UNIVERSIDADE PAULISTA INSTITUTO DE CIÊNCIAS SOCIAIS E COMUNICAÇÃO

CURSOS DE GESTÃO TECNOLÓGICA EM PETRÓLEO E GÁS

PIM IV Projeto Integrado Multidisciplinar

Duílio Marques do Prado A77HII-0

Nicolas Lemos Rocha A82795-1

Marcus Vinícius Mattos Abreu dos Santos A9634H-0

Rafael Alisson Azevedo dos Santos B04447-0

Wagner João da Silva Mariano A234BB-0

EQUIPAMENTOS PARA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO EM ÁGUAS

PROFUNDAS

São José dos Campos

2012

EQUIPAMENTOS PARA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO EM ÁGUAS

PROFUNDAS

Duílio Marques do Prado A77HII-0

Nicolas Lemos Rocha A82795-1

Marcus Vinícius Mattos Abreu dos Santos A9634H-0

Rafael Alisson Azevedo dos Santos B04447-0

Wagner João da Silva Mariano A234BB-0

Trabalho para conclusão do

4° semestre apresentado a

Universidade Paulista - UNIP

São José dos Campos

2012

Duílio Marques do Prado A77HII-0

Nicolas Lemos Rocha A82795-1

Marcus Vinícius Mattos Abreu dos Santos A9634H-0

Rafael Alisson Azevedo dos Santos B04447-0

Wagner João da Silva Mariano A234BB-0

EQUIPAMENTOS PARA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO EM ÁGUAS

PROFUNDAS

UNIVERSIDADE PAULISTA INSTITUTO DE CIÊNCIAS SOCIAIS E COMUNICAÇÃO

CURSOS DE GESTÃO TECNOLÓGICA EM PETRÓLEO E GÁS

APTO INAPO

Em ______ de dezembro de 2012

_________________________

Prof. Renato Pitta

Orientador PIM IV

Agradecemos aos professores pelos conhecimentos transmitidos, aos amigos pelas

ideias fornecidas, aos familiares pelo apoio dado e a Deus, por soprar em nossas

vidas a sede pelo conhecimento.

RESUMO

Ouro negro. É dessa forma que algumas pessoas se referem ao petróleo, e por razões

obvias, já que é a matéria prima fundamental para diversos produtos que consumimos

diariamente. A nação que possui uma reserva considerável desse óleo pode ter saltos

financeiros muito positivos, claro, mas apenas se conseguir tratar o assunto de uma forma

inteligente, desenvolvendo um bom planejamento, contratando exímios profissionais e

investindo em equipamentos sofisticados.

Um obstáculo a ser ultrapassado para tornar essa mistura de hidrocarbonetos em um

produto comercialmente viável é a extração do mesmo para a superfície. Para a produção se

tornar algo concreto é imprescindível a utilização de equipamentos submarinos de alta

tecnologia e resistência, considerando que o petróleo pode ser encontrado a mais de sete mil

metros de profundidade da superfície do mar.

A necessidade desse tipo de energia para o desenvolvimento da sociedade é algo tão

crescente quanto à busca por reservatórios de petróleo e gás, que ao mesmo instante

compartilha do mesmo crescimento da evolução que temos tecnologicamente para o

desenvolvimento de equipamentos mais eficientes para que, até o petróleo que se encontra

cada vez mais submerso, possa ser explorado, de uma forma mais rentável e que agrida

irrisoriamente o meio ambiente. Esse crescimento em busca de melhoria da tecnologia é alto,

e aumentou ainda mais quando foi declarada a existência de campos petrolíferos no Brasil,

que se estende do norte da Bacia de Campos ao sul da Bacia de Santos até o Alto de

Florianópolis, contabilizando aproximadamente oitenta bilhões de barris de petróleo e gás, o

que faz com que o país fique numa posição muito confortável em relação ao mercado

mundial.

Nosso objetivo é mostrar a historia do petróleo e do gás, explicar de forma simples e

detalhada os equipamentos submarinos que tem maior importância para a extração do óleo e

expor ao leitor um ponto de vista sobre a perspectiva do futuro do Brasil em relação à

descoberta do pré-sal.

ABSTRACT

Black gold. This is how some people refer to oil, and that happens for obvious reasons,

since it is the fundamental raw material for many products we consume daily. A nation that

has a considerable oil reserve can surely grow its financial profits very positively, but only if

it can handle the subject in a clever way, developing good planning, hiring skilled

professionals and investing in sophisticated equipment.

One obstacle to overcome to make this mixture of hydrocarbons in a commercially

viable product is extraction of the oil to the surface. For production become something

concrete is essential to use high-tech subsea equipment and resistance, considering that oil can

be found at over seven thousand meters deep from the surface of the sea.

The need for this type of energy to the development of society is as growing as the

search for oil and gas tanks, which at the same time shares also the same growth about

technology evolution that for the development of more efficient equipment, so oil, that is

increasingly submerged, can be explored in a more profitable way and that impacts the

environment very little. This growth regarding technology improvement is high, and increased

further when it was declared the existence of oil fields in Brazil, which extends from northern

of Bacia de Campos to south of Bacia de Santos to Alto de Florianópolis, accounting about

eighty billion barrels of oil and gas, which makes the country stands in a very comfortable

position relative to the global market.

Our goal is to show the history of oil and gas, explain in a simple and detailed way the

subsea equipment that has a greater importance for the extraction of oil and expose the reader

a perspective on the future of Brazil regarding the discovery of pre-salt.

LISTA DE TABELAS

Tabela 01 – Análise elementar do cru típico (% em peso) ..................................................... 20

Tabela 02 – Composição química de um petróleo típico ....................................................... 23

Tabela 03 – Componentes do gás natural (% em mol) .......................................................... 23

Tabela 04 – Classificação do petróleo pela sua composição ................................................. 24

Tabela 05 – Classificação do petróleo pelo grau API ............................................................ 25

Tabela 06 – Limites adotados pela PETROBRAS ................................................................. 34

LISTA DE FIGURAS

Figura 01 – Mapa das 20 maiores reservas provadas em bilhões de barris ........................... 16

Figura 02 – Exemplo de parafinas normais ........................................................................... 21

Figura 03 – Exemplo de naftênicos ramificados e cíclicos .................................................... 21

Figura 04 – Exemplo de hidrocarbonetos aromáticos ............................................................ 22

Figura 05 – Esquema ilustrativo do método de reflexão ....................................................... 29

Figura 06 – Esquema ilustrativo método de refração ............................................................ 30

Figura 07 – Esquema ilustrativo de levantamento sísmico marítimo .................................... 30

Figura 08 – Esquema de sistema submarino de produção ..................................................... 39

Figura 09 – Base guia para águas profundas e cabeça de poço ............................................. 41

Figura 10 – BOP (Blowout Preventer) ................................................................................... 42

Figura 11 – BOP tipo anular .................................................................................................. 43

Figura 12 – Tipos de BOP ..................................................................................................... 43

Figura 13 – BOP tipo Gaveta Cisalhante ............................................................................... 44

Figura 14 – Stackup completo da árvore de natal molhada ANM ......................................... 46

Figura 15 – Diagrama genérico de uma árvore de natal com injeção de gás lift ................... 47

Figura 16 – Corpo do bloco de válvulas em corte ................................................................. 48

Figura 17 – Base adaptadora de produção (BAP) .................................................................. 50

Figura 18 – Suspensor de coluna (Tubbing Hanger) ............................................................. 51

Figura 19 – Árvore de natal molhada (ANM) ....................................................................... 52

Figura 20 – Capa da árvore de natal molhada ........................................................................ 53

Figura 21 – Módulo de conexão vertical de produção (MCVP) ............................................ 54

Figura 22 – Módulo de conexão vertical do anular (MCVA) ................................................ 55

Figura 23 – Módulo de conexão vertical do umbilical (MCVU) ........................................... 56

Figura 24 – Sistema submarino de produção com manifold .................................................. 57

Figura 25 – Estrutura do manifold ......................................................................................... 58

Figura 26 – Tubulação do manifold ....................................................................................... 59

Figura 27 – Válvula do tipo gaveta (Tipo de acionamento) .................................................. 60

Figura 28 – Válvulas do tipo CHOKE ................................................................................... 61

Figura 29 – Sistema submarino de produção com poços satélites ......................................... 62

Figura 30 – Sistema de dutos submarinos............................................................................... 63

Figura 31 – Umbilicais ........................................................................................................... 65

Figura 32 – ESDV (Emergency Shutdown Valve) ................................................................ 66

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 13

2 A ORIGEM DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO ............................................................ 14

2.1 A Exploração de petróleo no Brasil ...................................................................... 16

3 O PETRÓLEO E SEUS CONSTITUINTES ................................................................... 20

3.1 Composição do petróleo ........................................................................................ 22

3.2 Classificações do petróleo ..................................................................................... 24

3.3 A geologia e seus objetivos ................................................................................... 25

4 PROSPECÇÃO .................................................................................................................. 27

4.1 Métodos geológicos ............................................................................................... 27

4.2 Métodos potenciais ................................................................................................ 28

4.3 Métodos sísmicos .................................................................................................. 29

5 PERFURAÇÃO .................................................................................................................. 31

5.1 Sonda de perfuração .............................................................................................. 31

6 PRODUÇÃO EM ÁGUAS PROFUNDAS E ULTRA PROFUNDAS .......................... 32

6.1 Extensões do campo .............................................................................................. 32

6.2 Aspectos de reservatórios ...................................................................................... 33

6.3 Aspectos de elevação e escoamento ...................................................................... 33

6.4 Impactos da localização do campo ........................................................................ 34

6.5 Critérios econômicos ............................................................................................. 35

