seleção e avaliação técnica de uma bomba para o sistema de

SELEÇÃO E AVALIAÇÃO TÉCNICA DE UMA BOMBA PARA O SISTEMA DE

SEPARAÇÃO E TRATAMENTO DO ÓLEO EM UM MÓDULO DE

PROCESSAMENTO DE UM FPSO

Douglas de Sena Farias Batista

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Prof. Reinaldo de Falco; Eng.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

MAIO DE 2014

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA

DEM/POLITÉCNICA/UFRJ





PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO

DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO MECÂNICO.

Aprovado por:

________________________________________________

Prof. Reinaldo de Falco; Eng..

________________________________________________ Prof. Silvio Carlos Anibal de Almeida; DSc.

________________________________________________ Prof. Fernando Augusto Noronha Castro Pinto; Dr. Ing.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

MAIO DE 2014

i

Batista, Douglas de Sena Farias.

Seleção e avaliação técnica de uma bomba para o sistema

de separação e tratamento do óleo em um módulo de

processamento de um FPSO / Douglas de Sena Farias Batista –

Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2014.

XI,72p.:il.; 29,7 cm

Orientador: Prof. Reinaldo de Falco; Eng.

Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso

de Engenharia Mecânica, 2014.

Referências Bibliográficas: p. 56-57

1. Sistema hidráulico. 2. Escoamento em tubulações. 3.

Bombas centrífugas. 4.FPSO.

I. Falco, Reinaldo de. II.Universidade Federal do Rio de

Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica.

III. Seleção e avaliação técnica de uma bomba para o sistema

de separação e tratamento do óleo em um módulo de

processamento de um FPSO.

ii

Dedico aos meus pais, que

sempre se dedicaram a minha

formação não só acadêmica, mais

principalmente de caráter,

sonhando e enfrentando as

barreiras junto comigo por essa

conquista.

iii

AGRADECIMENTOS

A Deus, por estar sempre iluminando meus caminhos, me proporcionando

oportunidades, conquistas, e estando comigo quando necessário se reerguer de

momentos difíceis.

A Raquel Sena, minha mãe, pelo seu amor e companheirismo em todos os

momentos da minha vida, sua total dedicação para que eu tivesse uma educação e uma

criação decente, mesmo que fosse necessário abrir mão de seu trabalho ou de suas

metas, lhe tomando boa parte do tempo. Sem dúvidas, se estou realizando este sonho,

foi porque ela sonhou e concretizou junto comigo. Minha guerreira e o pilar da minha

vida.

Ao meu pai, Nelson Sena, pelo seu carinho e suas palavras de conselho e

incentivo, me fazendo sempre acreditar que sou capaz, e que não existem barreiras que

não possam ser vencidas. Pelo seu exemplo único de caráter, honestidade e humildade,

sendo sempre minha inspiração como homem. Meu ídolo.

A Nelson Júnior, meu irmão, pela parceria de toda a vida, pelos momentos de

conversa, de descontração, conselhos, até pelas brigas, mas principalmente pela certeza

de que sempre que precisar poder contar com sua amizade e companheirismo. Meu

parceiro eterno.

A minha família, em geral, pela preocupação, zelo e carinho, estando sempre

presentes e buscando de alguma maneira incentivar e aconselhar. Pela certeza de que

sempre terei um lugar para chamar de meu e pessoas com quem posso sempre contar.

Aos velhos amigos, por terem escrito junto comigo o início dessa história, terem

feito parte da minha infância, e sido fundamentais para construir a pessoa que sou hoje.

Com certeza uma amizade que será eterna.

iv

Aos novos, por terem sido uma família durante o curso, que sem dúvidas se

perpetuará pelos anos. Cada um com um papel fundamental pra fazer desse caminho até

a formação o melhor possível.

Ao Professor e Orientador Reinaldo de Falco, pela sua orientação e por através

de sua didática, ter me motivado a selecionar este tema e me inspirado na escrita deste

trabalho.

A todos que, indiretamente, me apoiaram nessa trajetória e que, de alguma

forma, foram fundamentais para que eu pudesse obter essa conquista.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.





Maio/2014

Orientador: Reinaldo de Falco; Eng.

Curso: Engenharia Mecânica Destaca-se neste trabalho, o levantamento bibliográfico sobre os principais

tópicos relacionados à indústria de óleo e gás, desde a parte histórica, até o panorama

atual (capítulo 2), um breve detalhamento de quais são etapas que ocorrem, até que

possa haver do retirada do óleo e do gás da terra (capítulo 2), além da um olhar mais

aprofundado sobre o funcionamento de um FPSO (capítulo 3). Atualmente, milhões de

barris de petróleo são consumidos por dia em todo o mundo, e ainda há demanda para

mais, tornando a busca por novas reservas incessante, sendo essas buscas cada vez mais

direcionadas para o âmbito marítimo (Offshore) devido à escassez das reservas

terrestres. É neste cenário que se encaixam os FPSO, com a capacidade de, além de

produzir o óleo e o gás, armazená-lo e até mesmo realizar um processo de separação do

que sai do poço. Sendo a principal função transportar o óleo do poço até a terra, fica

evidente o papel fundamental dos sistemas hidráulicos nestes navios. Neste trabalho foi

realizado um estudo de um sistema hidráulico situado no módulo de processamento de

um FPSO, buscando obter e calcular as informações necessárias deste sistema para a

seleção de uma bomba que supra as condições exigidas pelo mesmo. Será feita uma

avaliação técnica entre propostas de fornecedores distintos, buscando avaliar qual

bomba possui a melhor performance e rendimento para o sistema em questão. A última

avaliação realizada será analisar a influencia de modificações que venham a ocorrer na

vi

linha do projeto, verificando se a bomba selecionada anteriormente segue atendendo as

exigências do sistema mesmo após estas modificações.

Palavras-chave: Sistema Hidráulico, Escoamento em tubulações, Bombas centrífugas,

FPSO, Indústria de Óleo e Gás

.

vii

“Se um dia tiver que escolher entre

o mundo e o amor...Lembre-se. Se escolher

o mundo ficará sem o amor, mas se

escolher o amor com ele você conquistará

o mundo.”

Albert Einstein

viii

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 1

2. ÓLEO E GÁS: A INDÚSTRIA QUE MOVE O MUNDO ................................ 3

2.1. O PETRÓLEO NO MUNDO ................................................................................. 3

2.2. O PETRÓLEO NO BRASIL ................................................................................. 6

2.3. PANORAMA ATUAL DA INDÚSTRIA NO MUNDO............................................... 10

2.4. O BOOM DO PRÉ-SAL NO BRASIL ................................................................... 12

3. FPSO: FUNCIONAMENTO, COMPONENTES E O SISTEMA

HIDRÁULICO A SER ESTUDADO ....................................................................... 17

4. CONCEITOS FUNDAMENTAIS .................................................................... 22

4.1. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS ........................................................................ 22

4.2. ESCOAMENTO DE FLUIDOS EM TUBULAÇÕES .................................................. 23

4.3. GRANDEZAS QUE CARACTERIZAM O SISTEMA HIDRÁULICO ............................. 28

4.4. GRANDEZAS QUE CARACTERIZAM A BOMBA .................................................. 30

5. ANÁLISE DO SISTEMA.................................................................................. 36

5.1. PREMISSAS E DADOS DO PROJETO .................................................................. 36

5.2. CARACTERIZANDO O SISTEMA ....................................................................... 37

6. ANÁLISE DE PROPOSTAS E SELEÇÃO DA BOMBA ............................... 47

6.1. DADOS DE PERFORMANCE ............................................................................. 47

6.2. ANÁLISE DE PERFORMANCE .......................................................................... 49

6.3. ANÁLISE DE VAZÃO ...................................................................................... 50

6.4. ANÁLISE DE CAVITAÇÃO ............................................................................... 50

6.5. CONCLUSÃO DA ANÁLISE TÉCNICA ................................................................ 51

7. REVISÃO DAS LINHAS .................................................................................. 52

8. CONCLUSÕES ................................................................................................. 54

9. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................. 56

1

1. Introdução

A demanda mundial de energia sobe continuamente com os passar dos anos. O

crescimento da população, aliado ao desenvolvimento da mesma, torna a busca por

reservas energéticas cada dia maior. Diante disso, o petróleo, a principal matriz

energética do mundo, tem posição de destaque. Atualmente, milhões de barris de

petróleo são consumidos por dia em todo o mundo, e ainda há demanda para mais,

tornando a busca por novas reservas incessante.

Nos dias de hoje, as reservas em terra (Onshore) vem se tornando mais escassas,

e as empresas vem buscando cada vez mais reservas marítimas (Offshore), em laminas

d’agua e profundidades cada vez maiores, além de reservas a cada dia mais longe da

costa. É neste cenário que se encaixam os FPSO.

O aumento da distância da costa foi impossibilitando o transporte direto do

navio de produção de óleo para a costa, criando a necessidade de uma unidade que

tivesse a capacidade de além de produzir, armazenar esse óleo. E com base nisso foram

criados os FPSO (Floating Production Storage and Offloading), navios de produção de

óleo e gás, com a capacidade de, além de produzir o petróleo, armazená-lo, até uma

determinada carga, que quando atingida, é repassada ao navio aliviador, e assim

sucessivamente durante a produção de um poço. Atualmente, já possuem a capacidade

de fazer uma separação do óleo e do gás, facilitando o transporte, e o trabalho da

refinaria.

É perceptível então, que, num navio deste tipo, o sistema hidráulico tem papel

vital para seu funcionamento, em praticamente todas as operações que ele realiza, desde

a extração do óleo do poço, até a separação deste óleo, afinal, sua principal função é

retirar o óleo da terra, ou seja, transportar um fluido, tornando o sistema hidráulico,

junto a suas bombas e outros componentes, o “coração” de um FPSO.

– Objetivos

Este trabalho tem como objetivo principal a realização de um estudo de um

sistema hidráulico, buscando obter e calcular as informações necessárias deste sistema

para a seleção de uma bomba que supra as condições exigidas pelo mesmo. Este sistema

hidráulico é parte do sistema de separação e tratamento do óleo situado no módulo de

2

processamento de um FPSO. Tendo obtido esses dados e “caracterizado” o sistema, será

feita uma avaliação técnica entre duas propostas de fornecedores distintos, buscando

avaliar qual bomba possui a melhor performance e rendimento para o sistema em

questão. A última avaliação realizada, será analisar a influencia de modificações que

venham a ocorrer na linha do projeto, verificando se a bomba selecionada

anteriormente, segue atendendo as exigências do sistema mesmo após estas

modificações.

