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UFRJ

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17/01/2023

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“A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO”

Letícia Ribeiro Silva

Projeto de Graduação apresentado ao curso de
Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheira Naval e Oceânico.
Orientador: Carl Horst Albrecht

Rio de Janeiro
Fevereiro de 2017
i

A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO

Letícia Ribeiro Silva

PROJETO DE CONCLUSÃO DE CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA
APRESENTADO AO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA
POLITÉCNICA, UFRJ, COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS À OBTENÇÃO DO TÍTULO DE
BACHAREL EM ENGENHEIRA NAVAL E OCEÂNICA.
Examinada por:

________________________________________________
Prof. Carl Horst Albrecht, D.Sc.

________________________________________________
Prof. Severino Fonseca da Silva Neto, D. Sc.

________________________________________________
Prof.ª Juliana Souza Baioco, D. Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
FEVEREIRO DE 2017

Ribeiro Silva, Letícia
A influência da junta flexível na operabilidade da
atividade de perfuração / Letícia Ribeiro Silva. – Rio de
Janeiro: UFRJ, 2017.
XII, 64 p.: il., iv; 29,7 cm.
Orientador: Carl Horst Albrecht
Projeto de Graduação – UFRJ/ POLI/ Engenharia Naval e
Oceânica, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 63-64.
1. Perfuração. 2. Junta flexível. 3. Análise de
operabilidade. 4. Janela de Operação. I. Horst Albrecht,
Carl. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Engenharia Naval e Oceânica. III. A influência da
junta flexível na operabilidade da atividade de perfuração.

iii

DEDICATÓRIA

Dedico esse trabalho à memória de minha querida mãe, que foi durante toda sua vida
a minha maior incentivadora e torcedora. Por ela eu sigo em frente todos os dias.

AGRADECIMENTOS

Agradeço aos meus pais e minha irmã, que sempre me apoiaram e me incentivaram,
sem me deixar desistir nos momentos difíceis.
Ao meu namorado, Bruno Abreu, que me apoiou e me aguentou muito nos últimos
meses em que tive que estagiar e trabalhar nesse projeto. Sem todo o seu carinho e
compreensão eu não teria conseguido.
A minha amiga Tereza Mendes, que foi muito companheira em todos os momentos
que mais precisei. Aos amigos Leonardo Bastos, Bruno Paiva e Leandro Fernandes, meus
grandes amores.
Ao meu orientador, Professor Carl Horst Albrecht, por toda atenção e paciência.
Agradeço os meus amigos e colegas de trabalho na Wood Group que me ajudaram
muito com sua experiência e sabedoria, sempre com toda paciência e boa vontade do mundo.
Em especial ao Germain Venero e ao Leandro Muniz, que sempre encontravam tempo para
dar uma olhadinha nas minhas análises e resultados.
Aos meus amigos que fiz na faculdade. Eles foram essenciais nessa conquista que é a
formatura. Desde os primeiros dias de aula formamos uma família e andamos quase que de
mãos dadas por todos os períodos e percalços que a engenharia nos ofereceu. Eles fizeram
esses anos mais leves e mais felizes. Em especial a Amanda Zebulum, Juliana Viana, Marcela
Veríssimo, Bruno Nogueira, Gabriel Curty, Victor Garcia, Dirney Junior, Lucas Canzian, Nicolas
Xavier, Rafaela Motta, Rafael Fonseca, Richard Fahrnholz, Pedro Costa, Alan Kruczan, Fábio
Rossi, Amarildo Junior, Arthur Pereira, Leonardo Amoedo, Herbert Berckenhagen, Felipe
Gomes e André Amadei.

Resumo do Projeto de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento de Engenharia Naval
e Oceânica da Escola Politécnica, UFRJ, como parte dos requisitos necessários para a obtenção
do grau de Bacharel em Engenharia Naval e Oceânica.

A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE
DE PERFURAÇÃO

Letícia Ribeiro Silva

Fevereiro/2017

Orientador: Carl Horst Albrecht
Programa: Engenharia Naval e Oceânica

O presente projeto de graduação pretende comparar diferentes configurações das
juntas flexíveis de topo e de fundo de um riser de perfuração e os impactos gerados na
operabilidade do mesmo.
Para a junta flexível de topo serão variados apenas os ângulos limitantes, verificando
uma possível interferência gerada nos outros componentes do riser. Já para a junta de fundo
serão modificadas as propriedades de rigidez da junta, possibilitando uma avaliação quanto a
sua influência na janela da operação de perfuração.
Para o estudo proposto foi criado um modelo numérico no software DeepRiser, a fim de
simular a operação de um riser de perfuração em condições ambientais típicas da Bacia de
Santos. A consideração final do trabalho consiste em avaliar, com base nos resultados obtidos,
qual seria a configuração que apresenta comportamento mais adequado para a operação.
vi

Abstract of the Course Conclusion Project presented to the Department of Naval and Oceanic
Engineering of the Polytechnic School as a partial fulfillment of the requirements for the
degree of Bachelor in Naval and Oceanic Engineering (B.Sc.)

THE FLEX JOINT INFLUENCE IN THE DRILLING OPERABILITY

Letícia Ribeiro Silva

February/2017

Advisors: Carl Horst Albrecht
Department: Naval and Oceanic Engineering

This graduation project intends to compare some different upper and lower drilling riser
flex joints configurations and the impacts in the riser operability window.
The limiting angles will be varied for the upper flex joint to check a possible interference
generated to other riser components. The stiffness properties will be varied for the lower flex
joint, enabling an assessment of its influence in the drilling operability window.
For the proposed study a numerical model has been set in the DeepRiser software, in
order to simulate a drilling riser operation in typical Santos Basin environmental conditions.
The final consideration consists in evaluate, based in the results, which configuration presents
the most adequate behavior to the operation.

vii

Sumário

1. Introdução............................................................................................................................. 1
1.1 Contexto ........................................................................................................................ 1
1.2 Objetivos ....................................................................................................................... 3
2. Definições e Conceitos ......................................................................................................... 4
2.1 Risers ............................................................................................................................. 4
2.2 Riser de Perfuração ...................................................................................................... 4
2.2.1 Riser Tracionado no Topo ..................................................................................... 7
2.3 Componentes do Riser de Perfuração ......................................................................... 8
2.3.1 Sistema Tracionador .............................................................................................. 8
2.3.2 Diverter.................................................................................................................. 9
2.3.3 Junta Telescópica ................................................................................................ 10
2.3.4 Junta Padrão ........................................................................................................ 11
2.3.5 Junta Pup ............................................................................................................. 12
2.3.6 LMRP ...................................................................................................................12
2.3.7 Riser Adapter ....................................................................................................... 14
2.3.8 Cabeça de Poço ................................................................................................... 14
2.3.9 Choke e Kill .......................................................................................................... 15
2.3.10 Junta Flexível ....................................................................................................... 17
2.4 Processo de Perfuração .............................................................................................. 17
2.4.1 Método Rotativo ................................................................................................. 19
3. Metodologia ....................................................................................................................... 21
3.1 Análise de Operabilidade ........................................................................................... 21
3.1.1 Convenções ......................................................................................................... 21
3.2 Software ...................................................................................................................... 22
3.3 Modelação da Junta Flexível ...................................................................................... 23
3.4 Parâmetros da Modelação Comuns a todos os casos ............................................... 28
3.4.1 Embarcação ......................................................................................................... 28
3.4.2 Local da Perfuração ............................................................................................. 28
3.4.3 Profundidade ....................................................................................................... 29
3.4.4 Solo ...................................................................................................................... 29
3.4.5 Lama .................................................................................................................... 29
viii

3.4.6 Offset ................................................................................................................... 29
3.4.7 Corrente .............................................................................................................. 29
3.4.8 Onda .................................................................................................................... 30
3.4.9 Vento ................................................................................................................... 30
3.4.10 Overpull ............................................................................................................... 30
3.4.11 Stack Up ............................................................................................................... 30
3.4.12 Resumo dos Parâmetros ..................................................................................... 31
3.5 Critérios e Limites ....................................................................................................... 32
4. Casos de Estudo .................................................................................................................. 33
4.1 Caso 1 (Caso Base) ................................................................................................... 33
4.2 Caso 2 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5° ........................................... 34
4.3 Caso 3 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6° ........................................... 34
4.4 Caso 4 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° ........................................... 35
4.5 Caso 5 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 3° ............ 35
4.6 Caso 6 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 4° ............ 36
4.7 Caso 7 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips) .......................................... 36
4.8 Caso 8 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (300 kips) .......................................... 37
4.9 Caso 9 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (400 kips) .......................................... 37
5. Análise dos Resultados ....................................................................................................... 38
5.1 Caso 1 (Caso Base) ................................................................................................... 38
5.2 Caso 2 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5° ........................................... 41
5.3 Caso 3 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6° ........................................... 43
5.4 Caso 4 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° ........................................... 45
5.5 Caso 5 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 3° ............ 47
5.6 Caso 6 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 4° ............ 49
5.7 Caso 7 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips) .......................................... 52
5.8 Caso 8 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (300 kips) .......................................... 54
5.9 Caso 9 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (400 kips) .......................................... 56
5.10 Variações dos Parâmetros ....................................................................................... 58
6. Conclusões e Trabalhos Futuros ......................................................................................... 62
7. Bibliografia .......................................................................................................................... 63

