Tipos de Unidades de Produção Marítima

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Sistema Marítimo de Produção
Unidades de Produção
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Período Natural
 Spar (T0 = 30 s)
 TLP (T0  = 124 s)
Hidrodinâmica
 Onda
 Corrente
 Vento
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Funções Principais
 Processamento primário da produção
 Armazenamento da produção
 Bombeamento da produção para o sistema de 
exportação
 Tratamento e eliminação da água produzida
 Limpeza e compressão da produção de gás para 
exportação, injeção ou consumo
 Captação de água do mar e tratamento para injeção no 
reservatório
Funções Principais
 Permitir o acesso aos poços
 Servir de base física para instalação dos compressores 
e demais equipamentos necessários às operações de gas
lift
 Servir de base de lançamento e recebimento de pigs
 Servir de base de controle dos poços
 Gerar e fornecer energia aos equipamentos 
submarinos (Ex.: poços que utilizam bombas 
centrífugas submersas).
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Funções Principais
Funções Principais
Escoamento da 
Produção
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Escolha do tipo de UEP
 Fatores que influenciam na escolha do tipo de UEP:
 Lâmina d’água (LDA) na qual a unidade será instalada;
 Custo, disponibilidade de mercado e tempo de 
construção / adaptação;
 Tipo de completação: seca ou molhada;
 Outros.
Tipos de completação
 Completação Seca
 Completação Molhada
Localização da árvore de 
natal, se na superfície ou 
se no fundo do mar (poço 
submarino)
 Árvore de natal:
 Equipamento constituído por um 
conjunto de válvulas que é 
acoplado à cabeça de poço
 Objetivo de controlar e permitir a 
produção de fluidos 
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Completação Seca
Zona Produtora Zona Produtora
LD
A
Solo Marinho
Zona Produtora
Plataforma Fixa
Completação Molhada
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Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
Classificação Unidades de Produção
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Classificação Unidades de Produção
Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
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Jaqueta
 Plataformas montadas sobre estruturas, chamadas de 
jaquetas, que vão desde o leito marinho até uns 10 
metros acima do nível do mar.
 São instalados os diversos módulos, que vão compor a 
parte emersa da plataformas.
Jaqueta
 Limitadas a pequenas lâminas d’água < 200 m (limite 
econômico)
 Limite teórico cerca de 400 m
 Possibilitam completação seca e molhada 
 Não armazenam a produção
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Jaqueta
 Vantagens:
 Produção antecipada
 Capacidade de Workover (templates)
 Completação seca
 Desvantagens:
 Espaço limitado
 Sem reaproveitamento
 Difícil descomissionamento
Jaqueta
Maximum installation water depth: 412 m 
(Bullwinkle)
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Jaqueta
Pintura
Anodos de Sacrifício
Proteção anticorrosiva
 Sequência de instalação:
1. Fabricação da jaqueta e dos módulos (em terra):
Jaqueta
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 Sequência de instalação:
2. Transporte:
Jaqueta
 Sequência de instalação:
3. Lançamento e verticalização da jaqueta:
Jaqueta
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Jaqueta
 Sequência de instalação:
4. Cravação das estacas:
Jaqueta
Martelo
Estaca de 
fixação da 
jaqueta
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 Sequência de instalação:
5. Instalação dos módulos:
Jaqueta
Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
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 Plataformas fixas de concreto ou 
plataformas fixas de gravidade:
 Convés superior apoiado sobre três 
ou mais colunas esbeltas;
 As colunas ficam apoiadas sobre 
uma base inferior, formada de várias 
células unidas entre si e apoiadas 
diretamente sobre o fundo do mar
 Não necessita de estacas
 Permanece estável devido o peso e 
baixo centro de gravidade, situado 
bem próximo à base. 