– Motivação

Tendo em vista o constante aumento da demanda por petróleo, e a grande

importância dos sistemas hidráulicos para sua extração, este trabalho motiva-se em aliar

os conceitos desenvolvidos durante a Universidade, com o que é realmente feito na

prática da engenharia, no caso deste trabalho. a seleção de uma bomba num sistema real

e de extrema importância e relevância para a indústria.

3

2. Óleo e Gás: a indústria que move o mundo

Antes de trazer tantos benefícios e inovação, que podem ser vistos nos dias

atuais, o óleo de pedra, óleo mineral ou óleo de nafta – como o petróleo era conhecido

na antiguidade – possuía diversas outras funcionalidades, como a utilização para fins

medicinais [1’]. O petróleo surgia naturalmente em determinadas regiões – que

correspondem atualmente ao Oriente Médio – e era considerado eficaz no tratamento

da surdez e na cura de tosse, bronquite, congestão pulmonar, reumatismo, entre outros.

Além disso, chegou a ser utilizado por vários povos para colar ladrilhos e pedras e, até

mesmo, engraxar couros. Posteriormente, passou a servir para o embalsamento e para

lubrificar as rodas de carruagens.

2.1. O petróleo no Mundo

Os primeiros registros de comercialização do petróleo datam de 1850, por

Samuel Kier, um boticário de Pittsburg, Pensilvânia. Ele viu na doença de sua esposa –

que foi diagnosticada com tuberculose – uma boa oportunidade de negócio, quando o

médico prescreveu uma dose diária de “American Oil Medicinal”. O boticário criou

uma intensa campanha de marketing e passou a vender meio litro de petróleo por meio

dólar, embora tenha feito isso restringindo-se apenas a farmácias.

A história da extração do petróleo do subsolo se inicia com um advogado de

Nova York, George Bissell, que imaginou um futuro promissor para a substância fluida

conhecida como “óleo de pedra”. Para o advogado, o produto possuía propriedades

iluminantes e lubrificantes – o que ficou comprovado quando um grupo de investidores,

liderados por Bissell, financiou pesquisas de um professor de química da Universidade

de Yale, nesse sentido, em 1854 – e poderia ser exportado e processado em grandes

quantidades.

Ainda assim, a ideia de partir para a perfuraração surgiu de uma visão de Bissell

em função da propaganda dos remédios de Samuel Kier, que apresentava várias torres

de perfuração na imagem. Foi assim que um ex-maquinista foi contratado pelo

advogado para dar início a explorações usando perfuração em Titusville, na Pensilvânia.

Assim, Edwin Laurentine Drake – conhecido como Coronel Drake, apesar de

não ter sido militar – foi o primeiro a conseguir extrair petróleo do subsolo através de

4

uma técnica de perfuração, em 1859. Depois de seis meses de trabalho – quando Drake

já desconfiava da eficiência da técnica – a broca atingiu uma fenda a 23 metros de

profundidade e deslizou mais 15 centímetros, aproximadamente. A perfuração foi então

suspensa, e, no dia seguinte, era possível observar um fluido escuro boiando na água.

A descoberta do petróleo no subsolo gerou uma corrida desenfreada pelo

produto, deu origem a cidades em pleno deserto nos Estados Unidos da América e

revolucionou a indústria mundial.

Em 1863, John Davison Rockefeller e parceiros entraram na nova e crescente

indústria do petróleo, investindo em uma refinaria em Cleveland, um dos cinco

principais centros de refino dos Estados Unidos da época [2’]. Em 1865, Rockefeller

assumiu empréstimos para comprar alguns de seus parceiros e absorver o controle total

da refinaria de Cleveland – influenciado pela vantagem do pós-guerra e a grande

expansão do oeste que poderia favorecê-lo. Além disso, fomentado pelo crescimento

das ferrovias e da economia movida a petróleo, ao longo dos anos, ele adquiriu novos

parceiros e expandiu seus investimentos no setor. Naquele momento, a demanda por

derivados do petróleo – como o querosene, utilizado em lâmpadas – crescia

gradativamente. Foi então que, em 1870, Rockefeller fundou a Standard Oil Company –

que cresceu ao ponto de se tornar uma das maiores transportadoras de petróleo e

querosene do país – junto com seu irmão mais novo William Rockefeller (1841-1922),

Henry Flagler (1830-1913) e um grupo de outros homens.

Apesar de melhorar a qualidade e a disponibilidade do querosene, e de diminuir

o preço do produto – o valor caiu quase que 80% ao longo da vida da empresa – as

práticas de negócios da companhia criaram polêmica. As armas mais potentes contra

seus concorrentes eram os preços diferenciados e os descontos secretos de transporte. A

Standard Oil formou um monopólio na indústria do petróleo através da compra de

refinarias rivais e desenvolvimento de empresas de distribuição e comercialização dos

seus produtos em todo o mundo. Em 1882, essas diversas empresas foram combinados

na Standard Oil Trust, que passaria a controlar cerca de 90% das refinarias e oleodutos

do país.

Outro marco na história do petróleo foi a descoberta em 1879, por Thomas

Edison1, da lâmpada elétrica, que revolucionou a tecnologia e ameaçou os negócios de 1 O famoso inventor, cientista e empresário americano foi a mente por trás de dispositivos que ajudaram a

desenvolver a indústria, entre eles o fonógrafo e o cinetógrafo.

5

Rockefeller, cuja fortuna foi acumulada, em grande parte, através da querosene

iluminante [1’]. Porém, em 1903, Rockefeller pôde ver a retomada do crescimento de

seus negócios com a fundação de uma nova empresa, por Henry Ford, que mudaria para

sempre o conceito de locomoção na América. A partir daí, o consumo do petróleo teve

um crescimento significativo, e a Standard Oil conseguiu se adaptar, expandindo sua

produção para o gás natural nos Estados Unidos e, depois, gasolina para automóveis.

O aumento do consumo de gasolina e óleo começa então a impulsionar a

prospecção e a busca de mais poços de petróleo, tanto nos Estados Unidos como no

exterior [3’]. Outro fator que levou o petróleo a tornar-se o negócio do século ocorreu

em 1911, com a decisão tomada por Churchill, então Ministro da Marinha inglesa – a

maior do mundo – de substituir o carvão pelo óleo como energia para seus navios, em

1911.

A partir de então, as companhias multinacionais passaram a formar verdadeiros

impérios englobando todas as zonas produtoras de petróleo espalhadas pelo mundo, mas

concentradas basicamente no Oriente Médio [4’]. Elas possuíam sua própria política

externa, suas linhas de aviação e comunicação completamente independentes.

Geralmente, seus administradores e gerentes eram os homens mais influentes do país, e

em muitos países, seus verdadeiros governantes.

Essa situação se estendeu até a Segunda Guerra Mundial, que causou um

desgaste nas antigas potências colonialistas, e incentivou o aparecimento de

movimentos nacionalistas em todo o Terceiro Mundo, como na nacionalização de poços

da British Petroleum2 no Irã.

Aos poucos, durante os anos 50 e 60, as multinacionais viram suas regalias

diminuírem, e ainda foram obrigadas a assinar o Pacto dos Cinquenta mais Cinquenta,

que tornava os estados-nações árabes e iranianos sócios iguais. Nesse mesmo período, o

então presidente do Egito, Gamal Nasser, decretou a nacionalização do Canal de Suez,

de enorme importância estratégica para o mercado de petróleo – única ligação entre o

Mediterrâneo e o Mar Vermelho e principal escoadouro de petróleo dos países árabes

para a Europa – que estava sob responsabilidade de uma empresa anglo-francesa. Em

virtude da crise militar instaurada pela insatisfação da França e Grã-Bretanha de ter que

2 British Petroleum é uma empresa multinacional sediada no Reino Unido que opera no setor de energia,

sobretudo de petróleo e gás.

6

encontrar novas rotas, o abastecimento de produtos da região para países ocidentais foi

interrompido, levando a um aumento súbito do preço do petróleo.

Em 1960, foi criada a Organização dos Países Exportadores de Petróleo – OPEP

– para coordenar, de maneira centralizada, a política petrolífera dos países membros, de

modo a restringir a oferta de petróleo no mercado internacional, que impulsionava os

preços.

Porém, a disputa pelo controle do petróleo, a partir da estratégia da OPEP,

causou uma série de conflitos ocorreram com os países árabes integrantes da OPEP:

a Guerra dos Seis Dias, em 1967, a Guerra do Yom Kippur, em 1973, a Revolução

Islâmica no Irã, em 1979 e a Guerra Irã-Iraque, a partir de 1980. E assim, durante

esse período, os países árabes produtores de petróleo, então organizados no cartel da

OPEP, decidiram aumentar o preço do barril do petróleo em cerca de 400%, causando

reflexos poderosos nos Estados Unidos e na Europa e desestabilizando a economia por

todo o mundo. Não se tratava mais de um enfrentamento entre estados-nações e

multinacionais do petróleo, mas entre os principais produtores e os seus maiores

consumidores.

Outro momento importante ocorreu em 1991, quando teve início a Guerra do

Golfo que gerou um novo momento de crise. O Kuwait foi invadido pelo Iraque, e os

Estados Unidos intervieram no conflito expulsando-os do Kuwait. Ainda assim, antes de

sair, os iraquianos incendiaram poços de petróleo, causando uma crise econômica e

ecológica.

Das situações citadas, destaca-se que a economia das nações – ainda que

extremamente poderosas – está intimamente ligada a essa fonte de energia [6’]. Sendo o

petróleo um recurso natural não renovável, muitos países investem na exploração de

outras fontes de energia que possam sustentar o quadro econômico futuro. Contudo,

ainda é difícil imaginar as várias transformações que um mundo sem petróleo poderia

exercer na economia, na sociedade e, até mesmo, no jogo político internacional.

2.2. O Petróleo no Brasil

Um dos primeiros brasileiros a investir na extração de petróleo foi o conhecido

escritor Monteiro Lobato [1’], que acreditava que o país poderia tornar-se auto-

suficiente na produção de combustível, de acordo com a demanda da época.

7

Em 1927, o então presidente Washington Luís nomeou-o para acompanhar as

inovações tecnológicas e industriais nos EUA. Por acreditar que o progresso norte-

americano era fruto de investimentos em ferro, petróleo e transportes, Lobato defendia

que o Brasil deveria adotar políticas de desenvolvimento semelhantes.

Em 1931, afastado dos interesses do então presidente Getúlio Vargas, o escritor

fundou a Companhia Petróleos do Brasil, uma empresa privada de capital aberto que

vendeu 50% de suas ações em apenas quatro dias. Getúlio não reconhecia a existência

de petróleo no Brasil. Em contrapartida, Lobato não estava apenas convicto, como

também suspeitava que os americanos já trabalhavam no mapeamento das áreas

petrolíferas.

