ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE

OPERAÇÕES SHIP-TO-SHIP OFFSHORE E

VIA TERMINAL

Abilio Teixeira Folly Rodrigues

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Naval e Oceânica da Escola

Politécnica, Universidade Federal do Rio de

Janeiro, como parte dos requisitos necessários à

obtenção do título de Engenheiro.

Orientador: Prof. Floriano Carlos Martins Pires

Junior

Co-orientador: Prof. Luiz Felipe Assis

Rio de Janeiro

Março 2019

i

ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE OPERAÇÕES SHIP-TO-SHIP

OFFSHORE E VIA TERMINAL

Abilio Teixeira Folly Rodrigues

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO

NAVAL E OCEÂNICO.

Examinado por:

________________________________________

Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior, D.Sc.

________________________________________

Prof. Luiz Felipe Assis, D.Sc

________________________________________

Prof. Jean David Job Emmanuel Marie Caprace, D.Sc.

________________________________________

Profa. Maricruz Aurelia Fun-Sang Cepeda, M.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

MARÇO de 2019

ii

Rodrigues, Abilio Teixeira Folly

Análise Comparativa entre Operações Ship-to-Ship

Offshore e via Terminal/Abilio Teixeira Folly Rodrigues - Rio

de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2019.

XI, 76 p.: il.; 29,7cm

Orientador: Floriano Carlos Martins Pires Junior

Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Naval e Oceânica, 2019.

Referências Bibliográficas: p. 76

1.Introdução 2.Metodologia 3.Tipos de Operação

4.Tancagem 5.Simulação 6.Dados de Saída e

Resultados 7.Comparação com Sistema de

Tancagem 8.Conclusão e Considerações Finais

9.Anexos 10.Referências I. Junior, Floriano Carlos

Martins Pires II. Universidade Federal do Rio de

Janeiro, UFRJ, Engenharia Naval e Oceânica. III.

Análise Comparativa entre Operações Ship-to-Ship

Offshore e via Terminal.

iii

AGRADECIMENTOS

A todos os meus familiares e amigos.

iv

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

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval e Oceânico.

Análise Comparativa entre Operações Ship-to-Ship Offshore e via Terminal

Abilio Teixeira Folly Rodrigues

Março/2019

Orientador: Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior

Co-orientador: Prof. Luiz Felipe Assis

Departamento: Engenharia Naval e Oceânica

As operações de escoamento da produção de petróleo offshore são extremamente

importantes para o fluxo do mercado de Óleo & Gás que é um pilar de destaque na

economia brasileira e mundial. A expectativa atual é de aumento da exploração e

consequentemente instalação de novas unidades de produção devido às descobertas de

novos poços na região do Pré-Sal. Diante deste cenário otimista, as companhias

responsáveis pela realização da transferência de petróleo ship-to-ship visando a

exportação do mesmo tem ótimas perspectivas para o crescimento do seu mercado, foi

realizada então uma análise comparativa entre dois tipos de operação típicos que ocorrem

no Brasil. Um deles em uma área da região offshore próxima à Bacia de Santos e a outra

na região do Açu, na cidade de São João da Barra, norte do estado do Rio de Janeiro,

próxima à Bacia de Campos. Foram utilizados como base para esta análise dois modelos

elaborados no software Arena e os resultados encontrados para a simulação destes em

alguns cenários propostos.

Palavras-chave: Petróleo, Pré-Sal, Ship-to-Ship, Bacia de Santos, Bacia de Campos.

v

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for degree of Naval Architecture and Marine Engineering.

Comparative Analysis Between Ship-to-Ship Operations Offshore and via Terminal

Abilio Teixeira Folly Rodrigues

March/2019

Advisor: Prof. Floriano Carlos Martins Pires Junior

Co-advisor: Prof. Luis Felipe Assis

Graduation: Naval Architecture and Marine Engineering

Offshore oil production operations are extremely important for the flow of Oil & Gas

Market, which is an outstanding pillar in Brazilian and world economy. The current

expectation is the increase of exploration and consequently the installation of new

production units due to discovery of new oil wells in the Pre-Salt region. Given this

optimistic scenario, the companies responsible for oil transshipment aiming the

exportation have great prospects for market growth, so a comparative analysis was made

between two typical operations that occur in Brazil. One of those in an offshore region

near the Santos Basin and other in the Açu region, at the city of São João da Barra, in the

north of Rio de Janeiro state, near the Campos Basin. Two models were elaborated in a

software called Arena and the results founded for the simulation of these in some

proposed scenarios were used as a basis for this analysis.

Keywords: Oil, Pre-Salt, Transshipment, Campos Basin, Santos Basin.

vi

Sumário

1. Introdução....................................................................................................... 1

1.1. Histórico do Petróleo no litoral brasileiro .............................................. 3

1.2. Motivação ............................................................................................... 7

1.3. Objetivos ................................................................................................. 8

2. Metodologia ................................................................................................. 10

3. Tipos de Operação ........................................................................................ 13

3.1. Histórico de operações no Brasil .......................................................... 13

3.2. O fluxo do petróleo ............................................................................... 14

3.3. Tipos de operações Ship-To-Ship (STS) .............................................. 16

3.4. Operações em estudo ............................................................................ 17

4. Tancagem ..................................................................................................... 21

5. Simulação ..................................................................................................... 25

5.1. O Software ............................................................................................ 25

5.2. Parâmetros ............................................................................................ 29

5.2.1. Parâmetros fixados ou desconsiderados: .............................................. 29

5.2.1.1. Falha crítica do sistema: ....................................................................... 29

5.2.1.2. Condicionantes climáticas e ambientais: .............................................. 30

5.2.1.3. Disponibilidade de petroleiros: ............................................................. 31

5.2.2. Parâmetros variáveis aplicados ao modelo: .......................................... 31

5.2.2.1. Condicionantes climáticas e ambientais: .............................................. 31

5.2.2.2. Tempo de operação de transferência: ................................................... 36

5.2.2.3. Chegada de aliviadores: ........................................................................ 38

5.3. Módulos Utilizados: ............................................................................. 42

vii

5.4. Modelos: ............................................................................................... 43

5.4.1. Modelo de Operação 1:......................................................................... 44

5.4.2. Modelo de Operação 2:......................................................................... 50

5.5. Otimização da chegada de embarcações: ............................................. 56

6. Dados de saída e Resultados ........................................................................ 58

7. Comparação com Sistema de Tancagem ...................................................... 67

8. Conclusão e Considerações Finais ............................................................... 69

9. Anexos .......................................................................................................... 72

10. Referências ................................................................................................... 76

viii

Lista de Figuras

Figura 1 - Evolução do volume importado e do dispêndio com a importação de petróleo

– 2008–2017 [1] ............................................................................................................... 2

Figura 2 - Evolução do volume exportado e da receita com a exportação de petróleo -

2008-2017 [1] ................................................................................................................... 3

Figura 3 - Produção de petróleo no país antes e durante monopólio da Petrobras. Fonte:

Piquet [2] .......................................................................................................................... 4

Figura 4 - Divisões do solo oceânico [3] .......................................................................... 5

Figura 5 - Produção de petróleo por concessionário – 2017 [1] ....................................... 6

Figura 6 - Cadeia do Petróleo [4] ..................................................................................... 7

Figura 7 – Fluxo da Metodologia utilizada .................................................................... 10

Figura 8 - Tipos de Plataforma de Produção [6] ............................................................ 15

Figura 9 - Fluxo do petróleo extraído das Bacias brasileiras ......................................... 16

Figura 10 - Operações convencionais de Ship-to-Ship (STS) ........................................ 17

Figura 11 - Operação ship-to-ship underway em mares europeus ................................. 18

Figura 12 - Operação STS via terminal em João Pessoa na Paraíba .............................. 19

Figura 13 – Embarcaçao Khalij-e-Fars do tipo FSU destinada à tancagem do terminal do

Porto do Irã ..................................................................................................................... 22

Figura 14 – Tancagem onshore em região portuária ...................................................... 22

Figura 15 – Módulos básicos de processos do Arena ..................................................... 26

Figura 16 – Módulos avançados de processos do Arena ................................................ 27

Figura 17 – Módulos avançados de transferência do Arena ........................................... 28

Figura 18 - Condicionantes climáticas e ambientais para operação STS na região da Bacia

de Santos ......................................................................................................................... 32

Figura 19 - Ondas e vento na Bacia de Santos ............................................................... 33

ix

Figura 20 - Curva do comportamento estocástico do estado de mar da região da Bacia de

Santos ............................................................................................................................. 34

Figura 21 - Probabilidade de ocorrência de mau tempo para ondas de 3 metros em cada

trimestre .......................................................................................................................... 35

Figura 22 - Distribuições para a duração de bom tempo para ondas de 3 metros em cada

trimestre .......................................................................................................................... 35

Figura 23 - Distribuições para a duração de mau tempo para ondas de 3 metros em cada

trimestre .......................................................................................................................... 35

Figura 24 - Ciclo de offloading ...................................................................................... 39

Figura 25 - Dados do FPSO característico utilizado ...................................................... 40

Figura 26 - Modelo de operação STS underway no Arena ............................................ 45

Figura 27 - Módulo Create do Modelo 1 ........................................................................ 46

Figura 28 - Módulo Assign do Modelo 1 ....................................................................... 47

Figura 29 - Módulo Decide do Modelo 1 ....................................................................... 47

Figura 30 - Módulo Process para espera pelo mau tempo do Modelo 1 ........................ 48

Figura 31 - Tabela do Arena com dados sobre Recursos no Modelo 1 .......................... 48

Figura 32 - Módulo Record do Modelo 1 ....................................................................... 49

Figura 33 - Módulo Process para realização da operação no Modelo 1 ......................... 50

Figura 34 - Módulo Dispose para o Modelo 1 ............................................................... 50

Figura 35 - Modelo de operação STS via terminal no Arena ......................................... 51

Figura 36 - Módulo Create do Modelo 2 ........................................................................ 52

Figura 37 - Tabela do Arena com dados sobre Recursos no Modelo 2 .......................... 53

Figura 38 - Módulo Seize (variação do Módulo Process) no Modelo 2......................... 53

Figura 39 - Módulo PickStation no Modelo 2 ................................................................ 54

Figura 40 - Um dos Módulos Station no Modelo 2 ........................................................ 54

x

Figura 41 - Um dos Módulos Process no Modelo 2 ....................................................... 55

Figura 42 - Módulo Release (componente do módulo Process) no Modelo 2 ............... 56

Figura 43 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de 24

horas ............................................................................................................................... 59

Figura 44 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de 24

horas ............................................................................................................................... 59

Figura 45 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de

21,82 horas ..................................................................................................................... 60

Figura 46 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de

21,82 horas ..................................................................................................................... 61

Figura 55 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de

22,5 horas ....................................................................................................................... 62

Figura 48 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de

22,5 horas ....................................................................................................................... 62

Figura 49 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (24 horas) ......................... 63

Figura 50 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (21,82 horas) .................... 64

Figura 51 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (22,5 horas) ...................... 64

Figura 52 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 2 (24 horas) ......................... 64

Figura 53 - Resultados para a taxa de ocupação do Modelo 2 (21,82 horas) ................. 64

Figura 62 - Resultados para a taxa de ocupação do Modelo 2 (22,5 horas) ................... 65

Figura 55 - Módulo CREATE ........................................................................................ 72

Figura 56 – Módulo PROCESS ...................................................................................... 72

Figura 57 – Módulo DISPOSE ....................................................................................... 73

Figura 58 – Módulo ASSIGN ......................................................................................... 73

Figura 59 – Módulo RECORD ....................................................................................... 74

xi

Figura 60 – Módulo DECIDE ........................................................................................ 74

Figura 61 - Módulo PICKSTATION ............................................................................. 75

Figura 62 – Módulo STATION ...................................................................................... 75

1

1. Introdução

Apesar da recorrente incerteza em torno da previsão de demanda por petróleo, é

cedo demais para se preocupar com o fim dos combustíveis fósseis no curto prazo. As

principais empresas do ramo petrolífero concordam que a demanda por petróleo irá atingir

seu pico até o ano de 2040, ou seja, há um ambiente competitivo e tempo suficientes para

que as reservas ao redor do mundo sejam exploradas, e isso não é diferente no litoral

brasileiro.

