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Programa de Desenvolvimento Tecnológico em Águas Profundas PROCAP 3000 - A PRÓXIMA FRONTEIRA Fonte: Site da Petrobrás (www.petrobras.com.br) - 12/08/04
Introdução O PROCAP 2000 foi executado de 1993 a 1999 através de 20 projetos sistêmicos no total, que representavam as tecnologias essenciais para que a Petrobras atingisse as metas daquele programa. Para assegurar resultados significativos e efetivos nesses projetos, os produtos finais deveriam ser apresentados como protótipos, ensaios de campo, modelos em pequena escala, simuladores em computador ou projetos básicos A Petrobras recebeu o premio Distinguished Achievement OTC 2001 devido ao desenvolvimento em tempo recorde do Campo de Roncador. Durante o PROCAP 2000, no período de 1993 a 2001, foram feitos avanços tecnológicos que permitiram colocar o campo de Roncador em produção em 27 meses, a partir da descoberta até a primeira produção de óleo em uma profundidade de água superior a 1800 metros. Isso somente se tornou possível pelo uso de um sistema de produção antecipada com posicionamento dinâmico, e um sistema de produção dedicado utilizando um sistema de exportação com Steel Catenary Risers (SCR), ancoragem tipo taut-leg e cabos de poliés. A Petrobras, pioneira no uso do conceito de produção flutuante, nos últimos 23 anos enfatizou sempre a inovação e o aperfeiçoamento, com base em sua experiência profissional. A curva de aprendizado começou em 1986, quando foi lançado o primeiro PROCAP (Programa da Petrobras de Desenvolvimento Tecnológico de Sistemas de Produção em Águas Profundas). Esse Programa foi executado em seis anos e empreendeu 109 projetos interdisciplinares. O principal objetivo do PROCAP foi o de melhorar a competência técnica da Empresa na produção de petróleo e gás natural em águas com profundidade de até 1.000m, visando o desenvolvimento dos campos de Albacora e Marlim. Seu principal resultado foi a plena capacidade tecnológica, obtida através do Sistema de Produção Flutuante baseado em semi-submersíveis, que permitiu à Petrobras produzir em profundidade de água de até 1.000m. Os resultados obtidos no primeiro programa e as outras descobertas em águas mais profundas encorajaram a Empresa a criar, em 1993, um novo programa chamado PROCAP-2000, Programa de Inovação Tecnológica da Petrobras para Sistemas de Exploração em Águas Profundas - um desafio muito maior do que o anterior. Foi implementado para dar continuidade aos esforços do primeiro programa. A Petrobras recebeu o premio Distinguished Achievement OTC 1992 devido às várias realizações técnicas obtidas no PROCAP no período de 1986 a 1992. Estas realizações foram relacionadas ao desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas, dos quais destacam-se: a descida da primeira árvore de natal molhada sem cabos guias (diverless lay-away tree); a instalação de uma árvore de natal em profundidade de água (PDA) de 752 m; a colocação de uma monobóia em PDA de 405 m; a instalação de linhas flexíveis em PDA de 752 m; e a ancoragem de um sistema de produção flutuante (FPU) em uma PDA de 625 m. Além disso, este prêmio refere-se ao estabelecimento de programas de desenvolvimento, com a participação das comunidades técnico e científica, direcionados a melhorar os sistemas de produção de petróleo em águas profundas. PROCAP 3000 - A próxima fornteira Movida pelo desejo de colocar em produção seus campos já descobertos em águas profundas, assim como os campos potenciais a serem descobertos em profundidade de água de cerca de 3.000 metros, a indústria petrolífera está ampliando e desenvolvendo um conjunto de novas tecnologias. Desta maneira, a Petrobras lançou o PROCAP-3000 (Programa Tecnológico da Petrobras em Sistemas de Exploração em Águas Ultraprofundas) para atingir as seguintes metas:
Inicialmente, o PROCAP-3000 será executado por meio de projetos sistêmicos focalizando as principais tecnologias consideradas de importância estratégica para os cenários de águas ultraprofundas da Empresa. Projetos Sistêmicos PROCAP 3000
Poços Inteligentes Objetivo A princípio, o principal objetivo do desenvolvimento da Completação Inteligente, realçado em águas ultraprofundas, é a redução do número de poços para a explotação de campos. Essa redução pode ser alcançada fisicamente em alguns casos mas, do ponto de vista econômico, a redução do número de intervenções para antecipação da produção de zonas secundárias, torna-se o aspecto mais importante. Os equipamentos convencionais de atuação mecânica requerem sondas de intervenção para a modificação de seu status. Já os equipamentos de atuação hidráulica não requerem o uso de sondas para serem operadas, mas não fornecem uma indicação positiva de um completo sucesso na modificação do status. A Completação Inteligente foi desenvolvida através de um empreendimento conjunto coordenado pela PES (agora uma divisão da Halliburton Energy). O sistema desenvolvido tem por objetivo a monitoração de reservatórios, com a capacidade de ajustes individuais da produção das diversas zonas alcançadas por um poço. Todos os Sistemas Inteligentes em desenvolvimento também têm este mesmo propósito e capacidade. Usando esses sistemas, podemos abrir todas as zonas alcançadas por um poço e escolher, no decorrer da produção, qual zona ficará fechada, qual zona que estará produzindo com alta vazão e qual a zona que terá a sua vazão reduzida. Todos esses controles são auxiliados através da monitoração das zonas e, durante a produção, o engenheiro do reservatório terá conhecimento da pressão, temperatura e vazão para cada zona. Em campos de águas ultraprofundas, o petróleo das zonas secundárias não está sendo produzido, em decorrência de barreiras econômicas. O uso da Completação Inteligente sobrepuja esta barreira, oferecendo a capacidade de melhorar a recuperação do poço. Uma necessidade da engenharia de reservatório, durante a vida de produção do poço, é saber a pressão estática de cada zona produzida. Métodos de completação convencionais requerem a intervenção de sondas para medir este parâmetro, o que representa um grande investimento, face à associação dos altos custos de uma sonda e às perdas na produção de petróleo durante o período de intervenção. Com a Completação Inteligente a pressão estática de cada zona pode ser registrada apenas pelo fechamento de cada regulador de fluxo individualmente. Isso irá manter as outras zonas fluindo e, devido ao baixo volume estocástico, o tempo necessário para a estabilização da pressão será reduzido. O uso da Completação Inteligente mantém os dados do reservatório atualizados, com um mínimo de perdas para a produção. Campos em águas profundas na Bacia de Campos apresentam algumas peculiaridades com um grande potencial para o uso da Completação Inteligente.As características dos reservatórios desses campos, aliadas aos investimentos necessários e à economia das intervenções, colocam-nos entre os melhores candidatos para utilizar esta tecnologia. Uma das barreiras a ser superada é a adequação do projeto de forma a permitir a utilização da tecnologia inteligente aliada a tecnologia de controle de areia, para diferentes perfis de poços. Outra barreira, é a adequação do programa de padronização submarina da Petrobras e interfaces relacionadas. De modo a facilitar a introdução da tecnologia inteligente, adotou-se a regra de não-modificação das interfaces com equipamentos submarinos e dos equipamentos de controle da areia para os poços nos quais a tecnologia será implantada. O objetivo principal desse projeto é introduzir e testar Sistemas de Completação Inteligentes num ambiente de águas profundas (profundidades maiores do que 1.500m - 4.900 ft) e grande distância entre o poço e o FPSO (distâncias maiores do que 10 km - 6.2 mi). A introdução desta nova tecnologia está planejada para que a completação de poços e os equipamentos submarinos se mantenham inalterados, sem que outro equipamento seja requerido. Atividades Principais As principais atividades do projeto são:
Três fabricantes estão trabalhando com a PETROBRAS para a aprovação e qualificação de Sistemas Inteligentes:
Poços em 3000m de profundidade de água Tecnologia em Poços Slender Desde 1970, a Bacia de Campos tem sido uma área de pesquisa para as atividades de perfuração e produção. No decorrer desses anos, uma grande massa de knowhow e informação tem sido obtida. A enorme experiência coletada permitiu o teste de certas tecnologias sem perdas para a companhia ou para o meio ambiente. Uma dessas tecnologias é a Slender, que é um projeto integrado para a perfuração, completação e intervenção em poços em águas profundas e ultraprofundas. A principal meta da tecnologia Slender é a redução do diâmetro do riser de perfuração e, conseqüentemente, a carga da sonda sobre o convés. Isso tornou possível a operação de sondas com menor capacidade de carga sobre o convés, em águas mais profundas do que aquelas relativas ao projeto original, evitando upgrades longos, e como conseqüência, foi conseguido um considerável aumento do número de sondas disponíveis, capazes de operar tanto em águas profundas como em ultraprofundas a um baixo custo. Essa tecnologia tornou possível o uso de sondas de segunda e terceira gerações, trabalhando num mercado previamente restrito a sondas de quarta e quinta gerações. Por outro lado, a tecnologia slender compreende outras inovações que estão sendo atualmente desenvolvidas pela PETROBRAS, com a meta de redução dos custos da perfuração, completação e intervenção. Ele é um projeto integrado que se inicia no poço e termina na sonda, considerando os seguintes itens: a configuração do poço slender, a cabeça do poço, o riser do slender, o sustentador do tubing e do riser do tubo de perfuração. Com esta filosofia de trabalho, a primeira etapa era alterar o projeto convencional do poço (coluna de revestimento: 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/8") para o novo projeto de poço slender (30" x 13 3/8" x 9 5/8"). Um poço convencional na Bacia de Campos compreende quatro fases, revestimentos de 36" ou 30" x 20" x 13 3/8" x 9 5/;8" e, em alguns casos, um liner de 7" poderá ser usado. Essa configuração de revestimento vem sendo adotada desde o primeiro jateamento, em 1993, no campo de Barracuda. Esta configuração convencional já era na realidade uma evolução do projeto de poços, decorrente do fato de que, previamente, outra estrutura de revestimento, foi usada para parte do poço, - o revestimento de 46" ou 42", com 12 a 14 m de comprimento. A PETROBRAS dispõe de grande experiência na Bacia de Campos, tendo adquirido uma enorme soma de dados sobre os diversos campos, permitindo-nos um conhecimento do parâmetro chave para o projeto de poços, que é o perfil da pressão sobre os poros. Foi o conhecimento sobre este parâmetro que permitiu se chegar ao conceito do poço slender, que resultou na supressão de uma coluna de revestimento, neste caso, do revestimento de 20". Além disso, foi possível se levar o revestimento de 13 3/8" a uma maior profundidade, com segurança, e sem a necessidade de se usar um empilhamento BOP. Essa profundidade é a mesma, ou em alguns casos, maior, do que a sapata do revestimento 13 3/8" dos poços convencionais. Tudo isso é uma conseqüência do conhecimento do perfil da pressão sobre os poros na Bacia de Campos. Assim sendo, é muito importante se ressaltar que a aplicação dessa tecnologia é apenas recomendada para áreas conhecidas, não sendo aconselhável para áreas exploratórias. O poço Slender permite a aplicação de diferentes opções para poços, dependendo, apenas, do tipo de completação a ser adotado. Revestimentos podem ser ou não ser liners e a vedação entre os revestimentos é garantida pelo trabalho de cimentação ou pela cimentação e mais o pack off. Este tipo de vedação tem sido usado na bacia de Campos e ainda hoje, apresenta excelentes resultados. Este projeto provê grande economia de tempo. Ele atinge as metas de exploração, provendo respostas rápidas para as necessidades geológicas. Nos dias de hoje revestimentos de poços em três fases são obtidos com sucesso. Atualmente, os poços Slender na bacia de Campos, são perfurados em três fases, como abaixo descrito:
