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MAIARA MOREIRA GONÇALVES

AVALIAÇÃO DO INDICADOR DO MEIO AMBIENTE

PARA SELECIONAR UM SISTEMA MARÍTIMO DE

PRODUÇÃO DE PETRÓLEO

CAMPINAS

2014

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vi

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DEDICATÓRIA

Dedico à minha mãe.

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ix

AGRADECIMENTOS

Este trabalho não poderia ser terminado sem a ajuda de diversas pessoas, como minha

família, amigos e companheiros do departamento.

Gostaria de agradecer à ANP – PRH-ANP e ao CEPETRO pelo apoio financeiro dado

durante o tempo em que este trabalho foi produzido, para que se pudesse agir com segurança.

Ao meu orientador, Prof. Morooka que me mostrou os caminhos a serem seguidos e que

sempre insistiu no meu trabalho, não deixando de auxiliar-me nos momentos mais críticos e

difíceis.

Ao Prof. Ivan pelo apoio.

Aos funcionários e amigos Alice, Délcio, Fátima, Gisele e Michele, Sônia pela ajuda

fornecida nos momentos de maior sufoco.

A todos os professores e colegas do departamento.

E finalmente, aos parceiros de laboratório: Natália, uma irmã que o Professor Morooka me

deu a honra de conhecer, e ao pessoal do laboratório que lá ainda se encontram e aos que já foram

seguir seus rumos: Raquel, Eva, Lucas, Bruno, Raphael, André, Diego, Carlos, Marcus,

Humberto, Adriana e a Estagiária.

x

xi

“Gosto da minha condição inacabada, da

possibilidade de mudar todos os dias. Para mim,

descobrir coisas novas é “um meio” e não o fim.

Não quero deixar o que eu penso tornar-se

definitivo nunca. Há tanta coisa para aprender,

tanta informação para absorver. Se tudo na vida é

uma questão de “ponto” de vista, o meu,

certamente, é reticências…” Fernanda Gaona.

xii

xiii

RESUMO

O desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de petróleo corresponde a um

conjunto de equipamentos para viabilizar a extração de petróleo e gás, a partir de um reservatório

de petróleo. Para uma melhor compreensão do processo, a definição deste sistema de produção

pode ser dividida em fases. Fase I corresponde à seleção do número de poços e tipo do poço.

Então, seguindo trabalhos anteriores (FRANCO, 2003), na Fase II, o arranjo de poços e a

Unidade Estacionária de Produção (UEP) são selecionados. E, na Fase III, a alternativa para o

armazenamento e escoamento de óleo e gás produzidos é escolhida.

O presente trabalho tem como objetivo identificar os impactos ambientais associados com

cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás, e quantificar cada um deles

por meio de índices. É esperado que esta ferramenta irá apoiar os tomadores de decisão ao

selecionarem o sistema que melhor se ajuste a um determinado campo marítimo de petróleo. A

crescente necessidade de petróleo na matriz energética do Brasil, concomitante com a

preocupação da sociedade em manter o meio ambiente limpo, torna a inclusão de um índice

relacionado com o meio ambiente uma importante contribuição para melhorar o processo de

seleção e decisão sobre o sistema marítimo de produção e sua inclusão, além dos índices técnicos

e tecnológicos geralmente usados em tal processo. Particularmente, será fundamental para a

produção de petróleo em condições adversas do cenário pré-sal, que está localizado em lâminas

d’água cada vez mais profundas.

A metodologia proposta segue um procedimento semelhante à avaliação dos impactos

ambientais através da utilização do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) e do uso de matriz

de impacto (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). Para a estimativa dos

impactos ambientais, foi definido o ISA da área a ser desenvolvida, e foi construída uma matriz

de impacto com base nas atividades envolvidas na instalação de plataforma, fase operacional e

descomissionamento de uma UEP e os elementos do meio ambiente. Portanto, essa abordagem

sistemática e estruturada permitiu incorporar ao processo de seleção do sistema marítimo de

produção para um campo de óleo e gás, a seleção da melhor alternativa, que combina as melhores

características técnicas e tecnológicas com os melhores aspectos do ambiente.

Palavras Chave: Sistema Marítimo de Produção, Desenvolvimento de Campos Marítimos,

Plataformas Marítimas, Índice de Sensibilidade Ambiental.

xiv

xv

ABSTRACT

The development of an offshore petroleum production system corresponds to define a set of

equipment to make possible oil and gas extraction from an underwater petroleum reservoir. To

better comprehension of the process, definition of this production system can be divided into

phases. Phase I corresponds to the selection of number of wells and type of the well. Then,

following the previous work (FRANCO, 2003), in the Phase II, the layout arrangement of wells

and the set of the stationary Floating Production Unit (FPU) are selected. And, in the Phase III,

storage and offloading alternatives for the produced oil and gas are selected.

The present paper aims to identify environmental impacts associated with the each

component of an offshore system for oil and gas production, and quantify each of them through

indexes. It is expected to support the decision makers to select the best fitted system for a given

offshore petroleum field. The increasing needs of petroleum to fulfill the energy matrix

demanded in Brazil, the growing concern of the society for keeping the environment clean and

the inclusion of an index related to the environment besides the technical and technological

indexes usually taken makes it an important contribution to improve the process for selection and

decision about the offshore production system. Particularly, it will be fundamental in the adverse

condition of the Pre-salt scenario of petroleum production, in ultra-deep water depth and oil and

gas with more aggressive contaminants to the system.

The proposed methodology follows a similar procedure for the assessment of environmental

impacts through the use of environmental sensitivity index (ESI) and the use of impact matrix

(NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). For the estimation of

environmental impacts, it was defined the ESI of the area to be developed, and it was constructed

an impact matrix based on the activities involved in the installation of platform, operational phase

and decommissioning of a FPU and the elements from environment. Therefore, this systematic

and structured approach allowed incorporating to the process of selection of the offshore

production system for an oil and gas field the selection of alternative which combines the best

technical and technological characteristics with better aspects from the environment.

Key Word: Offshore Production System, Offshore Fields Development, Offshore Platforms,

Environmental Sensitivity Index.

xvi

xvii

ÍNDICE

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

2. SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO .............................................................................. 6

2.1. Número de Poços .............................................................................................................. 8

2.2. Tipo de Poço ................................................................................................................... 12

2.3. Equipamentos Submarinos ............................................................................................. 13

Completação ........................................................................................................................... 14

Manifold ................................................................................................................................. 15

Riser ....................................................................................................................................... 16

2.4. Arranjo dos Poços ........................................................................................................... 17

2.5. Unidade Estacionária de Produção ................................................................................. 18

UEPS Fixas ................................................................................................................................ 19

Jack-up (Plataforma Auto-Elevatória)................................................................................... 19

Jaqueta ................................................................................................................................... 20

Torre-Guia ............................................................................................................................. 21

Plataforma de Gravidade ....................................................................................................... 22

UEPs Flutuantes ......................................................................................................................... 23

Spar ........................................................................................................................................ 23

Semissubmersíveis .................................................................................................................. 24

FPSO ...................................................................................................................................... 25

TLP - Plataforma de Pernas Atarantadas.............................................................................. 26

2.6. Escoamento e Estocagem de Óleo .................................................................................. 27

3. FUNDAMENTOS BÁSICOS ................................................................................................ 28

3.1. Índice de Sensibilidade Ambiental - Isa ......................................................................... 28

Aspectos do ISA ...................................................................................................................... 28

Classificação do ISA .............................................................................................................. 30

3.2. Impactos Ambientais ...................................................................................................... 32

Impactos Ambientais na Perfuração de Poços ...................................................................... 34

Efeitos do Derramamento de Óleo ......................................................................................... 35

Impactos Ambientais no Desenvolvimento do Campo de Petróleo........................................ 37

xviii

3.3. Análise de Risco: Matriz de Impacto Ambiental ............................................................ 37

3.4. Metodologia de Avaliação de Impactos e Riscos Ambientais ........................................ 37

Matrizes de Avaliação dos Impactos e dos Riscos ambientais .............................................. 39

3.5. Fundamentos da Teoria dos Conjuntos Nebulosos ......................................................... 41

Conjuntos Nebulosos .............................................................................................................. 41

Modelo do Sistema de Seleção ............................................................................................... 44

4. METODOLOGIA PARA SELEÇÃO DO SISTEMA MARÍTIMO ..................................... 45

4.1. Metodologia .................................................................................................................... 46

Fase I – Número de Poços e Tipo de Poço ............................................................................ 47

Fase II – Arranjo dos Poços .................................................................................................. 49

Fase II - UEP ......................................................................................................................... 50

Fase III - Escoamento e Estocagem de Produção ................................................................. 66

4.2. Sistema de Seleção .......................................................................................................... 67

Conjuntos Nebulosos .............................................................................................................. 70

Base de Conhecimento ........................................................................................................... 74

5. RESULTADOS E DISCUSSÕES ......................................................................................... 83

5.1. Estudo de Caso ................................................................................................................ 83

