bomba centrifuga em aguas profundas

Bol. téc. PETROBRAS, Rio de Janeiro, 43 (1): 69-83, jan./mar. 2000 69

PRIMEIRA INSTALAÇÃO DE UMA BOMBA CENTRÍFUGASUBMERSA EM ÁGUAS PROFUNDAS: RJS-477A, BACIA DE

CAMPOS, BRASIL

FIRST INSTALLATION OF AN ELECTRICAL SUBMERSIBLEPUMP IN DEEP WATERS: RJS-477A,

CAMPOS BASIN, BRAZIL

PRIMERA INSTALACIÓN DE UNA BOMBA CENTRÍFUGASUMERGIDA EN AGUAS PROFUNDAS: RJS-477A, CUENCA DE

CAMPOS, BRASIL

José Eduardo Mendonça da Silva1

Carlos H. S. Mattos2

João H. Rittershaussen3

RESUMOEm outubro de 1994, a PETROBRAS liderando um grupo de seis companhias (Reda, Lasalle, Tronic, Pirelli, Cameron, Sade-

Vigesa), instalou pela primeira vez no mundo uma bomba centrífuga submersa (BCS) em um poço submarino. O sistema deBCSS do poço RJS-221, localizado em 86 m de lâmina d'água (LDA), no Campo de Carapeba, operou por dois anos e dez

meses. O sucesso desta instalação pioneira encorajou a PETROBRAS a iniciar a Fase II deste projeto do PROCAP 2000, demodo a estender a aplicação desta nova tecnologia de 300 m LDA (limite de projeto do cabo submarino de potência na Fase I )

para águas profundas e grandes distâncias poço/plataforma.Em 2 de junho de 1998, iniciou-se a operação do primeiro BCSSem um poço de águas profundas: 4-RJS-477A, localizado em 1 109 m LDA no Campo de Albacora-Leste, na Bacia de

Campos. O óleo é bombeado ao longo de 8,5 km até a plataforma de produção localizada no vizinho Campo de Albacora emaproximadamente 575 m LDA. O desenvolvimento de componentes de BCS, de uma árvore-de-natal horizontal para águasprofundas, cabos elétricos, transformador submarino de potência, conectores submarinos de potência, a integração de todosestes subsistemas, muitos dos quais únicos no mercado mundial e sua instalação no campo são o foco principal deste estudo

que pretende demonstrar a viabilidade e a importância desta nova tecnologia para o desenvolvimentode campos de petróleo no mar, especialmente em águas profundas.

ABSTRACTIn October 1994, PETROBRAS, leading a group of six companies (Reda, Lasalle, Tronic, Pirelli, Cameron, Sade-

Vigesa), performed for the first time in world history the installation of an Electrical Submersible Pump (ESP) in a subseawell. The BCSS system of the RJS-221 well, located in 86 m water depth (86 m LDA) on Carapeba Field, operated for two

years and ten months. The success of this pioneer installation encouraged PETROBRAS to initiate Phase 2 of this project ofPROCAP 2000, so as to extend the use of this new 300 m LDA technology (design limit for underwater power cables at Phase

1) to deep waters and great well/platform distances. On June 2, 1998 the operation of the first BCSS on a deep water wellstarted up: 4-RJS-477A, placed at 1109 m LDA on Albacora-Leste Field, Campos Basin. Oil is pumped throughout 8.5 km to

the production platform located on the adjoining field of Albacora, at aproximately 575 m LDA. Development of ESPcomponents, a horizontal christmas tree for deep waters, electric cables, underwater power transformer, underwater

power conectors and the integration of all these subsystems, many of which are unique in world market, as well as theirinstallation in the field are focused on this approach which intends to show the feasibility and importance

of this novel technology to the exploitation of offshore oil fields, specially those in deep waters.

1 Setor de Engenharia Submarina (SESUB), Divisão de Projetos de Explotação (DIPREX), Centro de Pesquisas (CENPES).2 E&P-BC, Gerência de Engenharia de Poço (GENPO), Grupo de Operações de Avaliação (GOPAV).3 E&P-BC, Gerência de Engenharia de Poço (GENPO), Grupo de Elevação e Escoamento Multifásico (GESCOM).

