DESAFIOS NO TRANSPORTE E INSTALAÇÃO DE PLATAFORMAS PARA OS CAMPOS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO.

UNIVERSIDADE VEIGA DE ALMEIDA

DESAFIOS NO TRANSPORTE E INSTALAÇÃO DE PLATAFORMAS PARA OS CAMPOS DO PRÉ-SAL BRASILEIRO.

Bruno victoriano martins rial

Resumo

As atividades de exploração e prospecção offshore se encontram progressivamente mais distantes da costa devido as descobertas de novas jazidas em águas cada vez mais profundas e de tecnologias que possibilitam seu alcance. Essas atividades evoluíram, em meio a crise do petróleo, exigindo soluções rápidas e economicamente viáveis. Com o advento do Pré-sal novos conceitos foram concebidos … Este trabalho fará uma análise dos diferentes tipos de plataformas marítimas, bem como seu transporte e seus processos de instalação. Também, contém diversos conceitos sobre a infraestrutura offshore, seus equipamentos, materiais e técnicas usadas para construção das estruturas marítimas, dentre outras. A metodologia utilizada foi fundamentada em revisões bibliográficas de livros, teses, monografias, dissertações, artigos e demais fontes relevantes para a elaboração sucedida do presente trabalho, visando destacar as melhores soluções operacionais e econômicas para cada projeto.

Palavras-chave: Plataformas Marítimas, Transporte Offshore, Instalação Offshore, Tecnologia

Abstract

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Palavras-chave: Mettzer. Formatting. Academic work.

Introdução

A indústria offshore instalou suas primeiras plataformas no Golfo do México em 1947, e os lucros gerados com esse novo investimento, em águas rasas, se mostraram bastante atrativos comparados com as instalações em terra.

Gradualmente, a demanda por petróleo no mundo se intensificou e os preços do barril atingiram valores altíssimos fazendo com que os olhares se voltassem para o mar, onde outrora era descartada a exploração nessas áreas devido aos empecilhos gerados pelos fatores ambientais, limitações tecnológicas na época e custos mais elevados. A partir dessas transformações, no mercado financeiro, se mostrou economicamente viável a busca por petróleo e gás no mar.

As atividades de exploração offshore, no passado, se limitavam a localidades próximas da costa, porém com o aquecimento do setor e aumento da procura por petróleo e seu derivados, bem como a busca por novas jazidas em águas cada vez mais profundas, fez se necessário o uso de novos conceitos de plataformas, equipamentos mais sofisticados e embarcações de apoio mais seguras. Assim o mercado se tornou mais competitivo e estratégico.

No Brasil a descoberta das jazidas de petróleo em águas rasas ocorreu por volta da década de 1960, onde as primeiras plataformas, classificadas como fixas, foram instaladas no Nordeste brasileiro e depois na costa do Sudeste, ambas operadas pela Petrobrás. 

Posteriormente por volta dos anos de 1980 com a exploração em águas mais profundas, passou-se a adotar também unidades flutuantes. 

Em 2000 surgiram novos conceitos de navios-plataforma ainda mais sofisticadas e capacitadas para operar em águas ultra-profundas.

Atualmente o Brasil detém cerca de 155 plataformas de petróleo espalhadas por toda a costa brasileira. Sendo que a  maioria delas são flutuantes e classificadas para atuarem nas águas com maiores profundidades, encontrando-se ,majoritariamente, instaladas nas bacias de Campos e Santos no litoral da Região Sudeste brasileira. Contudo apenas duas unidades operam na Bacia do Espírito Santo e outra na Bacia de Sergipe.

As fixas são empregadas perfeitamente para águas rasas e perto da costa. Sua distribuição em maiores números é na Região Nordeste e estão situadas nas bacias de Camumu, Sergipe, Potiguar e Ceará. Mas também operam nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo.

A grande parte dessas unidades são operadas pela Petrobrás e por empresas privadas, tais como: Total, Shell, Chevron, Equinor, PetroRio, Dommo Energia e QGEP. 

Tendo em vista isso, existem diversos tipos de plataformas offshore, definidas de acordo com as suas características peculiares e suas classificações para os locais onde irão operar. O que implica em diferentes instalações e projetos próprios para cada uma.

O Pré-sal representa um dos grandes acontecimentos na indústria mundial do petróleo com uma relevante importância no desenvolvimento econômico e tecnológico para o país, todavia são colossais os desafios encontrados para transformar essa façanha em algo possível devido as condições severas do mar em maiores profundidades, a viabilidade econômica, dificuldades tecnológicas, riscos ambientais e políticos. 

Além disso, as suas enormes reservas se localizam a cerca de 300 km da costa Sudeste ocupando uma área de 149 mil km², o que dificulta a capacidade de mobilização de pessoas e equipamentos de contenção nesse ambiente ainda mais extremo.

 O objetivo essencial desse trabalho é apresentar os desafios encontrados nas operações de transporte e instalação de plataformas, com maior foco na província do Pré-sal, destacando os seus principais tipos e de acordo com suas particularidades operacionais evidenciando as técnicas empregadas, embarcações utilizadas e os equipamentos adotados durante esses procedimentos. Inclusive, abordar os avanços tecnológicos que facilitam cada vez mais executar essas etapas no ambiente marinho hostil a grandes distâncias da costa e em gigantescas profundidades, dentre outros assuntos pertinentes a essas realizações.

O trabalho está divido em mais seis capítulos, além desse já visto, e distribuídos da seguinte maneira:

O capítulo 2 detém as informações de maneira geral sobre a tipologia das unidades mais utilizadas no setor offshore, mencionado seu respectivo emprego, materiais usados na construção e limitações do projeto para certas localidades.

O capítulo 3 apresenta as embarcações comumente empregadas no transporte, durante a etapa de instalação, das plataformas e de seus equipamentos , bem como seus atributos operacionais diferenciados. Nesse capítulo, também, é realizado um comparativo entre essas embarcações.

O capítulo 4 analisa e explica os diferentes processos de instalação para cada plataforma, e quais os métodos, equipamentos e sistemas de ancoragem adequados para a fase de instalação

O capítulo 5.

O capítulo 6 apresenta a conclusão do trabalho sobre o papel de um projeto de plataforma bem estruturado, onde são levados em conta os aspectos tecnológicos, as limitações operacionais desse projeto as condições climáticas e marítimas, e o uso de uma equipe multidisciplinar para seu desenvolvimento.

Tipos de plataformas marítimas 

Plataformas ou sondas são classificadas e empregadas de acordo com a sua finalidade, mobilidade, operação e ancoragem. A escolha e utilização de determinado tipo de plataforma, também, deve levar em conta a lâmina d´água (LDA), condições ambientais (onda, vento e correnteza), relevo do solo oceânico, tempo de operação, escoamento do óleo e a relação custo benefício.

Logo, sua classificação se condicionada da seguinte forma :

  • Finalidade: Perfuração de poços, produção de poços, armazenamento, sinalização, mergulho e alojamento. 
  • MobilidadeFixas ou permanentes e móveis (Rebocáveis ou auto propulsoras).
  • Ancoragem: Apoiadas no fundo (fixas) ou flutuantes.
  • Operação: Auto suficientes ou apoiadas por navios de apoio.

As lâminas d’água onde essas unidades executam suas atividades são categorizadas em águas rasas (até 200 metros), intermediárias (até 1500 metros), profundas (até 2500 metros) e ultraprofundas (até 4000 metros). 

Dependendo do tipo de plataforma empregada são usados equipamentos diferentes e projetados para a necessidade especifica de cada uma delas, conforme apresentado na figura 1 e figura 2. Podem ser fixas ou flutuantes e voltadas para a perfuração, produção (quando pode extrair o petróleo e separar o óleo, água e gás), armazenamento ou até mesmo ter duas dessas funções.

Diferentes tipos de plataforma
Diferentes tipos de plataforma(PETROLEONOMAR,2009)

Tipos de plataformas fixas e flutuantes
Tipos de plataformas fixas e flutuantes(PETROLEONOMAR,2009)

Na operação de perfuração, por exemplo, o Blowout Preventer (BOP) é um dos equipamentos mais importantes para esse processo, pois é o equipamento de segurança usado para controlar as pressões no interior do poço durante a perfuração com o intuito de evitar um influxo dos fluidos da formação para o poço e o aumento de pressão no fundo deste, ou seja, o fenômeno chamado de kick. Este se não for devidamente controlado poderia vir a causar um Blow out (escoamento descontrolado do fluido para a superfície) desencadeando um grave acidente.

 Em unidades de perfuração marítima fixas o BOP se encontra na superfície e nas flutuantes no fundo do mar, mas existem exceções. 

O conjunto de operações com o objetivo de equipar o poço para a produção de óleo ou gás para a injeção de fluidos no reservatório de maneira segura e controlada é denominada completação. Existem dois sistemas de completação a seca e a molhada, ambas possuindo a mesma função, mas diferindo em seu posicionamento, superfície ou fundo do mar, dependendo da unidade de produção utilizada e também  na questão da manutenção.

plataformas fixas

São estruturas modulares feitas em aço ou concreto voltadas para a perfuração ou produção, e que são instaladas no fundo do mar por meio de estacas tradicionais, sapatas ou por gravidade, com o objetivo de permanecer no local por um longo período de tempo até o esgotamento das jazidas. Depois de serem devidamente fixadas no solo marinho podem receber um convés com todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de pessoal e de todas as instalações para a produção dos poços. Sua estrutura pode ser rígida ou flexível dependendo dos fatores ambientais onde será instalada.

Possuem a vantagem de serem completamente estáveis mesmo em péssimas condições do mar e de serem usadas tanto para perfuração quanto produção de petróleo, entretanto normalmente utilizadas para a produção. São caracterizadas por serem as mais empregadas nos campos localizados em lâminas d´água de até 300 metros, ou seja, próprias para águas rasas. O óleo ou o gás produzido tem de ser enviado diretamente para a terra através de oleodutos, gasodutos ou navios acoplados à plataforma.

Essas unidades utilizam a completação seca devido ao sistema de cabeça do poço estar localizado na superfície. Dessa forma, o acesso ao poço e o controle da produção do mesmo, ocorre por meio de um conjunto de válvulas (Árvore de natal convencional – ANC), é simplificado e de fácil manutenção para seus operadores se comparado ao da completação molhada. A Árvore de Natal usada em completações secas recebe o nome de convencional ou seca.

As plataformas fixas foram as primeiras unidades a serem desenvolvidas e as mais usadas habitualmente, em águas rasas,  no setor de óleo e gás. Todavia esse tipo de unidade não pode ser utilizada em águas mais profundas devido a uma maior instabilidade de sua base em decorrência da profundidade mais elevada. 

Outro ponto negativo seria o custo crescente com aço ou concreto empregados para construir uma base de sustentação maior com a finalidade de estabiliza-la, assim, esses custos tendem a aumentar de acordo com a profundidade do campo inviabilizando o projeto.

Atualmente, existem quatro tipos de plataformas fixas: Jaqueta, Torre Complacente, Auto- Elevatória e de Gravidade. 

Jaqueta (Jacket)

São estruturas de revestimento compostas por tubos de aço, e pela forma como são montadas se encaixando (vestindo) nas estacas recebem a denominação de jaqueta. A mesma é constituída por uma estrutura treliçada e fixada no solo marinho através de grossas estacas tubulares de aço de diâmetros variáveis, e dependendo do projeto podem vir a penetrar o fundo do mar até 100 metros ou mais de profundidade. Dessa maneira suportando às tensões durante a cravação dessas estacas visando garantir a estabilidade da plataforma.

Com isso é importante analisar o projeto das estacas, uma vez que diz respeito a profundidade da lâmina d´água, o que é determinante para a definição de suas dimensões, construção e lançamento adotados para determinada jaqueta.

 A maioria das plataformas do tipo jaqueta são pequenas e estão localizadas em águas com LDAs inferiores a 75 metros, mas também exitem estruturas grandes usadas em maiores profundidades. É o tipo de plataforma fixa mais comumente usado. 

