Plataformas TLP Offshore

1. CAPITULO INTRODUTÓRIO

Dentro das diversas alternativas para a exploração de petróleo em águas profundas, as plataformas de tipo TLP (por suas siglas em inglês Tension Leg Platform) aparecem como uma opção viável e promissora..

Em campos de águas profundas, como plataformas Pernas que foram desenvolvidas para gerar o potencial econômico de novas descobertas, estas são utilizadas para perfuração em águas com uma profundidade maior do que 600 m. Devido à área de superfície disponível e capacidade para acomodar diversos sistemas de perfuração e de produção, as TLP são um dos sistemas de aceitação na indústria do petróleo para utilização em águas profundas, e um sistema atrativo para uso no Brasil.

A TLP consiste em uma estrutura flutuante vertical, por que trabalha por tensão e que estão ligados à terra e ao fundo do mar por estacas fixadas à mesma. Tensores fornecem uma ampla gama de movimento vertical limitado em diferentes profundidades.

Estas plataformas são compostas basicamente por uma cobertura de metal, que é realizada em quatro colunas circulares estão ligadas aos pontões fundos. Colunas de montagem e pontões compreende um denominado casco que proporciona flutuabilidade e a capacidade do sistema. O capacete está ligado ao fundo do mar por tendões (ou pernas) que se estendem verticalmente para o fundo do mar, os tendões são tubulares e estão ligados entre si por meio de conectores mecânicos ou soldadura.

Entre as várias alternativas para a exploração de petróleo em águas profundas, as plataformas TLP (por sua sigla em Inglês Tension Leg Platform) aparecem como uma alternativa viável e promissora.

Em campos de águas profundas, pernas plataformas fixas que têm sido a aplicação da TLP vão crescendo com muita força. Até a data, tem sido considerada para o desenvolvimento de campos no Mar Mediterrâneo e no Golfo do México, para ser utilizada em águas muito profundas.

Figura 1 TLP Estrutura e partes (Petro & Quimica,2011)

Muitos investimentos foram feitos em tecnologia até que pudesse ser viabilizada a instalação de uma TLP em uma lâmina d’água de 1425 metros, em 2005, no campo da Magnólia, no Golfo do México. Esta é a maior profundidade de instalação alcançada por uma TLP até o momento.

Para entender melhor as TLP, este trabalho de pesquisa será dividido em seções de acordo com os principais componentes do sistema, a fim de ter um conhecimento das principais características desta, uma visão geral das partes e funcionamento atual e uma serie de dados das plataformas respeita a sua produção e desenvolvimento na historia.

2. ATUALIDADE DAS PLATAFORMAS TLP’S

Atualmente, existem 271 sistemas flutuantes de produção em operação ou em construção em diferentes regiões do mundo (ver Tabela 1), dos quais 176 são do FPSO. O FPSO é usado de preferência para a exploração de campos em águas profundas da África Ocidental e do Brasil. Operacional a 50 de FPSO no mar do Norte e na Ásia (incluindo a China) estão em profundidades inferiores a 500 m. No Golfo do México, um FPSO está operando em águas rasas mexicanas e em poucos meses vai começar a produção do primeiro FPSO nos EUA em um empate de 2.600 m. Das 50 plataformas semissubmersíveis, 21 unidades estão operando em águas profundas do Brasil e 10 no Golfo do México e EUA. Há 26 operacionais ou em construção no mundo, incluindo 17 EUA em águas profundas e já foi retirado (plataforma Hutton) da TLP, enquanto que as 19 plataformas do tipo Spar, 18 dos quais estão localizados no Golfo do México Norte e um no Sudeste Asiático.

Região Numero de sistemas Flotante em produção

FPSO Semi TLP Spar

Canada 2

Estados Unidos 1 10 17 18

México 1

Brasil 37 21 1

Mar do Norte 25 15 3

Oeste da Europa 1

Norte da África 5

Oeste da África 42 1 4

Sur da África 1

Índia 1 1

China 17 1

Sudeste da China 25 1 1 1

Austrália 18

TOTAL 176 50 26 19

Tabela 1 Plataformas TLP no mundo (Autor)

De acordo com Wilhoit e Supan (2011) para o período 2011-2014 deverão ser instalado adicionalmente 71 sistemas flutuantes, que é estimado em 55 FPSO, Semi 10 's, 4 Spar TLP e de 2 de Spar’s.