Sumário de Figuras

Figura 1-1- Maiores reservas de petróleo, em bilhões de barris[1] .............................................. 1
Figura 2-1 - Exemplo de riser de perfuração[5] ............................................................................ 5
Figura 2-2 - Exemplo de juntas de um riser de perfuração. [6] .................................................... 6
Figura 2-3 - Exemplo de junta de um riser de perfuração. [6] ...................................................... 6
Figura 2-4 – Exemplo de riser tracionado no topo [3] .................................................................. 7
Figura 2-5 – Componentes de um riser de perfuração. [8] ........................................................... 8
Figura 2-6 – Exemplo de um sistema tracionador. [10] ................................................................ 9
Figura 2-7 – Exemplo de Diverter [10] ........................................................................................ 10
Figura 2-8 – Exemplo de junta telescópica [10] .......................................................................... 10
Figura 2-9 – Exemplo de junta telescópica [11] .......................................................................... 11
Figura 2-10 – Anel de tração da junta telescópica [10] ............................................................... 11
Figura 2-11 – Exemplo de junta padrão com módulo de empuxo acoplado [12] ....................... 12
Figura 2-12- Exemplo de juntas pup de diferentes tamanhos. [13]............................................ 12
Figura 2-13- Exemplo de LMRP acoplado ao BOP. [7] ................................................................ 13
Figura 2-14 - Exemplos de um riser adaptor. [10] ....................................................................... 14
Figura 2-15 - Exemplo de cabeça de poço conectado a casing. [10] .......................................... 15
Figura 2-16- Exemplo das linhas de choke e kill, destacadas em amarelo e azul. [16] ............... 16
Figura 2-17 - Choke e Kill manifold [21] ...................................................................................... 16
Figura 2-18 - Exemplode junta flexível. [10]............................................................................... 17
Figura 2-19 - Exemplo de casing com drillpipe. [17][18] ............................................................. 18
Figura 2-20- Exemplo de lama de perfuração atuando. [19] ...................................................... 19
Figura 2-21 - Ilustração de uma coluna de perfuração. [20] ....................................................... 20
Figura 2-22 - Ilustração de um processo de perfuração pelo método rotativo. [20].................. 20
Figura 3-1 - Convenção de direções upstream e downstream [22] ............................................ 21
Figura 3-2 Interface do usuário do programa computacional utilizado. [23] ............................. 22
Figura 3-3 Fenômeno conhecido como key seating.................................................................... 23
Figura 3-4 Curva de rigidez torcional 1 (200 kips) ....................................................................... 24
Figura 3-5 Curva de momento resultante 1 (200 kips) ............................................................... 25
Figura 3-6 Curva de rigidez torcional 2(300 kips) ........................................................................ 26
Figura 3-7 Curva de momento resultante 2 (300 kips) ............................................................... 26
Figura 3-8 Curva de rigidez torcional 3 (400 kips) ....................................................................... 27
Figura 3-9 Curva de momento resultante 3 (400 kips) ............................................................... 28
Figura 3-10 Stack up adotado ..................................................................................................... 31
Figura 5-1 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 1 .............................................. 39
Figura 5-2 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 1 ............................................ 39
Figura 5-3 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 1............................................ 40
Figura 5-4 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 1.......................................... 40
Figura 5-5 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 2 .............................................. 42
Figura 5-6 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 2............................................ 42
Figura 5-7 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 3 .............................................. 44
Figura 5-8 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 3............................................ 44
Figura 5-9 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 4 .............................................. 46
x

Figura 5-10 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 4.......................................... 46
Figura 5-11 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 5 ............................................ 48
Figura 5-12 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 5.......................................... 48
Figura 5-13 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 6 ............................................ 49
Figura 5-14 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 6.......................................... 50
Figura 5-15 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 7 .......................................... 53
Figura 5-16 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 7 ........................................ 53
Figura 5-17 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 8 .......................................... 55
Figura 5-18 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 8 ........................................ 55
Figura 5-19 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 9 .......................................... 57
Figura 5-20 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 9 ........................................ 57
Figura 5-21 Variação do Ângulo Médio da Junta Flexível de Topo ............................................. 59
Figura 5-22 Variação do Ângulo Médio da Junta Flexível de Fundo ........................................... 59
Figura 5-23 Variação do Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo .......................................... 60
Figura 5-24 Variação do Ângulo Máximo da Junta Flexível de Fundo ........................................ 60
Figura 5-25 Variação da Tensão de Von Mises no Riser ............................................................. 61
Figura 5-26 Variação do Momento na Cabeça do Poço .............................................................. 61

Sumário de Tabelas

Tabela 3-1 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 200 kips ............... 24
Tabela 3-2Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 300 kips................ 25
Tabela 3-3 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 300 kips ............... 27
Tabela 3-4 - Resumo dos parâmetros definidos ......................................................................... 31
Tabela 3-5 Critérios utilizados nas análises ................................................................................. 32
Tabela 4-1 - Parâmetros do Caso 1 (Caso Base) .......................................................................... 33
Tabela 4-2 - Critérios do Caso 1 (Caso Base) ............................................................................... 34
Tabela 4-3 - Parâmetros do Caso 2 ............................................................................................. 34
Tabela 4-4 - Critérios do Caso 2 .................................................................................................. 34
Tabela 4-5 - Parâmetros do Caso 3 ............................................................................................. 34
Tabela 4-6 - Critérios do Caso 3 .................................................................................................. 35
Tabela 4-7 - Parâmetros do Caso 4 ............................................................................................. 35
Tabela 4-8 - Critérios do Caso 4 .................................................................................................. 35
Tabela 4-9 - Parâmetros do Caso 5 ............................................................................................. 35
Tabela 4-10 - Critérios do Caso 5 ................................................................................................ 36
Tabela 4-11 - Parâmetros do Caso 6 ........................................................................................... 36
Tabela 4-12 - Critérios do Caso 6 ................................................................................................ 36
Tabela 4-13 - Parâmetros do Caso 7 ........................................................................................... 36
Tabela 4-14 - Critérios do Caso 7 ................................................................................................ 37
Tabela 4-15 - Parâmetros do Caso 8 ........................................................................................... 37
Tabela 4-16 - Critérios do Caso 8 ................................................................................................ 37
Tabela 4-17 - Parâmetros do Caso 9 ........................................................................................... 37
Tabela 4-18 - Critérios do Caso 9 ................................................................................................ 37
Tabela 5-1 Ângulos das juntas flexíveis nos Caso 1 ..................................................................... 38
Tabela 5-2 Janela de operação para o Caso 1 ............................................................................. 41Tabela 5-3 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 2 ....................................................... 41
Tabela 5-4 Janela de operação para o Caso 2 ............................................................................. 42
Tabela 5-5 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 3 ....................................................... 43
Tabela 5-6 Janela de operação para o Caso 3 ............................................................................. 44
Tabela 5-7 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 4 ....................................................... 45
Tabela 5-8 Janela de operação para o Caso 4 ............................................................................. 47
Tabela 5-9 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 5 ....................................................... 47
Tabela 5-10 Janela de operação para o Caso 5 ........................................................................... 48
Tabela 5-11 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 6 ..................................................... 49
Tabela 5-12 Janela de operação para o Caso 6 ........................................................................... 50
Tabela 5-13 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 7 ................................................... 52
Tabela 5-14 Janela de operação para o Caso 7 ........................................................................... 53
Tabela 5-15 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 8 ................................................... 54
Tabela 5-16 Janela de operação para o Caso 8 ........................................................................... 55
Tabela 5-17 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 9 ................................................... 56
Tabela 5-18 Janela de operação para o Caso 9 ........................................................................... 57
Tabela 6-1 Janelas de operação dos casos de estudo ................................................................. 62

1. Introdução
1.1 Contexto
Apesar da crise relacionada ao petróleo que se desenvolveu nos últimos anos ainda há
muito a ser explorado no Brasil e no mundo. A Figura 1-11-1 abaixo ilustra as reservas de
petróleo, em bilhões de barris, nos países do mundo que mais concentram essa matriz
energética.