5.2. Resultados ....................................................................................................................... 85

5.3. Análise dos Resultados ................................................................................................... 89

Campos de Petróleo com Indicador de Sensibilidade Ambiental Médio ............................... 90

Campos de Petróleo com Indicador de Sensibilidade Ambiental Alto .................................. 95

6. CONCLUSÃO ..................................................................................................................... 100

REFERÊNCIAS .......................................................................................................................... 101

xix

LISTA DE FIGURAS

Figura 1- Típico Sistema Marítimo de Produção de Petróleo composto por diferentes

componentes do sistema. ................................................................................................................. 3

Figura 2 – Sondas de Perfuração: Jack-up, Semi-submersível e Navio-sonda, respectivamente. .. 7

Figura 3 – Blowout Preventer. ....................................................................................................... 10

Figura 4– Tipos de Poços. ............................................................................................................. 13

Figura 5 – Árvore de Natal Molhada. ............................................................................................ 15

Figura 6 – Manifold Submarino..................................................................................................... 16

Figura 7 – Riser rígido e flexível, respectivamente. ...................................................................... 17

Figura 8 - Plataforma Jackup. ........................................................................................................ 20

Figura 9 – Plataforma Jaqueta. ...................................................................................................... 21

Figura 10 – Plataforma Torre-Guia. .............................................................................................. 22

Figura 11 – Plataforma Gravidade................................................................................................. 23

Figura 12 – Plataforma Spar .......................................................................................................... 24

Figura 13 – Plataforma SS. ............................................................................................................ 24

Figura 14 – Plataforma FPSO com sistema de ancoragem turret. ................................................ 26

Figura 15– Plataforma TLP. .......................................................................................................... 27

Figura 16 – Exemplo da aplicação da Matriz de Impacto Ambiental ........................................... 40

Figura 17 – Variável Linguística da Área do Reservatório (Franco, 2003). ................................. 43

Figura 18 – Fluxograma Metodológico ......................................................................................... 46

Figura 19– Classificação do ISA ................................................................................................... 46

Figura 20- Fases de Desenvolvimento de um Sistema de Produção de Petróleo. ......................... 47

Figura 21 - Determinações do Número de Poços e do Tipo de Poço (Fase I) .............................. 49

Figura 22 - Determinação do Arranjo dos Poços (Fase II). ........................................................... 50

Figura 23 – Diagrama de Causa e Efeito de uma UEP .................................................................. 51

Figura 24 – Matriz de Impacto Genérica para uma UEP. ............................................................. 52

Figura 25 - Procedimento de Estimativa da Probabilidade de Ocorrência de um Impacto do Meio

Ambiente (MARIANO, 2007). ...................................................................................................... 53

Figura 26 – Matriz de Impacto da Plataforma Jaqueta. ................................................................. 56

Figura 27 – Matriz de Impacto da Plataforma Torre-Guia. ........................................................... 57

xx

Figura 28 – Matriz de Impacto da Plataforma Jackup ................................................................... 58

Figura 29 – Matriz de Impacto da Plataforma Gravidade. ............................................................ 59

Figura 30 – Matriz de Impacto da Plataforma Spar....................................................................... 60

Figura 31 – Matriz de Impacto da Plataforma SS. ........................................................................ 61

Figura 32 – Matriz de Impacto da Plataforma FPSO. ................................................................... 62

Figura 33 – Matriz de Impacto da Plataforma TLP. ...................................................................... 63

Figura 34 - Indicador Total de Meio Ambiente da UEPs. ............................................................. 64

Figura 35 – Determinação da UEP. ............................................................................................... 65

Figura 36 - Determinação da Estocagem e do Escoamento de Óleo (Fase III). ............................ 66

Figura 37 - Arquitetura do Sistema de Seleção utilizado para auxiliar a escolha de um Sistema

Marítimo de Produção. .................................................................................................................. 68

Figura 38 – Janela do Sistema de Seleção no Programa MATLAB 7.0. ...................................... 69

Figura 39 – Janela de Saída do Sistema de Seleção no Programa MATLAB 7.0. ........................ 69

Figura 40 – Variável Linguística de Reservas (Lima, 2003). ........................................................ 70

Figura 43 – Variável Linguística da Área do Reservatório (Franco, 2003). ................................. 71

Figura 45 – Variável Linguística de Distância da Costa (Franco, 2003). ..................................... 72

Figura 47– Quantificação dos Campos de Petróleo em relação ao ISA. ....................................... 86

Figura 48 - Resultados da comparação do Sistema de Seleção com os casos reais. ..................... 90

Figura 49 - Resultados da comparação da base de dados dos campos petróleo (ISA Médio). ..... 91

Figura 50 – Número de Poços dos Campos de Petróleo de ISA médio. ....................................... 91

Figura 51 – Tipo de Poço dos Campos de Petróleo de ISA médio. .............................................. 93

Figura 52 – UEP dos Campos de Petróleo de ISA médio. ............................................................ 94

Figura 53 - Resultados da comparação da base de dados dos campos petróleo (ISA Alto). ......... 96

Figura 54 - Número de Poços dos Campos de Petróleo de ISA alto. ............................................ 96

Figura 55 – Tipo de Poço dos Campos de Petróleo de ISA Alto. ................................................. 97

Figura 56 – Arranjos dos Poços dos Campos de Petróleo de ISA Alto. ....................................... 98

Figura 57 – UEP dos Campos de Petróleo de ISA Alto. ............................................................... 99

xxi

LISTA DE TABELAS

Tabela 1– Descrição dos tipos de ISA (adaptado de MMA, 2002 e MMA/SQA, 2004). ............. 31

Tabela 2. Apresenta um sumário dos impactos ambientais e seus respectivos aspectos ambientais

(Adaptado MARIANO, 2007). ...................................................................................................... 33

Tabela 3. Critérios Gerais para as Medidas Qualitativas das Consequências dos Impactos e Riscos

Ambientais. (Adaptado de MARIANO, 2007; PATIN, 1999). ..................................................... 38

Tabela 4. Distribuição da UEPs de acordo com o ISA e a lamina d’água. ................................... 65

Tabela 5 - Fase I - Número de Poços............................................................................................ 74

Tabela 6– Fase I - Tipo de Poço. ................................................................................................... 75

Tabela 7 – Fase II – Arranjo de Poços........................................................................................... 75

Tabela 8 – Fase II – UEP: Jackup.................................................................................................. 76

Tabela 9 – Fase II – UEP: Gravidade. ........................................................................................... 77

Tabela 10 – Fase II – UEP:Jaqueta. ............................................................................................... 77

Tabela 11 – Fase II – UEP: Torre-Guia. ........................................................................................ 78

Tabela 12 – Fase II – UEP: Spar. .................................................................................................. 78

Tabela 13 – Fase II – UEP: TLP.................................................................................................... 79

Tabela 14 – Fase II – UEP: SS. ..................................................................................................... 79

Tabela 15 – Fase II – UEP: FPSO. ................................................................................................ 80

Tabela 16 - Fase III – Estocagem e Escoamento de Óleo. ............................................................ 81

Tabela 17 - ISA dos Campos de Petróleo. ..................................................................................... 84

Tabela 18. Testes de validação do Sistema de Seleção comparando com o banco de dados de

Franco (2003). ............................................................................................................................... 87

Tabela 19 - Os resultados do sistema em comparação com casos reais e Franco (2003). ............ 88

xxii

xxiii

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ANP

CALM

CONAMA

FPSO

FSO

Agência Nacional de Petróleo

Catenary Anchor Leg Mooring

Conselho Nacional do Meio Ambiente

Floating Production Storage and Offloading

Floating Storage and Offloading

IBAMA

IEA

IMO

IPIECA

ISA

ISL

LDA

MMA

Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

International Energy Agency

Organização Marítima Internacional

International Petroleum Industry Environmental Conservation Association

Índice de Sensibilidade Ambiental

Índice de Sensibilidade do Litoral

Lâmina d’água

Ministério do Meio Ambiente

MME

NOAA

SALM

SPM

SQA

SS

TLP

UEP

Ministério de Minas e Energia

National Oceanic and Atmospheric Administration

Single Anchor Leg Mooring

Single Point Mooring

Secretária de Qualidade Ambiental

Semisubmersible (Semi-Submersível)

Tension Leg Platform

Unidade Estacionária de Produção

RIMA Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente

xxiv

xxv

Glossário

Offshore: Mar adentro. Região da plataforma continental com lâmina d’água superior a 10 m.

Topside: Terminologia utilizada, muitas vezes de forma intercambiável, que correspondem a

equipamentos de perfuração, produção, processamento, utilização, acomodação e sustentação da

subestrutura. Correspondem a todos os equipamentos localizados acima da linha d’água.

Onshore: Terra adentro. Designação dos levantamentos geofísicos realizados em terra firme.

Riser: Um duto através do qual o líquido ou o gás escoa para cima até a unidade estacionária de

Produção.

Manifold: Conjunto de tubulações munidas de válvulas.

Flowlines: Linhas flexíveis utilizadas para o escoamento do petróleo.

