BRPI0504586B1 - módulo submarino de aquecimento para produção de hidrocarbonetos e método para estocagem submarina e substituição do mesmo - Google Patents

Abstract

módulo submarino de aquecimento para produção de hidrocarbonetos e métodos para estocagem submarina e substituição do mesmo é descrito um módulo submarino de aquecimento para produção de hidrocarbonetos, dito módulo compreendendo um sistema de aquecimento (11) elétrico ou por combustão de hidrocarbonetos, integrado com outros equipamentos submarinos um módulo de bombeio (10), uma bab (30), uma anm (20), plet, plem, sistema de escoamento tipo corel flow, e similares, pelo que é possível direcionar a produção de óleo de um ou mais poços para uma uep localizada a grandes distâncias ou em terra. é igualmente descrito um método para estocagem submarina dos módulos da invenção, que compreende prover o solo marinho de pelo menos dois furos revestidos (61) e (62) de forma que no primeiro furo (61) é instalado um módulo de reserva (63) em perfeitas condições de funcionamento, enquanto o segundo furo (62) fica disponível para receber (acomodar) algum módulo falho retirado (10), onde ficará estacionado aguardando remoção posterior para a superfície para reparo. o equipamento falho será removido por embarcação com ou sem sonsa.

Description

MÓDULO SUBMARINO DE AQUECIMENTO PARA PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS E MÉTODO PARA ESTOCAGEM SUBMARINA E SUBSTITUIÇÃO DO MESMO A presente invenção pertence ao campo dos equipamentos submarinos, destinados à produção de hidrocarbonetos em geral (petróleo), onde a produção de um ou mais poços de petróleo deve ser transportada por dutos submarinos até uma unidade estacionária de produção.

Para aumentar a vazão e garantir o escoamento, o petróleo é aquecido através de um ou mais módulos de aquecimento submarinos, elétrico ou por combustão, onde tais módulos podem estar integrados a outros equipamentos submarinos, direcionando a produção de um ou mais poços diretamente para uma unidade estacionária de produção (UEP) que pode estar localizada a grandes distâncias dos poços, até mesmo em terra.

Faz parte da presente invenção um método inovador de estocagem submarina e rápida substituição de módulos defeituosos (falhos) do dito sistema.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A produção de hidrocarbonetos (petróleo) em alto mar requer a perfuração de poços submarinos de produção e de injeção e a instalação de equipamentos também submarinos, tais como: Árvore de Natal Molhada (ANM), coletores de produção (manifolds), bases adaptadoras de bombeio, separadores, PLET (pipeline end terminal), PLEM (pipe line end manifold), Bases Adaptadoras de Bombeio (BAB), Bases Adaptadoras de Produção (BAP), módulos de bombeio (MOBO), unidades submarinas de separação (água/óleo ou gás/líquidos), aquecedores submarinos, transformadores elétricos, sistema lançador de raspadores pig (dispositivo raspador para limpeza de linhas), linhas de fluxo (flowiines) e linhas ascendentes de fluxo (risers) entre a cabeça dos poços e a unidade estacionária de produção (UEP).

Os módulos de aquecimento quando combinados com módulos de bombeio são denominados de módulo de bombeio e aquecimento (MBA). A UEP pode estar construída e localizada sobre uma embarcação, numa plataforma fixa ou até mesmo em terra. Quando estas UEP são construídas sobre cascos de navios ou cascos semi-submersíveis, possuindo capacidade para processamento, estocagem e descarga de petróleo, são denominadas de FPSO {Floating Production Storage Off Loading). A corrida em busca de tecnologias que permitam produzir petróleo no mar, longe da costa e sem o auxilio de grandes plataformas habitadas por centenas de empregados, envolve, hoje, a maioria das empresas de petróleo. À medida que a exploração avança para lâminas d’água cada vez mais profundas, o custo das UEPs, dos risers, da ancoragem e também os custos de operação aumentam, assim como o risco da operação. A exportação de óleo de poços diretamente para a terra, denominada subsea to shore (também conhecido como subsea to beach), ainda enfrenta limitações tecnológicas.

Uma alternativa é o escoamento do óleo até uma plataforma de produção fixa ou flutuante, localizada em águas mais rasas, a meio caminho do continente, este sistema sendo conhecido como subsea to near shore.

Outra alternativa é a utilização de Unidades Estacionárias simplificadas, com poucas funções, entre elas as de controle e distribuição de energia elétrica, mas sem armazenamento, manuseio ou processamento de petróleo.

Também o desenvolvimento de campos e poços satélites (grande afastamento da UEP) requer soluções de menor custo. São campos pequenos, situados a 10, 30 ou 50 quilômetros de distância, que não pagam o investimento de uma nova plataforma, mas que poderíam se tornar produtivos se interligados a uma plataforma posicionada a uma distância maior do que a usual: são os chamados tie backs. À medida que o petróleo é produzido, geralmente o reservatório de petróleo tende a despressurizar. Em condições de campos marítimos (offshore) é usual a injeção de água, geralmente do mar, para evitar a despressurização do reservatório de petróleo. Com o tempo os poços passam a produzir grande quantidade de água. O destino desta água é sempre um problema, já que para o seu descarte para o mar a mesma deve sofrer um tratamento rigoroso. A sua re-injeção no reservatório produtor, dependendo da qualidade da água, também é um problema. A re-injeção em um reservatório de descarte (tipo aquífero), requer a perfuração de poços submarinos de altos custos.

Geralmente os poços produtores estão distantes (alguns quilômetros) da unidade de produção, sendo necessário o fornecimento de energia na forma de pressão e algumas vezes também temperatura, de forma que os fluidos possam ser capazes de fluir na direção da unidade de produção, geralmente com altas vazões para manter a atratividade econômica do projeto.