Figura 1-1- Maiores reservas de petróleo, em barris[1]
2

Além disso, as laminas d’água a serem exploradas estão cada vez mais profundas,
aumentando os riscos e ainda a solicitação sobre a estrutura e equipamentos utilizados na
perfuração de poços de petróleo. A Bacia de Santos, por exemplo, abrange uma área de
aproximadamente 350 mil km² em lâminas d’água de até 3.000m [2]. A área é considerada
uma das mais promissoras do Brasil em exploração e produção, devido às descobertas
realizadas em sua seção pré-sal nos últimos anos, que poderão levar a região ao ranking das
dez maiores reservas de petróleo do mundo [2]. Diante desse contexto, é evidente a
necessidade de se entender cada vez melhor o comportamento do riser de perfuração durante
sua operação, para que seja possível realizar operações seguras e ainda com o menor custo
possível.

1.2 Objetivos
O objetivo desse trabalho é, através de análises realizadas por modelo de elementos
finitos, demonstrar a influência das juntas flexíveis de topo e de fundo de um riser de
perfuração na definição da janela operacional.
A conclusão consistirá na avaliação da possibilidade de operação de perfuração nas
condições criadas, analisando de que maneira os parâmetros variados impactam na
operabilidade do riser. Pode-se ainda selecionar qual seria a condição, dentre as avaliadas,
mais adequada para operar nas condições ambientais simuladas.
Este trabalho é consequência de um trabalho anterior, efetuado por Raphael Viana
Khalil [1], onde a operabilidade de um riser foi analisada.

2. Definições e Conceitos
2.1 Risers
Os risers, tubos que fazem a ligação entre os poços de petróleo, no solo marinho, e as
plataformas ou navios, na superfície, são considerados como uma das partes críticas de um
sistema de exploração offshore. Essas estruturas ficam continuamente sujeitas às ações
dinâmicas de ondas, correntes marítimas e movimento da plataforma, podendo ter o seu
comportamento influenciado pelas solicitações a que são submetidas. Especialmente no caso
de águas mais profundas, esses componentes passam a merecer atenção especial, visto que as
condições de pressão e temperatura em grandes profundidades não são as ideais para seu
funcionamento.
De acordo com a norma API RP 2RD [4], os risers podem ser classificados segundo a
sua finalidade, constituição da estrutura (material empregado na sua fabricação) e quanto a
sua configuração geométrica. Quanto à finalidade, um riser pode ser de perfuração,
completação, injeção, produção e de exportação.
Um riser de perfuração é aquele que tem como função proteger e guiar a coluna de
perfuração, permitindo o retorno do fluido de perfuração do poço para a plataforma. Os de
completação são utilizados nas operações de completação (conjunto de operações destinadas
a equipar o poço para produzir óleo ou gás, ou ainda injetar fluidos no reservatório). Os de
injeção são aqueles que injetam gás no poço para reduzir a densidade do petróleo e provocar
sua elevação para a superfície, ou injetam água ou gás no reservatório para aumentar a
pressão dentro do mesmo e melhorar o desempenho do poço. Os de produção são
responsáveis por conduzir o fluido bruto do poço para a superfície. Por fim, os risers de
exportação são utilizados para transportar o óleo e o gás da plataforma para outra unidade ou
a terra. [5]
2.2 Riser de Perfuração
Como o riser de estudo desse trabalho é de perfuração, este será o único tipo a ser
aprofundado. O riser de perfuração, o chamado drilling riser, ou marine riser, tem como
principal função proteger a coluna da broca de perfuração do poço, o chamado drillpipe.
Também tem a função de conduzir, através de seu anular, o influxo de fluidos indesejáveis
originados na perfuração, para que sejam eliminados. Além disso, conduz uma lama especial
para estabilizar o poço perfurado e manter uma pressão maior que a do reservatório, evitando
assim uma possível elevação do óleo durante a perfuração, ou, como é mais conhecido, um
blow out. A Figura 2-12-1 ilustra um exemplo de um riser de perfuração.
5

Figura 2-1 - Exemplo de riser de perfuração[6]
O riser de perfuração possui diferentes configurações dependendo das necessidades
de operação, as dimensões dependem da profundidade considerada para projeto e da
quantidade de flutuadores utilizados. Em geral, é uma tubulação de aço de perfil alongado
com duas linhas de diâmetros menores do lado externo, chamadas de choke e kill, e também
algumas linhas auxiliares para controle elétrico e hidráulico.
O tubo principal do riser de perfuração é utilizado para abrigar as juntas de perfuração,
que compõem o chamado drillpipe, e permitir o fluxo do fluido de perfuração. As linhas choke
e kill possuem alta pressão e são utilizadas para o controle do poço. O comprimento total do
riser de perfuração consiste da união destas juntas de perfuração de comprimentos padrões,
variando de 50 pés a 95 pés, conectadas entre si, acrescido do comprimento dos demais
componentes adicionados ao riser.
As Figura 2-2 e Figura 2-3 a seguir exemplificam juntas de um riser de perfuração.
6

Figura 2-2 - Exemplo de juntas de um riser de perfuração. [7]

Figura 2-3 - Exemplo de junta de um riser de perfuração. [7]
7

2.2.1 Riser Tracionado no Topo
O riser de estudo é do tipo TTR, top tensioned riser, ou seja, riser tracionado no topo.
Nesse tipo de configuração são utilizados risers rígidos de aço tracionados no topo por
flutuadores ou por tracionadoreshidráulicos, mantendo a tração constante, de forma a evitar
que o riser seja comprimido e ocorra a flambagem, além de limitar sua movimentação. A
Figura 2-4 ilustra um exemplo de riser tracionado no topo, apesar de ser um riser de produção.

Figura 2-4 – Exemplo de riser tracionado no topo [4]

2.3 Componentes do Riser de Perfuração
Define-se como estrutura do riser o conjunto de elementos que se estende desde o
DrillFloor, ou mesa rotativa, situada na embarcação, até o BOP (Blow Out Preventer) situado
no fundo do mar, sobre o poço.
Os componentes de um riser são selecionados a partir das condições esperadas
durante sua operação, afim de cumprir requisitos de tração, flambagem, tensões, tração de
topo, dentre outras. Uma breve descrição da função dos principais componentes do riser de
perfuração, e dos parâmetros de análise tais como flutuadores e RAO da embarcação
(Response Amplitude Operator) será feita, a fim de contextualizar e tornar mais claro o
desenvolvimento do projeto. A Figura 2-5 ilustra os componentes de um riser de perfuração.

Figura 2-5 – Componentes de um riser de perfuração. [8]

2.3.1 Sistema Tracionador
As unidades tracionadoras são utilizadas para aplicar força vertical ao topo do riser de
perfuração e assim controlar sua tração e deslocamento. As unidades são normalmente
9

localizadas próximas à periferia do drillfloor e fornecem uma tração axial praticamente
constante ao riser enquanto este se movimenta vertical e lateralmente em decorrência do
movimento da embarcação.
O número de unidades tracionadoras e a quantidade de tração aplicada determinam a
capacidade do sistema tracionador. O sistema é fundamental para garantir que a coluna de
riser esteja sempre sob esforços trativos, independentemente de sua posição, evitando o risco
de flambagem, que pode ocorrer caso haja compressão do riser.
Esse equipamento funciona com base em um sistema de polias e fluido hidráulico
sobre pressão. Quando a sonda sobe devido ao movimento das ondas, o cabo do tracionador é
comprimido e há uma alteração na pressão do fluido hidráulico tracionando a coluna com mais
intensidade. Quando a sonda desce, ocorre a alteração contrária e o sistema diminui a força de
tração aplicada à coluna. Esse sistema garante que a tração aplicada a coluna seja a mesma
durante toda operação. A Figura 2-6 exemplifica um sistema tracionador.

Figura 2-6 – Exemplo de um sistema tracionador. [9]

2.3.2 Diverter
Este é um componente utilizado para direcionar o fluido de perfuração que retorna do
poço ou para controlar o blowout e a camada superficial de gás.
O diverter redireciona para longe da sonda qualquer fluido que tenha passado para o
interior da coluna de riser, antes do fechamento do BOP, podendo ocorrer durante os
primeiros estágios da perfuração. É um equipamento importante pois reduz drasticamente o
risco de explosão no caso de um kick que tenha alcançado o riser.
A Figura 2-7 exemplifica um diverter.
10

Figura 2-7 – Exemplo de Diverter [9]

2.3.3 Junta Telescópica
A função básica da junta telescópica é compensar o movimento relativo translacional
entre a embarcação e o riser, gerado principalmente pela movimentação de heave devido às
condições de mar.
O equipamento é composto por dois cilindros concêntricos, um interno e outro
externo, vedados entre si. O interno é fixo ao diverter e o externo é anexado ao riser, cabos
tensionadores são ligados ao externo, permitindo tração. Somente o cilindro externo se
movimenta, buscando manter tração constante no riser. O curso (stroke) máximo da junta
varia de 45 a 65 ft.
A Figura 2-8 exemplifica uma junta telescópica.