Heave: Afundamento. Movimento vertical ocasionado pelo movimento das ondas.

Roll: Balanço – rotação em torno do eixo X no plano YZ.

Pitch: Arfagem – rotação em torno do eixo Y no plano XZ.

Poontoon: Flutuadores das plataformas flutuantes.

Offloading: Transferência do petróleo produzido para a costa marítima.

1

1. INTRODUÇÃO

A energia é um dos principais constituintes da sociedade moderna. Ela é necessária para se

criar bens a partir dos recursos naturais e para fornecer muitos dos serviços dos quais as pessoas

têm se beneficiado.

A partir da Revolução Industrial os combustíveis fósseis passaram a ter maior importância

na geração de energia. Primeiramente o carvão mineral foi amplamente utilizado até a invenção

do motor de combustão interna, na década de 1870, que induziu o aumento do consumo do

petróleo e seus derivados. Suas características de queima relativamente limpas eram desejáveis

por razões ambientais e, consequentemente, o carvão foi substituído pelo petróleo nas indústrias e

nas usinas de energia (HINRICHS; KLEINBACH, 2008).

Apesar de o petróleo ter tido seu uso intensificado a partir do século XX, ele foi descoberto

por volta de 2500 a.C. no antigo Egito e Babilônia; piche de asfalto (derivado do petróleo) era

utilizado para impermeabilização de ruas. Já em1000 a.C. os chineses perfuraram poços em busca

de petróleo e gás para aquecimento e iluminação. Entretanto o primeiro poço comercial de

petróleo foi perfurado em Titusville, Pensilvânia, em 1859.

Inicialmente a maior parte da extração de petróleo foi realizada em terra (onshore). A partir

dos eventos políticos, como o Embargo do Petróleo em 1973, a Revolução Iraniana de 1973 e a

Guerra do Golfo Pérsico de 1991, iniciou-se novas buscas por fontes de petróleo e por novas

reservas fora do Oriente Médio, mais precisamente no ambiente marinho (VIGLIANO, 2010).

Metade das reservas mundiais comprovadas de petróleo encontram-se no mar e se estima

que mais de dois terços de todas as descobertas futuras de petróleo também estarão localizadas no

meio marítimo. Esse é o caso das reservas offshore do Brasil, que representam quase a totalidade

das reservas nacionais, sobretudo após a descoberta da camada pré-sal (ANP, 2010).

No atual contexto de produção e consumo de energia mundial, o petróleo corresponde a

35% das necessidades energéticas mundiais (IEA, 2009). A participação do petróleo no Brasil

2

aumentou de 34%, em 1970, para 46% no ano de 2000, (MME, 2007), devendo aumentar ainda

mais, devido à descoberta de novas reservas.

O desenvolvimento de campos de petróleo em regiões como nas do pré-sal, localizadas em

locais remotos e de difícil acesso, tornam necessárias complexas infraestruturas, compostas por

redes de transferência de petróleo entre os sistemas marítimo de produção e os pontos de

recepção em terra.

A legislação que rege o petróleo de quase todos os países atribui ao Estado o domínio desse

mineral encontrado em seu subsolo. O exercício desse direito, associado a políticas nacionalistas

e a estratégias de segurança e de desenvolvimento econômico, têm levado os governos a

regulamentar e controlar as operações e até a estabelecer o monopólio estatal da indústria de

petróleo. Por outro lado, na diversidade dessa indústria tem-se comprovado que poucos países

contam com os imprescindíveis recursos financeiros, tecnológicos e humanos, com autonomia e

no ritmo adequado para o aproveitamento dos seus recursos petrolíferos (MARTINS, 1997).

As etapas iniciais (usptream) da indústria de petróleo são a exploração (ou pesquisa), o

desenvolvimento e a produção de petróleo. As etapas seguintes (downstream) são o transporte, o

refino e a distribuição de derivados. A atração da indústria de petróleo está no upstream, devido

suas várias incertezas da exploração inicial. A exploração e o desenvolvimento são etapas de alto

custo e risco, cujos componentes são de natureza geológica, econômica, tecnológica, política e

ambiental (MARTINS, 1997).

O projeto do desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de óleo e gás é

constituído por diferentes fases: Fase I, da escolha do número de poços e tipo de poço; Fase II,

como em Franco (2003), da escolha o arranjo de poços e definição da Unidade Estacionária de

Produção (UEP); e Fase III, da escolha do tipo do sistema para o escoamento e o armazenamento

de óleo e gás produzido, como pode ser visto na Figura 1.

3

Figura 1- Típico Sistema Marítimo de Produção de Petróleo composto por diferentes

componentes do sistema.

A cadeia produtiva marítima de petróleo, nas suas fases de levantamento sísmico de dados,

perfuração, produção, escoamento e descomissionamento, geram impactos e efeitos adversos

sobre o meio ambiente marinho (SCHAFFEL, 2002). Em função disso, a normativa ambiental,

cada vez mais rigorosa tanto no âmbito internacional quanto no nacional, força as companhias e

operadoras do setor petroleiro a se adequarem à legislação, a fim de atendê-la.

No Brasil, o instrumento utilizado para licenciar as atividades de exploração e produção de

petróleo e gás natural é o licenciamento ambiental e Avaliação de Impactos Ambientais (AIA),

(BRASIL. Resolução CONAMA nº 237, de 19 de dezembro de 1997, 1997). O licenciamento

ambiental é um procedimento administrativo pelo qual o órgão ambiental IBAMA (Instituto

Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) autoriza atividades como

pesquisa sísmica, implantação e operação de plataformas, gasodutos, terminais portuários,

oleodutos e refinarias, das quais irão utilizar recursos ambientais, resultando em ações

potencialmente poluidoras, causadoras de degradação ambiental (BRASIL, Lei nº 6.938, de 31 de

agosto de 1981).

A licença ambiental nas atividades envolvidas com o petróleo dependerá da avaliação dos

impactos ambientais, que utiliza como instrumento o Estudo de Impacto Ambiental e seu

respectivo Relatório de Impacto sobre o Meio Ambiente (EIA/RIMA). O Estudo de Impacto

http://legislacao.planalto.gov.br/legisla/legislacao.nsf/Viw_Identificacao/lei%206.938-1981?OpenDocumenthttp://legislacao.planalto.gov.br/legisla/legislacao.nsf/Viw_Identificacao/lei%206.938-1981?OpenDocument

4

Ambiental é um relatório técnico, no qual são avaliadas as consequências decorrentes de um

determinado projeto para o ambiente, através de matrizes de impactos ambientais e índices de

sensibilidade. A análise das variáveis pertinentes ao EIA é realizada na fase de planejamento do

empreendimento. Assim inicia-se o processo de licenciamento ambiental, o qual exerce controle

prévio das atividades que tendem a causar alterações no ambiente.

No desenvolvimento de um sistema marítimo de produção, normalmente são utilizados

indicadores técnicos e tecnológicos. Neste contexto, a inclusão do indicador de meio ambiente

agregará uma contribuição importante no processo de decisão e de seleção, já que o petr leo, por

constituir umas das principais fontes de energia, gera preocupações quanto a sua interação com o

ambiente, por se tratar de uma substância potencialmente poluidora.

Os efeitos indesejados das atividades relacionadas e ploração e produção mar tima de

petr leo recaem sobre o ambiente marinho, e nele afeta a qualidade de vida. Cerca de metade do

petr leo consumido ho e no mundo é transportada pelo mar, por isso são frequentes os

derramamentos de petr leo. A poluição causada por derramamentos nos mares é muito vis vel e

causa sérios danos fauna e flora marinha, e às populaç es costeiras, localizadas pr imas s

áreas afetadas (GRIMONI et al, 2004).

Tendo em conta as crescentes condições adversas do cenário de produção, particularmente

no cenário de produção de petróleo do pré-sal, é proposto neste trabalho a adição do indicador do

meio ambiente relacionado ao impacto ambiental do componente de cada sistema ao processo de

seleção e decisão de um sistema marítmo de produção. O objetivo desta pesquisa é identificar os

principais fatores que podem afetar o meio ambiente associado a cada componente de um sistema

marítimo na produção de óleo e gás, e quantificar estes fatores na forma de indicadores a serem

agregados ao processo de seleção e escolha do melhor sistema para determinado campo marítimo

de petróleo.

Na perspectiva de discutir a inclusão de um indicador do meio ambiente, é realizada uma

revisão bibliográfica dos impactos ambientais causados pelas atividades do petróleo, a partir da

qual pode-se analisar quais as atividades que causam mais impacto ao meio ambiente e avaliar a

sensibilidade do ambiente em que estão inseridas. As fases de instalação, operação e

descomissionamento de cada UEP são avaliadas através de matrizes de impacto ambiental para

5

verificar qual apresenta maior probabilidade de ocorrência de impacto. Assim sendo, é

desenvolvido um sistema de seleção, através de conjuntos nebulosos, no qual integra as fases

desenvolvimento do sistema marítimo de produção para a obtenção da melhor alternativa para

determinado campo marítimo de petróleo.