Como premissa, foi assumido que a cabeça do slender deverá permitir a perfuração e operações de intervenção usando o riser de 21' ou de 18 5/8" padrão e também o riser Slender OD de 15". Conseqüentemente, a forma externa da câmara de alta pressão foi mantida igual à da cabeça padrão da PETROBRAS 16 3/4" X 10 Ksi. A cabeça do poço é projetada para receber dois sustentadores de revestimento, a de 9 5/8" e a de 7 5/8", sendo esta última raramente usada. Num poço Slender padrão, o sustentador de revestimento de 9 5/8" é usado freqüentemente por segurança, dado que é difícil se avaliar o desgaste do revestimento de 13 3/8". Por outro lado, se houver certeza de que o revestimento de 13 3/8" está com o seu selo íntegro, o revestimento de 9 5/8" poderá ser feito como um liner. O projeto do poço Slender não prevê o emprego do revestimento de 20" e assim, uma junta de tensão foi considerada para permitir a conexão entre um revestimento de 13 3/8" e a câmara de alta pressão. A junta de tensão é soldada à parte inferior da câmara de alta pressão, dispondo de uma rosca BDS de 13 3/8" para a conexão do revestimento. Essa junta de tensão permite discretas mudanças de diâmetro, evitando qualquer concentração de esforços. Para a cabeça do poço Slender o projeto da junta de tensão é crítico, uma vez que grandes variações de diâmetro ocorrem e, conseqüentemente, induzem altas tensões. Além disso, uma vez que a junta de tensão se ajusta a qualquer cabeça de poço Slender, foi necessário adequá-la para as câmaras de alta pressão padrão e de pré-cargas. Analisando-se os dois modelos de cabeças, o primeiro é menos robusto, uma vez que as folgas existentes nas câmaras sobrecarregam certas partes da câmara de alta pressão. O primeiro passo para o projeto foi avaliar as cargas atuando na parte superior da cabeça do poço através dos programas internos, Overpull e WH-Stiff, que usam como dados de entrada os dados do meio ambiente, características do material, as características do BOP e da junta de flexão. Conhecidas as cargas resultantes sobre o topo da cabeça do poço, uma análise não linear estática da cabeça do poço é realizada. A análise leva em consideração a não linearidade do solo, usando curvas P-y , T-z e Q-u, recomendadas pela API RP-2A. Nessa análise, a câmara de alta pressão é considerada como fixada à câmara de baixa pressão, tendo em sua parte inferior uma junta de tensão cônica com rosca BDS (contraforte de selagem dupla) rosca que irá conectar a 13 3/8"-lb/ft. Em seguida, um programa de elementos finitos, usando os dados de saída da análise estática não linear do conjunto da cabeça do poço, irá avaliar a junta de tensão. Outro aspecto importante a ser considerado neste projeto são os possíveis níveis abaixo e acima da linha de lama que o topo do cimento pode assumir. Essas análises mostram que os topos do cimento posicionados 5m abaixo da linha de lama, apresentam mais baixas tensões na junta de tensões e que, depois de 10 m, essas tensões tendem a se estabilizar, o que beneficia a cabeça do poço Slender. O primeiro poço Slender perfurado no campo de Marlin em 16 de março de 1998, tornou-se um recorde para perfurações na bacia de Campos, demorando 7,6 dias, desde o jateamento à profundidade final. Tal performance foi decorrente, não apenas do projeto do poço Slender - o que foi o fator principal - mas também devido ao excelente desempenho do time envolvido no planejamento e execução das operações do poço. Desde a perfuração deste poço Slender, um excelente desempenho tem sido uma constante na Bacia de Campos. Até agora 198 poços Slender foram perfurados, 62 exploratórios e 136 explotatórios. Entre esses, 82 eram verticais. 79 direcionais e 27 horizontais. Desses poços 25 foram perfurados no campo de Roncador, 8 em Barracuda, 5 em Albacora Leste, 11 em Caratinga, 6 em Espadarte, 6 em Marimbá, 27 em Marlin Sul e 48 em Marlin, em águas com profundidades variando de 692 a 2.777 metros. Todos esses poços Slender demonstraram uma eficiência comparada aos poços convencionais ( revestimento 30" x 20" x 14 4/;8" x 9 5/8"). Foi no campo de Marlin que a perfuração Slender apresentou o melhor desempenho, com quatro poços incluídos entre os melhores cinco poços do campo.Além disso, o recorde de perfuração na bacia de Campos diz respeito a um poço Slender, tendo consumido apenas 6,9 dias desde o jateamento à profundidade final. Do tempo total, 164,5 horas são produtivas mais improdutivas e apenas duas horas foram perdidas.Assim,1 foi quebrado o então recorde de perfuração Slender que era de 7 dias, também no campo de Marlin (tempo desde o jateamento até à profundidade final). Esta análise considerou para os poços convencionais tempos produtivos (perfuração) e o não produtivos ( manobras, cimentação, perfilagem, etc) das fases I/II/III e IV, e para os poços Slender , o tempo para as fases I/II e III. Isso foi feito porque o conceito de perfuração Slender eliminou uma fase, alcançando a mesma profundidade que o poço convencional. Uma análise comparativa dos 65 melhores poços convencionais no campo de Marlin e os poços perfurados usando o conceito Slender, demonstrou que essa tecnologia resultou numa economia do tempo de perfuração da ordem de 17%. Outro item desta tecnologia é a arvore de natal para profundidades de 2.500 m, que já se encontra desenvolvida. Essa árvore pode ser instalada com riser rígido vertical - outro item dessa tecnologia- e pode sofrer intervenções a partir de uma sonda usando um Riser Slender ( 15" OD x 14" ID). É importante se mencionar que essa tecnologia se destina a áreas conhecidas, uma vez que a segurança do poço é de vital importância. Perfurando em unidades DP, usando BOP de superfície Em 1998, com base na experiência da UNOCAL, na Indonésia, a PETROBRAS decidiu estudar o uso de BOP de superfície em sondas ancoradas. O estudo foi conduzido por um grupo de engenheiros da PETROBRAS juntamente com a Stamark Offshore. A sonda selecionada para os estudos foi a PETROBRAS P-XIII, uma sonda submersível ancorada e a idéia seria aperfeiçoá-la para 1800 m, para perfurar com um riser de 13 3/8" sem sistema de desconectação submarina e com uma BOP de superfície de 13 3/8" x 10.000 psi. Os resultados da análise mostraram que a idéia era factível, mas o projeto foi interrompido porque uma tarefa diferente foi atribuída à Sonda. A necessidade de um eficiente, seguro e rápido, programa de exploração em águas profundas, trouxe de volta a idéia original. A razão para isso recai na capacidade de se evitar o uso do tradicional e complexo BOP, o que causa, normalmente, uma grande perda de tempo. Ela também alerta para o uso de sondas aperfeiçoadas de terceira geração, num mercado até então exclusivo a sondas de quarta e quinta gerações. De forma a se adaptar a essa idéia, a PETROBRAS iniciou uma série de estudos, tais como : 1) avaliação de riscos, 2) análise de risers, 3) seleção de risers e conectores, 4) planos de contingência, 5) ajustagem dos procedimentos padrão de perfuração e modificações, 6) definição de sistemas submarinos de fechamento para melhorar a segurança. Fluídos Leves em Águas Profundas e Ultraprofundas O uso de fluídos leves para perfuração offshore é de particular interesse para a PETROBRAS, uma vez que a maioria de suas reservas está localizada offshore e em águas profundas. Além disso, um considerável número dos atuais prospectos exploratórios está localizado em águas ultraprofundas. Este particular cenário de perfuração é caracterizado pela ocorrência de uma margem operacional estreita entre a pressão dos poros e de fratura, que vem sendo comumente associada a alguns problemas de perfuração, como perda de circulação e eventos de controle de poço. O uso de fluídos leves introduz a possibilidade de se poder perfurar com sucesso esses poços em águas ultraprofundas, trazendo um impacto significativo na atividade exploratória. Além disso, alguns dos reservatórios em águas profundas estão depletados e exigem a utilização de fluídos leves, capazes de evitar perdas de circulação e minimizar danos nas formações produtoras. A partir dessas perspectivas operacionais, atualmente, os esforços de desenvolvimento estão focalizados em três diferentes tópicos: (1) o desenvolvimento de um sistema de perfuração de duplo gradiente (DGD) baseado em fluídos leves; (2) a formulação de fluídos de perfuração não invasivos, e (3) o projeto de melhores pastas de cimento. Sistemas de Perfuração de Duplo Gradiente Baseados em Fluídos Leves Nestes últimos anos, a indústria vem sendo conduzida ao uso de fluídos leves com grande interesse. Revisões tecnológicas e o desenvolvimento de equipamento, materiais e simuladores computadorizados, através de diversos projetos multicliente e de grupos independentes de pesquisas, estão sendo empreendidos. Um dos caminhos mais benéficos de se usar a tecnologia de fluídos leves em operações em águas profundas consiste em se prover uma abordagem efetiva para gerenciar os desafios associados à estreita margem operacional entre as curvas de pressão dos poros e as fraturas da formação. Considerando essas circunstâncias operacionais, o uso de um sistema DGD introduz a possibilidade de se perfurar, com sucesso, poços em águas profundas e ultraprofundas. Para se alcançar a condição DGD, a indústria vem se concentrando no desenvolvimento de sistemas baseados em duas abordagens conceituais distintas (1) o uso de fluídos leves, que é o aspecto mais importante dos atuais esforços de desenvolvimento e (2) elevação mecânica, que consiste num sistema de bombeamento para elevar o fluido de perfuração do leito do mar à superfície. O uso de fluídos leves consiste na injeção de esferas ocas, ou de gás, na base do riser submarino, para manter a pressão na cabeça submarina do poço igual à pressão hidrostática da água do mar, na mesma profundidade. Tal sistema de perfuração de duplo gradiente apresenta um efetivo gradiente do fluído, entre a superfície e o fundo do mar, e outro dentro do poço submarino. Conseqüentemente, possibilita que o peso efetivo da lama na sapata do revestimento anterior seja menor do que o peso real da lama na profundidade corrente da perfuração. Diferentemente do sistema de elevação mecânica, o uso de fluídos leves para se conseguir a condição de duplo gradiente, consiste na diluição da lama de retorno, no nível do leito do mar, através da injeção de esferas ocas ou de gás. Uma vez que esses materiais têm baixa densidade, eles são boas opções para a redução da densidade do fluído de perfuração. Do ponto de injeção para cima, no sentido da superfície, a densidade do fluído de perfuração será menor do que a densidade real da lama abaixo do leito do mar. A condição DGD requer que a lama que escoa através do riser exerça uma pressão hidrostática equivalente à pressão hidrostática da água do mar no fundo do mar. Assim, o material de diluição deverá ser adicionado na proporção adequada para reduzir a densidade do fluído de perfuração a um valor que preencha os requisitos do DGD. Além de injetar o material diluente, é também necessário separá-lo do fluído de perfuração na superfície. Depois dessa separação, o fluído de perfuração é processado de forma a manter as mesmas propriedades físicas e químicas e é bombeado de volta para o poço através da coluna de perfuração. Se forem usadas esferas ocas como material diluídor, o que gera um fluido de perfuração leve e incompressível, elas serão reusadas, depois de terem sido extraídas na superfície. No entanto, a despeito de todas as vantagens reconhecidas deste particular sistema DGD, o emprego das esferas ocas como material diluente requer novos equipamentos e procedimentos operacionais que ainda estão em desenvolvimento. O sistema DGD com injeção de gás, que consiste na injeção de gás próximo ao topo do BOP submarino para reduzir a densidade equivalente do fluido que escoa no anular formado entre a coluna de perfuração e o riser submarino. Este processo é concebido de modo a que a pressão na cabeça do poço se iguale à pressão d'água do mar à mesma profundidade e requer um esforço menor de desenvolvimento para ser implementado no campo do que o sistema de esferas ocas. Isto se deve principalmente aos aprimoramentos já introduzidos pela tecnologia de perfuração sub-balanceada ao longo dos últimos anos. A idéia básica é combinar a injeção de hidrogênio com um riser de revestimento concêntrico de alta pressão, que reduz o diâmetro interno do riser e, conseqüentemente, os requisitos volumétricos da bomba. O espaço anular, entre o riser externo e o revestimento interno, é preenchido com água do mar para prevenir o colapso do riser submarino externo. Uma cabeça rotativa de alta pressão (RCH), localizada no topo do riser concêntrico, sela o espaço anular e o retorno do poço é direcionado para um separador trifásico automático, que permite a separação contínua dos componentes da mistura, para re-circulação, amostragem, armazenagem ou descarte. O sistema de DGD com injeção de gás envolve o uso de um sistema fechado e pressurizado de circulação. Em sondas flutuantes, o ponto chave consiste na definição da melhor localização para a peça giratória do equipamento que mantém a pressão. Embora isto seja crítico, com base em experiências prévias, posicionar a Cabeça Rotativa (RCH) no topo do riser interno é considerada a melhor opção para esta particular aplicação. Esta alternativa guarda muitas semelhanças com aquela já implementada no campo por um dos projetos do PROCAP-2000 (ver figura 1). A baixa resistência do riser de perfuração convencional, em termos de resistir à pressão interna e de suportar os esforços de colapso, é um aspecto importante a ser considerado nesta análise. No entanto, além do conceito de riser concêntrico, uma alternativa promissora está sendo desenvolvida