Figura 2-8 – Exemplo de junta telescópica [9]
11

Figura 2-9 – Exemplo de junta telescópica [10]

A junta telescópica possui um elemento chamado anel de tração (ou tension ring) que
se localiza ao redor do cilindro externo e completa o sistema de aplicação de tração do riser,
desta forma, devido às altas tensões envolvidas pelos esforços do equipamento, tal
componente requer uma grande robustez por parte do tension ring.

Figura 2-10 – Anel de tração da junta telescópica [9]

2.3.4 Junta Padrão
A junta padrão do riser possui a função de compor o riser, conforme o mesmo está
sendo instalado, as juntas são posicionadas juntas no drillfloor e depois conduzidas para água
até atingir sua posição final. O trecho de juntas padrão do riser representa o principal
componente do sistema.
Uma variação comumente utilizada é a junta com módulos de flutuação anexados para
diminuir a tração atuante devido ao peso do riser. Como o módulo de empuxo acoplado
aumenta consideravelmente o diâmetro total a ser considerado, pode tornar a força de arrasto
crítica.
A Figura 2-11 exemplifica a junta padrão com módulo de empuxo acoplado.
12

Figura 2-11 – Exemplo de junta padrão com módulo de empuxo acoplado [11]

2.3.5 Junta Pup
As chamadas pup joints são juntas que possuem comprimento menor que o das juntas
padrão. Existem em diversos tamanhos diferentes e são utilizadas para acomodar os espaços
do riser que não podem ser preenchidos pelas juntas de tamanho tradicional. Ou seja, sua
função é ajustar o comprimento do riser, geralmente buscando atender o comprimento ideal
do curso da junta telescópica e seu curso médio.
A Figura 2-12 exemplifica juntas do tipo pup de diferentes tamanhos.

Figura 2-12- Exemplo de juntas pup de diferentes tamanhos. [12]

2.3.6 LMRP
O equipamento LMRP, Lower Marine Riser Package, fornece uma interface entre o
riser e o BOP, além de prover controle hidráulico das funções do BOP. A interface entre os
equipamentos é projetada de forma a ser possível descontá-los rapidamente em caso de
necessidade. Então, quando há uma emergência, seja por uma pane no sistema de
13

posicionamento dinâmico ou um mau tempo súbito, a desconexão pode ser feita de forma
segura.
O LMRP contém também um ou mais preventores anulares. Além de servir como mais
uma barreira para fechar o poço, este preventor anular deve ser acionado em caso de
desconexão de modo a evitar vazamento do fluido que está no interior do riser.
O conector entre o BOP e o LMRP é uma peça chave, fundamental para garantir a
desconexão segura da sonda com o poço, e funciona com base em um sistema hidráulico,
acionado automaticamente pelo sistema de controle da sonda caso as deflexões da coluna de
riser ultrapassem os limites considerados seguros.
A Figura 2-13 traz um exemplo de LMRP acoplado ao BOP.

Figura 2-13- Exemplo de LMRP acoplado ao BOP. [3]

2.3.7 Riser Adapter
O chamado riser adapter é uma junta de riser utilizada juntamente da junta flexível, a
fim de realizar a transição entre a mesma e o próprio riser, de forma a modificar a rigidez do
sistema de forma mais amena.
A Figura 2-14 traz um exemplo de um riser adapter.

Figura 2-14 - Exemplos de um riser adapter. [9]

2.3.8 Cabeça de Poço
A cabeça de poço, o chamado wellhead, é utilizada durante as operações de
perfuração, completação e produção. Sua função é controlar o conteúdo do poço, realizando o
fechamento do mesmo quando necessário, prevenindo vazamentos.
Esse equipamento é conectado à superfície do revestimento (casing) e todos os
revestimentos subsequentes instalados, depositados e selados imediatamente abaixo do BOP.
Também é responsável por conter a pressão na interface entre o BOP e os revestimentos, além
de permitir que as colunas do revestimento sejam suspensas de modo que seu peso não fique
sobre a sonda.
A Figura 2-15 exemplifica uma cabeça de poço conectada a um revestimento (casing).
15

Figura 2-15 - Exemplo de cabeça de poço conectado a casing. [9]

2.3.9 Choke e Kill
As linhas de choke e kill tem a função de controlar o poço e os chamados fluidos de
kick, ou seja, fluidosindesejados que saem do poço. A linha de kill geralmente é usada para
bombear fluido de perfuração mais pesado para dentro do poço durante operações de
controle de poço. Já a linha de choke é conectada ao BOP e possui uma válvula de
acionamento hidráulico que controla a abertura entre a linha e o poço.
As linhas de choke e kill são projetadas para resistirem altas pressões
causadas por kicks ou blowouts, que se originam do influxo de fluidos indesejáveis
partindo do poço para o espaço anular entre o riser de perfuração e a coluna de
perfuração. Dessa forma é possível circular os fluidos pressurizados do interior do poço de
forma controlada.
A Figura 2-16 exemplifica as linhas de choke e kill.
16

Figura 2-16- Exemplo das linhas de choke e kill, destacadas em amarelo e azul. [13]

Os fluidos circulados através das linhas de kill são direcionados para o choke e kill
manifold. Este equipamento é responsável por coletar e distribuir os fluidos que alcançam a
superfície durante o kick de acordo com sua composição. O manifold é um conjunto de
válvulas que podem ser acionadas manualmente e que controlam o caminho de escoamento
dos fluidos. A Figura 2-17 traz um exemplo de choke e kill manifold.

Figura 2-17 - Choke e Kill manifold [14]
17

2.3.10 Junta Flexível
A junta flexível tem a função de reduzir o momento fletor e as tensões que atuam sobre o
riser, devido aos carregamentos ambientais e deslocamentos da embarcação, prevenindo
danos ao sistema. Esse tipo de junta está posicionado no topo, a chamada upper flex joint,
instalada entre o diverter e a junta telescópica, e no fundo, a chamada lower flex joint,
instalada no LMRP.
A junta flexível é um componente importante para o presente estudo, pois seus
parâmetros serão variados de forma a identificar quais impactos surgirão em consequência de
tal variação. Por esse motivo, além da sua função aqui brevemente resumida, mais a frente
teremos uma abordagem um pouco mais detalhada sobre esta junta.
A Figura 2-18 exemplifica uma junta flexível.

Figura 2-18 - Exemplo de junta flexível. [9]

2.4 Processo de Perfuração
A primeira etapa do processo de perfuração é o posicionamento de tubulação no
fundo do mar, fincado no leito marinho. A tubulação — chamada de revestimento condutor
(conductor casing) — pode chegar a ter um metro de diâmetro. Tal dispositivo fica
permanentemente fixado no solo marinho. Como o dispositivo de elevação não se movimenta
no fundo do mar, ele serve também de referência para determinar a profundidade. A
perfuração em si ocorre dentro do dispositivo de elevação, que também é usado para conduzir
a lama de perfuração (líquido usado no processo de perfuração) à medida que ela retorna para
a superfície. O dispositivo de segurança chamado BOP (Preventor de Blowout) é montado no
leito marinho ou fixado à parte superior do dispositivo de elevação.
A Figura 2-19 traz um exemplo de revestimento (casing) com coluna de perfuração
(drillpipe).
http://www.planetseed.com/pt-br/sciencearticle/fluido-de-perfuracao-forca-vital-do-poco
18

Figura 2-19 - Exemplo de casing com drillpipe. [15][16]

O fluido de perfuração é uma mistura química que possui diversas finalidades, como
lubrificar e resfriar a broca de perfuração, que se aquece devido à fricção. Também controla a
pressão, evitando o fluxo de fluidos indesejados.
Durante a operação de perfuração o fluido de perfuração é bombeado através da linha
de broca, esse processo joga fluido de perfuração para fora da broca para ajudar a reduzir o
calor gerado pelo corte. Em seguida, carrega rochas e outros detritos de volta através do
condutor.
A Figura 2-20 ilustra a atuação de um fluido de perfuração.
19

Figura 2-20- Exemplo de fluido de perfuração atuando. [17]

2.4.1 Método Rotativo
O método rotativo consiste em descer rotacionando uma coluna de perfuração que
possui em sua extremidade uma broca; a sua rotação sobre a formação causa a fragmentação
da rocha. Com o objetivo principal de trazer para a superfície os cascalhos gerados, é injetado
por dentro da coluna de perfuração um fluido que passa através da broca e retorna através do
espaço anular existente entre a coluna de perfuração e as paredes do poço. O fluido é injetado
por bombas para o interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e
retorna à superfície através do espaço anular formado pelas paredes do poço e a coluna. À
medida que a rocha vai sendo esmerilhada e os cascalhos gerados são retirados, há o
aprofundamento do poço. [18]
A Figura 2-21 ilustra uma coluna de perfuração, ou drillpipe, e a Figura 2-22 ilustra o
processo de perfuração pelo método rotativo.
20