Bol. téc. PETROBRAS, Rio de Janeiro, 43 (1): 69-83, jan./mar. 200070

RESUMENEn octubre de 1994, la PETROBRAS, liderando un grupo de seis compañías (Reda, Lasalle, Tronic, Pirelli, Cameron, Sade-

Vigesa) instaló por primera vez en el mundo una bomba centrífuga sumergida (BCS) en un pozo submarino. El sistema BCSSdel pozo RJS-221 ubicado a 86 m de profundidad, en el Campo de Carapeba, se mantuvo en operación durante dos años y

diez meses. El éxito de esta instalación pionera incentivó a la PETROBRAS a iniciar la Fase II de este proyecto del PROCAP2000, para poder expandir la aplicación de esta tecnología de 300m de profundidad (límite de proyecto del cable submarino

de potencia de la Fase I) para aguas profundas y largas distancias pozo / plataforma. El 2 de junio de 1998, empezó laoperación del primer BCSS en un pozo de aguas profundas: 4-RJS-477A, ubicado a 1.109m de profundidad en el Campo deAlbacora-Este, en la Cuenca de Campos. El petróleo se bombea a lo largo de los 8,5 km hasta la plataforma de producción

ubicada en el campo vecino de Albacora en aproximadamente 575 m de profundidad. El desarrollo de componentes BCS, deun árbol-de-navidad horizontal para aguas profundas, cables eléctricos, transformador submarino de potencia, conectadoressubmarinos de potencia, la integración de todos estos sub-sistemas muchos de los cuales son únicos en el mercado mundial ysu instalación en el campo es el foco principal de este estudio que pretende demostrar la viabilidad y la importancia de esta

nueva tecnología para el desarrollo de campos de petróleo en el mar, especialmente en aguas profundas.(Originais recebidos em 20.10.99).

1. INTRODUÇÃO

Em meados da década de 80, a PETROBRAS descobriu importantes reservas em águas profundas na Bacia deCampos. Estas descobertas motivaram a criação de um programa tecnológico denominado PROCAP. Os excelentesresultados deste programa e a descoberta de importantes reservatórios em águas cada vez mais profundasestimularam a PETROBRAS à continuação do programa, criando a segunda etapa chamada de PROCAP 2000. Aofinal de 1992, um portfolio de projetos foi criado, incluindo-se um com o objetivo de desenvolver métodos deelevação artificial alternativos ao gas lift para utilização em poços submarinos.

Àquela época, estavam sendo iniciados os planos de explotacao dos campos em águas profundas, abrangendo autilização de sistemas flutuantes de produção que recebem a produção diretamente a partir de poços-satélites ou demanifolds submarinos.

A utilização de poços submarinos implica em longas tubulações de produção e outros aspectos que causam impactonas vazões, tais como a depleção e limites de produção dos reservatórios. A produção em poços submarinos tinhacomo base o fluxo natural ou então, era auxiliada pelo gas lift. Mas a eficiência destas soluções não é alta e nemsempre possível a sua aplicação. As pressões dos reservatórios podem ser insuficientes para produzir por grandesdistâncias. Alem disso, o gas lift perde muito de sua eficiência nos longos trechos horizontais, típicos nos poçossubmarinos. Do mesmo modo, o aumento do BSW reduz a eficiência do gas lift.

Este cenário requeria um novo método de elevação artificial, que pudesse lidar com a produção de petróleo alongas distâncias, especialmente a partir de poços localizados em águas mais rasas, permitindo a redução donúmero de plataformas, devido ao maior raio de alcance, contribuindo assim para a simplificação do sistema deprodução e a conseqüente redução de investimentos, fator fundamental em águas profundas. Além disso, o novométodo deveria aumentar e antecipar a produção de petróleo.

O mercado oferecia algumas alternativas, mas dentre elas as bombas centrífugas submersas (BCS) acionadaseletricamente apresentavam-se como as mais adequadas. O projeto iniciou-se em 1993, e em outubro de 1994, oprimeiro BCS em um poço submarino foi instalado na Bacia de Campos. Este protótipo, pioneiro no mundo, foiinstalado em 86 m LDA e ficou em operação por dois anos e dez meses, estimulando a PETROBRAS a prosseguirno desenvolvimento desta tecnologia para águas profundas. Em junho de 1998, entrava em produção a primeirainstalação de BCS em águas profundas.

2. ESTUDOS DE CENÁRIOS

O projeto iniciou-se com um estudo de cenários. Algumas alternativas de elevação artificial foram avaliadas taiscomo: BCS acionadas por motores elétricos, e por turbinas hidráulicas, bombas de cavidades progressivas (BCP) ebombeio hidráulico a jato (BHJ). Os sistemas de BCS acionados eletricamente (fig. 1) apresentaram-se comoalternativa potencial para atender aos requisitos da produção de instalações submarinas, considerando que:- apresentam eficiência energética;


- permitem vazões compatíveis com a produção em águas profundas;- experiência da PETROBRAS com BCS em terra e em plataformas fixas (completação seca);- o equipamento requerido para um protótipo submarino em águas rasas poderia tanto ser testado ou adaptado em

curto prazo: conectores submarinos de potência haviam sido testados apenas na fábrica; cabos submarinos depotência requeriam alguma adaptação; árvores-de-natal poderiam ser adaptadas para receber os conectores depotência; BCS estavam disponíveis no mercado, mas iriam requerer altos padrões de controle de qualidade.