Sua construção, normalmente, é realizada em terra e em partes separadas que serão unidas em um único módulo (jaqueta) flutuante na posição horizontal, e depois de completadas são levadas por meio de barcaças até o local onde serão fixadas com o auxílio de uma embarcação. Neste local serão afundados seus flutuadores de modo que a mesma afunde verticalmente e se assente no fundo do mar através da cravação das estacas. 

A estrutura tubular de uma jaqueta é projetada para suportar vários esforços, tais como: 

  •  Peso do equipamento de processamento (topsides)
  •  Impacto das ondas  
  •  Pressão do vento nas laterais
  •  Correntes marítimas
  •  Corrosão 
  •  Efeito de fadiga
  •  Tempo de ciclo de vida

Dessa forma, ela age como uma gaiola protegendo todas as tubulações que irão até o fundo do mar e, também, das cargas laterais e axiais as quais serão submetidas em serviço. O convés conectado à jaqueta auxilia na transferência dos esforços em ambos os sentidos. A figura 3 ilustra bem essa estrutura.

Plataforma Fixa do Tipo Jaqueta
Plataforma Fixa do Tipo Jaqueta(SEMANTICSHOLAR,2015)

Para Coelho (2010), os elementos principais que constituem uma plataforma fixa desse tipo destacam-se e são caracterizados da seguinte forma: 

  • Baleeira –  Embarcação de segurança utilizada para abandono da plataforma,
    seguindo uma norma preestabelecida.
  • Barco de apoio – Possui um de sistema de posicionamento dinâmico através de
    satélite ou similar, de modo a manter a embarcação em determinada coordenada durante a execução do trabalho no mar.
  • Câmara de descompressão – Mantém o mergulhador à mesma pressão do local
    onde irá trabalhar, adaptando-o à essas condições.
  • Cestinha – Operada por um dos guindastes da plataforma transportando pessoas e
    pequenos volumes entre a plataforma e embarcações ou vice-versa.  
  • Cozinha e refeitório – Aberta tanto de dia quanto de noite para atender os vários turnos de trabalho.
  • Dutos de exportação – Escoam a produção para um navio tanque, outra
    plataforma ou algum ponto em terra. A separação do óleo e da água é
    realizada na planta de processo.
  • Dutos de produção –  Transportam o petróleo dos poços para a plataforma. Eles se
    afastam para aumentar a área de operação.
  • Estacas – Tubos especiais para à fixação apropriada da plataforma no fundo do mar.
  • Gaiola –  Possibilita ao ROV (Remotely Operated Vehicle) atingir maiores profundidades durante o trabalho sem o uso
    da propulsão própria, o que garante ao mesmo também maior estabilidade e autonomia.
  • Jaqueta – Estrutura tubular de suporte da plataforma.
  • Queimador de teste –  Testa o poço ou queima óleo, gás ou detritos no início da
    produção.
  • Sino de mergulho – Transporta o mergulhador da superfície para o fundo do mar e
    vice-versa.
  • Torre do flare – Queima parte da produção de gás que não pode ser utilizada em
    total segurança.
  • Torre da sonda – Estrutura utilizada durante a fase de perfuração e posteriormente
    transferida para outra plataforma, junto com o escritório e a sua estrutura de suporte de heliponto (área destinada exclusivamente a pouso e decolagens de helicópteros).
  • ROV (veículo operado por controle remoto) – Realiza inspeções submarinas e
    operações como corte de cabos, corte de tubos, abertura e fechamento de válvulas. Possuem também a capacidade de gerar imagens de vídeo, possibilitando o monitoramento dos
    mergulhadores pelo pessoal da superfície.

A figura 4 apresentada todos os elementos principais citados anteriormente e alguns que não foram mencionados, mas que fazem parte dessa unidade. 

Plataforma Fixa do Tipo Jaqueta com seus elementos distribuídos pela unidade.
Plataforma Fixa do Tipo Jaqueta com seus elementos distribuídos pela unidade.(DIÁRIO DO PRÉ-SAL,2010)

Torre Complacente (Compliant Tower)

A torre complacente se assemelha a plataforma do tipo jaqueta, uma vez que também possui um revestimento tubular de aço e estrutura treliçada para suportar as instalações de superfície. A principal diferença entre as duas se dá pelo formato, pois a do tipo torre complacente dispõe de menores dimensões podendo consistir em duas ou mais secções o que a torna mais flexível para resistir as forças laterais causadas pelos movimentos do mar e dos ventos. Com isso, aumentando a estabilidade em LDAs superiores a 400 metros, e essa profundidade normalmente se julga inviável economicamente para plataformas do tipo jaqueta. Este tipo de plataforma é demonstrado na figura 5

Plataforma Fixa do tipo Torre Complacente
Plataforma Fixa do tipo Torre Complacente(GLOBALSECURITY,2019)

Auto Elevatória (Jack-up)

Plataformas auto-eleváveis, também conhecidas como Jack-up, são constituídas de um convés, semelhante a uma balsa, equipado com longas estruturas de apoio (pernas) treliçadas móveis que se encontram nas extremidades da plataforma. No local da perfuração essas pernas são acionadas mecânica ou hidraulicamente possibilitando seu movimento na vertical até atingirem e penetrarem o solo marinho fazendo com que a plataforma se erga de modo que a mesma fique acima da superfície do mar a uma altura mais segura e fora da ação das ondas. Geralmente possuem três ou mais estruturas de apoio, e esses procedimentos de elevação e abaixamento consistem em operações críticas que sofrem muita influência das condições climáticas do local. Por essa dificuldade operacional, estatisticamente é o tipo de unidade de perfuração marítima que tem sofrido mais acidentes. Outra desvantagem é a área de seu convés pequena, conforme apresentado na figura 6.

As Jack-up’s são unidades móveis que normalmente não possuem propulsão própria e dependem de rebocadores ou de embarcações especiais para realizar seu transporte, e para grandes percursos seções das pernas são retiradas para melhorar sua estabilidade. Elas possuem a finalidade de perfurar poços exploratórios na plataforma continental em lâminas d’água de até 200 metros de profundidade, porém existem algumas poucas unidades que são voltadas para produção. Destinadas a águas relativamente rasas, porém existe uma classe específica desse tipo de plataformas nomeadas como premium ou ultra-premium jack-up’s, não estudadas nesse trabalho, que possuem a capacidade operacional de atuarem em profundidades ainda maiores.

Plataforma Fixa do Tipo Jack-Up
Plataforma Fixa do Tipo Jack-Up(OPETROLEO,2018)

Gravidade

São plataformas construídas em concreto (comumente), aço ou os dois materiais, e fixadas no fundo do mar por ação da gravidade, ou seja, mantida na posição desejada pelo seu próprio peso. Possuem como finalidade a produção de petróleo até 400 metros de profundidade. Conseguem operar sozinhas e encaminhar o óleo produzido diretamente para a terra por meio de tubulação ou por navios acoplados a mesma, da mesma forma que as do tipo jaqueta. A diferença entre as do tipo jaqueta e as de gravidade se refere a forma como são fixadas no leito marinho, enquanto uma utiliza a gravidade a outra faz uso de estacas. Ademais são altamente apropriadas para o armazenamento e produção de P&G (Petróleo e Gás).

A plataforma de gravidade batiza de Troll A é o objeto móvel mais pesado já feito pela humanidade e é a plataforma de gravidade, dentre todas desse tipo, ancorada mais fundo no mar. 

Na figura 7 é ilustrado as diferentes geometrias (design e dimensional) dessas plataformas e também mostra uma TLP, que será vista mais adiante nesse trabalho.

Plataformas de Gravidade de concreto e suas diferentes geometrias.
Plataformas de Gravidade de concreto e suas diferentes geometrias.(INDUSTRY TAP,2013)

plataformas flutuantes

As plataformas flutuantes foram projetadas devido a grande necessidade de se explorar petróleo em lâminas d´água superiores a 1000 metros, uma vez que as fixas não seriam viáveis para tais profundidades. Essa nova tecnologia possibilitou a produção e perfuração dos poços com mais segurança e estabilidade. 

São estruturas complacentes instaladas e posicionadas por meio de sistema de ancoragem que é composto por elementos estruturais habilitados a manter uma determinada unidade flutuante em posição de equilíbrio ou de um sistema de posicionamento dinâmico (Dynamical Positioning System – DPS) que não precisa de ancoras para operar, mantendo a posição da plataforma de forma automática. Unidades flutuantes que possuem uma maior mobilidade usufruem de um sistema de GPS para controlar sua posição.

Essas unidades utilizam a completação molhada devido ao sistema de cabeça do poço estar localizado no fundo do mar, com exceção da TLP que faz a completação seca igual as unidades fixas. A completação molhada faz com que o acesso ao poço seja mais complicado e custoso, e o controle da produção do mesmo é feito por meio de um conjunto de válvulas mais modernos e sofisticados. Esse conjunto de válvulas usadas nesse sistema de completação recebe o nome de Árvore de natal molhada (ANM), e que são instaladas na cabeça do poço submarino com o auxílio de mergulhadores ou de veículos de operação remota para águas mais profundas ou ultraprofundas.

O BOP das sondas de perfuração se encontra no fundo do mar, menos na TLP que utliza o BOP na superficie. Contudo, estudos tecnológicos estão sendo feitos com o objetivo de viabilizar o uso do BOP de superfície nas plataformas flutuantes.

Existem diversas tipos de plataformas flutuantes que se diferenciam, principalmente, na questão da perfuração, produção e armazenamento de petróleo, pois algumas unicamente perfuram ou produzem e outras possuem a capacidade de produzir e armazenar conjuntamente.  

Atualmente, as mais frequentemente usadas no setor são as semi-submersíveis, a FPSO (Floating Production Storage Offloading), a plataforma com pernas atirantadas (TLP), navio-sonda (Drillship) e a SPAR.

Nos campos do pré-sal e no Brasil a plataforma mais empregada é a do tipo FPSO que são unidades flutuantes de produção do tipo FPS (Floating Production Systems), além dela existem outros tipos que não serão estudados nesse trabalho, como as FPO’s (Floating Production and Offloading) e as FSU’s (Floating Storage Unity). Onde as FPO’s servem de suporte para outras plataformas para armazenar e transportar o óleo. 

Semi-Submersível (Semi-Submersible Platform – SS)

São estruturas flutuantes ancoradas no fundo do mar, podendo ser rebocáveis ou auto-propulsoras, destinadas à perfuração ou produção de petróleo.  Constituídas por flutuadores (pontoons) que possuem colunas estabilizadoras verticais que suportam um convés (Upper Hull) ou mais conveses onde estão localizados a sonda, materiais, equipamentos e o alojamentos para os trabalhadores, e também possui os contraventamentos (bracings) em formato cilíndrico. Os pontões ou flutuadores tem como objetivo garantir a flutuabilidade da plataforma enquanto o afundamento ocorre pelo enchimento dos mesmos por água, e pelo fato de estarem abaixo da linha d´água minimizam a ação das ondas na unidade. Já as colunas são responsáveis por estabiliza-la evitando que ela emborque.

De acordo com Lacerda (2005), as semi-submersíveis de produção permanecem em uma locação por volta de 20 anos e não armazenam óleo, já as de perfuração ficam por um período determinado na locação e, geralmente, as semi-submersíveis de perfuração são denominadas como MODU (Mobile Offshore Drilling Unit).

Podem ser ancoradas por meio de cabos de aço, cabos sintéticos (poliéster), amarras ou a combinação dos três, e com o auxílio do posicionamento dinâmico que não necessita de ancoragem. Sua profundidade de operação depende do uso do sistema de ancoragem, mas sendo empregado o posicionamento dinâmico a unidade pode perfurar ainda mais fundo, cerca de 500 metros de profundidade. 