para corrigir o problema e consiste no emprego do BOP de superfície numa sonda flutuante. Este desenvolvimento não só irá solucionar as dificuldades associadas com a baixa resistência do riser de perfuração convencional, como também se combinará perfeitamente com o conceito de poço Slender, apresentando um significativo potencial de redução total dos custos de perfuração. Como parte desse desenvolvimento, será efetuado um teste de campo no fim do corrente ano. O conceito do DGD com injeção de gás será utilizado para a perfuração da fase de 12 ¼" de um poço offshore localizado numa lâmina d'água de 600 m na Bacia de Campos. Os objetivos principais deste teste são a avaliação dos procedimentos operacionais, a eficiência do sistema de riser concêntrico para se manter um sistema fechado e pressurizado, assim como o impacto de todas as mudanças introduzidas no desempenho total da perfuração.Com base nas lições aprendidas neste empreendimento, o próximo passo será a implementação deste sistema num cenário de perfuração com 3000 metros de profundidade d'água. Figura 1 - RCH no topo do Riser para Operação de Perfuração Low-Head numa unidade flutuante. Os complexos projetos para perfuração em águas profundas e ultraprofundas requerem suporte tecnológico renovado de modo a se minimizar os problemas com as cabeças do poço e se aumentar a produção do poço . Neste contexto, as propriedades físicas e químicas da perfuração, assim como as dos fluídos, determinam o sucesso de uma operação de perfuração. Entre outras , janelas operacionais estreitas, formações altamente inconsolidadas com baixo gradiente de fraturas e severas perdas de fluídos em zonas de alta permeabilidade, exigem a atenção para a necessidade de fluídos não invasivos, para garantir o sucesso das operações. Também, o crescente número de reservatórios esgotados exige a disponibilidade de fluídos de perfuração leves, aquosos e/ou não aquosos, como alternativas para fluídos aerados. A invasão de fluídos em zonas produtivas tem sido reconhecida como prejudicial à produtividade do poço. Invasões sólidas e filtradas podem causar danos irreversíveis à formação, com a redução da permeabilidade. Fluídos de perfuração são formulados para evitar uma excessiva penetração nas zonas de produção. Sólidos solúveis em ácidos não danificantes são usualmente adicionados a fluídos de perfuração, de forma a promover um maior tamponamento dos poros e minimizar a penetração .do fluído. Também, polímeros específicos são usados para a redução da invasão do fluído, em decorrência da química da superfície e de efeitos da viscosidade. O desenvolvimento de formulações para fluidos menos invasivos e não danificantes requer o conhecimento dos mecanismos de filtragem de sólidos contendo soluções polímeras num meio poroso. A pesquisa tem sido direcionada para diferentes caminhos: a busca pelo conhecimento da importância relativa de fatores que contribuem para a filtração, a avaliação de aditivos sólidos para impedir a perda de circulação, de polímeros para evitar a invasão do fluído em meios porosos e o desenvolvimento e avaliação de novas formulações para fluídos não invasivos. Estudos teóricos e experimentais sobre a filtração dinâmica e estática de fluídos de perfuração, baseados na água, foram efetuados para se avaliar os efeitos do tipo de fluído, formas sólidas, tamanho e concentração, tipo de polímeros e concentrações, permeabilidade da rocha e da pressão diferencial aplicada sobre as propriedades de filtração dos fluídos (Fig.2 e 3). O trabalho experimental intenso irá suportar o desenvolvimento de um modelo matemático para se prever as taxas de filtração e profundidades de penetração, de acordo com a reologia não- newtoniana e tipo de agente de ligação no mecanismo de filtração. Com relação a materiais de ligação, granulares, laminados e sólidos semelhantes a fibras, eles agem de forma muito diferente no decorrer da filtração através de um meio poroso não consolidado e de alta permeabilidade, confirmando a importância dos efeitos da forma sobre os mecanismos da filtração. Também, um incremento na concentração de sólidos não significa necessariamente uma menor invasão no meio. A distribuição dos tamanhos das partículas e suas formas, ao que parece, são os fatores governantes na invasão dos fluídos. Formulações comerciais de fluídos não invasivos baseadas em mecanismos físico-químicos ou em interações superficiais entre aditivos e as rochas permeáveis foram avaliadas e podem ser recomendadas para algumas aplicações específicas, dependendo do tipo da rocha, das condições do poço e de cenário da perfuração. Fig. 2 Filtração por leito de areia - Fluído com CaCO3 44/74µ. Perfuração em horizontes profundos A Petrobras decidiu iniciar um projeto para desenvolver e adaptar tecnologias que permitam perfurar, avaliar e completar poços profundos (profundidades maiores do que 5000m) em águas profundas. O trabalho nestes poços é um grande desafio, uma vez que, no decorrer da execução, diversos problemas terão de ser superados como, por exemplo, altas temperaturas e/ou zonas de alta pressão, grandes extensões de sal, formações muito duras e abrasivas e perfurações horizontais em formações fraturadas. Com esse projeto, a Petrobras pretende desenvolver o "ring fence" da Bacia de Campos, permitir a exploração de petróleo em águas com profundidades superiores a 2000m e dar apoio às suas operações internacionais. A Petrobras constatou ser necessário desenvolver, encontrar ou adaptar tecnologias nas seguintes áreas: alargadores, cabeças de poços, perfuração direcional, revestimentos expansíveis, perfuração em rochas duras, pastas de cimento e fluidos de perfuração, avaliação e de completação. Serão estudadas as previsões em tempo real para a pressão dos poros e será feita a aquisição de dados sobre mecânica das rochas para a avaliação dos modelos de comportamento dos sais. Controle de parafinas e hidratos A parafina e os hidratos que se formam em linhas de escoamento em águas profundas, causam grandes problemas para operações offshore e isso não é uma exceção para a Petrobras. Muito embora regido por tempo tropical, o Brasil apresenta temperaturas de água do mar, abaixo da superfície, compatíveis com as do Mar do Norte e do Golfo do México. Além desse ambiente hostil, os petróleos brutos encontrados nas águas profundas brasileiras são, às vezes, parafínicos, criando, assim, problemas relacionados com a garantia de escoamento. Dentro do Procap 3000, o projeto chamado Controle de Parafina e Hidratos, tem como objetivo alcançar melhores soluções para esses problemas. A meta principal desse projeto é , desenvolver ou tornar disponíveis , tecnologias para se prever, prevenir ou remediar depósitos de parafina ou de hidratos para os sistemas de produção típicos usados pela Petrobras. O projeto compreende quatro subprojetos:
Concepções de isolamento, aquecimento e pigagem de linhas Introdução Controle de parafinas e hidratos é essencial em sistemas de produção em águas profundas e constituem os tópicos mais importantes de garantia de escoamento. Tanto parafinas como hidratos estão incluídos, como itens de estudo e pesquisa, no projeto sistêmico "Controle de Parafinas e Hidratos". No entanto, como a temperatura é um dos principais fatores que caracterizam tanto a deposição de parafinas como a formação de hidratos, o gerenciamento térmico de um sistema, através da adição e/ou retenção de calor nas linhas de escoamento e risers submarinos, um novo projeto sistêmico foi criado com foco exclusivo no controle de temperaturas. Este novo projeto sistêmico denominado "Concepções de Isolamento, Aquecimento e Pigagem de Linhas" tem, como meta principal, o estudo de novas concepções de isolamento térmico e de concepções variadas de aquecimento e das influências destas concepções sobre a freqüência das operações de limpeza com pig. Enfocando o aspecto de retenção de calor, ou seja, isolamento, foi criado o projeto "Concepções Pipe-in-Pipe". Como outros projetos atendem os estudos relativos a isolamento em linhas flexíveis e rígidas, este projeto se limita aos estudos para as configurações pipe-in-pipe, configuração específica que promove um isolamento bem mais robusto. Com enfoque na adição de calor ao sistema, foi criado o projeto denominado "Aquecimento em Linhas Submarinas". Por último foi criado um projeto denominado "Análise Comparativa do Isolamento, Aquecimento e Pig", com a finalidade de efetuar uma análise econômica dos diversos tipos de gerenciamento da temperatura, utilizando a freqüência de pigagem necessária para cada perfil térmico obtida. Cenários reais são utilizados. Configurações "Pipe-in-Pipe" O conceito de linha pipe-in-pipe (coaxial) para tubulações submarinas é uma tecnologia consolidada. Algumas companhias já implementaram este conceito para sistemas de produção em águas profundas. Em decorrência de recentes descobertas, a Petrobras está considerando a sua aplicação em alguns destes novos campos. De forma a concretizar esta consideração, o conceito de linha pipe-in-pipe precisa ser analisado para as nossas condições, não apenas considerando as linhas de escoamento, mas também os risers. O projeto "Configurações Pipe-in-Pipe" foi criado para estudar técnica e economicamente a aplicação deste conceito. Inicialmente foi feito um FEED (Front End Engineering Design) e em seguida, a companhia estabeleceu as especificações técnicas para a linha. No momento, outra companhia está sendo contratada para empreender a análise técnica e econômica do riser. Outras características do projeto incluem módulos especiais para o software ANFLEX, software utilizado nos cálculos estruturais de linhas e risers. Aquecimento de linhas submarinas Dado que a explotação atual da Petrobras tende , cada vez mais, a se localizar em áreas submarinas, mais e mais profundas, atenções especiais são necessárias para garantir o escoamento das diversas linhas. O aumento da profundidade das águas está diretamente associado a maiores pressões (maiores riscos para formação de hidratos) e a menores temperaturas (maiores riscos para formação de hidratos e para depósições de parafina). Por outro lado, formação de hidratos e deposição de parafinas significam restrições ou bloqueio de linhas, com a conseqüente perda de produção. Uma das alternativas para prevenir os problemas relacionados a hidratos e parafinas é o aquecimento das linhas submarinas. Linhas submarinas flexíveis, linhas submarinas rígidas e linhas concêntricas com dispositivos de aquecimento, por eletricidade ou por água quente, são algumas das tecnologias possíveis de aplicação. O projeto "Aquecimento de linhas submarinas" tem como meta principal a coleta de todos os dados disponíveis relacionados com as três técnicas acima mencionadas (estado-da-arte,), a consolidação destes dados e a formação de uma opinião técnica sobre o tema, considerando o cenário da Petrobras. No desenvolvimento do projeto, foi feita uma pesquisa na Internet e reunida uma bibliografia de vulto sobre o assunto. Através disso, foram identificadas todas as instalações ao longo do mundo onde se usa, ou se planeja usar, sistemas de aquecimento para linhas submarinas. As companhias envolvidas também foram identificadas. Entre essas, algumas que se dedicam a materiais ou serviços foram contatadas, para esclarecimento de eventuais dúvidas. Entre aquelas que responderam às questões formuladas, algumas foram selecionadas de forma a se elaborar um projeto preliminar e, para isso, a Petrobras providenciou dados relativos ao cenário de águas profundas. A idéia por trás disso era coletar informações acerca das reais dificuldades a serem vencidas em projetos reais. Uma das finalidades desse projeto seria a implantação de um sistema protótipo, num campo que oferecesse exeqüibilidade técnica e reais vantagens econômicas. Como um poço protótipo havia sido identificado no ano anterior, um novo projeto foi iniciado. Neste novo projeto, as especificações técnicas já elaboradas estão sendo empregadas. Análise Comparativa de Isolamento, Aquecimento e Pig. Os problemas em sistemas de produção em águas profundas, associados com a deposição da parafina, são normalmente resolvidos através de linhas submarinas com isolamento térmico.adequado. Em longas conexões, o isolamento térmico apenas não impedirá a deposição de parafina. Nestes casos, há necessidade de aquecimento, para se evitar a deposição ou, eventualmente, dissolver a parafina depositada. Uma alternativa para estes casos é permitir uma pequena deposição de parafina que é removida posteriormente através de pigs.Todas essas alternativas apresentam custos diferentes, tanto de investimento como de operação. Utilizando um simulador desenvolvido pela Petrobras para escoamento multifásico permanente que admite a simulação de adição de calor às linhas (aplicação não disponível em simuladores comerciais) e adotando um cenário de águas profundas da Petrobras, este projeto visa estabelecer uma comparação econômica entre as