Fig. 1 - Completação convencional de BCS em poço terrestre. (Catálogo REDA)Fig. 1 - Conventional completion of ESP in onshore well. (REDA Catalog)

Naquela época, entretanto, a durabilidade média de uma completação de BCS no Pólo Nordeste da Bacia deCampos era de dez meses, onde aproximadamente 120 poços a partir de sete plataformas fixas produziam com estemétodo, obrigando a intervenções freqüentes e criando, até mesmo, uma fila de poços aguardando a disponibilidadede sondas. Intervenções freqüentes associadas a elevados custos em completações submarinas (àquela épocaestimadas em cerca de US$1,5 milhão por intervenção e com tendências de crescimento, quando comparados aoscustos das operações de completação secas - cerca de US$ 150 mil) davam a impressão de que este método seriainviável em poços submarinos.

Tornou-se então prioritário avaliar o impacto econômico desta tecnologia nos campos em águas profundas quepossuíam àquela época planos de desenvolvimento (Albacora, Marlim e Barracuda). Poços típicos foramconsiderados a três níveis de distância poço/plataforma, conforme a geografia de cada campo.

No estudo, foram compados os níveis de produção e os custos do gas lift e do BCS ao longo de dez anos,considerando a durabilidade de cinco anos para o gas lift e de um a cinco anos para o BCS.

Tais estudos demonstraram a atratividade do sistema, especialmente para Albacora e que seria tão mais vantajosoquanto maiores os limites de vazão permitidos pelo reservatório e maiores as distâncias poço/plataforma. Um outroaspecto importante foi a identificação de significativos ganhos de produção se a durabilidade aumentasse de umpara dois anos, mas que seria ainda mais eficaz economicamente, reduzir os custos de intervenção. Esta conclusãofoi determinante no desenvolvimento da árvore-de-natal horizontal (ANMH) durante a Fase II.

Além de estudar reservatórios em águas profundas, cenários em águas rasas foram analisados com o objetivo deidentificar uma locação para a instalação de um protótipo a baixo custo e criar um mercado imediato para o novométodo.


O Pólo Nordeste da Bacia de Campos demonstrou ser a área mais atrativa, uma vez que a produção tinha comobase BCSs e, em volta das sete plataformas, 19 poços submarinos encontravam-se temporariamente abandonados,sem energia para produzir até as plataformas fixas.

3. FASE I – ÁGUAS RASAS – RJS-221

Um estudo de viabilidade técnica e econômica foi então desenvolvido para a seleção de um poço que receberia ainstalação pioneira. Esta escolha recaiu sobre o poço RJS-221 em função de:

- águas rasas - 86 m;- curta distância poço/plataforma (cerca de 500 m);- boa vazão de óleo para a região (200 m3/d)- reservatório bem conhecido;- poços vizinhos na malha do reservatório com boa durabilidade das instalações de BCS;- cabeça-de-poço compatível com ANMs disponíveis;- boas condições mecânicas de subsuperfície;- piso marinho descongestionado;- energia e demais facilidades disponíveis na plataforma de Carapeba I para receber o poço.

Neste ponto, a PETROBRAS aprovou a instalação de um protótipo em águas rasas para testar a tecnologia. Otrabalho iniciou-se em 17 de março de 1994 com a assinatura de um Acordo de Cooperação Tecnológica com seiscompanhias (Reda, Lasalle, Tronic, Pirelli, Cameron e Sade-Vigesa). Em 10 de outubro de1994, uma BCS operoupela primeira vez num poço submarino (RJS-221), acionada a partir da plataforma fixa de Carapeba I, localizada a500 m do poço. Com a energia da BCS instalada a aproximadamente 1 990 m no subsolo marinho, a produçãodeste poço alcançava a plataforma de Pargo I, a uma distância de 13,5 km de Carapeba I, onde a produção do RJS-221 juntava-se ao óleo dos demais poços da plataforma, também produzindo com BCSs (fig. 2).

Fig. 2 - Completação convencional de BCS em plataforma fixa (direita) e RJS-221 (esquerda).Fig. 2 - Conventional completion of ESP on fixed platform (right) and RJS-221 (left).

Esta instalação operou ao longo de dois anos e dez meses até vir a falhar, comprovando a viabilidade dasinstalações de BCS em poços submarinos e abrindo um amplo cenário de aplicações. Poços submarinosanteriormente considerados como de baixa atratividade tornavam-se candidatos potenciais ao uso de BCS.