6.6 Ambiente da árvore de natal seco (dry) ou molhada (wet) ................................... 36

6.7 Tempo de vida útil do projeto ............................................................................... 37

7 POÇOS SUBMARINOS E SISTEMAS SUBMARINOS ............................................... 38

7.1 Sistema submarino de perfuração ......................................................................... 40

7.2 Árvore de natal molhada (ANM) .......................................................................... 44

7.3 BAP (Base Adaptadora de Produção) ................................................................... 49

7.4 Suspensor de coluna (Tubbing Hanger) ................................................................ 50

7.5 Capa da árvore de natal molhada (Tree Cap) ........................................................ 51

7.6 Módulo de conexão vertical de produção (MCVP) .............................................. 53

7.7 Módulo de conexão vertical do anular (MCVA) .................................................. 54

7.8 Módulo de conexão vertical do umbilical (MCVU) ............................................. 55

7.9 Sistema submarino de produção com manifold .................................................... 56

7.10 Estrutura do manifold .......................................................................................... 58

7.11 Tubulação ............................................................................................................ 59

7.12 Válvulas ............................................................................................................... 60

7.13 Chokes ................................................................................................................. 61

7.14 Tubulações submarinas ....................................................................................... 62

7.15 ESDV (Emergency Shutdown Valve) ................................................................. 65

7.16 Plataformas de produção ..................................................................................... 66

8 DESAFIOS DO PRÉ-SAL .................................................................................................68

8.1 Desafios tecnológicos ............................................................................................ 69

8.2 Dutos resistentes a alta pressões ............................................................................ 70

8.3 Tubulações resistentes ao calor ............................................................................. 71

8.4 Competitividade para a indústria nacional ............................................................ 71

8.5 Logística ................................................................................................................ 72

9 CONCLUSÃO .................................................................................................................... 74

10 REFERÊNCIAS ............................................................................................................... 75

13

INTRODUÇÃO

A primeira abordagem nesse trabalho é apresentar a origem do petróleo e sua

historia, e em seguida a maneira correta de enxergar esse óleo com um ponto de

vista químico, pois é de grande importância para execução da extração, e,

consequentemente, para seu refino.

O principal conteúdo desse projeto esta relacionado com os equipamentos

submarinos utilizados em águas profundas. Descrevendo minuciosamente cada

material e a sua função especifica, temos o objetivo, através de textos simples e

imagens detalhadas, de passar a devida importância que esses equipamentos

possuem. Com o conhecimento continuo dessas maquinas o profissional da área

poderá compreender que o processo de exploração, explotação e produção, pode se

revelar uma atividade mais segura e com menor dificuldade de execução do que

inicialmente aparenta ser.

14

2 A ORIGEM DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

O petróleo é uma riqueza natural finita e não renovável que mudou a civilização

modelando-a no que conhecemos hoje.

Uma característica da indústria do petróleo foi o seu rápido crescimento e sua

influência como atividade fundamental do mundo.

O petróleo era conhecido desde os tempos bíblicos, ha registros de seu uso no

Egito, onde era empregado para mumificar os mortos e pavimentar estradas. Os

romanos e gregos utilizavam o petróleo para fins bélicos enquanto os babilônicos

assentavam tijolos com asfalto. No Novo Mundo, na América pré-colombiana, o

petróleo era utilizado para decoração e impermeabilização de potes além de outros

fins. Nessa época, o petróleo era obtido por exsudações encontrado em todos os

continentes.

Foi nesse contexto, em 1852, a partir de carvão betuminoso e outras

substâncias similares que Abrahan Gesner obteve uma substância na qual chamou

de querosene.

Em 1854, o professor Benjamim Silliman Jr., a pedido de um grupo de

empresários, descobriu que submetendo o petróleo ao aquecimento, num processo

de destilação, poderia retirar diversos subprodutos. Dois desses produtos passaram

a ser conhecido como gasolina e nafta. Essa era a primeira aproximação do

processo de refinamento do petróleo que conhecemos hoje.

Pode-se dizer que, o início da era da indústria moderna do petróleo deu-se nos

Estados Unidos no ano de 1859, quando o ex-maquinista conhecido como Cel.

Drake descobriu, na cidade de Titusville, no estado da Pensilvânia, pelo processo de

percussão a vapor, um poço de petróleo com apenas 21 metros de profundidade e

produção de 2 m³/dia. Com o processo de destilação do petróleo já conhecido e

obtendo-se outros produtos desse processo que substituam com grande margem de

lucro o querosene extraído do óleo de baleia e do carvão, que na época eram

largamente utilizados na iluminação, a indústria do petróleo marcava definitivamente

seu início.

15

Desde então, a indústria do petróleo vem progredindo a passos largos,

desenvolvendo novas tecnologias na exploração, prospecção, refino e logística,

impondo-se não apenas como principal matriz energética mundial, mas também

como fonte essencial para a indústria petroquímica na produção de comodidades

para a vida moderna, evoluindo numa complexa e lucrativa cadeia produtiva.

Durante todo o século XX, o petróleo foi determinante no mapa geopolítico, dos

mais importantes países do mundo, gerando grandes conflitos. A região que possui

as maiores reservas de petróleo do mundo o Oriente Médio, é também uma das

regiões mais conflagradas. Possuir grandes reservas de óleo ou gás torna uma

região rica, e sujeita aos jogos de poder, disputa e intrigas, já que o petróleo é uma

riqueza distribuída de forma desigual, levando de forma explícita ou na maior parte

das vezes implícita, a crise entre governos, culminando em guerras, massacres e

extermínios.

Entre os mais importantes eventos históricos que podemos ligar ao petróleo

estão:

A crise de petróleo na década de 1980;

A criação da OPEP;

A guerra do golfo;

Diferentes guerras entre países árabes, como a guerra Irã-Iraque;

A luta pela independência da Chechênia;

A guerra Iraque-Estados Unidos.

Ao longo do séc. XIX o mapa da produção mundial de petróleo foi extremamente

alterado, quando no seu início os Estados Unidos eram o principal produtor de

petróleo do mundo com 2/3 da produção mundial e já no fim do século, a Rússia

passou a ser a maior produtora mundial de petróleo. Logo após a 1ª guerra mundial

o Oriente Médio passou a ser o local de maior produção de petróleo do mundo.

16

Figura 01 – Mapa das 20 maiores reservas provadas em bilhões de barris.

2.1 A exploração de petróleo no Brasil

No Brasil o inicio da indústria de petróleo é datada de 1858 com a assinatura do

decreto nº 2.266 pelo Marquês de Olinda, dando a concessão de extração de

material betuminoso a José Barros Pimentel as margens do Rio Marau no estado da

Bahia. As primeiras notícias sobre pesquisas do petróleo foram realizadas no estado

de Alagoas em 1891, em virtude da descoberta de material argiloso betuminoso no

litoral.

Em 1897, foi perfurado o primeiro poço de petróleo no Brasil, na cidade de

Bofete no estado de São Paulo. Esse poço atingiu a profundidade de 488 metros e

encontrou apenas água sulforosa, há relatos de que esse poço produziu 0,5 m³ de

óleo.

A história da indústria nacional de petróleo pode ser dividida em quatro

períodos. O primeiro período é o das concessões. Iniciado em 1858 quando Don

Pedro II outorga as primeiras concessões de exploração de carvão, turfa e folhelho

17

betuminoso nas margens do Rio Marau e Acarai a José de Barros Pimentel e

Frederico Hamilton Southworth. Esse período dura até o ano de 1938. Nesse

período foram criados o Serviço Geológico e Mineralógico Brasileiro (SGMB) e o

Departamento Nacional de Petróleo Mineral (DNPM). Outro fato marcante desse

período foi o início da formação de corpo técnico, com profissionais saídos da Escola

de minas de Ouro Preto. Em 1881, com combustível produzido a partir do folhelho

betuminoso da Bacia de Taubaté, a cidade de Taubaté manteve-se iluminada por

dois anos.

No ano de 1938, é criado o Conselho Nacional de Petróleo (CNP) iniciando o

segundo período, que registrou no dia 21 de janeiro de 1939, nas vizinhanças de

Salvador, no estado da Bahia o primeiro poço onde jorrou petróleo no Brasil. O

engenheiro Manoel Ignácio Bastos, foi o descobridor desse petróleo, em 1933. Até o

ano de 1953 foram perfurados 52 poços de petróleo no Brasil, com a supervisão do

CNP, sendo 32 no estado da Bahia, onde se descobriu o primeiro campo comercial

do Brasil em 1941, o campo de Candeias. Em 1953 as reservas nacionais estavam

em 17 milhões de barris de óleo equivalente (boe), quando foi criada a Petrobras,

iniciando um novo período na indústria nacional de petróleo.

O terceiro período é marcado pelo monopólio da união sobre as atividades de

toda cadeia Upstream e Downstream (Exploração, produção, refino, transporte,

distribuição e revenda), com isso o país entra de vez no negócio de petróleo. Como

o consumo nacional era basicamente de derivados importados, a nova empresa

tinha como objetivo ampliar o parque de refino, deixando de importar apenas os

derivados, mas também importando a matéria prima. Com a adoção dessa postura,

na década de 60 o Brasil se torna auto-suficiente na produção dos principais

derivados.

