inspecao_de_equipamentos_e_estruturas_offshore

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Brasília-DF. 
Inspeção de equIpamentos e estruturas 
OffshOre
Elaboração
Igor de Mesquita Figueredo
Produção
Equipe Técnica de Avaliação, Revisão Linguística e Editoração
Sumário
APRESENTAÇÃO ................................................................................................................................. 5
ORGANIZAÇÃO DO CADERNO DE ESTUDOS E PESQUISA .................................................................... 6
INTRODUÇÃO.................................................................................................................................... 8
UNIDADE I
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE ................................................................ 11
CAPÍTULO 1
PROCESSOS E OPERAÇÕES OFFSHORE .................................................................................. 11
CAPÍTULO 2
EQUIPAMENTOS OFFSHORE .................................................................................................... 16
CAPÍTULO 3
ESTRUTURAS OFFSHORE .......................................................................................................... 22
UNIDADE II
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE ........................................................................................... 28
CAPÍTULO 1
NORMAS E ALGUNS CONCEITOS IMPORTANTES ...................................................................... 28
CAPÍTULO 2
INSPEÇÃO REMOTA – ROV ..................................................................................................... 35
CAPÍTULO 3
INSPEÇÃO DE RISERS ............................................................................................................. 40
CAPÍTULO 4
INSPEÇÃO DE DUTOS RÍGIDOS SUBMARINOS .......................................................................... 52
UNIDADE III
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE ................................................................................................. 56
CAPÍTULO 1
INSPEÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS ........................................................................................ 56
CAPÍTULO 2
INSPEÇÃO DE TENSION LEGS ................................................................................................. 60
CAPÍTULO 3
INSPEÇÃO DE FPS .................................................................................................................. 65
UNIDADE IV
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL ......................... 69
CAPÍTULO 1
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS TOPSIDE ........................................................................................ 69
CAPÍTULO 2
INSPEÇÃO DO SISTEMA DE TOCHA ......................................................................................... 74
CAPÍTULO 3
ESTRUTURAS EÓLICAS OFFSHORE ........................................................................................... 79
CAPÍTULO 4
INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL ...................................................................................... 82
REFERÊNCIAS ................................................................................................................................. 90
5
Apresentação
Caro aluno,
A proposta editorial deste Caderno de Estudos e Pesquisa reúne elementos que se 
entendem necessários para o desenvolvimento do estudo com segurança e qualidade. 
Caracteriza-se pela atualidade, dinâmica e pertinência de seu conteúdo, bem como pela 
interatividade e modernidade de sua estrutura formal, adequadas à metodologia da 
Educação a Distância – EaD.
Pretende-se, com este material, levá-lo à reflexão e à compreensão da pluralidade 
dos conhecimentos a serem oferecidos, possibilitando-lhe ampliar conceitos 
específicos da área e atuar de forma competente e conscienciosa, como convém 
ao profissional que busca a formação continuada para vencer os desafios que a 
evolução científico-tecnológica impõe ao mundo contemporâneo.
Elaborou-se a presente publicação com a intenção de torná-la subsídio valioso, de modo 
a facilitar sua caminhada na trajetória a ser percorrida tanto na vida pessoal quanto na 
profissional. Utilize-a como instrumento para seu sucesso na carreira.
Conselho Editorial
6
Organização do Caderno de 
Estudos e Pesquisa
Para facilitar seu estudo, os conteúdos são organizados em unidades, subdivididas em 
capítulos, de forma didática, objetiva e coerente. Eles serão abordados por meio de textos 
básicos, com questões para reflexão, entre outros recursos editoriais que visam tornar 
sua leitura mais agradável. Ao final, serão indicadas, também, fontes de consulta para 
aprofundar seus estudos com leituras e pesquisas complementares.
A seguir, apresentamos uma breve descrição dos ícones utilizados na organização dos 
Cadernos de Estudos e Pesquisa.
Provocação
Textos que buscam instigar o aluno a refletir sobre determinado assunto antes 
mesmo de iniciar sua leitura ou após algum trecho pertinente para o autor 
conteudista.
Para refletir
Questões inseridas no decorrer do estudo a fim de que o aluno faça uma pausa e reflita 
sobre o conteúdo estudado ou temas que o ajudem em seu raciocínio. É importante 
que ele verifique seus conhecimentos, suas experiências e seus sentimentos. As 
reflexões são o ponto de partida para a construção de suas conclusões.
Sugestão de estudo complementar
Sugestões de leituras adicionais, filmes e sites para aprofundamento do estudo, 
discussões em fóruns ou encontros presenciais quando for o caso.
Atenção
Chamadas para alertar detalhes/tópicos importantes que contribuam para a 
síntese/conclusão do assunto abordado.
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Saiba mais
Informações complementares para elucidar a construção das sínteses/conclusões 
sobre o assunto abordado.
Sintetizando
Trecho que busca resumir informações relevantes do conteúdo, facilitando o 
entendimento pelo aluno sobre trechos mais complexos.
Para (não) finalizar
Texto integrador, ao final do módulo, que motiva o aluno a continuar a aprendizagem 
ou estimula ponderações complementares sobre o módulo estudado.
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Introdução
Olá a todos! Dando continuidade ao curso de Engenharia de Inspeção 
de Equipamentos e Materiais, apresentamos a disciplina de Inspeção de 
Equipamentos e Estruturas Offshore. Essa disciplina, como sugere o título, 
foca a inspeção de variados tipos de equipamentos e estruturas utilizados na 
indústria offshore, com ênfase na indústria petrolífera, que é responsável por 
grande parte das operações realizadas em alto mar.
Operações offshore são aquelas realizadas fora da costa e não se limitam apenas 
à exploração de petróleo. Já existem, por exemplo, algumas regiões nas quais são 
produzidas energia eólica em alto mar, além de “geração” de energia das marés e de 
correntes marítimas. Porém, o texto deste caderno de estudos será voltado mais para 
a indústria petrolífera.
Observe, neste material, que o fato de a operação ser offshore, seja ela qual 
for, já impõe diversas dificuldades para ser realizada, aumentando 
consideravelmente os custos de operação, os desafios logísticos, os riscos 
associados, os critérios de escolha de materiais e equipamentos etc.
A elaboração deste material de estudos foi realizada através do uso de livros, 
artigos, apresentações em congressos, e normas nacionais e internacionais que 
versam sobre a inspeção de equipamentos e estruturas offshore.
Objetivos
 » Unidade I: visa mostrar aos alunos uma visão geral dos equipamentos 
e processos offshore. Dessa forma, o entendimento da inspeção 
de equipamentos e estruturas offshore será facilitado quando se 
conhecem suas funcionalidades. 