Após a implementação do sistema de seleção, foram realizados testes para comparar os

resultados obtidos pelo sistema com os casos reais utilizados em Franco (2003). Esses casos

somam-se são trinta e três campos marítimos reais que foram ou estão sendo desenvolvidos em

várias regiões do mundo.

Este trabalho está dividido em seis capítulos e foi elaborado da forma descrita a seguir.

O Capítulo 2 apresenta os componentes de um sistema marítimo de produção, descrevendo

os diferentes tipos de unidades estacionárias de produção capazes de produzir em distintas faixas

de lâmina d’água. Este cap tulo também apresenta os equipamentos que fazem parte do layout

submarino e outros itens ligados à UEP, como riser e ancoragem, além dos tipos de transporte

utilizados pela indústria para escoar o óleo produzido até a costa.

O Capítulo 3 traz a definição do Indicador de Sensibilidade Ambiental (ISA), e da matriz

de impacto ambiental, que são as duas ferramentas que serão utilizadas para montar o indicador

do meio para selecionar o sistema marítimo de produção. Além disso, a explicação da teoria dos

conjuntos nebulosos que é a instrumento usado para estruturar o conhecimento especialista a

partir da teoria apresentada no Capítulo 2, e que será aplicada no Capítulo 4.

O Capítulo 4 descreve a metodologia adotada neste trabalho para definir o melhor sistema

marítimo de produção. Essa metodologia visa à otimização do desenvolvimento de campos

petrolíferos, minimizando o impacto ambiental e o capital empregado e maximizando a

recuperação do óleo.

O Capítulo 5 apresenta os resultados dos testes realizados com o Sistema de Seleção, além

da discussão de alguns resultados obtidos dessas avaliações.

Finalmente, o Capítulo 6 aborda as conclusões desse estudo e também sugere alguns

trabalhos futuros.

6

2. SISTEMA MARÍTIMO DE PRODUÇÃO

O petróleo tem sua origem na decomposição de matéria orgânica, geralmente a fauna

marinha, que é convertida em petróleo ao longo de milhões de anos, sob altas pressões e

temperaturas associadas ao soterramento profundo. O petróleo formado sob estas condições pode

migrar através das rochas adjacentes, formando depósitos. Estes são encontrados em rochas-

reservatórios, tais como arenito, xisto e calcário. As rochas-reservatórios permitem o movimento

dos líquidos devido a sua característica porosa e permeável. Para que o petróleo se acumule e não

escape, é essencial o reservatório estar coberto por uma rocha impermeável ou não porosa,

atuando como uma barreira que evita a migração do petróleo. Com a descoberta do reservatório, é

possível ter conhecimento inicial de dados quanto ao tipo e a quantidade de óleo, através de

pesquisas sísmicas e perfuração de poços exploratórios.

Na fase de exploração tentam se localizar estratos petrolíferos no fundo do solo oceânico.

Os geólogos e geofísicos são responsáveis pela análise e o estudo das formações superficiais e

das amostras retiradas, necessários para descrever a geometria das falhas da terra e dos estratos.

Além do mais, será realizada a exploração sísmica para medir os campos de gravidade, e para

fazer interpretações quanto à possível presença de estratos petrolíferos. A partir de então, dentro

de uma área designada do oceano, os geofísicos realizarão levantamentos sísmicos através de

navios sísmicos, mapeando sistematicamente a estrutura do solo do oceano. Quando uma área

favorável que está sendo investigada for encontrada, a parte central dessa área é então perfurada a

partir de sondas de perfuração (GRAFF, 1981).

Uma vez que se decidiu que uma área pode conter estrato petrolífero, um poço exploratório

deve ser perfurado para confirmar a presença de hidrocarbonetos. A formação pode produzir gás,

ou óleo, ou ambos. Poços exploratórios são perfurados com uma sonda de perfuração móvel. A

plataforma móvel Jacku-up é usada em profundidades de água de 15-75 metros, e levada para o

local de perfuração com suas pernas levantadas, onde as pernas são içadas para baixo d’água,

penetrando assim no fundo do oceano. Nessa operação, o topside da plataforma de perfuração

fica suspenso para fora da água.

7

Para perfurar poços exploratórios em águas mais profundas, são utilizadas sondas de

perfuração flutuantes. Tais sondas são classificadas como semissubmersíveis e navios-sonda. A

semissubmersível tem estrutura aberta, através do qual as ondas podem passar facilmente. Ao ser

rebocada até o local, a semissubmersível é inundada até o seu calado, sendo assim essa

plataforma é extremamente estável para a perfuração. O navio-sonda pode ser movido de um

local para outro com mais facilidade do que a semissubmersível, no entanto os movimentos

hidrodinâmicos são moderadamente maiores em alto mar, fazendo com que o navio-sonda fique

menos tempo em operação.

Figura 2 – Sondas de Perfuração: Jack-up, Semi-submersível e Navio-sonda, respectivamente.

O desenvolvimento de um campo de petróleo no mar inicia no momento em que o

reservatório é considerado economicamente viável. O processo inicia pela perfuração dos poços

que é geralmente realizada por processo de perfuração rotativa, na qual se aplica peso e rotação

em uma broca através de uma coluna de perfuração aumentando a profundidade. Em seguida, a

coluna de revestimento de aço é cimentada dentro do orifício do poço para isolar o poço da

formação. Este processo é repetido até que a profundidade do poço projetado seja atingida.

Uma vez concluída a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar,

de forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações

destinadas a equipar o poço para produzir óleo, gás ou mesmo injetar fluidos nos reservatórios

denomina-se completação. A classificação do tipo de completação é feita de acordo com

posicionamento da Árvore de Natal, no qual consiste em um conjunto de válvulas acoplado à

cabeça de poço, que controla e permite a produção de fluidos. Quando a Árvore de Natal e a

8

cabeça de poço localizam-se no fundo mar, a completação denomina-se do tipo molhada. Já na

completação seca a cabeça de poço e árvore de natal encontram-se acima da superfície do mar,

sendo possível realizar intervenções nos poços por meio de uma sonda instalada na própria

plataforma.

Então cada poço é ligado a uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) através dos

risers. Por vezes, são utilizados manifolds, que são estruturas localizadas sobre o solo marinho e

funcionam como concentradores de óleo; a partir deles a vazão de óleo e gás dos poços serão

dirigidos para a UEP na superfície. Normalmente, a energia do reservatório não é suficiente para

elevar o petróleo do fundo do mar à superfície. Neste caso, os dispositivos de elevação artificiais,

tais como bombas de gás lift e bombas submersíveis serão instaladas no poço (FRANCO, 2003).

2.1. Número de Poços

Em todo mundo, milhares de poços são perfurados anualmente. Na grande maioria, algum

estudo de para elaboração do projeto de poços deve ser feito, devido aos inúmeros problemas

decorridos dos mesmos. Estes problemas são bem conhecidos na indústria do petróleo e incluem

complicações operacionais, tais como: aprisionamento de coluna, torques elevados, colapso total

do poço e influxo da formação para dentro do poço (kick), sendo que este último pode levar a um

severo blowout, causando a destruição total da sonda de perfuração. Assim, individual ou

coletivamente, estes problemas podem representar perdas humanas, prejuízos econômicos e

danos ambientais (ROCHA, 2007).

A elaboração do projeto do poço é uma das etapas de planejamento para a sua construção,

na qual é realizada a descrição das fases de perfuração e completação. O projeto de um poço é

iniciado pelo estudo da área em que o poço será perfurado. Nessa etapa é feito um estudo do

cenário geológico e um levantamento do histórico de poços já perfurados na região (ANP, 2000).

Em posse das informações geológicas e da geometria do reservatório, torna-se possível

traçar a trajetória do poço, para que esse atinja a o potencial da zona produtora.

9

Após o cálculo da trajetória, inicia-se a fase de determinação das geopressões, ou seja, o

cálculo das pressões e tensões existentes no subsolo e daquelas que são impostas às formações,

que podem inclusive levar à falha da rocha, como: pressão de poros, pressão de colapso e pressão

de fratura. Estas três últimas determinam a “janela operacional” do poço, que é o range de

alteração permitido para a pressão exercida pelo fluido de perfuração, de forma a manter a

integridade do poço. Como essa pressão é função da massa específica do fluído de perfuração, a

janela operacional define os limites máximo e mínimo da massa específica do fluido de

perfuração a ser utilizado na perfuração (ROCHA, 2007).

O fluido de perfuração tem ainda várias funções, tais como resfriar a broca, transportar

fragmentos rochosos, recompor o estado de tensões iniciais nas paredes do poço, entre outras.

A seleção dos revestimentos e a posição das sapatas são subsídios fundamentais para

definição do projeto de cimentação do poço. A cimentação consiste em preencher com cimento o

espaço anular entre a tubulação de revestimento e as paredes do poço, de modo a fixar a

tubulação e evitar que haja migração de fluidos por detrás do revestimento.