4. FASE II – ÁGUAS PROFUNDAS – RJS-477A

Na primeira fase do projeto, era importante experimentar um novo sistema a baixo custo em um poço comreservatório e condições de produção semelhantes às de outros poços convencionais equipados com BCS. Deste


modo, os resultados poderiam ser facilmente comparados. Era importante confirmar o método como umaalternativa factível, antes de se investir no desenvolvimento de equipamentos e técnicas para instalações em águasprofundas.

Deste modo, a instalação do RJS-221 encorajou a PETROBRAS a desenvolver a Fase II do projeto, visando aampliar a tecnologia testada (alguns componentes haviam sido projetados para 300 m LDA), de modo a viabilizar aaplicação deste novo método aos campos de águas profundas.

Nesta fase, seria dada prioridade ao desenvolvimento de uma árvore-de-natal horizontal para águas profundas, etambém, à transmissão de energia a longas distâncias e freqüência variável no meio submarino.

Em poços localizados em águas profundas, a confiabilidade e a duração das intervenções são de fundamentalimportância, em virtude dos elevados custos das sondas. A capacidade de realizar conexões remotas e tanto omonitoramento quanto o controle e a transmissão de energia a longas distâncias são fundamentais. Requisitosespeciais em termos de projeto, controle de qualidade, seleção de materiais, automação e confiabilidade dosequipamentos submarinos têm que ser considerados. As linhas de fluxo estendem-se por quilômetros e estãosujeitas a baixas temperaturas, (baixas até no próprio reservatório), propiciando a deposição de parafina e aformação de hidratos.

A árvore-de-natal horizontal seria fundamental para aumentar a atratividade econômica do novo método, ou atémesmo torná-lo viável pela redução dos custos de intervenção em tal ambiente. Árvores-de-natal horizontais foramusadas pela primeira vez em 1993, no Mar do Norte. Este conceito não foi adotado na Fase I, em virtude de oobjetivo ser a busca da viabilidade da instalação da BCS em poços submarinos em águas rasas em curto prazo,quando o desenvolvimento de uma árvore-horizontal iria requerer um prazo de aproximadamente 18 meses, ou atémais, assim como custos mais elevados para a instalação do protótipo. Em águas profundas, porém, estedesenvolvimento seria fundamental.

A transmissão de energia em freqüência variável no ambiente de águas profundas era outro importante aspectotecnológico a ser superado, de modo a permitir auferir os máximos benefícios deste método, capaz de enviar osfluidos produzidos a longas distâncias.

Na Fase I, os fluidos eram bombeados ao longo de 15 km desde a bomba no interior do poço RJS-221 até aplataforma central em Pargo (a plataforma de Carapeba funcionava como um manifold de superfície, sem bombasde transferência). Naquele caso, entretanto, a energia era gerada em Pargo e transmitida em 13,8 KV até Carapebapor meio de cabos submarinos de potência. Em Carapeba, um variador de freqüência e transformadores desuperfície eram utilizados e a potência era transmitida da plataforma em 1 350 V para o poço RJS-221 ao longo de615 m por um cabo submarino de potência com classe de tensão 3,3/6 KV até a ANM, e daí, 1 990 m de cabosubterrâneo levavam a energia até o motor elétrico, onde chegava na tensão de cerca de 1 000 V.

A PETROBRAS estabeleceu então a meta de transmitir energia ao longo de 25 km, distância que iria permitir nageografia da Bacia de Campos realizar ligações de poços localizados em 1 000 m de LDA às plataformas instaladasem águas rasas, ou, no futuro, interligar poços localizados em águas ultraprofundas às unidades de produção queestavam sendo instaladas em aproximadamente 1 000 m LDA.

Para atingir este objetivo, um cabo elétrico e um transformador submarino deveriam ser desenvolvidos para operarem águas profundas, este último com o objetivo de permitir uma redução das dimensões e custos do cabo elétrico.

Este transformador seria o primeiro do gênero em todo o mundo.

Além destes componentes, seria também fundamental avaliar o impacto causado pelas freqüências variáveis sobreo sistema de potência completo, evitando os harmônicos e seus efeitos. Este requisito resultaria numa série de testescom variadores de freqüência de diversos fabricantes e na seleção de duas companhias (Siemens e Robicon) para odesenvolvimento da transmissão submarina de energia.


No início da Fase II, o poço RJS-477A (tabela I) foi escolhido para ser o protótipo em águas profundas. Localizadono campo gigante de Albacora-Leste, Bacia de Campos, este poço deveria ser ligado à plataforma P25, a 6,5 km,localizada em 575 m de LDA, no vizinho Campo de Albacora.

