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SELEÇÃO E AVALIAÇÃO TÉCNICA DE UMA BOMBA PARA O SISTEMA DE
SEPARAÇÃO E TRATAMENTO DO ÓLEO EM UM MÓDULO DE
PROCESSAMENTO DE UM FPSO
Douglas de Sena Farias Batista
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Prof. Reinaldo de Falco; Eng.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MAIO DE 2014
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
DEM/POLITÉCNICA/UFRJ
SELEÇÃO E AVALIAÇÃO TÉCNICA DE UMA BOMBA PARA O SISTEMA DE
SEPARAÇÃO E TRATAMENTO DO ÓLEO EM UM MÓDULO DE
PROCESSAMENTO DE UM FPSO
Douglas de Sena Farias Batista
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO
DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
________________________________________________
Prof. Reinaldo de Falco; Eng..
________________________________________________ Prof. Silvio Carlos Anibal de Almeida; DSc.
________________________________________________ Prof. Fernando Augusto Noronha Castro Pinto; Dr. Ing.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MAIO DE 2014
i
Batista, Douglas de Sena Farias.
Seleção e avaliação técnica de uma bomba para o sistema
de separação e tratamento do óleo em um módulo de
processamento de um FPSO / Douglas de Sena Farias Batista –
Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2014.
XI,72p.:il.; 29,7 cm
Orientador: Prof. Reinaldo de Falco; Eng.
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso
de Engenharia Mecânica, 2014.
Referências Bibliográficas: p. 56-57
1. Sistema hidráulico. 2. Escoamento em tubulações. 3.
Bombas centrífugas. 4.FPSO.
I. Falco, Reinaldo de. II.Universidade Federal do Rio de
Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica.
III. Seleção e avaliação técnica de uma bomba para o sistema
de separação e tratamento do óleo em um módulo de
processamento de um FPSO.
ii
Dedico aos meus pais, que
sempre se dedicaram a minha
formação não só acadêmica, mais
principalmente de caráter,
sonhando e enfrentando as
barreiras junto comigo por essa
conquista.
iii
AGRADECIMENTOS
A Deus, por estar sempre iluminando meus caminhos, me proporcionando
oportunidades, conquistas, e estando comigo quando necessário se reerguer de
momentos difíceis.
A Raquel Sena, minha mãe, pelo seu amor e companheirismo em todos os
momentos da minha vida, sua total dedicação para que eu tivesse uma educação e uma
criação decente, mesmo que fosse necessário abrir mão de seu trabalho ou de suas
metas, lhe tomando boa parte do tempo. Sem dúvidas, se estou realizando este sonho,
foi porque ela sonhou e concretizou junto comigo. Minha guerreira e o pilar da minha
vida.
Ao meu pai, Nelson Sena, pelo seu carinho e suas palavras de conselho e
incentivo, me fazendo sempre acreditar que sou capaz, e que não existem barreiras que
não possam ser vencidas. Pelo seu exemplo único de caráter, honestidade e humildade,
sendo sempre minha inspiração como homem. Meu ídolo.
A Nelson Júnior, meu irmão, pela parceria de toda a vida, pelos momentos de
conversa, de descontração, conselhos, até pelas brigas, mas principalmente pela certeza
de que sempre que precisar poder contar com sua amizade e companheirismo. Meu
parceiro eterno.
A minha família, em geral, pela preocupação, zelo e carinho, estando sempre
presentes e buscando de alguma maneira incentivar e aconselhar. Pela certeza de que
sempre terei um lugar para chamar de meu e pessoas com quem posso sempre contar.
Aos velhos amigos, por terem escrito junto comigo o início dessa história, terem
feito parte da minha infância, e sido fundamentais para construir a pessoa que sou hoje.
Com certeza uma amizade que será eterna.
iv
Aos novos, por terem sido uma família durante o curso, que sem dúvidas se
perpetuará pelos anos. Cada um com um papel fundamental pra fazer desse caminho até
a formação o melhor possível.
Ao Professor e Orientador Reinaldo de Falco, pela sua orientação e por através
de sua didática, ter me motivado a selecionar este tema e me inspirado na escrita deste
trabalho.
A todos que, indiretamente, me apoiaram nessa trajetória e que, de alguma
forma, foram fundamentais para que eu pudesse obter essa conquista.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
SELEÇÃO E AVALIAÇÃO TÉCNICA DE UMA BOMBA PARA O SISTEMA DE
SEPARAÇÃO E TRATAMENTO DO ÓLEO EM UM MÓDULO DE
PROCESSAMENTO DE UM FPSO
Douglas de Sena Farias Batista
Maio/2014
Orientador: Reinaldo de Falco; Eng.
Curso: Engenharia Mecânica Destaca-se neste trabalho, o levantamento bibliográfico sobre os principais
tópicos relacionados à indústria de óleo e gás, desde a parte histórica, até o panorama
atual (capítulo 2), um breve detalhamento de quais são etapas que ocorrem, até que
possa haver do retirada do óleo e do gás da terra (capítulo 2), além da um olhar mais
aprofundado sobre o funcionamento de um FPSO (capítulo 3). Atualmente, milhões de
barris de petróleo são consumidos por dia em todo o mundo, e ainda há demanda para
mais, tornando a busca por novas reservas incessante, sendo essas buscas cada vez mais
direcionadas para o âmbito marítimo (Offshore) devido à escassez das reservas
terrestres. É neste cenário que se encaixam os FPSO, com a capacidade de, além de
produzir o óleo e o gás, armazená-lo e até mesmo realizar um processo de separação do
que sai do poço. Sendo a principal função transportar o óleo do poço até a terra, fica
evidente o papel fundamental dos sistemas hidráulicos nestes navios. Neste trabalho foi
realizado um estudo de um sistema hidráulico situado no módulo de processamento de
um FPSO, buscando obter e calcular as informações necessárias deste sistema para a
seleção de uma bomba que supra as condições exigidas pelo mesmo. Será feita uma
avaliação técnica entre propostas de fornecedores distintos, buscando avaliar qual
bomba possui a melhor performance e rendimento para o sistema em questão. A última
avaliação realizada será analisar a influencia de modificações que venham a ocorrer na
vi
linha do projeto, verificando se a bomba selecionada anteriormente segue atendendo as
exigências do sistema mesmo após estas modificações.
Palavras-chave: Sistema Hidráulico, Escoamento em tubulações, Bombas centrífugas,
FPSO, Indústria de Óleo e Gás
.
vii
“Se um dia tiver que escolher entre
o mundo e o amor...Lembre-se. Se escolher
o mundo ficará sem o amor, mas se
escolher o amor com ele você conquistará
o mundo.”
Albert Einstein
viii
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 1
2. ÓLEO E GÁS: A INDÚSTRIA QUE MOVE O MUNDO ................................ 3
2.1. O PETRÓLEO NO MUNDO ................................................................................. 3
2.2. O PETRÓLEO NO BRASIL ................................................................................. 6
2.3. PANORAMA ATUAL DA INDÚSTRIA NO MUNDO............................................... 10
2.4. O BOOM DO PRÉ-SAL NO BRASIL ................................................................... 12
3. FPSO: FUNCIONAMENTO, COMPONENTES E O SISTEMA
HIDRÁULICO A SER ESTUDADO ....................................................................... 17
4. CONCEITOS FUNDAMENTAIS .................................................................... 22
4.1. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS ........................................................................ 22
4.2. ESCOAMENTO DE FLUIDOS EM TUBULAÇÕES .................................................. 23
4.3. GRANDEZAS QUE CARACTERIZAM O SISTEMA HIDRÁULICO ............................. 28
4.4. GRANDEZAS QUE CARACTERIZAM A BOMBA .................................................. 30
5. ANÁLISE DO SISTEMA.................................................................................. 36
5.1. PREMISSAS E DADOS DO PROJETO .................................................................. 36
5.2. CARACTERIZANDO O SISTEMA ....................................................................... 37
6. ANÁLISE DE PROPOSTAS E SELEÇÃO DA BOMBA ............................... 47
6.1. DADOS DE PERFORMANCE ............................................................................. 47
6.2. ANÁLISE DE PERFORMANCE .......................................................................... 49
6.3. ANÁLISE DE VAZÃO ...................................................................................... 50
6.4. ANÁLISE DE CAVITAÇÃO ............................................................................... 50
6.5. CONCLUSÃO DA ANÁLISE TÉCNICA ................................................................ 51
7. REVISÃO DAS LINHAS .................................................................................. 52
8. CONCLUSÕES ................................................................................................. 54
9. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................. 56
1
1. Introdução
A demanda mundial de energia sobe continuamente com os passar dos anos. O
crescimento da população, aliado ao desenvolvimento da mesma, torna a busca por
reservas energéticas cada dia maior. Diante disso, o petróleo, a principal matriz
energética do mundo, tem posição de destaque. Atualmente, milhões de barris de
petróleo são consumidos por dia em todo o mundo, e ainda há demanda para mais,
tornando a busca por novas reservas incessante.
Nos dias de hoje, as reservas em terra (Onshore) vem se tornando mais escassas,
e as empresas vem buscando cada vez mais reservas marítimas (Offshore), em laminas
d’agua e profundidades cada vez maiores, além de reservas a cada dia mais longe da
costa. É neste cenário que se encaixam os FPSO.
O aumento da distância da costa foi impossibilitando o transporte direto do
navio de produção de óleo para a costa, criando a necessidade de uma unidade que
tivesse a capacidade de além de produzir, armazenar esse óleo. E com base nisso foram
criados os FPSO (Floating Production Storage and Offloading), navios de produção de
óleo e gás, com a capacidade de, além de produzir o petróleo, armazená-lo, até uma
determinada carga, que quando atingida, é repassada ao navio aliviador, e assim
sucessivamente durante a produção de um poço. Atualmente, já possuem a capacidade
de fazer uma separação do óleo e do gás, facilitando o transporte, e o trabalho da
refinaria.
É perceptível então, que, num navio deste tipo, o sistema hidráulico tem papel
vital para seu funcionamento, em praticamente todas as operações que ele realiza, desde
a extração do óleo do poço, até a separação deste óleo, afinal, sua principal função é
retirar o óleo da terra, ou seja, transportar um fluido, tornando o sistema hidráulico,
junto a suas bombas e outros componentes, o “coração” de um FPSO.
– Objetivos
Este trabalho tem como objetivo principal a realização de um estudo de um
sistema hidráulico, buscando obter e calcular as informações necessárias deste sistema
para a seleção de uma bomba que supra as condições exigidas pelo mesmo. Este sistema
hidráulico é parte do sistema de separação e tratamento do óleo situado no módulo de
2
processamento de um FPSO. Tendo obtido esses dados e “caracterizado” o sistema, será
feita uma avaliação técnica entre duas propostas de fornecedores distintos, buscando
avaliar qual bomba possui a melhor performance e rendimento para o sistema em
questão. A última avaliação realizada, será analisar a influencia de modificações que
venham a ocorrer na linha do projeto, verificando se a bomba selecionada
anteriormente, segue atendendo as exigências do sistema mesmo após estas
modificações.