A existência do petróleo só foi confirmada pelo governo federal em 1936,

quando eles decidiram explorar um poço, na Bahia. No ano posterior foi criado o

Conselho Nacional do Petróleo (CNP), resultando na primeira iniciativa responsável por

regular e estruturar a exploração de petróleo no Brasil.

Ao fim da Segunda Guerra Mundial, iniciou-se no Brasil um intenso debate

sobre como explorar o petróleo no país, a partir de 1946, quando foi promulgada a

Constituição brasileira. A carta estabelecia uma regulamentação sobre a exploração de

petróleo por meio de lei ordinária, criando, assim, a possibilidade da entrada de

empresas estrangeiras no setor petrolífero. Havia, então, uma disputa entre os

defensores da ideia de que a prospecção, refino e distribuição deveriam ser atividades

exploradas por empresas privadas, estrangeiras ou brasileiras e ideais nacionalistas,

divulgados pelo governo getulista que afirmava que, se o Brasil não criasse uma

empresa estatal, o petróleo seria oligopolizado pelas grandes corporações internacionais.

Um grupo composto por civis, militares, intelectuais, estudantes e profissionais

liberais organizou um movimento popular considerado um dos maiores, senão o maior,

da história brasileira: a campanha “O Petróleo é Nosso!”. A iniciativa teve, claro, o

apoio do escritor Monteiro Lobato. Um dos maiores legados do movimento foi a criação

da Petrobras, em 3 de outubro de 1953, quando Getúlio Vargas sancionou a Lei 2004,

que estabeleceu o monopólio estatal de pesquisa, refino e transporte do petróleo.

Neste momento, entrou em cena um personagem bastante significativo e

relevante para a história petroleira do Brasil: o geólogo americano Walter Link, que foi

nomeado para liderar a busca pelo petróleo no país, a pedido do primeiro presidente da

Petrobras, Juracy Magalhães.

8

Não satisfeito com a qualidade dos profissionais brasileiros, Mr. Link decidiu

enviá-los para as melhores universidades dos Estados Unidos, e tomou a ousada decisão

de importar dezenas de outros geólogos, geofísicos e engenheiros estrangeiros, face à

ansiedade do Brasil em se tornar uma potência petrolífera. Além disso, Link foi

responsável por implementar na Petrobras um padrão de excelência, com a organização

e as práticas das melhores empresas de petróleo do mundo.

Após diversas análises das equipes de Link acerca do potencial das bacias

sedimentares brasileiras, o geólogo passou a indicar em seus relatórios que deveriam ser

feitos investimentos nas bacias marítimas do Brasil, pois ali estaria a fonte de

autossuficiência, o que ficou comprovado anos mais tarde. A Petrobras, mesmo com

investimento pesado nas bacias sedimentares terrestres, a Petrobras não fez descobertas

mais relevantes, à época. Hoje, sabe-se que, mesmo com as limitações do período, as

avaliações referentes ao potencial das bacias terrestres feitas por Link, bem como suas

recomendações, foram extremamente precisas e pertinentes, tornando a sua contribuição

para a história petroleira do Brasil inestimável.

Outro personagem importante foi o 23º presidente da República, Ernesto Geisel,

que assumiu o governo em 1973. Geisel foi o único presidente da República a ser

também presidente da Petrobras. Sob seu comando, a Petrobras foi além da prospecção,

da produção e do refino, transformando a insuficiência em superávit. Geisel doou todo o

seu conhecimento e atenção para a empresa, que adquiriu uma nova feição com seus

investimentos.

Foi com Geisel que a Petrobras ampliou suas atividades, com a descoberta de

novos campos, além da construção de novas refinarias – entre elas, a de Paulínia, que

ainda é a maior do país – e do desenvolvimento da petroquímica, fazendo com o que a

marca fosse reconhecida pelo mundo, através da subsidiária Braspetro, responsável por

perfurar os poços em países ricos em óleo. Para Geisel, o “monopólio legal atribuído à

Petrobras” garantia ao país o abastecimento de petróleo. No entanto, o general não

concordava com a possibilidade de estendê-lo à distribuição de derivados e à

petroquímica.

Nos dois choques do petróleo, em 1973 e 1979, o Brasil sofreu o impacto da

elevação dos preços, principalmente porque havia uma forte dependência, materializada

na importação de 80% do óleo bruto então consumido no País [8’]. A partir do novo

patamar de preços e das necessidades de crescimento econômico e desenvolvimento

9

industrial, o País adotou duas grandes estratégias para contornar a crise: investimentos

para aumento da produção doméstica de petróleo e a implementação do Proálcool, o

maior e mais bem-sucedido programa de substituição de combustíveis derivados de

petróleo do mundo. Hoje, a matriz energética brasileira é a que conta com a maior

participação de energias renováveis - um exemplo de sustentabilidade.

A primeira descoberta de petróleo no mar, contudo, se deu em 1968, no Campo

de Guaricema, em Sergipe [1’]. Assim, foi construída a plataforma Petrobras 1 (P-1),

pela Companhia de Comércio e Navegação no Estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), a

primeira plataforma de perfuração flutuante construída no Brasil.

Em 1974, foi descoberto petróleo na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, mas o

início da exploração se deu apenas em 1977 [8’], com a entrada em operação do Campo

de Enchova, produzindo petróleo a 120 metros de profundidade, considerada grande

para a época. Dez anos após a descoberta de petróleo na Bacia de Campos, é

encontrado o primeiro campo gigante do país, o Albacora. O Brasil alcança a marca de

500 mil barris de óleo produzidos por dia.

A Petrobras conduziu as atividades exploratórias até a década de 90, quando o

Presidente Fernando Henrique Cardoso, encaminhou ao Congresso um projeto de

emenda constitucional determinando o fim do monopólio da Petrobrás sobre a

exploração e produção de petróleo, após uma série de programas de desestatização

desenvolvidos por seus antecessores. Essa lei reafirmava o monopólio da União sobre

os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, mas abria o

mercado para outras empresas competirem com a Petrobras. Com a regulamentação do

setor pela nova lei é criada a Agência Nacional de Petróleo (ANP), responsável por

comandar a entrega das reservas brasileiras às empresas privadas.

Em 1999, a ANP realizou o primeiro leilão de blocos exploratórios no país. Das

27 áreas oferecidas, 12 foram arrematadas, com arrecadação de R$ 321 milhões [7’].

Neste ano, entrou em operação o gasoduto Brasil-Bolívia, com 3.150 quilômetros, que

transporta gás natural entre os dois países.

Por fim, em 2000, o governo abre mão de 31,7% das ações da Petrobras,

leiloando boa parte para a Bolsa de Valores de Nova York, e anuncia a troca do nome

da empresa para Petrobrax, mas, devido à grande rejeição popular, FHC volta atrás e

mantém a logo e a nomeação original da companhia. Neste mesmo ano, a Petrobras

10

atingiu recorde mundial de produção de petróleo a 1.877 metros de profundidade, no

Campo de Roncador.

Em 2006, após descobertas do pré-sal, o Brasil atingiu a autossuficiência na

produção de petróleo. Em 2008, o navio-plataforma P-34 extraiu óleo da camada pré-sal

pela primeira vez, no campo de Jubarte, na bacia de Campos.

A produção de petróleo do pré-sal começou em 2009, no campo de Tupi. Neste

mesmo ano, os preços internacionais atingiram patamares recordes e especialistas

creditaram o aumento à demanda de países como Índia e China.

2.3. Panorama atual da indústria no Mundo

Ao longo dos últimos anos, as empresas de petróleo e gás têm buscado

investimentos e aquisições favoráveis em ativos norte-americanos de xisto e areias

betuminosas, e nas águas profundas do Golfo do México, a fim de aumentar suas

reservas [10’]. A fase inicial do renascimento da energia norte-americana foi

primeiramente um fenômeno de exploração e produção upstream (E&P) – que engloba

as atividades de busca, identificação e localização das fontes de óleo, e ainda o

transporte deste óleo extraído até as refinarias, onde será processado – com gastos

subindo 46%, de 243 bilhões de dólares em 2009 para 355 bilhões de dólares em 2013.

Como os investimentos de E&P inundaram a América do Norte, o setor de midstream –

etapa de refinamento em que as matérias-primas são transformadas em produtos prontos

para uso específico – esforçou-se para atender as demandas e para mover a produção

para novas regiões produtoras ou para aumentar os fluxos de regiões atualmente

produtoras. No setor downstream – que compreende a parte de logística, ou seja,

transporte, distribuição e comercialização dos produtos da refinaria até os locais de

consumo – os gastos também estão aumentando, em 11% em 2013 para 24,7 bilhões de

dólares em relação ao ano de 2012, e em até 60% a partir de 2010, quando os gastos de

capital eram apenas de 15,5 bilhões de dólares.

Apesar de todo o investimento norte-americano, a Arábia Saudita ocupa o posto

de maior produtor entre todos os membros da OPEP, uma vez que abriga a maior

reserva desse minério do mundo, além de produzir gás natural [11’].

De acordo com o relatório, datado de 2012, “The World Factbook” da CIA –

Central Intelligence Agency – que fornece informações sobre a história, as pessoas,

11

governo, economia, geografia, comunicação, transporte, militar, e as questões

transnacionais para 267 entidades do mundo, estima-se que a produção de petróleo no

mundo atingiu cerca de 89 milhões de barris de petróleo por dia.

A Tabela 2.1 apresenta o ranking dos principais produtores de petróleo no

mundo. Tabela 2.1 - Principais produtores de Petróleo no mundo

Ranking País Barris de petróleo/dia 1 Arábia Saudita 11,730,000 2 Estados Unidos 11,110,000 3 Rússia 10,440,000 4 China 4,197,000 5 Canadá 3,856,000 6 Irã 3,594,000 7 Emirados Árabes 3,213,000 8 Iraque 2,979,000 9 México 2,936,000

10 Kuwait 2,797,000 11 Brasil 2,652,000 12 Nigéria 2,524,000 13 Venezuela 2,489,000 14 Noruega 1,902,000 15 Algéria 1,875,000

No Brasil, de acordo com as projeções da Petrobras, a produção de petróleo

começará a crescer em ritmo mais acelerado a partir de 2016, quando está prevista a

entrada de sete plataformas do pré-sal da Bacia de Santos. [12’].