alternativas citadas.Considerando-se a TIAC (temperatura de aparecimento da parafina), linhas submarinas com diferentes graus de isolamento térmico e linhas com ou sem aquecimento, simulações foram feitas para se estabelecer as diferentes taxas de produção. A freqüência de pigagem, as perdas de produção devido às pigagens e os ganhos de produção em decorrência da redução da viscosidade foram considerados nesse estudo. Os resultados irão auxiliar futuras decisões relativas ao desenvolvimento de novos campos em águas profundas. Desenvolvimento de sistemas boosting Sistema de Bombas Elétricas Submersíveis para uso Submarino Bombas elétricas submersíveis (ESP) têm sido tradicionalmente usadas por mais de meio século para mover grandes volumes de fluídos, onde outros meios de elevação artificial não apresentaram resultados. Não é incomum para essas bombas, manipularem mais de 1.000 m³ de fluído por dia. Um conjunto de bomba típico é composto de centenas de seções centrífugas, com um pequeno diâmetro (geralmente em torno de 4" a 8" de diâmetro), montadas separadamente. A bomba é acoplada a um motor, que dispõe de um conjunto de selagem, e é cheio com um fluído isolador que é mais pesado do que a água (protetor). Nas instalações brasileiras este motor tem geralmente uma potência entre 100 e 200 HP e são máquinas trifásicas de dois pólos. Elas giram a uma velocidade relativamente constante de 3.500 rpm (aproximadamente 58 Hz), com uma alimentação elétrica de 60 Hz. Dado que a maioria das reservas brasileiras de petróleo está localizada em águas profundas, um grande esforço tem sido despendido na pesquisa e desenvolvimento de equipamento para a exploração submarina neste país. Historicamente, a Petrobras tem aperfeiçoado sucessivamente as instalações de ESP na Bacia de Campos. A instalação do poço submarino mais profundo da companhia , o RJS-477, está localizada numa lâmina d'água de 1.109 m e ainda é capaz de produzir 600 m³ de petróleo por dia, com 40% de gás livre. Desde o poço submarino pioneiro RJD-221, considerado o primeiro poço submarino no mundo a operar com um equipamento ESP em águas profundas, a companhia vem pretendendo instalar conjuntos de ESP em mais de 20 poços em águas profundas. Dentro do contexto de produzir petróleo em poços localizados em águas ultraprofundas, um novo alvo foi estabelecido pela Petrobras, qual seja, desenvolver uma bomba submersível elétrica (ESP) de grande tamanho. Essa instalação ESP irá utilizar um motor de grande potência (>1000 hp), para bombear mais de 2000 m³ de petróleo bruto por dia. Dentro do escopo do programa da Petrobras de desenvolver a produção de petróleo em águas ultraprofundas, foi definido o programa Procap 3000, para aprimorar as especificações existentes do equipamento ESP para águas profundas. Uma vez que as intervenções em poços submarinos envolvem um trabalho caro e demorado, o equipamento ESP com um motor de grande potência (1000 hp), a ser instalado em águas ultraprofundas, deverá ser mais confiável do que o atualmente existente. De forma a se obter uma visão mais nítida sobre as dificuldades que esse desenvolvimento vai exigir, foi estabelecida uma nova meta de profundidade , com um recorde de 2500/3000m e, espera-se, obter um conjunto de ESP que seja, não só capaz de bombear petróleo pesado (< 17° API) a uma alta taxa de escoamento (>2000m³ por dia), e também de manipular 50% de gás livre. As dificuldades de instalação de uma ESP em poços, em águas ultraprofundas, residem no fato de que todos os equipamentos deverão ser certificados para um padrão compatível com as altas pressões e as baixas temperatura (4º C) existentes no ambiente do fundo do mar. Esta certificação de equipamento, considerando as variáveis relativas a águas ultraprofundas, só poderá ser obtida através de simulações experimentais especializadas, o que exige um alto nível de capacitação tecnológica do pessoal e dos testes. Alguns fabricantes de equipamento ESP foram consultados para aperfeiçoar o cenário do projeto PROCAP 2000. O estado-da-arte existente, para equipamento submarino ESP, apresenta limitações, como por exemplo, a transmissão de energia e a quantidade do gás livre a ser manuseada pela bomba. Atenção especial deverá ser dispensada aos conectores elétricos submarinos , transformadores e cabos, que ficarão expostos ao meio ambiente hostil do fundo do mar. A maior parte dos esforços para o projeto, espera-se, será gasta no projeto de um sistema elétrico capaz de transmitir alta potência a alta tensão, através do ambiente de águas ultraprofundas. Também, deve-se esperar dificuldades no projeto da Àrvore de Natal, o qual implica em alta confiabilidade e baixos custos de intervenção para o equipamento ESP do fundo do poço. No entanto, muito embora o enfoque para o projeto Procap 3000 seja sobre o equipamento de bombeio ESP, a tecnologia será igualmente relevante para qualquer situação onde seja necessária a instalação de qualquer outro equipamento de elevação artificial localizado em poços ultraprofundos. Em decorrência da necessidade de se produzir petróleo pesado em instalações submarinas em águas ultraprofundas na Bacia Brasileira de Campos, novos níveis de padrões deverão ser alcançados pela Petrobras, o que tem sido o principal compromisso do programa Procap 3000. SBMS - Sistemas Submarinos de bombeamento e medição multifásicos Este projeto foi lançado em setembro de 1992 visando o desenvolvimento de tecnologias de bombeamento e medição. Foi também declarado inicialmente que o desenvolvimento só seria reconhecido depois de ter sido testado, com sucesso, na Bacia de Campos. Entre as ações preliminares conduzidas neste projeto, a Petrobras concebeu, construiu e inaugurou, em outubro de 1993, um sítio de teste, que hoje é um avançado campus de teste do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes) . Ele está localizado no Complexo de Produção de Atalaia, na área da Unidade de Produção da UN-SEAL da Petrobras, no estado brasileiro de Sergipe. Tal Sítio de Teste, através de cooperações tecnológicas com a indústria de equipamento, tem, como objetivo principal, contribuir para o desenvolvimento de componentes essenciais de bombeamento e medição dessas tecnologias inovadoras, como por exemplo, medidores, bombas, motores elétricos submarinos, energia submarina, e conectores para sinalização, umbilicais de energia, vasos de controle e monitoração, etc. As instalações também permitem estudos sobre fluxo multifásico em tubulações e em vasos de separação , assim como métodos de elevação artificial fazendo uso de poços falsos, igualmente disponíveis, e sub-sistemas para teste de válvulas de elevação de gás. Tais instalações permitem a condução de testes de alta representatividade - dados que as condições do campo e as dos testes são mantidas muito semelhantes.- além de apresentarem um alto grau de flexibilidade e também fazendo uso de um exclusivo Sistema de Controle e Coleta de Dados. O propósito principal da inovadora rota tecnológica de medição de fluxos multifásicos, quando aplicada aos fluídos usualmente produzidos e não tratados (Ex. petróleo, gás, água e sólidos ocorrentes) , sem a necessidade de separá-los inicialmente, é a determinação das frações das fases e as taxas de escoamento associadas. A rota é baseada em medidores de fluxo multifase, dispositivos geralmente não invasivos ao fluxo. Esses, através do uso combinado de princípios físicos selecionados e da interpretação de sinais do fluxo- sob o conhecimento dos mais importantes princípios físicos que determinam os fluxos multifase - são capazes de determinar as frações das fases (Ex. petróleo, gás e água) e as suas reais taxas de escoamento. A principal aplicação da medição do fluxo multifásico perseguida por este projeto era aquela associada aos testes de poços submarinos, sendo tais medidores instalados na cabeça do poço ou a um manifold misto. Em comparação com sistemas de teste de poços que empregam separadores gravitacionais convencionais , (gás-líquido ou separador trifásico) , a medição multifase permite: (1) teste de poços com tempo menor, (2) teste de poços mais precisos, (3) menor supervisão de operadores para testes de poços. Em comparação com os tradicionais sistemas de teste de poços, esta tecnologia de medição multifásica , além da contribuição para uma mais efetiva monitoração do reservatório, uma vez que melhores informações de produção e mais freqüentes ficam disponíveis, esta tecnologia também permite custos de capital e operacionais para aplicações offshore- convés e submarinas. O projeto SBMS, sob um Acordo de Cooperação Tecnológica (TCA)¹ , desenvolveu tal tecnologia. Seu protótipo foi pioneiramente instalado num manifold de produção submarina (MSP-DL3), a aproximadamente 500m WD (profundidade da água) e 5 km distante da FPSO (P-31), no Campo de Albacora, em abril de 1997. A instalação é considerada como um marco tecnológico devido aos seus aspectos pioneiros envolvidos e também devido ao fato de que o protótipo está operando satisfatoriamente até os dias de hoje - ver figura 2.1. Neste momento a PETROBRAS já alcançou a fase de disseminação , onde a tecnologia está sendo instalada em todos os manifoldes de produção existentes e em todos os novos em construção. O objetivo principal da rota tecnológica inovadora de bombeamento de fluxo multifásico é a transferência da produção não tratada (petróleo, gás, água e sólidos ocorrentes) das cabeças dos poços ou dos manifoldes ( ambos localizados no leito do mar) diretamente para as SPUs - Unidades de Produção Estacionárias - localizadas a grandes distâncias, em águas razas, preferencialmente. O uso de tal conceito num convés de uma plataforma e/ou em campos petrolíferos em terra é também perseguido, porém como um benefício colateral dos estágios do desenvolvimento principal. Este sistema inovador é considerado economicamente vantajoso na produção em águas profundas, onde a instalação e operação de plataformas de produção padrão é, ou muito cara ou tecnicamente impraticável. A implantação de tal sistema inovador, quando total e confiavelmente desenvolvido, é visto como muito positivo, principalmente em decorrência da antecipação da produção e da possível recuperação das reservas em acumulações gigantes em águas profundas. No período de 1993-1996, fazendo-se uso da tecnologia TCA², a tecnologia do bombeamento multifásico aplicada a áreas secas - em terra e/ou em conveses offshore - foi desenvolvida. Em 1996, com base no estado-da-arte, e nas conquistas domésticas, a Petrobras elegeu tal tecnologia para fazer parte do conjunto de tecnologias aceitas para aplicações de campo. Até o presente momento, a tecnologia está sendo disseminada internamente e cinco bombas já estão em operação no campo. Em 1977, em seguida à elaboração de um conjunto completo de especificações técnicas, onde o conceito e seus requisitos de funcionamento e segurança estavam incluídos, a Petrobras celebrou o primeiro TCA, visando ao desenvolvimento de um Sistema de Bombeamento Multifásico Submarino pioneiro. O protótipo desenvolvido, SBMS-500, apresenta as seguintes características principais: 500 m³/h ( fluxo total); 60 bar de pressão diferencial; até 95% v/v de gás livre na sucção( com re-circulação líquida poderá alcançar 100%); e, assentamento submarino até 1.000m WD). Desde então, diversos outros acordos foram celebrados de forma a se completar o conjunto total de tecnologias e de componentes do sistema completo. Mais recentemente, em decorrência de requisitos de maior transparência, um umbilical elétro-hidráulico submarino da ALCATEL, (w/ alguns tubos feitos de aço) foi adotado em substituição ao inicialmente selecionado umbilical Pirelli (mangueira plana e reforçada). A Petrobras está inclinada a reconhecer a habilitação da tecnologia para a aplicação no campo após seis meses de operação bem sucedida em Marlin, o que deverá ocorrer em 2004. Desenvolvimento de tecnologia de gas-lift para águas ultra-profundas (NR.: sem conteúdo) Sistemas de Risers rígidos em Catenária - SCR O conceito de SCR (riser de aço em catenária) foi introduzido pela Shell em 1992, tendo sido instalado em 1 de agosto de 1992 na TPL (Plataforma com pernas tensionadas) de Auger, no Golfo do México. Naquele tempo, a Petrobras vinha investigando o conceito desde 1989 e construindo o background da engenharia para pavimentar o caminho que permitisse o emprego do conceito em plataformas semi-submersíveis offshore, na Bacia de Campos. Em 1998 a Petrobras instalou o primeiro e pioneiro SCR na semi-submersível P-18, no campo de Marlin, Bacia de Campos. O primeiro SCR marcou e estabeleceu uma nova abordagem para o desenvolvimento de campos em águas profundas no Brasil, assegurando a praticabilidade para a produção de campos em profundidades além do alcance da tecnologia tradicional dos risers flexíveis. Além disso, o SCR da P-18 foi instalado com um complexo sistema de monitoração, para a coleta e registro de dados de engenharia. Em 2001, a Petrobras instalou