibilitar a conexão entre os dutos rígidos e as linhas flexíveis. O objetivo básico é minimizar os investimentos do sistema das linhas de escoamento. PLET * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. 4 – Novas Tecnologias A necessidade de vencer novos desafios, de reduzir custos e de maximizar a produção, leva a industria de petróleo e gás a estudar e desenvolver novos equipamentos e novas tecnologias. O sistema submarino de produção está sempre testando novas soluções. Dentre as várias inovações atualmente desenvolvidas, vamos comentar as seguintes: • S-BCSS (BCSS sobre skid) • VASPS (vertical annular separation and pumping system) • RWI (raw water injection) 4.1 – S-BCSS (BCSS sobre skid) Atualmente existem projetos na área de bombeamento submarino que visam atender as principais necessidades de se obter a elevação dos fluidos de produção em águas profundas, através do fornecimento de energia ao sistema. Estes projetos objetivam principalmente o aumento da produção de óleo em poços satélites, a viabilização da produção de poços (que produzem para manifolds distantes da plataforma) e a possível substituição de plataformas de produção. Dentre estas alternativas podemos destacar o sistema de Bombeio Centrífugo Submerso montado sobre Skid no Fundo do Mar, denominado S-BCSS. * Apostila baseada em estudos realizados por TAVARES, José C. V.; CABELINO, Karina; QUINTAES, Marcelo e BARAÚNA, Leonardo – 2008. Essa tecnologia foi desenvolvida através de um Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) pelo Centro de Pesquisas da PETROBRAS e que tem como principal objetivo disponibilizar um novo conceito para aplicação da tecnologia de bombeio centrífugo submerso, através do desenvolvimento de um sistema de bombeamento submarino instalado no leito marinho (fora do poço). Ele teve como motivação a redução dos custos por parada e instalação. A grande vantagem deste sistema é a flexibilidade de manutenção da bomba e a continuidade da produção durante este período de manutenção, podendo ser realizadas intervenções independentes na ANM ou no Sistema de Bombeio. 4.2 – VASPS (vertical annular separation and pumping system) O VASPS é um conceito inovador de separador bifásico submarino acoplado a um sistema de bombeamento centrífugo submerso (BCS) que possibilita uma alta capacidade de integração entre os equipamentos de separação e elevação. Seu princípio de funcionamento é baseado na separação das fases (gás, líquido) quando sujeitas a uma força centrífuga proporcionada pelo escoamento do fluido através de um helicóide vertical.