Os combustíveis oriundos de fontes renováveis têm ganho cada vez mais espaço

no mercado internacional, e isso tem espelhado no mercado interno. Porém a economia

brasileira ainda é muito dependente da exploração do petróleo, não só pelo seu valor, mas

também pelos benefícios sociais que ele traz, sustentando uma cadeia produtiva de

trabalhadores diretos e indiretos que movimentam a economia do país. Também é

passível de destaque o reconhecimento mundial que o Brasil alcançou pelo

desenvolvimento de novas tecnologias ligadas à exploração e excelência em suas

operações, fatos estes que indiscutivelmente trazem uma boa reputação e

consequentemente uma maior atratividade para o país no mercado externo, trazendo

novos investidores e aquecendo a economia.

Dessa forma, e tendo em vista a crescente exploração dessa matéria-prima nas

Bacias ao longo do litoral brasileiro, sobretudo nas mais próximas à região Sudeste, como

as Bacias de Campos e de Santos, há uma oportunidade para instalação de novas unidades

de exploração, o que acarretará na criação de novas oportunidades do mercado de Óleo e

Gás.

Dadas essas expectativas, com base nos dados apresentados pela Agência

Nacional do Petróleo [1] diversas empresas do ramo vislumbram em seus horizontes, uma

2

perspectiva otimista de crescimento e de investimentos em novos projetos e tecnologias.

Empresas que possuem seus negócios voltados para as operações de escoamento da

produção do petróleo extraído da região offshore brasileira tem a chance de aumentar o

fluxo de suas operações, sobretudo pelos altos custos e riscos vinculados à construção de

oleodutos offshore e também pela redução no deslocamento de grandes embarcações para

a movimentação do petróleo.

Uma análise evolutiva quantitativa da importação e da exportação do petróleo no

Brasil possibilita todo este otimismo em torno do crescimento da produção nacional. Esta

evolução, apresentada pela ANP em seu Anuário Estatístico [1] pode ser observada nos

gráficos das figuras 1 e 2 a seguir.

Figura 1 - Evolução do volume importado e do dispêndio com a importação de petróleo

– 2008–2017 [1]

3

Figura 2 - Evolução do volume exportado e da receita com a exportação de petróleo -

2008-2017 [1]

É possível observar a tendência na redução do volume de petróleo importado que

vem ocorrendo desde 2013, e paralelamente, o volume exportado de 2013 a 2017 foi

crescendo a cada ano, mostrando uma maior independência do país em relação a esta

commodity tendo em vista o mercado externo.

1.1. Histórico do Petróleo no litoral brasileiro

A exploração do petróleo em território nacional foi iniciada, de forma comercial,

no ano de 1930, porém, os primeiros estudos e projetos relativos à exploração de petróleo

em poços na região offshore só foram realizados na década de 60.

A principal responsável por desenvolver estes projetos foi a Petrobras, que havia

sido criada em 1953, ano em que recebeu de forma oficial, o monopólio estatal sobre a

atividade petrolífera no país. Mais adiante, no ano de 1974, foram descobertos os poços

da Bacia de Campos, o que representou um grande marco para a atividade de exploração

de petróleo no país.

4

Com o passar dos anos, o Brasil passou a ser uma das únicas nações com domínio

sobre a tecnologia de exploração em águas profundas e ultraprofundas. Visando a

ampliação das possibilidades de uso dessa matéria prima, em 1997 o monopólio estatal

sobre a exploração petrolífera foi extinto, o que permitiu que empresas do setor privado

também pudessem entrar no mercado e competir pela atividade.

Estas mudanças no mercado podem ser observadas na figura 3 que mostra como

se deu o crescimento da exploração de petróleo no Brasil desde o início da sua exploração

até o momento em que houve o fim do monopólio desta atividade no país.

Figura 3 - Produção de petróleo no país antes e durante monopólio da Petrobras. Fonte:

Piquet [2]

Em 2007, o governo anunciou a descoberta de novos campos de exploração,

localizados em uma região entre 200 km e 300 km de distância do litoral, em uma camada

do solo oceânico denominada Pré-Sal. Essas reservas são encontradas a cerca de 7 mil

metros de profundidade e apresentam imensos poços de petróleo em excelente estado de

conservação. Desde então os investimentos para a exploração destes superaqueceram o

5

mercado, atraindo diversas companhias relacionadas ao mercado de exploração. Podemos

ver na figura 4, a disposição física do Pré-Sal em relação às outras camadas do solo

oceânico.

Figura 4 - Divisões do solo oceânico [3]

Em setembro de 2008 foi realizada a primeira extração no Pré-Sal, na região da

Bacia de Campos e no ano seguinte a exploração foi iniciada no campo de Tupi, próximo

ao litoral de Santos, neste mesmo ano foi criada a companhia Pré-Sal Petróleo, subsidiária

da Petrobras, dedicada exclusivamente às atividades exploratórias na região.

A influência da descoberta dessa região foi logo percebida nos anos seguintes, e a

cada ano que passa a evolução no mercado de Óleo e Gás é visível. Em 2017 a produção

nacional de petróleo cresceu 4%, para uma média de 2,622 milhões de barris diários,

segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis[1]. No final

6

deste mesmo ano, o Pré-Sal já correspondia a 50,7% da produção total, representando

pela primeira vez, mais da metade da produção nacional.

Somente na Bacia de Santos, a exploração do Pré-Sal teve significativa influência

na produção de óleo e gás no ano de 2017, onde seus campos tiveram crescimento

registrado de 29%, quantitativamente, a produção que era de 1,120 milhão de barris por

dia passou a ser de 1,434 milhão de BOE/dia. Neste mesmo ano, no mês de setembro, a

Bacia de Santos passou a ser a maior produtora do país, posto que até então pertencia à

Bacia de Campos, que havia registrado em 2016 a média de 1,510 milhão de BOE/dia.

Apesar do fim do monopólio oficial estabelecido pelo governo sobre a atividade

exploratória ter sido encerrado no ano de 1997, a Petrobras ainda tem uma participação

de 77,8% na produção nacional, ver figura 5.

Figura 5 - Produção de petróleo por concessionário – 2017 [1]

7

1.2. Motivação

Tendo como bases o histórico do mercado de petróleo no Brasil e a sua atual

situação, que foram apresentados acima, há um grande incentivo para o estudo das formas

de escoamento da produção offshore, principalmente para a produção não pertencente à

Petrobras, já que, devido a uma robusta infraestrutura ao longo de todo território nacional,

a companhia multinacional possui uma certa independência no fluxo do seu próprio

petróleo, ou seja, desde a fase upstream, passando pela midstream, até a fase de

downstream do mercado brasileiro (ver figura 6). Entretanto, não deve ser excluída de

forma definitiva a possibilidade de empresas independentes do grupo de companhias da

Petrobras realizarem operações de transbordo para a própria Petrobras, através de uma

eventual demanda ou de um contrato firmado devido à necessidade de alternativas à sua

própria infraestrutura, seja por questões de segurança, ou de logística, por exemplo.

Figura 6 - Cadeia do Petróleo [4]

8

Portanto, este estudo possibilita um melhor entendimento das operações de

transbordo de petróleo na fase upstream realizadas em paralelo às operações da Petrobras

com a sua própria infraestrutura, sobretudo nas regiões das Bacias de Campos e de Santos,

além de fornecer uma ampla contextualização do cenário atual de escoamento da

produção de petróleo nessas Bacias da região Sudeste.

1.3. Objetivos

O presente trabalho tem por objetivo comparar duas operações típicas de

transferência de petróleo ship-to-ship que ocorrem no Brasil e desenvolver uma análise

da influência do tipo de operação para o processo em si. As duas operações em estudo

são caracterizadas pelo posicionamento lado a lado dos navios aliviadores vindos de

unidades offshore (plataformas e FPSOs) e dos navios petroleiros para que haja o

transbordo do petróleo por meio de mangotes que interligam os conveses das duas

embarcações, permitindo que, através de um sistema de bombas, os tanques do aliviador

sejam esvaziados, ao passo que os tanques do petroleiro recebem a carga.

A principal diferença entre as duas operações estudadas é que uma delas ocorre

com as duas embarcações navegando em alto mar, em velocidade de curso controlada,

sem necessidade de uma infraestrutura dedicada, porém enfrentando certas limitações

devido a condicionantes ambientais e climáticas. Esta operação de transferência é

denominada ship-to-ship underway. Enquanto que a outra ocorre em área abrigada, onde

um terminal marítimo portuário permite que as condições gerais sejam mais propícias

para que o transbordo ocorra de maneira mais segura, tanto pela redução das influências

externas, principalmente das ondas, quanto pela atracação das embarcações que facilita o

posicionamento de ambas para realização da transferência, é a denominada operação ship-

to-ship via terminal.

9

Ao longo do litoral brasileiro existem algumas áreas em alto mar onde ocorrem

operações de transferência entre embarcações navegando, dentre estas, nas proximidades

do litoral do estado de São Paulo há uma região licenciada junto ao IBAMA (Instituto

Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) especificamente para

esta prática, ela está localizada próxima à Bacia de Santos e será utilizada como referência

na modelagem para uma das simulações apresentada neste trabalho.

Dentro da cidade de São João da Barra, no norte do litoral do Estado do Rio de

Janeiro, são realizadas, na região do Açu, operações de transferência de petróleo via

terminal, que configura o outro tipo de operação em estudo neste trabalho. A localização

próxima à Bacia de Campos, representa um forte atrativo às demandas por transferências

de petróleo que surgem desta região.

A análise envolveu principalmente aspectos quantitativos operacionais, onde a

comparação realizada foi baseada na simulação das operações através do software

ARENA, e considerou alguns fatores estocásticos como o clima de ondas na área de

transbordo offshore, o processo de chegada dos navios aliviadores, dentre outros, ao passo

que alguns fatores (parâmetros) foram fixados afim de gerar um maior entendimento da

influência dos parâmetros variáveis selecionados.