A dificuldade em ampliar a produção no curto prazo, aliada à defasagem nos

preços internos dos combustíveis, é apontada por analistas como uma das principais

razões para o mau desempenho da empresa em bolsa de valores nos últimos anos. Em

2013, foram poucas as vezes que as ações da Petrobras ultrapassaram a barreira dos R$

20. No ano, os papéis acumularam queda de 9,68%.

Outra característica importante do mercado do petróleo é a quantidade do

produto que é exportada por cada país. A Tabela 2.2 apresenta os principais

exportadores de petróleo do mundo.

12

Tabela 2.2 - Principais exportadores de Petróleo do mundo

Ranking País Barris de petróleo/dia

1 Arábia Saudita 6,880,000

2 Rússia 4,720,000

3 Irã 2,445,000

4 Iraque 2,390,000

5 Nigéria 2,341,000

6 Emirados Árabes 2,142,000

7 Angola 1,928,000

8 Venezuela 1,645,000

9 Noruega 1,602,000

10 Canadá 1,576,000

11 México 1,460,000

12 Cazaquistão 1,406,000

13 Kuwait 1,395,000

14 Qatar 1,389,000

21 Brasil 619,100

Em geral, o petróleo segue com um crescimento de demanda pelo mundo, com

até mesmo grandes produtores importando-o, com um destaque para a China e a Índia

com onde o crescimento da demanda foi registrado em mais de 100% e 200%,

respectivamente, nos últimos 10 anos. No Brasil, a busca pelo auto sustentabilidade

continua. Como visto na Tabela 2.1, a produção chega a 2.652.000 de barris por dia, e

faz projeções de que o país possa chegar a 2020 com um volume de 4 milhões de barris

por dia.

2.4. O boom do pré-sal no Brasil

Por definição, pré-sal é o nome dado às reservas de hidrocarbonetos em rochas

calcárias localizadas abaixo de camadas de sal [1’]. Ou seja, é o óleo descoberto em

camadas de 5 a 7 mil metros de profundidade abaixo do nível do mar. As maiores

descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada

pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou

grandes volumes de óleo leve [9’]. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já

13

identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de

enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado.

Os primeiros indícios de petróleo no pré-sal datam de 2005, na Bacia de Santos

(SP), mas foi apenas em 2007, após análises concluídas no segundo poço do bloco BM-

S-11, que a Petrobras anunciou a descoberta de reservas gigantes no campo de Tupi, em

Santos, com volume de 5 a 8 bilhões de barris de qualidade e gás natural.

A área corresponde ao maior campo já descoberto no Brasil, com metade de

todo o petróleo encontrado no país nos últimos 50 anos, e aumentou as reservas de

petróleo e gás da Petrobras em 40 a 60%. Com isso, o Brasil passou a obter uma das 10

maiores reservas de petróleo do mundo e chegou ao patamar de exportador do óleo.

Após o anúncio, as ações da Petrobras subiram mais de 10% na Bolsa de Valores de São

Paulo.

Desde a sua descoberta, a produção acumulada no pré-sal já atingiu a marca de

250 milhões de barris de petróleo e gás, sendo que a produção atual é de mais de 300

mil barris de petróleo por dia (bpd). A produção média do pré-sal em 2010 era de 42 mil

bpd. No total, já foram perfurados também 37 poços exploratórios no pré-sal da Bacia

de Santos, apresentando índice de sucesso maior que 90%.

Outro marco para o setor, após a descoberta d pré-sal, foi o leilão de Libra, na

bacia de Campos, a maior reserva de petróleo do Brasil. Realizado no dia 21 de outubro

de 2013, ele consistiu na primeira rodada de disputas para definir, sob o regime de

partilha da produção, áreas para exploração de petróleo e gás natural na região brasileira

do pré-sal, no qual a União fica com parte do óleo extraído pelas empresas vencedoras.

De acordo com a ANP, o volume de óleo recuperável estimado na exploração de

Libra fica em torno de 8 bilhões a 12 bilhões de barris, o que deve dobrar as reservas

nacionais de petróleo, que são hoje de 15,3 bilhões de barris. As reservas de gás, que

acumulam atualmente 459,3 bilhões de metros cúbicos também devem duplicar com

Libra. Com aproximadamente 1.500 quilômetros quadrados, a área é considerada pelo

governo a maior para exploração de petróleo do mundo, e a expectativa é que Libra

produza até 1,4 milhão de barris por dia, valor cinco vezes maior que a produção do

campo de Marlim Sul, atual líder no Brasil, com 284 mil barris diários. Por causa de

Libra, cuja demanda de exploração será maior (algo em torno de 12 a 18 plataformas,

além de 60 a 90 barcos de apoio) com a compra de bens e serviços, a ANP estima que

14

cerca de R$ $ 400 bilhões devem ser investidos no setor de petróleo e gás no país, entre

2013 e 2016.

2.5. O processo e a engenharia para a extração do óleo e o gás

O petróleo é encontrado em bolsões profundos em terra firme, chamado de

Onshore, e abaixo do fundo do mar, chamado de Offshore. Para realizar a sua

exploração são necessários basicamente três passos importantes:

Prospecção: é a localização de bacias sedimentares por meio de análise

detalhada do solo e do subsolo. O geólogo que determina a probabilidade de

haver rochas-reservatório com petróleo aprisionado pode fazê-lo de diversas

maneiras, como por meio de imagens de satélites.

Perfuração: uma vez descobertas as jazidas de petróleo, realiza-se a marcação

com coordenadas GPS e boias marcadoras sobre a água do mar. Se for na terra,

realiza-se a perfuração do solo de um primeiro poço. Se realmente existir o

petróleo, outros poços são perfurados e analisa-se se a extração é viável

economicamente. Essa perfuração, que pode atingir profundidades de 800 a

6.000 metros, é feita em terra por meio de sondas de perfuração e no mar

com plataformas marítimas. As torres de perfuração podem ter uma broca

simples com diamantes industriais; ou um trio de brocas interligadas com dentes

de aço.

Conforme pode ser observado na Figura 2.1, na perfuração, são necessários uma

bomba de lama (2) e um tanque de lama (5). Isso ocorre porque uma lama especial

resfria as brocas durante a perfuração. Além de lubrificar o sistema, ela traz para a

superfície rochas que serão analisadas.

15

Extração: na terra, o petróleo é encontrado acima de água salgada e embaixo de

uma camada gasosa em alta pressão. Assim, quando o poço é perfurado, o

petróleo pode jorrar espontaneamente até a superfície em razão da pressão do

gás. Se o petróleo for muito denso é preciso injetar vapor de água aquecido sob

pressão por meio de um segundo poço cavado no reservatório. O calor do vapor

diminui a viscosidade do petróleo e a pressão ajuda a empurrá-lo para cima no

poço. No mar, essa extração é mais difícil, sendo feita com a utilização de

equipamentos especiais de perfuração e extração por meio de bombas em

plataformas e navios-sonda.

Processamento primário: Durante o processo de extração do petróleo pode

ocorrer também a extração do Gás Natural, principalmente, nas bacias

sedimentares brasileiras, onde este, muitas vezes, encontra-se dissolvido

no petróleo. Dessa forma, o gás natural – tecnicamente chamado de Gás

Associado ao Petróleo – é separado do petróleo durante as operações de

produção. A Figura 2.2 apresenta um esquema básico do processamento

primário de fluidos.

1- Bloco de coroamento 2- Bomba de lama 3- Motores 4- Peneira 5- Tanque de lama 6- Mesa-Rotativa 7- Válvula de Segurança 8- Tubo de perfuração 9- Tubo de revestimento 10- Broca de Perfuração

Figura 2.1 - Esquema de uma torre

de perfuração Onshore

16

Figura 2.2 - Processamento primário de fluidos

Transporte: Terminada a etapa de produção, o petróleo e o gás natural são

transportados por meio de dutos ou navios para os terminais, onde são

armazenados. Em seguida, o petróleo é transferido para as refinarias, onde será

separado em frações, pois o óleo bruto praticamente não tem aplicação.

17

3. FPSO: funcionamento, componentes e o sistema hidráulico a ser estudado

Assim que se determina que um reservatório de petróleo justifica as imensas

despesas de exploração, as empresas petroleiras se preparam para estabelecer uma

plataforma de produção offshore. Essas plataformas são projetadas para durar décadas e,

muitas vezes, estão localizadas distantes da costa e instaladas em algumas

das águas mais hostis da Terra [13’].

Por volta do fim da Segunda Guerra Mundial, uma empresa Norte Americana

chamada Kerr-McGee Oil, inicia a primeira operação de perfuração no Golfo do

México realmente offshore, em 1947. O primeiro poço perfurado há uma longa

distancia da costa ficava a 10,5 milhas da costa da Louisiana, porém era de extrema

complexidade a atuação em “águas profundas” para época – cerca de 18 pés, 5,5 m de

profundidade [14’].

Figura 3.1 - Primeira plafatorma Offshore, em 1947, no Golfo do México [14’]

Os principais tipos de plataformas offshore estão representados na Figura 3.2 e

na utilizados atualmente, de acordo com a classificação destas em fixa e flutuantes, são

[15’]:

Plataformas Fixas: Funcionam como um edifício. Cravadas com estacas, são as

mais comuns até 100 metros de profundidade. Servem como plataformas de

produção e perfuração, e podem ser de aço e de concreto.

18

Plataformas auto-eleváveis: Só podem existir em águas rasas (até 90 metros).

As plataformas auto-eleváveis são dotadas de três ou mais pernas com até 150

metros de comprimento. Essas pernas se movimentam verticalmente através do

casco. No local da perfuração, as pernas descem até o leito do mar e a

plataforma é erguida, ficando a uma altura adequada, acima das ondas.

Terminada a perfuração, as pernas são suspensas e a plataforma está pronta para

ser rebocada.

Plataformas semi-submersíveis: Esse tipo de plataforma se apoia em

flutuadores submarinos, cuja profundidade pode ser alterada através do bombeio

de água para dentro ou para fora dos tanques de lastro. Isso permite que os

flutuadores fiquem posicionados sempre abaixo da zona de ação das ondas. As

plataformas de perfuração são as mais comuns. De 100 metros de profundidade

em diante, existem em maior número no Brasil. Podem ficar ancoradas ou em

posicionamento dinâmico.

Navios-sonda: É um navio projetado para a perfuração de poços submarinos.

Sua torre de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no

casco permite a passagem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento

do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores,

anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de

sua posição. Os navios-sonda possuem auto-propulsão, e em quase tudo se

assemelham aos navios convencionais.

Figura 3.2 – Principais tipos de plataformas offshore [15’]

19

FPSO: É a sigla para "Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e

Transferência" – em inglês, Floating Production Storage and Offloading – e é

um tipo de plataforma com forma de navio utilizado pela indústria petrolífera

para produção, armazenamento de petróleo e/ou gás natural e escoamento da

produção para navios aliviadores [16’].