dois SCRs adicionais, um para exportação de petróleo e outro para a exportação de gás, na plataforma semi-submersível P-36, no campo de Roncador. Esta foi a primeira instalação aplicando-se o método híbrido Reel-Lay e J-Lay realizada no mundo, com base em uma patente desenvolvida e depositada pelos próprios técnicos da Petrobras. Este novo método permitiu a instalação dos SCRs em menos da metade do tempo gasto na primeira instalação, aonde o método J-Lay pleno foi empregado, obteve-se também um corte de 30% nos custos de instalação. Hoje, o conceito SCR é considerado como uma tecnologia de campo comprovada, com base na experiência adquirida no decorrer do projeto dos SCRs e na construção e instalação dos mesmos na exportação de petróleo e de gás das plataformas semi-submersíveis de produção P-18 e P-36. Desta forma, este conceito está sendo adotado como solução base no campo de águas profundas de Roncador. Devido inexistência de risers flexíveis com qualificação para aplicação nesse projeto em águas profundas, está sendo considerado o uso de SCR para as linhas de produção dos poços e linhas de injeção de água. O riser de aço de exportação de petróleo foi projetado como uma configuração Lazy-Wave, para superar o requisito técnico de 25 anos de vida útil. Além disso, a Petrobras desenvolveu um completo conjunto de especificações, suportadas pela experiência adquirida durante o projeto, construção e instalação dos SCRs (P-18 e P-36) e também pelos parâmetros obtidos, registrados e tratados pelo sistema de aquisição e monitoramento de dados estruturais instalados no SCR da P-18. Em relação aos métodos de instalação do SCR, o mais eficiente em relação ao consumo de tempo é o método conhecido po Reel-Lay. No entanto existem outros métodos de tradicionais de instalação, como S-Lay, J-Lay e o Método de Reboque, que também são considerados para execução de instalação no mar. Por outro lado, em decorrência das significativas distâncias dos campos offshore brasileiros do mercado internacional, os custos de mobilização e desmobilização de embarcações e navios especiais de lançamento, podem afetar de modo significativo o custo de uma campanha de lançamento relativamente limitada. Portanto, a Petrobras vem investigando com mais atenção o método Reel-Lay, o qual pode reduzir a programação definida para o consumo de tempo total da instalação. O método Reel-Lay envolve, além de soldas nos tubos, tanto em terra quanto no mar (offshore), o dobramento sobre um carretel gigante na forma de uma superfície circular rígida (Reel) montada numa embarcação de lançamento especial. Subseqüentemente, a linha é retificada (desdobrada) e lançada no mar sob tensão. Devido à sua alta performance, este tem sido o método de instalação, que resulta na melhor relação custos benefício como demonstrado nas últimas licitações realizadas pela Petrobras. O método Reel-Lay vem sendo usado no Brasil, com sucesso, para a instalação de linhas rígidas em até 1.360m (4.460 pés) de profundidade d'água, No entanto, quando o conceito do riser de aço em catenária (SCR) é considerado em conjunto com esses métodos, surge algum ceticismo com relação ao impacto causado sobre o desempenho da fadiga da tubulação por possíveis alterações no material e nas propriedades geométricas que possam ter ocorrido durante o procedimento de instalação. De fato, os processos de dobramento e desdobramento e subseqüente retificação, aplicados no tubo de aço durante a operação de lançamento na embarcação, obrigam o material do tubo a trabalhar no regime plástico com as conseqüentes deformações inerentes ao processo. Muito embora a tubulação seja retificada antes do lançamento, ovalizações, deformações, e tensões residuais, irão alterar as propriedades mecânicas e geométricas do tubo devido à plasticidade induzida, com a possível criação de defeitos nas juntas soldas. Esses efeitos têm influência, tanto no que diz respeito à resistência final como no conseqüente desempenho da fadiga da tubulação. Assim, no uso de risers de aço em catenária (SCRs), existe uma preocupação do projeto com relação a sua resistência a cargas ambientais extremas e também num exame cuidadoso da possibilidade de falha do riser em decorrência de problemas de fadiga. Neste contexto, a influência do método de instalação envolvendo o material das tubulações e as mudanças geométricas, deve ser levada em consideração na avaliação da integridade do riser, no decorrer de sua vida operacional. Considerando o atual cenário offshore do Brasil, com a possibilidade de instalação de diversos risers num futuro próximo, e a atratividade econômica de tais métodos, deve ser examinada com critério. O JIP (Projeto Multicliente) denominado "Resistência Plástica dos SCRs"- Programa de Qualificação para Métodos de Instalação Reel-Lay - foi liderado pelo centro de pesquisas da Petrobras, o qual incluiu a participação das quatro principais Companhias internacionais de prestação de serviços de construção e instalação. Os objetivos desta investigação foi a qualificação do método de instalação Reel-Lay, que induz deformações plásticas em tubos lançados em águas profundas e ultraprofundas, bem como a recomendação de diretrizes para a instalação de SCR, incluindo especificações técnicas para a construção de SCR, desalinhamentos iniciais devidos ao processo de soldagem, critérios de aceitação de defeitos e requisitos para a ovalização e de tensões residuais induzidas. Os objetivos do projeto multicliente foram atingidos através de um extenso programa de ensaios em laboratório combinado com a análise de fraturas mecânicas de vinte e quatro tubos soldados. Os ensaios de fadiga foram efetuados em espécimes soldados e em espécimes pré-deformados e retificados plasticamente. O programa de testes experimentais requereu o projeto e a fabricação de dois aparelhos para simulação dos testes. O simulador de encurvamento é um aparelho capaz de induzir deformações plásticas no tubo, através do dobramento e retificação, em cima de superfícies rígidas, da mesma forma que ocorre no decorrer dos procedimentos de instalação Reel-lay. O aparelho para teste da fadiga é um dispositivo giratório que induz curvatura e tensão axial pré-estabelecidas combinadas, simulando as variações de tensões no tubo soldado, como se o mesmo estivesse na sua condição de operação, medido seu desempenho a fadiga. A influência do processo de dobragem/retificação sobre o material e as propriedades geométricas do tubo e juntas soldadas são assim determinadas. No decorrer do processo de dobramento/retificação, as distribuições das tensões circunferencial e longitudinal em algumas seções do tubo foram medidas gravadas, incluindo a região da junta soldada, a zona termicamente afetada (HAZ) e também o próprio metal da base do tubo, indicando uma distribuição de tensões plásticas residuais. Ensaios não destrutivos (NDT) foram empregados para a determinação das tensões residuais longitudinais na vizinhança das juntas soldadas antes e depois do processo de dobramento e retificação. Um exame detalhado e não destrutivo das soldas dos espécimes ensaiados foram efetuados de modo a avaliar eventuais aumentos de tamanho de defeito iniciais induzidas durante o processo de dobramento e retificação. Ensaios de fadiga foram realizados em espécimes soldados em tamanho real e plasticamente deformados. As tensões médias, assim como as amplitudes de tensão, foram selecionadas usando, como referência, casos de carregamento típico, observados nas operações de SCR na Bacia de Campos. O crescimento de fraturas decorrentes de processo de fadiga é monitorado durante os ensaios, usando-se para as inspeções métodos não destrutivos. Com base nos resultados experimentais e juntamente com as soluções analíticas com base na mecânica da fratura estão sendo estabelecidas diretrizes gerais para a detecção de defeitos e conseqüente falha por fadiga no decorrer do processo de dobramento/retificação durante no processo de instalação e operação de risers de aço. Sistemas de risers flexíveis Dois projetos da R&D foram criados sob esse tema: um relativo a risers flexíveis e o outro referente a umbilicais de controle:
Dutos de coleta, exportação e controle para 3000m A Petrobras identificou como prioridadea verificação de risers que são independentes do sistema da unidade flutuante, especialmente para águas com 3000m. Assim, a praticabilidade de risers alternativos que estejam sendo propostos na empresa (Ex. risers com bóias de superfície) ou aqueles desenvolvidos recentemente no mundo (Ex. FSHR, riser torre, riser de linha coaxial) está sendo investigada dentro deste programa. Dentro do escopo, estudos estão sendo desenvolvidos de forma a verificar a possibilidade do uso das configurações de risers em catenária para risers SCR ou flexíveis em águas ultraprofundas. Métodos de instalação, critérios e equipamento (navios) também estão sendo enfocados pelo programa. Ao seu término, a Petrobras pretende dispor de uma faixa de risers, linhas de escoamento e umbilicais de controle, que poderiam ser utilizados para 3000m de profundidade de água. O programa irá enfocar, principalmente, as análises global, de fadiga e local. Sistemas de risers alternativos Nos últimos anos a Petrobras descobriu uma grande quantidade de reservas de petróleo, que estão localizadas em águas profundas e ultraprofundas. Para vencer as dificuldades intrínsecas à exploração de óleo e gás nestes ambientes, a Petrobras fez um grande investimento em novas tecnologias, especialmente em novos conceitos de risers de produção e de linhas. Entre esses novos conceitos podemos incluir:
Riser de perna tensionada (TLR) Alguns detalhes deste conceito foram patenteados pela Petrobras e está dentre aqueles, para os quais a Petrobras tem feito grandes investimentos em pesquisas e desenvolvimento. Este conceito foi concebido de forma a desacoplar o movimento imposto pela unidade de produção flutuante do sistema de risers. Numa configuração de catenária simples ou livre, que é a mais comum, o movimento induzido no topo da conexão resulta numa onda de tensão que se propaga pelo riser até o TDP (touch down point, região de toque da catenária com o fundo) onde uma deformação crítica ou catastrófica (buckle) pode ocorrer. Assim, a principal vantagem deste conceito é que o movimento dinâmico do navio não afeta significativamente o TLR, porque ele está desacoplado e amortecido por um jumper flexível e, como resultado, este conceito pode ser projetado para uso em SCR (Steel Catenary Riser ou riser de aço em catenária) no segmento localizado entre a linha de escoamento no fundo e a bóia submarina subsuperfície. Além disso, a unidade de produção flutuante pode ser um navio do tipo FPSO (Floating Production, Storage & Offloading ou navio de produção flutuante para armazenagem e descarga) A Petrobras já despendeu muitos recursos e tempo estudando o comportamento hidrodinâmico, o projeto estrutural, a análise global dos risers, os procedimentos de instalação da bóia, os procedimentos para a instalação de risers, jumpers etc. Este conceito é, sem dúvida, o mais investigado e detalhado entre os outros sistemas de riser não convencionais. Assim, esta é uma das alternativas mais competitivas a ser implementada nos futuros desafios para águas profundas. Riser híbrido auto-sustentado Este conceito vem sendo divulgado por empresas de construção e instalação e tornou-se bem conhecido pelas companhias internacionais de petróleo que operam em águas profundas. No entanto, em decorrência de seu alto custo e complexidade, a sua introdução vem sendo até hoje adiada. Considerando, também, o seu bom comportamento dinâmico para águas profundas, será apenas uma questão de tempo ver uma FSHR em fase de construção e instalação. O conceito compreende duas alternativas, a primeira para uma linha simples ou linha de exportação, chamada Riser de linha simples e a segunda para um pacote de produção/elevador de gás, onde uma linha coaxial é usada, sendo o condutor interno destinado aos fluídos produzidos e o externo para escoar o gás elevado. Ambos são constituídos de uma parte vertical rígida com uma bóia de superfície conectada ao topo e ancorada no fundo do mar, pela sua base, através de uma estaca de sucção ou similar. A conexão entre a parte rígida vertical do topo e a unidade de produção flutuante é feita por um jumper flexível, como pode ser visto nas Figuras 3 e 4 abaixo. A Petrobras demonstrou interesse nesse conceito, assim como no TLR, para desacoplar os movimentos induzidos pela conexão do topo na estrutura do riser. Além dessa vantagem, este conceito pode acomodar facilmente um isolamento térmico de alto desempenho, para a produção do poço e linhas de exportação. Ambas as alternativas, riser simples e riser torre, são consideradas como soluções potenciais para campos de águas profundas e a Petrobras já desenvolveu uma especificação técnica de forma a definir diretrizes para um FEED (Front End Engineering Design) ou projeto e estudos de