Diversos métodos de elevação artificial são utilizados para aumentar essas vazões. Um desses métodos utiliza bombas, como, por exemplo bombas centrífugas submersíveis (BCS) instaladas no fundo dos poços produtores de petróleo e geralmente acionadas por motor elétrico, sendo conhecidas em inglês por electrical submersible pumps (ESP). Em algumas condições essas bombas podem ser montadas dentro de módulos instalados no solo marinho. Tais módulos de bombeio podem utilizar diversos tipos de bombas, entre elas, BCS e também bombas tipo multifásicas. As primeiras (BCS) apresentam geometria longa e esbelta, já que são projetadas para serem instaladas dentro de poços e as segundas (multifásicas), uma geometria compacta já que são geralmente instaladas no solo marinho (fora do poço). A partir das patentes US 4.900.433, já é conhecido que uma bomba similar a uma BCS é instalada dentro de um falso poço (dummy) construído com a finalidade de acomodar um conjunto de separação e de bombeio, e também conduzir o fluxo de petróleo desde a entrada desse poço até a sucção da bomba instalada no interior do mesmo. A partir do pedido brasileiro PI 0301255-7 da Requerente e aqui integralmente incorporado como referência, é sabido que é possível a utilização de um módulo de bombeio conectado diretamente a um equipamento submarino tal como um conjunto cabeça de poço / ANM. Esse módulo é composto por um corpo tubular fechado e um conector hidráulico, onde o dito conector é acoplado ao mandril (Tomada Intermediária de Fluxo - TIF) do equipamento submarino previamente instalado no fundo. É também sabido pelas patentes US 6.419.458 e US 6.688.392, que é possível instalar um conjunto moto bomba, similar a uma BCS, ligada hidraulicamente a um falso (dummy) poço, tanto para produzir petróleo como para injetar água ou outro fluído no reservatório de petróleo. A partir do pedido brasileiro PI 0400926-6 (e depósito correspondente nos Estados Unidos, US10/982,848) da Requerente e aqui também integralmente incorporado como referência, sabe-se que é possível a instalação de um módulo de bombeio alojado dentro de um furo revestido (estaca oca cravada) no solo marinho e acoplado a uma base adaptadora de produção (BAB). Esse furo é localizado algumas dezenas de metros (afastado) da cabeça do poço, O pedido brasileiro PI 0404603-0 da Requerente e aqui também integralmente incorporado como referência descreve a instalação de um módulo de bombeio alojado dentro de um furo revestido (estaca oca cravada), ou no próprio poço de captação de água em sistemas de captação e injeção de água de aqüífero subterrâneo. O pedido brasileiro PI 0403295-0 da Requerente e aqui também integralmente incorporado como referência descreve a instalação de dois ou mais conjuntos de bombeio em módulos independentes, montados sobre estruturas que são apoiadas diretamente no solo marinho. O pedido brasileiro PI 0500996-0 da Requerente e aqui também integralmente incorporado como referência descreve a instalação de um módulo de bombeio integrado a um equipamento submarino que pode ser uma ANM, manifold, PLET ou outro equipamento submarino similar.

Diversos métodos de aquecimento, entre eles os descritos nas patentes US 4.716.960, 5.065818, 6.023.554 e 6.758.268 utilizam aquecedores elétricos, geralmente instalados dentro dos poços ou na superfície, para fornecer calor ao petróleo e facilitar o seu escoamento.

Boa parte dos custos de instalação e de operação de equipamentos submarinos está associada à arquitetura de interligação e facilidades de instalação.

Atualmente a distância entre poços submarinos de petróleo e a unidade de produção limita-se a alguns quilômetros. Tal restrição ou barreira tecnológica é resultado da perda de pressão (perda de carga) e da perda de temperatura durante o escoamento do óleo (petróleo). A perda de pressão provocará a redução de vazão e, portanto redução de produção de óleo. Com a perda de temperatura, o óleo torna-se mais viscoso, aumentando a perda de pressão. E caso a temperatura fique abaixo da temperatura de início de aparecimento cristais (TIAC) haverá depósitos no interior dos dutos, provocando a obstrução dos mesmos.

Além disso, quanto menor for a temperatura e maior a pressão de misturas multifásicas de óleo, gás e água, maior a possibilidade de formação de hidratos, que também podem bloquear o duto.

Para o deslocamento (transporte) de fluidos viscosos, tais como óleos pesados, têm sido desenvolvidos sistemas do tipo corei flow, onde uma quantidade de água é injetada próxima da parede interna dos dutos para criar uma fina película de água de forma a reduzir a perda de carga (perda i de pressão) e facilitar o escoamento do óleo. A aplicação desta técnica para a produção em águas profundas, onde as temperaturas são baixas e as pressões altas, aumenta os riscos de formação de hidratos.

Assim, apesar de todas as tecnologias disponíveis para a produção de hidrocarbonetos em ambiente submarino, continua a existir na arte a necessidade de um módulo de aquecimento submarino, elétrico ou por combustão de hidrocarbonetos, integrado com outros equipamentos submarinos como um módulo de bombeio, de fácil instalação e recuperação, para ser aplicado no aquecimento de petróleo, de água injetada ou de água utilizada em sistemas do tipo corei flow, tal sistema sendo descrito e reivindicado no presente pedido.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De um modo amplo, a invenção trata de um módulo de aquecimento, integrado com equipamentos submarinos, por exemplo módulos de bombeio, em arquiteturas do tipo base apoiada (Skid), base apoiada em furo revestido, medidores, ANM, manifold, separadores, transformadores elétricos, lançadores de pig, PLETs, sistemas do tipo corei flow, etc, utilizados na produção de fluidos hidrocarboneto, tal sistema facilitando a produção e escoamento de hidrocarbonetos de petróleo, inclusive a grandes distâncias. A fonte de energia para o sistema de aquecimento poderá ser energia elétrica ou combustão submarina de hidrocarbonetos (por exemplo gás natural). O principio de aquecimento elétrico pode ser resistivo, indutivo ou uma combinação dos mesmos.

Faz parte igualmente da presente invenção um método inovador de estocagem submarina e rápida substituição de módulos submarinos defeituosos (falhos), através da utilização de embarcações simples com operação executada a cabo.

Assim, para escoar petróleo de poços submarinos, situados a grandes distâncias de unidades de produção, são utilizados módulos de bombeio e aquecimento (MBA), onde um ou mais MBA são instalados ao longo de um ou mais dutos ou linhas de escoamento até a unidade de produção.