– Motivação
Tendo em vista o constante aumento da demanda por petróleo, e a grande
importância dos sistemas hidráulicos para sua extração, este trabalho motiva-se em aliar
os conceitos desenvolvidos durante a Universidade, com o que é realmente feito na
prática da engenharia, no caso deste trabalho. a seleção de uma bomba num sistema real
e de extrema importância e relevância para a indústria.
3
2. Óleo e Gás: a indústria que move o mundo
Antes de trazer tantos benefícios e inovação, que podem ser vistos nos dias
atuais, o óleo de pedra, óleo mineral ou óleo de nafta – como o petróleo era conhecido
na antiguidade – possuía diversas outras funcionalidades, como a utilização para fins
medicinais [1’]. O petróleo surgia naturalmente em determinadas regiões – que
correspondem atualmente ao Oriente Médio – e era considerado eficaz no tratamento
da surdez e na cura de tosse, bronquite, congestão pulmonar, reumatismo, entre outros.
Além disso, chegou a ser utilizado por vários povos para colar ladrilhos e pedras e, até
mesmo, engraxar couros. Posteriormente, passou a servir para o embalsamento e para
lubrificar as rodas de carruagens.
2.1. O petróleo no Mundo
Os primeiros registros de comercialização do petróleo datam de 1850, por
Samuel Kier, um boticário de Pittsburg, Pensilvânia. Ele viu na doença de sua esposa –
que foi diagnosticada com tuberculose – uma boa oportunidade de negócio, quando o
médico prescreveu uma dose diária de “American Oil Medicinal”. O boticário criou
uma intensa campanha de marketing e passou a vender meio litro de petróleo por meio
dólar, embora tenha feito isso restringindo-se apenas a farmácias.
A história da extração do petróleo do subsolo se inicia com um advogado de
Nova York, George Bissell, que imaginou um futuro promissor para a substância fluida
conhecida como “óleo de pedra”. Para o advogado, o produto possuía propriedades
iluminantes e lubrificantes – o que ficou comprovado quando um grupo de investidores,
liderados por Bissell, financiou pesquisas de um professor de química da Universidade
de Yale, nesse sentido, em 1854 – e poderia ser exportado e processado em grandes
quantidades.
Ainda assim, a ideia de partir para a perfuraração surgiu de uma visão de Bissell
em função da propaganda dos remédios de Samuel Kier, que apresentava várias torres
de perfuração na imagem. Foi assim que um ex-maquinista foi contratado pelo
advogado para dar início a explorações usando perfuração em Titusville, na Pensilvânia.
Assim, Edwin Laurentine Drake – conhecido como Coronel Drake, apesar de
não ter sido militar – foi o primeiro a conseguir extrair petróleo do subsolo através de
4
uma técnica de perfuração, em 1859. Depois de seis meses de trabalho – quando Drake
já desconfiava da eficiência da técnica – a broca atingiu uma fenda a 23 metros de
profundidade e deslizou mais 15 centímetros, aproximadamente. A perfuração foi então
suspensa, e, no dia seguinte, era possível observar um fluido escuro boiando na água.
A descoberta do petróleo no subsolo gerou uma corrida desenfreada pelo
produto, deu origem a cidades em pleno deserto nos Estados Unidos da América e
revolucionou a indústria mundial.
Em 1863, John Davison Rockefeller e parceiros entraram na nova e crescente
indústria do petróleo, investindo em uma refinaria em Cleveland, um dos cinco
principais centros de refino dos Estados Unidos da época [2’]. Em 1865, Rockefeller
assumiu empréstimos para comprar alguns de seus parceiros e absorver o controle total
da refinaria de Cleveland – influenciado pela vantagem do pós-guerra e a grande
expansão do oeste que poderia favorecê-lo. Além disso, fomentado pelo crescimento
das ferrovias e da economia movida a petróleo, ao longo dos anos, ele adquiriu novos
parceiros e expandiu seus investimentos no setor. Naquele momento, a demanda por
derivados do petróleo – como o querosene, utilizado em lâmpadas – crescia
gradativamente. Foi então que, em 1870, Rockefeller fundou a Standard Oil Company –
que cresceu ao ponto de se tornar uma das maiores transportadoras de petróleo e
querosene do país – junto com seu irmão mais novo William Rockefeller (1841-1922),
Henry Flagler (1830-1913) e um grupo de outros homens.
Apesar de melhorar a qualidade e a disponibilidade do querosene, e de diminuir
o preço do produto – o valor caiu quase que 80% ao longo da vida da empresa – as
práticas de negócios da companhia criaram polêmica. As armas mais potentes contra
seus concorrentes eram os preços diferenciados e os descontos secretos de transporte. A
Standard Oil formou um monopólio na indústria do petróleo através da compra de
refinarias rivais e desenvolvimento de empresas de distribuição e comercialização dos
seus produtos em todo o mundo. Em 1882, essas diversas empresas foram combinados
na Standard Oil Trust, que passaria a controlar cerca de 90% das refinarias e oleodutos
do país.
Outro marco na história do petróleo foi a descoberta em 1879, por Thomas
Edison1, da lâmpada elétrica, que revolucionou a tecnologia e ameaçou os negócios de 1 O famoso inventor, cientista e empresário americano foi a mente por trás de dispositivos que ajudaram a
desenvolver a indústria, entre eles o fonógrafo e o cinetógrafo.
5
Rockefeller, cuja fortuna foi acumulada, em grande parte, através da querosene
iluminante [1’]. Porém, em 1903, Rockefeller pôde ver a retomada do crescimento de
seus negócios com a fundação de uma nova empresa, por Henry Ford, que mudaria para
sempre o conceito de locomoção na América. A partir daí, o consumo do petróleo teve
um crescimento significativo, e a Standard Oil conseguiu se adaptar, expandindo sua
produção para o gás natural nos Estados Unidos e, depois, gasolina para automóveis.
O aumento do consumo de gasolina e óleo começa então a impulsionar a
prospecção e a busca de mais poços de petróleo, tanto nos Estados Unidos como no
exterior [3’]. Outro fator que levou o petróleo a tornar-se o negócio do século ocorreu
em 1911, com a decisão tomada por Churchill, então Ministro da Marinha inglesa – a
maior do mundo – de substituir o carvão pelo óleo como energia para seus navios, em
1911.
A partir de então, as companhias multinacionais passaram a formar verdadeiros
impérios englobando todas as zonas produtoras de petróleo espalhadas pelo mundo, mas
concentradas basicamente no Oriente Médio [4’]. Elas possuíam sua própria política
externa, suas linhas de aviação e comunicação completamente independentes.
Geralmente, seus administradores e gerentes eram os homens mais influentes do país, e
em muitos países, seus verdadeiros governantes.
Essa situação se estendeu até a Segunda Guerra Mundial, que causou um
desgaste nas antigas potências colonialistas, e incentivou o aparecimento de
movimentos nacionalistas em todo o Terceiro Mundo, como na nacionalização de poços
da British Petroleum2 no Irã.
Aos poucos, durante os anos 50 e 60, as multinacionais viram suas regalias
diminuírem, e ainda foram obrigadas a assinar o Pacto dos Cinquenta mais Cinquenta,
que tornava os estados-nações árabes e iranianos sócios iguais. Nesse mesmo período, o
então presidente do Egito, Gamal Nasser, decretou a nacionalização do Canal de Suez,
de enorme importância estratégica para o mercado de petróleo – única ligação entre o
Mediterrâneo e o Mar Vermelho e principal escoadouro de petróleo dos países árabes
para a Europa – que estava sob responsabilidade de uma empresa anglo-francesa. Em
virtude da crise militar instaurada pela insatisfação da França e Grã-Bretanha de ter que
2 British Petroleum é uma empresa multinacional sediada no Reino Unido que opera no setor de energia,
sobretudo de petróleo e gás.
6
encontrar novas rotas, o abastecimento de produtos da região para países ocidentais foi
interrompido, levando a um aumento súbito do preço do petróleo.
Em 1960, foi criada a Organização dos Países Exportadores de Petróleo – OPEP
– para coordenar, de maneira centralizada, a política petrolífera dos países membros, de
modo a restringir a oferta de petróleo no mercado internacional, que impulsionava os
preços.
Porém, a disputa pelo controle do petróleo, a partir da estratégia da OPEP,
causou uma série de conflitos ocorreram com os países árabes integrantes da OPEP:
a Guerra dos Seis Dias, em 1967, a Guerra do Yom Kippur, em 1973, a Revolução
Islâmica no Irã, em 1979 e a Guerra Irã-Iraque, a partir de 1980. E assim, durante
esse período, os países árabes produtores de petróleo, então organizados no cartel da
OPEP, decidiram aumentar o preço do barril do petróleo em cerca de 400%, causando
reflexos poderosos nos Estados Unidos e na Europa e desestabilizando a economia por
todo o mundo. Não se tratava mais de um enfrentamento entre estados-nações e
multinacionais do petróleo, mas entre os principais produtores e os seus maiores
consumidores.
Outro momento importante ocorreu em 1991, quando teve início a Guerra do
Golfo que gerou um novo momento de crise. O Kuwait foi invadido pelo Iraque, e os
Estados Unidos intervieram no conflito expulsando-os do Kuwait. Ainda assim, antes de
sair, os iraquianos incendiaram poços de petróleo, causando uma crise econômica e
ecológica.
Das situações citadas, destaca-se que a economia das nações – ainda que
extremamente poderosas – está intimamente ligada a essa fonte de energia [6’]. Sendo o
petróleo um recurso natural não renovável, muitos países investem na exploração de
outras fontes de energia que possam sustentar o quadro econômico futuro. Contudo,
ainda é difícil imaginar as várias transformações que um mundo sem petróleo poderia
exercer na economia, na sociedade e, até mesmo, no jogo político internacional.
2.2. O Petróleo no Brasil
Um dos primeiros brasileiros a investir na extração de petróleo foi o conhecido
escritor Monteiro Lobato [1’], que acreditava que o país poderia tornar-se auto-
suficiente na produção de combustível, de acordo com a demanda da época.
7
Em 1927, o então presidente Washington Luís nomeou-o para acompanhar as
inovações tecnológicas e industriais nos EUA. Por acreditar que o progresso norte-
americano era fruto de investimentos em ferro, petróleo e transportes, Lobato defendia
que o Brasil deveria adotar políticas de desenvolvimento semelhantes.
Em 1931, afastado dos interesses do então presidente Getúlio Vargas, o escritor
fundou a Companhia Petróleos do Brasil, uma empresa privada de capital aberto que
vendeu 50% de suas ações em apenas quatro dias. Getúlio não reconhecia a existência
de petróleo no Brasil. Em contrapartida, Lobato não estava apenas convicto, como
também suspeitava que os americanos já trabalhavam no mapeamento das áreas
petrolíferas.