Em seguida são selecionados os tamanhos das brocas, para posterior definição da coluna de

perfuração. A coluna é projetada de forma a resistir aos esforços introduzidos pela perfuração do

poço. Dentre os elementos de uma coluna de perfuração encontram-se os comandos (drill collar).

Estes elementos têm como função principal fornecer o peso sobre a broca.

As fases são divididas de acordo com o diâmetro da broca que está sendo utilizada na

perfuração. Em geral, após cada fase ser finalizada é descida uma coluna de revestimento para

proteger as formações e permitir que um peso adequado de fluido de perfuração seja utilizado na

fase seguinte.

O principal dispositivo de segurança utilizado durante a perfuração de poços de petróleo é o

Blowout Preventer – BOP (preventor de erupções), dimensionado a partir do cálculo do gradiente

de pressão de poros e da estimativa da massa específica de um possível fluido invasor do poço

(Figura 3).

10

Figura 3 – Blowout Preventer.

O projeto do poço é concluído com a determinação do programa de perfuração e do

programa de completação para o mesmo.

O início de poço é feito com riser de perfuração e inclui as descidas dos revestimentos

estruturais. Após o assentamento do revestimento de superfície segue-se a operação de descida e

instalação do BOP (Blowout Preventer) no fundo do mar, a qual é feita através de uma coluna de

grandes dimensões e elevada resistência mecânica denominada riser de perfuração. Com a

instalação do conjunto riser e BOP se estabelece a ligação entre o poço e a unidade de perfuração

e com isso é possível ter retorno de fluido de perfuração para a superfície.

Dependendo do tipo de sonda, a perfuração pode ser feita com:

BOP na superfície, como nas plataformas auto-elavatórias.

BOP no fundo do mar, como nas semi-submerssíveis e navios-sonda.

A fase de exploração de petróleo consiste na busca por formações rochosas associadas à

presença de depósitos de óleo e/ou gás natural, e envolve a prospecção geofísica e/ou perfuração

exploratória.

Segundo Mariano (2007), a exploração geofísica é o processo de localização de estruturas

subterrâneas através de métodos que se enquadram na categoria de sensoriamento remoto. As

estruturas mais comuns para se encontrar hidrocarbonetos são aquelas nas quais uma rocha

11

relativamente porosa está coberta por uma camada de rocha impermeável que pode aprisionar os

hidrocarbonetos, formando as chamadas armadilhas ou trapas.

A perfuração exploratória é a única forma confiável de se determinar se as formações

geológicas identificadas contêm hidrocarbonetos. Contudo, a decisão de perfurar não se baseia

apenas em critérios geológicos, mas sim em aspectos regulatórios, fatores econômicos (custos de

perfuração e de transporte, oportunidades de mercado e riscos financeiros) e viabilidade técnica –

incluindo considerações ambientais e de segurança – são também levados em consideração

quando da tomada de decisão.

O número de poços é determinado por vários fatores como sua localização e a natureza e o

tamanho do reservatório. As informações como características do fluido do reservatório e seu

tamanho são essenciais para determinar o volume de reserva do reservatório, por conseguinte irão

definir todo o desenvolvimento do campo de petróleo (ROSA et al, 2006).

Para se definir as características do fluido precisa-se: da pressão inicial do reservatório, que

se encontra em função da lâmina d’água e da espessura do reservat rio; da razão de solubilidade

do fluido, que é obtida através da pressão inicial do reservatório e densidade do gás contido no

reservatório; e a pressão de bolha, que é calculada a partira da razão de solubilidade, densidade

do gás e a temperatura do reservatório (ROSA et al, 2006).

A razão de solubilidade é a relação entre o volume de gás em solução (no estado líquido) e

nas condições padrão (temperatura de 25º C e pressão atmosférica) e o volume de óleo nestas

mesmas condições. A pressão de bolha é a pressão em que uma mistura de hidrocarbonetos forma

sua primeira bolha de gás, acima desta pressão só há líquido na mistura.

A partir da pressão de bolha é possível saber as condições de saturação do reservatório. Se

o reservatório se encontra numa pressão maior que a pressão de bolha, significa que esse

reservatório está subsaturado, ou seja, todo o gás está dissolvido no óleo, e se a pressão inicial do

reservatório é menor que a pressão no ponto de bolha do fluido do reservatório, o reservatório

possui uma capa de gás.

12

O volume do reservatório é calculado pela sua área vezes a sua espessura, menos o volume

dos poros (levando em conta a porosidade do reservatório) e volume de saturação de água. Assim

se obtém o volume de óleo in place do reservatório.

De acordo com a classificação do reservatório, mecanismo de produção (gás em solução,

capa de gás, e etc.), características do fluido, e o valor de recuperação do reservatório, é possível

obter a quantidade de fluido que será produzido (volume de óleo in place) pelo reservatório.

O fator “volume formação de óleo” é a relação entre o volume de óleo (óleo mais gás

dissolvido) nas condições de pressão e temperatura do reservatório, dividido pelo volume de óleo

nas condições de padrão (superfície). Ou seja, através desse dado é possível saber o volume de

óleo produzido. E consequentemente fazer a previsão de comportamento do reservatório, para

decidir o número de poços ótimos.

2.2. Tipo de Poço

Os poços possuem duas configurações: vertical e horizontal.

Os poços horizontais são feitos pela perfuração direcional, na qual a perfuração do poço

segue uma trajetória angular, enquanto poços verticais são perfurados verticalmente.

Os poços horizontais são perfurados paralelamente às camadas do reservatório na maioria

das vezes, fazendo com que área de contato seja ampliada proporcionalmente ao seu

comprimento. Em reservatórios com grandes espessuras, a melhor opção é a perfuração vertical,

pois atinge uma grande área e drena mais efetivamente o reservatório (SCHAFAELL, 2002). Já

em reservatórios com pequena espessura, a drenagem com poços horizontais é mais atrativa, por

aumentar a área exposta.

Em poços horizontais (comumente definido na literatura como poços direcionais) há vários

problemas como perdas de circulação, influxo de água. Estes podem requerer muitas manobras

que serão facilitadas, pelo rápido revestimento logo após a perfuração dos trechos curvos de

poços horizontais. Muitas situações adversas e imprevisíveis são encontradas durante a

perfuração desses poços. Uma dessas situações, por exemplo, ocorre quando a plataforma perde

posição e fica “ deriva” por alguns instantes. Nesse caso, o BOP deve ser fechado e o riser de

13

perfuração desconectado para evitar que se rompa devido ao movimento da plataforma e cause

um kick, ou mesmo um blowout (ROCHA, 2007).

Figura 4– Tipos de Poços.

2.3. Equipamentos Submarinos

O conjunto de equipamentos utilizados para a exploração e produção marítima de petróleo

é conhecido como sistema marítimo de produção e compreende basicamente quatro grupos:

operação de sísmica, operação de perfuração, operação de produção e escoamento de produção.

O conceito do processo de seleção para desenvolvimentos de campos de petróleo em águas

profundas é um passo importante assegurando sucesso do projeto. Como cada campo de petróleo

apresenta desafios específicos, então cada um precisará de equipamentos submarinos adequados

para suas necessidades, ou seja, equipar o poço para produção de óleo ou gás.

O conjunto de intervenções que permite a produção dos poços é chamado de completação.

Esta, por sua vez, possibilita que o reservatório de hidrocarbonetos seja conectado de maneira

segura e controlada a UEP, e consiste na instalação de diversos equipamentos tanto no interior do

poço de petróleo como também no seu exterior. Estes equipamentos são responsáveis pelo

14

controle da vazão de fluidos e funções auxiliares como: elevação artificial, aquisição de dados e

controle de produção de areia.

Completação

A completação do sistema marítimo de produção pode ser definida quanto ao

posicionamento da cabeça do poço e ser considerada: seca ou molhada.

O sistema de cabeça do poço quando é posicionado na superfície denomina-se

“completação seca”. Neste caso, o conjunto de válvulas que controla a produção do poço é

simples e de fácil manutenção, assim como o acesso a poço. Este sistema é dependente de

unidades flutuantes de produção com movimentos extremamente reduzidos, de forma a não

comprometer a integridade dos riser que conectam a árvore de natal na superfície à cabeça de

poço no fundo do mar.

Já quando o sistema de cabeça do poço fica posicionado no solo marítimo, denomina-se

este sistema de completação molhada. Este sistema necessita de um conjunto de válvulas para

controle da produção do poço, bem mais sofisticado a Árvore de Natal Molhada (ANM). A

manutenção do equipamento e o acesso ao poço são mais complicados e dispendiosos. Devido às

configurações disponíveis para os risers, a completação molhada permite o emprego de unidades

flutuantes de produção com maiores movimentos, tais como Semi-submers veis e FPSO’s.

A árvore de natal é um equipamento constituído por um conjunto de válvulas, cuja

principal função é permitir o controle do poço de produção ou injeção (Figura 5). Conforme o

tipo de completação usada, a árvore de natal pode ser do tipo molhada ou seca. A molhada é

instalada juntamente com a cabeça do poço no fundo do mar e a seca é instalada no topside na

plataforma.