 » Unidade II: começa a discutir a inspeção de equipamentos e 
estruturas offshore propriamente dita. Primeiro, com uma visão 
geral e definições de termos que serão utilizados no decorrer deste 
caderno. Depois, é mostrada a apresentação de ROVs, que são 
fundamentais para a realização de diversas operações submarinas 
e, por fim, uma ampla discussão sobre a inspeção de componentesessenciais à produção de petróleo: os risers.
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 » Unidade III: tem como objetivo fornecer as definições e 
procedimentos relacionados às plataformas fixas, plataformas 
TLPs e navios-sonda FPS e FPSO. Toda essa unidade é baseada em 
normas internacionais, deixando claro para o aluno a importância 
do tema.
 » Unidade IV: Finalizando o caderno de estudos, tal unidade visa 
mostrar como é realizada a inspeção em estruturas e sistemas de 
grande porte (topside e sistema de tocha) em unidades de exploração 
offshore. Além disso, mostrar um pouco sobre a inspeção de estruturas 
eólicas offshore e a inspeção na construção naval.
Não custa nada lembrar que a inspeção de equipamentos e estruturas é um 
problema de engenharia, isto é, através de um planejamento adequado, o 
Engenheiro de Inspeção é capaz de reduzir custos e garantir a segurança de 
uma operação ou de uma unidade de exploração. E quando se fala em custos de 
operações offshore, acredite, é muito dinheiro.
Então, vamos lá! Bons estudos!
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UNIDADE I
CONCEITOS E 
FUNDAMENTOS DAS 
OPERAÇÕES OFFSHORE
A Unidade I apresenta uma visão global dos principais conceitos, fundamentos, 
estruturas e outros pontos importantes que serão abordados posteriormente nas 
outras unidades deste caderno. 
CAPÍTULO 1
Processos e operações offshore
O petróleo no Brasil – um breve histórico
Certamente todos vocês já ouviram falar no pré-sal, não é mesmo? Sem dúvida 
alguma, este assunto é o principal responsável pela popularização (ou até 
introdução) do termo offshore na Língua Portuguesa.
Contudo, antes de discutirmos acerca do pré-sal e da exploração offshore, 
vamos dar uma olhada rápida na história da produção de petróleo no 
território brasileiro. Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e 
Biocombustíveis (ANP), a primeira vez que jorrou petróleo no Brasil foi em 
1939, na cidade de Lobato – BA, mas o primeiro poço comercialmente viável 
foi explorado somente em 1941 em Candeias – BA, mesmo que ainda de forma 
rudimentar.
Com o passar do tempo, a indústria, principalmente a automobilística, foi 
exigindo cada vez mais atenção à exploração e ao tratamento do petróleo nacional. 
Assim, foram criadas algumas refinarias e, em 1953, o governo federal fundou a 
Petrobras, com o objetivo de monopolizar todas as etapas da indústria petrolífera, 
com exceção da distribuição. 
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UNIDADE I │ CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE
A atenção sobre o “ouro negro” cresceu cada vez mais, fazendo necessárias a fundação 
de laboratórios, centro de estudos e agências reguladoras, dentre elas a ANP (na época, 
Agência Nacional do Petróleo), em 1997. Em 2007 foi descoberto o campo de Lula 
na Bacia de Santos, o primeiro do pré-sal, que hoje, em 2019, corresponde ao maior 
produtor de petróleo e gás no Brasil.
Segundo Thomas (2004), o primeiro poço de petróleo offshore brasileiro foi descoberto 
na década de 1960 em Sergipe, no campo de Guaricema. Para se ter uma noção da 
evolução da exploração offshore no Brasil, a Petrobras explorava petróleo no máximo 
até 124 metros no ano de 1977 e atualmente existem reservatórios do pré-sal além dos 
2000m de profundidade!
Com base em dados da ANP, no ano de 2000, o Brasil produziu 71.643.694 m3 de 
petróleo, dos quais 59.510.401 m3 foram produzidos em unidades offshore, cerca de 
83,1 % da produção total. 
Já em 2018, foram produzidos mais do que o dobro do ano 2000, isto é, 150.102.686 
m3 de petróleo em todo território brasileiro, sendo 143.640.218 m3 em unidades de 
produção offshore. Em outras palavras, cerca de 95,7 % da produção brasileira de 
petróleo é proveniente de estruturas localizadas no mar, a maior parte delas em campos 
do pré-sal.
Na Tabela 1, os dados de produção de petróleo da ANP são apresentados de forma mais 
detalhada para os últimos 10 anos, destacando-se a quantidade produzida em unidades 
de exploração offshore e a porcentagem de produção da exploração offshore em relação 
ao total.
Observe o aumento considerável da porcentagem de óleo produzido em estruturas 
offshore em relação à produção total no território brasileiro, aumentando de 90,8 % 
(que já uma fração elevada) para 95,7 % nos últimos 10 anos.
Tabela 1. Produção de petróleo no Brasil nos últimos 10 anos (em m3).
Ano Produção total Produção offshore Porcentagem (%)
2009 1,13 x108 1,03 x108 90,8
2010 1,19 x108 1,09 x108 91,2
2011 1,22 x108 1,12 x108 91,4
2012 1,20 x108 1,09 x108 91,2
2013 1,17 x108 1,07 x108 91,4
2014 1,31 x108 1,21 x108 92,5
2015 1,41 x108 1,32 x108 93,4
2016 1,46 x108 1,37 x108 94,0
2017 1,52 x108 1,45 x108 95,2
2018 1,50 x108 1,44 x108 95,7
Fonte: ANP, 2019.
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CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
Portanto, perceba a complexidade das operações de engenharia para explorar 
e produzir petróleo atualmente. São essas questões que nos motivam a estudar 
e expandir as possibilidades a respeito das operações offshore, dentre elas a 
inspeção de equipamentos e estruturas dessa área.
Dificuldades em operações offshore
Existem diversas dificuldades relacionadas à realização de operações offshore. 
Como já mencionado anteriormente, cada dia mais o petróleo é explorado em 
maiores profundidades, isto é, para explorá-lo, são necessários estruturas e 
equipamentos cada vez mais complexos e específicos para operar em lâminas 
d’água cada vez maiores. 
Um exemplo claro dessas barreiras de operar em altas profundidades é o grande 
número de dutos flexíveis utilizados para transportar o fluido produzido do fundo 
do mar até unidade exploradora (leia-se plataforma). Os dutos rígidos, antes 
adotados, têm dificuldades de operar em altas profundidades devido às condições 
de pressão e consequente tendência de rompimento.