A existência do petróleo só foi confirmada pelo governo federal em 1936,
quando eles decidiram explorar um poço, na Bahia. No ano posterior foi criado o
Conselho Nacional do Petróleo (CNP), resultando na primeira iniciativa responsável por
regular e estruturar a exploração de petróleo no Brasil.
Ao fim da Segunda Guerra Mundial, iniciou-se no Brasil um intenso debate
sobre como explorar o petróleo no país, a partir de 1946, quando foi promulgada a
Constituição brasileira. A carta estabelecia uma regulamentação sobre a exploração de
petróleo por meio de lei ordinária, criando, assim, a possibilidade da entrada de
empresas estrangeiras no setor petrolífero. Havia, então, uma disputa entre os
defensores da ideia de que a prospecção, refino e distribuição deveriam ser atividades
exploradas por empresas privadas, estrangeiras ou brasileiras e ideais nacionalistas,
divulgados pelo governo getulista que afirmava que, se o Brasil não criasse uma
empresa estatal, o petróleo seria oligopolizado pelas grandes corporações internacionais.
Um grupo composto por civis, militares, intelectuais, estudantes e profissionais
liberais organizou um movimento popular considerado um dos maiores, senão o maior,
da história brasileira: a campanha “O Petróleo é Nosso!”. A iniciativa teve, claro, o
apoio do escritor Monteiro Lobato. Um dos maiores legados do movimento foi a criação
da Petrobras, em 3 de outubro de 1953, quando Getúlio Vargas sancionou a Lei 2004,
que estabeleceu o monopólio estatal de pesquisa, refino e transporte do petróleo.
Neste momento, entrou em cena um personagem bastante significativo e
relevante para a história petroleira do Brasil: o geólogo americano Walter Link, que foi
nomeado para liderar a busca pelo petróleo no país, a pedido do primeiro presidente da
Petrobras, Juracy Magalhães.
8
Não satisfeito com a qualidade dos profissionais brasileiros, Mr. Link decidiu
enviá-los para as melhores universidades dos Estados Unidos, e tomou a ousada decisão
de importar dezenas de outros geólogos, geofísicos e engenheiros estrangeiros, face à
ansiedade do Brasil em se tornar uma potência petrolífera. Além disso, Link foi
responsável por implementar na Petrobras um padrão de excelência, com a organização
e as práticas das melhores empresas de petróleo do mundo.
Após diversas análises das equipes de Link acerca do potencial das bacias
sedimentares brasileiras, o geólogo passou a indicar em seus relatórios que deveriam ser
feitos investimentos nas bacias marítimas do Brasil, pois ali estaria a fonte de
autossuficiência, o que ficou comprovado anos mais tarde. A Petrobras, mesmo com
investimento pesado nas bacias sedimentares terrestres, a Petrobras não fez descobertas
mais relevantes, à época. Hoje, sabe-se que, mesmo com as limitações do período, as
avaliações referentes ao potencial das bacias terrestres feitas por Link, bem como suas
recomendações, foram extremamente precisas e pertinentes, tornando a sua contribuição
para a história petroleira do Brasil inestimável.
Outro personagem importante foi o 23º presidente da República, Ernesto Geisel,
que assumiu o governo em 1973. Geisel foi o único presidente da República a ser
também presidente da Petrobras. Sob seu comando, a Petrobras foi além da prospecção,
da produção e do refino, transformando a insuficiência em superávit. Geisel doou todo o
seu conhecimento e atenção para a empresa, que adquiriu uma nova feição com seus
investimentos.
Foi com Geisel que a Petrobras ampliou suas atividades, com a descoberta de
novos campos, além da construção de novas refinarias – entre elas, a de Paulínia, que
ainda é a maior do país – e do desenvolvimento da petroquímica, fazendo com o que a
marca fosse reconhecida pelo mundo, através da subsidiária Braspetro, responsável por
perfurar os poços em países ricos em óleo. Para Geisel, o “monopólio legal atribuído à
Petrobras” garantia ao país o abastecimento de petróleo. No entanto, o general não
concordava com a possibilidade de estendê-lo à distribuição de derivados e à
petroquímica.
Nos dois choques do petróleo, em 1973 e 1979, o Brasil sofreu o impacto da
elevação dos preços, principalmente porque havia uma forte dependência, materializada
na importação de 80% do óleo bruto então consumido no País [8’]. A partir do novo
patamar de preços e das necessidades de crescimento econômico e desenvolvimento
9
industrial, o País adotou duas grandes estratégias para contornar a crise: investimentos
para aumento da produção doméstica de petróleo e a implementação do Proálcool, o
maior e mais bem-sucedido programa de substituição de combustíveis derivados de
petróleo do mundo. Hoje, a matriz energética brasileira é a que conta com a maior
participação de energias renováveis - um exemplo de sustentabilidade.
A primeira descoberta de petróleo no mar, contudo, se deu em 1968, no Campo
de Guaricema, em Sergipe [1’]. Assim, foi construída a plataforma Petrobras 1 (P-1),
pela Companhia de Comércio e Navegação no Estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), a
primeira plataforma de perfuração flutuante construída no Brasil.
Em 1974, foi descoberto petróleo na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, mas o
início da exploração se deu apenas em 1977 [8’], com a entrada em operação do Campo
de Enchova, produzindo petróleo a 120 metros de profundidade, considerada grande
para a época. Dez anos após a descoberta de petróleo na Bacia de Campos, é
encontrado o primeiro campo gigante do país, o Albacora. O Brasil alcança a marca de
500 mil barris de óleo produzidos por dia.
A Petrobras conduziu as atividades exploratórias até a década de 90, quando o
Presidente Fernando Henrique Cardoso, encaminhou ao Congresso um projeto de
emenda constitucional determinando o fim do monopólio da Petrobrás sobre a
exploração e produção de petróleo, após uma série de programas de desestatização
desenvolvidos por seus antecessores. Essa lei reafirmava o monopólio da União sobre
os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, mas abria o
mercado para outras empresas competirem com a Petrobras. Com a regulamentação do
setor pela nova lei é criada a Agência Nacional de Petróleo (ANP), responsável por
comandar a entrega das reservas brasileiras às empresas privadas.
Em 1999, a ANP realizou o primeiro leilão de blocos exploratórios no país. Das
27 áreas oferecidas, 12 foram arrematadas, com arrecadação de R$ 321 milhões [7’].
Neste ano, entrou em operação o gasoduto Brasil-Bolívia, com 3.150 quilômetros, que
transporta gás natural entre os dois países.
Por fim, em 2000, o governo abre mão de 31,7% das ações da Petrobras,
leiloando boa parte para a Bolsa de Valores de Nova York, e anuncia a troca do nome
da empresa para Petrobrax, mas, devido à grande rejeição popular, FHC volta atrás e
mantém a logo e a nomeação original da companhia. Neste mesmo ano, a Petrobras
10
atingiu recorde mundial de produção de petróleo a 1.877 metros de profundidade, no
Campo de Roncador.
Em 2006, após descobertas do pré-sal, o Brasil atingiu a autossuficiência na
produção de petróleo. Em 2008, o navio-plataforma P-34 extraiu óleo da camada pré-sal
pela primeira vez, no campo de Jubarte, na bacia de Campos.
A produção de petróleo do pré-sal começou em 2009, no campo de Tupi. Neste
mesmo ano, os preços internacionais atingiram patamares recordes e especialistas
creditaram o aumento à demanda de países como Índia e China.
2.3. Panorama atual da indústria no Mundo
Ao longo dos últimos anos, as empresas de petróleo e gás têm buscado
investimentos e aquisições favoráveis em ativos norte-americanos de xisto e areias
betuminosas, e nas águas profundas do Golfo do México, a fim de aumentar suas
reservas [10’]. A fase inicial do renascimento da energia norte-americana foi
primeiramente um fenômeno de exploração e produção upstream (E&P) – que engloba
as atividades de busca, identificação e localização das fontes de óleo, e ainda o
transporte deste óleo extraído até as refinarias, onde será processado – com gastos
subindo 46%, de 243 bilhões de dólares em 2009 para 355 bilhões de dólares em 2013.
Como os investimentos de E&P inundaram a América do Norte, o setor de midstream –
etapa de refinamento em que as matérias-primas são transformadas em produtos prontos
para uso específico – esforçou-se para atender as demandas e para mover a produção
para novas regiões produtoras ou para aumentar os fluxos de regiões atualmente
produtoras. No setor downstream – que compreende a parte de logística, ou seja,
transporte, distribuição e comercialização dos produtos da refinaria até os locais de
consumo – os gastos também estão aumentando, em 11% em 2013 para 24,7 bilhões de
dólares em relação ao ano de 2012, e em até 60% a partir de 2010, quando os gastos de
capital eram apenas de 15,5 bilhões de dólares.
Apesar de todo o investimento norte-americano, a Arábia Saudita ocupa o posto
de maior produtor entre todos os membros da OPEP, uma vez que abriga a maior
reserva desse minério do mundo, além de produzir gás natural [11’].
De acordo com o relatório, datado de 2012, “The World Factbook” da CIA –
Central Intelligence Agency – que fornece informações sobre a história, as pessoas,
11
governo, economia, geografia, comunicação, transporte, militar, e as questões
transnacionais para 267 entidades do mundo, estima-se que a produção de petróleo no
mundo atingiu cerca de 89 milhões de barris de petróleo por dia.
A Tabela 2.1 apresenta o ranking dos principais produtores de petróleo no
mundo. Tabela 2.1 - Principais produtores de Petróleo no mundo
Ranking País Barris de petróleo/dia 1 Arábia Saudita 11,730,000 2 Estados Unidos 11,110,000 3 Rússia 10,440,000 4 China 4,197,000 5 Canadá 3,856,000 6 Irã 3,594,000 7 Emirados Árabes 3,213,000 8 Iraque 2,979,000 9 México 2,936,000
10 Kuwait 2,797,000 11 Brasil 2,652,000 12 Nigéria 2,524,000 13 Venezuela 2,489,000 14 Noruega 1,902,000 15 Algéria 1,875,000
No Brasil, de acordo com as projeções da Petrobras, a produção de petróleo
começará a crescer em ritmo mais acelerado a partir de 2016, quando está prevista a
entrada de sete plataformas do pré-sal da Bacia de Santos. [12’].
A dificuldade em ampliar a produção no curto prazo, aliada à defasagem nos
preços internos dos combustíveis, é apontada por analistas como uma das principais
razões para o mau desempenho da empresa em bolsa de valores nos últimos anos. Em
2013, foram poucas as vezes que as ações da Petrobras ultrapassaram a barreira dos R$
20. No ano, os papéis acumularam queda de 9,68%.
Outra característica importante do mercado do petróleo é a quantidade do
produto que é exportada por cada país. A Tabela 2.2 apresenta os principais
exportadores de petróleo do mundo.