Concreto
 Economicamente viáveis até LDAs em torno de 350m
 Permitem o uso de completação seca e molhada
 São capazes de armazenar a produção
 São transportadas totalmente prontas para a locação
 Muito robustas: capazes de suportar cargas ambientais 
extremas
Concreto
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 Sequência de instalação:
Concreto
 Permitem o armazenamento da produção
 Sistema de riser através das colunas da plataforma
Concreto
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Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
 Profundidade máxima da água de instalação: 
530 m (Petrônio)
 Instalação: semelhante a Jaquetas
 Movimentos leves podem ser evitados com 
sistema de amarração auxiliar
 Vantagens:
 A estrutura esbelta torna possível uma instalação 
mais profunda do que as Jaquetas
 Produção antecipada
 Capacidade de Workover (templates)
 Completação seca
 Desvantagens:
 Espaço limitado
 Sem reaproveitamento
 Difícil descomissionamento
Torre Complacente
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Torre Complacente
Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
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 Tension Leg Platform (TLP):
 Plataforma de pernas atirantadas
 Plataformas ancoradas verticalmente, nas quais o excesso 
de flutuabilidade do casco em relação à carga vertical 
total mantém o sistema de ancoragem permanentemente 
sob tração. 
TLP
 Utilizadas em águas profundas e ultra‐profundas;
 Permitem o uso de completação seca e molhada;
 Não são capazes de armazenar a produção;
 Podem ser transportadas totalmente prontas para a 
locação;
 Raio de ancoragem “nulo”;
 Cargas úteis de convés limitadas;
 Plataforma flutuante posicionada na locação por 
tendões verticais fixados no fundo do mar por estacas.
TLP
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 Vantagens:
 Sistema de ancoragem torna a estabilidade quase 
insensível em relação à condições ambientais
 Possível reaproveitamento
 Produção antecipada
 Capacidade de Workover (templates)
 Completação seca
 Desvantagens:
 Alto custo
 Baixa capacidade de peso
 Sistema de ancoragem com base em amarras tensionada 
é complexo e caro.
TLP
TLP
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TLP
 Estabilidade:
 Os movimentos de heave, pitch e 
roll são minimizados
 Os movimentos laterais no plano 
horizontal (sway e surge) são 
restritos
 As amplitudes de movimento 
aumentam com profundidade da 
lâmina d’água
TLP
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 Transporte:
 Preparação anterior da fundação sistema de ancoragem 
(estacas de sucção)
 Transporte até campo
TLP
 Transporte:
 Alguns tipos de TLPs não são transportados prontosaté a 
locação 
TLP
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 Transporte:
 Lastreia a plataforma
 Instala as amarras nas terminações de topo e de fundo 
(joints)
 Retira o lastro de forma controlada
TLP
Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
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 Plataforma Spar:
 Plataforma flutuante de casco cilíndrico e calado 
profundo
 Casco pode armazenar a produção de óleo 
 Sistema de ancoragem convencional
Spar
 Utilizadas em águas profundas e ultra‐profundas
 Permitem o uso de completação seca (baixo 
movimento de heave) e completação molhada
 São capazes de armazenar a produção
 Necessidade de içamento / acoplamento dos módulos 
do convés (offshore deck mating), ou seja, não são 
transportadas prontas para a locação
 O casco cilíndrico é ancorado e depois montado o 
convés 
 Possui construção barata e instalação cara
Spar
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 Vantagens:
 Sistema de ancoragem torna a 
estabilidade quase insensíveis às 
condições ambientais
 Baixo movimento heave
 Possível reaproveitamento
 Os risers são protegidos das 
condições ambiental 
 Capacidade de armazenamento
 Produção antecipada
 Capacidade de Workover
(templates)
 Completação seca
 Desvantagens:
 Alto custo de instalação
 Necessidade de instalação do 
convés na locação, exigindo 
embarcação cara e não disponível 
no Brasil para o içamento
Spar
Spar
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Spar