viabilidade técnica preliminar. Riser torre A Petrobras não tem experiência com este conceito, mas, no entanto, ele foi instalado com sucesso no campo de Girassol, offshore de Angola, Oeste da África. O conceito foi desenvolvido para sobrepujar o chamado desafio térmico, que determinou a necessidade de um isolamento térmico de alto desempenho para todas as linhas de produção de petróleo inclusive os risers. Dentre as soluções examinadas o riser torre foi o único que atendeu aos requisitos de projeto. Muito embora o conceito tenha sido estabelecido para uma demanda especial de isolamento térmico, ele foi considerado pela Petrobras para águas profundas. O sistema também desacopla o movimento da unidade da produção flutuante dos risers. A Figura 4 mostra esta configuração. Um conjunto de risers verticais de aço são reunidos numa torre, em torno de um tubo estrutural que é verticalmente tensionado por uma bóia colocada abaixo da superfície, a uma profundidade suficiente para impedir que ela sofra influências das ondas de superfície. O topo de cada tubo de aço é conectado à unidade de produção flutuante através de um sistema de jumper flexível. Deve ser enfatizado que o jumper dinâmico trabalha a meia profundidade. Isto significa que todos os fabricantes de tubulações flexíveis dispõem de tecnologia para produzir e fornecer tais sistemas de jumper flexíveis. O extremo inferior de cada tubo é conectado ao PLET (PipeLine End Terminal) ou terminais das tubulações através de um sistema de conexão não assistida por mergulhadores, tal como os conectores hidráulicos verticais e jumpers rígidos A Petrobras está investigando cuidadosamente este conceito, que deverá ser considerado, dentre outros, como uma opção alternativa potencialmente eficaz para sistemas de riser isolados. Sistema de tubulações coaxiais passivas e aquecidas Em decorrência das condições dos reservatórios da Petrobras em campos de águas profundas, os problemas da garantia de escoamento podem exigir um isolamento de alto desempenho e, em alguns casos, também um aquecimento. Assim, a Petrobras está planejando desenvolver alguns campos de petróleo da Bacia de Campos com sistemas de árvores de natal de completação molhada, totalmente isolados e aquecidos. Tais sistemas deverão ser interligados com a unidade de produção flutuante através de um sistema de risers. A linha entre a árvore de natal e a unidade de produção flutuante deverá ser projetada para garantir o fluxo no decorrer de todo o período de operação do campo de petróleo, incluindo os períodos de resfriamento e aquecimento. Assim, linhas concêntricas isoladas (PiP) podem ser uma boa solução para este sistema de completação e, na região onde se espera-se a ocorrência de hidratos e de parafina (próximo à árvores de natal) poderá ser empregado o aquecimento do sistema PiP. SLWR (Risers de Aço em Lazy Wave) A Petrobras vem investigando o SCR (Riser de Aço em Catenária) como uma alternativa para risers flexíveis desde o início dos anos noventa. Com as descobertas da Petrobras a profundidades acima de 1.000 m, o uso do conceito de riser flexível apresentou dificuldades em decorrência da grande pressão hidrostática e das cargas dinâmicas. Os risers de aço sobrepujam este problema com simples aumento de espessura de parede e apresentam a vantagem de empregar materiais mais baratos e de proporcionarem um processo de fabricação mais simples. O riser de aço em catenária representa uma alternativa ao uso dos riser flexíveis de grande diâmetro em decorrência de aspectos técnicos e econômicos, o que também influencia os custos dos sistemas de coleta e exportação. A instalação da SCR P-18 em 1998 foi um projeto pioneiro que consolidou e determinou a viabilidade técnica do conceito do riser de aço livremente sustentado conectado a uma semi-submersível. No decorrer da sua instalação, um complexo e completo sistema de monitoração foi instalado neste SCR e, desde 1988, mais de 200 parâmetros de engenharia foram gravados e armazenados para validação das premissas de projeto. Tais resultados estão sendo comparados com os parâmetros de projeto, critérios e com dados obtidos de simulações dinâmicas globais, realizadas pelo programa de computador ANFLEX, desenvolvido internamente pela Petrobras. A configuração de riser de aço em catenária livre (SCR) foi adotada pela Petrobras como a alternativa mais eficaz em termos de custo para a exportação de petróleo e gás em campos profundos, onde risers flexíveis de grande diâmetro apresentam limitações técnicas e econômicas. Hoje ele é considerado como uma alternativa disponível para qualquer aplicação em semi-submersíveis. O interesse na aplicação de SCRs conectadas a FPSOs (unidades de produção, armazenagem e descarga flutuantes), em decorrência da tendência de usar essas unidades para exploração e produção em águas profundas, trouxe a necessidade de se estudar esse conceito cuidadosamente, devido aos grandes deslocamentos impostos pelo navio no topo do riser, principalmente o movimento de heave. A Petrobras desenvolveu projetos P&D com companhias européias e universidades brasileiras de forma a estudar diferentes configurações de risers de aço usando elementos de flexibilização. Para os FPSOs do tipo torre de popa ancorada e pivotada, a configuração lazy-wave foi considerada a mais adequada, devido ao seu comportamento estrutural e custos, quando comparados com outras configurações. Um estudo detalhado foi realizado pelo Centro de pesquisas da Petrobras para verificar a integridade estrutural de um SLWR (riser de alço em catenária lazy wave) conectado a um FPSO amarrado por torre pivotada, numa profundidade d'água de 1.290 m, no campo de Albacora Leste. Os resultados do riser instalado mostraram a sua viabilidade técnica. A Petrobras continuou os seus estudos sobre SLWR a fim de verificar seu comportamento quando conectada a uma FSO com uma ancoragem convencional. Um SLWR conectado a um FPSO com ancoragem convencional, numa profundidade d'água de 1.900m, no Campo de Roncador, foi recentemente estudada, e sua viabilidade técnica foi também ratificada. Devido à implantação do PDET (Sistema de Exportação para águas profundas da Bacia de Campos), a nova semi-submersível P-52, a 1.800m de profundidade d'água, no Campo de Roncador teve como requisito adicional maiores diâmetros para os risers de exportação de óleo. Nos estudos preliminares efetuados para P-52 foi considerada a necessidade de cerca de 40 risers de aço ou SCRs. Durante os estudos complementares de viabilidade técnica foi considerado um riser de exportação de óleo com 18 polegadas. Com base nas metodologias de projeto e nos critérios da Petrobras, a alternativa SCR em catenária simples não alcançou o tempo de vida a fadiga requerida. Por este motivo passou-se a considerar a configuração alternativa com flutuadores e corcova intermediária ou lazy wave. No entanto, existem algumas restrições para a instalação e da alternativa lazy wave a qual deverá demandar estudos mais detalhados a serem comparados economicamente com as demais alternativas, tais como os sistemas desacoplados de riser híbridos já mencionados. O projeto TPN (tanque de provas numérico) pode ser definido como o Tanque Numérico Offshore, consistindo de um conjunto de programas para a simulação do comportamento acoplado dos sistemas de ancoragem e risers conectados a unidade flutuante, levando em consideração a influência de um no outro, através de ondas difratadas e irradiadas, forças que ocorrem nas amarras e risers conectados à unidade flutuante e o efeito de sombra de um riser no outro com relação a correnteza incidente. Outros efeitos, como, carga nos tanques da unidade, estão sendo incorporados. A visualização é da mais alta importância para a análise da instalação e das interferências. A solução para esses problemas requer o uso de diferentes métodos numéricos, incluindo a abordagem do Método de Elementos do Contorno (BEM) para as ondas, a abordagem ao Método de Elementos Finitos (FEM) para as linhas e o uso de fatores de correção para compensar os efeitos de sombra com a incidência de correnteza, que foram obtidos através de testes com modelos reduzidos ou ferramentas da Dinâmica Computacional de Fluídos (CFD), que são, também, baseadas na abordagem FEM, agora aplicada ao domínio dos fluídos. Para se tornar possível rodar o programa de elementos finitos foi despendido um tempo razoável para que os modelos, que foram desenvolvidos para processamento paralelo, fossem empregando no clusters de PCs. Atualmente, podemos processar o programa do TPN no cluster no Centro de Pesquisas da Petrobras, que dispõe de 78 processadores, ou na Universidade de São Paulo, com um cluster de 120 processadores. Em ambos os casos existe uma capacidade de armazenamento de 30 Gbytes em cada PC e uma rede de mais de 400 Gbytes para armazenar os resultados da simulação. Outra vantagem deste projeto é incluir uma forte interface gráfica para o desenvolvimento de modelos, com muitos dados importantes e de difícil definição, armazenados em bancos de dados e visualização 3-D dos resultados com facilidades estereoscópicas. Na sala de visualização é possível reunir os projetistas da unidade flutuante para verificar como ela se comporta no ambiente real, mesmo quando essa unidade está no estágio conceitual. A equipe técnica da Petrobras acredita que os projetos de pesquisa e desenvolvimento, acima estudados, deverão representar um papel chave na produção em águas ultraprofundas, especialmente no Brasil. Os seus desenvolvimentos tornarão possível a produção em profundidades d'água de até 3.000 m, proverão suporte tecnológico para prosseguir com os desenvolvimentos em andamento nos campos em águas profundas e permitirão a redução do OPEX em campos produtivos e tanto o CAPEX como o OPEX, em novos campos. A tecnologia para produzir em profundidades d'água de 2.000m já está disponível, como comprovado pelo desenvolvimento do Campo de Roncador. O atual desafio é empurrar esse limite para 3.000m. A experiência adquirida pela Petrobras e seus fornecedores, ao longo de mais de quinze anos, a existência de grandes recursos de infra-estrutura, de uma rede de conhecimentos sobre águas profundas, o que provê suporte técnico e operacional e o sucesso dos programas domésticos de P&D sobre águas profundas, tudo isso dá à Petrobras as ferramentas e a confiança para enfrentar desafios futuros em águas ultraprofundas. Isso é a percepção da Petrobras sobre o que deverá ser feito de forma a superar os obstáculos atuais nos desenvolvimentos em águas profundas. Equipamentos submarinos para 3000m Para uma empresa com background tão grande em sistemas de produção baseados em completação submarina, o constante desenvolvimento de alternativas e de novos equipamentos submarinos é imperioso para que ela se torne capaz de alcançar novos cenários de aplicações e reduzir custos. O propósito principal deste projeto sistêmico é estender e/ou desenvolver novos conceitos de equipamentos submarinos de forma a
Entre os maiores gargalos tecnológicos associados a equipamentos submarinos para águas ultraprofundas, podemos mencionar as elevadas cargas a serem instaladas e embarcações excessivamente caras. Desde que, num sistema de produção submarina típico, existem sistemas de conexão de linhas para a árvore de natal molhada e, em alguns casos, manifolds, a Petrobras deu início a este particular projeto sistêmico, com dois subprojetos conforme abaixo: - Árvore de Natal Molhada Horizontal para 2.500m; - Sistema de Conexão Submarina de Linhas para 3000m. Ambos os subprojetos já foram concluídos. Árvore de Natal Molhada Horizontal para 2.500m Depois de algumas Árvores de Natal Molhadas Horizontais, projetadas para lâminas d'água de 2.500m de profundidade, terem sido instaladas, sua faixa de aplicabilidade foi estendida para 3000m. Sistema de Conexão para Linhas Submarinas para 3.000m Este desenvolvimento tem sido um aprimoramento do Sistema de Conexões Verticais Original para profundidades de 1000m. Devido às elevadas cargas nas linhas envolvidas em instalações ultraprofundas, a filosofia de multibore, usada em projetos para profundidades de 1000m, foi substituída pela de single bore. Muito embora isso reduza as cargas, também aumenta o tamanho e os pesos do equipamento submarino (Manifolde e Árvore de Natal Molhada). Estudos mostraram que a profundidade da água aumenta a amplificação dinâmica do movimento do Módulo de Conexão Vertical. Assim, em operações em águas ultraprofundas, torna-se necessário um sistema de compensação para o movimento de heave de forma a se minimizar o risco de avaria devido ao efeito da profundidade da água no movimento vertical e para se aumentar a eficiência da operação. No ano 2000, alguns testes offshore foram realizados usando um sistema de compensação passiva para o heave .Esses testes mostraram que é exeqüível se estender o conceito original para aplicação na faixa de 3000m de profundidade. Outros três sub-projetos estão em andamento.