Uma apresentação mais específica dos dutos rígidos e flexíveis será feita no 
Capítulo 2 desta unidade.
Aliado a isso, muitos novos materiais são empregados nas operações offshore, 
principalmente titânio e polímeros. Apesar de não ser algo diretamente danoso à 
operação, a implementação de novidades em condições tão adversas de operação 
gera novos desafios e mais tempo para que haja adequação e, consequentemente, 
otimização dos processos. 
A logística de operações offshore também representa um problema significativo, 
aumentando consideravelmente o preço em relação a uma operação semelhante 
em terra. As condições de solo e climáticas, tais como o vento, as fortes ondas etc. 
(juntamente com os danos que elas causam), a distância da estrutura para o ponto 
de distribuição de óleo e gás, e a forma de transporte dos produtos são importantes 
pontos que dificultam e oneram as operações offshore.
Na Figura 1 estão representadas algumas plataformas ao fundo em um bonito 
horizonte. 
14
UNIDADE I │ CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE
Figura 1. Plataformas de exploração de petróleo offshore.
Fonte: https://cdn.pixabay.com/photo/2014/05/28/08/05/oil-platform-356282_960_720.jpg.
Por mais que pareça uma ilustração fora de foco, a intenção do autor é oferecer 
ao aluno uma representação próxima da real. Observe que as plataformas estão 
distantes uma das outras, que, por sua vez, provavelmente estão a algumas milhas 
náuticas da costa. Agora, imagine que estas estruturas estão produzindo milhares de 
barris de petróleo por dia. Além disso, imagine as dificuldades citadas anteriormente 
e perceba o quão complexo é trabalhar com operações offshore, concorda?
No decorrer deste caderno, tente colocar nas entrelinhas a magnitude das 
operações offshore para, assim, ter noção de quão essencial é realizar a inspeção 
das estruturas e dos equipamentos offshore de maneira correta e segura. 
Erros humanos em operações offshore
O ser humano é passível de erros em todas as atividades que realiza. Contudo, em 
condições adversas de operação em alto mar, os erros humanos são evidenciados e 
elevados à enésima potência, principalmente devido às consequências operacionais 
e econômicas que eles causam. 
Uma provada preocupação que existe sobre o assunto é o número de estudos 
atuais acerca do assunto, entre eles o estudo de Abaei et al. (2019). Apesar do 
elevado grau tecnológico, com automatização em diversos serviços (inclusive 
o de inspeção!), praticamente todos os setores das operações offshore são 
15
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
realizados por humanos (projeto, construção, operação, gerenciamento, 
manutenção etc.). 
De forma mais clara, atualmente se faz necessário até a predição da incerteza 
das atividades humanas, prevendo todas as possíveis causas de erros 
humanos e gerando modelos que calculam e identificam as consequências 
das ações humanas e os riscos operacionais. Isso é importante de modo a 
prevenir possíveis erros e garantir (ou pelo menos tentar) a segurança geral 
e a confiabilidade das operações offshore como um todo. 
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CAPÍTULO 2
Equipamentos offshore
Visão geral de equipamentos offshore
Uma unidade de exploração offshore é composta por diversos sistemas de 
equipamentos, com as mais variadas utilidades e funções. Segundo Thomas 
(2004), dentre os sistemas de uma unidade de exploração, pode-se citar:
 » Sistema de movimentação de cargas: como o nome sugere, este é 
o sistema que permite mover e transferir diversos equipamentos 
pesados e grandes em uma unidade de exploração. Tal sistema é 
composto pelo guincho, bloco de coroamento, conjunto de polias 
(catarina), elevador etc.
 » Sistema de geração e transmissão de energia: a energia pode ser 
gerada a partir da fiação elétrica proveniente da costa (muito raro 
por questões logísticas, por motores diesel ou por turbinas a gás que 
acionam os geradores da unidade de exploração).
 » Sistema de rotação: tal sistema é utilizado na fase de perfuração de 
um poço de petróleo e é composto pela mesa rotativa, kelly, cabeça de 
injeção ou swivel, top drive, motor de fundo e pela broca.
 » Sistema de circulação: sistema adotado na fase de perfuração e 
estimulação do poço de petróleo que permite a circulação dos fluidos 
de perfuração, completação e os utilizados na estimulação pelo espaço 
anular ou pelo próprio riser (a depender da finalidade da injeção do 
fluido).
 » Sistema de segurança, monitoramento e controle: sistema composto 
principalmente pelo BOP (Blowout Preventer), que é um conjunto 
de válvulas que têm a função de prevenir a ocorrência de blowouts 
e kicks. Nesse sistema também existem diversos tipos de sensores 
de pressão, temperatura etc., tudo isso conectado a uma sala de 
controle.
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CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
Árvore de natal molhada (ANM)
As ANMs são instaladas no fundo do mar com o objetivo de servir de apoio para 
os cabos umbilicais, que são os responsáveis por transmitir sinais de controle 
de um painel localizado na superfície da unidade exploradora para um conjunto 
de válvulas da ANM. Segundo Thomas (2004), de acordo com a disposição dos 
cabos umbilicais, a complexidade da organização e as condições de instalação e 
operação, as ANMs podem ser classificadas como:
 » ANM-DO (“diver operated”): esse tipo de ANM é operada 
manualmente pelo mergulhador, sendo tal profissional o 
responsável por controlar as válvulas e conexões. Devido a sua 
simplicidade, a ANM-DO é de baixo custo, somente empregada em 
até 200 m de profundidade;
 » ANM-DA (“diver assisted”): nesse tipo, as válvulas da ANM 
não são operadas manualmente pelo mergulhador, sendo tal 
profissional responsável apenas por manipular as conexões dos 
cabos umbilicais. Esse tipo de ANM pode operar em até 300 m de 
profundidade;
 » ANM-DL (“diverless”): é um tipo intermediário de ANM, visto que 
não são mais utilizadas em novos poços. Porém são importantes por 
serem as precursoras em operar sem a presença de mergulhadores, 
sendo o controle de válvulas e de conexões dos cabos umbilicais 
realizado por equipamentos hidráulicos. O tipo DL era empregado 
em até 400 m de profundidade;
 » ANM-DLL (“diverless lay-away”): esse tipo de ANM é resultado de 
um conjunto de aprimoramentos realizados na ANM-DL. Dentre 
eles, pode-se destacar o fato de ANM já descer do barco para o fundo 
do mar com todas as conexões de cabos umbilicais devidamente 
conectados, evitando que vazamentos e outros problemas sejam 
observados somente quando colocados no fundo do mar; 
 » ANM-GLL (“diverless guidelineless”): essa configuração de ANM se 
assemelha ao ANM-DLL. A principal diferença é que não se utilizam 
cabos-guias para descer ANM, mas sim um moderno sistema de funis. 