Figura 2-21 - Ilustração de uma coluna de perfuração. [18]

Figura 2-22 - Ilustração de um processo de perfuração pelo método rotativo.[18]
21

3. Metodologia
3.1 Análise de Operabilidade
A análise de operabilidade de um riser conectado é uma demanda frequente de
operadoras e empreiteiras do ramo de óleo e gás. A análise é feita a fim de identificar as
condições ambientais e offset admissíveis em que uma embarcação pode realizar uma
operação de perfuração em um poço, limitando a chamada janela de operação.
Esse tipo de estudo inclui, tipicamente, uma avaliação das condições chamadas de
drilling e non-drilling. Chama-se drilling quando o sistema está de fato em operação, com a
coluna de perfuração rotacionando dentro do riser. Chama-se non-drilling, quando o riser está
instalado,conectado ao poço, porém não está operando.
3.1.1 Convenções
Numa análise típica de operabilidade, todas as condições ambientais de corrente,
ondas e offset são modeladas agindo de forma colinear, ou seja, todas numa mesma direção e
sentido.
Outra convenção importante é sobre a direção relativa a movimentação da unidade
em operação. É utilizado “upstream” para se referir a direção que é contra a corrente,
denotado como offset positivo nas figuras e resultados finais. Opostamente utiliza-se
“downstream” para a direção a favor da corrente, denotando offset negativo. Essa convenção
é ilustrada na Figura 3-1.

Figura 3-1 - Convenção de direções upstream e downstream [19]

3.2 Software
Para a simulação da operação de perfuração foi utilizado o software de elementos
finitos DeepRiser, realizando análises dinâmicas de operabilidade.
O DeepRiser é uma ferramenta integrada de engenharia utilizada extensivamente na
indústria de perfuração, desenvolvido especialmente para aperfeiçoar e agilizar projetos e
análises de risers de perfuração e sistemas de risers de produção tracionados.
O programa combina um sistema intuitivo GUI (Graphical User Interface) com uma
poderosa ferramenta analítica onde os modelos são definidos voltados para a aplicação em
engenharia, possui um processo de análise altamente automatizado permitindo a definição de
múltiplos casos de carregamento e geração de resultados automatizados e customizados.

Figura 3-2 Interface do usuário do programa computacional utilizado. [20]

3.3 Modelação da Junta Flexível
Conforme já apresentado, a junta flexível tem a função de reduzir o momento fletor e
as tensões que atuam sobre o riser, devido aos carregamentos ambientais e deslocamentos da
embarcação, prevenindo danos ao sistema pois, quando o sistema está operando em condição
de drilling, sob grandes ângulos da junta flexível, há o risco de a coluna de perfuração
pressionar a parede interna do riser enquanto rotaciona em seu interior. Esse fenômeno
também é conhecido como key-seating.

Figura 3-3 Fenômeno conhecido como key seating

Para evitar que esse fenômeno ocorra, os ângulos das juntas flexíveis de fundo e de
topo são limitados, sendo muito frequentemente os principais limitantes para as janelas de
operação das análises de operabilidade.
A API RP16Q [21] recomenda que os seguintes limites sejam adotados:
 Ângulo médio da junta flexível limitado a 2°
 Ângulo máximo dinâmico da junta flexível limitado a 4°
Na condição de non-drilling, mencionada anteriormente nesta mesma seção, assume-
se que a coluna de perfuração está recolhida na superfície ou, pelo menos, não está
rotacionando. Dessa forma os riscos de dano por key seating são removidos e é possível adotar
limites maiores para o ângulo médio da junta, os seguintes limites são tipicamente adotados
para non-drilling.
 Ângulo médio da junta flexível limitado a 9°
 Ângulo máximo dinâmico da junta flexível limitado a 9°
Como no presente estudo se busca observar o comportamento da junta flexível,
apenas a condição de drilling foi adotada, pois é a condição em que a junta é considerada
crítica.
A modelação da junta flexível é feita através da determinação da sua rigidez torcional,
ou seja, qual a relação entre o ângulo resultante na junta e o momento aplicado devido ao
deslocamento e rotação da estrutura.
24

No geral as análises de operabilidade são feitas considerando a rigidez torcional como
uma constante, apenas atribuindo um valor a mesma. Nesse estudo, como forma de buscar
uma resposta melhor de comportamento da junta flexível do fundo, a rigidez torcional será
representada das duas formas: Nos casos de 1 a 6 será considerada uma rigidez constante e
nos casos de 7 a 9 a rigidez será representada por uma curva (rigidez não linear).
A seguir estão apresentadas as curvas de rigidez torcional e as de momento resultante
utilizadas para as simulações, associadas a valores de overpull. Os valores considerados para a
composição das curvas são valores típicos de juntas flexíveis existentes na indústria.
3.3.1 Curva de Rigidez Torcional 1 (200 kips)
Tabela 3-1 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 200 kips
Ângulo da
Junta (deg)
Rigidez Torcional
(ft-kips/deg)
Momento
Resultante (ft-kips)
0,5 2029,2 1014,6
1,0 1076,7 1076,7
1,5 754,6 1131,9
2,0 591,7 1183,4
2,5 493,0 1232,6
3,0 426,5 1279,6
3,5 379,0 1326,6
4,0 343,0 1372,0

Figura 3-4 Curva de rigidez torcional 1 (200 kips)

Figura 3-5 Curva de momento resultante 1 (200 kips)

3.3.2 Curva de Rigidez Torcional 2 (300 kips)
Tabela 3-2 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 300 kips
Ângulo da
Junta (deg)
Rigidez Torcional
(ft-kips/deg)
Momento
Resultante (ft-kips)
0,5 1964,9 982,4
1,0 1044,2 1044,2
1,5 732,7 1099,0
2,0 575,1 1150,2
2,5 479,6 1199,0
3,0 415,2 1245,6
3,5 369,2 1292,3
4,0 334,4 1337,4

Figura 3-6 Curva de rigidez torcional 2(300 kips)

Figura 3-7 Curva de momento resultante 2 (300 kips)

3.3.3 Curva de Rigidez Torcional 3 (400 kips)
Tabela 3-3 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 300 kips
Ângulo da
Junta (deg)
Rigidez Torcional
(ft-kips/deg)
Momento
Resultante (ft-kips)
0,5 1900,5 950,3
1,0 1011,7 1011,7
1,5 710,8 1066,2
2,0 558,5 1116,9
2,5 466,2 1165,4
3,0 403,9 1211,7
3,5 359,4 1258,0
4,0 325,7 1302,8

Figura 3-8 Curva de rigidez torcional 3 (400 kips)

Figura 3-9 Curva de momento resultante 3 (400 kips)

3.4 Parâmetros da Modelação Comuns a todos os casos
Nesta seção serão definidos os parâmetros utilizados na análise de operabilidade. Na
Seção 4 estão apresentados os casos simulados e os valores dos parâmetros variados.
3.4.1 Embarcação
As dimensões da embarcação influenciam na altura da mesa rotativa, local onde o riser
fica acoplado e também no posicionamento dos tracionadores. Além disso, simular seu
comportamento hidrodinâmico é essencial para a análise, essa representação é feita através
do RAO (Responde Amplitude Operator).
O RAO da embarcação é o responsável por representar a intensidade de resposta em
virtude de uma condição ambiental atuante. Nas análises propostas foram considerados
valores de RAO para uma sonda de perfuração típica.
3.4.2 Local da Perfuração
O local da perfuração definido para esse estudo é a Bacia de Campos, local típico de
perfurações de poços no Brasil e que possui condições ambientais bastante adversas. A Bacia
de Campos se localiza na costa norte do estado do Rio de Janeiro, estendendo-se até ao sul do
estado do Espírito Santo e possui aproximadamente 115.800 km². [2]
A principal influência do local de atuação para a análise é o mapeamento das
condições ambientais do local, através do METOCEAN DATA, composto por várias medições de
onda e corrente realizadas no local.
29