Riser de completação para 3000m Obviamente, a explotação em águas ultraprofundas está sempre associada a sondas excessivamente caras e a poços submarinos de alta vazão, e assim, a eficiência das intervenções representa um papel importante na redução, tanto do CAPEX (custos de investimento) como do OPEX. (custos de operação). Por exemplo, o tempo combinado de instalação da árvore de natal submarina e do sustentador do tubing , a 3000m de profundidade, pode chegar a 10 dias, considerando o tempo de instalação de riser convencional de intervenção. Conseqüentemente, um Riser de intervenção para 3000m deverá ser desenvolvido visando não só à exeqüibilidade da completação a 3000m de profundidade, mas, também à execução de trabalhos da maneira mais eficiente e confiável possível. A Petrobras vem usando o assim chamado Riser de Perfuração para efetuar completações e intervenções em águas com 2000m de profundidade. Muito embora bem mais eficiente do que o riser convencional de completação, a experiência operacional mostrou que seria conveniente se aperfeiçoar alguns dos seus componentes. Os pontos fracos são o umbilical de controle e o equipamento relacionado, como o equipamento de hang-off e as abraçadeiras , que apresentaram problemas considerados como críticos em 3000m. Umbilicais de controle requerem manuseio cuidadoso, particularmente no modo tubing hanger, quando ele tiver de ser assentado dentro do marine riser . Isso atrasa de modo significativo o tempo de manobra e impõe riscos das abraçadeiras caírem dentro do poço, o que pode levar a tornar lentas as operações de pescaria. Um outro ponto relevante era devido ao fato de que o Riser de Perfuração utiliza um sistema de controle elétrico multiplexado, que requer um rígido controle do nível de limpeza do fluído. Isso pode ser difícil de ser alcançado quando efetuando intervenções em árvores de natal velhas. Superar tais problemas estava entre os requisitos chave para o desenvolvimento do Riser de Intervenção para 3000m. Um outro objetivo desafiante deste projeto é conceber um sistema de intervenção que também seja competitivo em águas mais razas, dado que, no momento, não existem campos de petróleo localizados em águas com profundidades superiores a 2200m. Cada novo desenvolvimento traz problemas associados, que não são fáceis de serem previstos. De forma a se minimizar os riscos tecnológicos, ficou decidido dividir o projeto em duas fases. A primeira, a Fase de Definição do Projeto foi concluída recentemente e tinha em mente investigar todas as possíveis alternativas, selecionar a melhor e, a mais aceitável, foi uma especificação técnica. A Kvaerner recebeu o projeto e está, agora, preparando uma proposta técnica e comercial para a fase II, que irá compreender a fabricação do protótipo e incluir, também, um período de manutenção de quatro anos. O conceito selecionado inclui muitas idéias novas e o estado-da-arte da tecnologia e tem um bom potencial para, de forma acentuada, aumentar a eficiência das operações de intervenção e completação, tanto em águas ultraprofundas como também em águas mais razas. Instalação de Equipamento Submarino por Cabo em águas com 3000m de Profundidade A finalidade deste projeto é o desenvolvimento de uma tecnologia para a instalação de equipamentos pesados (até 200 toneladas) em águas com 3000m de profundidade, usando um conceito mais eficiente em termos de custos em comparação com os associados à utilização de uma nova sonda capaz de operar em tais profundidades. Como resultado deste projeto, um novo método foi desenvolvido e empregado com sucesso no dia 13 de abril de 2002, às 07 horas da manhã, quando o manifold submarino de gas lift, com 175 toneladas métricas, foi instalado a uma profundidade de 1885 metros (6183 pés) no campo de Roncador, offshore Brasil. Apesar de ser utilizada uma sonda de perfuração, com uma limitação nominal para 1000m de profundidade (em decorrência do sistema do marine riser), tal procedimento permitiu a instalação do MSGL a 1885 metros de profundidade e poderia, concebivelmente, alcançar maiores profundidades. Como uma ressonância axial era esperada ocorrer a uma certa profundidade do manifold, foi necessário se substituir o hang-off rígido por outro mais complacente do lado da semi-submersível. Isso foi conseguido pela ativação de ambos os sistemas de tensionamento do riser de perfuração e do compensador da coluna de perfuração. Este procedimento exclusivo, utilizado pela indústria do petróleo, provou ter custos mais efetivos em comparação com aqueles associados com a utilização de novas sondas capazes de operar nessas profundidades. Além disso, devido à escassez de sondas de perfuração, com capacidade de operar em águas ultraprofundas, não é recomendado o seu emprego em atividades outras que não a perfuração e a completação. De modo contrário, a disponibilidade e os relativos baixos custos de sondas convencionais, garante a sua escolha como a alternativa preferida para tais operações. Árvore de Natal Molhada Tipo Injeção de Água, a ser instalada por navio lançador de tubulações Este sub-projeto foi aprovado no final de 2002, mas não foi ainda iniciado. A idéia é determinar a instalação de uma Árvore de Natal Molhada Tipo Injeção de água através de um navio lançador de dutos, de forma a reduzir os custos do processo de instalação, evitando a necessidade de uma sonda para esta operação. Sistemas submarinos de produção não - convencionais O propósito principal deste projeto sistêmico é o desenvolvimento de novos conceitos de sistemas submarinos, principalmente para águas profundas, águas ultraprofundas e campos marginais. Cada subprojeto tem seus próprios objetivos baseados em cenários específicos e irão considerar o desenvolvimento das tecnológias mais promissores, em termos de exeqüibilidade, e benefícios econômicos. Os dois subprojetos em andamento desde julho-agosto de 2002 são enfocados nos seguintes sistemas não convencionais:
O sistema de linha aquecida eletricamente e Árvore de Natal Molhada (ANM) com bombeio centrífugo submerso (BCS) visa o desenvolvimento de um pacote combinado de garantia de escoamento e bombeamento para poços com conexões longas (tie back) em águas ultraprofundas, evitando problemas com hidratos e fluídos com baixo API. A idéia é equipar o poço com uma bomba centrífuga submarina e um trecho da sua linha de escoamento com aquecimento elétrico para, em casos de uma parada, manter o fluido com uma temperatura adequada para evitar problemas de escoamento até a próxima retomada da produção. Este sistema foi escolhido para uma instalação piloto no campo de Roncador em 2006. Algumas das tecnologias chave envolvidas neste projeto são as linhas aquecidas eletricamente, o sistema de distribuição de energia elétrica, chave comutadora submarina de energia, sistema de monitoração de temperatura das linhas, bomba de BCS submarina, transformador submarino, o variador de frequência na superfície, conectores elétricos submarinos de potência, conectores óticos submarinos, umbilicais elétro-óticos submarinos e integração do BCS e linha aquecida com a ANM submarina. A fase de projeto básico do sistema já foi iniciada e irá incluir a definição dos equipamentos e suas interfaces, análise de distribuição de energia elétrica e a emissão de todas as especificações e requisitos especiais para qualificação de componentes e equipamentos. A separação submarina de água e descarte visa o desenvolvimento de um sistema que possa separar a maior parte da água produzida e depois condicioná-la para ser reinjetada no reservatório ou em outra formação de descarte. O problema do aumento da produção de água à medida que o campo se torna maduro tem sido reconhecido como um importante gargalo para que as instalações de superfície possam conseguir um aumento de produção. A separação submarina e o descarte dessa água produzida se torna, assim, muito atrativa, uma vez que ela pode economizar parte razoável da capacidade da planta para produzir petróleo e evitar a necessidade do uso de risers e de linhas para injeção de água com maiores diâmetros. A Petrobras identificou o FPSO P-35 no campo de Marlin como um cenário potencial piloto para este sistema na Bacia de Campos e vem seguindo, com interesse, alguns conceitos de separadores em desenvolvimento por fornecedores conceituados de equipamentos submarinos, tais como NuDeep/NuProc da ABB e separador ciclônico CySep da Kvaerner. A Fase 1 está programada para ser concluída em agosto de 2003 e deverá incluir avaliações técnicas e econômicas do proposto cenário de Marlin e uma metodologia para a reinjeção da água separada. Acompanhamento do DeepStar Phase VI O Deepstar é um JIP, muito conhecido na indústria petrolífera, que conta com a participação de importantes empresas operadoras e fornecedoras, com atuação offshore, unidas para sobrepujar dificuldades técnicas, operacionais e comerciais, encontradas em desenvolvimentos direcionados para áreas em águas profundas e ultra-profundas. O projeto Deepstar teve início em 1992 e a Petrobras se associou a ele desde agosto de 1993, participando das fases II, IIa, III, IV, V e VI. A atual fase VI envolve 12 companhias de petróleo como "participantes" e mais de 40 companhias fornecedoras como "contribuintes", e é coordenada pela ChevronTexaco. As principais metas do Deepstar são:
O trabalho no Deepstar é desenvolvido através de diversos projetos chamados CTRs, que são coordenados dentro dos nove comitês a seguir:
Existem cinco casos básicos sobre produção de petróleo que estão sendo analisados na Fase VI do Deepstar, considerando informações básicas formadas por: ilustrações do arranjo geral das facilidades do desenvolvimento, informações sobre reservatórios e poços, estratégias de garantia de escoamento e dados meteo-oceanográficos para uma localização típica no Golfo do México para uma profundidade de 3.000 m, assim como outras informações específicas. Esses cinco Casos Básicos são:
A Petrobras considera a sua participação no DeepStar como um importante complemento ao seu Programa Tecnológico, em andamento, sobre Sistemas de Explotação em Águas Ultra-Profundas - Procap 3000. Teste de Longa Duração para 3000 m Piloto Itinerante de Produção e Avaliação (PIPA): é um sistema Itinerante de fácil mobilização e desmobilização destinado a promover Testes de Longa Duração, podendo em algumas situações tornar-se um Sistema Antecipado (SA) de Produção. É composto por um sistema de drill pipe riser auto suportado (free standing) conectado diretamente à cabeça do poço/árvore de natal e interligado a um FPSO através de um jumper flexível. Para facilitar a elevação do óleo pode ser utilizada uma bomba com acionamento elétrico, instalada no fundo ou acima da cabeça do poço. O principal objetivo do Teste de Longa Duração (TLD) é a coleta de dados (informações) aumentando a confiabilidade das informações e conhecimento do reservatório. Embora se procure minimizar os custos para sua realização, o mesmo pode apresentar VPL negativo quanto menor for o tempo de duração e também se não for computado o valor da informação obtida. É possível melhorar a economicidade destes testes a partir da montagem de uma carteira de possíveis áreas para testes de longa duração, de forma a otimizar e ratear melhor os custos da contratação do FPSO, dos demais sub sistemas e de toda infra-estrutura de apoio. Para otimizar ainda mais a taxa de utilização do sistema de riser, está sendo estudada a viabilidade de utilização do Free Standing Drill Pipe Riser com dupla função, isto é, atender os requisitos de um riser de produção auto sustentado por bóias para até 2500 metros e também poder trabalhar como riser de completação. Para atender estas condições, o mesmo deverá ser projetado para trabalhar tanto em mar aberto como também internamente ao Riser de Perfuração. Deverá ter um diâmetro interno de 5 ¼ ", conexão roscada e sistema de controle multiplexado, similarmente ao sistema de drill pipe riser utilizado pela Petrobras. A evolução de poços submarinos com alta vazão viabilizados por: emprego de BCSS, colunas de produção de grande diâmetro (7"), maior trecho horizontal dentro da formação, etc; aumentam a economicidade de sistemas antecipados com um número reduzido de poços (1 ou 2). Um poço projetado para alta vazão, com IP médio e equipado com BCSS, pode produzir mais de 20000 bbl/dia. No ano de 1997 a Petrobras contratou a embarcação Seillean, tipo FPSO DP com torre e equipamentos para operações de completação, para um teste de longa duração no campo de Roncador. Foi desenvolvido o drill pipe riser integrado a uma ANM tipo TLD. De lá para cá, o Seillean, vem sendo utilizado em diferentes locações. Encontra-se, no momento, num teste de longa duração no poço ESS-110 do Campo de Jubarte produzindo em torno de 18000 bbl/dia com BCSS instalado acima da ANM, estando esta vazão limitada pela capacidade da planta de processo para aquele tipo de óleo. Caso fosse removido este gargalo na planta de processo, estima-se que poderia se produzir mais de 25000 bbl/dia. Atualmente existem mais oportunidades de áreas candidatas a testes de longa duração do que é possível atender com uma única embarcação. Esta sendo estudada a atratividade de contratação de uma segunda embarcação com esta mesma finalidade. Entretanto esta outra embarcação poderá ser um FPSO ancorado e sem torre, já que é possível a instalação do Free Standing Drill Pipe Riser pela própria sonda de completação do poço. Isto agilizará a contratação do FPSO e reduzirá a diária do mesmo já que se trata de uma embarcação mais comum no mercado, isto é sem torre e ancorada. Normalmente num TLD ou SA convencional, o poço produtor fica num raio de afastamento máximo em torno de 5 Km do FPSO. Com a utilização de BCSS, ou mesmo futuramente com bombas multifásicas, será possível atingir distâncias da ordem de 20 Km. Isto permite vislumbrar soluções em que um mesmo FPSO poderá testar ou produzir dois reservatórios afastados com distancia de até 20 Km entre cabeças de poço, podendo atingir até 25 Km entre alvos se considerarmos o uso de poços horizontais. Para tornar isto viável, o FPSO, além de ter capacidade maior de processamento, deverá ter capacidade adicional de geração de energia elétrica. Isto pode ser equilibrado com o aproveitamento do gás evitando sua queima. Uma parte da energia elétrica poderia ser utilizada para aquecimento elétrico do duto submarino evitando a formação de hidratos e parafinas (garantia de escoamento). Este conceito permitiria uma produção maior, viabilizando a manutenção do FPSO na mesma locação por mais tempo, reduzindo os custos associados com recuperação das ancoras e nova ancoragem. A maior parte destas idéias e conceitos estão ainda em fase de estudo, certamente algumas ainda serão reavaliadas, revistas e possivelmente melhoradas. Ancoragem em águas ultra-profundas O desenvolvimento de campos de petróleo em águas profundas acima de 1000m, apresentou novos desafios à Petrobras, uma empresa líder no uso de Unidades Flutuantes de Produção, FPU. Nessas profundidades, o uso de amarras convencionais, todas de aço em catenária, apresenta três problemas a saber:
Essas restrições levaram a Petrobras a desenvolver soluções alternativas para os sistemas de amarração, inovando tanto em conceitos como em materiais. Avanços revolucionários & inovações tecnológicas O avanço revolucionário veio através do emprego de soluções inovadoras, combinadas num sistema de amarração tipo "taut leg".:
Antes de selecionar a fibra poliéster como a alternativa de melhor custo-benefício para sistemas tipo "taut leg", uma análise abrangente foi efetuada pela Petrobras, considerando outras fibras sintéticas. Levando em conta propriedades, tais como custos, degradação ambiental, sensibilidade ao desgaste e à abrasão, geração de calor interno, degradação por "creep", fadiga por compressão axial e, o mais importante de tudo, as características de carga/deformação, o poliéster se firmou como a fibra mais adequada para a aplicação em pauta. A Petrobras desenvolveu suas próprias especificações funcionais para os cabos de fibras de poliéster, com a colaboração de Sociedades Classificadoras e iniciou o desenvolvimento e a qualificação de um número de fornecedores, através de acordos técnicos. Esses acordos incluíram o financiamento de um núcleo para testes de cabos, agora disponível na instalação de um dos fabricantes. Cabos com até 1000 toneladas de carga de ruptura estão aprovados e sucessivamente utilizados em diversas FUPs. Cabos com carga de ruptura de 1.250 toneladas estão sendo agora obtidos para a nova geração de unidades. A mesma abordagem foi perseguida em relação às âncoras. Dispositivos para ancoragem com carga vertical têm sido usados na indústria offshore há longo tempo, mas elas eram todas do tipo âncoras de estaca, sendo ou estacas assentadas em perfurações ou em bases de concreto ("grouted piles") ou estacas engastadas por sucção. A Petrobras, juntamente com os fabricantes e com base em sua experiência operacional, desenvolveu dois diferentes tipos de âncoras VLA (VLA plate anchors) , que apresentam menor custo de fabricação e são mais fáceis e rápidas de serem instaladas do que a estaca normal VLA, com base de concreto ou engastada por sucção. Um outro recente desenvolvimento na tecnologia VLA é a estaca engastada por queda livre ("Estaca Torpedo"), um desenvolvimento da Petrobras e patenteado. Este novo tipo de estaca, agora em testes para cargas de até 1000 toneladas, é posicionado a uma determinada altura acima do leito do mar e deixado cair. A energia gerada pela livre queda da estaca é suficiente para engastá-la no solo até uma profundidade em que o atrito é suficiente para neutralizar a carga para arrancá-la. Esses dispositivos são de fácil fabricação e necessitam apenas um navio de manuseio de âncoras padrão para fazer a instalação na localização desejada. Como conseqüência, ocorre uma significativa queda no custo total da instalação do sistema de ancoragem ao se usar este novo conceito. Além disso, a Companhia desenvolveu e patenteou um novo sistema de amarração offshore para a produção e armazenamento em navios tanque. O sistema é chamado de DICAS (Sistema de Ancoragem de Complacência Diferenciada), e é basicamente um quadro de bóias ("spread mooring") com diferentes graus de rigidez na proa e na popa. Essa diferença de rigidez permite ao navio aproar parcialmente com a condição ambiental predominante. Uma vez que o DICAS não gira livremente, rolamentos e "sweevel" de produção se tornam desnecessários. Assim, o custo dos sistemas de produção baseados em navios tanque existentes serão substancialmente reduzidos, o que torna o sistema muito útil em condições ambientais não severas. Este conceito já foi aplicado, tanto nos campos de Caravelas como no do Marimbá Leste e será também usado nos campos de Barracuda&Caratinga, na Bacia de Campos, com início de produção programado para 2003. É importante mencionar as principais realizações pioneiras efetuadas pela Petrobras, como se segue:
Atualmente, a Petrobras tem cerca de 160 km de cabos de poliéster instalados em 152 linhas de amarração. Resultados provados ou claramente demonstrados e resultados sustentáveis Essas tecnologias substituíram efetiva e definitivamente o sistema convencional de catenária toda de aço em 12 FPUs instaladas pela Petrobras desde 1997 em águas com profundidades acima de 500m. As atuais instalações, incorporando tecnologias de amarração inovadoras, incluem (Ver no Apêndice Sumário de Aplicações):
Grande aplicabilidade para a indústria do petróleo Este trabalho pioneiro pavimentou o caminho para que outros participantes da indústria do Petróleo viessem a usar essas tecnologias, sem os altos riscos do desenvolvimento inicial:
A prova inquestionável da aplicabilidade mundial dessas novas tecnologias é a inclusão de regras e recomendações técnicas pelas maiores Sociedades Classificadoras e Institutos de Regulação, em suas práticas e notas com diretrizes. A Petrobras colaborou no desenvolvimento de:
Eficácia de custos A produção em águas com mais de 1.000 metros teria o seu custo/eficácia substancialmente reduzido sem essas tecnologias. Na prática, a associação da amarração com pequeno raio, com cabos de poliéster, é um excelente pacote conceitual a ser aplicado para a ancoragem em águas profundas e ultraprofundas. As reduções de custos associadas ao uso de amarração tipo "taut leg", no desenvolvimento do Campo de Marlin são estimadas em US$30 milhões , apenas em decorrência da otimização do layout submarino. Adicionalmente, a pequena deriva horizontal e o menor raio de amarração permitiu trazer as cabeças dos poços mais próximas da unidade, provendo, portanto, um melhor escoamento do petróleo, redução das perdas de calor, maior taxa de escoamento e melhores estratégias de garantia de escoamento. Muito embora o custo do sistema de amarração seja considerado como um item marginal no orçamento total do sistema de produção, foi conseguida uma redução de quase 25% em comparação com o sistema convencional de catenária toda de aço. A Petrobras empreendeu diversos projetos de pesquisas relativos ao aprimoramento do desempenho dos sistemas de amarração para as Unidades de Produção Flutuantes e MODUs. Está convencida de que existe uma grande tendência no sentido do uso de cabos sintéticos no modelo tipo "taut leg" e o sucesso que temos obtido até agora encoraja outras companhias de petróleo e operadores de FPUs para o mesmo, assim como o fizemos nos últimos anos. Nós acreditamos que todos os desenvolvimentos tecnológicos levados a termo pela Petrobras, em relação a Sistemas de Amarração para águas profundas e ultraprofundas, estabeleceram um novo padrão tecnológico de excelência para a produção offshore na indústria do petróleo. Análise de atratividade para diversos conceitos de casco, com completação seca ou molhada A PETROBRAS tem operado Unidades Estacionárias de Produção (UEPs) flutuantes na Bacia de Campos desde o final da década de 70, quando foram instalados os primeiros sistemas de produção antecipada. Esta solução depois evoluiu para os sistemas definitivos e atualmente estão sendo construídas grandes unidades para processar cerca de 200.000 bpd. As UEPs da PETROBRAS são baseadas em plataformas Semi-submersíveis ou em cascos com forma de navio. Demandas de estudos econômicos apontaram que o PROCAP viesse a pesquisar novas alternativas para:
O objetivo desse projeto é realizar estudos preliminares dessas alternativas, de forma a selecionar as melhores opções para as nossas condições. Algumas alternativas foram propostas para atender a essas demandas como, por exemplo:
UEPs com completação seca Os conceitos de TLP (Plataformas com Pernas Atirantadas) e DDCV (PLATAFORMA DE GRANDE CALADO TIPO CAISSON) permitem o uso de poços de completação seca em decorrência do pequeno movimento vertical e, dependendo das características do reservatório, podem ser uma solução atrativa para a explotação desses campos de águas ultraprofundas. Para alguns componentes de TLPs e DDCVs, tais como casco e planta de processo, o mercado já adquiriu experiência suficiente sobre projeto e construção. Os principais aspectos tecnológicos críticos relativos a tais conceitos, para águas ultraprofundas, são o sistema de ancoragem TLP (pernas) e os risers, especialmente a distância entre eles, na superfície. De forma a se estudar o sistema de produção de completação seca da árvore, em águas profundas e ultraprofundas para as condições ambientais da Bacia de Campos, o Procap estabeleceu dois diferentes projetos: O primeiro consiste na análise do uso de unidades TLWP e DDCV no desenvolvimento de campos com águas ultraprofundas. Ele avaliou o custo de unidades de cabeças de poço, com capacidade de processamento para 80.000 e 160.000 bpd, para instalação em profundidades entre 1.250 e 1.750 m. Ele também estabeleceu a máxima profundidade viável para o uso dessas unidades na Bacia de Campos. Este projeto estudou a utilização de tais unidades em diversos cenários possíveis, em termos de profundidade da água e cargas sobre o convés, enfocando principalmente os assuntos para os quais não temos ainda uma tecnologia consolidada, de forma a criar um banco de dados que venha a suportar futuros estudos de viabilidade técnica e econômica para essas unidades, em águas com profundidades superiores a 1.000m. Depois das dimensões principais da plataforma terem sido definidas, com base no deslocamento requerido, a área dos poços, arranjo da plataforma, etc., uma análise de movimentos da plataforma foi efetuado, a fim de se obter os seguintes resultados principais:
Também foram avaliadas as distâncias mínimas requeridas entre os risers na superfície, para todos os cenários considerados. O segundo projeto estabeleceu a viabilidade técnica, operacional e custos para uma unidade DDCV com as instalações comuns (tanques), tanto para armazenamento de petróleo como para lastro. O cenário foi Marlin Sul Fase 2, a 1.250 m de profundidade, capacidade de processamento de 150.000 bpd e 1.000.000 de bbl de capacidade de armazenamento. O principal objetivo desse estudo foi a determinação, em escala de laboratório, da contaminação das fases (água contaminada com petróleo e petróleo contaminado com água), quando utilizando armazenamento de petróleo sobre água. O estudo empregou uma planta piloto de forma a verificar o desempenho de tal conceito, cujas principais vantagens são a redução da pressão de armazenamento nas paredes dos tanques, a maximização da sua capacidade, e a possibilidade de perfuração, completação, produção e armazenagem numa mesma unidade. Coleta e tratamento de dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos O propósito principal deste projeto sistêmico é obter, processar e interpretar dados geológicos, geotécnicos e oceanográficos de forma a suprir os projetos de produção em águas profundas e ultraprofundas nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo com as informações sobre o leito do mar e a colunas d'água, para as atividades de instalação, desenvolvimento e produção. Quatro projetos abrangem as atividades planejadas para este projeto sistêmico. O projeto de P&D Definição de Risco Geológico no Talude e em Águas Ultraprofundas envolve a coleta, processamento e interpretação de dados geofísicos e de solo (testemunhos a pistão), em escala regional e de detalhe, com a finalidade de identificar e caracterizar áreas com potencial risco geológico. O banco de dados para este projeto inclui dados de sísmica 3-D, sonar de alta resolução, batimetria multifeixe, perfilador de subfundo e amostras do fundo marinho. Os dados de sísmica 3-D serão usados para a visualização em relevo do fundo marinho, extração de amplitude e análise de estruturas em subsuperfície. A textura do leito marinho será mapeada através dos dados de sonar. Testemunhos a pistão serão utilizados para datar os eventos geológicos e verificar as interpretações geofísicas. Na Bacia de Campos, onde o talude continental foi avaliado nos PROCAPs 1000 e 2000, os estudos se concentrarão em profundidades além da base do talude (>2000m de profundidade d'água), onde a tectônica salífera exerce forte influência na morfologia do fundo marinho. Nesta região serão investigados estilos estruturais, direções preferenciais do sal, gradientes e relevos induzidos pela movimentação salífera, controles do sal sobre a sedimentação e instabilidade no leito marinho, além de feições ligadas à exsudação de fluídos. Serão também tentativamente modeladas as taxas de deformação vertical do leito marinho induzidas pela movimentação do sal. Em outras bacias, as áreas do talude continental serão o foco das análises de risco geológico. Serão abordados principalmente os efeitos das falhas ativas, movimentação de massa, exsudação de fluídos e correntes oceânicas nessas áreas. O objetivo do projeto Caracterização Geotécnica e Análise de Estabilidade do Talude é a investigação das propriedades geotécnicas dos solos através de levantamentos geotécnicos e da integração de dados geológicos/geotécnicos, de forma a possibilitar a modelagem da estabilidade do talude. Este projeto está em andamento nos campos de Roncador, Albacora Leste, Marlim Sul, Marlim Leste e Jubarte/Cachalote, todos na Bacia de Campos. Esses campos petrolíferos estão em grande parte localizados no talude continental inferior, onde os gradientes do leito marinho são relativamente altos (>10graus) e onde são observadas evidências de movimentação de massa. Furos geotécnicos (PCPT) de até 40m de profundidade e testemunhos a pistão de grande diâmetro (Jumbo Piston Cores), penetrando até 20 m abaixo do leito marinho, estão sendo coletados para a caracterização geotécnica. Os testemunhos a pistão estão sendo adquiridos tanto para ensaios geotécnicos como para caracterização sedimentológica e datação. Perfis de resistência à penetração serão usados para a otimização de atividades de ancoragem, instalação de manifolds e jateamento. Dados geotécnicos e geológicos serão integrados e servirão como base para a modelagem de estabilidade do talude e obtenção de fatores de segurança. No projeto de P&D Geração de Dados Oceanográficos serão coletados dados oceanográficos dentro de áreas específicas das bacias de Campos, Santos e Espírito Santo, em águas com profundidades de até 3.500m, com o objetivo de suprir os grupos de desenvolvimento de projetos com a informação necessária. Será um projeto multidisciplinar, envolvendo as seguintes atividades: levantamento de informações pretéritas, instalação de linhas de fundeio instrumentadas, geração de informações de temperatura superficial do mar e de altimetria a partir de análise de imagens de satélites, coleta/interpretação de dados de radar de alta-freqüência (CODAR), modelagem numérica de circulação oceânica, análise de correntes extremas e alimentação/integração de dados no banco de dados. As linhas instrumentadas terão sensores de corrente, temperatura e ADCPs, e irão operar por um ano completo em cada local. Inicialmente, dois pares de antenas serão instaladas na Bacia de Campos para a coleta de dados de radar de alta freqüência (CODAR) com o propósito de medir as correntes marítimas superficiais em tempo real. Esta informação, juntamente com os dados pré-existentes, irão validar modelos numéricos de circulação oceânica. Como resultado, correntes extremas serão analisadas para se identificar instabilidades na Corrente do Brasil. Toda a informação será incorporada a um banco de dados interno. Como parte do Projeto Sistêmico, a Petrobras associou-se a um JIP cujo principal tema é a investigação de risco geológico em águas profundas. Este JIP, conduzido pelo Norwegian Geotechnical Institute (NGI), envolve as seguintes tarefas: 1) Técnicas de mapeamento, monitoração e investigação de solo no piso marinho; 2) Mecanismos de detonação de movimentos de massa submarinos; 3) Conseqüências de deslizamentos submarinos, raios de influência, forças de impacto e tsunamis; 4) Fluxo de águas rasas (shallow water flows) causados pela sobrepressão em reservatórios rasos. As informações e os conceitos inovadores gerados por este JIP, serão incorporados nas futuras análises de risco geológico efetuadas pela companhia.
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