Nesse conceito, as Semi- Submersíveis possuem mais estabilidade do que outras plataformas flutuantes sendo as escolhidas para condições nas quais se faz necessário uma capacidade maior de suportar águas agitadas e condições climáticas adversas, tornando-se a preferida para perfuração de poços exploratórios.

O escoamento da produção de óleo produzido é realizado por meio de oleodutos ou armazenamento em navios acoplados junto à plataforma, e posteriormente descarregando nos terminais petrolíferos.

A figura 6 mostra uma Semi-Submersível em um estaleiro.

Plataforma Semi-Submersível
Plataforma Semi-Submersível (PORTAL MARÍTIMO,2017)

Plataforma de Pernas Atirantadas (Tension Leg Platform – TLP)

São unidades flutuantes voltadas tanto para a produção de petróleo quanto perfuração de poços para a manutenção destes. Sua estrutura é bastante similar ao design de uma plataforma semi-submersível e assim como elas dispõe de uma excelente área de convés, porém diferente delas as TLPs são ancoradas verticalmente ao fundo do mar por meio de tendões ou pernas de aço fixados por estacadas, e a flutuabilidade de seus casco possibilita que esses tendões mantenham-se tracionados reduzindo o movimento da plataforma. 

Esse sistema amortece e permite apenas o movimento horizontal com o distúrbio de ondas, mas não permite o vertical. Desse forma, as TLPs se tornam bastante seguras e estáveis durante as operações e devido ao movimento diminuído da plataforma a completação pode ser do tipo seca. São o terceiro tipo de unidade flutuante mais utilizado no mundo . 

A principal vantagem dessa plataforma perante outras flutuantes é o uso do BOP de superfície, o que acarreta em uma maior segurança para a tripulação, para o meio ambiente, uma diminuição dos custos com equipamentos e menor tempo de perfuração. 

No escoamento de produção o óleo é escoado para uma plataforma de produção do tipo FPSO que realiza o processamento e o exporta através de navios, pois as Tension Legs não possuem capacidade de armazenamento. 

Plataforma TLP
Plataforma TLP(PETROBRÁS,2017)

Navio-Sonda (Drillship)

Navios-Sonda são estruturas flutuantes, auto-propulsoras, semelhantes a navios comuns, porém adaptados ou projetados para a perfuração em águas muito profundas com mais de 2000 metros de profundidade. A torre de perfuração se encontra no centro na unidade onde, também, se encontra uma abertura em seu casco que permite a passagem da coluna de perfuração (moon-pool). Esses navios possuem mais mobilidade do que os outros tipos de plataformas, porém não é tão estável o que o torna suscetível ao agito das ondas, vento e correntes. A figura 10 apresenta esse tipo de plataforma de perfuração. 

No pré-sal esses navios são de última geração e contam com equipamentos de alta capacidade e atributos tecnológicos. Por exemplo, o sistema Managed Pressure Drilling (MPD) que é uma tecnologia qualificada para permitir o gerenciamento preciso da pressão durante a perfuração dos poços, desse modo possibilitando a construção dos mesmos nesses cenários desafiadores. Esses poços após serem perfurados por essa sonda, serão substituídos por um FPSO capaz de produzir e armazenar óleo. 

O BOP dessa unidade, assim como as semi-submersíveis de perfuração, se encontra no fundo do mar. 

Suas maiores vantagens são a de poder perfurar em qualquer profundidade, operar sem o auxílio de barcos de apoio ou de serviços e a sua grande capacidade de estocagem. 

Navio-Sonda
Navio-Sonda (TECPETRO,2014)

FPSO (Floating Production Storage Offloading) 

São navios-plataforma modernos adaptados com a instalação de módulos de processamento em seu convés (topsides) a partir de um navio petroleiro existente de grande porte que é convertido ou, também, podem ser construídos novos navios especialmente para essa função. Ambos possuindo o objetivo de colocar um campo em produção mais rapidamente e antecipando a receita. Porém nos dias de hoje os custos de novos FPSO são bem mais elevados inviabilizando o projeto.

Esses módulos podem ser divididos em :  

  • Planta de Utilidades 
  • Módulo de Geração
  • Módulo de Processos
  • Módulo de Compressão 
  • Flare

Os FPSO´s tem como distinção das demais plataformas a sua capacidade de  estocar o óleo que produz para posteriormente transferir essa carga para um navio aliviador, dispensando a instalação de infraestrutura de escoamento de óleo. A própria nomenclatura da unidade demonstra seus respectivos atributos, o FPSO consiste de um sistema flutuante (Floating) de produção (Production), estocagem (Storage) e descarregamento (Offloading). É o tipo de embarcação apresentada na figura 11.

Portanto, seu emprego é o mais indicado para operações em campos muito afastados da costa (águas profundas e ultraprofundas) e, consequentemente, dos terminais petrolíferos, tendo em vista que se tornaria inviável a instalação de linhas de dutos a grandes distâncias. 

Dispõem de um sistema de ancoragem semelhante ao do navio-sonda, entretanto, não possuem torre de perfuração instalada na parte central por não serem voltadas para a perfuração. O BOP  de ambos os navios se encontra no fundo mar.

Essas plataformas têm sido usadas principalmente no Mar do Norte, do Sudeste Asiático, Mar Mediterrâneo, Brasil, Austrália e na costa oeste da África. O Brasil é o país onde se encontram em operação o maior número desse tipo de plataforma.

Navio-Plataforma FPSO
Navio-Plataforma FPSO(PETROGASNEWS,2011)

Um tipo diferente de FPSO é a Monocoluna que se destaca por ter a característica marcante de utilizar um casco no formato cilíndrico com eixo vertical, lhe dando mais estabilidade em suas operações se comparada, por exemplo, com o FPSO tradicional. Sua estrutura assemelha-se às plataformas do tipo SPAR, que também será estudada nesse trabalho, entretanto com o calado menor que o da Monocoluna. O casco foi projetado se baseando em diversos estudos hidrodinâmicos complexos com a finalidade de minimizar a força das ondas na unidade. Possui dispositivos redutores de movimentos melhorados dimensionalmente para favorecer ainda mais a redução desses movimentos. Um exemplo do FPSO Monocoluna é apresentado na figura 12.

 São plataformas empregadas na produção e perfuração em lâminas d´água de mais de 2000 metros. A maior vantagem que possuem diz respeito ao seu custo de construção ser menor do que o de outras plataformas para águas profundas, pois se trata de uma estrutura simétrica, assim, a construção é mais simples.

FPSO Monocoluna
FPSO Monocoluna(PETROBRÁS,2016)

SPAR

São unidades flutuantes, de baixo custo, utilizadas para operações de perfuração, produção e armazenamento. Consistem de um sistema formado por um grande cilindro vertical de aço capeado por uma parede de concreto ancorado no fundo do mar, capaz de suportar a parte superior com os equipamentos e atua como proteção para os risers, dessa forma, tornando a SPAR ideal para águas profundas, ultra profundas e, também, com incidência de furacões devido a sua grande estabilidade e segurança.  No em torno do cilindro existem supressores de vórtices utilizados com o objetivo de inibir vibrações. Uma outra característica marcante é o seu calado de operação que mede cerca de 200 metros.

Nas SPAR’s o casco é fixado no leito marinho através de várias técnicas de amarração convencional, porém não necessita de amarrações para ficar em pé. Sua estrutura diferenciada garante que a instalação não desabe mesmo se as amarrações estiverem conectadas inadequadamente, graças ao centro de gravidade localizado abaixo do centro de flutuabilidade, ou seja, seus tanques de flutuação que se localizam na parte superior da estrutura mantém a unidade posicionada verticalmente na água.

Essas plataformas tem mais estabilidade quando comparadas com as TLPs e outras unidades flutuantes, pois possuem um grande contra peso na parte inferior e, como foi dito anteriormente, não dependem de amarração para se manter na posição desejada. Outra diferença entre as duas é que a SPAR possui boias em seus risers de produção enquanto a TLP usa sistemas de tensão. 

Atualmente, existem três tipos de SPARs, que são : 

  • SPAR BUOY;
  • TRUSS SPAR;
  • CELL SPAR.

Na figura 13 são mostrados vários tipos de projetos de SPAR’s, pode-se notar as diferenças de cada uma.

Diferentes projetos de SPAR’s
Diferentes projetos de SPAR's(TECHNIP,2017)

 SPAR BUOY

São plataformas flutuantes que consistem em um único cilindro de aço de grande diâmetro, ancorado e operando na vertical suportando a carga de um convés, como é apresentada na figura 14. Inicialmente as SPARs foram desenvolvidas nesse conceito e posteriormente evoluíram para a TRUSS SPAR.

Plataforma SPAR BUOY
Plataforma SPAR BUOY(ISI ENGENHARIA,2011)

TRUSS SPAR

A TRUSS SPAR possui um cilindro mais curto (tanque rígido) do que a SPAR BUOY o que a torna mais leve e, também, dispõe de uma estrutura treliçada conectada ao fundo do tanque. Essa estrutura chamada de TRUSS é composta de quatro pernas com braçadeiras entre elas e placas horizontais (heave) para proporcionar amortecimento aos efeitos das ondas e dos movimentos verticais da plataforma como demostra a figura 15. Grande parte das SPARs usadas no mundo são do tipo TRUSS.

 Dessa forma esse tipo de unidade é dividida basicamente em três seções distintas, que são:

  • A secção superior cilíndrica (tanque rígido). 
  • A seção de treliça do meio que suporta as placas heave e proporciona separação entre o tanque de quilha e o tanque rígido.
  • O tanque de quilha ou tanque macio que contém o lastro fixo e atua como um local de travamento natural para as tubulações de exportação e as linhas de fluxo, já que as influências ambientais de ondas e correntes e respostas associadas a elas são menos pronunciadas do que mais próxima a superfície.

Plataforma Truss SPAR
Plataforma Truss SPAR(2B1STconsulting,2012)

CELL SPAR

A plataforma CELL SPAR consiste nas mesmas características da TRUSS SPAR, o que as diferencia é que a CELL possui seu cilindro central rodeado por cilindros menores de comprimentos alternados. A figura 16 ilustra essa diferença. 

Plataforma CELL SPAR
Plataforma CELL SPAR(RINGZONE,2017)

transporte das plataformas

O transporte das plataformas é a etapa que antecede o processo de instalação, e o mesmo pode ser feito através de três maneiras diferentes : 

  • Barcaça- utilizada para o transporte das plataformas do tipo Jaqueta e Spar.
  • Rebocador- utilizado para o transporte de grande parte das plataformas, mas principalmente as auto – elevatórias, de gravidade e as FPSOs. 
  • Navio Heavy Lift Vessel (HLV)-  utilizado para o transporte de todos os tipos de plataformas, navios e outros equipamentos offshore. Por essa razão de poder transportar uma grande variedade de cargas é considerado o mais versátil dos três. Podem ser divididos em semi-submersíveis e não submersíveis.  

Para ser feita a melhor escolha de modalidade de transporte são levados em consideração os custos, a segurança e o tempo de transporte. Tudo isso requer um
planejamento muito meticuloso e detalhado, principalmente quanto à preparação do
transporte para receber a embarcação a ser transportada. É necessário que haja troca de
informações entre o armador e a equipe de transporte sobre as características da plataforma
e da embarcação que irá transportá-la. (Amorim,2010)

Logo, os navios que irão transportar e as plataformas transportadas necessitam de certificado de classificação (certificação técnica) e de certificados exigidos pelas autoridades marítimas, tais como:

  • Certificado de Prevenção da Poluição
  • Certificado de Segurança (MODE Code)
  • Certificado de Borda-Livre (linhas de Carga)

Todos esses certificados e inspeções periódicas irão assegurar a conformidade de acordo com os mais avançados critérios técnicos estabelecidos e aplicados para o projeto, fabricação e operação de unidades marítimas. Os quais impactaram positivamente  no resguardo das operações, das pessoas e do meio ambiente. 