No ano de 1968 a Petrobras descobre a primeira reserva de petróleo no mar, o

campo de Guaricema, no litoral de Sergipe. A estatal persiste na exploração

marítima até que em 1974, descobre o campo de Garoupa, na bacia de Campos no

Rio de Janeiro. Em 1986, foi criado o Programa de Inovação Tecnológica e

Desenvolvimento Avançado em Águas Profundas (PROCAP), capacitando a

empresa a exploração em águas ultraprofundas, de 2 mil a 3 mil metros de

profundidade.

18

Esse terceiro período durou 43 anos deixando um saldo altamente positivo para

o país. Em 1997 a Petrobras, “perde” o monopólio da União dando início ao quarto

período com a criação da ANP (Agência Nacional do Petróleo).

Com a criação da ANP e a quebra do monopólio em 1998, o país está

vivendo seu quarto período, portanto há 10 anos, um período relativamente curto

para balanço sobre seu desempenho. Mas se houvesse sinais de que esse novo

período pudesse sacrificar os interesses nacionais ou de que a estatal brasileira

estaria definhando, já seria o caso de colocar o modelo sobre suspeição.

A ANP foi criada com base no Plano Diretor de Reforma do Aparelho de

Estado. Entra em pauta a criação de agência reguladoras no Brasil, inspiradas no

exemplo dos Estados Unidos, pioneiros na criação desse tipo de instituição. As

agências reguladoras no Brasil foram criadas para regular as empresas que atuavam

nos mercados até então fechados e foram privatizadas, sendo os três primeiros, o

setor elétrico, o de telecomunicações e o do petróleo. A ANP tem uma característica

única e especial, a de regular empresas privadas e uma estatal, em um setor

estratégico, em que não houve privatização. Ela é vinculada ao governo, através do

Ministério de Minas e Energia, para exercer sua finalidade de promover a regulação,

a contratação e a fiscalização da indústria do petróleo. Cabe-lhe implementar em

sua esfera de atribuições a política nacional do petróleo, gás natural e

biocombustiveis, contida na política nacional. Nesses termos, sua relação à com o

governo é clara: atuar de acordo com política do governo eleito que reflete o

interesse nacional. Para que a agência possa atuar e cumprir bem sua função,

necessita de condições preliminares e indispensáveis de independência, autonomia

financeira, competência, transparência e autoridade, sem as quais as entidades

fiscalizadas não assumem a confiança necessária na regulação do setor.

Os diretores da ANP são indicados pelo Presidente da Republica ao Senado

Federal e por este sabatinado, se aprovados são nomeados pelo mesmo Presidente

e exercem sua função por tempo previamente fixado.

Com a criação da ANP, foram criadas rodadas de licitações. As 5 primeiras a

partir de 1999, uma por ano, foram apresentados 1.006 blocos de exploração e

arrematados 189. Os demais 817 não despertaram interesse. A Petrobras arrematou

19

77% dos189 blocos. Os 23% restantes ficaram com empresas brasileiras, como

Queiroz Galvão, Starfish, Petro Recôncavo, Aurizônia, W. Washington e Marítima, e

algumas estrangeiras, quase todas em sociedade com a Petrobras. A ANP, por sua

independência, nos termos já vistos, é que deve promover o processo licitatório,

porque pode fazê-lo com a necessária isenção, a ser demonstrada pela

transparência, capaz de transmitir confiança aos investidores.

20

3 O PETRÓLEO E SEUS CONSTITUINTES

A palavra petróleo vem do latim, petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo em seu

estado líquido, é uma substância oleosa, inflamável e menos densa que a água, com

cheiro e cor característicos variando do negro ao castanho-claro. A caracterização

mais resumida do petróleo pode ser dada pela seguinte equação:

Petróleo = Mistura de Hidrocarbonetos (HC) + Impurezas

O petróleo tem origem a partir da matéria orgânica depositada junto com

sedimentos. A interação de alguns fatores (matéria orgânica, sedimentos e

condições termoquímicas) é essencial para a formação do petróleo. A constituição

da matéria orgânica original e a intensidade do processo térmico atuante sobre a

mesma definem o tipo de hidrocarboneto gerado.

O processo de geração do petróleo é resultado da captação da energia solar,

através da fotossíntese, e transformação da matéria orgânica com a contribuição do

fluxo de calor oriundo do interior da terra. Os óleos obtidos de diferentes

reservatórios possuem características diferentes, como cor, viscosidade, densidade,

acidez, teor de impurezas, teor de enxofre, entre outras. Os principais constituintes

do petróleo são hidrocarbonetos, que são compostos orgânicos formados por

carbono e hidrogênio.

Tabela 01 – Análise elementar do cru típico (% em peso)

21

Os hidrocarbonetos podem ser classificados como parafínicos, naftênicos e

aromáticos.

Os hidrocarbonetos parafínicos normais ou alcanos tem a fórmula geral

CNH2N+2 e alguns exemplos deste hidrocarboneto é o metano (CH4) e o etano (C2H6).

Os nomes dos alcanos são formados pelo prefixo (que especifica o número de

carbonos) e do sufixo ano.

Figura 02 – Exemplo de parafinas normais

Nos hidrocarbonetos parafínicos cíclicos ou naftênicos os átomos de carbono

dispõem-se na forma de anéis, podendo apresentar radicais parafínicos normais ou

ramificados ligados ao anel ou, mesmo, outro hidrocarboneto cíclico. Esses

hidrocarbonetos possuem menos ligações carbono-hidrogênio do que os parafínicos.

Figura 03 – Exemplo de naftênicos ramificados e cíclicos.

Hidrocarbonetos aromáticos são aqueles constituídos por ligações duplas e

simples que se alternam em anéis de 6 átomos de carbono. Assim como nos

22

hidrocarbonetos naftênicos, existem hidrocarbonetos formados por mais de um anel

benzênico, e hidrocarbonetos mistos, compostos de anéis benzênicos e radicais

parafínicos ou naftênicos.

Figura 04 – Exemplo de hidrocarbonetos aromáticos

Além dessas classificações o petróleo contém apreciável quantidade de

constituintes que possuem elementos como enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais,

são os chamados não-hidrocarbonetos. Eles são considerados impurezas e podem

aparecer em toda a faixa de ebulição do petróleo, mas tendem a se concentrar nas

frações mais pesadas.

3.1 Composição do petróleo

Os hidrocarbonetos saturados, os hidrocarbonetos aromáticos, as resinas e

os asfaltenos formam os principais grupos de componentes dos óleos, sendo o

maior grupo formado pelos hidrocarbonetos saturados. As parafinas normais

representam cerca de 15% a 20% do petróleo, variando entre limites muito amplos

de 3 a 35%. Já os hidrocarbonetos aromáticos compreendem os aromáticos

propriamente ditos.

23

Tabela 02 – Composição química de um petróleo típico

Na Tabela 03 podemos analisar os componentes do gás natural.

Tabela 03 – Componentes do gás natural (% em mol)

O gás natural é encontrado contendo pequenas quantidades de diluentes e

contaminantes. O gás natural é basicamente uma mistura de hidrocarbonetos cuja

composição abrange desde o metano até o hexano. O gás metano corresponde à

cerca de 70% da formação do gás natural. É formado assim como o óleo pela

decomposição de matérias orgânicas cumuladas em rochas, porém nesse processo

de decomposição atuam microorganismos de forma anaeróbica.

24

3.3 Classificações do petróleo

O petróleo é classificado em 5 categorias de acordo com seus constituintes.

Os geoquímicos visam caracterizar o óleo para relacioná-lo a rocha mãe e medir seu

grau de degradação e os refinadores querem saber a quantidade das diversas

frações que podem ser obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas.

Tabela 04 – Classificação do petróleo pela sua composição

Outra classificação do petróleo é com relação ao seu grau API. O grau API é

a expressão da densidade do petróleo, através de um índice adimensional. Quanto

maior for a densidade do petróleo menor será seu grau API. Os óleos classificados

pela API são divididos em 4 classes de acordo com a seguinte expressão:

5.1315.141

API , onde p é o peso específico a 15.6°C.

25

Tabela 05 – Classificação do petróleo pelo grau API

3.3 A geologia e seus objetivos

Geologia, do grego γη- (ge-, "a terra") e λογος (logos, "palavra", "razão"), é a

ciência que estuda a Terra, sua composição, estrutura, propriedades físicas, história

e os processos que lhe dão forma. É uma das ciências da Terra. A geologia foi

essencial para determinar a idade da Terra, que se calculou ter cerca de 4,6 bilhões

de anos e a desenvolver a teoria que afirma que a litosfera terrestre se encontra

fragmentada em várias placas tectônicas e que se deslocam sobre o manto superior

fluido e viscoso (astenosfera) de acordo com um conjunto de processos denominado

tectônica de placas. O geólogo ajuda a localizar e a gerir os recursos naturais, como

o petróleo e o carvão, assim como metais como o ferro, cobre e urânio, por exemplo.

Muitos outros materiais possuem interesse econômico: as gemas, bem como muitos

minerais com aplicação industrial, como asbesto, pedra pomes, perlita, mica,

zeólitos, argilas, quartzo ou elementos como o enxofre e cloro. (Wikipédia).

A descoberta de uma jazida de petróleo não é um processo rápido e de curto

tempo, pelo contrário é uma tarefa que envolve um longo e oneroso estudo de várias

análises geofísicas e geológicas das bacias sedimentares. A decisão de se perfurar

um poço só é tomada após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas

camadas do subsolo, pois é a etapa que mais investimentos exige em todo a cadeia

produtiva do petróleo, de 70% a 75% do investimento total.

26

O objetivo da prospecção é o de localizar dentro de uma bacia sedimentar as

situações geológicas que tenham condição para acumulação de petróleo e verificar

qual, dentre estas situações, possui mais chances de conter petróleo. Em nenhum

estudo de prospecção pode se prever onde existe petróleo, mas sim onde há maior

probabilidade de sua existência.