Este trabalho também teve como objetivo apresentar uma breve comparação das

operações de transferência de petróleo via terminal, a partir do seu estudo e da modelagem

de sua simulação, com as operações de um mesmo terminal após a inclusão de um sistema

de tancagem flutuante. A escolha deste projeto específico foi justificada no decorrer do

trabalho.

10

2. Metodologia

Para ilustrar melhor o fluxo utilizado para a metodologia desenvolvida, foi

desenvolvido o seguinte esquema, observado na figura 7:

Figura 7 – Fluxo da Metodologia utilizada

Primeiramente, para que a análise comparativa proposta pudesse ser realizada, foi

necessária uma análise quantitativa dos cenários atual e futuro da produção de petróleo

offshore do país, e também da indústria do petróleo como um todo, principalmente para

o mercado nacional.

Posteriormente, depois de justificada a necessidade de estudar soluções para o

escoamento do petróleo oriundo da exploração dos poços localizados tanto no Pré-Sal

quanto nos campos já explorados anteriormente, foram apresentadas diferentes soluções

para realização desse escoamento. Dentre elas, duas foram selecionadas por serem

operações típicas que ocorrem no litoral brasileiro em duas regiões específicas: a

operação ship-to-ship offshore (underway) executada na região da Bacia de Santos e a

11

operação ship-to-ship via terminal, realizada na região de São João da Barra, próximo à

Bacia de Campos, onde há uma estrutura composta por três berços destinados

exclusivamente a esta operação.

Diante das diferenças existentes entre as operações, foram estudadas, para ambas,

as principais características que influenciam na janela de operação, no tempo demandado

para a realização de cada uma delas e nos possíveis atrasos que ocorrem, afim de gerar

dados de distribuições matemáticas que estão expostas e explicadas no decorrer do estudo.

Consolidadas as distribuições matemáticas, foram desenvolvidos modelos no

software ARENA que simulam as operações conforme os parâmetros escolhidos. As

características do software e a forma como ele foi utilizado estão descritas no capítulo 5

deste trabalho.

A escolha pelo software de simulação de eventos discretos (DES) deu-se pela alta

influência de fatores externos existentes nas operações estudadas, o que implica em uma

grande quantidade de simulações computacionais para obtenção de otimizações quanto

aos modelos e parâmetros utilizados para cada um deles. Portanto, devido a esta

necessidade e ao alto potencial da simulação de eventos discretos para representação dos

sistemas estudados, através das análises e das possíveis tomadas de decisões

proporcionadas, este tipo de simulação foi selecionado para a utilização neste projeto de

graduação.

A partir dos parâmetros estipulados e dos modelos desenvolvidos, foi possível

avaliar o comportamento do tempo de espera dos navios aliviadores em função da

distribuição de chegada destes navios na região de operação, ou seja, em função da

quantidade de aliviadores que demandam pela transferência do petróleo armazenado para

um petroleiro que irá exportar este petróleo. Esta quantidade está associada diretamente

12

à quantidade de unidades de produção e consequentemente à produção dos campos, ou

seja, ao principal ativo dos clientes que utilizam a modalidade STS para escoar sua

matéria prima visando a exportação.

Também foi estudado e apresentado no presente trabalho, uma solução alternativa

às operações de transbordo via terminal onde há o incremento da capacidade de

armazenagem do petróleo recebido. Esta solução é a instalação de um sistema de

tancagem flutuante. Para este tipo de operação (STS via terminal com tancagem) foi

desenvolvida uma análise comparativa com o mesmo tipo de operação sem a tancagem

afim de demonstrar os ganhos desta solução de forma a considerar a simulação da

operação. Esta alternativa será introduzida no capítulo 4, onde também será apresentada

uma variante da mesma, e no capítulo 7 será apresentada a análise comparativa em função

da simulação do modelo STS via terminal sem tancagem.

13

3. Tipos de Operação

Neste capítulo primeiramente será apresentado um breve histórico sobre as

operações de transferência de petróleo de navio para navio no Brasil, e posteriormente

serão abordadas, de forma simplificada, o fluxo do petróleo no país, de forma geral, os

tipos de operação existentes e, de forma detalhada, os tipos de operação em destaque neste

trabalho.

3.1. Histórico de operações no Brasil

Até o ano de 1999 as operações de transbordo ship-to-ship no Brasil eram

realizadas por navios não projetados com esse intuito. Utilizavam-se aliviadores

convencionais isentos de características que atualmente são requisitos para este tipo de

operação, como por exemplo um sistema de posicionamento dinâmico que é capaz de

controlar a movimentação da embarcação durante a operação, e para compensar a

ausência deste sistema, eram utilizados navios rebocadores que auxiliavam na

manutenção da posição ao longo de todo o processo de transferência. O que gerava uma

operação muito mais trabalhosa, envolvendo mais profissionais, mais embarcações e

consequentemente demandando um dispêndio muito maior de recursos financeiros.

Somente no início da década seguinte surgiram novos projetos e então foram

construídas as primeiras embarcações que teriam como parte de seu escopo a realização

de operações de transferência de petróleo de forma independente. Estes navios possuíam

sistemas complexos como o de escoamento de óleo, sistemas de informação e de

propulsão, além de casco com modelagem diferenciada, específicos para atender às

necessidades demandadas por uma operação ship-to-ship [5].

Já na década de 2010, após a descoberta do Pré-Sal e o aumento exponencial na

demanda pelo escoamento da produção de petróleo gerada nas unidades offshore,

14

surgiram novas formas de realizar o transbordo deste petróleo que até o presente momento

estão contribuindo para o atendimento deste mercado no Brasil. Estas serão apresentadas

no decorrer deste capítulo.

Atualmente o país conta com operações de transbordo de embarcação para

embarcação sobretudo na região Sudeste, onde existem as duas operações apresentadas

neste relatório, que são as únicas do litoral brasileiro não pertencentes à Petrobras, que

possui dois terminais no sul do estado do Rio de Janeiro e no Norte do litoral do estado

de São Paulo. Além disso a Petrobras possui terminais para operações de transferência

entre embarcações no litoral da região Nordeste do país.

3.2. O fluxo do petróleo

As operações de transbordo de petróleo de um navio aliviador para um navio

petroleiro para exportação fazem parte de uma importante cadeia logística e configuram

parte da fase midstream desta cadeia. Trata-se de uma etapa intermediária que ocorre após

o transbordo das unidades de produção, ou seja, após a fase upstream do fluxo do

petróleo, e antecede a terceira fase que ocorre após a exportação desta commodity, onde

no destino final há o processamento, a distribuição e chegada do produto final ao

consumidor final. Esta terceira e última fase é a chamada downstream.

O início deste fluxo se dá, no Brasil, através da exploração dos poços de petróleo

encontrados ao longo das Bacias localizadas no litoral do país. Após o estudo e a

perfuração do poço por parte de uma sonda de perfuração é chegada a hora de explorar o

petróleo contido nas camadas do solo oceânico. Ao longo dos anos foram desenvolvidas

muitas tecnologias para se utilizar na exploração do petróleo, dentre elas encontram-se as

plataformas. Existem diversos tipos e plataformas de petróleo, como:

• Jaquetas;

15

• Auto-Elevatórias;

• Torre-Complacente;

• Tension-Leg Platform (TLP);

• Spar;

• Plataforma Semi-Submersível;

• FPSO.

Cada plataforma possui características únicas e consequentemente possuem

vantagens e desvantagens umas sobre as outras, sendo todas elas estruturas altamente

complexas devido a engenharia necessária para suportar as condições marítimas adversas.

Normalmente a seleção do tipo de plataforma a ser utilizada para produção em uma

determinada região se deve pela profundidade das águas a serem exploradas, como pode

ser observado na figura 8, a seguir.

Figura 8 - Tipos de Plataforma de Produção [6]

16

A parte intermediária deste fluxo que será abordada de forma aprofundada neste

relatório é a transferência do petróleo vindo destas unidades de produção até os navios

responsáveis pela exportação do produto. É importante enfatizar que nem toda a produção

de petróleo das Bacias de Santos e Campos é exportada. O país já possui uma grande

infraestrutura de processamento do petróleo, como refinarias e plantas petroquímicas,

porém estes empreendimentos atualmente não são suficientes para atender a toda

produção nacional. E não só isso, há um interesse comercial envolvido na venda do

petróleo bruto já que esta commodity possui um valor muito grande sobretudo para

diversos países que não possuem reservas próprias.

Figura 9 - Fluxo do petróleo extraído das Bacias brasileiras

O fim do fluxo do petróleo é representado, inicialmente, por essa fase de

processamento e produção de derivados, posteriormente, pela sua venda e distribuição, e

por fim pela chegada do produto ao consumidor final, como por exemplo com a compra

de gasolina em postos de combustíveis.

3.3. Tipos de operações Ship-To-Ship (STS)

Existem quatro formas mais convencionais de realizar operações ship-to-ship, são

elas: o STS navegando, onde ambas embarcações estão em curso, o STS fundeado, onde

uma das embarcações é fundeada e a outra é rebocada, o STS combinado, onde uma das

embarcações é fundeada porém a outra não necessita ser rebocada, e por fim o STS

17

atracado, onde uma das embarcações é atracada em um terminal enquanto a outra é

rebocada até a localização exata para realização do processo. Segue abaixo figura 10 que

ilustra essas operações:

Figura 10 - Operações convencionais de Ship-to-Ship (STS)

3.4. Operações em estudo

Dentre as quatro formas de realização das operações ship-to-ship, foram

selecionadas para o presente trabalho duas delas, que são a operação navegando e a

operação atracada. A operação navegando é caracterizada de forma mais específica como

a operação que ocorre quando a transferência de carga é realizada com os dois navios em

movimento. Para isto é necessário que ela ocorra em regiões afastadas da costa, sem

necessidade de apoio de rebocadores, sem restrições de profundidade, porém mais

suscetível a eventuais acidentes ou problemas operacionais. Um exemplo desse tipo de

processo de transferência pode ser visto na figura 11, a seguir.

18

Figura 11 - Operação ship-to-ship underway em mares europeus

Já as operações de forma atracada, são a maneira mais segura de realizar a

transferência. Para este tipo de operação, ambas embarcações se encontram atracadas no

mesmo porto ou berço de terminal, e contam com o auxílio de rebocadores para realizar

a manobra de aproximação que antecede a atracação. Nesse caso, a operação depende

inteiramente da disponibilidade do berço, precisa ocorrer em regiões abrigadas, depende

de suporte prático, além da necessidade de utilização de barreiras de contenção, dentre

outras peculiaridades relacionadas a segurança do meio ambiente, das estruturas e dos

profissionais envolvidos.