BARCAÇA

As barcaças são barcos de fundo plano especialmente desenvolvidos e construídos visando o transporte de equipamentos e instalações no mar. Sua utilização no meio marítimo é indicada para o suporte a instalações que se encontram próximas da costa, ou seja, em águas rasas e inadequadas em localidades muito distantes. Por esse motivo se tornam inviáveis para o transporte de plataformas, compostas de estruturas muito pesadas, longe da costa devido ao alto risco e custo logístico empregado, acarretando em um maior seguro para essa modalidade. 

Podem ser auto propulsoras ou necessitam do auxílio de um rebocador para serem movidas de um lado para o outro, e também são muito lentas o que implica em um maior tempo de viagem até seu destino.

Nas figuras 17 e 18 podemos ver a utilização da barcaça com o auxílio de rebocadores para o transporte da estrutura de uma plataforma do tipo jaqueta e de uma unidade de processamento de uma SPAR, respectivamente. 

Barcaça transportando estrutura de uma plataforma fixa do tipo jaqueta.
Barcaça transportando estrutura de uma plataforma fixa do tipo jaqueta.O autohttps://s-media-cache-ak0.pinimg.com/736x/7f/0e/98/7f0e9885e9b01b0084d18af7bf861564.jpgr

Barcaça transportando uma unidade de processamento de uma SPAR.
Barcaça transportando uma unidade de processamento de uma SPAR.(Gcaptain,2014)

rebocadores

Os rebocadores são embarcações de grande potência e alta capacidade de manobras empregados para o reboque de plataformas, navios, barcaças, grandes estruturas e no manuseio de âncoras e espias (cabos de amarração) que serão instaladas no mar. Englobam nessa categoria os barcos de grande porte anchor handling tug-supply (AHTS) e os de menor porte tug supply (TS). 

Essas embarcações classificadas como supridor/rebocador são chamadas dessa forma devido a sua peculiar versatilidade de executar funções distintas como carga, reboque e servindo de barco supridor. 

Os Tug Supply são usados tanto no reboque de plataformas quanto para o suprimentos das mesmas já instaladas no mar.

A utilização dos AHTS é a preferida para manobras de reboque ou de apoio em mares revoltos ou em alto mar pela sua grande versatilidade e autonomia. Podem também ser usados em missões de resgate a pessoas, socorro a embarcações e no combate a incêndios no mar. Seu emprego como supridor se condiciona graças a sua grande capacidade de transportar produtos químicos, combustíveis e granéis secos, e também transportar cargas variadas, voltadas para a perfuração e produção, em seu convés. Esse navio, de porte avantajado, é capaz de rebocar unidades móveis, transportar suprimentos (tubos, água doce, óleo, lama, salmoura, cimento, peças, entre outros) até a plataforma e fazer o manuseio dos sistemas de ancoragem de forma adequada com o auxílio de equipamentos especializados, arranjados em seu convés, para a ancoragem ou desancoragem de plataformas. Por esses motivos são muito procurados e usados no setor offshore.

Embarcação do tipo Tug Supply
Embarcação do tipo Tug Supply (JORNAL PELICANO,2015)

Embarcação do tipo AHTS
Embarcação do tipo AHTS(DAMEN,2017)

Navio heavy Lift vessel

Navios Heavy Lift Vessel, como o próprio nome evidencia, são projetados especificamente para a manipulação de cargas pesadas e de grandes dimensões em mares com muita agitação. É a opção ideal para o transporte de plataformas pesadas graças a sua grande segurança, boa velocidade e resistência quando submetido a condições marítimas e climáticas adversas. Possuem como característica e diferencial um convés largo, aberto e sem obstruções. Entretanto, dependo do tipo de operação e de carga podem ser adicionados um ou mais guindastes que permitem um melhor manuseio dessas cargas. Devido ao grande número de operações que essa embarcação pode exercer, é necessário que seja equipada com o sistema de posicionamento dinâmico ao qual a mantém na posição ideal com muita precisão e evita possíveis acidentes com as cargas, principalmente, em condições ambientais severas.

Esses navios são classificados em semi-submersíveis e não semi-submersíveis, os quais diferem entre si na questão operacional e suas limitações. 

Além dessa classificação os mesmos encontram-se no mercado possuindo duas tipologias de forma e arranjo diferentes, que são:  

  • Open Stern (não convertido ou original) – construídos a partir de um projeto de um casco específico no qual sua superestrutura é posicionada a vante (parte da frente do navio) e a carga a ré (parte de trás do navio). 

Navio Heavy Lift Original
Navio Heavy Lift Original(BOSKALIS,2017)

  • Closed Stern (convertido) – concebido através da conversação de outras embarcações como navios petroleiros que normalmente são os escolhidos para serem convertidos. Neste tipo, a superestrutura é posicionada a ré e a carga é colocada entre esta e o castelo a vante.

Heavy Lift Convertido
Heavy Lift Convertido (BOSKALIS,2017)

Nos não convertidos uma melhor flutuabilidade pode ser adicionada por meio da instalação de estojos totalmente removíveis a ré que podem ser colocados horizontalmente ou verticalmente. Porém quando esses estojos não estiverem em uso podem ser armazenados sob o castelo de proa em um recesso ou na parte dianteira do convés principal. Em contra partida nos convertidos a flutuabilidade é garantida mantendo o castelo de proa da embarcação original que foi convertida. 

Os navios Heavy Lift possuem grande versatilidade e uma vasta variedade de cargas que podem ser transportadas, e por esse motivo podem realizar suas operações de carregamento / descarregamento, dependendo da carga, por meio de quatro métodos distintos. Esses métodos são classificados como: Float-on / float-off, Roll-on / roll-off, Skid-on / skid-off e Lift-on / lift-off.

A seguir podemos ver a característica de cada um deles de acordo com seu emprego específico : 

  • Float-on / float-off: nessa operação o navio é submergido através do lastramento dos tanques possibilitando que a carga seja posicionada adequadamente no convés com o auxílio de rebocadores e mergulhadores. Após essa etapa o navio é emergido através do deslastreamento dos tanques, assim, erguendo a carga até uma altura segura e fora da ação direta das ondas. Essa operação é a mais complexa e arriscada, pois sofre influência das condições ambientais. Somente os navios Heavy Lift semi-submersíveis são capazes de realizar essa operação. 

Operação Float-on / float-offOperação Float-on / float-offhttps://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/9/90/Float_on_Float_off_Ship_NT.PNG

  • Roll-on / roll-off: nessa operação o navio possui uma rampa de entrada e saída de carga para efetuar o carregamento e o descarregamento da embarcação.

Operação Roll on/ roll off Operação Roll on/ roll off (Joc,2016)

  • Lift-on / lift-off: nessa operação as cargas são carregadas e descarregadas com o auxílio de guindastes. Este tipo de operação é limitado pela capacidade do guindaste utilizado.

Operação Lift-on / lift-offOperação Lift-on / lift-off(Combilift,2017)

  • Skid-on / skid-off: nessa operação no skid-on, bem como nas operações de roll-on e lift-on, a carga é passada da terra para o navio diferentemente das operações de float-on / float-off onde a carga se encontra na água. Neste tipo de operação, o navio é atracado na margem e uma barcaça, equipada com polias, é posicionada em seu bordo oposto. Cabos fazem a ligação entre a carga na terra e as polias da barcaça. Posteriormente a carga é puxada até que esteja posicionada sobre o convés do heavy-lift para a operação de skid-off. No skid-off o sentido do procedimento é o oposto, ou seja, a carga passa do navio para a terra.

Operação
Operação O autor (2017)

Todas as operações feitas pelos Heavy Lift devem ser feitas, preferencialmente, em condições marítimas e climáticas tidas como ideais e em locais abrigados. Dessa forma, evitando possíveis problemas no carregamento e descarregamento de cargas. 

Heavy Lift Semi- Submersível 

Embarcações do tipo Heavy Lift Semi- Submersível são as únicas no mundo capacitadas para o transporte, carregamento e descarregamento de cargas muito pesadas como outros navios, plataformas, submarinos, refinarias e guindastes pelo mundo. As rotas de navegação são determinadas de acordo com o tipo de carga e levando em conta as dimensões próprias de cada canal e profundidade de suas águas, bem como o grau de agitação das mesmas. Uma vez que navios normais não conseguem manipular com aptidão essas cargas extremamente pesadas.

Os FPSO projetados para os campos do Pré-sal tem seus cascos convertidos e integrados a seus módulos  em estaleiros asiáticos. Mas esses cascos, também, podem ser transportados por meio de embarcações Heavy-Lift até estaleiros no Brasil para a conclusão das operações de içamento e integração de módulos da sua planta de processamento.  

Dispõem de uma frota de navios com várias dimensões diferentes de deck de carga, profundidade do casco, limite de peso no deck e outros fatores operacionais (como pode ser visto na figura 25).

A estrutura dessa embarcação conta com um grande número de compartimentos que associados a um sistema seguro e eficiente de lastro e deslastro, permitem um maior controle dos esforços estruturais aos quais a mesma vem a ser submetida. Além disso, usam um sistema de posicionamento dinâmico que aumenta a segurança durante as operações.

Sendo a operação feita pelo método de Float-on / float-off a mais utilizada por esses navios, mas também a considerada mais arriscada dentre todas. Pois a carga a ser transportada perde o empuxo, durante o lastreamento, necessário para mante-la estável, e posteriormente na operação de deslastramento o calado da carga é diminuído gradualmente tornando a embarcação menos estável, assim, podendo vir a causar o emborcamento. Contudo, essa possibilidade de ocorrer acidentes é evitada através da instalação de um sistema eficiente de amarração e picadeiros em seu convés, com o objetivo de assentar e preservar a integridade estrutural da carga da melhor forma para cada tipo especifico de carregamento.

Navios Heavy Lift Semi-Submersíveis de diferentes designs e dimensões.
Navios Heavy Lift Semi-Submersíveis de diferentes designs e dimensões.(COSCO,2017)

Heavy Lift Não Submersível 

Possuem a mesma capacidade de operar cargas grandes e pesadas como o Semi-Submersível, mas por não serem capazes de submergir e emergir ficam impossibilitados de realizar as operações usando o método de float-on / float-off, ou seja, adequados exclusivamente para o transporte de todos os tipos de cargas não flutuantes.

Heavy Lift não submersívelHeavy Lift não submersível(Ajot,2016)


 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

instalação das plataformas marítimas

A instalação das plataformas realiza-se depois que o casco da mesma é devidamente embarcado e transportado até a localização desejada para a exploração de petróleo ou gás no mar. Esse procedimento realiza-se em etapas bem definidas, onde o casco será lançado para em seguida ser instalado de maneira satisfatória. 

Na produção e exploração de petróleo e gás no mar se torna necessária um conjunto de estruturas conhecidas como sistema de produção offshore. Esse sistema consiste em três componentes principais: a unidade flutuante ou plataforma, os risers e o sistema de ancoragem. 

Unidades fixas e flutuantes diferem entre si na questão da instalação, as fixas necessitam de um método especifico para serem firmadas no solo marinho, por conta das diferentes estruturas de cascos empregados, já as flutuantes distinguem-se no sistema de ancoragem aplicado para cada tipo de plataforma.

Instalação das Plataformas Fixas 

Após o transporte apropriado do casco, desse tipo de plataforma, até o local onde se encontra o poço a ser explorado, pode-se iniciar a etapa de instalação. As unidades fixas possuem características distintas de um projeto para o outro e de acordo com o casco especifico de cada estrutura, logo se diferem na forma como serão fixadas no fundo do mar.

Jaquetas 

A primeira fase da etapa de instalação consiste no lançamento da jaqueta ao mar, depois ocorre a fase de flutuação da mesma que é verticalizada com o auxílio de uma balsa-guindaste posicionando-a no local correto, logo após a verticalização a jaqueta será assentada no fundo do mar por cravação de estacas. Posteriormente, a fase de assentamento, serão instalados os módulos e/ou convés, como demostra a figura 27.