27

4 PROSPECÇÃO

A prospecção de petróleo é realizada por etapas dividida em três métodos:

Métodos geológicos;

Métodos potenciais;

Métodos sísmicos.

4.1 Métodos geológicos

Os métodos geológicos têm como objetivo o reconhecimento e mapeamento

das formações geológicas e é a primeira etapa de um programa exploratório, com o

propósito de reconstruir as condições de formação e acumulação de hidrocarbonetos

em uma determinada região. Os métodos geológicos são divididos em três

etapas. A primeira delas é a geologia de superfície, onde o geólogo através do

mapeamento das rochas que afloram na superfície é capaz de reconhecer e

delimitar as bacias sedimentares e identificar possíveis estruturas capazes de

acumular hidrocarbonetos.

Nesta fase existe a possibilidade de reconhecimento e mapeamento de

estruturas geológicas que eventualmente possam incentivar a locação de um poço

pioneiro. Com o apoio de fotografias aéreas e imagens de satélite, os geólogos

procuram definir as rochas presentes na bacia, seu empilhamento estratigráfico e

estilos estruturais presentes.

Outro método geológico é a aerofotogrametria e fotogeologia. A

aerofotogrametria é utilizada para a construção de mapas topográficos e consiste em

fotografar o terreno utilizando-se um avião equipado, voando com altitude, direção e

velocidade constantes. Já a fotogeologia consiste na determinação das feições

28

geológicas a partir de fotos aéreas, onde dobras, falhas e mergulho das camadas

geológicas são visíveis.

A geologia de superfície consiste no estudo de dados geológicos obtidos em

um poço exploratório. A partir destes dados é possível determinar as características

geológicas das rochas de subsuperficie. Nesse processo as técnicas mais comuns

envolvem a descrição das amostras de rochas recolhidas durante a perfuração, o

estudo das formações perfuradas e sua profundidade, a construção de mapas e

seções estruturais por correlação entre as informações de diferentes poços e a

identificação de fósseis presentes nas amostras de rocha provenientes da superfície

e subsuperficie. Com essas informações é possível correlacionar os mais variados

tipos de rochas dentro de uma bacia ou mesmo entre bacias.

4.2 Métodos potenciais

Os métodos potenciais são amplamente utilizados para a geofísica de

exploração desde o início do último século. A geofísica é uma ciência voltada à

compreensão da estrutura, composição e dinâmica do planeta Terra, sob a ótica da

Física. Consiste basicamente na aplicação de conhecimentos e medidas da física ao

estudo da Terra, especialmente pela reflexão sísmica, refração, gravidade,

magnetismo, eletricidade, eletromagnetismo e métodos radioativos. (Wikipédia).

Ela pode ser dividida em dois grandes grupos: geofísica interna e geofísica

externa. No grupo da geofísica interna existem dois métodos muito utilizados na

indústria do petróleo a gravimetria e a magnetometria. Esses dois métodos foram

muito importantes no início da prospecção de petróleo por métodos indiretos,

permitindo o reconhecimento e mapeamento das grandes estruturas geológicas que

não aparecem na superfície.

29

4.3 Métodos sísmicos

Os métodos sísmicos são métodos que se baseiam na emissão de ondas

sísmicas artificiais em subsuperficie ou no mar (gerados por explosivos, ar

comprimido, queda de pesos ou viradores), captando-se os ecos depois de

percorrerem determinada distância para o interior da crosta terrestre, serem

refletidas e refratadas nas suas descontinuidades e então retornando à superfície.

Distinguem-se dois tipos de métodos sísmicos: reflexão e refração. No

método de reflexão, observa-se o comportamento das ondas sísmicas, após

penetrarem na crosta, serem refletidas em contatos de duas camadas de diferentes

propriedades elásticas e retornarem à superfície, sendo, então, detectadas por

sensores (geofones ou hidrofones). É o principal método usado na prospecção de

hidrocarbonetos (petróleo e gás) por fornecerem detalhes da estrutura da crosta,

bem como de propriedades físicas das camadas que a compõem.

Figura 05 – Esquema ilustrativo do método de reflexão

No método de refração, as ondas sísmicas propagam-se em sub-superfície e

viajam a grandes distâncias, sendo depois captadas por sensores (geofones). As

informações obtidas por este método geralmente são de áreas em grande escala,

30

trazendo informações pouco detalhadas das regiões abaixo da superfície, situadas

entre o ponto de detonação e o ponto de captação.

Figura 06 – Esquema ilustrativo método de refração

A aquisição de dados sísmicos consiste na geração de uma perturbação

mecânica em um ponto da superfície e o registro das reflexões em centenas (128 a

1024) de canais de recepção ao longo de uma linha reta.

Figura 07 – Esquema ilustrativo de levantamento sísmico marítimo. Os canhões e o cabo contendo

hidrofones são estabilizados a 10-15 metros de profundidade.

31

5 PERFURAÇÃO

A perfuração de um poço é a segunda etapa na busca de petróleo. Ela ocorre

em locais previamente determinados pelas pesquisas geológicas e geofísicas. Para

realizá-la, perfura-se um poço mediante o uso de uma sonda. Comprovada a

existência do petróleo, outros poços serão perfurados para se avaliar a extensão da

jazida. Essa informação é que vai determinar se é comercialmente viável ou não,

produzir o petróleo descoberto.

Caso a análise seja positiva, o número de poços perfurados forma um campo

de petróleo - poço de desenvolvimento. Como o tempo de vida útil de um campo de

petróleo é de cerca de 30 anos, a extração é feita de forma racional para que esse

período não seja reduzido.

5.1 Sonda de perfuração

Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsável por determinada

função na perfuração de um poço são agrupados nos chamados “sistemas” de uma

sonda. Os principais componentes sistêmicos de uma sonda são: de sustentação de

cargas; de movimentação de cargas; de rotação; de geração e transmissão de

energia; de circulação de fluidos; de segurança do poço; e de monitoramento.

32

6 PRODUÇÃO EM ÁGUAS PROFUNDAS E ULTRA PROFUNDAS

Para iniciar-se um projeto para implantação de um sistema de produção em

águas profundas e ultraprofundas, é importante observar alguns fatores decisivos:

Tamanho do Campo;

Aspectos do reservatório;

Aspectos de elevação e escoamento;

Impactos da localização do campo;

6.1 Extensões do campo

O tamanho de um campo de petróleo é apresentado como o termo de volume

de óleo equivalente (VOE). Os campos de petróleo localizados em lâmina d’água

profundas podem ser classificados em relação a quantidade de barris de óleo

equivalente (BOE) da seguinte maneira:

Muito pequeno (very small): 1 a 10 milhões BOE.

Pequeno (small): 10 a 25 milhões BOE.

Médio (medium): 25 a 50 milhões BOE.

Grande (large): 50 a 100 milhões BOE.

Muito grande (major): 100 a 500 milhões BOE.

Gigante (giant): 500 milhões a 5 bilhões BOE.

33

6.2 Aspectos de reservatórios

No que diz respeito aos aspectos de reservatório, as características do

reservatório e fluidos contidos no mesmo determinam o projeto dos poços de

produção e de injeção, em particular a locação das cabeças dos poços, a trajetória

dos poços ao atravessarem os reservatórios. Determinam também a necessidade de

elevação artificial e vários aspectos relacionados à garantia do escoamento.

As principais dificuldades enfrentadas pelas operadoras em geral para a

elaboração de um bom estudo de reservatório são:

Falta de dados e de conhecimento para tratar os dados;

Avaliação de reservas em reservatórios complexos com sísmica pobre;

Falta de rigor na determinação de reservas;

Falta de simulação ou análise de sensibilidade de produção;

Não realização de testes de produção nos poços na fase de avaliação

exploratória;

Deficiências no modelo de reservatórios.

6.3 Aspectos de elevação e escoamento

As características dos fluidos produzidos têm forte impacto na seleção dos

vários subsistemas do sistema de produção. Os óleos viscosos apresentam perda

de carga fluindo a baixas temperaturas. Se o óleo contiver altos teores de parafinas

ou asfaltenos, podem ocorrer depósitos orgânicos nas linhas de produção e até na

própria coluna. A formação de hidratos pode ser um desafio. Estes fatores podem

34

exigir que a completação de poços seja seca, exigindo um determinado tipo de

equipamento. O tipo de elevação artificial tem forte impacto nos poços e linhas. A

estratégia de uso de gás, na medida em que sua queima é cada vez menos aceita,

estimula o uso deste.

6.4 Impactos da localização do campo

A localização do campo determina a LA (Lâmina de água), as condições

oceano meteorológicas, a distância aos mercados, a infra-estrutura existente, a

disponibilidade e qualidade dos serviços e fabricação e outros aspectos com grande

influência no projeto do sistema de produção.

As profundidades para águas rasas e profundas têm variado ao longo dos

anos devido à evolução tecnológica. O termo ultra-profundas foi introduzido a

poucos anos.

Tabela 06 – Limites adotados pela PETROBRAS

Condições ambientais severas, tem que ser levada em conta no projetos,

estes conduzem a projetos mais dispendiosos, podendo inclusive inviabilizar o uso

de algum tipo de estrutura na locação.

35

A severidade das condições ambientais, especialmente a altura máxima de

onda de projeto, determina o air gap da plataforma, isto é, a altura livre entre a

superfície do mar e o nível inferior dos conveses.