Assim, a invenção provê um módulo de aquecimento integrado (combinado) com outros equipamentos submarinos, para escoamento de fluidos entre os poços produtores e a unidade de produção submarina ou entre esta e o continente. A invenção provê também um sistema de aquecimento elétrico por indução, integrado com um transformador submarino com uma ou mais tensões elétricas de saída, de forma que é otimizado o número de conexões submarinas, elétricas e hidráulicas, e é possível alimentar outros equipamentos com energia elétrica. A invenção provê adicionalmente um adaptador desviador de fluxo no formato de um quatro, dotado de uma entrada e duas saídas de forma a ser possível a conexão da entrada num mandril de saída de um módulo de conexão de um equipamento submarino qualquer, possibilitando a instalação de um módulo qualquer, por exemplo um módulo de aquecimento e a instalação do MCV na outra saída do adaptador. A invenção provê ainda um sistema de módulo de aquecimento combinado com módulo de bombeio (MBA), permitindo o fluxo a distâncias e vazões maiores do que o usual, tanto no sentido dos poços para a unidade de produção como também o fluxo inverso, que poderá ser utilizado para injeção de água e outros fluidos. A invenção provê também um sistema onde a unidade de produção poderá ser instalada mais distante (dezenas de quilômetros) que o usual, eventualmente em terra, eliminando a necessidade de uma FPSO com altos custos de construção, instalação e operação. A invenção provê alternativamente a instalação de uma bomba no interior de um poço (downhoie) produtor e a instalação de módulos de aquecimento, externos ao poço, integrados no conjunto de ANM ou em bases no solo marinho.

A invenção provê também um método inovador de estocagem submarina e rápida substituição de módulos defeituosos (falhos), que utiliza embarcações simples, de baixo custo, com operação executada a cabo. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

As FIGURAS 1A e 1B anexas mostram esquematicamente, apenas para referência e comparação, dois gráficos de perfis de temperatura ao longo do duto, de dois sistemas com MBA.

As FIGURAS 2A e 2B anexas mostram esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais componentes de um MOBO, objeto do pedido brasileiro PI04Q0926-6, combinados com um sistema de aquecimento localizado no topo do MOBO, formando um MBA.

As FIGURAS 3A e 3B anexas mostram esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais componentes de um MOBO, objeto do pedido brasileiro PI0400926-6, combinados com um sistema de aquecimento, localizado dentro do próprio MOBO, formando um MBA, A FIGURA 4 anexa mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais componentes de um MOBO, objeto do pedido brasileiro PI0400926-6, integrado com um sistema de aquecimento localizado dentro do módulo, entre o motor e a sucção da bomba, formando um MBA. A FIGURA 5 anexa mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, um conjunto de ANM com um módulo de aquecimento MA integrado com o MCV da mesma. A FIGURA 6 anexa mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais equipamentos de um conjunto composto por uma Base Adaptadora de Bombeio (BAB) e um módulo de bombeio (MOBO) integrados com um módulo de aquecimento (MA) independente. A FIGURA 7 anexa mostra esquematicamente um fluxograma da configuração da Figura 6, de um MBA com o sistema de aquecimento em módulo separado (independente). A FIGURA 8 anexa mostra um MBA integrado com um manifold. A FIGURA 9 anexa mostra esquematicamente um adaptador desviador de fluxo.

A FIGURA 10 anexa mostra esquematicamente a seqüência de um método de estacionamento e substituição de módulos submarinos. DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS A invenção trata, pois, de um módulo de aquecimento, integrado a equipamentos submarinos, por exemplo: módulos de bombeio, em arquiteturas do tipo do tipo base apoiada (Skid), base apoiada em furo revestido, medidores, ANM, manifold, separadores, lançadores, PLETs, etc., utilizados na produção de fluidos hidrocarboneto.

Tais módulos podem ser verticais ou horizontais, instalados e recuperados por SondaIDrili pipe ou Embarcação/cabo, alojados integral ou parcialmente em furos revestidos ou externamente acima do solo marinho, sendo montados em estruturas do tipo base (skid), facilitando a recuperação dos mesmos por cabo ou coluna tubular roscada (drill pipe).

As unidades de bombeio do tipo BCS possuem a particularidade de o resfriamento do motor elétrico ser provido pelo próprio fluido bombeado. Para aplicações com fluidos viscosos, esta é uma característica altamente desejável, já que a eficiência do sistema é melhorada com o aquecimento do fluído e a consequente redução de viscosidade, parte da energia dissipada em calor sendo reaproveitada pelo aquecimento do petróleo. Neste caso os sistemas de aquecimento, quando elétricos, poderão estar localizados (dispostos) a montante, ou a jusante, ou entre o motor e a bomba.

Por outro lado, as BCS podem estar ainda localizadas no interior (fundo) de um poço de petróleo ou então alojadas no interior de um módulo de bombeio submarino instalado sobre o solo marinho, nas diversas configurações propostas pelos pedidos de patente PI 0301255-7, 04009266, e 0404603-0 da Requerente, tal como citados acima. A tensão elétrica ideal utilizada nas bombas pode não ser a mesma dos sistemas de aquecimento. Ainda, devido às grandes distâncias envolvidas, pode ser recomendada a utilização de uma tensão de transmissão maior do que a tensão do motor da bomba. Em ambas as situações anteriores haverá necessidade do emprego de transformador elétrico submarino para rebaixamento da tensão elétrica. O transformador poderá, dependendo das dimensões, ser acomodado no próprio módulo de aquecimento ou montado em uma base independente apoiada no solo marinho. A interligação entre o transformador e o módulo de aquecimento e outros equipamentos submarinos que também necessitem de alimentação elétrica se dará através de cabos de potência elétrica curtos com conectores elétricos nas extremidades, conhecidos como jumpers elétricos.

Um transformador pode ser integrado com um aquecedor elétrico, constituindo um único módulo ou equipamento, de forma que o transformador é utilizado para abaixar ou aumentar a tensão para alimentação elétrica de um ou mais equipamentos submarinos quaisquer e ao mesmo tempo o mesmo é utilizado para gerar calor, aquecendo o petróleo. Tal sistema de módulo transformador e aquecedor elétrico submarino pode ter mais de uma tensão de saída.

