Tocando Tiebacks

Uma impressão artística do desenvolvimento Troll Fase 3 da Equinor (Imagem: Equinor)

As operadoras continuam buscando retornos rápidos por meio de tiebacks submarinos, enquanto os fornecedores procuram soluções técnicas para ajudar a desbloquear mais campos por menos.

Uma maré está começando a ligar a indústria submarina, graças também a tiebacks submarinos. É um tema que tem estado subjacente nos últimos quatro anos. Enquanto grandes projetos de capital intensivo foram suspensos, as operadoras têm procurado barris “econômicos” próximos à infraestrutura existente, representando projetos de retorno rápido, baixo capex, baixo custo operacional.

“Os tiebacks ainda são muito o sabor do mês”, diz Mhairidh Evans, analista principal da Upstream Supply Chain, Wood Mackenzie. “Em 2018, a maioria dos prêmios de árvores submarinas foi para projetos de tieback ou perfurações de preenchimento.”

Tem sido uma época difícil para os fornecedores de sistemas de produção submarinos. As encomendas de sistemas de produção submarinos caíram para um mínimo em 2016, mas os números vêm aumentando, com uma tendência clara de haver uma proporção maior destinada a projetos brownfield (por exemplo, tiebacks), em comparação com novos desenvolvimentos greenfield, diz Evans. Ela destaca projetos recentemente sancionados no noroeste da Europa, incluindo Troll Phase 3 da Equinor, na Noruega, com nove poços, projeto Zinia 2 da Total, offshore Angola, também com nove poços, e Buzzard Phase 2 da CNOOC, no Mar do Norte, com oito poços .

(Imagem: CNOOC)

"Alguns desses projetos são bastante importantes", diz Evans. "Eles decolaram porque eles têm o principal facilitador da infraestrutura existente, o que reduz a economia do projeto." Por exemplo, Troll Fase 3 estenderá a produção de platô para o gás do campo Troll em cerca de sete anos, e a vida produtiva esperada cerca de 17 anos, segundo a Equinor.

No Golfo do México, nos EUA, houve uma tendência semelhante. A Anadarko, por exemplo, vem buscando o que este ano chamou de estratégia de tieback “altamente econômica” para infraestrutura 100% própria. De fato, a Chevron, que recentemente chegou perto de fechar um acordo para assumir a Anadarko antes de perder uma contra-oferta da Occidental, disse que as oportunidades de tieback da empresa independente no Golfo dos EUA foram uma das razões para adquiri-la.

"Os operadores ainda estão procurando por esse rápido retorno", acrescenta Evans. “É motorista de verdade. Não é apenas sobre valor absoluto ou volume enorme; é um investimento cuidadoso e a rapidez com que eles podem obter um retorno desse investimento. É por isso que eles se saíram relativamente bem durante a crise ”.

No entanto, nem sempre é uma decisão fácil. Para campos pequenos e marginais, soluções de baixo custo são necessárias para tornar os campos viáveis. Para outros campos, onde a exploração nearfield pode direcionar a balança para novas infraestruturas, o acesso a um mercado ainda flutuante de embarcações flutuantes de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO), excesso de capacidade nos pátios e embarcações em contrato torna um projeto independente um atrativo opção. Isto foi mostrado na descoberta do campo petrolífero de Kalimba em Angola. Inicialmente alocada como um longo tieback submarino para as instalações do East Hub, a Eni está considerando agora um desenvolvimento independente, graças ao sucesso de exploração de campo próximo, diz Evans.

“As operadoras tiveram que escolher cuidadosamente seus projetos para passar pela crise, e agora estão mais atentos aos projetos que passam por sancionar, e apenas os melhores estão conseguindo passar”, acrescenta Evans.

O projeto Troll Fase 3 se ligará à plataforma Troll A da Equinor. (Foto: Harald Pettersen, Equinor)

Retalhos de óleo mais longos
Haveria ainda mais oportunidades se você pudesse estender a distância que os campos de petróleo podem ser economicamente atrasados, disse Giorgio Arcangeletti, da Saipem, à Conferência Offshore Mediterranean (OMC) no início deste ano. Tradicionalmente, os tiebacks de petróleo estão dentro de uma faixa de 10 a 30 quilômetros. Aumentar isso para 50 quilômetros ou mais permitiria que mais campos fossem ligados à infraestrutura existente. Os maiores desafios para fazer isso seriam relacionados à garantia de fluxo. Em tiebacks convencionais e mais curtos, a solução de arquitetura de campo mais comum para resolver problemas como cera e hidratos é uma combinação de injeção química e uso de linhas de fluxo em loop com isolamento térmico (para permitir uma linha de serviço separada ou deslocamento mais fácil de fluidos).