Neste trabalho, foi considerado um sistema hidráulico de uma plataforma

offshore do tipo FPSO. Apesar de algumas unidades terem seus cascos construídos

especificamente para a função, uma das grandes vantagens deste tipo de navio, é que os

FPSOs podem ser convertidas de antigos petroleiros, reduzindo seu custo.

São utilizados em locais de produção distantes da costa com inviabilidade de

ligação por oleodutos ou gasodutos. Neste caso, a capacidade de armazenamento do

FPSO elimina a necessidade de presença do navio-tanque durante o período da

produção, requisitando-o apenas quando o óleo produzido é suficiente para preenchê-lo

por completo.

As unidades que efetuam os diversos processos de produção da unidade

flutuante são chamadas de módulos de produção ou topsides e ficam localizadas no

convés da embarcação. Em geral, os módulos são divididos em:

E-house ou planta de utilidades: Composta por equipamentos de média e baixa

voltagem que auxiliam na quebra de circuitos para eventuais reparos e

manutenção, transformadores, inversores de frequência e equipamentos para

gerenciamento de energia.

Módulos de Geração de Energia: Produzem a energia necessária para o

funcionamento de todos os módulos que constituem os topsides do FPSO, logo é

de vital importância para os processos ocorridos na planta do navio.

Módulos de Processamento: São os módulos de separação e tratamento do

óleo, tratamento do gás, tratamento da água, injeção de gás e injeção de água.

Módulo de Compressão de Gás: Módulo que faz a compressão do gás retirado

do poço, necessária tanto para a reinjeção do gás no poço, para aumento da

produtividade do mesmo, ou para queima do gás no queimador.

Flare ou queimador: É constituído por uma torre alta, geralmente posicionada

na proa do navio, destinada à queima do excesso de gás produzido pelo FPSO.

20

Módulo de Tratamento de Água Produzida: A água resultante do módulo de

processamento passa por um tratamento para a retirada do óleo residual e

posterior descarte, conforme legislações ambientais vigentes.

Figura 3.3 - Distribuição dos Topsides no Convés do FPSO [17’]

Nos capítulos posteriores, serão detalhados procedimentos para a seleção de uma

bomba que é parte do sistema de separação e tratamento do óleo e que, portanto, está

situada no módulo de processamento do FPSO em questão neste capítulo.

Os fluidos recuperados do reservatório chegam às instalações de superfície do

FPSO nos manifolds3 de produção a uma temperatura de cerca de 40°C [17’] e são

encaminhados ao pré-aquecedor de produção. Esta etapa é importante para facilitar a

separação da água, do óleo e do gás.

Em seguida, os fluidos são encaminhados ao separador de primeiro estágio, onde

se processa a separação primária do óleo, gás e água a uma temperatura por volta de

90°C. Os gases são encaminhados ao módulo de compressão de gás. A água é

direcionada à planta de tratamento de água produzida para retirada do óleo residual e

posterior descarte.

O fluxo de óleo do separador de primeiro estágio é direcionado ao separador de

segundo estágio, passando antes pelo desgaseificador. O segundo estágio opera a

109°C, onde mais gás é removido, a fim de alcançar a especificação desejada do óleo.

Nesta fase o gás separado é direcionado para o compressor de recuperação de

gás de baixa pressão. O fluxo de óleo do separador de segundo estágio é encaminhado

para o tratador eletrostático. O óleo ainda contém até 5% da água produzida e é

aquecido a até cerca de 120°C.

3 Consiste, basicamente, em um conjunto de válvulas montadas de modo a formar um bloco. Sua principal

função num FPSO é reunir, em uma só linha, a produção oriunda de vários poços.

21

Antes de entrar no tratador eletrostático, o óleo entra em um aquecedor elétrico e

é diluído com água doce. Isso é necessário para atingir a especificação de salinidade do

óleo. Neste estágio, também ocorre separação de água e gás do óleo, que, da mesma

maneira que no separador de primeiro estágio, a água é direcionada para tratamento e o

gás para o módulo de compressão – o gás, depois de processado, é utilizado para a

geração da energia utilizada pela plataforma. O gás sobressalente é reinjetado no poço

ou queimado no queimador.

Assim, o óleo já tratado é bombeado pelas bombas de transferência de óleo para

um trocador óleo/óleo, que ao mesmo tempo em que baixa a sua temperatura, também

eleva a temperatura do óleo que está chegando dos poços. Então é direcionado para os

resfriadores de óleo bruto para 60°C aproximadamente e posteriormente é encaminhado

para os tanques de carga.

Tendo então sido apresentado o contexto no qual o sistema hidráulico estudado

se insere, segue abaixo, na Figura 3.4, um esboço deste sistema.

Figura 3.4 - Esboço do sistema hidráulico estudado

22

4. Conceitos Fundamentais

Para a correta seleção da bomba é necessária a análise do sistema hidráulico no

qual a mesma será inserida. Essa análise requer o conhecimento de certos conceitos

fundamentais, que serão expostos ao longo deste capítulo. Tais conceitos podem ser

divididos em:

Propriedades dos fluidos;

Classificação do escoamento de fluidos em tubulações;

Grandezas que caracterizam o sistema hidráulico;

Grandezas que caracterizam a bomba [18’].

4.1. Propriedades dos fluidos

Será apresentada uma breve descrição das propriedades utilizadas para o estudo

de caso, juntamente com suas simbologias e as unidades empregadas às mesmas no

desenvolvimento do trabalho.

4.1.1. Massa específica (ρ = [kg/m³])

Quantidade de massa presente em uma unidade de volume.

4.1.2. Peso específico (ɣ = [N/m³])

Razão entre o peso da substância e a unidade de volume. É obtido por:

ɣ = ρ.g , (4.1)

sendo g = aceleração da gravidade [m/s²].

4.1.3. Viscosidade Absoluta (µ = [Pa.s])

Resistência do fluido ao escoamento.

4.1.4. Pressão de vapor (Pv = [Pa])

Pressão na qual a substância existe, simultaneamente, nas fases de líquido e

vapor.

23

4.2. Escoamento de fluidos em tubulações

No estudo realizado nesse trabalho, o escoamento foi considerado: permanente,

uniforme e incompressível. Tendo em vista essas premissas, seguem certos conceitos

fundamentais:

4.2.1. Número de Reynolds / Escoamentos: Laminar e Turbulento

O escoamento do fluido numa tubulação pode ser classificado, basicamente,

como turbulento ou laminar. Para realizar essa classificação é utilizado o número de

Reynolds (Re), um número adimensional, que é obtido pela seguinte expressão:

퐑퐞 = , (4.2)

sendo V = velocidade de escoamento do fluido [m/s] e D = diâmetro interno da

tubulação [m].

Não é possível determinar exatamente as faixas de Re que indicam se o

escoamento é laminar, turbulento ou se encontra numa fase de transição. Para fins de

projeto de Engenharia, habitualmente são utilizados os seguintes valores para

escoamentos em tubulações:

Re < 2300 Laminar

Re > 4000 Turbulento

Portanto, essas serão as faixas empregadas ao longo do estudo de caso.

4.2.2. Vazão (Q)

Indica a quantidade do fluido em volume (vazão volumétrica) ou massa (vazão mássica)

que passa por uma tubulação numa unidade de tempo. Para o cálculo da vazão

volumétrica em tubos de seção circular, utiliza-se a seguinte expressão:

퐐 = ² [푚 /푠]

24

4.2.3. Equação de Bernoulli

Obtida a partir de um caso particular do princípio de conservação de energia, a

equação relaciona as variações de energia cinética, energia de pressão e energia

potencial gravitacional ao longo de uma linha de corrente. A equação é descrita por:

+ ² + 푍푔 = + ² + 푍 = 푐표푛푠푡푎푛푡푒 , (4.3)

sendo P = pressão [Pa] e Z = altura estática do fluido [m].

Essa equação é descrita para líquidos perfeitos, onde não são levadas em

consideração as perdas de carga devido ao atrito, a viscosidade do fluido e além do

turbilhonamento existente no escoamento em tubos. Sendo assim, adaptando a equação

para líquidos reais, como o que se apresenta no sistema a ser estudado, tem-se a

seguinte expressão:

푍 + + ² = 푍 + + ² + ℎ , (4.4)

sendo hf = perdas de carga entre a entrada [1] e a saída [2] do sistema.

4.2.4. Perda de carga (hf)

Energia por unidade de peso perdida no trecho da tubulação de interesse. Pode

ser divida em dois tipos: normal / distribuída (hfn) e localizada (hfL). O somatório de

hfn e hfL nos dá a perda de carga total (hf).

4.2.4.1. Perda de carga distribuída (hfn)

Consiste na perda de carga originada pelo atrito do fluido com a tubulação.

Existem diversas expressões téorico-experimentais para sua obtenção, sendo a mais

usual e a aplicada no estudo desse trabalho, a fórmula de Darcy-Weisbach, dada por:

ℎ = 푓 . ² , (4.5)

sendo f = coeficiente de atrito e L = comprimento total de trechos retos de tubulação.

25

Para a obtenção do coeficiente de atrito (f) entre o fluido e a tubulação num

escoamento turbulento, como o do caso de estudo desse trabalho, é necessário o número

de Reynolds (Re) e a rugosidade relativa (εD) da tubulação. Essa rugosidade relativa é

obtida através da seguinte expressão:

εD = ε/D , (4.6)

sendo ε = rugosidade do material da tubulação.

O valor ε é fornecido pelos fabricantes de tubulações para cada tipo de material. Alguns

destes valores podem ser vistos na Tabela 4.1 apresentada abaixo. Para o sistema

estudado, as linhas de sucção e descarga são compostas por Aço Carbono (CS – Carbon

Steel), com um valor de ε = 0,0456 mm,

Tabela 4.1 - Rugosidade da tubulação para diversos materiais

MATERIAL DO TUBO ABREVIAÇÃO RUGOSIDADE DO TUBO

(ε) [mm]

Carbon Steel (CS) 0,0456

Carbon Steel Internally Coated with Polyethylene (CSPE) 0,0050

Stainless Steel (SS) 0,0305

Stainless Super Duplex (SD) 0,0305

Stainless Duplex (D) 0,0305

Glass Reinforced Epoxy (GRE) 0,0200

Polyvinylchloride (PVC) 0,0200

Carbon Steel Coated with Inconel® 625 (CSIN) 0,1250

Carbon Steel ASTM A 333 Gr 8 (CSJ31) 0,0305

26

Tendo em mãos o valor de ε, e consequentemente εD, pode-se obter o coeficiente

de atrito (f) através do Ábaco de Moody, mostrado na Figura 4.1.