TABELA IDADOS DO POÇO 4-RJS-477A

TABLE IDATA OF 4-RJS-477A WELL

Dados Do Poço 4-Rjs-477a

Lâmina D´água (m) 1107Distância à plataforma P-25 (m) 6420Desvio Poço vertical

Revestimento de produção 10 ¾”Liner de produção 7”Tubing 4 ½”

Linhas de fluxo submarinas 4”Profundidade dos canhoneados (m) 2516Pressão Estática (kgf/cm2) 250

Índice de Produtividade(m3/dia/kgf/cm2 ) 12,5Temperatura no Reservatório (oC) 56Razão Gás/Líquido (m3/m3) 80

API 20Viscosidade do óleo @ 56 °C(cP) 8

Primeiro produtor no reservatório de Albacora-Leste, águas profundas, baixas temperaturas, longas distâncias enovos equipamentos: o sistema estava definido ( fig. 3 ). Um enorme desafio!

Fig. 3 – Protótipo de BCCS para águas profundas.Fig. 3 - BCSS prototype for deep waters.

A PETROBRAS assinou então, Acordos de Cooperação com a Reda, Pirelli, Tronic, Cameron (mesmascompanhias da Fase I, levando-se em conta que a Reda incorporou a Lasalle e a Sade-Vigesa encerrou suacooperação com Cameron), e incluiu a Siemens como novo parceiro. Sob a liderança da PETROBRAS estascompanhias projetaram, fabricaram e testaram os novos equipamentos para a instalação pioneira de uma BCS nopoço RJS-477A.


4.1. Equipamento de BCS

Embora uma instalação submarina seja mais complexa , especialmente em águas profundas, o sistema de BCS éainda o centro de todo o sistema. Devido aos elevados custos de intervenção, a longevidade do equipamento é defundamental importância. Assim, somente dados de poços confiáveis ( características de reservatório e do sistema)irão permitir o dimensionamento e especificação do equipamento de BCS de forma precisa. A fabricação devepassar por rigoroso controle de qualidade, incluindo o teste dos subcomponentes e o desempenho do equipamentocompleto. O equipamento deve apresentar alta resistência, estar precisamente balanceado, ser estável e projetadopara resistir à abrasão.

A bomba ( figs. 4 e 5) deve ter mancais de zircônia ou carbureto de tungstênio em suas extremidades e a cada dezpares impelidor/difusor. Em casos de produção de areia, estes mancais devem ser adotados em todos os estágiosdas bombas. Da mesma maneira, o intake, o protetor do motor e o separador de gás (quando aplicável) devemutilizar os mesmos materiais. O protetor deve ser equipado com selos mecânicos de zircônia ou carbureto detungstênio.

Fig. 4 - Bomba centrífuga submersa.Fig. 4 – Submersible Pump. (Centrifugal)


Fig. 5 - Montagem do sistema de BCS durante a completação do poço RJS-477A .Fig. 5 - ESP system mounting during completion of RJS-477A well.

O motor deve apresentar alta eficiência e potência suficiente para permitir maior flexibilidade operacional, pelo usode variadores de freqüência. Deve-se dar preferência aos motores com voltagens mais altas e menores correntes,permitindo a utilização de cabos com menores dimensões.

4.2. Árvore-de-Natal Molhada

O conceito de árvore-de-natal horizontal foi selecionado para as aplicações de BCSS com a finalidade de reduzir oscustos de intervenção (fig. 6). Neste caso , era importante testar o conceito em curto espaço de tempo, devido aofato de que a PETROBRAS estava adquirindo expressivas quantidades de árvores submarinas para os campos emáguas profundas. O uso de árvores horizontais até mesmo em poços de fluxo natural ou gas lift permitiria a fácilinstalação de BCSS futuramente nestes poços. Além disso, o principal benefício desta árvore é permitir a retiradada coluna de produção e do conjunto de BCS sem a retirada da ANM. Somente a capa da ANM é removida e oBOP (Blow Out Preventor) instalado.


Fig. 6 - Árvore-de-natal molhada horizontal para águas profundas equipada com sistema de conexão vertical das linhas defluxo e pig crossover.Fig. 6 - Horizontal wet christmas tree for deep waters fitted with vertical connection system for flow lines and pig crossover.

A ANM horizontal pode ser instalada com tubos de perfuração, o que é outra grande vantagem, por reduzir o tempode instalação. Uma outra característica importante desta primeira ANM horizontal GLL do mercado mundial é aconexão das linhas de fluxo e do umbilical de controle por meio do método de conexão vertical, patenteado pelaPETROBRAS. Semelhante ao sistema adotado com sucesso nos manifolds de águas profundas, o módulo deconexão vertical é instalado sobre a ANMH, permitindo a fácil remoção das linhas em caso de obstrução porparafina, sem a remoção da ANMH. Neste projeto, foram utilizados o mesmo numero de conexões elétricassubmarinas que no RJS-221, com destaque para a interligação do transformador submarino de potência à ANMHpor meio de um jumper elétrico manuseado por ROV.