Calado
Casco cilíndrico e calado profundo
Aumento da estabilidade
Baixo movimento de heave
Permite a completação seca
 Tipos:
Spar
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 Classic SPAR: 
 Permite o armazenamento da 
produção
 Truss SPAR: 
 Parte do casco é composta por uma 
estrutura treliçada
 Redução de custos com material em 
projetos que não requeiram o 
armazenamento da produção
 Construção de placas horizontais 
para minimizar o movimento de 
heave
Spar
 Cell SPAR: 
 Terceira geração
 Substitui o corpo de flutuação único 
por cilindros menores
 Construção mais barata
 Ideal para campos marginais
Spar
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 Cilindro:
 Formação de vórtices no escoamento de um fluido em 
torno de um corpo cilíndrico
Spar
 Solução:
 Supressores de vórtices (strakes)
Spar
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 Instalação:
Spar
Transporte
Verticalização
Instalação das Linhas de 
Ancoragem
Instalação do Convés
 Instalação:
Spar
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Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
 Plataforma flutuante constituída de uma estrutura 
apoiada por colunas em flutuadores submersos 
(pontoons)
 Pontoons permitem que a estrutura se situe na 
superfície da água, minimizando os efeitos ou impactos 
das condições do mar
Semi‐Submersível
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 Utilizadas em águas profundas e ultra‐profundas
 Não permitem o uso de completação seca (elevada 
amplitude do movimento de heave)
 Não são capazes de armazenar a produção
 São transportadas totalmente prontas para a locação
Semi‐Submersível
 Podem ser fabricadas a partir da conversão de sondas 
SS: é comum aumentar a capacidade de flutuação 
(blisters ou sponsons), para permitir o acréscimo de 
cargas devido à planta de processo e risers
 Muito sensíveis ao aumento de peso no convés
 Tecnologia consolidada
 Alta flexibilidade para explotação do campo
Semi‐Submersível
4/3/2017
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 Vantagens:
 Pequenos movimentos até mesmo em más condições 
meteorológicas
 São construídos e testados em águas rasas, antes da instalação
 Profundidade de operação é limitada apenas pelo o sistema de 
ancoragem
 Possível reaproveitamento
 Sistema de amarração antecipada
 Arranjo subsea antecipado 
 Desvantagens:
 Capacidade de armazenamento baixo
 Árvores de natal molhadas são necessárias
Semi‐Submersível
Semi‐Submersível
4/3/2017
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 Componentes:
Semi‐Submersível
 Riser Deck:
Semi‐Submersível
4/3/2017
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 Ancoragem:
 Catenária Convencional
 Taut‐leg
Semi‐Submersível
 Lastro:
 Flutuabilidade controlada pelo sistema de lastro (crítico 
em uma SS)
Semi‐Submersível
4/3/2017
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 Armazenamento:
 Plataformas SS não têm capacidade de armazenar o óleo 
produzido.
 Precisam estar conectadas a um oleoduto de exportação 
ou enviarem a produção para um FPSO ou para um FSO
Semi‐Submersível
Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
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 Floating, Production, Storage and Offloading (FPSO):
 Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e 
Transferência
 Possui uma planta de processamento primário instalada 
em seu convés
 Pode ser obtido pela conversão de um antigo petroleiro
 Possui poços interligados (completação molhada)
FPSO
 Floating, Storage and Offloading (FSO):
 Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência
 Não tem planta de processamento primário
 Apenas armazena o óleo produzido por uma SS e o 
transfere a um navio aliviador
FSOs x FPSOs
FSO
Aliviador
Sem planta de 
processamento
4/3/2017
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 Utilizados em águas profundas e ultra‐profundas
 Não permitem o uso de completação seca, utilizam 
completação molhada
 São capazes de armazenar a produção
 São transportados totalmente prontos para a locação
 Ideais para regiões sem infraestrutura
 Grande área de convés e capacidade de carga