19

Figura 12 - Operação STS via terminal em João Pessoa na Paraíba

A sequência exata de etapas que ocorrem para que haja a transferência do petróleo

via terminal pode ser observada abaixo:

1) O navio aliviador recebe o petróleo extraído das unidades de produção em alto-

mar e transporta para o local da operação onde ocorre o STS;

2) Um navio petroleiro, que também pode ser denominado navio exportador, é

nomeado pelos clientes e também é encaminhado para o terminal para receber o

produto, conforme a cadeia logística de cada cliente;

3) Conforme planejamento prévio do terminal, os navios são atracados um a contra

bordo do outro em um dos berços destinados a operação, sempre levando em

consideração as condicionantes climáticas e ambientais que podem impedir ou

não a realização da transferência;

4) Os navios são então conectados via mangotes flexíveis, por meio dos quais o

petróleo é transferido do navio aliviador para o navio petroleiro, com o uso das

bombas do navio aliviador;

20

5) Concluída a operação de transbordo, após a desatracação e a desconexão dos

navios, o navio exportador segue para o seu destino final (exportação) enquanto

que o navio aliviador retorna para a plataforma, para ser novamente carregado e

repetir a operação com um novo navio exportador

Para o STS underway, as etapas são bastante similares, a principal diferença

existente em relação a operação STS via terminal encontra-se no item 3. Porém, para

melhor compreensão da atividade executada, segue abaixo o fluxo de etapas para este tipo

de operação:

1) O navio aliviador recebe o petróleo extraído das unidades de produção em alto-

mar e transporta para o local da operação onde ocorre o STS;

2) Um navio petroleiro, que também pode ser denominado navio exportador, é

nomeado pelos clientes e também é encaminhado para a região de operação em

alto mar para receber o produto, conforme a cadeia logística de cada cliente;

3) Os navios se aproximam com uma velocidade de curso controlada e posicionam

um a contra bordo do outro para realização da amarração de uma embarcação com

a outra, na região licenciada para realização deste tipo de operação, sempre

levando em consideração as condicionantes climáticas e ambientais que podem

impedir ou não a realização da transferência;

4) Os navios são então conectados via mangotes flexíveis, por meio dos quais o

petróleo é transferido do navio aliviador para o navio petroleiro, com o uso das

bombas do navio aliviador;

5) Concluída a operação de transbordo, após a desconexão dos navios, o navio

exportador segue para o seu destino final (exportação) enquanto que o navio

aliviador retorna para a plataforma, para ser novamente carregado e repetir a

operação com um novo navio exportador.

21

4. Tancagem

Uma das formas de melhorar a eficiência de um terminal de operações de

transbordo em área abrigada se dá através da implantação de sistemas de tancagem. De

forma simples, os sistemas de tancagem utilizáveis neste tipo de projeto podem ser

caracterizados de duas formas, são elas a tancagem flutuante e a fixa (onshore).

A tancagem flutuante consiste em uma solução mais simples e menos custosa

dentre as duas opções apresentadas. Ela é capaz de fornecer dinamismo e previsibilidade

para a operação, ou seja, ela pode reduzir o tempo total para a realização do transbordo

via terminal já que não há mais a necessidade de espera por um navio responsável pela

exportação do petróleo. Nesta solução um navio da classe FSU – Unidade Flutuante de

Armazenamento (Floating Storage Unit) é ancorado no terminal com o único propósito

de armazenar petróleo e seus derivados. Esta embarcação pode ou não possuir sistema de

propulsão próprio e em seu convés existem silos capazes de receber milhares ou até

milhões de litros do líquido a ser armazenado, ao contrário do navio tanque, que por

questões de navegabilidade tem sua capacidade limitada.

A instalação de um sistema de tancagem flutuante é bem mais prática se

comparada a um sistema onshore, pois conta sobretudo com a ancoragem da embarcação

FSU e com a instalação do sistema de transferência que irá encher seu sistema de

armazenagem, que já são operações de praxe em qualquer operação realizada sem a

presença da FSU. Um de seus pontos negativos é a necessidade de haver um berço com

disponibilidade para a atracação contínua da unidade. Abaixo um exemplo de embarcação

da classe FSU:

22

Figura 13 – Embarcaçao Khalij-e-Fars do tipo FSU destinada à tancagem do terminal do

Porto do Irã

O sistema fixo, depende inicialmente de uma estrutura mínima de oleodutos para

transferência do petróleo e de seus derivados até o local destinado aos tanques, por mais

perto que estes tanques estejam do local onde o transbordo ocorre. Aliado a isso, ainda

pode ser considerado como aspecto negativo o investimento na infraestrutura dos tanques

em si, onde há necessidade de um ambiente com pressão e temperatura controlados,

sistema de bombas e sistema de combate a incêndios robusto.

Figura 14 – Tancagem onshore em região portuária

23

O que se pode concluir acerca dos sistemas de tancagem é que eles são

indiscutivelmente uma excelente maneira de se otimizar a frota de aliviadores diante das

circunstâncias atuais do mercado brasileiro. Uma vez que a embarcação que realiza o

alívio das unidades offshore tende a demorar menos na operação de transbordo do

petróleo.

Atualmente a logística de tancagem de petróleo no Brasil é dominada pela

Petrobras, que utiliza terminais como o de Angra dos Reis (RJ) para executar suas

operações de transbordo e posterior exportação dos produtos armazenados. Porém, com

o crescimento do mercado como um todo, não só para a antiga detentora do monopólio

das atividades de exploração do petróleo, novas empresas e, principalmente, operadoras,

tem expandido sua participação no mercado de E&P (Exploração e Produção), e,

consequentemente, novos sistemas de tancagem serão necessários, especialmente para

escoar a produção para futura exportação.

O capítulo anterior apresentou na forma de um fluxo de etapas, as duas operações

comparadas ao longo deste trabalho, e, apesar do sistema de tancagem ser somente uma

complementação ao STS via terminal, é válido destacar as alterações ocorridas no fluxo

desta:

1) O navio aliviador recebe o petróleo extraído das unidades de produção em alto-

mar e transporta para o local da operação onde ocorre o STS;

2) O navio aliviador é atracado a contra bordo do FSU, estrutura atracada em um dos

berços do terminal, sempre levando em consideração as condicionantes climáticas

e ambientais que podem impedir a realização da transferência;

3) O navio é então conectado ao FSU via mangotes flexíveis, por meio dos quais o

petróleo é transferido, com o uso das bombas do navio aliviador, ficando o

petróleo armazenado no FSU. A partir desta etapa existem duas alternativas que

24

poderão ocorrer na sequência deste fluxo, conforme interesse e planejamento dos

clientes;

4) Alternativa 1: um outro navio aliviador pode transferir produto para a FSU até que

seu limite de armazenagem seja alcançado, ou Alternativa 2: um navio petroleiro

pode ser atracado a contra bordo com o FSU, e realizar a operação de transbordo

do petróleo armazenado nos tanques da embarcação ali atracada, com o uso das

bombas da FSU e, uma vez concluída a operação, o navio petroleiro segue para

seu destino final (exportação).

No Capítulo 7 deste trabalho será abordada de forma comparativa a solução de

tancagem flutuante em relação a uma infraestrutura de terminal sem esta alternativa. O

modelo criado para esta será utilizado como referência.

25

5. Simulação

Nesta seção, primeiramente será apresentado o software de simulação Arena, da

Rockwell Softwares, utilizado no projeto, e em seguida será explicado o raciocínio

utilizado na elaboração dos modelos desenvolvidos durante este trabalho. Para efeitos de

simplificação, a nomenclatura "Modelo 1" ou "Modelo da operação 1" será utilizada para

referenciar-se à operação de transferência de petróleo com as embarcações navegando,

ou seja, a operação ship-to-ship (STS) underway, enquanto que, para a operação de

transferência de petróleo via terminal, ou seja, a operação ship-to-ship atracado, a

nomenclatura utilizada será: "Modelo 2" ou "Modelo de operação 2".

Todas as informações a respeito do software e do seu funcionamento foram

retiradas do próprio manual acessado através do programa e do manual criado por DE

LIMA [7].

5.1. O Software

O Arena é um software de simulação de eventos discretos com versão gratuita

disponível para estudantes, que possui diversas ferramentas e extensas funcionalidades,

que podem fornecer subsídios para uma análise criteriosa e eficiente. Estas características

possibilitam a execução de simulações com uma grande variedade de cenários que podem

ser replicados por longos períodos pré-estabelecidos pelo operador. Através deste

programa, podem ser realizadas análises estatísticas e modelagens de processos, onde são

fornecidos relatórios contendo os dados de saída para visualização quantitativa dos

resultados, além da possibilidade de criação de animações para melhor observação da

simulação, que viabilizam um maior entendimento do sistema em estudo.

Para construção dos modelos, o programa disponibiliza diversos módulos pré-

definidos com características únicas e que se encontram divididos entre algumas

26

categorias, como pode ser observado abaixo. Estes módulos são capazes de criar

diferentes entidades que irão percorrer o sistema durante a simulação segundo os critérios

pré-estabelecidos durante a fase de elaboração dos modelos.

Figura 15 – Módulos básicos de processos do Arena

27

Figura 16 – Módulos avançados de processos do Arena

28

Figura 17 – Módulos avançados de transferência do Arena

Os módulos utilizados para cada um dos modelos desenvolvidos serão descritos

no decorrer deste capítulo. Todos foram retirados das três categorias observadas nas

figuras acima: Basic Process, Advanced Process e Advanced Transfer.

29

5.2. Parâmetros

Durante a elaboração de um modelo de simulação, se faz necessário o

levantamento de diversos parâmetros que influenciarão diretamente nos resultados

alcançados. Há, no entanto, uma complexidade no levantamento e utilização destes

parâmetros, pois quanto maior o número de parâmetros levados em consideração, em

teoria, mais o modelo irá se aproximar da realidade do sistema em estudo. Entretanto, a

margem de erro gerada é consideravelmente maior em relação a um modelo com menos

dados que influenciam nos seus relatórios de saída. Portanto, foram fixados alguns

parâmetros que eventualmente influenciam na operação, mas que para os modelo

elaborados foram desconsiderados. Abaixo, estas desconsiderações serão expostas e

fundamentadas.

5.2.1. Parâmetros fixados ou desconsiderados:

Inicialmente, para definição dos parâmetros fixos e os parâmetros variáveis do

modelo, foram consideradas e ponderadas duas frentes, a primeira seria o aspecto

financeiro na operação propriamente dita e a segunda seria a complexidade no

desenvolvimento dos modelos e consequente maior brecha para erros.

5.2.1.1. Falha crítica do sistema:

Diante dessas considerações, chegou-se à questão na qual a falha crítica do

sistema seria o não atendimento do navio aliviador, pois em decorrência desse não

atendimento, a unidade de produção (FPSO ou plataforma) poderia ter a sua produção

paralisada já que não haveriam navios aliviadores disponíveis para a realização do

transbordo, o que acarretaria num custo expressivo se comparado com outros custos

atrelados às operações estudadas. Logo, essa foi a conclusão oriunda da análise financeira

da operação, onde, excluindo-se catástrofes ou acidentes com probabilidades mínimas de

30

ocorrência (muitas vezes imensuráveis), a paralisação da operação foi o ponto crucial a

ser evitado no estudo.