4.3. A Completação

O projeto de completação é muito importante. O gravel packing deve ser considerado na presença de areia e aexistência de gás livre levará a diferentes soluções. Neste caso, a ventilação de gás é uma solução possível. Nãohavia então no mercado uma válvula de ventilação para instalação profunda no interior do poço. A separaçãoestática pode ser adotada para complementar a separação dinâmica. O bombeio de gás feito pela bomba estarialimitado a 17% no equipamento adotado, muito embora recentes desenvolvimentos tenham atingido 35% sobcondições particulares.

A formação de hidratos e deposição de parafina são também aspectos fundamentais. Em águas profundas no Brasil,os reservatórios tendem a se localizar a profundidades mais rasas em relação ao solo marinho. Este fato leva atemperaturas mais baixas já nos reservatórios, com conseqüente impacto na formação de hidratos e parafina. Mas ofato de serem mais rasos poderá permitir a adoção de revestimentos maiores do que o usual 9 5/8", proporcionandoassim, maior espaço para o uso de separadores estáticos, ou até mesmo tornando mais fácil o uso de técnicasalternativas de instalação dos conjuntos de BCS.


A integração do sistema de completação e do equipamento de BCS será fundamental e a perfuração em águasprofundas deve abranger a utilização futura de BCSS. O poço RJS-477A havia sido perfurado para testar o novoreservatório. Nessa época, não era considerado o uso de BCS em poços submarinos. O projeto então deparou-secom algumas restrições, tais como a existência de um liner de 7" com gravel, associado a um revestimento nãousual de 10 3/4".

Outro aspecto a ser considerado são as válvulas de segurança de subsuperfície ( 7 1/2" de diâmetro externo) queestarão em contacto com um cabo elétrico de subsuperfície com cerca de 1/2" de diâmetro. Assim, o projeto deveráassegurar que exista espaço suficiente para a passagem do cabo elétrico e que o mesmo não venha a se danificardurante a instalação da BCS montada na coluna. No caso do RJS-477A, a válvula de segurança não foi necessáriae, com isto, simplificou-se a completação.

Em poços submarinos, a adoção dos procedimentos de instalação e o treinamento da equipe de sonda deposicionamento dinâmico (ainda não acostumada a instalações da BCS) e o controle de qualidade durante acompletação são aspectos de fundamental importância e a sua aplicação contribuiu para o desempenho obtido peloRJS-221 e depois pelo RJS-477A. Mas, além de tudo, o investimento em desenvolvimento de novas tecnologias énecessário para aumentar a durabilidade do sistema da BCS. Os fabricantes das BCS devem investir em projetosque elevem a durabilidade média destes sistemas para pelo menos dois anos, de modo a tornar o métodoeconomicamente atrativo num amplo cenário. Novos materiais podem ser considerados.

O aumento da capacidade de manuseio de frações de gás, preferivelmente bombeadas em conjunto com o óleoatravés de uma única linha de fluxo, como no RJS-221, irão contribuir para a difusão desta tecnologia.

Em águas profundas, devido à parafinação, a linha de anular é normalmente utilizada para permitir a circulação depigs, mas em várias situações poderá ser eliminada, como o foi no RJS-221, proporcionando significativa economianos investimentos.

4.4. Sistema de Transmissão Submarina de Potência

Este sistema deve ser projetado para fornecer energia ao motor de BCS, livre de distúrbios harmônicos. O sistemadeve permitir a variação da freqüência, tornando assim possíveis ajustes de vazão e automação, utilizandoinformações provenientes de sensores de subsuperfície interligados a sensores instalados na ANMH e acoplados aosistema de controle da plataforma. Variadores de freqüência permitem a partida e a parada suaves do motor,aumentando-lhes a vida útil. Dependendo da distância, altas voltagens serão preferidas com o objetivo de reduzir asdimensões dos cabos elétricos submarinos (importante item nos custos deste sistema), mas levando ao uso de umtransformador submarino de potência que irá reduzir a voltagem junto ao poço. Com isto, aumenta-se o número deconexões elétricas. O cabo elétrico submarino deverá ser projetado para suportar o seu peso próprio e das ondas ecorrentes marítimas, bem como os movimentos da plataforma de produção. De modo a reduzir os custos globais,um riser com armadura reforçada será utilizado em catenária da plataforma até o solo marinho e, a partir daí, umcabo estruturalmente mais simples ligará o riser ao transformador submarino. De modo a assegurar um projetoadequado, amostras de cabo devem ser submetidas a testes rigorosos para assegurar a resistência às cargas deprojeto. Na figura 7 apresenta-se o cabo 12/20 KV - 2 AWG (riser e estático) utilizado no RJS-477A.


Fig. 7 – Cabos elétricos submarinos ( riser e estático ) 12/20 kV – 2 AWG.Fig. 7 - 12/20 kV - 2 AWG Subsea power cables (riser and static).