 Custo pouco sensível à variação de profundidade
 Cronograma reduzido para conversão a partir de 
petroleiros
 Fácil remover e instalar
FPSO
 Vantagens:
 Capacidade de armazenamento de alta
 Baixo custo associado às conversões
 São construídos e testados em águas rasas antes da instalação
 Limitação da profundidade de operação (lamina d’água) 
limitada apenas pelo sistema de ancoragem
 Possível reaproveitamento
 Sistema de ancoragem e sistema subsea antecipados
 Menor necessidade de infra‐estrutura (oleoduto ou FSO) 
 Desvantagens:
 Árvores molhadas são necessárias
 Risers possuem limitação de peso
 O sistema turret é complexo e caro
FPSO
4/3/2017
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FPSO
 Conversão:
FPSO
Casco Original P‐34Conversão
4/3/2017
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 Sistema de ancoragem:
FPSO
Ponto Único
(Single Point Mooring)
Distribuída
(Spread Mooring)
 Ancoragem em Ponto Único:
 Navio gira livremente (alinhamento com a 
resultante das cargas ambientais)
 O turret é complexo e existem poucos 
fabricantes no mundo (maior custo)
 Prazo maior de fabricação
 Necessidade de um sistema de 
transferência de fluidos da parte fixa para 
a parte móvel (Swivel)
 Distribuição radial dos risers favorece os 
arranjos com poços espalhados pela área 
do campo de produção
 Limitação de entrada de risers
 Melhores condições para operação de 
offloading
FPSO
4/3/2017
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 Turret:
FPSO
 Ancoragem Distribuída:
 Prazo menor de construção
 Menor custo de aquisição
 Maior espaço para suportação dos risers
 Chegadas dos risers restritasàs faces de 
bombordo ou boreste 
 Os risers são conectados ao longo de 
apenas um bordo da embarcação, o que 
pode acarretar em maiores 
comprimentos de linhas que o arranjo 
com ancoragem em ponto único
 Restrições de uso de navios de 
offloading
FPSO
4/3/2017
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 (A) Configuração de poços favorável a FPSOs Turret
 (B) Configuração de poços favorável a FPSOs Spread Moored
FPSO
Classificação Unidades de Produção
 Unidades Fixas:
 Jaqueta (Fixa de Aço)
 Concreto
 Torre Complacente
 Unidades Flutuantes:
 Com completação seca:
 Tension Leg Platform (TLP)
 Plataforma Spar
 Com completação molhada:
 Semi‐Submersível
 FPSO (Floating Production Storage and Offloading)
 Outros Tipos de UEPs
4/3/2017
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 Construção mais barata que a de 
um FPSO convencional  (casco 
50% do custo de um casco 
convencional)
 Viabiliza a produção de campos 
marginais
 O casco simétrico elimina pontos 
de alta concentração de tensão, 
demandando menos quantidade 
de aço na fabricação
 Maior estabilidade que um FPSO 
convencional (estudos para uso 
de completação seca)
 Também é uma derivação do 
conceito de semi‐submersível
Monocoluna
 Como na SPAR, o sistema de 
flutuação passa a ser composto por 
uma única coluna
 A diferença está principalmente no 
diâmetro (bem maior) e altura 
(bem menor) do cilindro
 Os movimentos de heave
geralmente são maiores que na 
SPAR
 Estuda‐se reduzir o heave com a 
adoção de um furo no fundo do 
casco
Monocoluna
4/3/2017
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 Navios similares aos FPSOs, excetuando a inclusão 
naqueles de uma torre para intervenção nos poços
 Altos riscos envolvidos: intervenção nos poços em conjunto 
com a produção
FPDSO
PROCESS
DRILLING/SUBSTRUCTURE
POWER GENERATION
TURRET+
MOORINGS THRUSTERS
LQOFF-
LOADING
 TLWP (Tension Leg Well Platform):
 Plataforma similar a uma TLP, porém de 
menor porte
 Não possui uma planta para processamento 
da produção, exportando a produção em 
regime multifásico
 Permite a completação seca (TLWP)
 Permite a completação molhada (TLWP ou 
FPSO)
 A produção de todos os poços é 
armazenada no FPSO
 Todo o óleo é processado no FPSO
 Solução adotada para campos de óleo 
pesados
 Campo de Papa‐Terra
FPSO + TLWP
4/3/2017
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 SWHP (SurfaceWellhead Platform):
 Abriga o módulo de perfuração /  completação e as árvores de 
natal secas (completação seca)
 Campo de Kizomba A ‐ Angola
FPSO + SWHP 
 Sem Plataforma???