Com relação à alimentação através de cabo de potência elétrica, poderá existir um único cabo para alimentação do motor de bomba e o sistema de aquecimento, com ou sem emprego de transformador. A alimentação elétrica também poderá ser individual, isto é, um cabo para a bomba e outro para o sistema de aquecimento. Neste caso a corrente utilizada para o sistema de aquecimento poderá ser do tipo alternada ou corrente continua, vez que a corrente continua é mais adequada para transmissão a grandes distâncias (diversos quilômetros), e trabalha bem com sistemas de aquecimento elétrico. O conceito de MBA elétrico demanda altas potências elétricas, necessitando a geração de grandes quantidades de energia na superfície. Uma das formas de geração desta energia é pela queima de parte ou de todo o gás produzido. Este sistema torna-se altamente atrativo em locais onde não existe centro consumidor para esse gás. Neste caso o gás produzido poderá ter quatro destinos: produção de gás natural liquefeito conhecido como LNG para exportação para grandes centros consumidores, re-injeção para manutenção da pressão do reservatório e evitar a queima de gás, queima simples ou queima para geração de energia que pode ser convertida em energia térmica para aumentar o índice de recuperação de óleo do reservatório. A produção de LNG é pouco aplicada, pois requer grandes investimentos em infra-estrutura de transporte e armazenamento, além de quantidades enormes de gás para haver economia de escala. A re-injeção de gás é aplicável principalmente para reservatórios de óleo leve, onde haverá menor probabilidade de um corte de gás atingir poços produtores prematuramente, prejudicando a produtividade do mesmo, com a produção maior de gás em detrimento da quantidade de óleo. A injeção requer altos investimentos em compressores de alta pressão, linhas submarinas de gás e poços de injeção. A queima simples (sem aproveitamento) de gás, por falta de centro consumidor próximo, deve ser evitada tanto por razões ambientais como pelo fato do desperdício energético. Tal energia pode ser, em ultimo caso, utilizada para geração de calor a ser fornecido ao reservatório de petróleo de forma a melhorar os índices de recuperação e de produtividade, principalmente em óleos pesados. A queima simples tem sido uma prática banida por muitos órgãos reguladores. Por vezes, esta prática é admitida somente em fase de teste e de projeto piloto. A queima do gás para geração de energia térmica tem aplicabilidade para reservatórios de petróleo pesado com alta viscosidade. Para poços terrestres tal energia térmica é transmitida através de injeção de vapor d’água gerada com a queima de gás. A injeção pode ser continua ou intermitente. Em campos offshore, a prática de injeção de vapor é pouco utilizada pelas dificuldades de interligação da UEP com os poços, através de risers e linhas isoladas e também pela dificuldade de disponibilidade de água de boa qualidade para geração de vapor. Nesses casos, de forma menos efetiva, energia térmica pode ser transmitida para o reservatório através da injeção de água captada do mar e aquecida sem conversão total em vapor devido a problemas de depósitos de sais nos tubos do gerador de vapor (caldeira) ou geração de vapor localmente (in situ) no próprio poço.

Quando as unidades de bombeio são dotadas de motores refrigerados pela água do fundo do mar, os sistemas de aquecimento podem ser localizados antes ou depois das bombas, embora a localização dos mesmos antes da bomba traga como vantagem a bomba trabalhar com um fluido mais quente e menos viscoso, melhorando a eficiência da mesma e aumentando a vazão para um mesmo valor de potência de motor.

Outra alternativa para aquecer o petróleo produzido é um módulo de aquecimento por combustão, onde o calor é gerado através da combustão de hidrocarbonetos realizada no fundo do mar, através da injeção de gás e ar comprimido por linhas independentes num aquecedor (forno) submarino onde é realizada a queima. Os gases resultantes da combustão podem ser simplesmente liberados no fundo do mar para fluírem para a superfície ou então injetados nas linhas de produção de petróleo para ajudarem a elevação do óleo de forma semelhante ao gas lift.

Similarmente, em sistemas de separação submarina, por exemplo, separação de hidrocarbonetos da água, o sistema de aquecimento pode ser localizado antes ou depois da separação. Após a separação o aquecimento pode se dar tanto na linha de saída de petróleo (hidrocarbonetos) e/ou como na linha de água separada caso a mesma esteja direcionada para um poço de injeção no próprio reservatório de petróleo, O aquecimento de água antes da injeção é uma forma de prover calor para reservatórios de óleo pesado facilitando a mobilidade, arraste, movimentação e produção da mistura água e óleo.

Em determinadas condições a água produzida pode não ser adequada para re-injeção no reservatório produtor de petróleo. As principais características (propriedades) que prejudicam a qualidade da água produzida são: presença de sólidos e/ou presença de óleo. A presença de sólidos é altamente danosa para a formação, podendo causar bloqueio do poço injetor. A presença de óleo, embora menos danosa, pode diminuir a injetividade no poço injetor.

Para superar as limitações anteriores, é possível captar, tratar e injetar água do mar no reservatório produtor de petróleo. Por outro lado, a água produzida pode ser injetada em outro reservatório diferente do produtor, geralmente mais raso e de menor pressão, facilitando a re-injeção. Como o reservatório de re-injeção não é o reservatório de petróleo é possível a injeção em pressões acima da pressão de fratura, já que os riscos são bem menores, em caso de fratura com comunicação para o fundo do mar.

Usualmente os sistemas de produção do tipo FPSO (Flotation Production Storage and Offloadíng) possuem capacidade (volume) para armazenamento de alguns dias de produção. De tempos em tempos, o mesmo é aliviado (descarregado) através de sistema de off loading para embarcações (shuttle tanks) responsáveis pelo transporte do óleo até terminais de petróleo localizados na costa. As distâncias desses terminais são variáveis, desde dezenas, centenas, até milhares de quilômetros. Essas distâncias refletem a localização do pólo ou província produtora e do centro consumidor. No caso brasileiro, praticamente a maior parte do óleo produzido é consumido ou colocado no mercado interno, desta forma se torna mais atrativo um sistema para o escoamento direto para terra e daí para as refinarias por dutos terrestres.

Para que o óleo produzido ou a água injetada chegue ao ponto de destino com uma vazão econômica é necessário o uso de bombas que darão um acréscimo de energia, através de um aumento de pressão. Quando o ponto de partida está muito distante do ponto de chegada, uma grande quantidade de energia deve ser fornecida ao fluido, não só na forma de pressão como também de calor (aquecimento).