Plataformas do tipo jaqueta e torre complacente são instaladas usando a mesma metodologia. Nesse conceito, a figura 28 apresenta a estratégia adotada de forma detalhada.

Procedimento de instalação e seus fases.
Procedimento de instalação e seus fases.(UFRJ,2017)

Detalhamento da construção e instalação de plataformas fixas do tipo jaqueta.
Detalhamento da construção e instalação de plataformas fixas do tipo jaqueta.(UFRJ,2017)

Auto-Elevatórias

No processo de instalação das Auto-Elevatórias, inicialmente suas pernas são erguidas e seu casco movimentado para baixo, possibilitando o seu reboque com total segurança por rebocadores ou embarcações especiais (Heavy Lift Vessel) até o local de exploração. Quando são usados os rebocadores, eles a posicionam no ponto desejado e em seguida as três pernas treliçadas da Jack-Up são acionadas para baixo até atingirem o fundo do mar e se assentarem no solo marinho. Durante o abaixamento das pernas seu casco é erguido até uma altura segura das condições do mar, assim conclui-se a instalação.

Plataformas de Gravidade 

Os procedimentos de instalação para plataformas de gravidade são realizados após a conclusão do processo de construção, no canteiro de obra do estaleiro, dos tanques de base e do seu convés contendo a planta de processo. Em seguida esses tanques são rebocados, parcialmente submersos,  para águas mais profundas e abrigadas onde as colunas serão construídas sobre os mesmos, e depois disso o convés é rebocado, com o auxílio de barcaças, para ser conectado a essas colunas. Durante a fase de conexão a estrutura é submergida, pelo enchimento dos tanques, para que o convés seja unido a mesma. Após isso, os tanques são bombeados para que a estrutura da base da plataforma seja emergida, permitindo o transporte e o posicionamento adequado da plataforma na área desejada onde será feita a sua instalação e fixação no solo marinho. 

Instalação das Plataformas Flutuantes

As plataformas flutuantes, como citado anteriormente, possuem uma metodologia de instalação mais complexa que as fixas, em virtude do emprego específico de sistemas de ancoragem, estacas diferenciadas e dos risers empregados por conta do alto grau de liberdade dos movimentos, no mar, ao qual estão submetidos os equipamentos desse tipo de plataforma.  

Sistemas de ancoragem para estruturas flutuantes são divididos em três tipos principais: ancoragem com ponto único (SPM – Single Point Mooring), amarração com quadro de ancoragem (SM – Spread Mooring) e ancoragem com posicionamento dinâmico (DPS – Dinamic Position System).

Segundo Kawasaki (2010), o sistema de ancoragem é composto por linhas de ancoragem que interligam a unidade flutuante às fundações transmitindo as requisições destas ao solo. Essas linhas podem ser constituídas por uma grande diversidade de materiais, podendo se dizer que os mais aplicados são as amarras, cabos de aço, cabos de poliamida e o de poliéster. 

Ainda de acordo com o autor a configuração das linhas de ancoragem é definida levando em consideração a disposição geométrica das mesmas, podendo ser citadas da seguinte maneira:

  • Ancoragem Convencional: A ancoragem convencional é caracterizada pelas linhas de ancoragem dispostas em catenária e possuindo uma configuração de trechos com comprimentos consideráveis apoiados no fundo oceânico, desse modo  contribuindo para uma maior estabilidade devido ao atrito das linhas com o fundo que dissipa uma parcela dos esforços horizontais transmitidos da unidade para a fundação. Os elementos de fundação desse sistema resistem apenas as cargas horizontais.
  • Ancoragem Taut-Leg: A ancoragem taut-leg é caracterizada pelas linhas de ancoragem estarem mais tracionadas e por não possuírem trechos apoiados no solo marinho. Os elementos de fundação desse sistema devem resistir a cargas horizontais e verticais. 
  • Ancoragem Vertical: A ancoragem vertical é caracterizada por dispor de linhas de ancoragem trabalhando em conjunto com tendões verticais constantemente tracionados em razão do empuxo vindo da parte submersa da unidade flutuante superar o peso desse equipamento de ancoragem. Esse tipo de ancoragem reduz o movimento vertical da plataforma.

Os elementos de fundação responsáveis pela fixação das linhas de ancoragem no fundo do mar podem ser estacas ou âncoras, variando de acordo com a necessidade de cada unidade. Encontram-se no mercado e em uso quatro desses elementos de fundação, que são: 

  • Âncora Convencional: Utilizada para ancorar plataformas semi-submersíveis de produção, MODUs e FPSOs.
  • Âncora VLA (Vertical Load Anchor) : Utilizada por plataformas de produção e contraindicada para projetos de curta duração por conta da dificuldade de remoção após ser instalada.
  • Estacas de Sucção (Suction Pile) : Utilizada para ancorar plataformas com a configuração de linhas taut-leg. Por exemplo: semi-submersíveis de produção, MODUs, SPARs e TLPs.
  • Estacas Torpedo: Utilizada por plataformas que irão operar em águas profundas e em locais congestionados. Por exemplo: semi-submersíveis e FPSO´s. 

Os risers são dutos de aço tubulares ascendentes de alta resistência que conectam uma estrutura flutuante de produção ou plataforma de perfuração, a um sistema submarino para finalidades lucrativas. De acordo com o seu desígnio, os risers podem ser voltados para a perfuração, produção, injeção e exportação do óleo e do gás, desempenhando um papel essencial nessas atividades. É fundamental se assegurar a integridade e confiabilidade em suas diferentes funcionalidades para o êxito em suas aplicações.

Na perfuração emprega-se, principalmente, para proteger a coluna da broca de perfuração do poço. Já os de produção possuem a incumbência de transportar o óleo e gás produzidos do poço até a plataforma, onde, posteriormente, serão processados na mesma e transferidos com auxílio do riser de exportação para o continente ou para uma unidade flutuante. O riser de injeção tem como objetivo injetar água e gás no reservatório para ajudar a manter sua pressão e melhorar a produtividade.(SILVA,2011)

De acordo com (Carbono,2005) perante aos mais diversos cenários durante a operação, precisa-se definir o melhor tipo de riser no enfoque técnico e econômico.

Essa escolha deverá ser baseada em condições ambientais, perfil de correntes submarinas, profundidade, layout do campo (excursão e movimentação da unidade flutuante), número de risers, carga máxima do sistema do sistema de suspensão do riser, facilidade e custo de instalação.(DOLINSKI,2009)

Os dutos devem ser classificados, do ponto de vista estrutural, como:

  • Risers flexíveis: Dutos constituídos por uma superposição complexa de camadas plásticas e metálicas que possibilitam uma maior leveza, flexibilidade e resistência para suportar os esforços solicitantes. Apesar de possuir um custo e tempo de fabricação mais alto, em relação aos dutos rígidos devido a uma acentuada complexidade e tecnologia mais avançada, esses risers flexíveis detém a seu favor o transporte facilitado pela sua flexibilidade, a capacidade de poderem ser reutilizados e a instalação mais simplificada. Deste modo agilizando o processo e reduzindo o custo total dos dutos no projeto, mas com o aumento da LDA esse tipo de riser seria inviável por conta do custo altíssimo e pelas limitações técnicas apresentadas. Logo, a procura por outras possibilidades mais benéficas deverão ser analisadas. 
  • Risers rígidos: Tubos construídos em aço, titânio ou de algum material composto para aumentar sua resistência estrutural e sua leveza, mas, normalmente, são feitos de aço. Esses tubos de aço são formados por uma série de juntas soldadas ou rosqueadas e empregados em águas profundas e ultra-profundas, por conta de sua resistência as altas
    pressões, para transportar (elevar) o petróleo produzido até a plataforma de produção. Porém, sua maior desvantagem econômica é referente a dificuldade na instalação, pois o tempo levado de afretamento de uma embarcação no assentamento do duto é bem maior e, também, não podem ser reutilizados. 

Embora esses tipos de risers possuam vantagens e desvantagens comparativas entre si, ambos sofrem os esforços de tração sobre essas estruturas com o  aumento da profundidade. Todavia em águas profundas essa desvantagem pode ser reduzida com a utilização de configurações especiais mais complexas. Por exemplo, com o emprego do Riser Hibrido Auto- sustentável (RHAS) e de outros sistemas bastante semelhantes como a bóia de sustentação (BSR) e a riser tower, desenvolvidos para atuar na região do pré-sal.(BALENA,2010)

As configurações geométricas dos dois tipos de risers, fundamentalmente, necessitam de adequação as particularidades em cada projeto, considerando-se  as circunstâncias durante as operações e a característica da unidade flutuante adotada.

Dentre os
diversos tipos de configurações, podemos destacar as que utilizam risers rígidos, como por exemplo: Riser Rígido com Tração de Topo (TTR, do inglês Top Tensioned Riser), SCR (Steel Catenary Riser) e configurações híbridas constituídas de partes de riser rígido e partes de riser flexível.  (SHIGUEMOTO,2012)   

 De acordo com o mesmo autor as configurações mais usuais para risers flexíveis são catenária livre, Lazy wave, Steep wave, LazyS e Steep-S. Contudo, recentemente foi desenvolvida uma nova configuração denominada híbrida, que consiste
 
no uso conjunto de risers rígidos e flexíveis.

 O RHAS é composto por um duto rígido vertical sustentando por um tanque de flutuação e conectado ao FPSO por intermédio de um duto flexível. Esse tanque de flutuação encontra-se instalado em LDA de 100 metros e possui capacidade para suportar até 900 toneladas, sendo considerado o maior tanque desse modelo instalado no mundo. Foi desenvolvido para suportar as severas condições marinhas com as grandes profundidades e para escoar o gás produzidos pelos FPSOs.

As BSRs são equipamentos instalados em um ponto entre a superfície do mar e o leito marinho, tendo como objetivo dar sustentação aos risers. A sua conexão com a unidade flutuante se dá através de tramos de tubos flexíveis. 

 

Entretanto para a instalação definitiva dessas unidades flutuantes, os poços devem ser monitorados e testados, durante vários meses ou anos, para determinar a quantidade e a qualidade do óleo e do gás a serem produzidos. Desta maneira se reduzirá as incertezas sobre as características do reservatório e permitirá a implantação rápida dos sistemas finais de produção. Esse teste recebe o nome de Teste de Longa Duração (TLD) e depois do término da fase de exploração essa nomenclatura muda de TLD para Sistema de Produção Antecipada (SPA).

Semi-Submersível (Semi-Submersible Platform – SS)

Na instalação da semi-submersível é adotado o sistema de ancoragem Spread Mooring que dispõe de um grupo de linhas de ancoragem conectadas a múltiplos pontos da unidade flutuante, normalmente nos cantos, mantendo-a fixa e estável. Esse sistema é mais utilizado onde as condições ambientais não sejam tão severas, mas se forem devesse utilizar um número maior de linhas que sejam capazes de resistir a esses esforços. 

A configuração dessas linhas de ancoragem para uma SS pode ser classificada em : Catenária (Convencional) e Taut-leg (Esticada).

Sistema de Ancoragem Convencional e Taut Leg
Sistema de Ancoragem Convencional e Taut Leg(SCIELO,2015)

Plataforma de Pernas Atirantadas (Tension Leg Platform – TLP)

Plataformas TLPs são ancoradas por meio de seus tendões verticais sempre tracionados, por causa do excesso de empuxo gerado pela parte submersa da plataforma. Esses tendões podem ser constituídos de cabos de aço ou de material sintético, possibilitando uma maior rigidez no plano vertical e uma baixa rigidez no plano horizontal. Entretanto a força de restauração no plano horizontal é concedida pela componente horizontal da força de tração nos tendões (Carbono,2005).

Dessa Forma o equilíbrio vertical da plataforma é atingido graças ao conjunto de seus tendões tracionados com grande rigidez vertical que procuram evitar que haja a desconexão no fundo do mar.