12
Tabela 2.2 - Principais exportadores de Petróleo do mundo
Ranking País Barris de petróleo/dia
1 Arábia Saudita 6,880,000
2 Rússia 4,720,000
3 Irã 2,445,000
4 Iraque 2,390,000
5 Nigéria 2,341,000
6 Emirados Árabes 2,142,000
7 Angola 1,928,000
8 Venezuela 1,645,000
9 Noruega 1,602,000
10 Canadá 1,576,000
11 México 1,460,000
12 Cazaquistão 1,406,000
13 Kuwait 1,395,000
14 Qatar 1,389,000
21 Brasil 619,100
Em geral, o petróleo segue com um crescimento de demanda pelo mundo, com
até mesmo grandes produtores importando-o, com um destaque para a China e a Índia
com onde o crescimento da demanda foi registrado em mais de 100% e 200%,
respectivamente, nos últimos 10 anos. No Brasil, a busca pelo auto sustentabilidade
continua. Como visto na Tabela 2.1, a produção chega a 2.652.000 de barris por dia, e
faz projeções de que o país possa chegar a 2020 com um volume de 4 milhões de barris
por dia.
2.4. O boom do pré-sal no Brasil
Por definição, pré-sal é o nome dado às reservas de hidrocarbonetos em rochas
calcárias localizadas abaixo de camadas de sal [1’]. Ou seja, é o óleo descoberto em
camadas de 5 a 7 mil metros de profundidade abaixo do nível do mar. As maiores
descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada
pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou
grandes volumes de óleo leve [9’]. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já
13
identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de
enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado.
Os primeiros indícios de petróleo no pré-sal datam de 2005, na Bacia de Santos
(SP), mas foi apenas em 2007, após análises concluídas no segundo poço do bloco BM-
S-11, que a Petrobras anunciou a descoberta de reservas gigantes no campo de Tupi, em
Santos, com volume de 5 a 8 bilhões de barris de qualidade e gás natural.
A área corresponde ao maior campo já descoberto no Brasil, com metade de
todo o petróleo encontrado no país nos últimos 50 anos, e aumentou as reservas de
petróleo e gás da Petrobras em 40 a 60%. Com isso, o Brasil passou a obter uma das 10
maiores reservas de petróleo do mundo e chegou ao patamar de exportador do óleo.
Após o anúncio, as ações da Petrobras subiram mais de 10% na Bolsa de Valores de São
Paulo.
Desde a sua descoberta, a produção acumulada no pré-sal já atingiu a marca de
250 milhões de barris de petróleo e gás, sendo que a produção atual é de mais de 300
mil barris de petróleo por dia (bpd). A produção média do pré-sal em 2010 era de 42 mil
bpd. No total, já foram perfurados também 37 poços exploratórios no pré-sal da Bacia
de Santos, apresentando índice de sucesso maior que 90%.
Outro marco para o setor, após a descoberta d pré-sal, foi o leilão de Libra, na
bacia de Campos, a maior reserva de petróleo do Brasil. Realizado no dia 21 de outubro
de 2013, ele consistiu na primeira rodada de disputas para definir, sob o regime de
partilha da produção, áreas para exploração de petróleo e gás natural na região brasileira
do pré-sal, no qual a União fica com parte do óleo extraído pelas empresas vencedoras.
De acordo com a ANP, o volume de óleo recuperável estimado na exploração de
Libra fica em torno de 8 bilhões a 12 bilhões de barris, o que deve dobrar as reservas
nacionais de petróleo, que são hoje de 15,3 bilhões de barris. As reservas de gás, que
acumulam atualmente 459,3 bilhões de metros cúbicos também devem duplicar com
Libra. Com aproximadamente 1.500 quilômetros quadrados, a área é considerada pelo
governo a maior para exploração de petróleo do mundo, e a expectativa é que Libra
produza até 1,4 milhão de barris por dia, valor cinco vezes maior que a produção do
campo de Marlim Sul, atual líder no Brasil, com 284 mil barris diários. Por causa de
Libra, cuja demanda de exploração será maior (algo em torno de 12 a 18 plataformas,
além de 60 a 90 barcos de apoio) com a compra de bens e serviços, a ANP estima que
14
cerca de R$ $ 400 bilhões devem ser investidos no setor de petróleo e gás no país, entre
2013 e 2016.
2.5. O processo e a engenharia para a extração do óleo e o gás
O petróleo é encontrado em bolsões profundos em terra firme, chamado de
Onshore, e abaixo do fundo do mar, chamado de Offshore. Para realizar a sua
exploração são necessários basicamente três passos importantes:
Prospecção: é a localização de bacias sedimentares por meio de análise
detalhada do solo e do subsolo. O geólogo que determina a probabilidade de
haver rochas-reservatório com petróleo aprisionado pode fazê-lo de diversas
maneiras, como por meio de imagens de satélites.
Perfuração: uma vez descobertas as jazidas de petróleo, realiza-se a marcação
com coordenadas GPS e boias marcadoras sobre a água do mar. Se for na terra,
realiza-se a perfuração do solo de um primeiro poço. Se realmente existir o
petróleo, outros poços são perfurados e analisa-se se a extração é viável
economicamente. Essa perfuração, que pode atingir profundidades de 800 a
6.000 metros, é feita em terra por meio de sondas de perfuração e no mar
com plataformas marítimas. As torres de perfuração podem ter uma broca
simples com diamantes industriais; ou um trio de brocas interligadas com dentes
de aço.
Conforme pode ser observado na Figura 2.1, na perfuração, são necessários uma
bomba de lama (2) e um tanque de lama (5). Isso ocorre porque uma lama especial
resfria as brocas durante a perfuração. Além de lubrificar o sistema, ela traz para a
superfície rochas que serão analisadas.
15
Extração: na terra, o petróleo é encontrado acima de água salgada e embaixo de
uma camada gasosa em alta pressão. Assim, quando o poço é perfurado, o
petróleo pode jorrar espontaneamente até a superfície em razão da pressão do
gás. Se o petróleo for muito denso é preciso injetar vapor de água aquecido sob
pressão por meio de um segundo poço cavado no reservatório. O calor do vapor
diminui a viscosidade do petróleo e a pressão ajuda a empurrá-lo para cima no
poço. No mar, essa extração é mais difícil, sendo feita com a utilização de
equipamentos especiais de perfuração e extração por meio de bombas em
plataformas e navios-sonda.
Processamento primário: Durante o processo de extração do petróleo pode
ocorrer também a extração do Gás Natural, principalmente, nas bacias
sedimentares brasileiras, onde este, muitas vezes, encontra-se dissolvido
no petróleo. Dessa forma, o gás natural – tecnicamente chamado de Gás
Associado ao Petróleo – é separado do petróleo durante as operações de
produção. A Figura 2.2 apresenta um esquema básico do processamento
primário de fluidos.
1- Bloco de coroamento 2- Bomba de lama 3- Motores 4- Peneira 5- Tanque de lama 6- Mesa-Rotativa 7- Válvula de Segurança 8- Tubo de perfuração 9- Tubo de revestimento 10- Broca de Perfuração
Figura 2.1 - Esquema de uma torre
de perfuração Onshore
16
Figura 2.2 - Processamento primário de fluidos
Transporte: Terminada a etapa de produção, o petróleo e o gás natural são
transportados por meio de dutos ou navios para os terminais, onde são
armazenados. Em seguida, o petróleo é transferido para as refinarias, onde será
separado em frações, pois o óleo bruto praticamente não tem aplicação.
17
3. FPSO: funcionamento, componentes e o sistema hidráulico a ser estudado
Assim que se determina que um reservatório de petróleo justifica as imensas
despesas de exploração, as empresas petroleiras se preparam para estabelecer uma
plataforma de produção offshore. Essas plataformas são projetadas para durar décadas e,
muitas vezes, estão localizadas distantes da costa e instaladas em algumas
das águas mais hostis da Terra [13’].
Por volta do fim da Segunda Guerra Mundial, uma empresa Norte Americana
chamada Kerr-McGee Oil, inicia a primeira operação de perfuração no Golfo do
México realmente offshore, em 1947. O primeiro poço perfurado há uma longa
distancia da costa ficava a 10,5 milhas da costa da Louisiana, porém era de extrema
complexidade a atuação em “águas profundas” para época – cerca de 18 pés, 5,5 m de
profundidade [14’].
Figura 3.1 - Primeira plafatorma Offshore, em 1947, no Golfo do México [14’]
Os principais tipos de plataformas offshore estão representados na Figura 3.2 e
na utilizados atualmente, de acordo com a classificação destas em fixa e flutuantes, são
[15’]:
Plataformas Fixas: Funcionam como um edifício. Cravadas com estacas, são as
mais comuns até 100 metros de profundidade. Servem como plataformas de
produção e perfuração, e podem ser de aço e de concreto.
18
Plataformas auto-eleváveis: Só podem existir em águas rasas (até 90 metros).
As plataformas auto-eleváveis são dotadas de três ou mais pernas com até 150
metros de comprimento. Essas pernas se movimentam verticalmente através do
casco. No local da perfuração, as pernas descem até o leito do mar e a
plataforma é erguida, ficando a uma altura adequada, acima das ondas.
Terminada a perfuração, as pernas são suspensas e a plataforma está pronta para
ser rebocada.
Plataformas semi-submersíveis: Esse tipo de plataforma se apoia em
flutuadores submarinos, cuja profundidade pode ser alterada através do bombeio
de água para dentro ou para fora dos tanques de lastro. Isso permite que os
flutuadores fiquem posicionados sempre abaixo da zona de ação das ondas. As
plataformas de perfuração são as mais comuns. De 100 metros de profundidade
em diante, existem em maior número no Brasil. Podem ficar ancoradas ou em
posicionamento dinâmico.
Navios-sonda: É um navio projetado para a perfuração de poços submarinos.
Sua torre de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no
casco permite a passagem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento
do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores,
anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de
sua posição. Os navios-sonda possuem auto-propulsão, e em quase tudo se
assemelham aos navios convencionais.
Figura 3.2 – Principais tipos de plataformas offshore [15’]
19
FPSO: É a sigla para "Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e
Transferência" – em inglês, Floating Production Storage and Offloading – e é
um tipo de plataforma com forma de navio utilizado pela indústria petrolífera
para produção, armazenamento de petróleo e/ou gás natural e escoamento da
produção para navios aliviadores [16’].
Neste trabalho, foi considerado um sistema hidráulico de uma plataforma
offshore do tipo FPSO. Apesar de algumas unidades terem seus cascos construídos
especificamente para a função, uma das grandes vantagens deste tipo de navio, é que os
FPSOs podem ser convertidas de antigos petroleiros, reduzindo seu custo.