5.2.1.2. Condicionantes climáticas e ambientais:

Outro ponto importante levado em consideração, desta vez tendo em vista o

aspecto da complexidade e consequentemente do tempo demandado para a elaboração

dos modelos, foi a não utilização de algumas condicionantes climáticas ou ambientais em

ambas as operações.

Para o modelo de operação 1 não foi considerada nenhuma influência de

visibilidade, vento ou corrente como impedimento para que a operação ocorresse,

somente a influência direta da altura de onda na janela de operação foi utilizada como

fator estocástico, ou seja, a altura de onda foi a única condicionante estudada que poderia

impossibilitar a transferência do petróleo. Esta assunção ocorreu devido à percepção de

que as ondas possuem uma significância muito maior para a avaliação das condições de

operação em relação às outras condicionantes, isto é, a altura de onda é a maior

responsável pelo impedimento das transferências nesta situação.

Já para o modelo de operação 2 foi desconsiderada qualquer condicionante

climática ou ambiental, não só o vento, a corrente ou a visibilidade como também a altura

de onda, tendo em vista que a criticidade das ondas não é tão grande devido à

infraestrutura do terminal que de certa forma protege os berços da incidência deste

fenômeno. Outro fator que levou a essa desconsideração foi o fato das filas geradas pela

limitação quanto ao número de operações simultâneas ter uma influência

consideravelmente maior na espera dos navios aliviadores.

31

5.2.1.3. Disponibilidade de petroleiros:

Mais um parâmetro fixado para ambos modelos decorrente das duas frentes

apresentadas no início deste subcapítulo foi a disponibilidade dos navios petroleiros, ou

seja, toda vez que um navio aliviador chegar na “área de operação”, seja ela em alto mar,

ou no terminal, sempre haverá um navio petroleiro disponível aguardando para a

realização da operação. Dado que a falta de um navio aliviador é capaz de paralisar a

operação da unidade de produção, ao combinar a chegada das embarcações destinadas à

transferência é como se de certa forma fosse atribuída uma ociosidade ao petroleiro, ao

invés de fazer isto com o aliviador.

5.2.2. Parâmetros variáveis aplicados ao modelo:

Para cada um dos modelos foi observado que deveriam ser aplicados parâmetros

específicos, que seriam capazes de aproximar a configuração do modelo com a respectiva

operação real, e também alguns parâmetros comuns, que demonstram as semelhanças

entre as operações. Estes parâmetros encontram-se explicados a seguir.

5.2.2.1. Condicionantes climáticas e ambientais:

Em primeiro lugar, para o modelo 1, o parâmetro estudado foi a condicionante

ambiental para a operação, ou seja, as condições de mar devido à altura de onda que pode

impedir que a transferência ocorra foram pesquisadas e transformadas em dados

estocásticos para aplicação no modelo. Segundo dados disponibilizados pela ANP [8] em

relação à licença de operação na região da Bacia de Santos, podemos observar que a altura

limitante para posicionamento das embarcações é de 2 até 3 metros (conforme a figura

18), e para realização do transbordo esta altura é de 3 metros. Para efeito de simplificação,

iremos considerar que para todo o processo a altura limitante é de 3 metros.

32

Figura 18 - Condicionantes climáticas e ambientais para operação STS na região da

Bacia de Santos

Foram então obtidos dados relativos ao comportamento das ondas gerados por

uma boia localizada na região de Santos (Latitude -25,27°, Longitude -44,93°) do

Programa Nacional de Boias (PNBOIA) [9]. Os dados apresentam uma frequência média

de medição de uma hora, entre abril de 2011 e junho de 2016. Esta fonte fornece o ano,

mês, dia e hora da coleta e explicitam a altura significativa de onda, a altura máxima de

onda, o período de pico e a direção das ondas. A boia também fornece dados relativos ao

vento, porém como já citado anteriormente, este trabalho utilizou a premissa de que a

altura de onda é uma condicionante ambiental e climática que sobressai em relação às

outras.

33

Figura 19 - Ondas e vento na Bacia de Santos

Para transformação destas informações em dados estocásticos, foi utilizado como

referência a tese de SIMÕES, R.S.F.[10]. Simões, com o objetivo de aumentar a precisão

dos dados relativos às ondas nessa região, realizou uma simulação sobre 15 anos, com

registros horários, utilizando o software WAVE WATCH III, cuja funcionalidade é a

capacidade de simular o processo físico de crescimento, propagação e dissipação de ondas

em duas dimensões, a partir da soma da transferência de energia de campos de vento para

as ondas através de uma interação vento-onda, com a dissipação da quebra da onda e as

interações não lineares entre ondas. Foi criada então uma malha que representa o

comportamento de ondas da região a partir dos dados da boia. O programa realizou as

devidas integrações referentes às equações de espectros de onda e forneceu resultados

para 15 anos de simulação, obtendo 131.496 registros consolidando uma base de dados

consistente.

34

Figura 20 - Curva do comportamento estocástico do estado de mar da região da Bacia

de Santos

Observando os dados encontrados, o estudo desenvolvido por Simões analisou

apenas as influências para as faixas de altura de onda iguais a 2 metros, 2,5 metros e 3

metros. Houve também a modelagem das condições do mar através da distribuição de

probabilidade das durações de intervalos sucessivos de BOM TEMPO e MAU TEMPO.

O estudo foi dividido em três casos, um com cada altura de onda limitante, porém, como

este trabalho utilizou a altura de onda equivalente a 3 metros como limitante para a

ocorrência da operação, somente será considerado o caso 3 da referência citada.

Foram estimadas as distribuições que regem o comportamento das ondas em cada

um dos casos. A validação destas foi feita a partir da utilização do software EASYFIT,

programa capaz de determinar a partir de uma base de dados, qual a distribuição que

melhor representa o conjunto de números selecionado. Os dados gerados foram capazes

de determinar a probabilidade de ocorrência de MAU TEMPO e qual a duração deste,

conforme podemos observar nas figuras 21, 22 e 23 a seguir:

35

Figura 21 - Probabilidade de ocorrência de mau tempo para ondas de 3 metros em cada

trimestre

Figura 22 - Distribuições para a duração de bom tempo para ondas de 3 metros em cada

trimestre

Figura 23 - Distribuições para a duração de mau tempo para ondas de 3 metros em cada

trimestre

Como os dados gerados pelo estudo utilizado como referência apresentam

resultados que contemplam separadamente cada um dos 4 trimestres ao longo do ano,

para efeito de simplificação sobretudo na interpretação dos resultados foi realizada uma

média aritmética simples para que pudesse ser inserido no modelo somente uma

distribuição probabilística e uma distribuição estocástica dos dados encontrados

representando a média anual.

36

Para a probabilidade de mau tempo a média encontrada é de 39,5%, logo, a

probabilidade para o bom tempo será de 60,5%, enquanto que a distribuição GAMMA

média para o bom tempo foi Alpha igual a 1.4971 e Beta igual a 163,0725, já para a

distribuição GAMMA média para o mau tempo foi Alpha igual a 1,4103 e Beta igual a

13,2558.

É válido ressaltar que o modelo desenvolvido não irá considerar paralisações

devido ao mau tempo após o início da operação, logo a distribuição GAMMA para o bom

tempo não terá utilidade no modelo desenvolvido. Outra implicação desta assunção foi a

premissa de que este atraso já está considerado na distribuição aplicada ao tempo de

operação será apresentado a seguir. Portanto estes foram os dados inseridos no modelo 1

do Arena para representar a influência da altura de onda na operação. A filosofia utilizada

para inserção no modelo será apresentada no subcapítulo Modelos.

5.2.2.2. Tempo de operação de transferência:

Posteriormente, foi estudado o tempo efetivo de operação, isto inclui todas as

etapas a partir do momento que o navio aliviador se dirige ao petroleiro para conexão dos

mangotes e realização da transferência, até o momento em que (após o petróleo ser todo

recebido pelo navio exportador) as embarcações são desconectadas e por fim o aliviador

é capaz de seguir seu fluxo. Para inclusão desta informação em ambos modelos, foi

necessária uma pesquisa a respeito do tempo de operação para os dois tipos apresentados.

Segundo dados do Instituto Estadual do Ambiente (INEA) [11] o tempo de

duração estimado para a operação ship-to-ship via terminal é de 37 horas, já incluindo

atracação e desatracação das embarcações, enquanto que a duração máxima para a mesma

é de 48 horas.

37

Para os modelos deste trabalho, não será aprofundado o estudo das embarcações

utilizadas, isto é, não haverá diferenciação nos tipos de aliviadores e petroleiros em

relação a sua capacidade, somente a distribuição de probabilidade relativa ao tempo

decorrido para a operação será inserida no modelo, já considerando a possibilidade de os

navios serem do tipo Suezmax, Panamax, Aframax ou VLCC.

Como não foram encontradas mais fontes disponíveis que contivessem esses

dados específicos, também foi formulada a premissa de que o tempo de operação

demandado pela operação do modelo 1 será igual ao tempo demandado pela operação do

modelo 2, conforme foi encontrado a partir do parecer técnico enviado ao INEA que

subsidiou a emissão da Licença de Operação do Terminal [11], órgão responsável pela

emissão das licenças ambientais do Estado do Rio de Janeiro. E também, foi considerado

que este parâmetro seria melhor retratado no modelo como uma distribuição uniforme

variando entre 37 horas e 48 horas, já que é um tipo de distribuição que possibilita a

utilização de um valor mínimo e um valor máximo somente e é pertinente diante do

processo ao qual ela será atribuída.

É importante ressaltar que, para o modelo de operação 1, foi considerado que a

região em alto mar designada para a operação é capaz de receber simultaneamente um

número muito grande de embarcações, logo, o número de “estações de atendimento” foi

extrapolado para que esta etapa não gerasse nenhum tipo de fila, diferentemente do

modelo de operação 2, onde devido a existência de somente 3 berços, logicamente foram

criadas somente 3 “estações de atendimento” às entidades que adentram ao sistema.

Também foi assumido quanto às operações do modelo 2, que não haverá um atraso

nas operações e no tempo de viagem das embarcações relativos à distância percorrida

pelas embarcações, que navegam com velocidade de curso média de 6 nós e portanto

percorrem uma distância considerável durante o processo.

38

5.2.2.3. Chegada de aliviadores:

Por fim, temos o último parâmetro que irá influenciar diretamente no ponto crítico

da simulação estudada, este parâmetro é a distribuição da chegada de navios aliviadores

que tem como objetivo realizar a operação, seja no modelo 1, seja no modelo 2. O ponto

crítico citado será o tempo de espera que o navio aliviador encontrará ao chegar na área

de operação, já que pode implicar na paralisação da produção da Plataforma ou FPSO.

Ao analisar a situação atual do modelo, primeiramente foi necessário aproximar a

quantidade de embarcações que chegam na região de operação para uma distribuição de

probabilidades. Esta distribuição deverá retratar da melhor maneira a quantidade de

aliviadores que chegarão para realizar a transferência do petróleo oriundos de 1 ou mais

clusters (conjunto de plataformas).