Figura 4.1 – Ábaco de Moody

4.2.4.2. Perda de carga localizada (hfL)

Consiste na perda de carga causada pelos acidentes localizados nas linhas,

podendo ser eles: válvulas, reduções, joelhos, entre outros. Para o cálculo dessa perda,

existem dois métodos: o método direto e o método de comprimento equivalente. No

estudo desse trabalho será utilizado o método direto, onde é utilizada a seguinte

expressão:

ℎ = 푘 ² , (4.7)

sendo k = coeficiente de perda de carga, sendo este k específico de cada tipo de

acidente.

27

Os valores de k são obtidos através de diagramas e para determinados tipos de

acidentes e equipamentos presentes, são informados pelos fabricantes. Em alguns casos,

o fabricante fornece diretamente o valor da perda de carga, sem nem mesmo citar o

valor de k. Os diagramas nesse trabalho utilizados serão expostos a seguir, nas Figuras

4.2; 4.3; 4,4 e 4.5.

k – Reduções e Ampliações

Figura 4.2 – Coeficientes de perda (k) para Reduções e Ampliações

k – Joelho 90º flangeado

Figura 4.3 – Coeficientes de perda (k) para Joelho 90º flangeado

28

k – Válvula de retenção

Figura 4.4 – Coeficientes de perda (k) para Válvula de retenção

.

k – Válvula gaveta

Figura 4.5 – Coeficientes de perda (k) para Válvula gaveta

As perdas de carga de alguns dos equipamentos foram dadas diretamente pelos

fabricantes, e serão exibidas no capítulo 5.

4.3. Grandezas que caracterizam o sistema hidráulico

A seleção de um modelo de bomba exige a obtenção de certas informações do

sistema para que a seleção seja a mais adequada possível às características do mesmo.

Ao longo das próximas seções, serão exploradas as grandezas que caracterizam o

sistema hidráulico, e são primordiais para a seleção da bomba.

29

4.3.1. Altura manométrica de sucção (hs)

Energia existente no fluido ao chegar ao flange de sucção da bomba. É obtida

através da equação de Bernoulli, com a seguinte expressão:

ℎ = 푍 + − ℎ , (4.8)

sendo hfs = perdas de carga entre o reservatório de sucção e o flange de sucção da

bomba.

4.3.2. Altura manométrica de descarga (hd)

Quantidade de energia que deve haver no fluido, ao sair do flange de descarga

da bomba, para que ele chegue ao seu destino, no caso do sistema estudado, o tanque de

armazenamento de óleo. Segue abaixo sua expressão, também obtida pela equação de

Bernoulli:

ℎ = 푍 + + ℎ , (4.9)

sendo hfd = perdas de carga entre o flange de descarga da bomba e o reservatório de

descarga.

4.3.3. Altura manométrica do sistema (H)

Determina o quanto de energia deve ser cedida ao fluido, numa determinada

vazão, para que o mesmo chegue ao destino desejado, no caso do sistema estudado, o

tanque de armazenamento de óleo. Essa energia (H) seria então, a diferença entre hd e

hs, o que se resume na seguinte expressão:

퐻 = ℎ −ℎ = + (푍 −푍 ) + ℎ + ℎ (4.10)

30

4.3.4. Curva característica do Sistema

De fundamental importância para obter o ponto de trabalho que a bomba irá

operar. A curva característica do sistema consiste num gráfico de Altura manométrica

do sistema (H) x Vazão (Q), possuindo geralmente o perfil mostrado na Figura 4.6:

Figura 4.6 – Curva do Sistema

4.3.5. NPSH disponível (NPSHdisp)

Energia contida no fluido ao passar pelo flange de sucção da bomba, além da

energia de pressão de vapor do fluido.

푁푃푆퐻 = ℎ + = 푍 + + −ℎ (4.11)

4.4. Grandezas que caracterizam a bomba

Para concluir o conjunto de ferramentas necessárias para o estudo desse

trabalho, serão apresentados os conceitos que definem as características da bomba. Na

Figura 4.7, estão os diversos tipos de bombas, com destaque para a centrífuga radial,

tipo que será utilizado no projeto estudado.

31

Figura 4.7 - Tipos de bomba

4.4.1. Bombas Centrífugas

As bombas centrífugas têm como característica o fato da energia cedida ao

fluido ser primordialmente cinética, sendo em seguida, em sua maioria, transformada

em energia de pressão. A energia cinética é fornecida ao fluido através do impelidor,

enquanto a transformação em energia de pressão ocorre devido ao progressivo aumento

da área na carcaça, podendo este aumento ser obtido de duas formas: utilizando da

carcaça em voluta (Figura 4.8); ou utilizando a carcaça com pás difusoras (Figura 4.9).

BOMBAS

DINÂMICAS

CENTRÍFUGAS

RADIAIS

FRANCIS

FLUXO MISTO

FLUXO AXIAL

PERIFÉRICAS

VOLUMÉTRICAS

ALTERNATIVAS

PISTÃO

ÊMBOLO

DIAFRAGMA

ROTATIVAS

ENGRENAGENS

LÓBULOS

PARAFUSOS

PALHETAS DESLIZANTES

32

Figura 4.8 - Carcaça em voluta Figura 4.9 - Carcaça em difusor

Como pode ser visto na Figura 4.7, dentro da classificação de bombas

centrífugas existem ainda dois tipos: as Radiais e as Francis, onde a variação se

encontra no tipo da palheta utilizada no impelidor.

4.4.2. Head (H)

Quantidade de energia por unidade de peso que a bomba é capaz de ceder ao

fluido, numa determinada vazão.

Figura 4.10 – Curva da bomba H x Q

4.4.3. Curva característica da Bomba

Determina, junto à curva característica do sistema, o ponto de trabalho. Consiste

na curva de Head (H) x Vazão (Q). Dentre os fatores que podem alterar o Head, e

33

consequentemente, a curva característica da bomba, está o diâmetro do impelidor. Uma

pratica usual no mercado de bombas, é a usinagem do impelidor para variar o diâmetro

do mesmo, e chegar a uma bomba com o Head que se adeque as condições de operação

desejadas. Sendo assim, é comum que a curva da bomba seja representada em função

também do diâmetro do impelidor, tendo a curva, normalmente, o comportamento

mostrado na figura 4.10.

4.4.4. Potência absorvida (Potabs)

Potência exigida pela bomba ao seu acionador (um motor, por exemplo), para

que ela aplique a carga ao fluido. Através do valor da Potabs é dimensionada a fonte de

energia para acionamento da bomba, sendo esse valor obtido através da seguinte

expressão:

푃표푡 = , (4.12)

sendo ƞ = eficiência da bomba, que será tratado na próxima seção. A figura 4.11 exibe

o comportamento de uma curva genérica da Potência absorvida (Potabs) x Vazão.

Figura 4.11 – Curva Potabs x Q

4.4.5. Eficiência (ƞ)

Razão entre a potência útil (Potc) que a bomba realmente entrega ao fluido, e a

potência absorvida (Potabs). São fatores que geram a diferença entre esses valores: a

viscosidade do fluido; atrito entre as partes mecânicas da bomba; e a turbulência do

escoamento.

34

A figura 4.12 exibe o comportamento de uma curva genérica da Eficiência (ƞ) x

Vazão (Q).

Figura 4.12 – Curva ƞ x Q

4.4.6. NPSH requerido (NPSHreq)

Grandeza que determina a quantidade de energia necessária ao fluido no

escoamento, além da energia de pressão de vapor, para que o mesmo não vaporize ao

entrar na bomba. A figura 4.13 exibe o comportamento de uma curva genérica da NPSH

requerido (NPSHreq) x Vazão (Q). Esta curva é fornecida diretamente pelos fabricantes.

Figura 4.13 – Curva NPSHreq x Q

4.4.7. Cavitação

Esse fenômeno ocorre quando a pressão absoluta em qualquer parte do sistema

atinge valores abaixo ou iguais a pressão de vapor do liquido na temperatura de

operação, neste estado parte do liquido se vaporiza formando assim bolhas que ao

chegarem em alguma região de pressão absoluta maior do que a pressão de vapor do

liquido na temperatura de operação se colapsam.

35

São ocorrências típicas da cavitação: aumento dos níveis de ruído e vibração,

alteração das curvas características, além da danificação do material, sendo necessário

então uma analise deste fenômeno afim de evitar tais ocorrências. Para se evitar a

cavitação, o seguinte critério deve ser seguido:

푁푃푆퐻 í ≥ 푁푃푆퐻 + 2,0푚푑푒푙í푞푢푖푑표 (4.13)

Este valor de 2,0 metros de líquido corresponde a um fator de segurança, que

pode variar de acordo com o critério de riscos utilizado.

36

5. Análise do sistema

Esse capítulo tem dois objetivos principais: exibir os dados do projeto, que

servem como ponto de partida para a seleção da bomba, e apresentar os cálculos feitos a

partir dos conceitos teóricos expostos no capítulo anterior.

5.1. Premissas e dados do projeto

Ao selecionar uma bomba para um determinado projeto, deve-se garantir que a

mesma funcione nas situações mais extremas e adversas de operação. Sendo assim, o

estudo feito para esse projeto levou em consideração as condições operacionais mais

críticas. Para isso, foram feitas certas premissas quanto às condições do fluido

bombeado e quanto às condições do sistema nas linhas de sucção e descarga. Essas

premissas, junto aos dados do projeto, serão descritas nas seções a seguir.

5.1.1. Condições do fluido bombeado

Como já mostrado no capítulo 3, o sistema estudado se encontra na última etapa

do separador do FPSO, e, portanto pode-se considerar que o sistema possui um único

fluido, no caso, o óleo. O estado operacional mais crítico possível para o óleo bombeado

implica nos valores das propriedades exibidos na Tabela 5.1 abaixo.

Tabela 5.1 – Propriedades do fluido no estado operacional mais crítico

Grandeza Unidade

Temperatura º C 85

Massa específica (ρ) kg/m³ 815,0

Viscosidade (µ) mPa.s 5,2

Pressão de vapor (Pv) kPa (a) 234,5

5.1.2. Alturas geométricas

A altura geométrica de sucção (Zs) é a distância vertical entre o flange de

sucção da bomba e a linha de nível do fluido dentro do reservatório de sucção

(desidratador). Já a altura geométrica de descarga (Zd), nesse caso, é a distância vertical

entre o flange de descarga da bomba e o flange de entrada do reservatório de descarga

(tanque de armazenamento de óleo). O nível de líquido dentro do tanque de

armazenamento não é levado em consideração, pois a entrada de óleo se dá pela parte

37

superior do reservatório. Lembrando que o nível de líquido dentro do desidratador tem

seu valor mínimo para operação do equipamento.