Isso possibilita que a instalação seja realizada em profundidades 
superiores a 1000 m de lâmina d’água. 
18
UNIDADE I │ CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE
Risers
Segundo a norma da Petrobras N-1812, os risers são definidos como os “dutos que 
ligam uma unidade de produção a um duto submarino ou a uma linha de fluxo”. 
Exemplificando, os risers constituem a ligação física que liga o fundo do mar até a 
superfície, transportando os fluidos de produção (óleo e gás).
É importante não confundir esses tipos de dutos com as linhas de fluxo, também 
chamadas de “flowline”, que são definidas pela norma N-1812 como a “tubulação 
flexível ou rígida assentada sobre o leito marinho, trabalhando em regime 
estático, usada para interligar instalações submarinas de produção tais como 
poços e coletores (“manifold”).” 
Em outras palavras, as linhas de fluxo são dispostas horizontalmente sob o 
solo submarino, enquanto os risers interligam o fundo do mar até a unidade 
exploradora. Desse modo, os risers são sujeitos a mais ações ambientais (como 
correntes marinhas) do que as linhas de fluxo. 
Contudo, no Brasil, a Petrobras trata igualmente a inspeção de risers, linhas 
de fluxos e outros dutos rígidos na norma N-1487 – Inspeção de dutos rígidos 
submarinos, que é abordada no Capítulo 4 da Unidade II. 
Estruturalmente, os risers são divididos em rígidos e flexíveis. Contudo, de 
acordo com a função e as condições ambientais do local onde os risers são 
projetados, eles podem ser:
 » Catenária: os risers projetados de catenária são livres, isto é, são 
conectados somente em dois pontos, um na unidade exploradora e 
o outro no fundo do mar. Apesar de simples do ponto de visto do 
projeto, o fato de ser conectado em apenas dois pontos sobrecarrega 
tais conexões, causando problemas de flambagem, fadiga e possível 
ruptura. A configuração catenária é uma das mais utilizadas em 
estruturas offshore devido à sua simplicidade e baixo custo de 
projeto/execução, mas, devido aos problemas já citados, à medida 
que aumenta a profundidade, menor é sua eficiência e vida útil.
 » “Lazy wave”: diferentemente dos risers de catenária, os de estrutura 
de lazy wave possuem flutuadores intermediários, que distribuem 
melhor as forças de tração e compressão nos pontos de contato na 
unidade exploradora e no fundo do mar. Observe que a posição dos 
flutuadores no riser passam por cálculos de engenharia, dependendo 
de fatores externos, como a maré, correnteza, pressão, etc.
19
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
 » “Lazy-s”: tal estrutura se assemelha à “lazy wave”, porém se utiliza 
uma boia ao invés de flutuadores, limitando o movimento lateral da 
unidade exploradora. Na prática, essa boia funciona como um terceiro 
ponto de conexão, além dos outros dois.
 » “Pliant wave”: tal configuração faz uso de um tendão próximo ao fundo 
do mar, que prende o riser de forma mais organizada, limitando os 
movimentos laterais e servindo como outro ponto de apoio para a 
concentração de forças.
 » “Steep”: se divide em “steep wave” e “steep-s”, que são semelhantes 
à configuração do tipo “lazy”. A principal diferença é que o modelo 
“steep” é mais vertical do que o “lazy”.
Risers rígidos
De maneira bem simples, os risers rígidos são tubos de aço e que, devido a sua 
simplicidade, são bem mais baratos do que os risers flexíveis. Contudo, é essa 
rigidez que deixa tais dutos muito propensos a sofrer com o movimentodas ondas 
e das correntes, e com a pressão. Deste modo, o riser rígido é mais susceptível a 
sofrer fissuras, rupturas etc.
Risers flexíveis
Como mencionado anteriormente, a implementação da tecnologia de risers 
flexíveis surgiu a partir da necessidade de explorar o petróleo em águas cada vez 
mais profundas, visto que a elevada pressão no fundo do mar era bastante danosa 
à estrutura dos risers rígidos à época. Mas o que faz ou garante que esses risers 
sejam flexíveis e, consequentemente, mais resistentes às tensões submarinas?
De modo simples, são as características composicionais e estruturais dos 
risers flexíveis. Eles são estruturas multicamadas que compreendem diferentes 
materiais, com diferentes funções, inclusive suportando pressão interna e 
externa, evitando vazamentos de hidrocarbonetos produzidos, sustentando 
forças de tração e protegendo contra a água do mar.
Portanto, perceba que os risers flexíveis representam uma parte crítica da 
produção de petróleo e operação de unidades offshore, exigindo uma inspeção 
criteriosa. Visando otimizar a inspeção dessas estruturas, diversos artigos 
científicos atuais abordam esse tema, dentre eles o trabalho de Cheilakou et 
20
UNIDADE I │ CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE
al. (2018). Observe na Figura 2 um exemplo das camadas de construção de um 
riser flexível utilizado na exploração de petróleo em altas pressões.
Figura 2. Exemplo de estrutura interna de riser flexível.
Fonte: Adaptado de https://www.researchgate.net/profile/Paul_Gundersen2/publication/267606742/figure/fig3/AS:32979857341
2356@1455641515534/Typical-flexible-riser-cross-section.png. 
Em geral a camada mais interna é a carcaça intertravada, que está 
diretamente em contato com o fluido de produção, tendo como principais 
funções, proteger as outras camadas dos fluidos (lembre-se de que o 
petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos que normalmente apresenta 
muitas impurezas) e resistir à pressão externa, evitando danos 
seríssimos à estrutura. Por sua vez, a camada mais externa é feita de um 
polímero plástico com a função de proteger a estrutura do meio externo, 
principalmente de corrosão. 
As outras camadas formadas são de aço SAE 1045, aço 1065, polietileno e outros 
materiais sintéticos de diferentes propriedades mecânicas, que são utilizados 
a fim de se obter um riser com capacidade de operar em condições ambientais 
adversas. Cada camada possui entre 4,25 e 12,5 mm de espessura, com diferentes 
funções, conforme já descrito.
Processamento de fluidos offshore
Infelizmente, a produção de petróleo não ocorre como na teoria, isto é, não 
é apenas óleo que é produzido. Na prática, com o aumento da profundidade 
e das dificuldades na produção, quando se produz óleo, produz-se inevitável 
e simultaneamente gás, água e impurezas em geral. Sendo que, desses 
componentes, apenas o óleo e o gás possuem valor agregado.