Antes mesmo de realizar um estudo mais aprofundado quanto à distribuição de

probabilidades que irá retratar a chegada de aliviadores no sistema, é possível perceber

que ao simular os modelos com a chegada de um número muito pequeno de embarcações,

o modelo de operação 1 já irá apresentar um valor para o tempo de espera do aliviador,

em função do mau tempo eventualmente enfrentado, enquanto que no modelo de operação

2, não haverá tempo de espera pois os três berços serão capazes de atender a chegada de

todas as embarcações. Enquanto que, pensando numa situação inversa, com uma

distribuição contendo um número muito grande de embarcações entrando quase que

simultaneamente no sistema, o modelo de operação 2 iria retratar um tempo de espera

significativo, enquanto que o modelo de operação 1 continuaria com um valor similar ao

encontrado na suposição incial.

Esta análise possibilitou a observação do seguinte fato: dependendo da quantidade

de embarcações chegando no sistema, haverá uma operação mais apropriada para a

39

quantidade de operações estimada. Logo, foi buscado um valor referente à chegada de

navios que pudesse limitar a seleção de um dos tipos de operação.

Dado que, como apresentado no início deste relatório, existe um grande otimismo

em relação ao crescimento deste mercado, a procura por um cenário com grande fluxo de

navios recorrendo a estas modalidades de transferência de petróleo pode ser facilmente

fundamentada.

Estas conclusões desconsideram a inviabilização de um empreendimento

(terminal) devido ao seu alto custo atrelado a sua baixa taxa de utilização.

Observando o ciclo de offloading (operação de transbordo do petróleo da unidade

de produção para o navio aliviador) de um FPSO apresentado no gráfico da figura 24

abaixo, podemos observar que uma unidade de produção demora 10 dias para demandar

um aliviador. Este cenário é relativo a uma unidade de produção de porte médio,

localizada na região do Pré-Sal, na Bacia de Santos, conforme figura 25.

Figura 24 - Ciclo de offloading

40

Figura 25 - Dados do FPSO característico utilizado

A justificativa para esta periodicidade é que, no geral, quando um FPSO está com

81% de sua capacidade de armazenagem, ele deverá sinalizar a necessidade de um

aliviador para que haja tempo suficiente, e com folga, para o deslocamento do navio até

a zona de ancoragem do FPSO e eventuais contratempos com condições climáticas e

ambientais, afim de evitar a paralisação da produção devido ao esgotamento dos tanques

de armazenagem da unidade de produção.

Dado que um FPSO aciona um aliviador a cada 10 dias para realizar a operação,

é possível estimar a quantidade de demandas por operações de transferência de petróleo

ship-to-ship em função do número de FPSOs atendidos. Esta quantidade não considera o

número de aliviadores, e sim o número de operações demandadas, já que devido à

margem de tempo existente entre o ciclo de operações, um aliviador pode realizar uma

operação de transferência STS mais de uma vez no período de 10 dias. É importante

ressaltar que, como de fato ocorre no litoral brasileiro, um aliviador realiza uma operação

de transferência ship-to-ship a cada uma operação de offloading realizada. Em outras

localidades isso não é uma regra, pois dependendo do destino do petróleo, o aliviador

pode ter que realizar diferentes operações de descarregamento para uma única de

carregamento.

41

Esta análise para a estimativa da distribuição de chegada de um aliviador na região

de transbordo, seja no modelo 1 ou no modelo 2, é muito importante na visão do cliente,

pois ele poderá identificar se, de acordo com os campos sob sua concessão e

consequentemente com a quantidade de unidades de produção que ele possui em

operação, qual o tipo de operação possivelmente atenderá suas necessidades minimizando

as chances de paralização da produção devido ao tempo de espera do aliviador.

Considerando inicialmente um cliente ou um conjunto de clientes que possuam 10

FPSOs operando continuamente, demandando em média um aliviador a cada 10 dias

como foi estimado, tem-se que 10 aliviadores carregados chegarão até a região onde

ocorre a transferência STS para realização da operação. Partindo da premissa que este

evento é de natureza aleatória, pode-se estimar a partir desses dados que um aliviador

chegará no sistema a cada 24 horas obedecendo uma distribuição do tipo exponencial

(distribuição mais comumente utilizada para eventos deste tipo).

Este valor será o ponto de partida para a comparação entre o tempo de espera dos

aliviadores em cada um dos modelos. A sua variação (aumentando ou diminuindo a

frequência da chegada de aliviadores) será capaz de mostrar até quando o cliente optará

pela utilização do modelo de operação 2, até que a utilização do modelo de operação 1

seja justificada, ou vice e versa.

Foi assumido neste projeto que um único aliviador irá transferir sua carga para um

único petroleiro. Portanto não estão contempladas nos modelos situações onde 2 navios

petroleiros são demandados para apenas um aliviador ou vice-versa, como ocorre com

um FSU, por exemplo.

42

5.3. Módulos Utilizados:

Primeiramente, para ambos os modelos desenvolvidos, os módulos Create,

Process e Dispose, que pertencem à categoria "Basic Process", foram utilizados. Estes

podem ser considerados os 3 principais módulos do software, isso porque, somente com

os três, é possível criar um modelo para simulação de um processo real. A função de cada

um desses 3 módulos é:

- CREATE: módulo utilizado para criação de uma entidade no sistema, nesse caso

a entidade criada será o navio aliviador;

- PROCESS: módulo destinado às estações de trabalho. Este módulo pode ser

configurado de algumas formas, porém sua formação completa é composta de três outros

módulos disponibilizados na base do programa que podem ser usados separadamente, são

eles o SEIZE, o DELAY e o RELEASE. O módulo SEIZE nada mais é do que a fila da

estação, onde as entidades aguardam pelo atendimento, enquanto que o módulo DELAY

é onde é possível inserir um critério temporal para execução do processo (atendimento da

entidade), seja este critério uma expressão, uma constante ou obedecendo a uma

distribuição de probabilidade, seja ela normal, exponencial, triangular, dentre outras. Já

o RELEASE é o módulo responsável pela liberação das entidades da estação de

atendimento, onde ocorre o processo determinado pelo critério criado para o DELAY.

- DISPOSE: módulo utilizado para liberação da entidade de dentro do sistema.

Apresentados os principais módulos utilizados no Arena, seguem os outros

módulos utilizados nos modelos:

- ASSIGN: módulo utilizado para atribuir um valor a uma variável ou configuração

de uma entidade.

43

- RECORD: módulo utilizado para determinação de informações estatísticas.

Os módulos ASSIGN e RECORD foram utilizados em ambos os modelos para

determinar o tempo de espera das entidades antes de entrar em operação.

Alguns módulos foram utilizados somente em um dos dois modelos, abaixo segue

a descrição e a ilustração do módulo utilizado somente na operação STS underway:

- DECIDE: módulo utilizado para decidir qual caminho seguido pelas entidades

do sistema, podendo ser criado um critério de probabilidade ou um critério condicional,

tanto para dois quanto para vários caminhos a serem seguidos.

Por fim, para o Modelo 2 foram utilizados além dos módulos já apresentados, os

seguintes módulos:

- PICKSTATION: módulo que possibilita a seleção do destino da entidade para

diferentes estações, representadas pelo módulo STATION.

- STATION: módulo que define uma estação para a qual a entidade poderá ser

encaminhada.

Todos os módulos utilizados podem ser melhor visualizados nas figuras 55 a 62

do capítulo 9.Anexos.

5.4. Modelos:

Os modelos de operação 1 e 2, que representam o STS underway e o STS via

terminal, respectivamente, foram desenvolvidos seguindo as diretrizes pré-estabelecidas

a partir do estudo dos parâmetros que influenciariam no sistema. Ambos foram

elaborados da forma mais simplificada possível, possibilitando a diferenciação clara entre

os dois tipos de operação e atendendo a todos os critérios adotados e explicados até aqui.

44

5.4.1. Modelo de Operação 1:

O modelo de operação 1 que representou a operação na região próxima à Bacia de

Santos ficou com a seguinte configuração:

45

Figura 26 - Modelo de operação STS underway no Arena

46

Cada módulo do modelo desenvolvido foi configurado atendendo aos parâmetros

estabelecidos pelos estudos realizados, afim de gerar os resultados mais precisos e

relevantes para a análise comparativa que foi objetivada. A seguir encontram-se expostos

os módulos utilizados com os respectivos parâmetros já inseridos:

Figura 27 - Módulo Create do Modelo 1

Para estabelecer o tempo de espera das entidades que percorreram o sistema foi

necessária a atribuição da variável “tempo de espera” utilizando o contador pré-definido

pelo Arena denominado “TNOW”, inseridos no módulo ASSIGN representado abaixo.

Este artifício combinado com a contabilização efetuada pelo módulo RECORD

possibilitou que fosse visualizado no relatório gerado pelo software, o tempo decorrido

desde a entrada dos aliviadores no sistema até o início do seu atendimento, ou seja, da

operação de transferência do petróleo. (Esta ferramenta foi utilizada em ambos modelos)

47

Figura 28 - Módulo Assign do Modelo 1

Para a avaliação do tempo foi utilizada a probabilidade de ocorrência do bom

tempo, no valor 60,5%, levando as entidades direto para a operação, sem nenhuma espera.

Enquanto que o restante, equivalente aos 39,5% de chances de ocorrência de mau tempo,

direcionou as entidades para o modulo responsável pela representação do tempo

decorrido até que o bom tempo fosse estabelecido.

Figura 29 - Módulo Decide do Modelo 1

48

Figura 30 - Módulo Process para espera pelo mau tempo do Modelo 1

Para que as estações de atendimento do modelo 1 fossem capazes de atender várias

embarcações ao mesmo tempo, isto é, para que o modelo representasse a não limitação

da quantidade de operações ocorrendo simultaneamente na região ou a quantidade de

embarcações aguardando pela melhora nas condições climáticas, foi necessária a

alteração da capacidade do Recurso, de uma para infinitas (“1” para “infinite”), conforme

a tabela abaixo.

Figura 31 - Tabela do Arena com dados sobre Recursos no Modelo 1

49

Figura 32 - Módulo Record do Modelo 1

50

Figura 33 - Módulo Process para realização da operação no Modelo 1

Figura 34 - Módulo Dispose para o Modelo 1

5.4.2. Modelo de Operação 2:

Já o modelo de número 2 que representou a operação na região do Açu, foi

elaborado da seguinte forma:

51

Figura 35 - Modelo de operação STS via terminal no Arena

52

A seguir encontram-se expostos os módulos utilizados com os respectivos

parâmetros já inseridos para o modelo de operação de número 2:

Figura 36 - Módulo Create do Modelo 2

Os módulos ASSIGN e RECORD utilizados para o modelo 2 seguem exatamente

a mesma lógica do modelo 1.