Mais de um módulo de bombeio e aquecimento (MBA) podem ser instalados em série ao longo de um duto de escoamento, aumentando a energia transferida para o fluxo de óleo, e aumentando também o afastamento possível entre o poço produtor e a UEP, que poderá estar localizada a dezenas de quilômetros, podendo estar em águas rasas ou até mesmo em terra.

Tal energia poderá ser fornecida por dois ou mais módulos, instalados num único ponto ou distribuídos em dois ou mais pontos ao longo da trajetória do duto condutor de fluido.

No caso especifico de produção de óleo direta para terra, entre grandes distâncias, como a fonte de energia elétrica geralmente está do lado terrestre, é mais adequada a adoção de pelo menos dois conjuntos de bombeio e aquecimento. Desta forma, um primeiro bombeio é executado com uma bomba no interior do poço ou por um módulo de bombeio instalado próximo da cabeça do mesmo. E bombeamentos subseqüentes são realizados ao longo da trajetória do duto.

Dependendo das características do óleo e das condições físicas de pressão e temperatura do fluxo, poderá ser necessário além do fornecimento de pressão, fornecimento de calor, e neste caso esses módulos serão do tipo MBA. A utilização de dois MBA, ao invés de apenas um próximo da cabeça do poço, mas com a mesma potência total instalada, os MBA sendo distribuídos ao longo do duto de produção, conduz a um perfil de temperatura mais adequado, pois no primeiro módulo é acrescida uma energia suficiente para manter a temperatura de forma segura acima da TIAC. No segundo ponto de aquecimento é transmitida uma energia suficiente para manter o fluido novamente acima da TIAC.

Operações de limpeza através de passagem de pig prejudicam a produção, isto é, haverá uma diminuição de vazão durante tal operação, além do risco de entupimento devido ao arraste de grande quantidade de material depositado. Um perfil de temperatura mais distribuído diminui a quantidade de material depositado ao longo do tempo e consequentemente o numero de passagens de pig.

Além dos métodos de elevação para aumento de vazão, são comuns métodos de recuperação secundária, tais como: injeção de água no reservatório de óleo para manter a pressão, de forma a evitar a depleção do reservatório de óleo. Inicialmente pouca água é produzida. Com o passar do tempo, parte da água injetada misturada com a própria água do reservatório passa a ser produzida. Dependendo do tipo de óleo poderá haver formação de emulsões que na maioria das vezes causam um aumento na viscosidade da mistura. Modernamente estão sendo instaladas unidades submarinas de separação de água de forma a minimizar a água escoada até a unidade de produção. A água pode ser tanto um elemento favorável ou desfavorável ao escoamento, dependendo do tipo de óleo bem como da forma como a mesma se encontra na mistura, prejudicando o escoamento. Quando a água está no formato livre, favorece o escoamento reduzindo a viscosidade; já a água em emulsão aumenta a viscosidade da mistura. Óleos pesados possuem maior facilidade para a formação de emulsão.

Para poços injetores com cabeça próxima do sistema de separação submarina de água/ óleo, em determinadas situações, é vantajoso o aquecimento da água separada, através de um sistema de MBA, antes da re-injeção da água. O petróleo produzido e escoado pode ainda sofrer algum tipo de separação submarina de água para reduzir o volume de líquido escoado até a UEP. A água separada pode ser re-injetada através de bombas. Se o petróleo produzido é do tipo pesado existe interesse em fornecer energia hidráulica na forma de pressão para a água injetada, e também energia térmica de forma a melhorar a mobilidade do petróleo e escoamento do mesmo dentro do reservatório de petróleo. Desta forma, para injeção de água separada no reservatório de petróleo é possível a instalação de um ou mais MBA na saída do separador de forma a fornecer energia hidráulica e também energia térmica ao reservatório.

Um equipamento de separação de água/líquido, combinado com bombeio, pode ser projetado e construído com uma geometria esbelta, para ser alojado no interior de um poço utilizado para descarte de água. Tal arranjo facilita a instalação, a operação, a intervenção para manutenção e a reinstalação.

Os sistemas de aquecimento submarino podem também ser aplicados em combinação com sistemas de escoamento do tipo corei flow utilizados para escoamento de líquidos bastante viscosos tais como óleos pesados. A característica dos sistemas corei flow é utilizar uma película de água próxima da superfície interna do duto (tubo) condutor de forma a reduzir a perda de carga e facilitando o escoamento. A aplicação desta técnica em ambiente submarino encontra dificuldade pelo risco de formação de hidrato, em misturas que possuem gás e água em condições de pressão, baixa temperatura. Desta forma a água utilizada para escoamento do tipo corei flow pode ser pré aquecida com sistemas do tipo módulo de aquecimento submarinos.

Em determinadas condições a água produzida pode não ser adequada para re-injeção no reservatório produtor de petróleo. As principais características (propriedades) que prejudicam a qualidade da água produzida são: presença de sólidos e/ou presença de óleo. A presença de sólidos é altamente danosa para a formação, podendo causar bloqueio do poço injetor. A presença de óleo, embora menos danosa, pode diminuir a injetividade no poço injetor.

Para superar as limitações anteriores, é possível captar, tratar e injetar água do mar no reservatório produtor de petróleo. Por outro lado, a água produzida pode ser injetada em outro reservatório diferente do produtor, geralmente mais raso e de menor pressão, facilitando a re-injeção. Como o reservatório de re-injeção não é o reservatório de petróleo é possível a injeção em pressões acima da pressão de fratura, já que os riscos são bem menores, em caso de fratura com comunicação para o fundo do mar.

Os MBA podem estar integrados a equipamentos submarinos, tais como: ANM, manifolds, Bases Adaptadoras de Bombeio (BAB), separadores, lançadores de pig, sistemas corei flow, etc. É possível também a instalação de módulos de aquecimento individualmente ou combinados com outros equipamentos submarinos, tais como: ANM, PLET, manifold, linhas de fluxo {flowlines), etc.

Tais módulos podem ser verticais ou horizontais, instalados e recuperados por SondalDrilIpipe ou Embarcação/cabo.

Os módulos são alojados integralmente ou parcialmente em furos revestidos ou externamente acima do solo marinho em bases tipo skid.