Portanto, a fim de evitar problemas na transferência dos produtos desejados 
(óleo e gás) para a refinaria, é necessário um processamento primário ainda 
21
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
na própria unidade exploradora. Para tal, uma unidade possui equipamentos 
dispostos na estrutura topside capazes de realizar processos físicos e químicos. 
Geralmente, após o fluido chegar no manifold de produção, ocorrem processos 
de separação, tratamento de óleo, compressão, desidratação, processamento de 
gás, tratamento de água etc.
Dentre os problemas que podem ocorrer durante o processamento primário, 
pode-se citar a formação de espumas e emulsões, obstrução por parafinas, 
presença de areia (que é bastante danoso para as tubulações em geral) etc.
Vale salientar que, para escolher corretamente quais equipamentos e processos 
ocorrerão no processamento primário na unidade, é necessário o conhecimento 
do fluido que será produzido, sendo tudo projetado de acordo com as 
características composicionais desse fluido.
22
CAPÍTULO 3
Estruturas offshore
Tipos de unidades exploradoras
É muito comum associar-se produção de petróleo offshore a plataformas fixas, 
como vemos na televisão. Porém, existem dois tipos básicos de unidades de 
exploração de acordo com a posição do BOP, a saber:
 » BOP localizado na superfície da unidade: plataformas fixas, 
autoeleváveis, submersíveis e “tension legs”.
 » BOP localizado no solo marinho: semissubmersíveis, FSO 
(“Floating, Storage and Offloading”) e 
 » FPSO (“Floating, Production, Storage, and Offloading”).
Cada uma dessas unidades possui peculiaridades e funções dentro do que se 
planeja para seu funcionamento e, claro, diferentes custos-benefícios (THOMAS, 
2004).
Plataformas fixas
Tal tipo de plataforma é projetado para operar em até 300 m de lâmina d’água, 
visto que tal estrutura é fixada ao fundo do mar por estacas. Esse tipo foi pioneiro 
na exploração de petróleo offshore e sua instalação depende bastante do relevo 
do solo submarino. No mais, as plataformas fixas não são capazes de estocar os 
fluidos produzidos, tendo que despachá-los por navios, oleodutos ou gasodutos. A 
Figura 3 é um exemplo de plataforma fixa.
23
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
Figura 3. Plataforma fixa.
 
 
Jaqueta 
Fonte: Adaptado de https://cbie.com.br/wp-content/uploads/2019/03/MKT_2019-Plataforma-Fixa.png.
A parte estrutural submersa de uma plataforma é chamada jaqueta (do inglês, 
“jacket”), que compreende a estrutura de aço que vai do fundo do mar até um pouco 
acima do nível do mar. Tal estrutura é muito importante para o funcionamento de 
unidade de produção fixa, visto que toda a plataforma fixa é sustentada por ela. As 
plataformas fixas são também denominadas “jacket platforms” ou plataforma de 
jaquetas, tamanha a importância dessas estruturas. 
Plataformas autoeleváveis
São estruturas móveis, que são rebocadas por navios e capazes de operar 
apenas em águas relativamente rasas (até 130 m). Elas possuem pernas que 
parecem torres, que quando acionadas mecânica ou hidraulicamente, se movem 
verticalmente até atingir o solo submarino e elevarem a unidade até uma altura 
capaz de não sofrer impacto das ondas. 
Apesar de garantirem boa estabilidade à unidade quando em operação, os 
movimentos de elevação das pernas e de reboque são bastante perigosos e exigem 
bastante destreza para serem executados, buscando garantir a segurança dos 
funcionários e da estrutura como um todo. Na Figura 4 tem-se um exemplo de 
plataforma autoelevável.
24
UNIDADE I │ CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE
Figura 4. Plataforma autoelevável.
Fonte: https://prosetmarine.com/wp-content/uploads/2017/02/JACK-UP-PLATAFORMA-1024x819.jpg.
Plataformas submersíveis
As plataformas submersíveis também operam apenas em águas rasas, tendo como 
agravante o fato de que o local deve ser calmo, sem ação ou variações bruscas de 
correntezas e ondas. Nesse sentido, tal configuração é mais aplicada em rios e lagos 
(sendo criterioso, boa parte das plataformas submersíveis não se encaixam na 
categoria de unidade de exploração de petróleo offshore).
As plataformas submersíveis são transportadas por rebocadores até o local de 
operação, quando são lastreadas (a entrada de água afunda o casco da unidade) e o 
próprio casco da unidade é quem realiza a fixação no solo. 
Plataformas “tension legs”
As plataformas do tipo “tension leg” ficam em contato direto com a lâmina d’água, 
sendo sustentadas por cabos tubulares (as chamadas legs), que, devido aos 
movimentos das ondas, correntes e ventos, ficam quase o tempo todo tracionados. 
O fato de os cabos se manterem tracionados promove a estabilidade da estrutura 
como um todo. A Figura 5 ilustra uma plataforma do tipo “tension leg”. 
25
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
Figura 5. Plataforma do tipo “tension leg”.
Fonte: https://ars.els-cdn.com/content/image/3-s2.0-B9780123838469000060-f06-369-9780123838469.jpg.
Plataformas semissubmersíveis
As plataformas semissubmersíveissão estruturas com um ou mais conveses 
que se mantêm flutuando graças à sustentação de flutuadores submersos. 
Por estar em contato direto com a lâmina d’água, tal tipo de plataforma fica 
sujeito à ação das ondas, das correntes e dos ventos. Assim, para garantir uma 
maior estabilidade, essa unidade dispõe de sistemas de ancoragem e sistema de 
posicionamento dinâmico, podendo ter também sistema de propulsão próprio. 
Na Figura 6, tem-se um exemplo desse tipo de unidade exploradora.
Figura 6. Plataforma semissubmersível.
Fonte: https://clickpetroleoegas.com.br/wp-content/uploads/2018/12/Kishorn-prepara-a-maior-plataforma-semi-
submers%C3%ADvel-do-mundo-622x440.jpg.
26
UNIDADE I │ CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE
FPS
Popularmente conhecidas como navio-sonda, as estruturas FPS (Floating 
Production and Storage), como sugere o nome do inglês, são estruturas 
flutuantes e que produzem e armazenam os fluidos (gás e/ou óleo). Também 
existem as FPSOs (Floating Production Storage and Offloading), que são um 
tipo de FPS e, além dessas funções já descritas, têm a capacidade de transferir 
os fluidos produzidos através de um sistema de transbordo. 