Para este modelo, como cada berço é capaz de receber somente uma das entidades

que entram no sistema por vez, foi necessária a indicação da capacidade de cada Recurso

como “1”, conforme a tabela abaixo, e também foi necessária a criação de um recurso

denominado ESPACO para que fosse possível controlar a quantidade de navios que

passariam pelo módulo PICKSTATION e entrariam na etapa do modelo onde as operações

aconteceriam. Para isto a capacidade deste recurso ESPACO foi determinada como “3”.

53

Figura 37 - Tabela do Arena com dados sobre Recursos no Modelo 2

A criação deste recurso se deu no módulo SEIZE exposto abaixo:

Figura 38 - Módulo Seize (variação do Módulo Process) no Modelo 2

54

Figura 39 - Módulo PickStation no Modelo 2

Figura 40 - Um dos Módulos Station no Modelo 2

55

Figura 41 - Um dos Módulos Process no Modelo 2

Para que houvesse o controle das entidades utilizando o Recurso ESPACO, foi

necessária a criação de um módulo RELEASE capaz de informar ao sistema que uma

entidade deixou o terminal e existe pelo menos um berço disponível.

56

Figura 42 - Módulo Release (componente do módulo Process) no Modelo 2

O módulo DISPOSE utilizado foi idêntico ao do modelo 1.

5.5. Otimização da chegada de embarcações:

Após a conclusão dos modelos com todos os parâmetros definidos, foi possível

observar os primeiros resultados da simulação e perceber, como mencionado

anteriormente, que o tempo de espera iria variar conforme a distribuição para a chegada

de aliviadores no modelo 2 enquanto que para o modelo 1 este tempo iria se manter na

mesma faixa, isto devido à independência dos parâmetros estipulados para a

probabilidade e duração de mau tempo em relação a quantidade de aliviadores chegando

na região para realização da transferência.

57

Esta disparidade possibilitou a busca por um valor para a quantidade de horas

média entre a chegada dos aliviadores capaz de determinar qual das duas operações

poderia ser escolhida em função do menor tempo de espera observado. A variação do

valor médio de horas para a chegada de um aliviador segundo as premissas adotadas está

diretamente ligada à quantidade de FPSOs atendidos pelo sistema. Para que fosse alterada

a distribuição relativa à chegada de aliviadores no sistema, primeiramente deveria ser

recalculada a quantidade de unidades de exploração que estariam contempladas. O

desenvolvimento destes cálculos encontra-se no capítulo a seguir.

58

6. Dados de saída e Resultados

O software Arena, de forma padronizada, é capaz de contabilizar diversos dados

em seu Relatório gerado para cada simulação rodada pelo programa. Existe a

possibilidade de seleção de diferentes dados e análises para composição dos Relatórios,

porém, para este estudo, o foco será a observação do tempo médio de espera dos navios

aliviadores, pois, como já mencionado anteriormente, é o ponto crítico em estudo, já que

acarreta no risco de paralisação da produção de uma plataforma ou FPSO.

O próprio relatório gerado automaticamente pelo programa possui dados relativos

a fila dos recursos criados no modelo, porém, como o tempo de espera não dependeu

exclusivamente de um módulo, eles foram calculados em função da variável “tempo de

espera” com o auxílio dos módulos ASSIGN e RECORD.

Inicialmente as simulações de ambos modelos foram executadas utilizando os

dados iniciais estabelecidos. O valor utilizado para a média na distribuição exponencial

que representou a chegada de aliviadores no sistema foi igual a 24 horas, o equivalente a

ao tempo médio demandado para demanda pelo STS em função de um conjunto de 10

FPSOs.

Os resultados (em horas) encontrados para o tempo de espera para estas

simulações foram:

59

• Modelo 1:

Figura 43 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de

24 horas

• Modelo 2:

Figura 44 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de

24 horas

Foi possível observar que para a distribuição estabelecida, o valor encontrado para

o tempo médio de espera no modelo 1 (6,47 horas, que equivale a 6 horas e 28 minutos)

foi superior ao do modelo 2 (5,68 horas, que equivale a 5 horas e 41 minutos), o que quer

dizer que, neste caso, a escolha pela operação de STS via terminal apresenta menos

chances de fomentar a paralisação da produção de um FPSO.

É importante ressaltar que o tempo de espera médio do modelo 1, que ocorre

devido ao mau tempo e consequentemente está diretamente ligado à distribuição

GAMMA estimada para a duração do mau tempo, contempla a média do tempo de espera

de todas as embarcações que passam pelo sistema, portanto, mesmo que a embarcação

60

saia do módulo DECIDE direto para a área de operação (não ocorrência de mau tempo),

o tempo que ela esperou (que é igual a zero) será contabilizado para o tempo médio de

espera do modelo. O mesmo ocorre para o modelo 2, mesmo as embarcações que chegam

e vão direto para o berço realizar a operação tem seu tempo de espera (igual a zero)

contabilizado para o tempo médio de espera do sistema.

Obtidos os primeiros resultados para o cenário inicial, através da análise proposta,

foi alterada a distribuição de chegada dos aliviadores em função da variação da

quantidade de FPSOs atendidos para que fosse observada a variação do tempo médio de

espera, especialmente no modelo 2.

Como a primeira simulação indicou um maior tempo médio de espera para o

modelo 1 e o intuito é encontrar uma distribuição de chegada de aliviadores que iguale

este tempo para os dois modelos, foi estabelecida uma nova distribuição a partir do

aumento da quantidade de FPSOs atendidos. Este número passou a ser de 11 unidades de

produção enquanto que a distribuição passou a ser de 11 navios chegando a cada 10 dias,

que equivale a dizer que 1 navio chega no sistema a cada 21,82 horas (ou 21 horas e 49

minutos)

Para a nova distribuição de chegada estabelecida, ambos os modelos foram

simulados novamente, obtendo-se os seguintes resultados (em horas):

• Modelo 1:

Figura 45 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de

21,82 horas

61

• Modelo 2:

Figura 46 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de

21,82 horas

Diante dos resultados da simulação deste novo cenário foi perceptível um aumento

considerável do tempo médio de espera do modelo 2, e, ao superar o valor obtido para o

modelo 1 (que como era de se esperar não obteve variação significativa), passou a

justificar, na visão do cliente e pelas premissas adotadas, a seleção do tipo de operação

STS underway como mais plausível para esta nova distribuição de chegada de aliviadores

em relação ao STS via terminal

O tempo médio de espera encontrado para o modelo 1 foi de 6,57 horas

(equivalente a 6 horas e 34 minutos) enquanto para o modelo 2 este foi de

aproximadamente 8 horas.

A discrepância entre os valores encontrados nos dois cenários do modelo 2

motivou a busca por um valor intermediário que demonstrasse um cenário de equilíbrio

entre os modelos criados, dadas as premissas criadas e os parâmetros estabelecidos e

descritos ao longo deste trabalho.

Foram simulados cenários reduzindo-se de meia em meia hora a média da

distribuição de chegada dos aliviadores a partir do cenário inicial de 24 horas. Chegou-se

62

então ao valor de 22,5 horas, equivalente a 22 horas e 30 minutos. Este valor proporcionou

em ambas simulações (dos dois modelos) um valor de tempo médio de espera igual a 6,5

horas (6 horas e 30 minutos).

Em termos de quantidade de FPSOs atendidos por essa distribuição, não há um

meio termo entre 10 e 11 unidades onde a escolha entre os dois tipos de operação seria

indiferente de acordo com o critério de seleção criado a partir do modelo desenvolvido,

porém, a distribuição encontrada é um importante parâmetro a ser alcançado para o estudo

apresentado. Explicitando que há um cenário em que o tempo de espera médio a princípio

não é capaz de auxiliar na decisão entre qual das duas operações escolher. Abaixo seguem

os resultados obtidos (em horas) para o tempo de espera com a distribuição

• Modelo 1:

• Modelo 2:

Figura 48 - Resultados do Modelo 2 para o tempo de espera com média de chegada de

22,5 horas

Figura 47 - Resultados do Modelo 1 para o tempo de espera com média de chegada de

22,5 horas

63

Apesar da igualdade entre o tempo médio de espera dos dois modelos, é possível

observar que a máxima média encontrada para o modelo 2 (8,06 horas ou 8 horas e 3

minutos) foi superior à máxima média encontrada para o modelo 1 (7,65 horas ou 7 horas

e 39 minutos). Esta diferença pode ser utilizada como segundo critério para seleção do

modelo a ser adotado, já que o menor tempo máximo médio pode implicar numa menor

chance de ocorrência de paralisação da produção em função da ausência de aliviadores.

Outro dado operacional a ser observado no modelo é a taxa de ocupação,

principalmente quando existem berços que são infraestruturas do terminal que devem ter

sua construção fundamentadas pelo seu uso. Uma taxa de utilização esperada com valor

muito baixo pode inviabilizar um empreendimento desse tipo.

Para o modelo 1, além da taxa de ocupação, um importante resultado a ser

observado é a quantidade de operações simultâneas que chegam a ocorrer na região, já

que foi aplicada ao modelo a premissa de que poderiam ocorrer infinitas operações ao

mesmo tempo no local em estudo, pois não existe a limitação física de 3 berços que fazem

parte do terminal em estudo.

Abaixo encontram-se expostos os resultados da taxa de ocupação dos dois

modelos nos 3 cenários (distribuições de chegada iguais a 24 horas, 21,82 horas e 22,5

horas respectivamente):

• Modelo 1:

Figura 49 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (24 horas)

64

Figura 50 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (21,82 horas)

Figura 51 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 1 (22,5 horas)

• Modelo 2:

Figura 52 - Resultados para taxa de ocupação do Modelo 2 (24 horas)

Figura 53 - Resultados para a taxa de ocupação do Modelo 2 (21,82 horas)

65

Destes resultados obtidos é interessante observar que para o modelo 1 a média de

operações simultâneas que ocorreram na região destinada às operações foi sempre

próxima a 2 (1,98, 2,19 e 2,1), assim como a taxa de ocupação média dos berços do

modelo 2 (1,8, 1,98 e 1,92). Estes obtiveram individualmente taxas de 45% até 73% no

caso com a maior média para a distribuição de chegadas (ou seja, para o caso com o menor

número de operações realizadas no total) e de 52% até 75% no caso com o maior número

de operações realizadas.

O modelo utilizou o critério de atendimento seguindo a ordem dos berços,

portanto, na prática o que acontece é uma distribuição igualitária das operações entre os

berços, portanto em um fluxo de operações real a taxa de ocupação média entre os 3

berços seria a mais próxima da taxa de ocupação de cada um deles, nestes 3 cenários do

modelo 2 ela flutua entre 60% e 66%. A ocupação máxima do terminal como era de se

esperar se limitou a 3 embarcações enquanto que as operações no modelo 2 chegaram a

9 ocorrendo simultaneamente, nos três cenários abordados, conforme observado no

relatório gerado pelo Arena.