São utilizados em locais de produção distantes da costa com inviabilidade de
ligação por oleodutos ou gasodutos. Neste caso, a capacidade de armazenamento do
FPSO elimina a necessidade de presença do navio-tanque durante o período da
produção, requisitando-o apenas quando o óleo produzido é suficiente para preenchê-lo
por completo.
As unidades que efetuam os diversos processos de produção da unidade
flutuante são chamadas de módulos de produção ou topsides e ficam localizadas no
convés da embarcação. Em geral, os módulos são divididos em:
E-house ou planta de utilidades: Composta por equipamentos de média e baixa
voltagem que auxiliam na quebra de circuitos para eventuais reparos e
manutenção, transformadores, inversores de frequência e equipamentos para
gerenciamento de energia.
Módulos de Geração de Energia: Produzem a energia necessária para o
funcionamento de todos os módulos que constituem os topsides do FPSO, logo é
de vital importância para os processos ocorridos na planta do navio.
Módulos de Processamento: São os módulos de separação e tratamento do
óleo, tratamento do gás, tratamento da água, injeção de gás e injeção de água.
Módulo de Compressão de Gás: Módulo que faz a compressão do gás retirado
do poço, necessária tanto para a reinjeção do gás no poço, para aumento da
produtividade do mesmo, ou para queima do gás no queimador.
Flare ou queimador: É constituído por uma torre alta, geralmente posicionada
na proa do navio, destinada à queima do excesso de gás produzido pelo FPSO.
20
Módulo de Tratamento de Água Produzida: A água resultante do módulo de
processamento passa por um tratamento para a retirada do óleo residual e
posterior descarte, conforme legislações ambientais vigentes.
Figura 3.3 - Distribuição dos Topsides no Convés do FPSO [17’]
Nos capítulos posteriores, serão detalhados procedimentos para a seleção de uma
bomba que é parte do sistema de separação e tratamento do óleo e que, portanto, está
situada no módulo de processamento do FPSO em questão neste capítulo.
Os fluidos recuperados do reservatório chegam às instalações de superfície do
FPSO nos manifolds3 de produção a uma temperatura de cerca de 40°C [17’] e são
encaminhados ao pré-aquecedor de produção. Esta etapa é importante para facilitar a
separação da água, do óleo e do gás.
Em seguida, os fluidos são encaminhados ao separador de primeiro estágio, onde
se processa a separação primária do óleo, gás e água a uma temperatura por volta de
90°C. Os gases são encaminhados ao módulo de compressão de gás. A água é
direcionada à planta de tratamento de água produzida para retirada do óleo residual e
posterior descarte.
O fluxo de óleo do separador de primeiro estágio é direcionado ao separador de
segundo estágio, passando antes pelo desgaseificador. O segundo estágio opera a
109°C, onde mais gás é removido, a fim de alcançar a especificação desejada do óleo.
Nesta fase o gás separado é direcionado para o compressor de recuperação de
gás de baixa pressão. O fluxo de óleo do separador de segundo estágio é encaminhado
para o tratador eletrostático. O óleo ainda contém até 5% da água produzida e é
aquecido a até cerca de 120°C.
3 Consiste, basicamente, em um conjunto de válvulas montadas de modo a formar um bloco. Sua principal
função num FPSO é reunir, em uma só linha, a produção oriunda de vários poços.
21
Antes de entrar no tratador eletrostático, o óleo entra em um aquecedor elétrico e
é diluído com água doce. Isso é necessário para atingir a especificação de salinidade do
óleo. Neste estágio, também ocorre separação de água e gás do óleo, que, da mesma
maneira que no separador de primeiro estágio, a água é direcionada para tratamento e o
gás para o módulo de compressão – o gás, depois de processado, é utilizado para a
geração da energia utilizada pela plataforma. O gás sobressalente é reinjetado no poço
ou queimado no queimador.
Assim, o óleo já tratado é bombeado pelas bombas de transferência de óleo para
um trocador óleo/óleo, que ao mesmo tempo em que baixa a sua temperatura, também
eleva a temperatura do óleo que está chegando dos poços. Então é direcionado para os
resfriadores de óleo bruto para 60°C aproximadamente e posteriormente é encaminhado
para os tanques de carga.
Tendo então sido apresentado o contexto no qual o sistema hidráulico estudado
se insere, segue abaixo, na Figura 3.4, um esboço deste sistema.
Figura 3.4 - Esboço do sistema hidráulico estudado
22
4. Conceitos Fundamentais
Para a correta seleção da bomba é necessária a análise do sistema hidráulico no
qual a mesma será inserida. Essa análise requer o conhecimento de certos conceitos
fundamentais, que serão expostos ao longo deste capítulo. Tais conceitos podem ser
divididos em:
Propriedades dos fluidos;
Classificação do escoamento de fluidos em tubulações;
Grandezas que caracterizam o sistema hidráulico;
Grandezas que caracterizam a bomba [18’].
4.1. Propriedades dos fluidos
Será apresentada uma breve descrição das propriedades utilizadas para o estudo
de caso, juntamente com suas simbologias e as unidades empregadas às mesmas no
desenvolvimento do trabalho.
4.1.1. Massa específica (ρ = [kg/m³])
Quantidade de massa presente em uma unidade de volume.
4.1.2. Peso específico (ɣ = [N/m³])
Razão entre o peso da substância e a unidade de volume. É obtido por:
ɣ = ρ.g , (4.1)
sendo g = aceleração da gravidade [m/s²].
4.1.3. Viscosidade Absoluta (µ = [Pa.s])
Resistência do fluido ao escoamento.
4.1.4. Pressão de vapor (Pv = [Pa])
Pressão na qual a substância existe, simultaneamente, nas fases de líquido e
vapor.
23
4.2. Escoamento de fluidos em tubulações
No estudo realizado nesse trabalho, o escoamento foi considerado: permanente,
uniforme e incompressível. Tendo em vista essas premissas, seguem certos conceitos
fundamentais:
4.2.1. Número de Reynolds / Escoamentos: Laminar e Turbulento
O escoamento do fluido numa tubulação pode ser classificado, basicamente,
como turbulento ou laminar. Para realizar essa classificação é utilizado o número de
Reynolds (Re), um número adimensional, que é obtido pela seguinte expressão:
퐑퐞 = , (4.2)
sendo V = velocidade de escoamento do fluido [m/s] e D = diâmetro interno da
tubulação [m].
Não é possível determinar exatamente as faixas de Re que indicam se o
escoamento é laminar, turbulento ou se encontra numa fase de transição. Para fins de
projeto de Engenharia, habitualmente são utilizados os seguintes valores para
escoamentos em tubulações:
Re < 2300 Laminar
Re > 4000 Turbulento
Portanto, essas serão as faixas empregadas ao longo do estudo de caso.
4.2.2. Vazão (Q)
Indica a quantidade do fluido em volume (vazão volumétrica) ou massa (vazão mássica)
que passa por uma tubulação numa unidade de tempo. Para o cálculo da vazão
volumétrica em tubos de seção circular, utiliza-se a seguinte expressão:
퐐 = ² [푚 /푠]
24
4.2.3. Equação de Bernoulli
Obtida a partir de um caso particular do princípio de conservação de energia, a
equação relaciona as variações de energia cinética, energia de pressão e energia
potencial gravitacional ao longo de uma linha de corrente. A equação é descrita por:
+ ² + 푍푔 = + ² + 푍 = 푐표푛푠푡푎푛푡푒 , (4.3)
sendo P = pressão [Pa] e Z = altura estática do fluido [m].
Essa equação é descrita para líquidos perfeitos, onde não são levadas em
consideração as perdas de carga devido ao atrito, a viscosidade do fluido e além do
turbilhonamento existente no escoamento em tubos. Sendo assim, adaptando a equação
para líquidos reais, como o que se apresenta no sistema a ser estudado, tem-se a
seguinte expressão:
푍 + + ² = 푍 + + ² + ℎ , (4.4)
sendo hf = perdas de carga entre a entrada [1] e a saída [2] do sistema.
4.2.4. Perda de carga (hf)
Energia por unidade de peso perdida no trecho da tubulação de interesse. Pode
ser divida em dois tipos: normal / distribuída (hfn) e localizada (hfL). O somatório de
hfn e hfL nos dá a perda de carga total (hf).
4.2.4.1. Perda de carga distribuída (hfn)
Consiste na perda de carga originada pelo atrito do fluido com a tubulação.
Existem diversas expressões téorico-experimentais para sua obtenção, sendo a mais
usual e a aplicada no estudo desse trabalho, a fórmula de Darcy-Weisbach, dada por:
ℎ = 푓 . ² , (4.5)
sendo f = coeficiente de atrito e L = comprimento total de trechos retos de tubulação.
25
Para a obtenção do coeficiente de atrito (f) entre o fluido e a tubulação num
escoamento turbulento, como o do caso de estudo desse trabalho, é necessário o número
de Reynolds (Re) e a rugosidade relativa (εD) da tubulação. Essa rugosidade relativa é
obtida através da seguinte expressão:
εD = ε/D , (4.6)
sendo ε = rugosidade do material da tubulação.
O valor ε é fornecido pelos fabricantes de tubulações para cada tipo de material. Alguns
destes valores podem ser vistos na Tabela 4.1 apresentada abaixo. Para o sistema
estudado, as linhas de sucção e descarga são compostas por Aço Carbono (CS – Carbon
Steel), com um valor de ε = 0,0456 mm,
Tabela 4.1 - Rugosidade da tubulação para diversos materiais
MATERIAL DO TUBO ABREVIAÇÃO RUGOSIDADE DO TUBO
(ε) [mm]
Carbon Steel (CS) 0,0456
Carbon Steel Internally Coated with Polyethylene (CSPE) 0,0050
Stainless Steel (SS) 0,0305
Stainless Super Duplex (SD) 0,0305
Stainless Duplex (D) 0,0305
Glass Reinforced Epoxy (GRE) 0,0200
Polyvinylchloride (PVC) 0,0200
Carbon Steel Coated with Inconel® 625 (CSIN) 0,1250
Carbon Steel ASTM A 333 Gr 8 (CSJ31) 0,0305
26
Tendo em mãos o valor de ε, e consequentemente εD, pode-se obter o coeficiente
de atrito (f) através do Ábaco de Moody, mostrado na Figura 4.1.
Figura 4.1 – Ábaco de Moody
4.2.4.2. Perda de carga localizada (hfL)
Consiste na perda de carga causada pelos acidentes localizados nas linhas,
podendo ser eles: válvulas, reduções, joelhos, entre outros. Para o cálculo dessa perda,
existem dois métodos: o método direto e o método de comprimento equivalente. No
estudo desse trabalho será utilizado o método direto, onde é utilizada a seguinte
expressão:
ℎ = 푘 ² , (4.7)
sendo k = coeficiente de perda de carga, sendo este k específico de cada tipo de
acidente.