Figura 2 TLP's no Mundo, ubiquação (Informação Roberto Goulart)

3. RECORDE DE PRODUÇÃO ATUAL

A exploração de campos em águas profundas cresceu nos últimos tempos, o recorde atual de um sistema flutuante em funcionamento é o FPSP da Petrobras “Pioneer” o qual esta em operação no Golfo do Norte de México.

Por parte das TLP’s o recorde de profundidade é da torre de perfuração “Magnolia” com 1425m no Golfo de México no ano 2005, operado pela firma Conoco Phillips USA.

Em relação a produção, o recorde máximo é de 366 mil barris de petróleo por dia equivalente a 366 (Mbped) como se mostra a continuação.

Sistema Flotante Firma do serviço Mil barris de petróleo

Por dia

Semi Agard B. Statoil, Noruega 360

FPSO Kizomba A.Exxon-Mobile, Angola 400

SPAR

Mad Dog. BP, USA 127

TLP Snorre A. Statoil, Noruega 366

Tabela 2 Produção de petróleo (Autor)

3.1 A SNORRE

Snorre A é uma unidade de produção, perfuração e trimestres integrado (PDQ). Este Tension Leg Platform (TLP) está ancorado no fundo do mar por amarras de aço .

Óleo parcialmente estabilizado e gás a partir Snorre A é canalizado para o próximo Statfjord uma plataforma para o processamento final.

O óleo é então carregado em navios de transporte, enquanto que o gás é transportado para a Europa Continental através do sistema Statpipe e St Fergus, Escócia através do link Tampen.

As estimativas de reservas de petróleo provadas e prováveis têm mostrado uma tendência positiva, aumentou em quase 84% desde que o plano para o desenvolvimento da operação foi apresentado pela primeira vez em 1987. Snorre tem reservas recuperáveis de 1,4 bilhões de barris de petróleo, seis bilhões de metros cúbicos de gás e seis milhões de toneladas de líquidos de gás natural.

O Snorre tem a capacidade de produção diária de petróleo em cerca de 186.305 barris. Esta foi atualizada em 1997 para 245 mil barris, com mais 115.000 barris adicionados quando o módulo de processo para o “crude Vigdis” foi instalado, dando uma capacidade diária de 360 mil barris por dia.

Figura 3 A Snorre, Noruega (CHEDZOY, 2003)

A vida do campo está prevista para se estender até 2020.

4. SISTEMA DE RISERS

O sistema de risers é o conjunto de ductos que transportam os hidrocarbonetos (óleo ou gás) desde os poços até a coberta da TLP, ou enviam os hidrocarbonetos processados até um ponto de exportação ou armazenamento.

Atualmente, são dois os tipos de risers utilizados em TLP’s: (Top Tensioned Riser - TTR) ou em catenária (Steel Catenary Riser - SCR).

4.1 RISERS SCR

Os dutos rígidos em catenária (SCR) poderão ser do tipo pipe-in-pipe, que consistem basicamente de dois tubos de aço concêntricos com um espaçamento anular entre eles. Este anular contém algum material de propriedade isolante (exemplo: gás inerte, espuma polimérica, etc.) para impedir a perda de calor do fluido de produção para o meio externo. O duto de aço mais interno, ou inner pipe, tem como função escoar a produção de óleo ou gás. O duto mais externo, outer pipe, tem como função proteger o anular e o inner pipe do meio externo.

Figura 4 Sistema pipe-in-pipe (Alves, 2002)

4.2 RISERS TTR

Os risers tracionados no topo (TTR), são usados como dutos que conectam as plataformas de produção e os equipamentos utilizados no fundo do mar, permitindo a utilização do sistema de produção com completação seca (árvore de natal seca), sendo utilizados tanto em TLP’s.

Na configuração TTR depende da função do riser, pode ser perfuração ou produção e do número de tubos selecionados (casing simples ou duplo). No caso de casing simples a seção do riser é constituída por um tubo de produção chamado de tubing e é protegido externamente por um tubo externo chamado de casing. O casing duplo é formado quando a seção transversal apresenta dois casings concêntricos. O grande problema em utilizar casings duplos é no significativo aumento de peso do riser. Isso implica na limitação do sistema de tracionamento, pois, para lâminas d’água ultra profundas o riser pode ficar tão pesado que não seria possível encontrar no mercado um sistema para tracionar que suportasse toda essa carga.

Figura 5 Risers na TLP (OFFSHRE MAGAZINE 2011)

Outra característica presente e limitante do projeto

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