Devido à grande dificuldade para a validação dos modelos, devido à ausência de

exemplos de locais onde esses tipos de operações possuam o fluxo de demanda estimado

para os modelos, as distribuições encontradas foram utilizadas para cálculos simples a

fim de compreender previamente se o tempo de espera e a utilização do terminal seriam

mensuráveis de forma razoável e também se a variação do mau tempo representada pela

Figura 54 - Resultados para a taxa de ocupação do Modelo 2 (22,5 horas)

66

distribuição GAMMA encontrada seria condizente com a realidade. Tais cálculos foram

realizados e demonstraram viabilidade na criação do modelo, que ao final do estudo

tiveram sua pertinência justificada pelos resultados apresentados pelo software.

67

7. Comparação com Sistema de Tancagem

A instalação de um sistema de tancagem flutuante, conforme apresentada no

capítulo 3, através da atracação, de forma fixa, de um FSU, em um dos berços do terminal

de transbordo de petróleo, pode ser considerada uma significante otimização para o

empreendimento como um todo. Esta alternativa traz alguns benefícios pontuais que tem

como objetivo melhorar a eficiência logística da cadeia de exportação de petróleo.

Tendo em vista o modelo desenvolvido para o STS via terminal, é possível realizar

uma análise comparativa entre as operações com os três berços livres e com um deles

ocupado constantemente pela unidade de armazenamento, ressaltando os parâmetros

principais a serem observados e aprofundados durante a montagem dos modelos para

comparação

Primeiramente, a premissa adotada no modelo de operação 2 onde o navio

petroleiro está constantemente aguardando o aliviador para a realização da operação dá

ao terminal modelado características de um terminal com sistema de tancagem. Portanto,

para que houvesse uma comparação fidedigna às operações que ocorrem na prática, os 3

recursos que representam os berços no modelo 2 deveriam passar a operar (executar o

processo) somente quando houvessem 2 entidades acessando o módulo.

Estas duas entidades citadas são o próprio aliviador como já foi criado, e o navio

petroleiro, que deveria ser a nova entidade pertencente ao sistema. Para isso então seria

realizado um estudo a respeito do ciclo dos petroleiros e consequentemente da

disponibilidade dos mesmos, para que então fosse estimada uma distribuição de chegada

deste tipo de navio no sistema.

O modelo desenvolvido para a tancagem também possuiria as duas entidades

(aliviadores e petroleiros) circulando pelo sistema, porém a diferença primordial entre os

68

modelos estaria no berço que receberia a embarcação para tancagem flutuante (FSU). Os

outros 2 berços seguiriam os moldes de recurso dos 3 berços do modelo sem a tancagem,

porém o recurso que representaria o berço com este sistema deverá atender somente uma

entidade por vez, porém seguindo um critério de prioridade, onde os módulos DECIDE e

ASSIGN configurariam uma ferramenta do modelo que avaliaria qual tipo de embarcação

o berço da tancagem poderia receber em função das últimas embarcações que utilizaram

este recurso, ou seja, se ele estaria apto ou não a receber mais petróleo de um aliviador

ou a fornecer mais petróleo para um petroleiro.

A análise comparativa dos modelos desenvolvidos seria capaz de demonstrar que

a taxa de ocupação do berço com a tancagem seria consideravelmente superior às outras,

ainda mais considerando-se um fluxo baixo de embarcações entrando no sistema, isto

porque a não dependência dos dois navios implicaria numa priorização deste berço em

detrimento dos outros dois que dependeriam da disponibilidade das duas embarcações.

Além disso, a taxa de ocupação total do sistema seria maior com a presença do

sistema de tancagem, pois o tempo de espera das embarcações seria reduzido já que

haveriam maiores chances de a operação ocorrer assim que a embarcação chegasse no

terminal.

O investimento em um sistema de tancagem flutuante pode não ser viável para um

terminal com baixa frequência de operações já que não haveria um retorno muito grande

para cobrir as despesas, porém o mesmo pode servir como um atrativo para novos clientes

que irão aumentar o fluxo de embarcações nos berços e poderão dar retornos financeiros

que justifiquem os custos com o FSU. A melhor alternativa para a tomada de decisão em

relação a realização do investimento neste sistema pode ser a combinação de uma análise

financeira da sua instalação com a análise computacional comparativa feita em um

software de simulação como o Arena, conforme sugerido ao longo deste capítulo.

69

8. Conclusão e Considerações Finais

A partir do que foi exposto ao longo deste trabalho, especialmente nos dois

capítulos anteriores a este, foi possível tirar algumas conclusões a respeito do estudo

desenvolvido. Os modelos elaborados mostraram-se eficientes diante da proposta criada,

atendendo às expectativas em relação ao desafio de retratar as operações selecionadas

para o estudo. A partir deles foi possível uma melhor visualização das operações e

diferenciação entre elas, em função da disposição dos módulos utilizados, e também dos

parâmetros selecionados.

Os resultados obtidos encontraram-se dentro do esperado tendo em vista o

objetivo da análise comparativa proposta, e acabaram por permitir uma melhor

compreensão das primeiras fases da cadeia do petróleo no mercado nacional até a sua

exportação, sobretudo no que tange às operações de transferência de petróleo entre

navios.

Os dados analisados para os modelos simulados, e expostos em 3 cenários

diferentes, foram o tempo de espera dos navios aliviadores, tratado como parâmetro

crítico devido a relação direta com a paralisação da operação de uma unidade de

produção, e a taxa de ocupação das estações de atendimento. Estes são importantes

indicadores operacionais que possibilitaram a avaliação dos sistemas modelados e

viabilizaram a comparação almejada.

Vale ressaltar que apesar de os cenários simulados contemplarem um número

considerável de FPSOs e consequentemente um número bem alto de operações realizadas,

este não é o retrato atual do mercado abordado. Os modelos foram simulados

apresentando resultados a partir de 365 até cerca de 400 operações por ano, e este número

é bastante superior aos atualmente praticados pelas companhias que operam na costa

70

brasileira. Porém, devido às ótimas perspectivas de crescimento e evolução do mercado

de exploração de petróleo no país, estas análises se justificam pois demonstram que ao

ser alcançado um alto nível de produção, novos empreendimentos devem ser construídos

e novas alternativas devem ser consideradas para não haver uma dependência muito

grande das possibilidades disponíveis atualmente.

É importante observar que tanto a quantidade de embarcações que passam pelo

modelo durante o período de um ano quanto o número de FPSOs atendidos pelo modelo

com a premissa de produção constante possibilitam a estimativa da produção total de

petróleo atendida pelo sistema. Esta conversão permite que autores de novos projetos

possam usufruir dos dados apresentados para criar parâmetros voltados para a quantidade

de barris de petróleo ao invés de unidades atendidas.

O presente projeto foi desenvolvido com enfoque no desenvolvimento de modelos

e contextualização do cenário atual do setor midstream do mercado do petróleo no país.

Para continuidade deste trabalho, outras áreas abordadas podem ser aprofundadas como

o estudo da convergência dos resultados. A simulação foi configurada de forma a replicar

os modelos 10 vezes pelo período de 1 ano, portanto, outros projetos podem ser

desenvolvidos utilizando-se de mais replicações e períodos diferentes para buscar um

resultado mais criterioso, com dados de saída apresentados para cada uma das

configurações pré-definidas.

Outra área que não obteve um enfoque relevante no relatório foi a análise de custos

relacionados às operações. Isto se deve a grande disparidade existente entre os modelos

apresentados, onde um deles promove a segurança e a previsibilidade (modelo 2) em

detrimento da agilidade e praticidade que são ofertadas pelo modelo 1. Esta diferença é

justificada pelo maior custo atrelado à utilização da estrutura física do terminal e estrutura

portuária que demanda taxas e custos de praticagem não existentes na operação offshore,

71

portanto uma análise comparativa para estes custos não possui relevância considerável

diante da proposta apresentada.

Porém, para uma continuidade buscando a completude do estudo, certas análises

de custos como afretamento de embarcações e utilização de tecnologias e infraestruturas

que auxiliam na operação podem ser desenvolvidas e relacionadas as análises

comparativas não financeiras apresentadas ao longo deste projeto.

O intuito do trabalho não foi só a busca por resultados plausíveis e conhecimento

do fluxo do petróleo e do seu mercado, este projeto também teve como meta poder servir

de ferramenta para próximos estudos, assim como outros estudos serviram de ferramenta

para a composição deste. Os modelos criados são um primeiro passo para a elaboração de

análises que podem considerar diversas características das operações abordadas.

Os esclarecimentos a respeito dos parâmetros fixados e dos parâmetros variáveis

aplicados aos modelos certamente possibilitarão o desenvolvimento de novos estudos

mais aprofundados que contemplem um maior número de parâmetros afim de gerar novos

modelos de forma a aperfeiçoar aqueles desenvolvidos ao longo deste trabalho.

Ainda em função dos modelos elaborados, mais precisamente pelo passo a passo

desenvolvido para a montagem dos modelos, este trabalho acaba por servir também como

suporte para a criação de novos modelos destinados a outros fins, sejam sistemas que

funcionem de forma similar às operações de transferência de petróleo ou simplesmente

sistemas que utilizem os módulos do Arena que foram apresentados e tiveram sua

aplicação explicada de forma clara e objetiva.

72

9. Anexos

Figura 55 - Módulo CREATE

Figura 56 – Módulo PROCESS

73

Figura 57 – Módulo DISPOSE

Figura 58 – Módulo ASSIGN

74

Figura 59 – Módulo RECORD

Figura 60 – Módulo DECIDE

75

Figura 61 - Módulo PICKSTATION

Figura 62 – Módulo STATION

76

10. Referências

[1] ANP. 2017. Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

2017. Disponível em <http://www.anp.gov.br>. Acessado em 14/11/2018.

[2] PIQUET, Rosélia. Petróleo, royalties e região, Garamond. 2013.

[3] SILVA, Débora. A Camada pré-sal, 2014. Disponível em

<https://www.estudopratico.com.br/a-camada-pre-sal/>. Acessado em 05/02/2019.

[4] KOO, Kevin. Upstream, Midstream, Downstream. 2016. Disponível em

<http://www.petrolmalaysia.com/2016/09/upstream-midstream-downstream.html>.

Acessado em 07/02/2019.

[5] BISNETO, A. B. Operações de Transferência de Petróleo Ship to Ship no Brasil. Rio

de Janeiro. 2017.

[6] GOMES, L. G. U. Floating Process Units. Disponível em

<https://image.slidesharecdn.com/floatingproceesunitsparatylogfinal-131126142709-

phpapp01/95/>. Acessado em 25/01/2019.

[7] DE LIMA, R. Z. Manual do Arena 9.0. 2003. Disponível em

<http://mz.pro.br/simulacao/32-APOSTILA_ARENA_9.pdf>. Acessado em 08/02/2019.

[8] ANP nº 170/2002 Ship-to-Ship (STS)

[9] <http://www.goosbrasil.org/pnboia/>. Acessado em 14/02/2019

[10] SIMÕES, R. S. F. Influência da Altura de Onda no Processo de Escoamento de

Petróleo Offshore. Rio de Janeiro. 2017

[11] <http://sistemas.inea.rj.gov.br/meioambiente/arquivos >. Acessado em 19/02/2019