15

Figura 5 – Árvore de Natal Molhada.

Manifold

O manifold é a interface entre os equipamentos submarinos de produção e o sistema de

riser de produção. O manifold funciona como coletor submarino de linhas de fluxo de produção,

linhas de injeção, dutos de transporte e exportação. A base do manifold faz parte do sistema de

poços.

O sistema de manifold é constituído por uma estrutura de aço tubular, que é rigidamente

fixado no fundo do mar, e projetado para uma aplicação específica e não pode ser facilmente

adaptada para outras configurações de desenvolvimento.

Outros fatores que influenciam o design do manifold são a natureza dos hidrocarbonetos

encontrados no reservatório, o número e localização dos poços, a queda de pressão máxima

permitida e a vazão máxima requerida.

Os Manifolds, assim como árvores de natal, podem ser secos ou molhados. Na configuração

“molhado”, ele localiza-se no ambiente marinho, enquanto na configuração “seco”, ele está

localizado na plataforma numa câmara, no interior do qual é mantido à pressão atmosférica.

16

Figura 6 – Manifold Submarino.

Riser

O riser é um dos itens mais importantes e complexos em qualquer desenvolvimento de um

campo marítimo, podendo ser flexível ou rígido (Figura 7). A sua definição literal é uma única

tubulação ou uma série de tubulações conectando os equipamentos do leito do marinho para uma

instalação na superfície do mar.

Em geral, o sistema de riser deve ser projetado para ser simples, usar adequadamente os

componentes e ser capaz de suportar condições de tempestades centenárias.

O design do riser é muito dependente das características do campo e os outros elementos

do sistema de produção. Entre os fatores a serem considerados no projeto de elevação são os

seguintes:

Volume e número de fluxos de produção;

Requisitos de recuperação secundária, por exemplo, injeção de água e gás lift;

Capacidade de perfuração / workover do apoio à produção.

Os riser rígidos são constituídos de aço, tendo como principais vantagens: não apresentam

limitações quanto à pressão e à temperatura; operação com equipamentos convencionais para a

instalação e desinstalação; auxiliam na ancoragem de UEPs fixas, quando usados em

completação seca; impacto marginal no projeto da estrutura flutuante; suportam intervenções de

sonda; e custo de investimento menor. Por outro lado, ele possui várias desvantagens: demandam

17

desconexão submarina; demandam junta submarina flexível; demandam maior tempo na

operação de instalação e remoção; e, provocam um pré-tensionamento da coluna e do manifold

submarino.

Figura 7 – Riser rígido e flexível, respectivamente.

Ao contrário dos riser rígidos, os riser flexíveis são elementos estruturais de construção

composta, constituídos de materiais metálicos e poliméricos e são constituídos pelos seguintes

componentes: capa externa, tendões helicoidais, reforços, barreira e duto intertravado

(CHAKRABARTI, 1987). O aço garante as propriedades mecânicas do sistema, enquanto o

plástico atribui a de vedação.

2.4. Arranjo dos Poços

Um template submarino é simplesmente uma grande estrutura de aço tubular projetado para

acomodar uma série de conjuntos de cabeça de poço e árvores de natal para os poços, tanto de

produção ou de injeção. O objetivo do template submarino é proporcionar uma base através da

qual os poços submarinos são perfurados; e também espaços e o alinhamento das cabeças de

poços e assim configurar o arranjo de poços.

A classificação do arranjo dos poços submarinos pode ser “agrupado” ou “satélite”. Poços

agrupados são geralmente perfurados através de um template submarino, enquanto poços satélites

podem ser perfurados por sondas de perfuração até 8 km do ponto em que o óleo produzido é

processado.

18

O arranjo de poços é satélite quando os poços ficam espalhados no solo marinho a fim de

drenar uma área do reservatório. E o arranjo de poços é agrupado quando os poços ficam no

entorno da UEP.

A instalação de poços satélites é mais dispendiosa devido à distância de perfuração de cada

poço e os equipamentos submarinos terão que ser utilizados individualmente para cada poço,

porém eles abrangem mais pontos de acumulação de óleo do reservatório. Já os poços agrupados

são perfurados em uma única localização, não tendo necessidade da movimentação da sonda de

perfuração, e os equipamentos submarinos utilizados não serão muitos.

A escolha entre o arranjo dos poços agrupados ou satélites ou mesmo a combinação destes

dois conjuntos, são geralmente dadas pelas características do reservatório. O primeiro requisito

de qualquer plano de desenvolvimento é o que assegure a depleção mais eficiente do reservatório.

Poços de agrupados são normalmente perfurados direcionalmente por meio de um template

submarino que pode ou não ser localizado diretamente abaixo do apoio à produção. Se o campo

não pode ser drenado por um sistema agrupado de poços, então um arranjo satélite pode ser

utilizado. Uma limitação de poços satélites é a exigência de que o reservatório deve ser

suficientemente pressionado de modo a assegurar o fluxo entre a árvore de natal e o sistema de

marítimo de produção de petróleo.

2.5. Unidade Estacionária de Produção

Uma UEP de petróleo é uma grande estrutura usada no mar para abrigar os trabalhadores e

as máquinas necessárias para a perfuração de poços e/ou produção de óleo e gás. Dependendo das

circunstâncias, a UEP pode ser fixada ao leito oceânico ou pode consistir de uma estrutura

flutuante.

Existem duas funções principais para as plataformas de petróleo: perfuração e produção. As

do primeiro grupo servem para encontrar o óleo em poços ainda não explorados. Já as

plataformas de produção são as que efetivamente extraem o petróleo localizado no fundo do mar,

levando-o à superfície.

19

UEPS Fixas

Ao longo dos últimos 20 anos, duas grandes categorias de plataformas fixas foram

desenvolvidas: o modelo de aço, o qual foi pioneiro no Golfo do México, e o modelo de

gravidade, de material de concreto desenvolvido pela primeira vez no Mar do Norte. Um terceiro

tipo de plataforma fixa, a plataforma com pernas tensionadas, se baseia em cabos firmemente

ancorados para manter sua estrutura flutuante fixa na posição, torre-guia (FEE, 2005).

O número de plataformas marítimas nas baías, golfos e oceanos do mundo atualmente se

aproxima a dez mil.

Jack-up (Plataforma Auto-Elevatória)

É uma plataforma com estrutura de sustentação que se apoia sobre o fundo marinho, mas

que tem altura variável. Essa plataforma possui limites de profundidade, o qual é justamente o

comprimento das pernas de sustentação (SOBENA, 2014).

Jack-up são normalmente utilizados nas operações de perfuração, mas podem ser utilizados

como sistema de produção, no qual o peso de superfície e da profundidade da água são

limitações. Um pré-requisito para a utilização deste tipo de suporte é a adequabilidade das

condições do solo do mar e as penetrações das pernas.

Um exemplo típico de desenvolvimento do campo usando a plataforma Jack-up como

sistema de produção é o campo Espoir, na Costa do Marfim. O desenvolvimento foi realizado

pela Phillips Petroleum e utilizou uma Jack-up de perfuração que foi convertida, o Dan Duke

(FEE, 2005).

O processo de instalação da Jack-up começa pelo seu transporte até o campo de petróleo

por rebocadores, em seguida suas pernas são acionadas por mecanismos hidráulicos até

alcançarem o leito oceânico, e o casco é erguido até a altura máxima de onda do local.

A limitação desta plataforma se deve as condições do leito do mar, já que as pernas irão

penetrar no fundo do mar. Além disso, possui um pequeno espaço de convés, o que impossibilita

a produção de um volume grande de óleo ou gás.

20

Figura 8 - Plataforma Jackup.

().

O descomissionamento da Jack-up não apresenta nenhuma complicação já que ela é uma

embarcação móvel, não possui ancoragem e suas pernas são retiradas facilmente do leito

oceânico.

Jaqueta

A plataforma Jaqueta é uma estrutura de sustentação sobre o solo marinho, cujas pernas são

cravadas por estacas no fundo do mar (SOBENA, 2014), e geralmente são construídas por tubos

de aço.

As Jaquetas são levadas até o local de instalação através de navios de grandes portes. A

instalação da estrutura começa pela sua verticalização, em seguida as estacas são cravadas no

leito oceânico até uma profundidade suficiente que consiga estabilizar a estrutura em relação às

condições ambientais do local. Este tipo de plataforma é projetado para uma determinada locação

onde permanece até o esgotamento da jazida, já que não pode ser transferida para outro campo.

Segundo Ruivo (2001), o descomissionamento da plataforma fixa tipo Jaqueta possui várias

opções, como a remoção completa e a remoção parcial.

http://www.jornalagora.com.br/site/content/noticias/detalhe.php?e=6&n=30857

21

A remoção completa consiste no processo inverso de instalação, sendo limitada pelo

tamanho da estrutura devido à capacidade do navio-guindaste, muitas vezes ocorre da estrutura

ser seccionada através de explosivos. Esse processo é muito dispendioso para as empresas, e

desvantajoso para os pescadores e embarcações, porque acarreta em impactos ambientais devido

à eliminação do habitat artificial criado em torno da base da estrutura.