 Laggan‐Tormore
 Taurt field
 Ormen Lange
Subsea to shore
4/3/2017
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 Compressão de gás
 Fonte de energia
 Remediação de 
hidrato 
 Controle remoto
Subsea to shore
4/3/2017
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UEPs x  Sondas
Riser
Flowline
Poço
ANM
Sonda UEP
Riser de 
Perfuração / 
Completação
Ferramenta 
de Instalação
 Diferenciam‐se um pouco das plataformas por possuírem 
equipamentos destinados às operações de perfuração e 
completação
 OBS: As plataformas fixas, torres complacentes, TLPs e 
SPARs (completação seca) também podem, além de 
produzir petróleo, realizar operações de perfuração e 
completação
 Existem unidades que são exclusivamente destinadas à 
perfuração e completação de poços:
 Sondas Semi‐Submersíveis (SS);
 Navios‐Sonda (NS);
 Sondas Auto‐Elevatórias (Jack‐up).
UEPs x  Sondas
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 Sondas Semi‐Submersíveis (SS):
 Elevado custo diário 
 Completação molhada 
 Sistema de Cabeça de Poço (BOP) 
posicionado no solo marinho 
 Operação dependente das condições 
marítimas
 Ondas e correntezas, principalmente 
movimentos de Heave
 Alto nível de complexidade dos 
equipamentos
 Sistema de segurança de poço submarino, 
sistema de movimentação de carga para 
compensar Heave, etc…
Sondas SS
 LDAs mais rasas: Ancoradas
 LDAs profundas e ultraprodundas :Posicionamento Dinâmico
Sondas SS
THRUSTERS
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 Navios‐Sonda (NS):
 Mais ou menos estáveis que as SS?
 Menos estáveis que as sondas SS
Sondas NS
 LDAs mais rasas: Ancoradas
 LDAs profundas e ultraprodundas: Posicionamento Dinâmico
Sondas NS
Sistema GPS de 
Posicionamento via Satélite
(Global Positioning System)
PoçoPonto deReferencia
Sistema GPS de 
Posicionamento via Satélite
(Global Positioning System)
PoçoPonto deReferencia
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 Auto‐Elevatórias (Jack‐up):
 Baixo custo do aluguel da sonda 
 Operação livre das condições marítimas 
 Perfura em lâmina d’água de até 130 m
 Normalmente transportadas por 
rebocadores
 Sistema de Cabeça de Poço (BOP) na 
plataforma (facilidade durante a 
perfuração)
 Baixo nível de complexidade dos 
equipamentos (tecnologia de uma sonda 
terrestre)
 Permite posicionamento em áreas com 
restrições no fundo do mar
Sondas Auto‐Elevatórias
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 Plataformas fixas de aço: 
 Na Petrobras são utilizadas em LDAs < 200m (LDAs rasas)
 No mundo são utilizadas em LDAs acima de 400m
 Permitem o uso de completação seca
 Não possuem capacidade de armazenamento
 Plataformas fixas de concreto: 
 Existem exemplos na Petrobras, mas não são mais utilizadas
 Muito utilizadas no Mar do Norte
 Permitem o uso de completação seca
 Podem armazenar a produção
UEPs
 Plataformas fixas tipo torre complacente:
 Não são utilizadas na Petrobras
 Muito utilizadas no GOM
 Podem ser utilizadas em LDAs acima de 500m
 Permitem o uso de completação seca
 Não armazenam a produção
UEPs
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 Plataformas TLP:
 Não são utilizadas na Petrobras (exceção em Papa‐Terra – TLWP)
 Muito utilizadas no GOM
 Podem ser utilizadas em LDAs profundas e ultra‐profundas
 Permitem o uso de completação seca
 Não armazenam a produção
 Plataformas SPAR:
 Não são utilizadas na Petrobras
 Muito utilizadas no GOM
 Podem ser utilizadas em LDAs profundas e ultra‐profundas
 Permitem o uso de completação seca
 Podem armazenar a produção
UEPs
 Plataformas semi‐submersíves:
 Muito utilizadas na Petrobras 
 LDAs profundas e ultra‐profundas
 Permitem o uso somente de completação molhada
 Não armazenam a produção
 Plataformas FPSO:
 São amplamente utilizadas na Petrobras
 LDAs profundas e ultra‐profundas
 Somente completação molhada
 Armazenam a produção
UEPs