A distância ao mercado consumidor tem grande influência nos custos de

transporte e garantia de fornecimento. Associado às características do produto (óleo,

condensado) esta distância terá influência nos preços dos produtos e no leque de

clientes.

A infra-estrutura e logística na área têm grande influência nos custos de

investimento e de operação. Em áreas isoladas, exige-se a instalação de um sistema

auto-suficiente, sem a possibilidade de compartilhar recursos de outros sistemas.

6.5 Critérios econômicos

Estes critérios, que se originam da política macro das empresas, são

determinadas pelo mercado e, muitas vezes, pelas políticas governamentais. Os

mesmos têm grande impacto na seleção do sistema marítimo de produção.

Geralmente a antecipação da produção, o chamado primeiro óleo no tempo mais

curto possível, é o critério dominante.

O critério de ciclo de vida do projeto seria o melhor em termos de

lucratividade, se considerada toda a vida do projeto, inclusive aumentos de reserva

oriunda de desenvolvimento tecnológico.

36

6.6 Ambiente da árvore de natal seco (dry) ou molhada (wet)

O ambiente da árvore de natal determina o tipo de UEP (Unidade de

exploração e produção), se de completação seca (UCS – Unidade de completação

seca), como fixa, SPAR e TLP ou de completação molhada, como SS e FPSO, no

presente trabalho esturemos a unidade de completação molhada.

A completação molhada continua sendo a opção para muitos projetos

recentes no mundo. Dentre suas vantagens podem ser citadas:

Permite o uso de sistema antecipado de produção (Early production system)

com reaproveitamento de UEP e linhas no sistema definitivo ou em outro

sistema antecipado.

Permite a implantação do projeto em fases.

Antecipa o primeiro óleo, logo o primeiro módulo ajuda no financiamento dos

custos de investimento.

É mais adequado para campos com grande área, onde associada a MSP

(manifold submarino de produção) permite a drenagem do campo com menor

número de UEP’s.

Permite aproveitar a disponibilidade casco de SSs usados para UPM (unidade

de perfuração marítima) em determinado período, adquiridos a baixo custo e

convertidos para SS de produção. O mesmo vale para navios petroleiros,

posteriormente convertidos para FPSO.

Equipamentos caros como ANM’s e linhas podem ser reaproveitados em

outros projetos.

É mais seguro para a UEP em termos de poço, notadamente os de alta

vazão, pois estes podem ser fechados na ANM, longe da EUP.

37

6.7 Tempo de vida útil do projeto

O tempo de vida útil de sistemas de produção pode variar de 5 a 25 anos.

Este tempo tem grande impacto na seleção de materiais, nas dimensões das

instalações e até mesmo nos riscos assumidos.

38

7 POÇOS SUBMARINOS E SISTEMAS SUBMARINOS

O poço de petróleo é o ativo primeiro do segmento de exploração e produção

(upstream) da industria do petróleo. A descoberta de um campo ou de uma nova

área em um campo conhecido se faz através de poços exploratórios. O

desenvolvimento de um campo se faz através de poços produtores e poços

exploratórios. O desenvolvimento de um campo se faz através de poços produtores

e poços de captação de água, de descarte de materiais, de pesquisa, etc.

Os sistemas submarinos podem ser utilizados em diversas aplicações, onde a

perfuração ou produção do poço de petróleo por meio de uma plataforma do tipo fixa

convencional torna-se impraticável, seja por questões técnicas ou econômicas,

principalmente pela lâmina d’água características do reservatório (profundidade e

tamanho).

Como apresentado anteriormente, os poços submarinos podem ser de

produção ou injeção, e são perfurados através de plataformas flutuantes ou auto-

elevatórias e, na fase de produção, ligadas a plataformas, fixas ou flutuantes,

através de dutos.

No sistema submarino de produção podemos definir que os principais

componentes são:

Árvore de natal molhada (ANM);

Manifold;

Tubulações submarinas (Riser, Dutos flexíveis ou rígidas e umbilicais);

ESDV (Emergency Shutdown Valve);

Plataformas de produção.

39

Figura 08 – Esquema de sistema submarino de produção.

Na figura acima podemos observar as árvores de natal, que fica acima da

cabeça de poço, este que se localiza no leito marinho. As linhas de produção podem

conectar-se diretamente a plataforma de produção ou a um manifold.

O riser é o componente suspenso das linhas submarinas, isto é o trecho

horizontal das linhas de fluxo, que repousam no leito marinho, à plataforma de

produção. É uma linha reforçada para suportar as cargas dinâmicas, oriundas dos

movimentos impostos pelas ondas e correntes marítimas, etc.

As plataformas de produção são responsáveis pelo tratamento primário do

óleo produzido (separação de óleo-gás-água, retirada de impurezas, etc.). Esse óleo

pode ser escoado para outra plataforma que, por sua vez bombeia o óleo e o gás

para a costa. Outra forma de enviar o óleo produzido é através de navio tanque que

efetuará o transporte para um terminal na costa para o bombeio do mesmo para as

refinarias.

40

7.1 Sistema submarino de perfuração

Para compreender melhor o entendimento entre as interfaces de alguns

equipamentos submarinos de produção com os poços é importante conhecer o

sistema de perfuração.

A principal função do sistema submarino de perfuração é prover sustentação

aos dutos de revestimento de poços e suportar as cargas impostas pelos dutos de

interligação os chamados Risers de perfuração com a plataforma de perfuração.

Essas mesmas estruturas também servem de guia, orientação e suporte para os

equipamentos de segurança (BOP – Blow Out Preventer) e para os equipamentos

de produção (árvore de natal).

Dentre os principais componentes de um sistema submarino de perfuração,

as estruturas guias e a cabeça de poço. As estruturas guias além de guiar e orientar

os equipamentos de perfuração e produção possuem alojamentos para a fixação

das cabeças de poço.

As cabeças de poço submarinas suportam os revestimentos dos poços,

resistem aos esforços do riser de perfuração e fornecem vedação para o BOP. Em

sua fase de produção, servem de alojamento, travamento e vedação para as ANM’s,

base adaptadora de produção (BAP) e, em alguns casos, para o suspensor de

tubulação.

41

Figura 09 – Base guia para águas profundas e cabeça de poço

O BOP (Blowout Preventer) é um equipamento composto por um conjunto de

válvulas de segurança e equipamentos associados utilizados para fechamentos dos

poços em caso de influxo para o poço de óleo, gás ou água da formação, desta

forma impede-se um descontrole destas substâncias para o poço. O BOP cimalha o

fluxo de poço através de lâminas metálicas sobrepostas, evitando assim o fluxo

indesejado para fora do poço.

42

Figura 10 – BOP (Blowout Preventer)

O blowout é o fluxo descontrolado de fluído da formação para a superfície,

devido ao desequilíbrio da pressão da lama de perfuração ou fluído de completação

e a pressão do poço. Para evitar o blowout é necessário um controle preciso da

pressão do poço, mantendo a pressão do mesmo um pouco menor que a pressão

do fluído de completação.

O BOP pode ser do tipo anular ou gaveta, sendo esse último dividido em dois

grupos a do tipo cisalhante e do tipo anular. O BOP do tipo anular consiste em

fechar o espaço ao redor da coluna de perfuração (espaço anular) através de uma

borracha, sendo constituído por um pistão que se desloca no interior de um corpo

cilíndrico comprime o elemento de borracha que se ajusta ao espaço formado entre

a coluna de perfuração e o corpo do preventor.

43

Figura 11 – BOP tipo anular

Figura 12 – Tipos de BOP (A esquerda: Tipo Anular – Ao centro: Tipo gaveta anular – A direita: Tipo

gaveta Cisalhante)

O do tipo gaveta tem acionamento hidráulico oferecendo energia aos pistões

de acionamento fechando o espaço anular isolando as pressões. Conforme Adans

(1980), os preventores do tipo gaveta classificam-se em gaveta vazada (Pipe Ram) e

gaveta cisalhante (Blind Ram). O primeiro fecha o espaço anular, enquanto o

segundo causa total ruptura da coluna de perfuração / produção do poço.

44

Figura 13 – BOP tipo Gaveta Cisalhante

7.2 Árvore de natal molhada (ANM)

A ANM (árvore de natal molhada) é um equipamento constituído basicamente

por um conjunto de válvulas de bloqueio (valve block) que podem ser atuadas

hidraulicamente ou mecanicamente, além de dois sistemas de conexão, um deles

responsável para estabelecer a conexão entre a ANM e a cabeça de poço (BAP) e

outro para conexão das linhas de fluxo (MCV’s). A principal função de uma ANM é

permitir que o fluxo de produção de um poço seja enviado com segurança para a

plataforma, por meio de acionamento das válvulas de bloqueio em caso de

necessidade.

As ANM’s são classificadas pela profundidade de operação e tipo instalação.

ANM-DO – diver operated – baixo custo, utilizadas até 200m.

ANM-DA – diver assited – utilizadas até 300m, o mergulhador só atua na

conexão das linhas de fluxo e controle, não possui válvulas manuais.

45

As desvantagens da DA e DO é a necessidade de usar mergulhadores para

desconectar as linhas de produção e controle para retirar a ANM para intervenção no

poço.

ANM-DL – diverless operated - utilizadas até 400m, todas as conexões /

acoplamentos são feitos através de ferramentas ou conectores hidráulicos,

inclusive linhas de fluxo e controle.