3.4.3 Profundidade
A profundidade é um dos principais influentes na determinação da janela operacional,
atuando em diferentes parâmetros tais como o comprimento do riser, a ordenação do stack-
up e a pressão atuante no riser. A profundidade definida para a realização das análises de
operabilidade é de 2400m.
3.4.4 Solo
As propriedades dos solos variam muito conforme a localização do poço, uma vez que
estão atreladas as suas composição e capacidades de resistência mecânica. Consideram-se
dois tipos de perfis de solo nas análises de operabilidade, UB (limite superior, chamado Upper
Bound) e LB (limite inferior, chamado Lower Bound). Para as análises realizadas, foi adotado o
perfil UB, permanecendo inalterado em todos os casos.
3.4.5 Lama
A lama de perfuração influência bastante na análise, pois sua densidade define o peso
da coluna do fluido contido no riser. Quanto maior a densidade utilizada maior será o peso da
coluna, aumentando também a tração de suspensão requerida do sistema.
A densidade da lama tem valores típicos entre 10 ppg e 16 ppg, para este estudo a
densidade é definida em 12 ppg e permanece inalterada em todos os casos.
3.4.6 Offset
Offset é o nome dado à variação da posição da embarcação em relação à posição
equivalente a acima do poço, também pode ser chamado de “passeio”. O offset é
caracterizado pelo deslocamento sofrido por uma unidade flutuante, que depende
diretamente das cargas ambientais atuantes na mesma, do sistema de ancoragem, da
geometria do casco abaixo da linha d’água e da parte do casco emersa e sujeita à ação dos
ventos.
Os valores de offset podem ser representados em função da porcentagem da lâmina
d’água ou em metros. Neste estudo são considerados valores de porcentagem em função da
profundidade de atuação, variando de -10% a 10%, com incremento de 1%.
3.4.7 Corrente
A intensidade da corrente varia de acordo com o local da perfuração e com o perfil de
profundidade, ou seja, a corrente varia conforme a profundidade e direção de incidência.
A forma mais adotada para se referir a intensidade de corrente é em relação à
periodicidade da ocorrência do maior valor registrado. Uma corrente de 1 ano se refere ao
registro de ocorrência da corrente com maior intensidade em um período de 1 ano.
O termo “não excedência”, representado por NEXC, representa a aplicação de uma
porcentagem de ocorrência sobre o tempo de 1 ano. Por exemplo, 80% NEXC representa uma
30

probabilidade de ocorrência da corrente de 20% (100% - 80%). Valores típicos utilizados
variam entre 50% NEXC e 1 ano. Nas análises realizadas foi considerada uma intensidade de
corrente de 95% NEXC, permanecendo inalterada em todos os casos.
3.4.8 Onda
A intensidade da onda também varia de acordo com o local da perfuração e não possui
um único valor em todas as direções de incidência e tampouco um único valor para um mesmo
período de onda.
A forma adotada para se referir a intensidade da onda também é em relação à
periodicidade de ocorrência do maior valor registrado. Uma onda de 1 ano se refere a onda
com maior probabilidade de ocorrer no período de 1 ano. Valores típicos utilizados variam
entre 2m a 15m de altura e períodos de onda de 8 a 15 segundos. Nas análises realizadasfoi
considerada uma intensidade de onda com altura de 4.75m e período de 9.5s.
3.4.9 Vento
A intensidade do vento varia conforme o local da operação e também não possui um
único valor em todas as direções de incidência.
A forma adotada para se referir à intensidade do vento também é em relação à
periodicidade da ocorrência do maior valor registrado. Um vento de 1 ano se refere ao registro
de ocorrência do vento com maior intensidade em um período de 1 ano.
Uma vez que a operação de perfuração não se estende por longo período de tempo, os
valores considerados para ventos não necessitam de tanto rigor quanto para a análise de riser
de produção ou nem são considerados. No presente estudo não há definição de valores para
intensidade de ventos em nenhum dos casos propostos para análise.
3.4.10 Overpull
Overpull é a tração aplicada em relação ao valor da tração de topo mínima. Valores
típicos utilizados variam entre 50 kips e 300 kips. A princípio define-se o valor de 200 kips para
a análise, porém, nos casos 7 a 9, esse valor varia juntamente com as propriedades de rigidez
da junta.
3.4.11 Stack Up
O stack up é a ordem de empilhamento das juntas e dos equipamentos que formam o
riser. A definição dessa ordem não possui nenhuma regra, depende apenas do inventário de
juntas que o navio sonda possui a bordo e da funcionalidade dos equipamentos. A imagem a
seguir apresenta o stack up utilizado nas análises desse estudo.
31

Figura 3-10 Stack up adotado

3.4.12 Resumo dos Parâmetros
Após a definição de todos os parâmetros, a Tabela 3-4 apresenta um resumo.
Tabela 3-4 - Resumo dos parâmetros definidos
Parâmetros
Embarcação Navio sonda típico
Local da Perfuração Bacia de Campos
Profundidade 2400m
Solo UB (Upper Bound)
Lama 12 ppg
Offset -10% a 10%, incremento de 1%
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Vento -
Overpull 200, 300 e 400 kips

3.5 Critérios e Limites
Os critérios apresentados na tabela a seguir são critérios já definidos anteriormente
com base na API RP 16Q [4] ou utilizados usualmente na indústria, de acordo com as
propriedades das juntas que compõem o riser.
Tabela 3-5 Critérios utilizados nas análises
Critérios
Ângulo Médio da Junta Flexível de Fundo (deg) 2.00
Ângulo Médio da Junta Flexível de Topo (deg) 2.00
Ângulo Máximo da Junta Flexível de Fundo (deg) 4.00
Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo (deg) 4.00
Máximo Curso da Junta Telescópica (ft) 52.25
Mínimo Curso da Junta Telescópica (ft) 2.75
Máximo Curso do Tensionador (ft) 47.50
Mínimo Curso do Tensionador (ft) 2.50
Tensão de Von Mises (ksi) 53.60
Mínima Tração Efetiva (kips) 0.00
Momento na Cabeça do Poço (kips.ft) 2400.00
Folga do Moonpool (ft) 1.00
Tensão de Flexão no Condutor (ksi) 45.00
Tensão de Flexão no Casing (ksi) 52.50

4. Casos de Estudo
Na indústria de perfuração de poços de petróleo as empresas operadoras têm alto
custo diário de operação. Dessa forma, a demanda da indústria é que os componentes
limitantes sejam estudados a fim de diminuir o conservadorismo nas análises de operabilidade
e aumentar a janela de operação dos risers de perfuração.
No trabalho “Cálculo Analítico da Janela de Operação da Atividade de Perfuração” [1],
concluiu-se que o principal fator limitante das análises é o ângulo máximo da junta flexível. Tal
ocorrido se deveu à escolha de profundidades muito elevadas para o estudo (1800m, 2100m e
2400m) que proporcionaram demasiadas curvaturas no riser, incrementadas pela alta
intensidade da corrente escolhida (1yr, 99NEXC e 95NEXC) em uma área de atuação conhecida
por possuir condições ambientais muito adversas (Bacia de Campos) e a utilização de uma
junta flexível com baixa capacidade de rigidez torcional.
No trabalho supracitado foram analisados mais de 3000 casos e suas janelas de
operação, deixando claro que a junta flexível é um componente crítico para atividade de
perfuração. Como o presente estudo busca analisar a influência da junta flexível nessa mesma
operação, o caso escolhido para tal é um dos casos críticos do trabalho mencionado [1].
Utiliza-se a profundidade mais crítica, de 2400m, corrente de 95NEXC, na mesma área de
atuação, a Bacia de Campos, para compor o caso a ser estudado.
A partir desse caso inicial, serão variados alguns parâmetros, buscando influenciar o
comportamento da junta nas análises simuladas. Para a junta de fundo, o parâmetro a ser
variado é a rigidez torcional, utilizando as curvas já apresentadas na Seção 3.3. Já para a junta
de topo, será variado diretamente o ângulo, modificando apenas os procedimentos de pós-
processamento. A seguir estão apresentadas as especificações de todos os casos considerados.
Serão apresentados apenas os parâmetros que estão sofrendo algum tipo de variação, os
demais permanecem constantes, como definidos na seção 3.4.
4.1 Caso 1 (Caso Base)
O primeiro caso a ser simulado é o chamado caso base, utilizando os ângulos limites
recomendados pela API RP 16Q [4] e todos os parâmetros como definidos na Seção 3.4.
Tabela 4-1 - Parâmetros do Caso 1 (Caso Base)
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg

Tabela 4-2 - Critérios do Caso 1 (Caso Base)
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 4°

4.2 Caso 2 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5°
Nesse caso será modificado o ângulo máximo limite da junta flexível de topo para 5°,
modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros
permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-3 - Parâmetros do Caso 2
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg

Tabela 4-4 - Critérios do Caso 2
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 5°

4.3 Caso 3 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6°
Nesse caso será modificado o ângulo máximo limite da junta flexível de topo para 6°,
modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros
permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-5 - Parâmetros do Caso 3
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg

Tabela 4-6 - Critérios do Caso 3
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 6°

4.4 Caso 4 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7°
Nesse caso será modificado o ângulo limite da junta flexível de topo para 7°,
modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros
permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-7 - Parâmetros do Caso 4
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg

Tabela 4-8 - Critérios do Caso 4
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 7°