Navio-Sonda (Drillship)

Existem dois tipos de navios-sonda, os que possuem o sistema de ancoragem e os mais modernos que utilizam o posicionamento dinâmico. De acordo com seu emprego, temos :

  • Ancoráveis: São aqueles que necessitam de âncoras para a fixação de seu posicionamento.

  • Posicionamento dinâmico: São equipados com um sistema de hélices instaladas em vários pontos estratégicos ao logo do seu costado (frente e ré), comandados por computadores. No fundo do navio encontram-se equipamentos com sensores de sinais capazes de captar os sinais provenientes da base do poço, uma vez que essa base possui emissores que sinalizam e informam ao computador. Logo , esses sinais são interpretados por ele que imediatamente aciona as hélices corrigindo a posição da unidade flutuante e a mantendo na posição desejada.

No Brasil, por exemplo, todos os navios-sonda em operação são de posicionamento dinâmico. 

FPSO (Floating Production Storage Offloading) 

Os FPSOs podem ser instaladas a partir de dois principais sistemas de ancoragem distintos e definidos  conforme o projeto , que são: 

  • Single Point Mooring (SPM) – consiste na concentração das linhas de ancoragem em um único ponto da embarcação. Existem algumas configurações desse sistema para um FPSO, mas a maioria desses navios faz uso do sistema de ancoragem com turret (interno ou externo);
  • Spread Morring (SM) consiste na distribuição das linhas de ancoragem em vários pontos da embarcação, entretanto alguns FPSOs mais modernos utilizam uma variação mais sofisticada desse sistema, chamado de DICAS (Differentiated Compliance Anchoring System);

O SPM é o sistema mais adequado para essas plataformas, pois permite que a mesma gire com total liberdade ao redor das linhas, se alinhando de acordo com a direção das cargas ambientais atuantes na mesma e minimizando de forma eficiente esses esforços ao qual é exposta a plataforma. Já as SM com linhas distribuídas tem a capacidade de resistir a cargas ambientais em qualquer direção, mas no caso do sistema DICAS se alinhando parcialmente quando submetidos a cargas mais severas. 

A configuração das linhas pode ser em catenária ou em Taut Leg.

Sistema de Ancoragem com Turret 

O turret é uma estrutura composta por um corpo central cilíndrico conectado ao
casco de uma embarcação através de rolamentos e uniões rotativas (Swivel), que permite a chegada das linhas de amarração e dos risers em um único ponto. (Medeiros,2015)

No sistema de ancoragem com turret o conjunto de linhas de ancoragem é ligado a uma torre e esta pode ser posicionada na proa ou na popa (turret externo) projetada para fora do casco, mas também pode estar inserido diretamente no casco do navio (turret interno). Essas configurações possibilitam a embarcação girar livremente em torno das linhas e se alinhar com a força ambiental atuante.

Todavia a maior liberdade de movimentos desse sistema de ancoragem acaba expondo os risers a um maior desgaste.

O Turret interno é o mais utilizado dentre os dois, pois pode ser utilização em condições ambientais severas e em águas mais profundas. Adequando-se sua estrutura para o melhor recebimento de um grande número de risers.

 A vantagem do Turret externo diz respeito a seu custo mais barato e a de ser construído mais rapidamente. Porém possui muitas desvantagens relativas a limitações operacionais com relação a necessidade de energia, fluidos e ao controle operacional desse Turret, bem como um número pequeno de conexão de risers

FPSO com sistema de ancoragem de turret externo.
FPSO com sistema de ancoragem de turret externo.(TNPETRÓLEO,2013)

FPSO com sistema de ancoragem de turret interno.
FPSO com sistema de ancoragem de turret interno.(TRELLEBORG,2005)

Sistema de Ancoragem DICAS (Differentiated Compliance Anchoring System)

O DICAS consiste em um sistema de ancoragem onde as linhas estão distribuídas na proa e popa, e possuindo rigidez diferentes entre elas em virtude da disposição adequada dessas linhas com níveis de pré-tensão distintos.

Sistema de Ancoragem DICAS
Sistema de Ancoragem DICAS(CARBONO,2010)


SPAR

O processo de instalação de uma SPAR ocorre depois que seu casco cilíndrico é transportado até o local pretendido a ser explorado. Feito isso, ocorre o posicionamento devido desse casco através de um navio guindaste, e com o enchimento dos seus tanques de lastro o que possibilita a verticalização do mesmo. Na posição tida como ideal e com estacas de sucção corretamente presas no fundo do mar com o objetivo de fornecer pontos de ancoragem para suas linhas, realiza-se a instalação completa do sistema de amarração efetuado por meio de linhas convencionais dispostas em catenária.

Assim, depois do casco estar na posição apropriada é trazido seu respectivo topside que é construído separadamente e levado até a localidade para ser instalado por intermédio de um navio guindaste. 


Desafios para os campos do Pré- Sal e Soluções Propostas                 

As perspectivas para os leilões de algumas áreas do pré-sal, realizados nesse ano, foram as melhores possíveis para a Petrobrás, uma vez que a petroleira brasileira conseguiu arrematar grande parte dos blocos ofertados em consórcio com a participação minoritária de duas empresas estatais chinesas e sem outros concorrentes. Os próximos leilões estão previstos para serem realizados somente em 2020. 

Dessa maneira, todo o investimento realizado e desenvolvido pela Petrobrás, desde 2010, para encontrar e produzir petróleo e gás nessas áreas, não será mais entregue para outras empresas do setor.

Assim a estatal brasileira voltará a acelerar os investimentos que já estavam sendo feitos e projetando se tornar a maior produtora de petróleo do mundo daqui a alguns anos. Desde já aumentando a geração de empregos, estudando novos aparatos tecnológicos e movimentando a economia no país. 

Porém, para que tudo isso se materialize o potencial produtivo desse “tesouro” submerso e os custos implicados tem de ser atrativos para essas grandes empresas, tendo em vista que os combustíveis fósseis ainda possuem um bom valor de mercado.

As reservas de petróleo e gás no Brasil, atualmente, estão estimadas em 15,9 bilhões de barris.

 Os desafios

  O denominado pré-sal brasileiro se estende ao longo de 800 quilômetros entre os estados do Espírito Santo e Santa Catarina, e consegue alcançar até 200 km de largura. O petróleo encontrado nesses reservatórios é de excelente qualidade e alto valor comercial. A Petrobrás e empresas privadas extraem dessa região diariamente 1,5 milhão de barris de petróleo e 58 milhões de metros cúbicos de gás natural, o que compreende 57 % da produção nacional. Localiza-se em uma área composta por três das mais importantes bacias produtoras de óleo e gás, as quais foram batizadas de Bacia de: Campos, Santos e Espírito Santo. 

Portanto, vale ressaltar que para alcançar tais bacias, onde há grandes reservas petrolíferas em profundidades de mais de 7 mil metros abaixo do nível do mar e transpor uma espessa camada de sal, necessita-se chegar a essas riquezas em águas ultra-profundas com tecnologias inovadoras e planejamento, para que, possa-se explorar e produzir de forma otimizada.

No entanto, tal processo demandará uma confiável e eficiente infra-estrutura logística capaz de obedecer aos prazos estipulados a fim de que, dessa maneira, haja o transporte rápido de: pessoas, alimentos, equipamentos, materiais e unidades flutuantes até o local onde ocorrerá a instalação. Além disso, deve-se considerar a grande distância em relação à costa do Brasil que é um grande empecilho, principalmente, se for levado em consideração à grande demanda de pessoal e embarcações nos portos marítimos voltadas para esse mercado, que tenderá a aumentar cada vez mais com o ligeiro desenvolvimento dos campos do pré-sal.

Maeda (2015) aponta que o número de passageiros pode atingir a marca de 1.100 pessoas por dia, até 2020. Na atualidade o modal de transporte utilizado pelos colaboradores para o deslocamento até as plataformas é o aeroviário (avião e helicóptero).

Por outro lado esse maior distanciamento do continente associado a profundidades mais elevadas impõe grandes dificuldades aos equipamentos, dutos submarinos e estruturas nas operações, isso devido: as altas pressões, vazões, baixas temperaturas e a hostilidade climática do Atlântico Sul. O que pode vir a causar alguma avaria nesses materiais ou produtos. Por essa razão, se torna indispensável para a Petrobrás o desenvolvimento de soluções de última geração concebidas através de seus parceiros, da cadeia de fornecedores e de sua vasta experiência nesses projetos.

Além do que, deve-se levar em conta que a exploração do pré-sal possui características físico-químicas diferenciadas em profundidades superiores a dois mil metros, se comparada as águas rasas. Dessa forma, evidencia-se que essas jazidas, localizadas em áreas mais profundas, possuem substâncias capazes de deteriorar os dutos, como à água demasiadamente salina, o dióxido de enxofre e o dióxido de carbono (CO2). O fato do petróleo dessa localidade possuir uma alta concentração de CO2 potencializa a corrosão e o desgaste dos dutos, com isso, à medida que juntamos a água salina com o óleo e o gás, além dos prejuízos já citados tem-se também o desencadeamento de danos ambientais, afinal, esse gás é um dos principais causadores do aquecimento global (OLIVEIRA et.al.,2014).

Entretanto, atualmente, a estratégia das petroleiras para se contornar essa problemática do gás produzido é a reinjeção do mesmo nos reservatórios para se extrair mais petróleo e reduzir a queima de gás nas plataformas, pois esse gás com alta concentração de dióxido de carbono não pode ser transportado até a costa sem a prévia separação desse contaminante. Por isso a reinjeção além de ser uma alternativa mais barata, também, é absolutamente viável do ponto de vista técnico e ambiental. 

Ademais todo o sucesso produtivo do pré-sal pode vir a incomodar outras grandes potências mundiais, e essa foi uma das principais razões pelas quais o Brasil solicitou a expansão de sua zona econômica exclusiva (ZEE), faixa situada para além das águas territoriais brasileiras, dentro da área da plataforma continental nacional. 

Por fim, também existem outros riscos ambientais que são relativos a possíveis vazamentos de petróleo durante a perfuração e exploração desses campos. Sejam eles por falhas mecânicas ou por erros dos seus colaboradores durante a gestão dessas operações. Deste modo, se torna imprescindível que se faça uso de maquinário atualizado e apto para a atuação nessas áreas, sendo de extrema importância que as pessoas que os irão operar estejam devidamente capacitadas. Visto que, essas irregularidades podem desencadear um acidente ambiental de grandes proporções e, inclusive, colocando em risco a integridade física de seus funcionários, o que acarretaria em penalidades para a empresa, indenizações e afetaria negativamente a sua imagem corporativa.

No Brasil a ANP é a responsável por fiscalizar e autorizar as atividades do setor de óleo e gás, estabelecendo instruções normativas, regras a serem cumpridas e resoluções para o seu correto funcionamento. Com isso novas normas e regulamentos estão surgindo para dar mais segurança e qualidade aos processos industriais deste setor.

Verifica-se, portanto, que são diversos os problemas referentes ao transporte e instalação das unidades flutuantes. Esses contratempos dizem respeito às grandes distâncias, condições climáticas adversas, riscos ambientais, demanda de novas tecnologias, ameaças políticas, mão de obra qualificada e locomoção do número crescente de colaboradores para o povoamento das plataformas offshore. Devem-se averiguar quais as melhores soluções possíveis e quais as mais lucrativas.

Desta forma, é constatado que os principais desafios para o transporte e a instalação na província do pré-sal são:

  • A viabilidade dos projetos offshore no pré-sal.
  • O ambiente hostil em águas ultra-profundas e novas tecnologias de instalação concebidas para atuar nessas áreas.
  • Os riscos operacionais e ambientais envolvidos.
  • Soberania brasileira na zona do pré-sal.

Enfim, fica claro, a fundamental experiência empresarial adquirida no passado com erros e acertos, assim como vínculos firmados com fornecedores, centros de pesquisa e universidades brasileiras para que essas empreitadas em alto mar sejam implementadas de formas eficazes. Com o propósito de reduzir os custos, o tempo, mitigar os riscos dessas operações e fazer a integração de novas tecnologias.  