ANM-DLL – diverless lay-away – as linhas de fluxo e controle são conectadas

na ANM antes da descida do equipamento, ou na BAP, descida antes da

ANM;

ANM-GLL – guidelinesless - utilizadas a partir de 500m em poços perfurados

por unidade de posicionamento dinâmico ou por unidades de ancoragem

especial, com funções idênticas a DLL, como o sistema de poço não utiliza

cabo-guia, todas as orientações nos acoplamentos são feitas através de

grandes funis, utilizando os sistemas de rasgos e chavetas. O conceito de lay-

away está sendo substituído pela conexão vertical, onde o mandril da linha de

fluxo é lançado independente da ANM ou da BAP (diminui custo – sem a

coordenação da sonda e do navio lançador).

46

Figura 14 – Stackup completo da árvore de natal molhada ANM

47

Figura 15 – Diagrama genérico de uma árvore de natal com injeção de gás lift

As funções das válvulas apresentadas no diagrama acima são:

M1 (master 1 ou mestre 1) – Fechamento do poço;

W1 (wing 1) – Bloquear o acesso à linha de produção;

M2 (master 2 ou mestre 2) – Bloquear o acesso ao anular do poço;

W2 (wing 2) – Bloquear o acesso a linha do anular;

CO (crossover) - Comunicar a linha de produção com a linha do anular;

S1 (swab 1) – Permitir o acesso à coluna de produção durante uma

intervanção;

S2 (swab 2) - Permitir o acesso ao anular do poço durante uma intervanção.

48

O acionamento das válvulas da ANM é realizado hidraulicamente, mas estas

podem ser acionadas via ROV (Remotely operated vehicle ou veículo de

operação remota) via painel para atuação do ROV no caso de falha do controle

hidráulico ou por questão de necessidades operacionais diversas.

Figura 16 – Corpo do bloco de válvulas em corte

49

7.3 BAP (Base Adaptadora de Produção)

Antes da descida da ANM, é realizada a descida e instalação da BAP (Base

adaptadora de produção), que se localiza logo acima da cabeça de poço e tem a

função de receber as linhas de fluxo para a interligação com a plataforma de

produção e fazer interface com a ANM.

A BAP (Base adaptadora de produção) é instalada no alojador do SCPS (Sistema

de cabeça de poço submarino) viabilizando as seguintes operação:

Permitir a perfuração com a broca 12-1/4” e a instalação do revestimento de

9-5/8” do poço;

Permitir a instalação do suspensor de coluna;

Permitir a instalação da ANM;

Permitir a instalação dos módulos de conexão vertical (MCVA – Módulo de

conexão vertical do anular, MCVP – Módulo de conexão vertical de produção

e o MCVU – Módulo de conexão vertical do umbilical);

A BAP possui uma válvula acionado por atuador hidráulico, para viabilizar a

interligação do hub de reentrada do MVC de produção com o hub de reentrada

do MCV do anular e permitir a passagem do PIG de limpeza nas linhas de fluxo.

O hub de reentrada do MCVU possui 3 linhas ligadas ao mandril da linhas de

fluxo, para permitir a vazão das funções de injeção química até a ANM através da

unidade estacionário de produção (UEP).

Promover vedação metálica com o alojador do SCPS;

Permitir a instalação do BOP;

Permitir a pressurização do espaço anular.

A BAP permite a instalação de BOP’s com conectores hidráulicos viabilizando

as operações de perfuração e instalação do revestimento, instalação da bucha

50

de desgaste, perfuração do tampão de cimento, instalar e retirar o suspensor de

coluna e fazer a intervenção do poço.

Figura 17 – Base adaptadora de produção (BAP)

7.4 Suspensor de coluna (Tubbing Hanger)

O suspensor de coluna é instalado no interior do mandril da BAP e sustenta o

peso da coluna de produção, além de realizar a vedação do espaço anular formado

entre a coluna de produção e o revestimento e a interface com a ANM.

51

Figura 18 – Suspensor de coluna (Tubbing Hanger)

7.5 Capa da árvore de natal molhada (Tree Cap)

A ANM é um equipamento desenvolvido para viabilizar e controlar o fluxo de

produção em poços submarinos com BAP (Base adaptadora de produção), podendo

ser instalada em lâmina d’água de até 2000 metros, sem auxilio de cabos guia.

Todo o sistema possui a via de fluxo da produção revestida com metalurgia

especial (inconel 625).

A função da ANM é:

Viabilizar e controlar o fluxo de produção de hidrocarbonetos em poços

submarinos.

Permitir passagem de sinal elétrico de sensores de temperatura e pressão

(PDG e TPT), instalados na parte inferior da coluna de produção e na própria

ANM, para UEP.

52

Figura 19 – Árvore de natal molhada (ANM)

A capa da ANM foi projetada para atuar como barreira mecânica secundária da

via de produção e via do anular. As principais funções da capa de ANM são:

Bloquear a via de produção e via do anular no mandril de reentrada da ANM;

Promover a vedação secundária ao Plug instalado no bore do mandril de

reentrada da ANM;

Proteger o mandril de reentrada da ANM, evitando a formação de camada

magnesiana;

Possui destravamento de emergência via ROV.

53

Figura 20 – Capa da árvore de natal molhada

7.6 Módulo de conexão vertical de produção (MCVP)

O MCVP permite a continuidade das linhas flexíveis de produção de óleo da

ANM com a unidade estacionária de produção (UEP). Sua função é similar a do

mandril da linha de fluxo (MLF) usado em conexão direta.

As principais funções do MCVP são:

Permitir a completação do poço em um único estágio, não sendo necessário

instalar o MCV antes da ANM;

Retirar o MCV sem a necessidade de intervir no poço e retirar a ANM;

Prover acesso à linha de produção da ANM.

54

Figura 21 – Módulo de conexão vertical de produção (MCVP)

7.7 Módulo de conexão vertical do anular (MCVA)

O MCVA permite a continuidade das linhas flexíveis da linha anular da ANM

(do poço) com a UEP. Sua função é similar a do mandril das linhas de fluxo (MLF)

usado em conexão vertical direta. Suas principais funções são:

Permitir a completação do poço em um único estágio, não sendo necessário

instalar o MCV antes da ANM;

Retirar o MCV sem a necessidade de intervir no poço e retirar a ANM;

Prover acesso à linha do anular da ANM (do poço).

55

Figura 22 – Módulo de conexão vertical do anular (MCVA)

7.8 Módulo de conexão vertical do umbilical (MCVU)

O MCVU permite a continuidade das linhas hidráulicas e elétricas de controle

da ANM com a UEP. Sua função é similar a do mandril das linhas de fluxo (MLF)

usado em conexão vertical direta. Suas principais funções são:

Permitir a completação do poço em um único estágio, não sendo necessário

instalar o MCV antes da ANM;

Retirar o MCV sem a necessidade de intervir no poço e retirar a ANM;

Prover acesso às linhas de controle hidráulico e elétrico da ANM;

56

Figura 23 – Módulo de conexão vertical do umbilical (MCVU)

7.9 Sistema submarino de produção com manifold

A principal função de um manifold é a de reunir em uma única linha, a

produção oriunda de vários poços. Os manifolds são constituídos por um conjunto de

válvulas de bloqueio, válvulas de controle de fluxo (chokes) e de pontos de conexão

para linhas de fluxo. Para a injeção de gás e água, o manifold tem como função

distribuir para os poços fluidos de injeção vindos da plataforma de produção. As

funções de produção e injeção podem estar contidas em um mesmo manifold.

A utilização dos manifolds na produção tem como principal vantagem a

redução do número de linhas (que implica na redução dos custos do sistema) e

redução do número de conexões dos risers na plataforma além de reduzir espaço e

carga otimizando o arranjo submarino.

57

Figura 24 – Sistema submarino de produção com manifold

Os manifolds são classificados em quatro grupos:

Manifold de produção (MSP): Com o objetivo principal de coletar a produção

de vários poços. Normalmente apresentam as funções conjugadas de

distribuição de gás (gás lift) e produtos químicos.

Manifold de injeção de água (MSI): Tem o objetivo de distribuir água para os

poços de injeção.

Manifold de gás lift (MSGL): Tem como objetivo principal distribuir gás para

injeção no anular dos poços de produção ou diretamente no reservatório.

Manifold misto (MSPI): Esse equipamento possui as características do

manifold de produção e de injeção de água simultaneamente.

58

7.10 Estrutura do manifold

A estrutura é composta de sub-base e base que podem ser integradas ou

independentes. Seu objetivo é fornecer suporte estrutural para todas as tubulações,

linhas hidráulicas e elétricas, MCV’s e crossovers, Hubs de importação e exportação

e módulos de controle.

Figura 25 – Estrutura do manifold

59

7.11 Tubulação

Dentre as tubulações de um manifold podemos considerar as principais como:

produção; gás lift; suprimento de água; e linhas de serviço.

Os manifolds também possuem linhas hidráulicas de controle, linhas de injeção

de produtos químicos e linhas de injeção de etanol.

As linhas de serviços são usadas para passagem de pig e limpeza da tubulação

e linhas flexíveis.

As linhas de injeção de etanol têm por função inibir a formação de hidratos e as

linhas de injeção química permitem a injeção de anti-corrosivos, anti-incrustantes,

etc.

Figura 26 – Tubulação do manifold

60

7.12 Válvulas

No manifold as válvulas tem a função de bloquear o fluxo dos fluidos dentro do

mesmo. São válvulas do tipo esfera, retenção e gaveta manual ou com atuador

hidráulico do tipo fail close ou fail open.

Figura 27 – Válvula do tipo gaveta (Tipo de acionamento)

61

7.13 Chokes

Os chokes são válvulas que tem a função de controlar os fluxos. Estes são

montados na linha de produção, gás lift e/ ou injeção de água. Assim como as

válvulas comuns é montado com atuador hidráulico e manual override com indicador

visual e elétrico de posição (LVDT).