27
Os valores de k são obtidos através de diagramas e para determinados tipos de
acidentes e equipamentos presentes, são informados pelos fabricantes. Em alguns casos,
o fabricante fornece diretamente o valor da perda de carga, sem nem mesmo citar o
valor de k. Os diagramas nesse trabalho utilizados serão expostos a seguir, nas Figuras
4.2; 4.3; 4,4 e 4.5.
k – Reduções e Ampliações
Figura 4.2 – Coeficientes de perda (k) para Reduções e Ampliações
k – Joelho 90º flangeado
Figura 4.3 – Coeficientes de perda (k) para Joelho 90º flangeado
28
k – Válvula de retenção
Figura 4.4 – Coeficientes de perda (k) para Válvula de retenção
.
k – Válvula gaveta
Figura 4.5 – Coeficientes de perda (k) para Válvula gaveta
As perdas de carga de alguns dos equipamentos foram dadas diretamente pelos
fabricantes, e serão exibidas no capítulo 5.
4.3. Grandezas que caracterizam o sistema hidráulico
A seleção de um modelo de bomba exige a obtenção de certas informações do
sistema para que a seleção seja a mais adequada possível às características do mesmo.
Ao longo das próximas seções, serão exploradas as grandezas que caracterizam o
sistema hidráulico, e são primordiais para a seleção da bomba.
29
4.3.1. Altura manométrica de sucção (hs)
Energia existente no fluido ao chegar ao flange de sucção da bomba. É obtida
através da equação de Bernoulli, com a seguinte expressão:
ℎ = 푍 + − ℎ , (4.8)
sendo hfs = perdas de carga entre o reservatório de sucção e o flange de sucção da
bomba.
4.3.2. Altura manométrica de descarga (hd)
Quantidade de energia que deve haver no fluido, ao sair do flange de descarga
da bomba, para que ele chegue ao seu destino, no caso do sistema estudado, o tanque de
armazenamento de óleo. Segue abaixo sua expressão, também obtida pela equação de
Bernoulli:
ℎ = 푍 + + ℎ , (4.9)
sendo hfd = perdas de carga entre o flange de descarga da bomba e o reservatório de
descarga.
4.3.3. Altura manométrica do sistema (H)
Determina o quanto de energia deve ser cedida ao fluido, numa determinada
vazão, para que o mesmo chegue ao destino desejado, no caso do sistema estudado, o
tanque de armazenamento de óleo. Essa energia (H) seria então, a diferença entre hd e
hs, o que se resume na seguinte expressão:
퐻 = ℎ −ℎ = + (푍 −푍 ) + ℎ + ℎ (4.10)
30
4.3.4. Curva característica do Sistema
De fundamental importância para obter o ponto de trabalho que a bomba irá
operar. A curva característica do sistema consiste num gráfico de Altura manométrica
do sistema (H) x Vazão (Q), possuindo geralmente o perfil mostrado na Figura 4.6:
Figura 4.6 – Curva do Sistema
4.3.5. NPSH disponível (NPSHdisp)
Energia contida no fluido ao passar pelo flange de sucção da bomba, além da
energia de pressão de vapor do fluido.
푁푃푆퐻 = ℎ + = 푍 + + −ℎ (4.11)
4.4. Grandezas que caracterizam a bomba
Para concluir o conjunto de ferramentas necessárias para o estudo desse
trabalho, serão apresentados os conceitos que definem as características da bomba. Na
Figura 4.7, estão os diversos tipos de bombas, com destaque para a centrífuga radial,
tipo que será utilizado no projeto estudado.
31
Figura 4.7 - Tipos de bomba
4.4.1. Bombas Centrífugas
As bombas centrífugas têm como característica o fato da energia cedida ao
fluido ser primordialmente cinética, sendo em seguida, em sua maioria, transformada
em energia de pressão. A energia cinética é fornecida ao fluido através do impelidor,
enquanto a transformação em energia de pressão ocorre devido ao progressivo aumento
da área na carcaça, podendo este aumento ser obtido de duas formas: utilizando da
carcaça em voluta (Figura 4.8); ou utilizando a carcaça com pás difusoras (Figura 4.9).
BOMBAS
DINÂMICAS
CENTRÍFUGAS
RADIAIS
FRANCIS
FLUXO MISTO
FLUXO AXIAL
PERIFÉRICAS
VOLUMÉTRICAS
ALTERNATIVAS
PISTÃO
ÊMBOLO
DIAFRAGMA
ROTATIVAS
ENGRENAGENS
LÓBULOS
PARAFUSOS
PALHETAS DESLIZANTES
32
Figura 4.8 - Carcaça em voluta Figura 4.9 - Carcaça em difusor
Como pode ser visto na Figura 4.7, dentro da classificação de bombas
centrífugas existem ainda dois tipos: as Radiais e as Francis, onde a variação se
encontra no tipo da palheta utilizada no impelidor.
4.4.2. Head (H)
Quantidade de energia por unidade de peso que a bomba é capaz de ceder ao
fluido, numa determinada vazão.
Figura 4.10 – Curva da bomba H x Q
4.4.3. Curva característica da Bomba
Determina, junto à curva característica do sistema, o ponto de trabalho. Consiste
na curva de Head (H) x Vazão (Q). Dentre os fatores que podem alterar o Head, e
33
consequentemente, a curva característica da bomba, está o diâmetro do impelidor. Uma
pratica usual no mercado de bombas, é a usinagem do impelidor para variar o diâmetro
do mesmo, e chegar a uma bomba com o Head que se adeque as condições de operação
desejadas. Sendo assim, é comum que a curva da bomba seja representada em função
também do diâmetro do impelidor, tendo a curva, normalmente, o comportamento
mostrado na figura 4.10.
4.4.4. Potência absorvida (Potabs)
Potência exigida pela bomba ao seu acionador (um motor, por exemplo), para
que ela aplique a carga ao fluido. Através do valor da Potabs é dimensionada a fonte de
energia para acionamento da bomba, sendo esse valor obtido através da seguinte
expressão:
푃표푡 = , (4.12)
sendo ƞ = eficiência da bomba, que será tratado na próxima seção. A figura 4.11 exibe
o comportamento de uma curva genérica da Potência absorvida (Potabs) x Vazão.
Figura 4.11 – Curva Potabs x Q
4.4.5. Eficiência (ƞ)
Razão entre a potência útil (Potc) que a bomba realmente entrega ao fluido, e a
potência absorvida (Potabs). São fatores que geram a diferença entre esses valores: a
viscosidade do fluido; atrito entre as partes mecânicas da bomba; e a turbulência do
escoamento.
34
A figura 4.12 exibe o comportamento de uma curva genérica da Eficiência (ƞ) x
Vazão (Q).
Figura 4.12 – Curva ƞ x Q
4.4.6. NPSH requerido (NPSHreq)
Grandeza que determina a quantidade de energia necessária ao fluido no
escoamento, além da energia de pressão de vapor, para que o mesmo não vaporize ao
entrar na bomba. A figura 4.13 exibe o comportamento de uma curva genérica da NPSH
requerido (NPSHreq) x Vazão (Q). Esta curva é fornecida diretamente pelos fabricantes.
Figura 4.13 – Curva NPSHreq x Q
4.4.7. Cavitação
Esse fenômeno ocorre quando a pressão absoluta em qualquer parte do sistema
atinge valores abaixo ou iguais a pressão de vapor do liquido na temperatura de
operação, neste estado parte do liquido se vaporiza formando assim bolhas que ao
chegarem em alguma região de pressão absoluta maior do que a pressão de vapor do
liquido na temperatura de operação se colapsam.
35
São ocorrências típicas da cavitação: aumento dos níveis de ruído e vibração,
alteração das curvas características, além da danificação do material, sendo necessário
então uma analise deste fenômeno afim de evitar tais ocorrências. Para se evitar a
cavitação, o seguinte critério deve ser seguido:
푁푃푆퐻 í ≥ 푁푃푆퐻 + 2,0푚푑푒푙í푞푢푖푑표 (4.13)
Este valor de 2,0 metros de líquido corresponde a um fator de segurança, que
pode variar de acordo com o critério de riscos utilizado.
36
5. Análise do sistema
Esse capítulo tem dois objetivos principais: exibir os dados do projeto, que
servem como ponto de partida para a seleção da bomba, e apresentar os cálculos feitos a
partir dos conceitos teóricos expostos no capítulo anterior.
5.1. Premissas e dados do projeto
Ao selecionar uma bomba para um determinado projeto, deve-se garantir que a
mesma funcione nas situações mais extremas e adversas de operação. Sendo assim, o
estudo feito para esse projeto levou em consideração as condições operacionais mais
críticas. Para isso, foram feitas certas premissas quanto às condições do fluido
bombeado e quanto às condições do sistema nas linhas de sucção e descarga. Essas
premissas, junto aos dados do projeto, serão descritas nas seções a seguir.
5.1.1. Condições do fluido bombeado
Como já mostrado no capítulo 3, o sistema estudado se encontra na última etapa
do separador do FPSO, e, portanto pode-se considerar que o sistema possui um único
fluido, no caso, o óleo. O estado operacional mais crítico possível para o óleo bombeado
implica nos valores das propriedades exibidos na Tabela 5.1 abaixo.
Tabela 5.1 – Propriedades do fluido no estado operacional mais crítico
Grandeza Unidade
Temperatura º C 85
Massa específica (ρ) kg/m³ 815,0
Viscosidade (µ) mPa.s 5,2
Pressão de vapor (Pv) kPa (a) 234,5
5.1.2. Alturas geométricas
A altura geométrica de sucção (Zs) é a distância vertical entre o flange de
sucção da bomba e a linha de nível do fluido dentro do reservatório de sucção
(desidratador). Já a altura geométrica de descarga (Zd), nesse caso, é a distância vertical
entre o flange de descarga da bomba e o flange de entrada do reservatório de descarga
(tanque de armazenamento de óleo). O nível de líquido dentro do tanque de
armazenamento não é levado em consideração, pois a entrada de óleo se dá pela parte
37
superior do reservatório. Lembrando que o nível de líquido dentro do desidratador tem
seu valor mínimo para operação do equipamento.
Na Tabela 5.2 abaixo, serão apresentados os valores das alturas geométricas,
assim como suas pressões correspondentes.
Tabela 5.2 - Alturas geométricas
Grandeza Unidade
Zs m 11,30
kPa 90,35
Zd m 24,10
kPa 192,68
5.1.3. Pressões nos reservatórios e Vazão de projeto
Nesta seção, serão apresentados os valores de pressão no desidratador e no
tanque de armazenamento. Na condição mais crítica apresentada para o funcionamento
do sistema, a pressão no reservatório de sucção (Ps) assim como o nível de líquido em
seu interior são mínimos. Em contrapartida, a pressão no reservatório de descarga (Pd)
será a máxima. Além disso, será apresentado o valor da vazão de projeto, vazão na qual
são realizados os cálculos. Na Tabela 5.3 abaixo, esses valores estão descritos.