Embora parte das modalidades se refiram à técnica para integração de um sistema de aquecimento com equipamentos submarinos, entre eles, um sistema de bombeio numa arquitetura modular, para um especialista é fácil a dedução de outras possibilidades de integração com outros sistemas submarinos não explicitados no presente pedido.

Mais particularmente, em uma das possíveis configurações a presente invenção provê um sistema submarino modular que fornece energia potencial (pressão) e energia térmica (temperatura) ao petróleo produzido.

Boa parte dos custos de instalação e de operação de equipamentos submarinos está associada à arquitetura de interligação dos mesmos e facilidades de instalação e recuperação para manutenção. É altamente desejável o emprego de sistemas integrados que reduzam e simplifiquem as interligações submarinas entre equipamentos e também que facilitem a recuperação e reinstalação dos mesmos.

Assim, uma modalidade da presente invenção contempla a combinação de sistemas de bombeio ou re-bombeio com sistemas de aquecimento de petróleo, em um ou mais módulos compondo um MBA, numa arquitetura ou arranjo de forma a facilitar a instalação do dito módulo em ambiente submarino.

Uma outra modalidade da invenção contempla a combinação (integração) de sistemas MBA com outros equipamentos submarinos tais como: separadores, lançadores de pig, transformadores elétricos, etc, de forma a otimizar ainda mais as interligações entre os mesmos. É importante que estes equipamentos submarinos de bombeio, e/ou aquecimento, e/ou eventual separação, sejam construídos de forma a facilitar a instalação, operação e recuperação dos mesmos, para manutenção e reinstalação.

Uma modalidade adicional da invenção é um sistema modular constituído de um módulo de bombeio ou de aquecimento integrado a outros equipamentos submarinos.

Em equipamentos que combinam as funções de bombeio e aquecimento, os dispositivos de aquecimento podem estar dispostos ou posicionados de diversos modos em relação à unidade de bombeio. O presente sistema modular compreende várias modalidades, que serão mais bem detalhadas nas diversas Figuras que acompanham o presente pedido.

Pelo fato de o MBA, na presente invenção, estar colocado externamente ao poço de petróleo, o mesmo pode ser instalado ou recuperado tanto por uma sonda dotada de coluna de tubo roscada (também conhecida como dríll pipe riser) como também por uma embarcação (operação a cabo). Em ambos os casos há uma economia significativa já que, em caso de falha do conjunto do MBA, não será necessário fazer uma intervenção longa (dezenas de dias) no poço produtor, com custos elevados de sonda de intervenção e de uma parada prolongada da produção. O conceito da invenção é aplicável tanto em poços produtores como em poços injetores, inclusive em sistemas de captação e injeção de água de aquífero subterrâneo em reservatórios de hidrocarbonetos, semelhantes aos sistemas descritos no pedido brasileiro PI 0404603-0.

Outra vantagem do presente sistema é a possibilidade de aplicação do mesmo não somente em novos poços como também em poços existentes. A invenção será descrita a seguir por referência às Figuras anexas. Nas Figuras serão usadas as mesmas referências numéricas para designar partes iguais ou semelhantes. A Figura 1A mostra esquematicamente um gráfico onde a distância da cabeça do poço ao FPSO está representada no eixo D, e a temperatura no interior do duto, eixo T, A curva 1 mostra o perfil de temperatura de um sistema com apenas um MBA próximo da cabeça do poço produtor que está interligado a uma UEP (FPSO). A curva 2 representa a temperatura de início de aparecimento de cristais (TIAC) de um determinado tipo de petróleo. A Figura 1B mostra esquematicamente um gráfico onde a distância da cabeça do poço ao FPSO está representada no eixo D, e a temperatura no interior do duto, eixo T. A curva 1 mostra o perfil de temperatura de um sistema com um MBA próximo da cabeça do poço produtor e outro no meio do percurso entre o poço e a UEP (FPSO). A curva 2 representa a temperatura de inicio de aparecimento de cristais (TIAC) do mesmo tipo de petróleo da figura 1 A.

Pelos gráficos é possível perceber que para uma mesma quantidade de energia fornecida pelos sistemas das Figuras 1A e 1B ao fluido (petróleo), o gráfico mostrado na Figura 1B apresenta uma melhor distribuição de perfil de temperaturas, gerando menos perdas para o ambiente. Além disso, como a temperatura média do gráfico da Figura 1B é maior do que a do gráfico da Figura 1 A, haverá menor deposição de parafina e a frequência de passagem de um dispositivo de limpeza de linha de fluxo (pig) também será menor, podendo em alguns casos ser dispensada.

As Figuras 2A e 2B mostram esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais componentes de um módulo de bombeio MOBO (10), objeto do pedido brasileiro PI0400926-6, combinado com um sistema de aquecimento (11) alojado dentro de um módulo de aquecimento (12) localizado no topo do MOBO (10), formando um MBA. Tal módulo de aquecimento (12) pode ser recuperado e reinstalado individualmente, através do destravamento do conector (13), ou conjuntamente com o MOBO (10), através do destravamento do conector hidráulico (14).