Na Tabela 5.2 abaixo, serão apresentados os valores das alturas geométricas,

assim como suas pressões correspondentes.

Tabela 5.2 - Alturas geométricas

Grandeza Unidade

Zs m 11,30

kPa 90,35

Zd m 24,10

kPa 192,68

5.1.3. Pressões nos reservatórios e Vazão de projeto

Nesta seção, serão apresentados os valores de pressão no desidratador e no

tanque de armazenamento. Na condição mais crítica apresentada para o funcionamento

do sistema, a pressão no reservatório de sucção (Ps) assim como o nível de líquido em

seu interior são mínimos. Em contrapartida, a pressão no reservatório de descarga (Pd)

será a máxima. Além disso, será apresentado o valor da vazão de projeto, vazão na qual

são realizados os cálculos. Na Tabela 5.3 abaixo, esses valores estão descritos.

Tabela 5.3 – Pressões nos reservatórios

Grandeza Unidade Pd kPa (g) 220,10 Ps kPa (g) 118,70

Vazão de Projeto (Qproj) kg/h 407500,00 m³/h 500,00

5.2. Caracterizando o sistema

Serão expostos aqui os cálculos realizados, para obter os valores e as curvas que

caracterizam o sistema, desde as perdas de carga, altura manométrica do sistema, curva

do sistema, até o NPSH disponível.

38

5.2.1. Perdas de carga

Os cálculos das perdas de carga nas linhas de sucção e descarga serão

apresentados nessa seção juntamente com os dados requeridos do escoamento do fluido.

Esses cálculos foram feitos a partir dos conceitos e diagramas exibidos nas seções 4.1 e

4.2.

Serão primeiramente apresentadas nas Tabelas 5.4 (sucção) e Tabelas 5.5

(descarga) as propriedades básicas do sistema juntamente com a perda de carga normal

para cada um de seus respectivos trechos. No caso do sistema estudado, existem sete

trechos distintos, sendo dois na sucção e cinco na descarga. Posteriormente, os cálculos

de perda de carga localizada dos trechos, com seus respectivos acidentes, serão

apresentados nas Tabelas 5.6 (sucção) e nas Tabelas 5.7 (descarga). Alguns

equipamentos presentes na linha tiveram suas perdas de carga dadas diretamente pelo

fabricante, e estas serão exibidas na Tabela 5.8. Lembrando que a tubulação é de aço

carbono em toda a linha, sendo ε = 0,0456 mm, como apresentado na Tabela 4.1.,

Tabelas 5.4 – Perda de carga distribuída nos trechos da sucção

Tabela 5.4a – Perda de carga distribuída no trecho 1

Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 1000,00

Massa específica kg/m³ 815,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 7995,15

Viscosidade (µ) mPa.s 5,2 Diâmetro nominal in 14,0 Diâmetro interno mm 342,9 Área tranversal m² 0,09

Velocidade m/s 3,01 Número de Reynolds (Re) - 161656,96 Rugosidade relativa (εD) - 0,0001

Fator de atrito (f) - 0,017 Comprimento da tubulação m 45,8 Perda de carga distribuída

(hfn) m 1,05

kPa 8,37

39

Tabela 5.4b – Perda de carga distribuída no trecho 2






(hfn) m 0,07

kPa 0,55

Tabelas 5.5 – Perda de carga distribuída nos trechos da descarga

Tabela 5.5a – Perda de carga distribuída no trecho 3






(hfn) m 0,78

kPa 6,21

40

Tabela 5.5b – Perda de carga distribuída no trecho 4






(hfn) m 0,72

kPa 5,75

Tabela 5.5c – Perda de carga distribuída no trecho 5






(hfn) m 0,21

kPa 1,70

41

Tabela 5.5d – Perda de carga distribuída no trecho 6






(hfn) m 0,23

kPa 1,84

Tabela 5.5e – Perda de carga distribuída no trecho 7






(hfn) m 3,48

kPa 28,38

42

Tabela 5.5f – Perda de carga distribuída total

hfn Unidade

Sucção m 1,12

kPa 8,92

Descarga m 5,41

kPa 43,87

Total m 6,53

kPa 52,79

Tabelas 5.6 – Perda de carga localizada nos trechos da sucção

Tabela 5.6a – Perda de carga localizada no trecho 1

Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]

hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Redução 1 0,49

4,54 3,01 2,09 16,74 Cotovelo 90° 5 0,23

Tê (Fluxo Ramificado) 1 1,25 Válvula gaveta 1 0,04

Válvula de retenção 1 1,62

Tabela 5.6b – Perda de carga localizada no trecho 2


hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Cotovelo 90° 2 0,25 4,72 2,61 1,64 13,08 Válvula gaveta 1 0,06

Filtro Y 1 4,17

Tabelas 5.7 – Perda de carga localizada nos trechos da descarga

Tabela 5.7a – Perda de carga localizada no trecho 3


hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Cotovelo 90° 5 0,26

4,37 4,15 3,84 30,68 Tê (fluxo ramificado) 1 1,30

Válvula gaveta 1 0,08 Válvula de retenção 1 1,70

43

Tabela 5.7b – Perda de carga localizada no trecho 4


hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Cotovelo 90° 1 0,24 1,49 3,65 1,01 8,10 Tê (fluxo ramificado) 1 1,25

Tabela 5.7c – Perda de carga localizada no trecho 5


hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Redução 1 0,15 0,95 2,61 0,33 2,63 Cotovelo 90° 3 0,25

Válvula gaveta 1 0,06

Tabela 5.7d – Perda de carga localizada no trecho 6


hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Ampliação 1 0,09 0,78 2,55 0,26 2,12 Tê (fluxo ramificado) 1 0,69

Tabela 5.7e – Perda de carga localizada no trecho 7


hfL [m]

ΔP hfL [kPa]

Válvula gaveta 7 0,05 0,35 3,58 0,23 1,86

Tabela 5.7f – Perda de carga localizada total

hfL Unidade

Sucção m 3,73

kPa 29,82

Descarga m 5,67

kPa 45,40

Total m 9,40

kPa 75,22

44

Tabela 5.8 – Perdas de carga dos equipamentos, dadas pelos fabricantes

Equipamento Unidade Perda de Carga Medidor de Vazão 1 kPA 5,00 Medidor de Vazão 2 kPA 120,00 Misturador Estático kPA 10,00 Válvula de Controle kPA 70,00

Trocador de calor (Placa) kPA 147,10 Total kPA 352,10

Estando em posse de todas as perdas de carga do sistema, pode ser apresentado

então na Tabela 5.9, a perda de carga total do sistema.

Tabela 5.9 – Somatório das perdas de carga dos sistema

hf Unidade

Sucção m 4,85

kPa 38,74

Descarga m 11,08

kPa 89,27

Equipamentos m 44,04

kPa 352,10

Total m 59,96

kPa 480,11

5.2.2. Altura manométrica do sistema

Tabela 5.10 – Altura manométrica do sistema

Altura Manométrica do Sistema

Zd m 24,10

kPa 192,68 Pd (g) kPa 220,10 Hfd kPa 89,27

Zs m 11,30

kPa 90,35 Ps (g) kPa 118,70 Hfs kPa 38,74

ΔP H kPa 683,84 H m 85,53

Finalmente, a partir dos resultados obtidos nas seções anteriores deste capítulo,

temos disponíveis todos os dados necessários para o cálculo da altura manométrica do

45

sistema (H) para a vazão de projeto, a partir da equação 4.10. A tabela 5.10 exibe os

resultados desse cálculo.

5.2.3. Curva característica do sistema

Para a plotagem da curva característica do sistema, é necessário possuir o valor

da altura manométrica para diferentes valores de vazão. Portanto, repetindo-se os

cálculos anteriores para outros cinco valores de vazão, serão obtidos os dados

apresentados na Tabela 5.11 e assim obter a curva característica mostrada na figura 5.1.

Tabela 5.11 – Valores de H para diferentes vazões.

Vazão (Q) [m³/h]

Altura manométrica do sistema (H) [m]

0 69,52 200 72,15 400 79,80 500 85,53 600 92,55 700 100,85

Figura 5.1 – Curva característica do sistema.

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Altu

ra M

anom

étric

a do

Sis

tem

a (H

[m])

Vazão (Q [m³/h])

Curva do Sistema (H x Q)

46

5.2.4. NPSH disponível

A partir da equação 4.11 e dos cálculos das seções anteriores, é possível

encontrar o valor do NPSH disponível do sistema para essas condições críticas, na

vazão de projeto. Segue abaixo na Tabela 5.12 o NPSH disponível.

Tabela 5.12 – NPSH disponível

Grandeza Unidade

Zs kPa 90,35 m 11,30

Ps (g) kPa 118,70 hfs kPa 38,7

Peso Específico kg/m².s² 7995,2 Hs kPa 170,3

Patm kPa 101,33 Pv (a) kPa 234,50

NPSH disp kPa 37,13 m 4,64

47

6. Análise de propostas e seleção da bomba

Nesta etapa do projeto, os fabricantes participantes da licitação, já em posse dos

dados obtidos no capítulo anterior, apresentam suas propostas técnicas para serem

analisadas e comparadas. Essas propostas são documentos que contém os detalhes de

construção e performance da bomba. Como não foi possível ter acesso a dados quanto

ao custo da bomba, não houve possibilidade de ser realizada uma análise de custos, e

assim a análise irá se restringir a parte técnica das bombas.

Os dados de performance a serem analisados, serão exibidos a seguir. Serão

apresentados dois fabricantes genéricos para análise, o fabricante S e o fabricante F.

6.1. Dados de performance

Figura 6.1 – Curvas de performance fornecedor S

48

Figura 6.2 – Curvas de performance fornecedor F

49

6.2. Análise de performance

Esta seção é dedicada à análise de performance das bombas de cada fornecedor.

Para isso, será utilizada como guia de análise a norma API 610, amplamente utilizada

pelos fabricantes para avaliação de bombas na área de óleo e gás.

6.2.1. Análise de potência

A análise de potência absorvida é realizada com o propósito de se dimensionar a

potência instalada que alimentará o eixo da bomba. De acordo com a norma API 610,

para se encontrar o valor da potência que deverá ser instalada é preciso aplicar

acréscimos aos valores de potência absorvida da bomba para que se possa garantir o

acionamento da bomba. Dependendo da faixa na qual a potência se encaixe o acréscimo

é determinado. Na Tabela 6.1 abaixo estão expostos os valores presentes no critério da

norma.