Tabela 5.3 – Pressões nos reservatórios
Grandeza Unidade Pd kPa (g) 220,10 Ps kPa (g) 118,70
Vazão de Projeto (Qproj) kg/h 407500,00 m³/h 500,00
5.2. Caracterizando o sistema
Serão expostos aqui os cálculos realizados, para obter os valores e as curvas que
caracterizam o sistema, desde as perdas de carga, altura manométrica do sistema, curva
do sistema, até o NPSH disponível.
38
5.2.1. Perdas de carga
Os cálculos das perdas de carga nas linhas de sucção e descarga serão
apresentados nessa seção juntamente com os dados requeridos do escoamento do fluido.
Esses cálculos foram feitos a partir dos conceitos e diagramas exibidos nas seções 4.1 e
4.2.
Serão primeiramente apresentadas nas Tabelas 5.4 (sucção) e Tabelas 5.5
(descarga) as propriedades básicas do sistema juntamente com a perda de carga normal
para cada um de seus respectivos trechos. No caso do sistema estudado, existem sete
trechos distintos, sendo dois na sucção e cinco na descarga. Posteriormente, os cálculos
de perda de carga localizada dos trechos, com seus respectivos acidentes, serão
apresentados nas Tabelas 5.6 (sucção) e nas Tabelas 5.7 (descarga). Alguns
equipamentos presentes na linha tiveram suas perdas de carga dadas diretamente pelo
fabricante, e estas serão exibidas na Tabela 5.8. Lembrando que a tubulação é de aço
carbono em toda a linha, sendo ε = 0,0456 mm, como apresentado na Tabela 4.1.,
Tabelas 5.4 – Perda de carga distribuída nos trechos da sucção
Tabela 5.4a – Perda de carga distribuída no trecho 1
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 1000,00
Massa específica kg/m³ 815,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 7995,15
Viscosidade (µ) mPa.s 5,2 Diâmetro nominal in 14,0 Diâmetro interno mm 342,9 Área tranversal m² 0,09
Velocidade m/s 3,01 Número de Reynolds (Re) - 161656,96 Rugosidade relativa (εD) - 0,0001
Fator de atrito (f) - 0,017 Comprimento da tubulação m 45,8 Perda de carga distribuída
(hfn) m 1,05
kPa 8,37
39
Tabela 5.4b – Perda de carga distribuída no trecho 2
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 500,00
Massa específica kg/m³ 815,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 7995,15
Viscosidade (µ) mPa.s 5,2 Diâmetro nominal in 10,0 Diâmetro interno mm 260,4 Área tranversal m² 0,05
Velocidade m/s 2,61 Número de Reynolds (Re) - 106436,58 Rugosidade relativa (εD) - 0,0002
Fator de atrito (f) - 0,019 Comprimento da tubulação m 2,7 Perda de carga distribuída
(hfn) m 0,07
kPa 0,55
Tabelas 5.5 – Perda de carga distribuída nos trechos da descarga
Tabela 5.5a – Perda de carga distribuída no trecho 3
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 500,00
Massa específica kg/m³ 815,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 7995,15
Viscosidade (µ) mPa.s 5,2 Diâmetro nominal in 8,0 Diâmetro interno mm 206,4 Área tranversal m² 0,03
Velocidade m/s 4,15 Número de Reynolds (Re) - 134283,36 Rugosidade relativa (εD) - 0,0002
Fator de atrito (f) - 0,019 Comprimento da tubulação m 9,6 Perda de carga distribuída
(hfn) m 0,78
kPa 6,21
40
Tabela 5.5b – Perda de carga distribuída no trecho 4
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 1000,00
Massa específica kg/m³ 815,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 7995,15
Viscosidade (µ) mPa.s 5,2 Diâmetro nominal in 12,0 Diâmetro interno mm 311,2 Área tranversal m² 0,08
Velocidade m/s 3,65 Número de Reynolds (Re) - 178123,94 Rugosidade relativa (εD) - 0,0002
Fator de atrito (f) - 0,018 Comprimento da tubulação m 18,3 Perda de carga distribuída
(hfn) m 0,72
kPa 5,75
Tabela 5.5c – Perda de carga distribuída no trecho 5
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 500,00
Massa específica kg/m³ 815,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 7995,15
Viscosidade (µ) mPa.s 5,2 Diâmetro nominal in 10,0 Diâmetro interno mm 260,4 Área tranversal m² 0,05
Velocidade m/s 2,61 Número de Reynolds (Re) - 106436,58 Rugosidade relativa (εD) - 0,0002
Fator de atrito (f) - 0,019 Comprimento da tubulação m 8,4 Perda de carga distribuída
(hfn) m 0,21
kPa 1,70
41
Tabela 5.5d – Perda de carga distribuída no trecho 6
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 489,78
Massa específica kg/m³ 832,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 8161,92
Viscosidade (µ) mPa.s 9,3 Diâmetro nominal in 10,0 Diâmetro interno mm 260,4 Área tranversal m² 0,05
Velocidade m/s 2,55 Número de Reynolds (Re) - 59512,93 Rugosidade relativa (εD) - 0,0002
Fator de atrito (f) - 0,021 Comprimento da tubulação m 8,4 Perda de carga distribuída
(hfn) m 0,23
kPa 1,84
Tabela 5.5e – Perda de carga distribuída no trecho 7
Grandeza Unidade Vazão volumétrica (Q) kg/h 979,57
Massa específica kg/m³ 832,00 Peso Específico (ɣ) kg/m².s² 8161,92
Viscosidade (µ) mPa.s 9,3 Diâmetro nominal in 12,0 Diâmetro interno mm 311,2 Área tranversal m² 0,08
Velocidade m/s 3,58 Número de Reynolds (Re) - 99596,18 Rugosidade relativa (εD) - 0,0002
Fator de atrito (f) - 0,019 Comprimento da tubulação m 87,3 Perda de carga distribuída
(hfn) m 3,48
kPa 28,38
42
Tabela 5.5f – Perda de carga distribuída total
hfn Unidade
Sucção m 1,12
kPa 8,92
Descarga m 5,41
kPa 43,87
Total m 6,53
kPa 52,79
Tabelas 5.6 – Perda de carga localizada nos trechos da sucção
Tabela 5.6a – Perda de carga localizada no trecho 1
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Redução 1 0,49
4,54 3,01 2,09 16,74 Cotovelo 90° 5 0,23
Tê (Fluxo Ramificado) 1 1,25 Válvula gaveta 1 0,04
Válvula de retenção 1 1,62
Tabela 5.6b – Perda de carga localizada no trecho 2
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Cotovelo 90° 2 0,25 4,72 2,61 1,64 13,08 Válvula gaveta 1 0,06
Filtro Y 1 4,17
Tabelas 5.7 – Perda de carga localizada nos trechos da descarga
Tabela 5.7a – Perda de carga localizada no trecho 3
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Cotovelo 90° 5 0,26
4,37 4,15 3,84 30,68 Tê (fluxo ramificado) 1 1,30
Válvula gaveta 1 0,08 Válvula de retenção 1 1,70
43
Tabela 5.7b – Perda de carga localizada no trecho 4
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Cotovelo 90° 1 0,24 1,49 3,65 1,01 8,10 Tê (fluxo ramificado) 1 1,25
Tabela 5.7c – Perda de carga localizada no trecho 5
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Redução 1 0,15 0,95 2,61 0,33 2,63 Cotovelo 90° 3 0,25
Válvula gaveta 1 0,06
Tabela 5.7d – Perda de carga localizada no trecho 6
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Ampliação 1 0,09 0,78 2,55 0,26 2,12 Tê (fluxo ramificado) 1 0,69
Tabela 5.7e – Perda de carga localizada no trecho 7
Tipo do Acidente Quantidade K / unidade K Total V [m/s]
hfL [m]
ΔP hfL [kPa]
Válvula gaveta 7 0,05 0,35 3,58 0,23 1,86
Tabela 5.7f – Perda de carga localizada total
hfL Unidade
Sucção m 3,73
kPa 29,82
Descarga m 5,67
kPa 45,40
Total m 9,40
kPa 75,22
44
Tabela 5.8 – Perdas de carga dos equipamentos, dadas pelos fabricantes
Equipamento Unidade Perda de Carga Medidor de Vazão 1 kPA 5,00 Medidor de Vazão 2 kPA 120,00 Misturador Estático kPA 10,00 Válvula de Controle kPA 70,00
Trocador de calor (Placa) kPA 147,10 Total kPA 352,10
Estando em posse de todas as perdas de carga do sistema, pode ser apresentado
então na Tabela 5.9, a perda de carga total do sistema.
Tabela 5.9 – Somatório das perdas de carga dos sistema
hf Unidade
Sucção m 4,85
kPa 38,74
Descarga m 11,08
kPa 89,27
Equipamentos m 44,04
kPa 352,10
Total m 59,96
kPa 480,11
5.2.2. Altura manométrica do sistema
Tabela 5.10 – Altura manométrica do sistema
Altura Manométrica do Sistema
Zd m 24,10
kPa 192,68 Pd (g) kPa 220,10 Hfd kPa 89,27
Zs m 11,30
kPa 90,35 Ps (g) kPa 118,70 Hfs kPa 38,74
ΔP H kPa 683,84 H m 85,53
Finalmente, a partir dos resultados obtidos nas seções anteriores deste capítulo,
temos disponíveis todos os dados necessários para o cálculo da altura manométrica do
45
sistema (H) para a vazão de projeto, a partir da equação 4.10. A tabela 5.10 exibe os
resultados desse cálculo.
5.2.3. Curva característica do sistema
Para a plotagem da curva característica do sistema, é necessário possuir o valor
da altura manométrica para diferentes valores de vazão. Portanto, repetindo-se os
cálculos anteriores para outros cinco valores de vazão, serão obtidos os dados
apresentados na Tabela 5.11 e assim obter a curva característica mostrada na figura 5.1.
Tabela 5.11 – Valores de H para diferentes vazões.
Vazão (Q) [m³/h]
Altura manométrica do sistema (H) [m]
0 69,52 200 72,15 400 79,80 500 85,53 600 92,55 700 100,85
Figura 5.1 – Curva característica do sistema.
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Altu
ra M
anom
étric
a do
Sis
tem
a (H
[m])
Vazão (Q [m³/h])
Curva do Sistema (H x Q)
46
5.2.4. NPSH disponível
A partir da equação 4.11 e dos cálculos das seções anteriores, é possível
encontrar o valor do NPSH disponível do sistema para essas condições críticas, na
vazão de projeto. Segue abaixo na Tabela 5.12 o NPSH disponível.