A norma da Petrobras N-1812 define a estrutura FPSO como uma “embarcação 
do tipo monocasco (“monohull”), com capacidade para processamento e 
armazenamento de petróleo, e posterior descarregamento para um navio aliviador, 
chamado “shuttle tanker”. Essas unidades também são dotadas de sistemas de 
ancoragem e de posicionamento, inclusive com GPS (sistema de posicionamento 
global). Na Figura 7, observa-se uma ilustração de navio-sonda. 
Figura 7. Unidade de exploração do tipo FPS.
Fonte: https://img.offshore-mag.com/files/base/ebm/os/image/2018/07/1806offgulf_p02.png?auto=format&w=720.
Estruturas topside
Também chamada de planta de processamento, a estrutura topside é a 
parte superior de uma plataforma que contém uma série de equipamentos 
fundamentais para o pleno funcionamento de uma unidade exploradora de 
petróleo offshore. 
27
CONCEITOS E FUNDAMENTOS DAS OPERAÇÕES OFFSHORE │ UNIDADE I
Numa plataforma fixa, por exemplo, a topside é a parte imediatamente superior 
à jaqueta da plataforma, contendo os módulos, sistemas e equipamentos em 
geral. Já em unidades flutuantes, a estrutura topside é localizada no convés 
e é sujeita a diversas cargas e fadigas, causadas pelos movimentos cíclicos e 
irregulares das ondas e correntes marítimas. 
Dentre tais equipamentos, pode-se citar vasos de pressão, sistemas de bombas, 
sistema de geração de energia, planta do processamento de óleo e gás etc. Numa 
linguagem mais direta, é na estrutura topside que estão localizados boa parte dos 
módulos e sistemas que possibilitam a exploração offshore.
A discussão da inspeção de boa parte dos equipamentos da estrutura topside 
é realizada no caderno de Inspeção de Equipamentos e Estruturas Onshore, 
sendo a principal diferença relacionada às normas e condições de trabalho dos 
funcionários. 
28
UNIDADE II
INSPEÇÃO DE 
EQUIPAMENTOS 
OFFSHORE
A Unidade II apresenta a inspeção dos principais equipamentos encontrados em 
operações de produção de petróleo offshore. Nesta unidade, além da explanação do 
conceito de ROV (do inglês, “Remotely Operated Vehicle”), o principal objetivo é 
detalhar como é realizada a inspeção de risers, mostrando as principais falhas desses 
equipamentos essenciais para produzir petróleo.
CAPÍTULO 1
Normas e alguns conceitos importantes
Normas internacionais
Com o passar dos anos, a exploração de óleo e gás e outras atividades offshore foi 
crescendo e passando cada vez mais a ser desafiadora. Nesse sentido, foi necessário 
que houvesse uma normalização das atividades offshore, de modo a garantir uma 
maior segurança e qualidade aos serviços como um todo.
Foi nesse cenário que o American Petroleum Institute (API), por meio do Offshore 
Structure Committee (OSC), elaborou as primeiras normas para diversas atividades 
offshore, dentre elas construção, design, fabricação, inspeção etc. Vale salientar que 
nessa época, muitos dos procedimentos realizados onshore eram realizados também 
em estruturas offshore.
Porém, logo percebeu-se que várias dessas atividades, devido às condições 
ambientais, não poderiam ser realizadas em ambos tipos de estruturas, dentre as 
quais soldagens, substituição de materiais, alguns tipos de conexões etc.
Atualmente, a principal norma (API Recommended Practice [RP] 2A Working 
Stress Design [WSD]) de operações offshore, que serviu como base para diversas 
29
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
outras, já está na 22ª edição. Tal norma e suas ramificações cobrem todos os 
aspectos do planejamento, design e construção de todas as plataformas e seus 
sistemas de ancoragem, de risers, de fundação, além da padronização dos mais 
diversos serviços offshore, incluindo inspeção e manutenção. 
Normas nacionais
No Brasil, as normas que versam a respeito de operações offshore são elaboradas 
por grupos da Petrobras, juntamente com a subcomissão autora CONTEC – 
Comissão de Normalização Técnica. Tais normas são válidas para a aplicação 
interna da Petrobras e para todas as empresas subsidiárias, devendo ser usada 
pelos seus fornecedores de bens e serviços, conveniados ou similares.
Essas normas são elaboradas tendo como base normas de organizações 
internacionais como API, Det Norske Veritas (DNV), International Organization 
for Standardization (ISO), American Society of Mechanical Engineers (ASME) 
etc., além de fazer uso de recomendações da Associação Brasileira de Normas 
Técnicas (ABNT). 
Inspeção offshore, o que é?
Segundo o API, offshore é um termo geral usado para descrever as operações 
de petróleo e gás que ocorrem em oceanos e outras porções grandes de água, 
onde alguns dos maiores reservatórios de petróleo e gás foram descobertos. Tal 
termo refere-se tipicamente a atividades de exploração e produção realizadas 
em plataformas de perfuração offshore, no entanto, também existem dutos 
offshore e instalações de armazenamento. 
Como citado anteriormente, nas operações offshore, os riscos à segurança de 
processos e pessoas são evidenciados. Portanto, é importante que os funcionários 
tomem medidas para garantir a segurança e a confiabilidade de suas operações, 
dentre elas a inspeção.
Inspeção, de forma direta, é a verificação de um determinado componente, seja 
ele uma grande estrutura metálica, como uma torre de uma plataforma ou um 
casco de um navio; ou uma pequena conexão de tubos. É uma boa inspeção que 
garante que aquela operação, como um todo, seja bem executada e se mantenha 
assim.
Quando se fala em inspeção offshore, refere-se à inspeção de dutos horizontais, 
risers, conexões, válvulas, vasos de pressão, casco de navios, flutuadores etc. (a 
30
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
lista é enorme). Tal inspeção é realizada através de mergulhadores, sensores, 
veículos remotos submarinos, drones, softwares e outros.
Nas unidades seguintes serão apresentados esses assuntos de forma mais detalhada.
Inspeção baseada em risco – RBI
Do inglês, “Risk Based Inspection”, é uma prática internacional recomendada pela 
API RP 581 e sua precursora API RP 580. De modo geral, a RBI é utilizada com 
os objetivos de: identificar e medir os riscos do equipamento a ser inspecionado; 
fornecer uma compreensão precisa desses riscos e dos motivos que geram esses 
riscos; permitir um gerenciamento efetivo dos riscos envolvidos no processo; e 
reduzir os riscos associados a outros componentes.