Tabela 6.1 – Critério API 610 para Potência instalada [19’]

Classificação do Motor Acréscimo ao valor da Potabs % kW HP

< 22 < 30 125 22 ≤ Potabs ≤ 55 30 ≤ Potabs ≤ 75 115

> 55 > 75 110

A Tabela 6.2 a seguir exibe os valores das potências (absorvida e útil) das duas

propostas, obtidas pela equação 4.12 (com suas devidas conversões de unidade), seus

respectivos acréscimos e suas potências instaladas, recorrigidas através da norma.

Tabela 6.2 – Potência das bombas propostas

Fornecedor Potútil [kW]

Eficiência (ƞ) %

Potabs [kW] Acréscimo

Potência Instalada

[kW] S 95,10 76,6 124,15

10% 136,56

F 95,10 71,3 133,38 146,71

Como podemos ver acima, a bomba do fornecedor S exige uma potência

instalada menor que a do fornecedor F, evidenciando o fato da bomba proposta pelo

fornecedor S ser mais eficiente.

50

6.3. Análise de vazão

A análise da faixa de vazão consiste em verificar se a faixa de vazão preferencial

declarada pelo fabricante e a vazão de projeto se encaixam em faixas determinadas pela

norma API 610.

A norma diz que a faixa de operação preferencial deve estar dentro de uma faixa

compreendida entre 70% a 120% do BEP (Best Efficiency Point) da bomba declarado

pelo fabricante. Já a vazão de projeto deve se situar na faixa que vai de 80% a 110% do

BEP.

A Tabela 6.3 abaixo exibe o BEP e a faixa preferencial de operação declarada

pelo fornecedor, a faixa preferencial de operação, calculada segundo a norma, e a região

na qual a vazão de projeto deve estar situada, também calculada de acordo com a API

610.

Tabela 6.3 – Análise de vazão.

Fornecedor Vazão de Projeto [m³/h]

BEP [m³/h]

Região permitida

Fornecedor [m³/h]

Região preferencial

API 610 [m³/h]

Região ideal API 610 [m³/h]

S 500,0

498,0 185,2 - 597,8 348,6 - 597,6 398,4 - 547,8 F 533,1 192,8 - 640,2 373,2 - 639,7 426,5 - 586,4

Como pode ser observado, a vazão de projeto se encontra dentro da região ideal

determinada pela norma, tanto para o fornecedor S, quanto para o fornecedor F, estando

assim, portanto, ambos os fornecedores aprovados nessa questão.

6.4. Análise de cavitação

A análise de cavitação é destinada à verificação da possibilidade de ocorrência

deste fenômeno durante o funcionamento da bomba. Para isso, foram utilizados os

valores de NPSH requerido contidos nas propostas, o valor de NPSH disponível do

sistema obtido no capítulo 5 e a equação 4.13.

Fornecedor S

4,64푚 ≥ 2,48푚 + 2,0푚푑푒푙í푞푢푖푑표

4,64푚 ≥ 4,48푚 → 푶푲!

51

Fornecedor F

4,64푚 ≥ 2,00푚 + 2,0푚푑푒푙í푞푢푖푑표

4,64푚 ≥ 4,00푚 → 푶푲!

A partir dos cálculos acima podemos perceber que ambos os fabricantes

apresentam valores de NPSH requerido menor que o NPSH disponível do sistema.

6.5. Conclusão da análise técnica

Através da análise e conclusões desenvolvidas nesse capítulo podemos perceber

que mesmo que as bombas de ambas as propostas atendam satisfatoriamente as

necessidades do projeto, a proposta do fornecedor S é superior tecnicamente.

Durante a análise de potência, já foi perceptível a maior eficiência da bomba S. Na

análise de vazão, apesar de ambas terem sido aprovadas, deve-se notar que a vazão de

projeto se encontra muito mais próxima do BEP no caso da bomba do fornecedor S (2

m³/h de diferença), que no caso da bomba do fornecedor F (33,1 m³/h de diferença),

sendo mais um atestado da maior eficiência da bomba do fornecedor S, e portanto, de

sua superioridade técnica.

52

7. Revisão das Linhas

Durante a fase de projeto muitas vezes ocorrem situações que acabam

acarretando em modificações no mesmo. Sendo assim, é comum encontrar algumas

diferenças entre o projeto original e o executado. Os motivos destas modificações

variam de acordo com o tipo de projeto. Em sistemas hidráulicos como o estudado, as

principais situações causadoras dessas mudanças são as seguintes:

Tensão na linha acima da permitida por norma;

Interferência entre as linhas;

Necessidade de linha de by-pass.

Dentre os três motivos citados, o que ocorre com a maior frequência é a

interferência entre linhas, sendo responsável por cerca de 90% das mudanças que

ocorrem na linha. No projeto estudado neste trabalho, ocorreram alguns problemas de

interferências entre as linhas do módulo, e, devido a isso, foram feitas alterações na

linha, trechos 1 (sucção) e 3 (descarga), onde houve variação na quantidade de certos

acidentes, no caso Cotovelos 90º, e variação no comprimento da tubulação, gerando

novos dados ao sistema, como podem ser vistos nas Tabelas 7.1 e 7.2.

Tabela 7.1 - Modificações na linha

Trecho Modificações

1 Cotovelo 90° 3* unidades

Comprimento da tubulação 44,9* m

3 Cotovelo 90° 2* unidades

Comprimento da tubulação 8,8* m *Valores após as modificações na linha.

Tabela 7.2 - Novos dados do sistema

Grandeza Unidade

hf Total kPa 59,15 m 472,92

ΔP H kPa 676,654 H m 84,633

NPSH disp kPa 38,33 m 4,79

53

Diante destas modificações será traçada uma nova curva do sistema vista na

Figura 7.1, através das vazões da Tabela 7.3, a fim de avaliar se a bomba anteriormente

selecionada segue suprindo as condições exigidas pelo sistema.

Tabela 7.3 - Vazões para traçar a curva do sistema

Vazão (Q) Altura manométrica do sistema (H) [m³/h] [m]

0 69,52 200 72,00 400 79,22 500 84,63 600 91,26 700 99,10

Figura 7.1 - Curva do Sistema após a revisão da linha

Analisando os novos dados e a curva do sistema, podemos perceber que o

impacto dessas alterações na linha foi muito pequeno. Foi notada uma diminuição na

altura manométrica do sistema, porém essa variação pode ser corrigida a partir da

válvula de controle presente na linha de descarga. Quanto ao NPSH disponível, houve

um aumento, o que, portanto torna desnecessária uma nova análise, já que as bombas

foram aprovadas no teste de cavitação para um valor menor, e assim obviamente

também estão aprovadas para este novo valor.

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Altu

ra M

anom

étric

a do

Sis

tem

a (H

[m])

Vazão (Q [m³/h])

Curva do Sistema (H x Q)

54

8. Conclusões

O petróleo, apesar de o mundo seguir numa busca por novas fontes de energia,

segue insubstituível, e com enorme importância do cenário energético mundial, visto

que grande parte dos países, até mesmos os grandes produtores, seguem importando, e a

demanda de óleo e gás vem se mostrando numa crescente.

Para suprir essa demanda, é fundamental o funcionamento dos navios FPSO,

pois além de ser responsável pela extração desse óleo, eles ampliam os horizontes de até

onde a indústria pode ir em busca de novas reservas, devido a sua capacidade de

armazenamento. E para garantir o funcionamento adequado desses FPSO, é

fundamental que os sistemas hidráulicos do navio funcionem de maneira adequada e

eficiente.

No caso de estudo, os cálculos feitos para a caracterização do sistema,

mostraram um resultado dentro da faixa comum dos sistemas que atuam neste

segmento, com ambos os fornecedores em posse desses dados sendo capaz de encontrar

uma bomba com um Head que suprisse a altura manométrica do sistema.

Tendo caracterizado o sistema foi avaliada a parte técnica para selecionar a

melhor bomba possível para o sistema. Nesta avaliação, na análise de potência, foi

perceptível o maior rendimento da bomba do Fornecedor S, que exigiu uma menor

potência instalada, e assim um menor gasto energético e consequentemente menor custo

para operar. Sendo assim, no quesito potência a bomba do Fornecedor S já havia levado

vantagem.

Ao fazer a análise de vazão, ambas as bombas foram aprovadas pelo critério API

utlizado, entretanto, foi vista mais uma evidência da maior eficiência da bomba do

fornecedor S. Esta possuía seu BEP, bem mais próximo da vazão de projeto que a outra,

garantindo novamente uma maior eficiência.

A última análise, a da cavitação, pelo critério ser bastante rigoroso (+2,0 m), a

avaliação é feita somente com critério eliminatório. Como ambas as bombas passaram,

não cabe qualquer avaliação quanto a sua performance.

Tendo então, selecionado a bomba do fornecedor S, foi avaliada uma outra

circunstância, muito usual nesse tipo de projeto, a mudança de linha. O projeto teve de

ser modificado por uma interferência da linha, com outra linha do módulo, tendo a linha

assim que ser modificada. Foi então reavaliado o sistema, para os novos dados e a

55

mudança foi pequena, o que permitiu concluir que a bomba anteriormente selecionada

continua suprindo as condições exigidas pelo sistema e, portanto, não há necessidade de

modificação na escolha da bomba do projeto.

56

9. Referências Bibliográficas

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de 2014

[2] http://www.history.com/topics/john-d-rockefeller . Consultado em 16 de Maio de

2014

[3] http://educaterra.terra.com.br/voltaire/mundo/petroleo3.htm . Consultado em 16 de

Maio de 2014

[4] http://www2.fiescnet.com.br/web/pt/site_topo/energia/info/as-crises-do-petroleo-1 .

Consultado em 16 de Maio de 2014.

[5] http://www.infoescola.com/economia/crise-do-petroleo/ . Consultado em 16 de Maio

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[6] http://www.brasilescola.com/historiag/petroleo1.htm . Consultado em 16 de Maio de

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[7] http://oglobo.globo.com/infograficos/linha-do-tempo-oil-gas/ . Consultado em 16 de

Maio de 2014.

[8]MME – Ministério de Minas e Energia – “A crise do petróleo e os biocombustíveis”.

Disponível em http://www.mme.gov.br .Consultado em 17 de Maio de 2014.

[9] http://www.petrobras.com/pt/energia-e-tecnologia/fontes-de-energia/pre-sal/ .


[10]http://www.deloitte.com/view/en_US/us/Industries/oil-

gas/2a5868f26abf2410VgnVCM1000003256f70aRCRD.htm . Consultado em 20 de

Maio de 2014.

[11] https://www.cia.gov/library/publications/the-world-

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seleção e avaliação técnica de uma bomba para o sistema de

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