4.5 Caso 5 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 3°
Nesse caso, além do ângulo máximo limite da junta flexível de topo ser modificado
para 7°, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 3°, modificando apenas os
critérios limitantes no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os
mesmos do Caso 1.
Tabela 4-9 - Parâmetros do Caso 5
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg

Tabela 4-10 - Critérios do Caso 5
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 3°
Ângulo Máximo da UFJ 7°

4.6 Caso 6 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 4°
Nesse caso, além do ângulo máximo limite da junta flexível de topo ser modificado
para 7°, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 4°, modificando apenas os
critérios limitantes no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os
mesmos do Caso 1.
Tabela 4-11- Parâmetros do Caso 6
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg

Tabela 4-12 - Critérios do Caso 6
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 4°
Ângulo Máximo da UFJ 7°

4.7 Caso 7 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips)
Nesse caso será modificado o parâmetro da rigidez linear, fazendo com que deixe de
ser linear e passando a ser representado pela Curva de Rigidez Torcional 1, definida em 3.3.1.
Tabela 4-13 - Parâmetros do Caso 7
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional Curva 1 [Figura 3-4]

Tabela 4-14 - Critérios do Caso 7
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 4°

4.8 Caso 8 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (300 kips)
Nesse caso será modificado o parâmetro da rigidez linear, fazendo com que deixe de
ser linear e passando a ser representado pela Curva de Rigidez Torcional 2, definida em 3.3.2.
Tabela 4-15 - Parâmetros do Caso 8
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 300 kips
Rigidez Torcional Curva 2 [Figura 3-6]

Tabela 4-16 - Critérios do Caso 8
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 4°

4.9 Caso 9 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (400 kips)
Nesse caso será modificado o parâmetro da rigidez linear, fazendo com que deixe de
ser linear e passando a ser representado pela Curva de Rigidez Torcional 3, definida em 3.3.3.
Tabela 4-17 - Parâmetros do Caso 9
Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 400 kips
Rigidez Torcional Curva 3 [Figura 3-8]

Tabela 4-18 - Critérios do Caso 9
Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 4°

5. Análise dos Resultados
Os resultados a seguir mostram, para cada caso, os ângulos limites das juntas flexíveis
para cada offset proposto. Nas tabelas estão destacados em verde os ângulos que estão
dentro do limite definido na Seção 3.5. Nos gráficos estão representados os valores para cada
offset e também a linha que representa o valor do ângulo limite utilizado como critério, dessa
forma é possível visualizar a janela de operação que é gerada por esses critérios limitantes.
Também em cada caso é mostrado, ao final, a tabela com a janela de operação gerada por
todos os parâmetros testados, evidenciando quais são os parâmetros limitantes assim como os
valores de offset limitantes downstream e upstream.
5.1 Caso 1 (Caso Base)
Tabela 5-1 Ângulos das juntas flexíveis nos Caso 1
Limite (deg) 2,00 2,00 4,00 4,00
Offset (% WD)
UFJ Ângulo
Médio (deg)
LFJ Ângulo
Médio (deg)
UFJ Ângulo
Máximo (deg)
LFJ Ângulo
Máximo (deg)
-10 5,45 2,21 7,74 2,45
-9 4,99 2,07 7,27 2,30
-8 4,50 1,92 6,84 2,13
-7 3,98 1,76 6,39 1,95
-6 3,44 1,56 5,90 1,74
-5 2,86 1,36 5,44 1,52
-4 2,24 1,14 4,88 1,30
-3 1,60 0,90 4,15 1,07
-2 0,93 0,66 3,50 0,80
-1 0,24 0,38 2,85 0,53
0 0,44 0,07 3,56 0,24
1 1,14 0,27 4,23 0,32
2 1,82 0,55 4,88 0,60
3 2,48 0,81 5,49 0,86
4 3,12 1,05 6,06 1,11
5 3,72 1,27 6,58 1,38
6 4,27 1,48 7,06 1,61
7 4,80 1,68 7,51 1,80
8 5,30 1,85 7,91 2,05
9 5,76 2,01 8,26 2,27
10 6,20 2,15 8,58 2,45

Figura 5-1 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 1

Figura 5-2 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 1
40

Figura 5-3 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 1

Figura 5-4 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 1

Tabela 5-2 Janela de operação para o Caso 1
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-2.76 UFJ Max Angle 0.66 UFJ Max Angle 3.42 (82.08m)

5.2 Caso 2 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5°
Tabela 5-3 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 2
Limite (deg) 2,00 5,00
Offset (% WD)
UFJ Ângulo
Médio (deg)
UFJ Ângulo
Máximo
(deg)
-10 5,45 7,74
-9 4,99 7,27
-8 4,50 6,84
-7 3,98 6,39
-6 3,44 5,90
-5 2,86 5,44
-4 2,24 4,88
-3 1,60 4,15
-2 0,93 3,50
-1 0,24 2,85
0 0,44 3,56
1 1,14 4,23
2 1,82 4,88
3 2,48 5,49
4 3,12 6,06
5 3,72 6,58
6 4,27 7,06
7 4,80 7,51
8 5,30 7,91
9 5,76 8,26
10 6,20 8,58

Figura 5-5 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 2

Figura 5-6 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 2

Tabela 5-4 Janela de operação para o Caso 2
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-3.63
UFJ Mean
Angle
2.20 UFJ Max Angle
5.83%
(139.92m)

5.3 Caso 3 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6°
Tabela 5-5 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 3
Limite (deg) 2.00 6.00
Offset (%
WD)
UFJ
Ângulo
Médio
(deg)
UFJ Ângulo
Máximo
(deg)
-10 5.45 7.74
-9 4.99 7.27
-8 4.50 6.84
-7 3.98 6.39
-6 3.44 5.90
-5 2.86 5.44
-4 2.24 4.88
-3 1.60 4.15
-2 0.93 3.50
-1 0.24 2.85
0 0.44 3.56
1 1.14 4.23
2 1.82 4.88
3 2.48 5.49
4 3.12 6.06
5 3.72 6.58
6 4.27 7.06
7 4.80 7.51
8 5.30 7.91
9 5.76 8.26
10 6.20 8.58

Figura 5-7 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 3

Figura 5-8 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 3

Tabela 5-6 Janela de operação para o Caso 3
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-3.63
UFJ Mean
Angle
2.27
UFJ Mean
Angle
5.9% (141.6m)
45

5.4 Caso 4 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7°
Tabela 5-7 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 4
Limite (deg) 2.00 7.00
Offset (%
WD)
UFJ Ângulo
Médio (deg)
UFJ Ângulo
Máximo
(deg)
-10 5.45 7.74
-9 4.99 7.27
-8 4.50 6.84
-7 3.98 6.39
-6 3.44 5.90
-5 2.86 5.44
-4 2.24 4.88
-3 1.60 4.15
-2 0.93 3.50
-1 0.24 2.85
0 0.44 3.56
1 1.14 4.23
2 1.82 4.88
3 2.48 5.49
4 3.12 6.06
5 3.72 6.58
6 4.27 7.06
7 4.80 7.51
8 5.30 7.91
9 5.76 8.26
10 6.20 8.58

Figura 5-9 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 4

Figura 5-10 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 4

Tabela 5-8 Janela de operação para o Caso 4
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-3.63
UFJ Mean
Angle
2.27
UFJ Mean
Angle
5.9% (141.6m)

5.5 Caso 5 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 3°
Tabela 5-9 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 5
Limite (deg) 3.00 7.00
Offset (%
WD)
UFJ Ângulo
Médio (deg)
UFJ Ângulo
Máximo
(deg)
-10 5.45 7.74
-9 4.99 7.27
-8 4.50 6.84
-7 3.98 6.39
-6 3.44 5.90
-5 2.86 5.44
-4 2.24 4.88
-3 1.60 4.15
-2 0.93 3.50
-1 0.24 2.85
0 0.44 3.56
1 1.14 4.23
2 1.82 4.88
3 2.48 5.49
4 3.12 6.06
5 3.72 6.58
6 4.27 7.06
7 4.80 7.51
8 5.30 7.91
9 5.76 8.26
10 6.20 8.58

Figura 5-11 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 5

Figura 5-12 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 5

Tabela 5-10 Janela de operação para o Caso 5
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-3.63
UFJ Mean
Angle
2.27
UFJ Mean
Angle
5.9% (141.6m)

5.6 Caso 6 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 4°
Tabela 5-11 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 6
Limite (deg) 4.00 7.00
Offset (%
WD)
UFJ Ângulo
Médio (deg)
UFJ Ângulo
Máximo (deg)
-10 5.45 7.74
-9 4.99 7.27
-8 4.50 6.84
-7 3.98 6.39
-6 3.44 5.90
-5 2.86 5.44
-4 2.24 4.88
-3 1.60 4.15
-2 0.93 3.50
-1 0.24 2.85
0 0.44 3.56
1 1.14 4.23
2 1.82 4.88
3 2.48 5.49
4 3.12 6.06
53.72 6.58
6 4.27 7.06
7 4.80 7.51
8 5.30 7.91
9 5.76 8.26
10 6.20 8.58