Tal técnica é realizada a partir de análises qualitativas e quantitativas de dados 
associados de probabilidade de falha (PoF) e consequências de falhas (CoF) de um 
determinado equipamento ou parte dele.
Na Figura 8 tem-se a representação de um esquema que mostra a relação entre 
a PoF e a CoF com o aumento do risco de falha. Quanto maior a probabilidade e 
consequência de falha, maior o risco associado aquele equipamento ou parte dele. 
Os retângulos de cor vermelharepresentam alto risco de falha, os de cor amarela 
correspondem a riscos moderados e os de cor verde são os componentes de menor 
risco.
Figura 8. Relação entre PoF, CoF e risco associado em uma RBI.
 
 
Consequências de falhas (CoF) 
Pr
ob
ab
ili
da
de
 d
e 
fa
lh
as
 (P
oF
) 
Fonte: Elaborado pelo autor. Adaptado de API RP 653.
31
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Em equipamentos e estruturas offshore é muito comum adotar as técnicas 
RBI, conforme será relatado em tópicos posteriores. A análise de riscos é 
essencial para o funcionamento, em segurança, das operações offshore.
Structural Integrity Management (SIM)
Em operações offshore também é muito comum a aplicação do conceito de 
SIM, que, numa tradução literal, corresponde ao gerenciamento da integridade 
estrutural. Mas o que é SIM?
Segundo O’Connor et al. (2005), SIM é um processo contínuo realizado durante 
todo o ciclo de vida de estruturas offshore para garantir a adequação contínua 
dessas estruturas ao que fora previamente projetado, otimizando e prolongando 
as operações realizadas. É justamente esse programa contínuo e adaptável que 
prolonga o tempo de vida de equipamentos e estruturas, sempre respeitando os 
critérios de segurança.
O planejamento do programa de inspeção, por exemplo, está incluso no processo 
SIM. No programa de inspeção, estão inclusos a periodicidade das inspeções e o 
escopo do trabalho, definindo quais as ferramentas, métodos e técnicas de inspeção 
a serem utilizados. No SIM também estão inclusas medidas de redução ou mitigação 
de riscos de acordo com dados do RBI.
De forma geral, o processo SIM se divide em quatro grandes blocos, a saber:
 » Dados: sistema gerenciado para arquivamento e recuperação de dados 
do SIM e outros registros.
 » Avaliação: sistema de avaliação da integridade estrutural e adequação 
ao propósito da operação, além de iniciar o desenvolvimento de ações 
corretivas.
 » Estratégia: elaboração de estratégias de inspeção geral e de critérios para 
realizar inspeção em serviço, isto é, sem necessitar parar a produção e 
deixar de ganhar dinheiro.
 » Programa: escopos detalhados para determinação das atividades de 
inspeção e execução offshore para a obtenção dos dados de qualidade.
Essas etapas funcionam em forma cíclica, assim como representado no diagrama da 
Figura 9.
32
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
Figura 9. Diagrama representativo da organização de SIM.
 
 
Dados 
Avaliação 
Estratégia 
Programa 
S tructural 
I ntegrity 
M anagement 
Fonte: Elaborado pelo autor, 2019.
Outras definições importantes
Além dos conceitos já citados, existem outros termos que você vai encontrar nesse 
caderno de estudos e são muito importantes para o entendimento da inspeção de 
equipamentos e estruturas offshore. Com base no Regulamento Técnico SGSS e 
normas API, têm-se as definições nos seguintes tópicos.
Plano de inspeção
Plano para a inspeção em serviço de uma determinada estrutura ou equipamento, 
incluindo a programação e o escopo das inspeções.
Programa de inspeção
Detalhamento do escopo, dos métodos e do tempo das atividades de inspeção para 
as estruturas, equipamentos e componentes. Nesse programa deve estar incluído 
o conjunto de recomendações para reparo, manutenção ou substituição do item 
inspecionado.
Relatório de inspeção
Documento técnico que apresenta a descrição de todos os eventos conformes e 
não conformes estabelecidos na especificação ou plano de inspeção.
33
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Inspeção de fabricação
Atividade desenvolvida com fins de planejamento e execução visando verificar, nas 
instalações do fornecedor e/ou subfornecedores envolvidos, a conformidade dos 
equipamentos ou materiais fabricados com os documentos contratuais.
Inspeção em serviço
Todas as atividades de inspeção realizadas quando o equipamento está em operação, 
compreendendo o período após a instalação e antes de sua retirada.
Responsável técnico pela inspeção 
Pessoa ou gerência com responsabilidade técnica pelas inspeções previstas no plano 
de inspeção.
Mecanismo de falha
Fenômeno ou processo que atua nas estruturas, equipamentos e outros 
componentes, causando a perda discreta, progressiva ou acelerada de resistência, 
funcionalidade ou reserva de operacionalidade, podendo frequentemente interagir 
com outros mecanismos de falha. Corrosão e fadiga são exemplos de mecanismo 
de falha.
Modo de falha
Maneira que um equipamento e/ou estrutura manifestam a incapacidade 
de operação, podendo ocorrer de forma gradativa (progressão de pequenos 
mecanismos de falha) ou de forma abrupta. Por exemplo, o envelhecimento e a 
abrasão são modos de falha.
Componentes
Elementos mecânicos pertencentes ao sistema offshore, dentre eles, pode-se citar: 
flanges, conectores, parafusos, juntas etc.
Locais e equipamentos críticos
Áreas ambientalmente sensíveis, locais com intensa navegação ou outras áreas 
definidas como críticas por uma análise de riscos. Já os equipamentos críticos 
são qualquer equipamento ou elemento estrutural da instalação que poderia, em 
34
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
caso de falha, causar ou contribuir significativamente para um acidente ou para 
problemas operacionais.
Estruturas temporárias
Estruturas utilizadas somente durante a fabricação, o transporte e/ou a instalação de 
grandes estruturas. Quando se inicia a operação, as estruturas temporárias não estão 
mais presentes. Guindastes e suportes utilizados na instalação de estruturas topside, 
por exemplo.
Corrosão
Tipo de mecanismo de falha que leva à deterioração de um material ou das suas 
propriedades devido à reação com o meio envolvente, incluindo oxidação, abrasão, 
erosão, desgaste e demais formas de perda de material.
Fadiga
Outro mecanismo de falha muito comum é a fadiga, que consiste na ação progressiva 
de movimentos repetitivos, causando zonas alternadas de tensão e deformação. As 
ações do vento, das ondas e das correntes são importantes causadores de fadiga em 
risers e outros dutos submarinos, por exemplo.