  As soluções desenvolvidas para o transporte e instalação no pré-sal

De acordo com os desafios mostrados anteriormente, os tópicos subsequentes têm por objetivo desenvolver, de maneira detalhada, as melhores soluções para minimizar as ameaças e dar suporte nas atividades estratégicas offshore que abrangem os campos do pré-sal.  

 A viabilidade dos projetos offshore.

O descobrimento do pré-sal é um dos grandes acontecimentos na indústria mundial do petróleo, e que caminha para alavancar o país a outro patamar na produção e exportação desses recursos. Por essa razão a Petrobrás não mediu esforços desenvolvendo equipamentos e modelos inovadores com diversas tecnologias específicas para atuarem no pólo do pré-sal por meio da cooperação com seus parceiros tecnológicos no Brasil e exterior.

Os principais adversários enfrentados por esses equipamentos nessas circunstâncias são a temperatura, corrosão e pressão, mas, além disso, existem forças como ondas, ventos e correntezas ainda mais destrutivas no trajeto até a superfície, assim, movimentando constantemente os navios e plataformas conectados aos poços de petróleo.

 Apesar de vários estudos voltados para o desenvolvimento e análise de sistemas oceânicos terem sido feitos com o auxílio de sofisticados softwares, a falta de informações acerca do impacto dos fenômenos viscosos no sistema e o enorme número de variáveis existentes nesse sistema, faz-se indispensável à verificação dos resultados mediante a um ensaio com modelo em escala (Fabiano, 2011).

Os softwares foram desenvolvidos e são utilizados por laboratórios para algumas áreas específicas da engenharia offshore, por exemplo :

  • Análise de rísers e linhas de ancoragem;
  • Análise de movimentos de unidades flutuantes;
  • Análise de fundações;
  • Análise estatística de séries temporais;
  • Análise de confiabilidade estrutural;
  • Planejamento de inspeções à fadiga em plataformas fixas.

Tendo em vista tudo isso, esses estudos através de testes com modelos físicos de grandes estruturas e equipamentos são realizados em escala reduzida dentro de tanques oceânicos de provas numéricos em laboratórios, onde os pesquisadores reproduzem os cenários mais extremos possíveis em ensaios hidrodinâmicos para se constatar a confiabilidade dessas determinadas estruturas, equipamentos e métodos de instalação usados nas atividades offshore

Nesses tanques são gerados dados sobre ondas, correntes marinhas e ventos, coletados através de esferas flutuantes devidamente posicionadas e que funcionam como pontos de referência para os sensores instalados no em torno. Acresce que todos esses dados são enviados e nutrem potentes computadores criando simulações nas quais pesquisadores analisam e interpretam a complexidade das condições mais adversas no ambiente marinho, ou seja, quanto maiores forem às dificuldades, proporcionalmente, se deverá utilizar um computador cada vez mais possante. Essas máquinas, também, são capacitadas para considerar os efeitos da temperatura, altas pressões, ataques químicos e da movimentação da plataforma com relação à vida útil de seus sistemas.

Posteriormente todo o resultado da simulação será mostrado, em uma sala de visualização 4D, para que todos os colaboradores envolvidos no projeto possam acompanhar e averiguar se essas condições serão viáveis dentro de todos os critérios estabelecidos no planejamento, caso contrário novas simulações e ensaios ocorrerão em outras condições com novas alternativas.

Os objetivos principais dessas simulações computadocionais e experimentais relacionam-se ao aperfeiçoamento da execução das operações no campo e redução dos custos operacionais, visto que se torna inviável financeiramente simular e reparar problemas em alto mar arcando com as dispendiosas taxas diárias das embarcações. Nesse sentido, deve-se antes simular aquilo que está sendo projeto para depois ser construído e operado com a devida segurança.

O maior e mais profundo tanque oceânico do mundo encontra-se no Brasil e faz parte do Programa de Engenharia Naval e Oceânica da COPPE/UFRJ. Esse Laboratório de Tecnologia Oceânica se chama LabOceano e é capaz de registrar com alta precisão as condições marítimas e de navegação em qualquer trecho dos oceanos no planeta, sendo referência internacional em pesquisa e desenvolvimento de projetos tecnológicos inovadores no campo de águas profundas e ultra-profundas. Ainda por cima detém um simulador de operação em embarcação de contenção de derramamento de óleo que simula online uma teoria de manobras para embarcações utilizando uma barreira que irá fazer a contenção de manchas de óleo.

A Petrobrás percebendo essas necessidades para a exploração e produção de óleo e gás a essas profundidades planejou investimentos milionários para estudos e desenvolvimento de projetos, tornando-se a principal investidora e cliente desses laboratórios e de centros de pesquisa. Esses investimentos possibilitaram maior segurança, agilidade e mais rentabilidade nas atividades offshore.

O EVTE (Estudo de Viabilidade Técnico Econômica) que irá definir qual será a melhor escolha de plataforma a ser utilizada em cada tipo de exploração de acordo com as necessidades e desafios operacionais de cada projeto. 

Após esses projetos serem escolhidos e implantados, periodicamente a Petrobrás realizará análises de desenvolvimento econômico dos mesmos e os resultados obtidos são consolidados em um documento corporativo nomeado de Relatório de Pós EVTE (Pós Estudo de Viabilidade Técnico Econômica). Esse relatório verifica o impacto econômico integrado dos projetos da empresa seguindo diretrizes metodológicas e premissas bem definidas, com o objetivo de aperfeiçoar constantemente o processo de gerenciamento.

 O ambiente hostil em águas ultra-profundas e novas tecnologias de instalação concebidas para atuar nessas áreas.

Durante as descobertas de gigantescas reservas de petróleo na costa sudeste do Brasil, ocorreu um rápido avanço dessas áreas possibilitando a Petrobrás bater recordes de produção de barris diários com poucos poços. Esse triunfo deu-se após as superações tecnológicas em altas profundidades e do desafio de perfurar de forma estável as grossas camadas de sal, reduzindo-se o tempo e o investimento na perfuração.

Devido a elevada lâmina d`água associada a presença de contaminantes (CO2 e H2S) no petróleo produzido e nas características típicas de mar (altura e período das ondas) das bacias do pré-sal. Necessitou-se o desenvolvimento de um sistema de coleta de produção arrojado em função dessas condições.

Buscando um melhor resultado nessas atividades em águas mais profundas, foram criadas novas soluções para potencializar e resguardar as operações no pré-sal, implantando-se novos conceitos inovadores como dutos rígidos de aço para os risers. Tendo em vista que os dutos flexíveis, comumente utilizados para essa destinação, não estavam qualificados para a operação nessas circunstâncias. 

A ideia foi de reduzir as cargas nos dutos e evitar que os movimentos do FPSO fossem transmitidos para os mesmos. Logo, foram elaborados conceitos de sistemas desacoplados que proporcionam independência entre as atividades de instalação dos dutos rígidos e do navio plataforma, desse modo reduzindo os esforços nos dutos e permitindo uma apreciável redução de carga no FPSO.

Então novas tecnologias foram estudadas, projetadas e comprovadas para lidar junto as condições inóspitas do pré-sal, compreendendo soluções diferenciadas que permitam um comportamento estrutural mais suave e dando suporte aos procedimentos de instalação offshore em águas ultra-profundas. 

Para essa missão adotou-se o FPSO pioneiro de libra que dedica-se, exclusivamente, a Testes de Longa Duração e é equipado para reinjetar o gás produzido, assim, proporcionando melhores resultados para a Petrobrás e para o meio ambiente, já que impede sua queima e liberação para a atmosfera o reinjetando. Além de viabilizar a produção dos poços em seu máximo potencial, os dados adquiridos pelo TLD aumentam a importância das informações que serão obtidas pelo teste, visto que será possível perceber e caracterizar a influência da produção e injeção entre os dois poços.

Na implantação desse TLD, pela primeira vez, linhas flexíveis com um conjunto de flutuadores foram pré-lançadas em águas ultraprofundas, ou seja, as linhas foram instaladas antes do FPSO chegar na locação e só depois que foi realizada a sua conexão no navio-plataforma, com o auxílio de um barco especial para a instalação das linhas. As extremidades dessas linhas permaneceram depositadas no fundo do mar para depois serem pescadas, pela embarcação PLSV, e levadas com maior agilidade até o FPSO para a conexão. Essa nova metodologia antecipou o início da produção em 43 dias em comparação ao método tradicional sem pré- lançamento das linhas, pois antes era possível apenas instalar essas linhas depois que a plataforma estivesse na locação. 

Foram  utilizados dutos de 8 polegadas de diâmetro, em configuração lazy wave, aperfeiçoados para essas profundidades e capazes de suportar maiores pressões e vazões de petróleo, onde outrora eram usados comumente os de 6 polegadas. Com isso aumentando ainda mais a produção diária na ordem de  15 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). Em razão das cargas impostas pelas linhas de 8 polegadas, cerca de 20 centímetros, o FPSO Pioneiro de Libra dispõe de um turret externo com maior suporte de carga vertical da indústria mundial, com capacidade de suportar a carga de até nove risers  de 700 toneladas cada e, também, conta com um robusto swivel preparado para suportar as maiores pressões operacionais já medidas na indústria de O&G.

Essa solução pioneira com o uso de tecnologias inovadoras e a estratégia de redução de riscos para a produção durante o Teste de Longa Duração, mostrou-se extremamente vantajosa para a aquisição aprofundada dos dados dinâmicos do reservatório, pois proporcionou elaborar a melhor proposta de desenvolvimento para essa área aumentando a eficiência da produção de óleo.

Após a conclusão dos testes, o navio-plataforma irá operar os sistemas de produção antecipada (SPAs) subsequentes em outros poços da mesma localidade. A etapa seguinte consistirá na substituição do atual poço injetor de gás por outro localizado mais próximo do poço produtor. Depois de realizada essa etapa, a embarcação será desancorada e transportada para uma nova locação no campo, dando continuidade ao programa de SPAs. 

Alcançar essas realizações com excelência e reduzindo os custos operacionais, tal como o tempo empregue nessas atividades no pré-sal. Fez-se necessário o uso de alguns equipamentos revolucionários e perfeitamente adaptados para essas novas realidades, o que deixará um legado tecnológico muito relevante nos diversos campos do saber.

 Boia de Sustentação de Risers (BSR)

As BSRs são boias instaladas em torno de 250 metros de profundidade com a finalidade de sustentar os risers ligados aos dutos submarinos dos poços.

 Stell Catenary Riser (SCR)
 Stell Lazy Wave Riser (SLWR)

Os SLWR são risers rígidos de aço instalados com um conjunto de flutuadores formando uma configuração de corcova (lazy wave), ligados diretamente ao navio-plataforma com o objetivo de diminuir o peso dos risers e aumentando a vida útil do projeto.

Para escoar o gás produzido foi necessário utilizar outra inovação tecnológica capacitada para suportar as severas condições de mar com as grandes profundidades, que chamasse riser hibrido auto sustentável. Cada RHAS é formado por um duto rígido vertical sustentado por um tanque de flutuação e conectado ao FPSO por um duto flexível. Esse sistema submarino funciona de forma desacoplada do FPSO permitindo reduzir os impactos gerados pela movimentação da plataforma sobre os dutos e a independência 

Esses risers podem ser de injeção de gás ou de produção de petróleo. Os dois dutos de injeção, dessa configuração, são formados por tubos de aço carbono com revestimento externo de polipropileno para proteção mecânica contra eventuais impactos e anti corrosiva para o proteger contra a ação do meio ambiente. Já os oitos SLWR de produção possuem uma camada externa de polipropileno sintático oferecendo proteção mecânica, anti corrosiva, e o isolamento térmico crucial para garantir o escoamento do óleo

Seus principais componentes são: uma estaca de sucção destinada a ancorar o sistema, um equipamento chamado de PLET (Pipeline End Termination) no qual se faz a terminação do duto rígido e a interligação do duto flexível ao poço, módulos de bóias com competência para prover mais de 4 toneladas de empuxo em cada uma integrados ao duto rígido para a formação de catenária do SLWR, supressores de vórtices para reduzir a vibração orientada pela corrente marinha, uma junta flexível para amortecer a transferência dos movimentos do FPSO sobre o SLWR, um adaptador para permitir o travamento do SLWR no FPSO. 