Figura 5-13 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 6
50

Figura 5-14 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 6

Tabela 5-12 Janela de operação para o Caso 6
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-3.72 Wellhead BM 4.46 Wellhead BM
8.18%
(196.32m)

Nos primeiros casos testados o objetivo maior era analisar se, aumentando o limite da
junta flexível de topo, algum outro componente do riser se tornaria crítico em seu lugar. Após
os casos 2, 3 e 4, verificou-se que o ângulo da junta de topo ainda se apresentava como
componente limitante da janela de operação, apesar de ter alternado do ângulo máximo para
o ângulo médio.
Nos casos 5 e 6 aumentou-se então o limite do ângulo médio da junta de topo
também. Só assim pode-se observar a mudança do componente limitante da janela, que se
tornou o momento na cabeça do poço. Conclui-se então que, se fosse possível operar com
limites menos conservadores para a junta flexível de topo, o momento na cabeça do poço, um
dos parâmetros mais preocupantes para a estrutura do riser, seria possivelmente o
componente mais crítico.
51

Tabela 5-13 Janelas de operação dos casos de estudo
Casos
Downstream
Offset
(%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset
(%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset
(%WD)
Caso 1
(Caso Base)
-2,76 UFJ Max Angle 0,66 UFJ Max Angle
3.42
(82.08m)
Caso 2 -
UFJ Ang Máx 5°
-3,63 UFJ Mean Angle 2,20 UFJ Max Angle
5.83%
(139.92m)
Caso 3 -
UFJ Ang Máx 6°
-3,63 UFJ Mean Angle 2,27 UFJ Mean Angle
5.9%
(141.6m)
Caso 4 -
UFJ Ang Máx 7°
-3,63 UFJ Mean Angle 2,27 UFJ Mean Angle
5.9%
(141.6m)
Caso 5 - UFJ Ang
Máx 7° e Méd 3°
-3,63 UFJ Mean Angle 2,27 UFJ Mean Angle
5.9%
(141.6m)
Caso 6 - UFJ Ang
Máx 7° e Méd 4°
-3,72 Wellhead BM 4,46 Wellhead BM
8.18%
(196.32m)
Caso 7 - LFJ Não
Linear (200kips)
-2,76 UFJ Max Angle 0,66 UFJ Max Angle
3.42%
(82.08m)
Caso 8 - LFJ Não
Linear (300kips)
-2,61 UFJ Max Angle 0,65 UFJ Max Angle
3.26%
(78.24m)
Caso 9 - LFJ Não
Linear (400kips)
-2,48 UFJ Max Angle 0,66 UFJ Max Angle
3.14%
(75.36m)

Os casos 3, 4 e 5 apresentam a mesma janela de operação, apesar de a janela
específica gerada pelo ângulo máximo da junta de topo aumentar. Isso acontece porque o
limitante passa a ser o ângulo médio da junta. Por isso os casos 5 e 6 seguem com a proposta
de aumentar o limite do ângulo médio também, para aí sim trazer mudanças visíveis, como no
caso 6.

5.7 Caso 7 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips)
Tabela 5-14 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 7
Limite (deg) 2.00 4.00
Offset (%
WD)
LFJ Ângulo
Médio (deg)
LFJ Ângulo
Máximo (deg)
-10 0.36 0.40
-9 0.34 0.38
-8 0.32 0.35
-7 0.29 0.32
-6 0.26 0.29
-5 0.22 0.25
-4 0.19 0.21
-3 0.15 0.18
-2 0.11 0.13
-1 0.07 0.09
0 0.02 0.04
1 0.05 0.05
2 0.09 0.10
3 0.13 0.14
4 0.17 0.19
5 0.21 0.23
6 0.25 0.27
7 0.28 0.30
8 0.31 0.33
9 0.33 0.37
10 0.35 0.40

Figura 5-15 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 7

Figura 5-16 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 7

Tabela 5-15 Janela de operação para o Caso 7
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-2.76 UFJ Max Angle 0.66 UFJ Max Angle 3.42% (82.08m)
54

5.8 Caso 8 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (300 kips)
Tabela 5-16 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 8
Limite (deg) 2.00 4.00
Offset (%
WD)
LFJ
Ângulo
Médio
(deg)
LFJ Ângulo
Máximo
(deg)
-10 0.35 0.38
-9 0.33 0.36
-8 0.30 0.33
-7 0.28 0.31
-6 0.25 0.28
-5 0.22 0.24
-4 0.18 0.20
-3 0.14 0.17
-2 0.11 0.13
-1 0.06 0.09
0 0.02 0.04
1 0.05 0.05
2 0.09 0.10
3 0.13 0.14
4 0.17 0.18
5 0.20 0.22
6 0.24 0.26
7 0.27 0.29
8 0.29 0.32
9 0.32 0.36
10 0.34 0.39

Figura 5-17 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 8

Figura 5-18 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 8

Tabela 5-17 Janela de operação para o Caso 8
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-2.61 UFJ Max Angle 0.65 UFJ Max Angle 3.26% (78.24m)
56

5.9 Caso 9 – Junta Flexível de Fundo Não Linear (400 kips)
Tabela 5-18 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 9
Limite (deg) 2.00 4.00
Offset (%
WD)
LFJ Ângulo
Médio (deg)
LFJ Ângulo
Máximo
(deg)
-10 0.33 0.36
-9 0.31 0.34
-8 0.29 0.32
-7 0.27 0.30
-6 0.24 0.27
-5 0.21 0.23
-4 0.18 0.20
-3 0.14 0.16
-2 0.10 0.12
-1 0.06 0.08
0 0.02 0.04
1 0.04 0.06
2 0.09 0.10
3 0.13 0.14
4 0.16 0.18
5 0.20 0.22
6 0.23 0.26
7 0.26 0.29
8 0.28 0.31
9 0.30 0.35
10 0.32 0.37

Figura 5-19 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 9

Figura 5-20 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 9

Tabela 5-19 Janela de operação para o Caso 9
Downstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Upstream
Offset (%WD)
Componente
Limitante
Janela de
Offset (%WD)
-2.48 UFJ Max Angle 0.66 UFJ Max Angle 3.14% (75.36m)

É possível observar claramente a enorme diferença entre os resultados obtidos com
modelação da rigidez como constante e como variável. Os casos 7, 8 e 9 apresentam os
resultados para modelação da rigidez como variável, com curvas de rigidez torcional
associadas aos valores de overpull de 200, 300 e 400, respectivamente. Os gráficos
apresentados nas Figura 5-15 a Figura 5-20 mostram como a janela operacional gerada
especificamente em relação a junta flexível de fundo é muito maior do que no caso 1, que
apresenta modelação da rigidez como constante, com janela representada nas Figura 5-1 e
Figura 5-3. Todos os valores de todos os offsets estudados estão dentro do valor limite dos
ângulos médio e máximo com folga, enquanto no caso 1 o ângulo médio excede o valor limite
em 4 dos offsets. Apesar disso, a janela de operação segue diminuindo, o que acontece porque
o componente limitante é o ângulo máximo da junta flexível de topo.
Através das Figura 5-21 a Figura 5-24 é possível reparar que o comportamento das
juntas flexíveis de topo e de fundo seguem o comportamento esperado. Conforme a rigidez
torcional da junta de fundo aumenta, menores são os seus ângulos medidos em um mesmo
offset, pois a movimentação da junta no fundo se torna mais restrita. Já o contrário ocorre
com a junta de topo e ângulos maiores são encontrados para a mesma, diminuindo a janela de
operação a cada caso.

5.10 Variações dos Parâmetros
Para avaliar melhor de que forma a variação da curva de rigidez torcional da junta
flexível impacta na janela de operação é importante observar como os principais parâmetros
variam também. Para isso foram gerados gráficos que apresentam a variação de cada um
desses parâmetros num mesmo offset, para os overpulls associados as curvas, de 200, 300 e
400 kips.

Figura 5-21 Variação do Ângulo Médio da Junta Flexível de Topo

Figura 5-22 Variação do Ângulo Médio da Junta Flexível de Fundo
60

Figura 5-23 Variação do Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo

Figura 5-24 Variação do Ângulo Máximo da Junta Flexível de Fundo

Figura 5-25 Variação da Tensão de Von Mises no Riser

Figura 5-26 Variação do Momento na Cabeça do Poço

A tensão de Von Mises é um dos componentes mais críticos e preocupantes para as
análises de operabilidade. Nos