Figura 28 – Válvulas do tipo CHOKE (Direita – manual override em corte / Esquerda – Atuada)

Mesmo apresentando grande vantagem alguns sistemas de produção podem ser

operados sem a utilização de um manifold. Nesse tipo de sistema de produção os

poços satélites estão interligados diretamente ás plataformas de produção.

62

Figura 29 – Sistema submarino de produção com poços satélites

7.14 Tubulações submarinas

As tubulações submarinas são sistemas de escoamento de fluídos de um

ponto de partida (jusante) até um ponto de chegado (montante). Apesar de serem

estruturas simples seu papel é fundamental na interligação de poços e

equipamentos submarinos com a unidade de produção. Os dutos submarinos são

compostos por um conjunto de tubos ou tramos, acessórios e conexões de

extremidade.

Os dutos submarinos podem ser divididos em dois grupos em função do local

de instalação do mesmo, os dutos submarinos (pipeline e flowline) e os Riser. Esse

é o trecho do duto que repousa no leito marinho. O flowline pode ser composto por

um único duto isolado ou por um agrupamento de dutos. Estes são classificados em

três subgrupos:

Flowline: Transportam óleo e / ou gás dos poços até os manifolds e destes

até a plataforma; transportam água e outras substâncias das plataformas de

63

produção pelos manifolds de injeção e destes até a cabeça de poço de

injeção.

Infield Flowlines: Transportam óleo e / ou gás entre as plataformas.

Export Pipelines: Transportam óleo e / ou gás das plataformas de produção

até a costa.

Figura 30 – Sistema de dutos submarinos

Os risers são trechos dos dutos que ficam suspensos entre o leito marinho e a

unidade de produção. Nas unidades fixas, os risers podem ser fixados diretamente a

estrutura de apoio da plataforma e a conexão com o flowline ocorre na base da

plataforma. Os risers podem ter também a denominação de trecho dinâmico.

64

Os risers flexíveis são mangotes especiais compostos por uma sobreposição de

camadas plásticas, que fornecem estanqueidade interna e externa e tem como

principal característica a baixa rigidez a flexão.

Outro tipo de duto flexível é o chamado umbilical. De modo geral os umbilicais

são um grupo de mangueiras, cabos elétricos, cabos de fibra ótica e tubos isolados

ou agrupados em algumas combinações e reunidos de forma flexível. A seleção do

tipo de umbilical a ser utilizado está diretamente relacionada com a função que o

mesmo irá desempenhar.

Umbilical eletro-hidráulico de controle de 9+3 funções: este tipo de umbilical é

comumente empregado no controle de poço de produção, especialmente os

localizados em profundidades superiores a 1500m, sendo composto por 9

mangueiras hidráulicas de 3/8 pol. para atuação das válvulas da ANM, por 3

mangueiras de 1/2 pol. para injeção de produtos químicos e etanol e por um

cabo elétrico com três pares de condutores de 2,5mm2 destinado a

transmissão do sinal dos medidores de pressão e temperatura da ANM.

Umbilical eletro-hidráulico de controle de 9 funções: este tipo de umbilical é

comumente empregado no controle de poço de produção, onde não há

necessidade de injeção de produto químico e etanol. Este tipo de umbilical

deu origem ao umbilical de 9+3 funções.

Umbilical eletro-hidráulico de controle de 5 funções: este tipo de umbilical é

comumente empregado no controle de poço de injeção de água, sendo

composto por 5 mangueiras hidráulicas de 3/8” para atuação das válvulas das

ANM´s e por um cabo elétrico com três pares de condutores de 2,5mm2

destinado a transmissão do sinal dos medidores de pressão e temperatura da

ANM.

Cabo eletro-ótico de potência: este tipo de umbilical é empregado na

transmissão de potencia elétrica e de sinal ótico entre duas unidades ou entre

uma unidade e o equipamento submarino.

65

Figura 31 – Umbilicais (Da esquerda para direita: Umbilical eletro hidráulico de controle 9+3 funções;

eletro hidráulico de controle de 9 funções; eletro hidráulico de controle 5 funções; cabo elétrico-ótico

de potência)

7.15 ESDV (Emergency Shutdown Valve)

Assim como o BOP, o ESDV é um equipamento de segurança instalado entre

duas linhas para realizar uma parada de emergência entre as duas.

É um conjunto com uma válvula de do tipo retenção ou esfera para bloqueio

de linhas, fixada numa estrutura chamada SKID com painel ROV para interação do

conjunto e do sistema. As válvulas são acionadas automaticamente assim que

detectado queda de pressão a jusante, porém em caso de falha a mesma pode ser

acionada por override via ROV. O SKID tem a função de auto posicionar o

equipamento em solo marinho e absorver forças externas. A válvula de bloqueio tem

atuação hidráulica do tipo Fail Safe Close com retorno por mola e por override via

ROV.

66

Figura 32 – ESDV (Emergency Shutdown Valve)

7.16 Plataformas de produção

As plataformas offshore são diferentes das plataformas onshore, as mesmas

podem ser classificadas em dois grupos de acordo com a posição do BOP (blowout

preventer).

BOP na superfície:

Plataformas fixas;

Plataformas autoelevatórias;

Plataformas de pernas atirantadas (TLP);

Plataformas Spar-buoy;

BOP no solo marinho:

Plataformas semi-submersíveis (SS);

67

FPSO (Floating, production, storage and offlanding)

Para esse trabalho será abordado apenas as plataformas do tipo semi-

submersíveis e FPSO.

As plataformas do tipo semi-submersíveis são unidades flutuantes constituídas

por flutuadores submarinos, convés e colunas em suas extremidades. Os flutuadores

podem ser como um anel fechado ou do tipo simétrico, de maneira que as colunas

possuam normalmente seção circular. Estas plataformas caracterizam-se por uma e

inércia de área de linha d’água limitadas (column stabilzed units), permitindo um

comportamento mais favorável se comparada com sistemas flutuantes de navios. A

SS apresenta grande flexibilidade operacional, sendo removida facilmente para

outras locações, por esse motivo ela é uma plataforma do tipo móvel.

68

8 DESAFIOS DO PRÉ-SAL

Estudos realizados pela Petrobras desde 2004 levantaram a suspeita da

possível existência de petróleo abaixo da camada de sal, mas somente após alguns

anos de estudos prospectivos detalhados é que se pode confirmar a se as suspeitas

eram reais. O petróleo existente no pré-sal possui um grau API (grau de densidade

relativa de um óleo ou derivado) de alta qualidade e alto valor comercial.

Após a descoberta da enorme reserva de petróleo na camada do pré-sal ao longo da

costa brasileira, (situadas entre os estados de Santa Catarina e Espirito Santo, numa

faixa de 200 quilômetros de largura e 800 quilômetros de comprimento) o maior

desafio para o governo e empresas será desenvolvimento de tecnologia e soluções

que viabilizem a exploração e a produção dessa reserva.

Pode-se dizer que existem duas vertentes tecnológicas na exploração do

petróleo e do gás contidos no pré-sal. A primeira é a de natureza vertical, perfurar o

poço até o reservatório, atravessando camadas de água, sedimentos e de sal, cada

uma com um comportamento e pressão distintos, temperaturas que variam de 80°C

à 150°C. a outra vertente é de natureza vertical: transportar o petróleo e gás da área

de produção até a costa, 300 quilômetros de distância, por meio de navios, dutos,

carregar pessoal, equipamentos e suprimentos a bordo da plataforma.

Tudo feito em um ambiente nada estático. Navios, plataformas e tubulações

balançam, se desgastam, equipamentos fadigam com o movimento das marés, dos

ventos, das ondas, equipamentos sofrem corrosão com a ação do sal. Sedimentos

desabam sobre as sondas; o sal volta a fechar buracos recém aberto pela sonda;

até o gás e o óleo que escoam pelas tubulações podem causar desgaste e fadiga,

provocando um possível rompimento.

Dados estimam que as reservas de petróleo do pré-sal alcancem os 50

bilhões de barris, algo que pode no mínimo triplicar a produção nacional de petróleo

e colocar o Brasil entre os 10 países com maior reserva de petróleo do mundo. Além

de consolidar a autossuficiência em petróleo, o pré-sal promete gerar um grande

volume de recurso para alavancar o desenvolvimento econômico e social do brasil.

Porém, essa promessa depende da superação de desafios relacionados à

regulamentação, tecnologia, preservação ambiental, entre outros. A formação de

uma cadeia produtiva focada na inovação que envolva empresas de todos os portes

69

e instituições de ensino e pesquisa pode ser uma alternativa para superar esse

desafio.

Apesar das especulações, ainda não é possível precisar o volume das

reservas de petróleo da camada pré-sal, nem a parcela desse volume que poderá

ser retirada. As respostas demandam de diferentes soluções, principalmente

tecnológicas. Um dos grandes desafios nesse esta ligada à perfuração. Isso por que

o acesso aos reservatórios depende de atravessar a espessa camada de sal, que se

move a medida que a perfuração avança, podendo danificar equipamentos ou até

mesmo a por em risco a integridade do poço.

8.1 Desafios tecnológicos

Será preciso desenvolver técnicas de perfuração e revestimentos para o

poço, capazes de conter sedimentos não consolidados, para que não quebrem

facilmente, e de inibir a plasticidade do sal, para que não voltem a preencher o

volume onde se encontravam antes da perfuração da sonda.