Para distâncias maiores, são necessárias soluções alternativas, como linhas de fluxo aquecidas, para permitir uma única linha de produção em vez de uma linha dupla ou loop, combinada com reforço submarino e distribuição de energia submarina para alimentar os consumidores (tubos e bombas aquecidos), minimizando a implantação de cabos de energia submarinos que são itens muito caros. Essa arquitetura, combinada também com tratamento e injeção de água do mar submarina e um sistema de controle submarino totalmente elétrico, permitiria uma única linha de fluxo e requisitos de cabos de comunicações de energia simples (fibra) para subsea (sem linhas hidráulicas necessárias) e reduzir as pegadas de superfície.

A maioria dessas tecnologias está aqui ou quase pronta, diz Arcangeletti. As tecnologias de aquecimento elétrico direto (DEH) ou de eletricamente rastreamento de aquecimento de dutos aquecidos (ETH) agora são comprovadas em campo, enquanto a Saipem também está trabalhando em uma tecnologia de tubo na tubulação ETH e um programa de qualificação para tiebacks longos está em andamento e deve ser qualificação em escala completa testada até o final deste ano, levando-a para o TRL4.

Tecnologia de tubo-em-tubo ETH da Saipem (Imagem: Saipem)

A distribuição de energia submarina é uma tecnologia emergente na qual vários fornecedores estão trabalhando e estão qualificados ou estão próximos de se qualificar.

A distribuição de energia submarina permitiria que a energia fosse distribuída submaramente usando equipamentos de comutação submarinos, inversores de velocidade variável (VSD) e transformadores. Isso poderia então ser usado para todas as necessidades de energia no fundo do mar - desde bombas até o aquecimento da tubulação - em uma arquitetura mais flexível e econômica do que alimentando cada consumidor a partir do topo, implantando vários cabos.

A Saipem vem trabalhando com a Siemens para projetar e otimizar os sistemas de controle totalmente elétricos. Isso incluiu o uso de um sistema de controle totalmente elétrico com a tecnologia de tratamento de água do mar para injeção da SPRINGS. A Saipem estima que, ao usar controles totalmente elétricos, a remoção do tubo de aço para controle hidráulico traria economia para os custos gerais de desenvolvimento do campo.

“Esta é uma grande conquista, porque com isso, os atuadores eletro-hidráulicos das válvulas são substituídos por atuadores elétricos, para que você não precise de linhas hidráulicas alimentando uma unidade de energia hidráulica e as válvulas”, diz Arcangeletti. “O tamanho do umbilical de controle diminuirá e reduzirá os custos”.

SPRINGS, tecnologia submarina da Saipem para tratamento de água do mar (Imagem: Saipem)

A Saipem e a Siemens concluíram com sucesso o programa de desenvolvimento conjunto para o sistema de controle submarino totalmente elétrico, visando promover e qualificar um sistema submarino de estrutura aberta, de acordo com a mentalidade Saipem, fornecendo flexibilidade adicional aos controles e aplicações submarinas.

O sistema de controle é baseado no Siemens DigiGRID e usa um número limitado de interfaces padrão, graças à integração de diferentes redes de comunicação, logicamente segregadas, na mesma infraestrutura física, em vez de módulos e cabos eletrônicos submarinos separados para cada função específica, como controle de processo, monitoramento de condições e segurança.

A nova tecnologia atingiu o TRL 4 (API 17N) com um teste de integração de fábrica concluído em abril de 2019. O hardware principal é composto pelo Módulo SubCU, uma unidade de controle submarina totalmente elétrica adequada para aplicações de processamento submarino altamente exigentes, bem como para aplicações tradicionais ( incluindo projetos brownfield submarinos e campos de tieback); uma unidade de gerenciamento de energia submarina (SPM); e um sistema de distribuição de energia de baixa voltagem adequado para aplicações de processamento submarino que consomem energia e possibilitando novos usuários submarinos, como os skids submarinos de injeção de produtos químicos. A unidade SPM também é uma unidade de distribuição de comunicação e, se necessário, pode atuar como um hub funcional no lugar da estação de controle mestre de cima.

A última peça do quebra-cabeça, para completar a fábrica submarina, seria a injeção submarina de produtos químicos. “A injeção submersa de produtos químicos submarinos, perto do fundo do mar, removeria as linhas químicas, reduzindo ainda mais o tamanho do cordão umbilical”, diz Arcangeletti.

Reunir todas essas tecnologias permitiria uma nova arquitetura de campo, diz ele. “A tecnologia progrediu muito e está pronta para ir ao mercado ou a um desenvolvimento, ou está próxima da conclusão. A flexibilidade obtida pela adoção de dutos aquecidos é muito maior do que ter um duto duplo (loop) e precisar deslocar o fluido no desligamento, etc. ”, assim também os gastos operacionais poderiam se beneficiar disso.