Ríser Híbrido Auto Sustentável (RHAS): É composto por um duto rígido vertical sustentando por um tanque de flutuação e conectado ao FPSO por intermédio de um duto flexível. Esse tanque de flutuação encontra-se instalado em LDA de 100 metros e possui capacidade para suportar até 900 toneladas, sendo considerado o maior tanque desse modelo instalado no mundo. Foi desenvolvido para suportar as severas condições marinhas com as grandes profundidades e para escoar o gás produzidos pelos FPSOs.

 Riscos Operacionais e ambientais envolvidos.

Os riscos implicados para desbravar essa nova fronteira do pré-sal trazem grandes ameaças por conta do distanciamento acentuado do continente e da periculosidade na qual as operações são submetidas nessa província.

No passado ocorreram episódios que mancharam negativamente a história da indústria offshore e servem de alerta para os possíveis riscos na exploração desses recursos em águas brasileiras. 

Os principais acidentes que aconteceram foram o do navio petroleiro Exxon Valdez (Alasca, 1989) e da sonda de perfuração Deepwater Horizon (Golfo do México, 2010), ambos vazando milhões de barris de petróleo no mar causando diversos impactos ambientais e econômicos. No entanto esses acontecimentos transcorreram-se com algumas características e dimensões distintas, porém com muitas semelhanças na óptica da desaplicação das normas e regras. Em vista disso tudo, essas problemáticas acabaram servindo de parâmetros para mais estudos e uma maior atenção a segurança nessas atividades na atualidade.   .

O  desastre no Exxon Valdez, por exemplo, deu-se em uma região relativamente inóspita dos Estados Unidos onde esse navio, detentor de um casco frágil e inadequado para o transporte de petróleo, estava navegando fora de sua rota original para evitar as formações de gelo na região, mas mesmo assim perdeu o controle e colidiu com um recife, dessa forma, danificando oito dos doze tanques da embarcação desencadeando o vazamento de óleo. 

Então consequentemente esse produto derramado causou a mortalidade de milhares de animais marinhos e de outros que dependiam do ambiente aquático para sobreviver e procriar, destruindo ecossistemas e afetando negativamente os meios de subsistência das populações nas regiões afetadas. 

Segundo o National Transportation Safety Board (NTSB), agência de investigação independente do governo dos EUA responsável pela averiguação de acidentes de transporte civil, a apuração levantou cinco hipóteses para a possível causa do acidente, tais como :  

  • O terceiro timoneiro imediato falhou ao manobrar o navio;
  • Devido à carga de trabalho excessiva;
  • Houve falha na apresentação do relógio de navegação que estava inadequada; 
  • A  falta de supervisão e de fornecer uma equipe de descarga para o navio;
  • A ausência de um sistema eficaz de tráfego para os tripulantes do navio.

No caso da Deepwater Horizon, operada pela British Petroleum (BP), a catástrofe foi muito maior ocorrendo perto de zonas de manguezais, na costa americana, com a presença abundante de pessoas no entorno e de uma melhor visibilidade do ocorrido. Esse acidente matou 11 funcionários e feriu outros 17, além de afetar, desfavoravelmente, cerca de 100 milhões de pessoas atingindo 12 estados americanos e a costa mexicana. 

Em outubro de 2010 investigadores americanos detectaram falhas humanas na gestão da empresa, especialmente, do ponto de vista da segurança. Nas quais vários equipamentos, procedimentos e a negligência associada a má conduta de alguns de seus colaboradores, misturaram-se em um grande acidente. 

O equipamento decisivo nessa prevenção era o BOP, todavia esse mecanismo para fechar o poço falhou e a plataforma explodiu, posteriormente lançando centenas de milhões de litros de óleo cru no Golfo do México. 

Todas as duas empresas responsáveis por esses vazamentos tiveram que desembolsar bilhões de dólares como compensação pelos impactos causados, apesar disso os efeitos da toxicidade dos vazamentos continuaram a serem sentidos por muito anos pela delicada flora e fauna marinha. 

Para as atividades de exploração nos campos do pré-sal as problemáticas são ainda maiores se comparadas aos dois acidentes citados anteriormente, pois a maioria dos poços nessa região estão a mais de 7 mil metros de profundidade frente a quase 5 mil e 500 metros do poço perfurado pela BP.  

Por isso é crucial que os equipamentos para águas ultra-profundas sejam robustos, resistentes, condicionados as mais diversas intempéries e inspecionados regularmente. Em vista disso minimizando riscos, intervenções custosas e trazendo mais segurança operacional.

A ANP é o órgão regulador dessas atividades, em águas brasileiras, que conta com uma estrutura de fiscalização efetiva, rigorosa e bem estabelecida, a fim de reduzir a probabilidade de que aconteça um acidente. As empresas desse setor de óleo e gás necessitam de regras, as quais devam ser obedecidas, respeitadas e fiscalizadas, caso contrário deverão ser punidas severamente. 

Nos dois casos citados, anteriormente, houve um desleixo absoluto quanto a aplicação e utilização devida das normas, pelas autoridades americanas, contribuindo para esses terríveis acidentes .     

Além do mais, outro agravante muito importante é a maior distância da costa, 300 km das áreas de exploração, que limita a capacidade da mobilização de pessoas e de dispositivos de contenção até a localidade. 

No Golfo do México, tendo como exemplo, a Deepwater Horizon estava a 66 km dos portos mais próximos, ou seja, em comparação os reservatórios brasileiros estão quase cinco vezes mais distantes.

    Soberania Brasileira na zona do pré-sal.

Para se ter um maior controle sobre o pré-sal e outros recursos daquela região, o governo brasileiro solicitou para a Organização das Nações Unidas (ONU) a ampliação de seus limites marítimos de 200 milhas náuticas (cerca de 370 quilômetros da costa) para 350 milhas que corresponde a quase 650 quilômetros, a partir da linha da costa na região Sul do Brasil. Todavia para o Brasil ser devidamente autorizado e ter suas faixas de terra submergidas ampliadas, necessitou-se estabelecer até onde se encontra o prolongamento natural da massa continental submersa, baseado na definição da profundidade e a espessura de sedimento.

Após diversos estudos técnicos e científicos a partir de etapas de aquisição, processamento, interpretação e integração dos dados geofísicos de toda a costa brasileira, por intermédio de técnicos da Petrobrás e profissionais gabaritados da marinha, tornou-se possível a apresentação com o devido embasamento desses estudos nos congressos e da sua comprovação consolidada em relatórios técnicos. A fim de poder determinar a real necessidade da extensão da plataforma continental no Brasil.

A Comissão de Limites da ONU avaliou com grande seriedade em um longo processo de análise, considerando-se o atendimento exigido às especificações definidas para o mapeamento da região e, por fim, autorizando o prolongamento da plataforma continental nacional. Com isso o país teve uma enorme conquista diplomática e econômica, que possibilitou a permissão de explorar e lucrar com os recursos naturais nesta nova região. 

De acordo com especialistas e técnicos a exploração dessa nova área pode aumentar o volume de reservas de petróleo e gás no Brasil em 50%, inclusive essa nova descoberta possuiu estudos avançados e foi nomeada como “Amazônia Azul” pelas evidências de reservas de petróleo e outros minerais, como cobalto e manganês. O potencial de produção estimado nessa área é entre 4 milhões de barris e 6 milhões de barris por dia. 

Porém quanto maior a largura das águas territoriais, consequentemente, maiores serão as ameaças e o Brasil terá que repensar a sua estratégia de defesa naval, pois a cobiça sobre essas áreas pode ser intensificada.

Nesse ano, em setembro, ocorreram ataques por meio de drones, veículos aéreos não tripulados e controlados remotamente, a duas das principais instalações petrolíferas da Arábia Saudita, maior exportador de petróleo do mundo, desencadeando tensões no Oriente Médio e afetando o preço do barril de petróleo no mundo. 

Outro fator importante a ser considerado e que não pode ser descartado, diz respeito ao ataque das embarcações offshore por piratas que as sequestram com seus tripulantes e exigem pedidos de regaste. Os ataques de pirataria marítima duplicaram no Oceano Atlântico em 2018, mas todos ocorreram na África Ocidental.

Por essa razão é imprescindível que as outras nações que desejem investigar cientificamente a plataforma continental brasileira devem ser autorizadas pelo governo e acompanhadas pela marinha. Para a exploração dos recursos naturais dessa localidade, o Brasil exercerá seus direitos de soberania para essas atividades.  

A marinha brasileira restringe a movimentação de embarcações a uma distância inferior a 500 metros de plataformas de petróleo e outras unidades de produção no mar. Sendo assim nenhuma embarcação poderá pescar, navegar ou se aproximar das unidades flutuantes, a menos que estejam prestando serviços de apoio marítimo para as mesmas. Patrulhas e inspeções já vem sendo realizadas pela marinha em todas as plataformas através de um convênio com a ANP que demanda patrulhamentos intensivos.

CONCLUSÃO

 Com o estudo apresentado neste trabalho, pode-se notar
o aumento progressivo da exploração e produção de  petróleo e gás em águas
cada vez mais profundas devido a alta demanda energética global. No passado
essas atividades se restringiam apenas a localidades próximas da costa, porém
em virtude da ampliação e aprimoramento tecnológico da infraestrutura offshore foi possível chegar a maiores
profundidades com  segurança. As necessidades crescentes e desafios para
essas águas fez com que fossem desenvolvidas novos conceitos de plataformas,
embarcações para transporte e suprimentos mais seguras, sistemas de ancoragem,
materiais mais leves, novas técnicas de construção, estruturas e equipamentos
mais resistentes capazes de suportar as condições mais severas no mar.

Os custos durante essas atividades em locais mais afastados da costa e em lâminas d’água mais profundas se tornam maiores devido ao maior risco de acidentes durante essas operações complexas e das grandes distâncias percorridas, tendo em vista que esses equipamentos são mais caros e estão mais expostos a fatores ambientais. Desse forma torna-se importante a procura por melhores soluções técnicas para desenvolver estratégias apropriadas com o intuito de reduzir os impactos ambientais e os custos dispendiosos do projeto. 

Com os avanços tecnológicos foram desenvolvidos sistemas de modelagem numérica de sistemas oceânicos e pesquisas em hidrodinâmica computacional e experimental em laboratórios, utilizados como ferramentas essenciais que permitem estudar o transporte e as diversas fases de instalação das plataformas. Através desses sistemas e equipamentos de ultima geração os projetistas podem avaliar os movimentos e forças induzidas sobre as estruturas pela ação do vento, da corrente marítima, das ondas e de outras condições ambientais em modelos de unidades marítimas em escala reduzida. Em função desses dados precisos podem desenvolver um melhor projeto minimizando os gastos e possíveis riscos operacionais. Entretanto, esses riscos estão longe de ser desconsiderados, pois não existem atividades imunes a acidentes por mais sofisticados que sejam os sistemas de segurança e cuidados extras empregados.  

Por essas razões as regulamentações e normas regulamentadoras estão cada vez mais rigorosas, ademais diante desses fatos as empresas procuram se adequar investindo pesado em pesquisas, equipamentos e capacitando melhor seus funcionários em treinamentos, o que torna o setor mais bem estruturado e para que possa ter um melhor aproveitamento dos recursos disponibilizados.

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APÊNDICE A — Subtitítulo do apêndice

Apêndices tem objetivo de melhorar a compreensão textual, ou seja, completar ideias desenvolvidas no decorrer do trabalho.

ANEXO A — Subtitítulo do anexo

Anexos são elementos que dão suporte ao texto, mas que não foram elaborados pelo autor.

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