Atingida a rocha reservatório, provavelmente haverá mais surpresas. Trata-se de

uma rocha calcária carbonática, cujo comportamento ainda é desconhecido dos

engenheiros e geólogos. As rochas que formam os reservatórios são como esponjas

em cujos poros se armazenam o petróleo e o gás. Quando a rocha é basicamente

arenítica, a tecnologia existente permite avaliar os interstícios- -onde há e não há

petróleo, assim delimitando a extensão do campo petrolífero, reduzindo o risco de

furar poços secos. Vale lembrar que, naquela região, um único poço pode chegar a

custar entre US$ 120 e US$ 160 milhões, dez vezes mais que na bacia de campos.

Na rocha calcária a porosidade ainda tem incógnitas.

Os desafios da perfuração não se esgotam na travessia vertical das camas de

rocha e sal até o reservatório. Para colocar o campo em produção é preciso fazer

poços direcionais, isso é, poços desviados lateralmente, que se estendam para

formar uma malha de produção que carreia o óleo extraído para uma mesma

plataforma, um poço direcional no pré-sal pode chegar a medir de 12 a 20

quilômetros, sendo uma boa parte do percurso dentro da camada de sal.

Quanto maior a profundidade das áreas de operação, mais altas são a

pressão e temperatura. Desenvolver materiais que resistam a temperatura da ordem

70

de 150° C e a pressões de 400 bar- equivalente a 400 vezes a pressão atmosférica-

é mais um desafio. Outro é lidar com o ambiente hostil, composto por gases

altamente corrosivos, existentes em abundancia no pré-sal, no caso o dióxido de

carbono e o ácido sulfídrico. Testes, modelagens e simulações serão essenciais

para produzir os riscos e os custos econômicos das operações e para avaliar novas

concepções e metodologias. Nos últimos anos, novas e sofisticadas instalações

foram adicionadas ao parque laboratorial brasileiro e novas linhas de pesquisas

foram iniciadas para lidar com os desafios do pré-sal.

8.2 Dutos resistentes a alta pressões

Uma das maiores preocupações são os dutos submarinos. Podemos

considerar milhares de quilômetros de tubulações especialmente fabricadas para

não de deteriorarem em meio à corrosão, fadiga e entupimentos que obrigam a

interromper as operações. Na cabeça do poço, esses tubos formam uma teia,

conectando vários poços a uma mesma plataforma; em seguida, conectam as

plataformas aos navios de transporte de óleo e gás.

Os maiores desafios estão nos risers (dutos que transportam o óleo e o gás

para a superfície). Eles precisam suportar grandes pressões no fundo do mar (o

peso da coluna d’água que tenta esmaga-los) e ao mesmo tempo grandes trações,

pois ficam pendurados a até 2 mil metros . Além de serem robustos os dutos

precisam ser flexíveis, por que a plataforma se move com as ondas e, se forem

rígidos demais, podem se romper por fadiga. Existem materiais flexíveis que são,

contudo, caros de mais. Então, um grande desafio é construir risers com a dose

certa de robustez e flexibilidade, a custos economicamente viáveis.

Rigidez, flexibilidade, resistência à fadiga e aos ataques corrosivos não são

os únicos problemas das tubulações. É preciso também que tenham algum tipo de

proteção térmica para que resistam ai resfriamento à medida que sobem para a

superfície. Dentro do reservatório, o óleo e o gás enfrentam temperaturas de 80°C a

150°C (quanto maior a profundidade no interior da terra, mais altas são as

temperaturas). Quando atravessam a camada de sal em seu trajeto para o alto,

perdem parte do calor, pois o sal o resfria. Assim quando chegam ao leito marinho, o

óleo e o gás podem estar a uma temperatura abaixo dos 90° C. Ocorre que no leito

71

marinho, sob uma lâmina d’água de 3 mil metros, a temperatura da água é de

aproximadamente 4°C. o esfriamento rápido do petróleo pode provocar a formação

de coágulos que entopem as tubulações, especialmente porque no caminho até a

plataforma o óleo e o gás ainda estão misturados com a água e sedimentos. Só na

plataforma é que essa separação é realizada, com a água sendo devolvida ao mar

ou reinjetada ao poço, e o gás e óleo enviados ao continente. A indústria do petróleo

estuda alternativas que incluem a adição de produtos químicos ao óleo e ao gás

para retardar o esfriamento, e o desenvolvimento de materiais que protejam

termicamente os dutos. Há a possibilidade de se fazer a separação da água e

sedimentos ainda na cabeça do poço, o que reduziria o risco de entupimentos dos

risers.

8.3 Tubulações resistentes ao calor

O material e a técnica construtiva das tubulações já estão sendo estudadas

há bastante tempo. O duto é basicamente um duto- sanduiche formado por duas

camadas de aço, com um material polimétrico no meio. O aço faz o conjunto resistir

à alta pressão, e o polímero provê o isolamento térmico.

Câmaras hiperbáricas foram desenvolvidas para simular as pressões

existentes no mar, podendo chegar até a sete mil metros de profundidade. Embora a

maioria dos aços ligas especiais usados na indústria do petróleo seja importada, é

essencial saber especificar materiais adequados às características brasileiras.

8.4 Competitividade para a indústria nacional

O desenvolvimento da capacidade brasileira de especificar materiais e

projetar os equipamentos abre a possibilidade de fabricação nacional. Atualmente

boa parte dos materiais e equipamentos é importada porque não há demanda local

suficiente para justificar a instalação de indústrias no Brasil. Mas a nova escala de

produção prometida pelo pré-sal cria novas expectativas e perspectivas industriais

para o país.

72

A própria indústria naval brasileira, após os anos 80, depois de estar entre as

primeiras do mundo, entrou em decadência, agora é que ela começa a se recuperar.

Pesquisas com simulação de computador que simulam os processos de construção

de um navio, para apontar a melhor forma de atuar no estaleiro. Outra parte das

pesquisas desenvolvidas é a que busca controlar a produção dos diferentes blocos

que formam um navio, de modo que, ao se encaminharem para a linha de

montagem, se encaixem perfeitamente, diminuindo o tempo e os custos empregados

nessa operação.

8.5 Logística

Os depósitos de petróleo e gás da camada do pré-sal brasileiro estão a cerca

de 300 quilômetros da costa. É o dobro da distância dos mais afastados poços da

bacia de campos, que estão a não mais do que 140 quilômetros. Isso significa que

problemas inéditos de logísticas para as operações. Será necessário criar

alternativas para transportar equipamentos, pessoal e suprimentos para as áreas de

produção.

O outro problema é o transporte do petróleo e gás retirados dos poços à mais

de 7 mil metros abaixo da superfície e 300 quilômetros da costa brasileira. O maior

desafio é o transporte do gás, pois o seu transporte por meios hidroviários se dá

após sua liquefação feita em alto mar, algo que ainda não foi realizado no mundo,

exigindo assim uma inovação tecnológica que atenda as questões ambientais, com

maior controle dos possíveis impactos que essa tecnologia de exploração possa

causar ao meio ambiente.

A solução atual de transporte de pessoal e de pequenas cargas por

helicópteros tem limitação para uso em áreas remotas como a região do pré-sal.

Serão necessárias estruturas no meio do caminho, para funcionarem como pontos

de apoio intermediários.

Uma possibilidade seria a construção de megaestruturas flutuantes,

equipadas com galpões, alojamentos, pátios de armazenamento, locais para

atracação de embarcações e pistas de pouso capazes de receber vários

helicópteros simultaneamente, essas bases intermediárias seriam como grandes

ilhas artificiais.

73

Como as condições de mar na região são mais severas que as da Bacia de

Campos, será preciso desenvolver projetos específicos e simulações numéricas e

físicas com modelos reduzidos para avaliar que tipo de estrutura se comportará

melhor ante a ação das ondas, correntes e ventos.

Outra área que pode ser beneficiada com as simulações é a das manobras de

aproximação, conexão e avaliação “offloading”, nome dado na indústria do petróleo

às operações de transferência do óleo das plataformas ou dos navios-tanque para

os navios aliviadores que o transportam para a costa. Essas operações envolvem

embarcações de grande porte que precisam se aproximar com segurança e se

conectar, mantendo o posicionamento em meio à ação de ventos, ondas e

correntes. As simulações físicas são realizadas com tamanho reduzido em tanques

que simulam as mesmas condições encontradas no mar. Os estudos com tamanhos

reduzidos permite que os pesquisadores consigam enxergar de maneira clara como

as tubulações, plataformas e navios vão reagir a ação das marés e da natureza,

definindo assim uma estratégia que se encaixe exatamente as condições distintas

encontradas em lugares remotos.

74

9 CONCLUSÃO

É possível afirmar facilmente, com base em todas as pesquisas feitas e com o

conteúdo geral do trabalho realizado, que nenhuma obra que tenha como finalidade

a extração de petróleo e gás pode ser realizada com sucesso quando não se tem

acesso aos equipamentos submarinos especificados para esse fim, ou que, os

profissionais existentes na obra não sigam as normas fornecidas pelo fabricante.

Em relação ao pré-sal, foi interessante verificar todas as peculiaridades

características que esse ambiente hostil fornece, tanto em relação a perfuração

quando do quesito logístico. Para se obter sucesso é preciso ter auxilio dos

melhores equipamentos existentes do ramo, nas mãos dos profissionais mais

capacitados e experientes na área.

Acreditamos que, com o avanço da tecnologia e a formação cada vez mais

crescente de profissionais nessa área, é possível obter a evolução dos

equipamentos já existentes ou até criar novos mecanismos e processos para tornar

cada vez mais eficiente a extração e produção do conhecido ouro negro.

75

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