Obtendo gás para terra
Para os tiebacks a gás de longa distância, há outras preocupações, que a Saipem também está analisando. Em um estudo para a Total, analisando soluções para uma lâmina d'água de 2.000 metros de profundidade e um empate de campo de gás de 150 quilômetros de extensão, a Saipem propôs um projeto de duas fases. Na primeira fase, haveria uma linha de exportação de produção, usando a pressão do reservatório para produzir o máximo de gás possível. Na segunda fase de desenvolvimento, o processamento submarino seria usado para aumentar a recuperação. As opções de processamento submarino podem ser tanto a separação submarina quanto a compressão submarina, que proporcionam as maiores taxas de recuperação e, com o uso de um duto de menor diâmetro, menores custos, líder hidráulico Amelie Pauplin e garantia de vazão na Saipem. Ela também disse que os anti-aglomerados de baixa dosagem poderiam ser usados em vez do monoetilenoglicol (MEG), para a inibição do hidrato, bem como uma injeção de MEG submarina para operações de desligamento e partida. Para este sistema, todo elétrico também seria benéfico, reduzindo o tamanho do umbilical necessário, diz ela.

A compressão submarina foi comprovada em 2016, no campo Åsgard da Equinor, no offshore da Noruega. Agora, a Chevron assinou um contrato de engenharia e projeto de front-end com a Aker Solutions para o que poderia ser o segundo projeto de compressão submarina do mundo, destinado ao campo de gás Jansz-Io, a 200 quilômetros da Austrália em 1.350 metros de profundidade. Isso permitirá um empate em uma instalação de gás natural liquefeito onshore (LNG), aterrando à medida que o excesso de capacidade se abrir. “O preenchimento de LNG da Chevron é um dos melhores casos de negócios para compressão submarina, e isso é provavelmente um mercado em crescimento”, diz Evans. “Pensar nas próximas fases de projetos como Ichthys ou até mesmo entrar no estágio de decisão de investimento final (FID) para um grande projeto como o Browse [todos na Austrália]. É atraente porque há pouca outra infraestrutura, portanto você depende de taxas de recuperação realmente boas ”.

Outra ideia para explorar o gás, que talvez esteja encalhada, foi apresentada por Lee Thomas, engenheiro de projetos da Intecsea, na Subsea Expo, no início deste ano. Tem sido apelidado de um sistema de gás pseudo-seco, e ele diz que poderia estender a distância que os tiebacks de gás poderiam atingir em mais de 150 quilômetros. Isso envolveria a colocação de múltiplos separadores piggáveis em linha para remover líquidos da corrente de poço e que se condensam do gás durante o transporte. Suportado por pequenas bombas centrífugas de fase única, podem ser usados diâmetros de tubulação maiores para otimizar a contrapressão - em cerca de 50 a 80 bar.

Separador inline piggable da Intecsea, parte do seu conceito de sistema de pseudo-gás seco (Imagem: Intecsea)

É um conceito já utilizado em terra nas redes de coleta de gás de carvão, diz Thomas, e poderia ser usado para tiebacks de gás para instalações de GNL onshore. Em um estudo de caso para um tieback de 183 quilômetros, com nove poços satélites, Thomas diz que seis unidades de gás pseudo-seco poderiam ser instaladas em vários pontos ao longo do gasoduto, a 80 km da costa, após o qual o gás não mais se condensa.

Também foi feito um estudo sobre um empecilho de 200 km, para um campo ao oeste de Shetland em 1.700 metros de profundidade. Várias opções foram examinadas, incluindo o uso de um sistema de produção flutuante, tiebacks submarinos duplos (22 polegadas) e duplos, um tieback com compressão a gás ocidental e um tieback usando o sistema de gás pseudo seco. Thomas diz que o segundo precisaria apenas de quatro unidades passivas em todo o sistema com um pipeline de 30 polegadas.

O sistema poderia ser usado para tiebacks de até 200 quilômetros, e até 300 quilômetros, e poderia reduzir os custos em 40% a 60% em comparação com conceitos alternativos, diz Thomas, que surgiu com a idéia em 2016 em seu escritório no sótão. Worley (anteriormente Worley Parsons, da qual a Intecsea faz parte) assumiu Thomas e a ideia em 2017, e desde então o conceito teve financiamento do Centro de Inovação de Petróleo e Gás (Aberdeen) e apoio da University of Strathclyde desde então, com um estudo de viabilidade realizado pelo cliente No ano passado, o Centro de Tecnologia de Petróleo e Gás (OGTC) apoiou o estudo de West of Shetland iniciado no final de 2018. Uma instalação de flowloop está sendo construída para testar a idéia, trabalhando com o OGTC, e os testes devem começar em maio ao lado de outro cliente estudo de viabilidade.

Conceito de sistema de gás pseudo seco da Intecsea, como um longo passo para fora (Imagem: Intecsea)