A remoção parcial para plataformas do tipo Jaqueta é uma opção quando estiverem em

lâmina d’água maiores que 75 metros ou pesarem mais que 10 mil toneladas, segundo IMO

(1989). A plataforma é seccionada no ponto em que a diferença entre a superfície d’água e a

estrutura seja no mínimo de 55 metros. A vantagem neste tipo de remoção se deve ao baixo custo

e a permanência do habitat artificial. Mas a desvantagem é a constante manutenção da estrutura.

Figura 9 – Plataforma Jaqueta.

().

Torre-Guia

A Torre-Guia é um tipo de estrutura complacente, na qual apresenta uma torre estreita

como uma junta universal, conforme mostrado na Figura 10. Sua estrutura é projeta para lâmina

d’água entre 350 a 750 metros, pois além de ser uma plataforma fixa, ela é mantida estável pelos

cabos-guia que radiam a torre e terminam em âncoras gravitacionais no fundo do mar.

Essa estrutura foi concebida especialmente para campos de águas profundas no Golfo do

México. A torre é suportada por uma fundação empilhada e a sua estabilidade é mantida por uma

série de cabos tensores irradiando a partir da torre de aço e de terminação em âncoras de

gravidade sobre o leito do mar (GRAFF, 1981).

22

O processo de descomissionamento é semelhante ao da plataforma Jaqueta.

Figura 10 – Plataforma Torre-Guia.

().

Plataforma de Gravidade

A Plataforma de Gravidade são estruturas fixas no leito do mar, a qual é construída com

base de concreto e com colunas de aço. Sua instalação se dá por gravidade: primeiro a base é

preenchida por água e, em seguida ela é concretada e afunda devido ao seu peso, e

posteriormente é construída a coluna.

Estas plataformas são utilizadas em lâminas d’água até 150 m, e possuem uma boa área de

convés para a produção.

O descomissionamento desta estrutura é mais complicado do que das outras plataformas,

devido a seu grande peso estrutural. Uma das opções de descomissionamento é a remoção

completa. Para isso deve-se utilizar explosivos para seccionar a estrutura e navios-guindastes de

grande porte para suportar a base de concreto. Outra opção seria o tombamento no local, porém

também haveria necessidade do uso de explosivos, além da grande polêmica ambiental gerada

pela permanência dela no local.

23

Figura 11 – Plataforma Gravidade

().

UEPs Flutuantes

Spar

A plataforma Spar é uma estrutura com o casco em forma de cilindro que fica 90%

submerso, gerando grande estabilidade, principalmente em águas profundas. O casco em forma

de cilindro funciona como se fosse uma boia tendo uma força de empuxo, e para manter o

equilíbrio e contrapor empuxo são utilizados cabos de ancoragem em forma de catenária. Esta

plataforma é utilizada geralmente em regiões isoladas, pois ela possui uma grande capacidade de

armazenamento.

O descomissionamento desta estrutura é difícil devido ao grande comprimento do seu casco

submerso, além dos pontos de ancoragem que se localizam em lâminas d’água profundas. Sua

estrutura só teve um descomissionamento relatado na história, a Brent Spar localizada no Mar do

Norte, sob domínio da empresa Shell, que fez a remoção completa da plataforma, devido à

imposição das ONGs e da sociedade.

24

Figura 12 – Plataforma Spar

().

Semissubmersíveis

A Plataforma Semissubmersível é formada basicamente por flutuadores (pontoons),

colunas e topside, como pode ser visto na Figura 13. Estas plataformas são transportadas para os

locais de operação através de navios rebocadores ou possuem sistema de propulsão própria.

Figura 13 – Plataforma SS.

().

A instalação dessa plataforma é feita pelo lastreamento dos flutuadores, que irá garantir a

flutuabilidade da estrutura e irá diminuir os movimentos de heave. Para manter a plataforma no

25

local é usado o sistema de ancoragem convencional, no qual são amarradas linhas de ancoragem

em torno da plataforma, permitindo que ela resista aos esforços ambientais.

Esse tipo de plataforma faz a completação molhada, com a árvore de natal molhada, devido

aos movimentos de onda aos quais as unidades são submetidas.

As plataformas flutuantes, como a SS e o FPSO, são mais fáceis de descomissionar dos que

as plataformas fi as. A principal desvantagem se deve a profunda lâmina d’água em que se

encontram, dificultando a desconexão das amarrações, linhas de fluxo e risers.

FPSO

O FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) surgiu a partir da transformação

de petroleiros desativados em navios que tivessem capacidade de explorar em águas profundas.

Essas plataformas são unidades estacionárias flutuantes, que produzem, armazenam e escoam

petróleo e gás.

Nos anos 80, novos campos de petróleo começaram a ser descobertos mais distantes da

costa e com lâmina d’água mais profundas, o que impulsionou o desenvolvimento dos FPSOs. O

casco de um FPSO é projetado para operar por 20 anos. Como essas unidades possuem uma

grande área de convés possibilita que elas tenham uma grande capacidade de estocagem.

O FPSO como unidade flutuante, apresenta limitações em condições ambientais severas,

tendo os movimentos significativos de roll e pitch, e consequentemente o movimento de heave

torna-se mais crítico do que nas SSs. Pelas características de estabilidade do FPSO, ele possui

completação molhada.

O sistema de ancoragem do FPSO pode ser o sistema convencional ou turret. O sistema

convencional é chamado também SPM (Single Point Mooring). Esta amarração se localiza em

um ponto único da plataforma, que também é subdividido em amarração de perna ancorada em

catenária (CALM – Catenary Anchor Leg Mooring) e amarração de perna única ancorada (SALM

– Single Anchor Leg Mooring). E o sistema de amarração turret que consiste na ancoragem em

um único ponto, localizada na proa do navio, sendo que todas as linhas de ancoragem e os risers

são presos no mesmo local, possibilitando a rotação completa do FPSO.

26

O descomissionamento do FPSO é mesmo utilizado para a SS.

Figura 14 – Plataforma FPSO com sistema de ancoragem turret.

().

TLP - Plataforma de Pernas Atarantadas

São unidades flutuantes de produção muito parecidas com as plataformas SSs. Porém, o

sistema de ancoragem é diferente: as TLPs são ancoradas por estruturas tubulares, com os

tendões fixos no leito oceânico por estacas e mantidos tensionados pelo empuxo da plataforma, o

que reduz severamente os movimentos da mesma.

Como as pernas de ancoragem ficam tensionadas constantemente, os movimentos laterais e

verticais são reduzidos drasticamente. Desta forma, a completação será seca.

O processo de descomissionamento da TLP é diferente das outras plataformas flutuantes,

pois possui um sistema de amarração tracionado que dificulta o descomissionamento e a

instalação da mesma (RUIVO, 2001).

27

Figura 15– Plataforma TLP.

().

2.6. Escoamento e Estocagem de Óleo

O escoamento e estocagem de óleo são feitos de acordo com a necessidade da infraestrutura

do campo de petróleo, capacidade de armazenamento da UEP, e da vazão dos fluidos do

reservatório.

A questão do escoamento se baseia na existência de oleoduto no campo ou na viabilidade

econômica de se construir um. Muitos se encontram há uma longa distância da costa,

inviabilizando o investimento em um oleoduto. Neste caso, a alternativa é o uso de uma UEP

com boa capacidade de armazenamento, ou navio tanque que transportem regularmente a

produção para costa.

28

3. FUNDAMENTOS BÁSICOS

Neste capítulo, apresenta-se a definição do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA), os

impactos ambientais encontrados na fase de perfuração e produção do petróleo, e a ferramenta de

análise de risco: matriz de impacto ambiental. Ainda nele será explicado o método dos conjuntos

nebulosos, que possibilita o tratamento de dados incertos, muito frequente na fase planejamento

de sistemas marítimos de petróleo.

3.1. Índice de Sensibilidade Ambiental - Isa

No Brasil, o Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) é chamado Índice de Sensibilidade do

Litoral (ISL), e o mesmo é regido pelo documento elaborado pelo MMA (Ministério do Meio

Ambiente): "Especificações e Normas Técnicas para a Elaboração de Cartas de Sensibilidade

Ambiental para Derramamentos de Óleo”. Esse documento entrou em vigor devido

promulgação da “Lei do Óleo” (BRASIL, Lei Nº 9.966, de 28 de abril de 2000, 2000) no ano de

2000, na qual foram atribuídas responsabilidades ao MMA, como a identificação, localização e

definição dos limites das áreas ecologicamente sens veis com relação “ poluição causada por

lançamento de leo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas sob urisdição nacional”.

Desta forma o MMA baseou-se nas normas internacionais da Organização Marítima

Internacional (IMO) e da “National Oceanic and Atmospheric Administration” (NOAA) (MMA,

2002).