Tabela 5.12 – NPSH disponível
Grandeza Unidade
Zs kPa 90,35 m 11,30
Ps (g) kPa 118,70 hfs kPa 38,7
Peso Específico kg/m².s² 7995,2 Hs kPa 170,3
Patm kPa 101,33 Pv (a) kPa 234,50
NPSH disp kPa 37,13 m 4,64
47
6. Análise de propostas e seleção da bomba
Nesta etapa do projeto, os fabricantes participantes da licitação, já em posse dos
dados obtidos no capítulo anterior, apresentam suas propostas técnicas para serem
analisadas e comparadas. Essas propostas são documentos que contém os detalhes de
construção e performance da bomba. Como não foi possível ter acesso a dados quanto
ao custo da bomba, não houve possibilidade de ser realizada uma análise de custos, e
assim a análise irá se restringir a parte técnica das bombas.
Os dados de performance a serem analisados, serão exibidos a seguir. Serão
apresentados dois fabricantes genéricos para análise, o fabricante S e o fabricante F.
6.1. Dados de performance
Figura 6.1 – Curvas de performance fornecedor S
48
Figura 6.2 – Curvas de performance fornecedor F
49
6.2. Análise de performance
Esta seção é dedicada à análise de performance das bombas de cada fornecedor.
Para isso, será utilizada como guia de análise a norma API 610, amplamente utilizada
pelos fabricantes para avaliação de bombas na área de óleo e gás.
6.2.1. Análise de potência
A análise de potência absorvida é realizada com o propósito de se dimensionar a
potência instalada que alimentará o eixo da bomba. De acordo com a norma API 610,
para se encontrar o valor da potência que deverá ser instalada é preciso aplicar
acréscimos aos valores de potência absorvida da bomba para que se possa garantir o
acionamento da bomba. Dependendo da faixa na qual a potência se encaixe o acréscimo
é determinado. Na Tabela 6.1 abaixo estão expostos os valores presentes no critério da
norma.
Tabela 6.1 – Critério API 610 para Potência instalada [19’]
Classificação do Motor Acréscimo ao valor da Potabs % kW HP
< 22 < 30 125 22 ≤ Potabs ≤ 55 30 ≤ Potabs ≤ 75 115
> 55 > 75 110
A Tabela 6.2 a seguir exibe os valores das potências (absorvida e útil) das duas
propostas, obtidas pela equação 4.12 (com suas devidas conversões de unidade), seus
respectivos acréscimos e suas potências instaladas, recorrigidas através da norma.
Tabela 6.2 – Potência das bombas propostas
Fornecedor Potútil [kW]
Eficiência (ƞ) %
Potabs [kW] Acréscimo
Potência Instalada
[kW] S 95,10 76,6 124,15
10% 136,56
F 95,10 71,3 133,38 146,71
Como podemos ver acima, a bomba do fornecedor S exige uma potência
instalada menor que a do fornecedor F, evidenciando o fato da bomba proposta pelo
fornecedor S ser mais eficiente.
50
6.3. Análise de vazão
A análise da faixa de vazão consiste em verificar se a faixa de vazão preferencial
declarada pelo fabricante e a vazão de projeto se encaixam em faixas determinadas pela
norma API 610.
A norma diz que a faixa de operação preferencial deve estar dentro de uma faixa
compreendida entre 70% a 120% do BEP (Best Efficiency Point) da bomba declarado
pelo fabricante. Já a vazão de projeto deve se situar na faixa que vai de 80% a 110% do
BEP.
A Tabela 6.3 abaixo exibe o BEP e a faixa preferencial de operação declarada
pelo fornecedor, a faixa preferencial de operação, calculada segundo a norma, e a região
na qual a vazão de projeto deve estar situada, também calculada de acordo com a API
610.
Tabela 6.3 – Análise de vazão.
Fornecedor Vazão de Projeto [m³/h]
BEP [m³/h]
Região permitida
Fornecedor [m³/h]
Região preferencial
API 610 [m³/h]
Região ideal API 610 [m³/h]
S 500,0
498,0 185,2 - 597,8 348,6 - 597,6 398,4 - 547,8 F 533,1 192,8 - 640,2 373,2 - 639,7 426,5 - 586,4
Como pode ser observado, a vazão de projeto se encontra dentro da região ideal
determinada pela norma, tanto para o fornecedor S, quanto para o fornecedor F, estando
assim, portanto, ambos os fornecedores aprovados nessa questão.
6.4. Análise de cavitação
A análise de cavitação é destinada à verificação da possibilidade de ocorrência
deste fenômeno durante o funcionamento da bomba. Para isso, foram utilizados os
valores de NPSH requerido contidos nas propostas, o valor de NPSH disponível do
sistema obtido no capítulo 5 e a equação 4.13.
Fornecedor S
4,64푚 ≥ 2,48푚 + 2,0푚푑푒푙í푞푢푖푑표
4,64푚 ≥ 4,48푚 → 푶푲!
51
Fornecedor F
4,64푚 ≥ 2,00푚 + 2,0푚푑푒푙í푞푢푖푑표
4,64푚 ≥ 4,00푚 → 푶푲!
A partir dos cálculos acima podemos perceber que ambos os fabricantes
apresentam valores de NPSH requerido menor que o NPSH disponível do sistema.
6.5. Conclusão da análise técnica
Através da análise e conclusões desenvolvidas nesse capítulo podemos perceber
que mesmo que as bombas de ambas as propostas atendam satisfatoriamente as
necessidades do projeto, a proposta do fornecedor S é superior tecnicamente.
Durante a análise de potência, já foi perceptível a maior eficiência da bomba S. Na
análise de vazão, apesar de ambas terem sido aprovadas, deve-se notar que a vazão de
projeto se encontra muito mais próxima do BEP no caso da bomba do fornecedor S (2
m³/h de diferença), que no caso da bomba do fornecedor F (33,1 m³/h de diferença),
sendo mais um atestado da maior eficiência da bomba do fornecedor S, e portanto, de
sua superioridade técnica.
52
7. Revisão das Linhas
Durante a fase de projeto muitas vezes ocorrem situações que acabam
acarretando em modificações no mesmo. Sendo assim, é comum encontrar algumas
diferenças entre o projeto original e o executado. Os motivos destas modificações
variam de acordo com o tipo de projeto. Em sistemas hidráulicos como o estudado, as
principais situações causadoras dessas mudanças são as seguintes:
Tensão na linha acima da permitida por norma;
Interferência entre as linhas;
Necessidade de linha de by-pass.
Dentre os três motivos citados, o que ocorre com a maior frequência é a
interferência entre linhas, sendo responsável por cerca de 90% das mudanças que
ocorrem na linha. No projeto estudado neste trabalho, ocorreram alguns problemas de
interferências entre as linhas do módulo, e, devido a isso, foram feitas alterações na
linha, trechos 1 (sucção) e 3 (descarga), onde houve variação na quantidade de certos
acidentes, no caso Cotovelos 90º, e variação no comprimento da tubulação, gerando
novos dados ao sistema, como podem ser vistos nas Tabelas 7.1 e 7.2.
Tabela 7.1 - Modificações na linha
Trecho Modificações
1 Cotovelo 90° 3* unidades
Comprimento da tubulação 44,9* m
3 Cotovelo 90° 2* unidades
Comprimento da tubulação 8,8* m *Valores após as modificações na linha.
Tabela 7.2 - Novos dados do sistema
Grandeza Unidade
hf Total kPa 59,15 m 472,92
ΔP H kPa 676,654 H m 84,633
NPSH disp kPa 38,33 m 4,79
53
Diante destas modificações será traçada uma nova curva do sistema vista na
Figura 7.1, através das vazões da Tabela 7.3, a fim de avaliar se a bomba anteriormente
selecionada segue suprindo as condições exigidas pelo sistema.
Tabela 7.3 - Vazões para traçar a curva do sistema
Vazão (Q) Altura manométrica do sistema (H) [m³/h] [m]
0 69,52 200 72,00 400 79,22 500 84,63 600 91,26 700 99,10
Figura 7.1 - Curva do Sistema após a revisão da linha
Analisando os novos dados e a curva do sistema, podemos perceber que o
impacto dessas alterações na linha foi muito pequeno. Foi notada uma diminuição na
altura manométrica do sistema, porém essa variação pode ser corrigida a partir da
válvula de controle presente na linha de descarga. Quanto ao NPSH disponível, houve
um aumento, o que, portanto torna desnecessária uma nova análise, já que as bombas
foram aprovadas no teste de cavitação para um valor menor, e assim obviamente
também estão aprovadas para este novo valor.
60
65
70
75
80
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[m])
Vazão (Q [m³/h])
Curva do Sistema (H x Q)
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8. Conclusões
O petróleo, apesar de o mundo seguir numa busca por novas fontes de energia,
segue insubstituível, e com enorme importância do cenário energético mundial, visto
que grande parte dos países, até mesmos os grandes produtores, seguem importando, e a
demanda de óleo e gás vem se mostrando numa crescente.
Para suprir essa demanda, é fundamental o funcionamento dos navios FPSO,
pois além de ser responsável pela extração desse óleo, eles ampliam os horizontes de até
onde a indústria pode ir em busca de novas reservas, devido a sua capacidade de
armazenamento. E para garantir o funcionamento adequado desses FPSO, é
fundamental que os sistemas hidráulicos do navio funcionem de maneira adequada e
eficiente.
No caso de estudo, os cálculos feitos para a caracterização do sistema,
mostraram um resultado dentro da faixa comum dos sistemas que atuam neste
segmento, com ambos os fornecedores em posse desses dados sendo capaz de encontrar
uma bomba com um Head que suprisse a altura manométrica do sistema.
Tendo caracterizado o sistema foi avaliada a parte técnica para selecionar a
melhor bomba possível para o sistema. Nesta avaliação, na análise de potência, foi
perceptível o maior rendimento da bomba do Fornecedor S, que exigiu uma menor
potência instalada, e assim um menor gasto energético e consequentemente menor custo
para operar. Sendo assim, no quesito potência a bomba do Fornecedor S já havia levado
vantagem.
Ao fazer a análise de vazão, ambas as bombas foram aprovadas pelo critério API
utlizado, entretanto, foi vista mais uma evidência da maior eficiência da bomba do
fornecedor S. Esta possuía seu BEP, bem mais próximo da vazão de projeto que a outra,
garantindo novamente uma maior eficiência.
A última análise, a da cavitação, pelo critério ser bastante rigoroso (+2,0 m), a
avaliação é feita somente com critério eliminatório. Como ambas as bombas passaram,
não cabe qualquer avaliação quanto a sua performance.
Tendo então, selecionado a bomba do fornecedor S, foi avaliada uma outra
circunstância, muito usual nesse tipo de projeto, a mudança de linha. O projeto teve de
ser modificado por uma interferência da linha, com outra linha do módulo, tendo a linha
assim que ser modificada. Foi então reavaliado o sistema, para os novos dados e a
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mudança foi pequena, o que permitiu concluir que a bomba anteriormente selecionada
continua suprindo as condições exigidas pelo sistema e, portanto, não há necessidade de
modificação na escolha da bomba do projeto.
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9. Referências Bibliográficas
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