Um conjunto motor (17) e bomba (16) são alojados no módulo de bombeio (10). A ligação hidráulica de fluxo de petróleo através do sistema de aquecimento (11) pode ser implementada de dois modos. No primeiro, o óleo após atravessar o MOBO (10) é direcionado para o sistema de aquecimento (11) e deste para a UEP (não mostrada na Figura). Neste caso, o aquecimento se dá após o bombeio. No segundo modo, não mostrado na Figura, o fluxo é invertido de forma a passar primeiro pelo sistema de aquecimento (11) e em seguida direcionado para o MOBO (10). Neste caso, o aquecimento se dá antes do bombeio. O sistema de aquecimento (11) é alimentado pelo cabo de potência (19), similarmente o módulo de bombeio (10) é alimentado pelo cabo de potência (18). É ainda mostrado no topo do módulo (10), um transformador elétrico submarino (15) que deve ser utilizado quando os valores das tensões da bomba e do aquecedor forem diferentes. Este transformador (15) pode estar localizado como mostrado, ou alternativamente em base (não mostrada) apoiada no solo marinho. O arranjo de transformador (15) no topo do módulo (10) é também aplicável às configurações das Figuras 3 e 4 adiante descritas. A Figura 3 mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais componentes de um MOBO (10), objeto do pedido brasileiro PI0400926-6, combinado com um sistema de aquecimento (11) localizado no interior do próprio módulo (10), de forma que o dito sistema aquece tanto o óleo na sucção quanto na descarga da bomba (16). Um módulo (10), único, que aloja um conjunto motor (17) /bomba (16) e um sistema de aquecimento (11), compõe um MBA. A Figura 4 mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais componentes de um MOBO (10), objeto do pedido brasileiro PI0400926-6, integrado com um sistema de aquecimento (11) localizado entre o motor (17) e a sucção da bomba (16), formando um MBA. A Figura 5 mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, um conjunto de ANM (20) com um sistema de aquecimento (11), integrado com o MCV (21). Esta configuração permite um arranjo com instalação de um BCS dentro do poço (não mostrado) combinado com um sistema de aquecimento (11) instalado no módulo de conexão vertical MCV (21). A instalação do sistema (11) no MCV (21) dispensa qualquer modificação no conjunto ANM (20) padrão, exceto a própria modificação do MCV (21) que se comunicará com o sistema (11) através de dois furos, entrada e saída de fluxo do óleo a ser aquecido. Neste caso, o sistema (11) está a jusante do BCS (não mostrado) instalado no fundo do poço produtor (22). Este tipo de arquitetura pode ser aplicado em qualquer equipamento submarino dotado de MCV (21). A Figura 6 mostra esquematicamente, apenas para referência e identificação, os principais equipamentos de um conjunto composto por uma Base Adaptadora de Bombeio (BAB) (30) e um módulo de bombeio (MOBO) (10) objeto do pedido de patente PI0400926-6. Mostra, adicionalmente um módulo de aquecimento (MA) (12) independente, integrado ao conjunto BAB (30), e onde dito MA pode estar a montante ou a jusante do fluxo do MOBO (10). O módulo de aquecimento (12) e o módulo de bombeio (10) são instalados em cápsulas independentes e interligados de forma que a instalação e a recuperação dos mesmos podem ser executadas conjuntamente ou individualmente. A Figura 7 mostra esquematicamente um fluxograma da configuração da Figura 6, onde um sistema de aquecimento (11) é alojado em módulo separado (12) e independente do módulo de bombeio (MOBO) (10). Em caso de falha do módulo de bombeio (10) ou do sistema de aquecimento (11), a válvula de desvio (23) (by-pass) é aberta e as válvulas de bloqueio (24) são fechadas para permitir a retirada dos respectivos módulos. A Figura 8 mostra um módulo de bombeio (10) combinado com um sistema de aquecimento (11), em uma das configurações apresentadas nas Figuras 2,3 ou 4, integrado com um manifold (40). A Figura 9 mostra esquematicamente um adaptador desviador (35).

Tal dispositivo permite a instalação de módulos submarinos em geral e pode ser instalado em mandril (36), de saída ou entrada, de equipamentos submarinos, tais como: ANM, manifold, etc., de forma que é possível desviar o fluxo (38) para um módulo qualquer (37), por exemplo de bombeio (10) e sistema de aquecimento (11), e interligar o retorno de fluxo (35) com um novo mandril onde será conectado um MCV (21) da linha de fluxo.

Tal dispositivo permite acoplar módulos submarinos em equipamentos já instalados ou em novos equipamentos sem alteração construtiva dos mesmos, mantendo desta forma a padronização.

Permite adicionalmente a instalação de outros tipos de módulos, tais como: medidores (vazão, temperatura, detecção de areia, etc). É possível ainda a instalação de uma válvula de desvio (by pass) do módulo (37), não mostrada na Figura, interligando diretamente o fluxo de entrada (38) com o fluxo de saída (35). São mostrados também funis guias (34) para orientar o acoplamento do adaptador desvíador (35) no mandril (36) e guiar também o acoplamento do MCV (21) com o desviador (31) através do conector do MVC (33). Um mandril (39) faz a adaptação de um módulo (37) ao adaptador (31).

Um outro aspecto da invenção é um método para estocagem e substituição (instalação) de módulos submarinos. A falha (defeito) de módulos submarinos, tais como: módulos de bombeio, módulos de aquecimento, módulos de bombeio e aquecimento, etc; requer a substituição dos mesmos. Módulos submarinos com grande comprimento, dezenas de metros, usualmente requerem o uso de sonda para montagem e desmontagem. Em caso de falha dos mesmos haverá uma dificuldade para mobilização imediata de uma embarcação provida de sonda, recurso este mais escasso e de alto custo. Por vezes, será necessário aguardar dezenas de dias até o transporte de componentes sobressalentes armazenados em terra, e a disponibilidade de uma sonda para recuperação do módulo e substituição dos componentes defeituosos.

Esta operação de reparo (substituição) destes módulos é demorada, já que requer: disponibilidade e deslocamento (navegação) até a locação de embarcação dotada de sonda, transporte (embarque) de componentes a serem substituídos, mobilização (embarque) de pessoal especializado na montagem de módulos, retirada, desmontagem, substituição de componentes, montagem, e finalmente a reinstalação do módulo reparado.

Durante todo este tempo, o poço de petróleo ficará parado ou produzirá uma vazão menor do que a usual, Para minimizar tais perdas de produção é atrativa a estocagem de módulos (extras), completos, no fundo do mar de forma a agilizar a substituição de módulos falhos.

Um ou mais módulos reservas serão estacionados, no fundo do mar, em bases, furos revestidos ou estacas ocas (estaca tipo torpedo). Desta forma, é possível a retirada do módulo submarino falho, guarda (estacionamento) numa base ou furo vago projetados especialmente para esta finalidade e substituição do mesmo por um módulo submarino reserva estacionado anteriormente. Tal operação pode ser executada a cabo, através de embarcação de menor custo, dispensando o uso de sonda marítima.

Com a retirada do módulo defeituoso o equipamento principal estará apto para receber outro módulo semelhante e em perfeitas condições de funcionamento. Tal módulo reserva se encontra estacionado no fundo do mar, em base ou furo revestido. Com isso é possível realizar a substituição imediata com a utilização de uma embarcação de menor custo.