O cabo elétrico de subsuperfície é essencialmente o mesmo cabo usado em completações convencionais, excetopor uma camada superficial especial, que é adotada para suportar as cargas resultantes dos movimentosascendentes/descendentes (heave) da sonda flutuante de completação, que se intensificam especialmente na juntaflexível do BOP e na cabeça-de-poço.

Os conectores submarinos do RJS-477A (fig. 8) foram desenvolvidos utilizando-se o mesmo conceito daquelesusados no poço RJS-221, mas com classe de tensão 5 KV em lugar de 3,3 KV. Na interface cabo/transformadorsubmarino, um conector de 11 KV montado a seco foi utilizado, de modo a aumentar a confiabilidade, sob a opçãode lançar o transformador submarino conectado ao cabo elétrico nesta Fase. A partir do transformador, umpenetrador de 5 KV permitia o acoplamento de um jumper equipado com um conector de 5 KV operado porROV. Esta operação seria uma das mais críticas da instalação, de modo que o ROV teria que pegar o conectorelétrico no transformador submarino e navegar com ele até a ANMH, estendendo o jumper elétrico e, finalmente,realizando a conexão à capa da ANMH.

Fig 8 - Conectores submarinos de potência 5 kV.Fig. 8 - 5 kV Subsea power connectors.

O transformador submarino foi desenvolvido para uma potência de 750 KVA e 10,5 KV/3,5 KV, compensado aóleo, para operar em ate 1 150 m LDA (fig. 9). Os materiais foram testados em câmara hiperbárica e submetidos atestes elétricos, inclusive de compatibilidade com o óleo dielétrico.


Fig. 9 - Transformador submarino de potência 750 KVA - 10,5 KV/3,5 KV.Fig. 9 – Subsea Power Transformer 750 KVA - 10,5 KV/3,5 KV.

Antes da instalação no mar, realizaram-se nas facilidades de teste da BCS em Macaé, testes completos deintegração do sistema de potência (figs. de 10 a 12). O variador de freqüência, o transformador elevador (deplataforma), o cabo elétrico submarino, o transformador submarino, o cabo elétrico de subsuperfície, e o conjuntode BCS foram acionados em diferentes freqüências e os parâmetros elétricos medidos.

Fig. 10 – Facilidades de teste de BCS em Macaé durante os testes de integração.Fig. 10 - ESP test facilities in Macae during integration tests.


Fig. 11 – Monitoração dos parâmetros do sistema de transmissão de energia durante os testes.Fig. 11 - Monitoring of power transmission system parameters during integration tests.

Fig. 12 - Variador de freqüência durante os testes de integração.Fig. 12 –Variable frequency drive during integration tests.

O variador de freqüência e os transformadores foram fabricados pela Siemens. O transformador submarino foi umdesenvolvimento conjunto da Siemens e da PETROBRAS, responsável pela marinização do mesmo. Um variadorRobicon com tensão de saída em 4,16 KV foi igualmente testado com sucesso.

4.5. Resumo dos Equipamentos Desenvolvidos

• Conjunto de BCS com motor 270 H.P. - 3436 V e 2 bombas GN-5200 ARZ - AS CR totalizando 126 estágios(REDA).

• Cabos elétricos submarinos (riser e estático) para águas profundas 12/20 KV - 2 AWG (Pirelli).• Conectores submarinos de potência 11 KV - 50 A e 5 KV 100 A (Tronic)• Transformador submarino de potência 750 KVA - 10,5 KV/3,5 KV e transmissão de potência a longa distância

e freqüência variável no meio submarino (Siemens).• Árvore-de-natal molhada horizontal para águas profundas equipada com sistema de conexão vertical para linhas

de fluxo e sistema de circulação de pigs (Cameron).

4.6. Instalação do BCSS no RJS-477A

No final de abril de 1998, iniciou-se a completação do RJS-477A. A primeira operação foi a instalação da ANMHcom tubos de perfuração. Após a instalação da ANMH com sucesso, seguiu-se a do BOP.


Em seguida, foram removidos os tampões de cimento, o poço foi testado e estimulado com ácido através do gravelexistente. A coluna de produção foi instalada e o conjunto da BCS montado no interior do liner de 7" ( fig. 5 ).Esta alternativa, largamente utilizada pela PETROBRAS, elimina a necessidade de um packer. Com esta solução,todo o fluido produzido passa através da bomba. Um transdutor de pressão e temperatura foi instalado na colunapara a aquisição destes dados importantes ao monitoramento da operação da BCS e ao acompanhamento doreservatório, notadamente por ser o primeiro poço a produzir neste campo. Outro aspecto importante foi o contínuomonitoramento dos parâmetros elétricos ao longo de toda a instalação.