Aspectos do ISA

O ISA é um indicador que possibilita uma visão integrada da condição ambiental de uma

determinada região. Sua principal característica é a capacidade de relacionar a sensibilidade de

um espaço em relação a um tipo de impacto. O ISA fornece meios para identificar eventuais

mudanças do cenário ambiental de uma área ou região. Estão também inseridas nele as atividades

indústrias da área em questão. É composto de três tipos de informação (NOAA, 1997):

classificação da linha da costa, recursos biológicos e recursos socioeconômicos. Os três tipos de

informações que formam o ISA são dependentes entre si.

29

a) A classificação da linha da costa é decida através do tipo de substrato (tamanho do

grão, mobilidade, penetração e trafegabilidade), exposição relativa do ambiente à ação de ondas e

marés, e declividade da linha da costa. O fluxo de energia de marés é importante na determinação

do potencial de impacto sobre os habitats costeiros. As variações de maré (juntamente com a

declividade do perfil topográfico) determinam a largura da zona intermarés, ou seja, a superfície

mais sujeita a ser coberta por óleo no caso de derramamento. A consideração a mais importante é

o potencial para fortes correntes de maré remove o óleo aderido em superfícies e move a areia da

área intermarés, enterrando o óleo. Níveis mais elevados de energia de ondas causam a limpeza

natural e a reconfiguração da linha costeira intermarés; as correntes criadas junto à costa, pela

refração/ reflexão das ondas, podem também afastar o óleo e minimizar os seus efeitos.

Como regra geral, pode-se falar que as correntes de maré aumentam com a amplitude de

maré. O efeito das correntes de maré nas comunidades biológicas tem que ser levado em

considerado. Por exemplo, substratos altamente móveis pelas fortes correntes de maré abrigam

menos organismos do que substratos estáveis. A inclinação do litoral determina a extensão da

zona intermarés. Esta inclinação pode ser caracterizada como alta (maior que 30°), moderada

(entre 30° e 5°) e pequena ou plana (menor que 5°). A importância principal do tipo de inclinação

é o seu efeito na reflexão e quebra das ondas. Litorais muito inclinados levam ao rompimento

abrupto e reflexão das ondas, com elevadas velocidades e refluxo na encosta ou face da praia, e o

tempo de permanência do óleo será, provavelmente mínimo, com rápida limpeza natural da área

atingida. Costas de baixa declividade, como planícies de maré e faixas de mangue, não só estão

sujeitas a níveis de energia mais baixos (tempo de permanência do óleo mais prolongado e menor

ação de limpeza natural), como têm uma superfície intermarés que permite o estabelecimento de

comunidades biológicas como, por exemplo, leitos de mexilhões e comunidades de plantas/ algas,

etc. (NOAA, 1997). O tipo de substrato vai determinar ou afetar alguns parâmetros, como

permeabilidade, mobilidade do sedimento e permanência do óleo, que formam o arcabouço

básico que define os tipos de comunidades bióticas que podem existir num local específico. A

permeabilidade do substrato estabelece uma correlação direta com a infiltração potencial e,

portanto, com a permanência do petróleo; quanto maior for o diâmetro dos sedimentos do

substrato, sua esfericidade e a sua uniformidade, mais profunda será a infiltração do óleo.

Penetrações maiores são esperadas para sedimentos grossos, que são mais uniformes no tamanho

do grão (bem selecionados). Em praias de cascalho, a penetração de mais de um metro pode

30

ocorrer no caso de óleos pesados. Praias de areia são também diferenciadas nas categorias do

diâmetro do grão (fina a média, e grossas), que são distintos quanto ao grau de permeabilidade e

potencial de penetração do óleo. Sedimentos lamosos têm a menor permeabilidade e também

tendem a ser saturados de água; consequentemente, a penetração do óleo é muito limitada.

Contudo, onde o substrato é escavado por organismos, as tocas podem proporcionar a penetração

do óleo.

b) Os recursos biológicos incluem: espécies protegidas, ameaçadas, perigos de

extinção, e locais onde ocorrem concentrações ou fases importantes do ciclo de vida das espécies,

como áreas de alimentação, reprodução, berçários, habitat de nidificação e áreas de trânsito/rotas

de migração. A produtividade e sensibilidade biológica dos habitats costeiros devem ser

consideradas quando da classificação da sensibilidade da linha de costa. A geomorfologia é

também determinante para o tipo e a densidade das comunidades biológicas presentes na área. A

diversidade biológica não se encontra igualmente distribuída ao longo dos diversos sistemas

costeiros. Praias arenosas e lodosas constituem, por exemplo, áreas de baixa diversidade,

abrigando organismos especializados, em função da ausência de superfícies disponíveis para

fixação e da limitada oferta de alimentos; costões rochosos encontram-se em posição

intermediária em relação à biodiversidade, enquanto terrenos alagadiços, margens de lagoas

costeiras e rios constituem sistemas férteis, servindo de abrigo e região de criadouro para

numerosas espécies. Os manguezais e marismas, por sua vez, apresentam elevada diversidade

estrutural e funcional, atuando juntamente com os estuários, como exportadores de biomassa para

as áreas adjacentes.

c) E os recursos socioeconômicos incluem: áreas que podem ser prejudicadas por

derramamentos de óleo ou afetadas pelas ações de resposta, incluindo áreas de recreação, lazer e

veraneio no litoral, áreas de pesca e maricultura, áreas sob gerenciamento especial (unidades de

conservação, s tios hist ricos ou culturais), tomadas d‘água para plantas industriais ou de energia,

salinas, portos e terminais, etc.

Classificação do ISA

Para determinar a sensibilidade ao óleo das áreas ecologicamente sensíveis identificadas

para a linha da costa, será utilizada a classificação do MMA (MMA, 2002 e MMA/SQA, 2004),

através do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA). O ISA hierarquiza diversos tipos de

31

ecossistemas costeiros em uma escala crescente de 1 a 10 (Tabela 1). Para agrupar essas

categorias foi realizada uma adaptação da escala do MMA, agrupando os dez ISAs em três

categorias (alta, média e baixa).

Tabela 1– Descrição dos tipos de ISA (adaptado de MMA, 2002 e MMA/SQA, 2004).

Categoria ISA Característica

Baixa

1 Costões rochosos lisos, de alta declividade, expostos; falésias em

rochas sedimentares, expostas; estruturas artificiais lisas (paredões

marítimos artificiais) expostas.

2

Costões rochosos lisos, de declividade média a baixa, expostos;

terraços ou substratos de declividade média, expostos (terraço ou

plataforma de abrasão, terraço arenítico exumado bem

consolidado, etc.).

3

Praias dissipativas de areia média a fina, expostas; faixas arenosas

contíguas à praia, não vegetadas, sujeitas à ação de ressacas

(restingas isoladas ou múltiplas, feixes alongados de restingas tipo

long beach); escarpas e taludes íngremes (formações do grupo

Barreiras e tabuleiros litorâneos), expostos; campos de dunas

expostas.

4 Praias de areia grossa; praias intermediárias de areia fina a média,

expostas, praias de areia fina a média, abrigadas.

Média

5 Praias mistas de areia e cascalho, ou conchas e fragmentos de

corais; terraço ou plataforma de abrasão de superfície irregular ou

recoberta de vegetação; recifes areníticos em franja.

6

Praias de cascalho (seixos e calhaus); costa de detritos calcários;

depósitos de tálus; enrocamentos (rip-rap, guia corrente, quebra-

mar) expostos; plataforma ou terraço exumado recoberto por

concreções lateríticas (disformes e porosas).

7 Planície de maré arenosa exposta, terraço de baixa-mar.

Alta

8

Escarpa / encosta de rocha lisa, abrigada; escarpa / encosta de

rocha não lisa, abrigada; escarpa e taludes íngremes de areia,

abrigados; enrocamentos (rip-rap e outras estruturas artificiais não

lisas) abrigados.

9 Planície de maré arenosa / lamosa abrigada e outras áreas úmidas

costeiras não vegetadas; terraço de baixa-mar lamoso abrigado;

recifes areníticos servindo de suporte para colônias de corais.

10

Deltas e barras de rio vegetado; terraços alagadiços, banhados,

brejos, margens de rios e lagoas; brejo salobro ou de água salgada,

com vegetação adaptada ao meio salobro ou salgado; apicum,

marismas; manguezal (mangues frontais e mangues de estuários).

32

Assim, são considerados ambientes de baixa sensibilidade ambiental, áreas com presença

de ecossistemas alterados ou modificados com grau de comprometimento alto. Pelo

comprometimento, esses ambientes normalmente apresentam uma rede trófica com menos

componentes do que um ambiente saudável. Por serem ambientes submetidos a condições

extremas, apresentam um número menor de espécies, porém, altamente adapta. Já ambientes de

media ou alta sensibilidade ambiental estão inseridos em áreas de maior suscetibilidade e

relevância em função de sua integridade e potencial de oferta de serviços ambientais (ambiente

com rica biodiversidade ou não) e a fragilidade ambiental imposta pela poluição aos ambientes já

impactados e/ou atingidos por óleo em e