Como forma de assegurar condições adequadas de armazenamento, em áreas estacionamento, de módulos submarinos no fundo do mar e evitar a exposição do mesmo às condições agressivas da água salgada, o módulo submarino pode ser preenchido com fluidos menos corrosivos, por exemplo: água com inibidor de corrosão, diesel, nitrogênio, etc. Além disso os pontos de conexão do módulo, tais como conectores hidráulicos e elétricos, podem ser protegidos com capas, de forma a evitar contato com água do mar, proliferação de organismos e depósitos no mesmo.

Após a retirada e o estacionamento do módulo falho (defeituoso) em base no fundo do mar, o mesmo será recuperado posteriormente numa operação programada, por uma sonda marítima ou embarcação disponível qualquer para desmontagem na superfície ou em terra e substituição de componentes defeituosos. Após o reparo o mesmo será novamente descido e estacionado no fundo do mar, passando a servir de módulo reserva.

Um único módulo estacionado no fundo do mar poderá servir de reserva para substituir um ou mais módulos em funcionamento. Caso haja uma quantidade grande de módulos em funcionamento é possível existir mais de um módulo estacionado de forma a garantir a pronta substituição em caso de falha.

Com este método de reparo é possível otimizar a utilização de sondas marítimas, já que o módulo defeituoso poderá ser reparado dentro de um planejamento onde o mesmo será executado no período em que a sonda estiver mais disponível para este tipo de operação, por exemplo: manutenção de BOP, aguardando condições de mar, etc.

Tal método de estacionamento e substituição pode ser mais bem visualizado a partir da Figura 10.

Um ou mais poços ou ANM (20), produtor ou injetor, está interligado a um módulo de bombeio submarino (10). O solo marinho é dotado de pelo menos dois furos revestidos (61) e (62) de forma que no primeiro furo (61) é instalado um módulo de reserva (63) em perfeitas condições de funcionamento, enquanto o segundo furo (62) fica disponível para receber (acomodar) algum módulo falho retirado (10), onde ficará estacionado aguardando remoção posterior para a superfície para reparo.

Tais furos revestidos (61) e (62) de estacionamento são localizados eqüidistantes dos módulos de bombeio em operação. Em caso de falha de algum dos módulos de bombeio, é necessário somente o acionamento de um barco dotado de ROV e guincho, não mostrados na figura, para operação a cabo, onde o módulo falho (10) é desconectado e içado algumas dezenas de metros. O barco se move até o furo (62) de estacionamento, depositando no mesmo o módulo falho (10). Em seguida o cabo é conectado ao módulo reserva (63) içando o mesmo algumas dezenas de metros. O barco navega retornando para a instalação do módulo reserva (63) na base (30) de operação do mesmo. O módulo falho removido (10) estacionado provisoriamente no furo (62) será removido posteriormente para a superfície numa operação programada e utilizando-se de embarcações mais sofisticadas ou mesmo de sondas marítimas. Com o uso desta técnica o tempo de parada de produção do módulo (10), por falha do mesmo, é reduzido substancialmente.

Os conceitos da presente invenção, em determinadas condições, contribuem para a eliminação ou simplificação de plataformas de produção marítimas (offshore), já que viabilizam o escoamento de hidrocarbonetos a distâncias maiores do que as atualmente praticadas.

Embora a presente invenção tenha sido descrita em relação a algumas de suas modalidades, é óbvio a um especialista que várias alterações, combinações e modificações são possíveis sem se afastar do escopo da presente invenção, o qual está determinado pelas reivindicações anexas.

REIVINDICAÇÕES

Claims (12)

1. Módulo submarino de aquecimento para produção de hidrocarbonetos, caracterizado por que compreende um sistema de aquecimento (11) alojado no interior do dito módulo de aquecimento (12) combinado a um módulo de bombeio MOBO (10), e onde o dito módulo de aquecimento (12) está localizado no topo do dito MOBO (10), o módulo submarino sendo adaptado para direcionar a produção de óleo de um ou mais poços para uma UEP localizada a grandes distâncias ou em terra,

2. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o módulo de aquecimento (12) é recuperado e reinstalado individualmente, através do destravamento de um conector (13),

3. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o módulo de aquecimento (12) é recuperado e reinstalado conjuníamente com o MOBO (10), através do destravamento de um conector hidráulico (14),

4. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a ligação hidráulica de fluxo de petróleo através do sistema de aquecimento (11) ê adaptada para fazer com que o óleo atravesse primeiramente o MOBO (10) e depois seja direcionado para o sistema de aquecimento (11).

5. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a ligação hidráulica de fluxo de petróleo através do sistema de aquecimento (11) é adaptada para fazer com que o óleo atravesse primeiramente o sistema de aquecimento (11) e depois seja direcionado para o MOBO (10),

6. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que um cabo de potência (19} alimenta o sistema de aquecimento (11).

7. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que um cabo de potência (18) alimenta o módulo de bombeio (10),

8. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o módulo de bombeio (10) é integrado com um sistema de aquecimento (11) localizado entre um motor (17) e a sucção da bomba (16).

9. Módulo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o módulo de bombeio (10) e o sistema de aquecimento (11) são integrados a um manifoid (40).

10. Método para estocagem submarina e substituição do módulo como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado por que compreende» para um ou mais poços (20), produtor ou ínjetor» interligados a um módulo de bombeio submarino (10), prover o solo marinho de pelo menos dois furos revestidos (61) e (62) de forma que no primeiro furo (61) é instalado um módulo de reserva (63) em perfeitas condições de funcionamento, enquanto o segundo furo (62) fica disponível para receber (acomodar) algum módulo falho retirado (10), onde ficará estacionado aguardando remoção posterior para a superfície para reparo.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por que os furos revestidos (61) e (62) de estacionamento são localizados eqüidistantes dos módulos de bombeio em operação.

12. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por que em caso de falha de algum dos módulos de bombeio (10) o procedimento de substituição do dito módulo falho compreende as etapas de; a) acionar um barco dotado de ROV e guincho para operação a cabo; b) desconéctar o módulo falho (10) e íçar o mesmo algumas dezenas de metros; c) movimentar o barco até o furo (62) de estacionamento, depositando no mesmo o módulo falho (10); d) conectar o cabo ao módulo reserva (63) içando o mesmo algumas dezenas de metros; e e) navegar o barco de retorno para a instalação do módulo reserva (63) na base (30) de operação do mesmo.