Paralelamente às operações na sonda, o transformador submarino de potência foi lançado a partir do navio delançamento Flexservice I a uma distância de aproximadamente 150 m do poço ( fig. 9) e o cabo elétrico submarinolançado em direção à plataforma P25, no Campo de Albacora.

Após a instalação da coluna de produção e do suspensor, a sonda de completação afastou-se temporariamente poralguns metros, abrindo espaço para que o navio de lançamento realizasse a aproximação final do transformadorpara cerca de 7 m do poço.

A sonda retornou então à sua posição original sobre o poço e a capa da ANMH foi instalada. Neste momento, testeselétricos foram realizados com sucesso e as operações de completação concluídas. Alguns dias depois, o navio delançamento de linhas Sunrise lançou o módulo de conexão vertical e realizou a interligação das linhas de produçãoe umbilical de controle à ANMH. Imediatamente após esta operação, o ROV realizou a interligação do sistema detransmissão de energia entre o transformador e a capa da ANMH. As linhas de fluxo e o umbilical eletroidráulicode controle foram então lançados em direção à P25 e conectados. Operações de passagem de pig foram realizadaspara limpar as linhas de fluxo e testes de pré-operação foram realizados com sucesso, acompanhados pelos sinaisprovenientes do sistema de sensores de subsuperfície, submarinos e de plataforma. O sistema de transmissão deenergia foi ativado e em 2 de junho de 1998 um BCS operava a partir de um poço submarino em águas profundas,pela primeira vez no mundo.

5. CONCLUSÕES

A BCS instalada no poço submarino RJS-221 operou por dois anos e dez meses sem intervenção, provando aviabilidade da instalação em poços submarinos de bombas centrifugas submersas acionadas eletricamente.

No poço RJS-221 foram testados equipamentos para operação em águas de até 300 m (alguns componentes jápoderiam ultrapassar esta LDA).

Esta instalação pioneira demonstrou a viabilidade do desenvolvimento de novas tecnologias por meio de acordos decooperação tecnológica.

A PETROBRAS, encorajada por tais resultados, decidiu investir na Fase II do projeto do Procap 2000, desta vezpara desenvolver equipamentos que viabilizassem a instalação de um conjunto de BCS no poço RJS-477A,localizado em 1 107 m de LDA, na Bacia de Campos. Esta instalação permitiria antecipar a produção do Campogigante de Albacora-Leste e testaria o sistema que permitiria expandir o uso desta tecnologia a águas profundas.

O poço 4-RJS-477A está produzindo desde 2 de junho de 1998 (já tendo completado dois anos em operação semfalhas) cerca de 3 500 barris/dia para a plataforma P25, localizada a 6,5 km de distância do poço, no vizinhoCampo de Albacora.

O sucesso desta instalação comprova a viabilidade da utilização de sistemas de BCSS em águas profundas, abrindoum amplo cenário de aplicações para esta nova e promissora tecnologia, que já está contribuindo para odesenvolvimento da produção de petróleo em águas profundas.

AGRADECIMENTOS

À PETROBRAS e a todas as Companhias que participaram deste projeto, assim como a todas as pessoas que sededicaram ao desenvolvimento desta tecnologia.


NOMENCLATURAS

ANM - Árvore-de-natal molhada.ANMH - Árvore-de-natal molhada horizontal.BCS - Bombeio (ou bomba) centrífugo (a) submerso (a).BCSS - Bombeio centrífugo submerso em poço submarino.BOP - Blow-out preventor.BSW - Basic sediment and water.GLL - Guidelineless (sem cabos-guias).LDA - Lâmina d'água.LLCV - Liquid level control valve (válvula de controle atuada pelo nível de fluido).ROV - Remote operated vehicle.

BIBLIOGRAFIA

(1) MENDONÇA, J. E. MATTOS. C. H. S, RITTERSHAUSSEN, J. H., The first deepwater instalation of a subsea ESP: RJS-477A, Campos Basin, Brazil. In: OFFSHORE TECHNOLOGY CONFERENCE, 31, 1999, Houston, Proceedings...Offshore Technology Conference 1999. v 2.

(2) MENDONCA, J. E. Deepwater installation of an electrical submersible pump in Campos Basin. In: OFFSHORETECHNOLOGY CONFERENCE, 29., 1997, Houston. Proceedings...Houston : Offshore Technology Conference,1997. v. 3, p. 353-361.

(3) MATTOS, C. H. S., SILVA, P., KOBYLINSKY, L. S. What changes on the installation of ESP equipment in subsea wells.In: CONEXPO ARPEL, 5., 1996, Rio de Janeiro. Trabajos tecnicos... Rio de Janeiro : Instituto Brasileiro de Petroleo,1996. v. 2, 10 f.

bomba centrifuga em aguas profundas

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