Vaso de pressão
Um contêiner projetado para suportar pressão interna ou externa. Tal pressão pode 
ser imposta por uma fonte externa, pela aplicação de calor de uma fonte direta ou 
indireta, ou por qualquer combinação dos mesmos. Essa definição inclui trocadores 
de calor, refrigeradores de ar e outros vasos geradores de vapor que utilizam calor 
da operação de um sistema de processamento ou outra fonte de calor indireta. Esses 
componentes são encontrados nas estruturas topside.
Vida útil de projeto
Período especificado e documentado na fase de projeto original, na qual a integridade 
do Sistema Submarino é prevista, considerando a realização de manutenção 
predefinida, porém sem requerer reparo substancial.
35
CAPÍTULO 2
Inspeção remota – ROV
Como você já deve ter percebido, há muita dificuldade de realizar operações em meios 
submersos. Muitas vezes, a profundidade e a pressão são tão grandes que a atividade 
não pode ser realizada por seres humanos.
Porém, graças aos avanços tecnológicos, essas atividades, inclusive a inspeção de 
diversos componentes offshore, podem ser realizadas por “Remotely Operated 
Vehicles”, os ROVs. Esses equipamentos, não tripulados, são conectados por cabos 
umbilicais capazes de transmitir os sinais desde uma mesa de controle na superfície da 
embarcação até a zona submersa.
Segundo Carvalho et al. (2009), os ROVs são projetados para realizar funções 
específicas e, de acordo com sua função, eles são equipados. Alguns componentes 
dos ROVs são câmeras, braço mecânico, refletores e vários sensores capazes de 
medir a temperatura, pressão externa, velocidade das correntes etc. A Figura 10 é 
uma representação de um modelo de ROV, com alguns desses componentes.
Figura 10. Exemplo de ROV.
 
 
Braço mecânico 
Câmera 
Fonte: adaptado de https://ae01.alicdn.com/kf/HTB1OwSLPVXXXXXiXpXXq6xXFXXXR/ROV110-Submarine-110ROV-UNDERWATER-
ROBOT-BRUSHLESS-RTR-Undersea-detection-Underwater-Archaeology.jpg.36
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
Classificação de ROVs
Segundo Capocci et al. (2017), basicamente, os ROVs se dividem em duas grandes 
classes: ROVs de intervenção e ROVs de inspeção. 
ROVs de intervenção
Os ROVs de intervenção, também chamados de ROVs de trabalho, são os 
trabalhadores da indústria de engenharia naval, sendo a grande maioria utilizado 
na indústria offshore de petróleo e gás. Essa classe pode ser dividida em modelos 
leves e pesados. 
Os ROVs leves podem pesar entre 100 kg e 1500 kg. Geralmente, eles são 
veículos totalmente elétricos, com subsistemas hidráulicos para controle de um 
manipulador. Eles podem operar em profundidades (até 3.000 m) muito maiores 
do que ROVs de inspeção, sendo utilizados para realizar limpezas, perfurações 
e levantamento de alguma área, como citado anteriormente, dependendo dos 
equipamentos associados ao veículo.
Os ROVs de intervenção do tipo pesado máquinas mais robustas, pesando até 
5.000 kg, com sistemas de propulsão e manipulação acionados hidraulicamente, 
geralmente. É justamente o conjunto hidráulico que permite o veículo realizar 
serviços mais pesados. Esses veículos podem ser operados em profundidades de 
até 6.000 m.
Devido à massa dos ROVs de intervenção, geralmente são empregados 
sistemas de lançamento e recuperação (LARS), juntamente com um sistema 
de gerenciamento de Tether (TMS). Normalmente, esses sistemas são grandes 
e ocupam um volume considerável de espaço a bordo do navio de superfície a 
partir do qual são operados. 
Em outras palavras, os ROVs de intervenção pesados fazem uso de sistemas 
complexos, que ocupam um volume significativo dos navios e que necessitam 
que a operação seja realizada por profissionais altamente treinados. Esses fatores 
ocasionam custos operacionais elevados.
Por isso, para muitas aplicações de ROV, esses veículos grandes não são viáveis, 
nem eficientes, substituindo-os por ROVs de inspeção, reduzindo custos e 
complexidade.
37
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
ROVs de inspeção
Os ROVs de inspeção, também chamados de ROVs de observação, são geralmente 
menores que os ROVs de intervenção. Quanto ao seu porte, os ROVs de inspeção 
podem ser divididos em ROVs médios e ROVs portáteis (ou microdimensionais). 
Os ROVs de inspeção médios geralmente pesam entre 30 kg e 120 kg, porém os 
veículos maiores podem exigir um LARS para operações, aumentando seu custo 
operacional. Os ROVs médios tendem a ser modelos de estrutura aberta, permitindo 
que sensores extras e outros componentes sejam adicionados. 
Além da inspeção, alguns veículos podem realizar outras operações, como a limpeza, 
ou a recuperação de itens. De modo a melhorar a qualidade da inspeção, estão sendo 
implantados nesses ROVs, sistemas de navegação cada vez mais precisos e imagens 
de alta resolução. Além disso, sonares com imagens também podem ser montados, 
independentes de sistemas de navegação, e usados como “olhos acústicos” em tempo 
real para navegação, inspeção e busca em águas turvas. 
A potência e as comunicações para ROVs de tamanho médio podem ser 
transmitidas através de núcleos de cobre ou uma combinação de núcleos de 
cobre e fibra ótica no cordão umbilical. Alguns ROVs desta categoria podem 
ter altas capacidades de empuxo, superando seu grande volume e arraste, 
permitindo assim um bom controle em condições difíceis.
Os ROVs de inspeção micro ou portáteis podem pesar entre 3 kg e 20 kg, 
correspondendo ao tipo mais simples, diminuindo os custos operacionais e 
permitindo que o usuário conclua o trabalho de maneira eficiente. Esse tipo de 
ROV pode operar em profundidades menores que 300 m, muito por causa de sua 
estrutura e a pressão externa.
Existem muitas configurações de ROVs portáteis, desde variantes de formas de 
cubo a designs mais dinâmicos. A estabilidade desses veículos é frequentemente 
reduzida em comparação com a dos ROVs de inspeção de chassi aberto e isso 
geralmente é um resultado direto de sua forma. A potência e a comunicação para 
o ROV portátil são transmitidas através de núcleos de cobre no umbilical. É raro 
ver núcleos de fibra ótica em uso, devido ao alto custo associado à fibra. 
O empuxo, em relação de peso, no entanto, ainda pode ser alto devido à sua 
pequena massa. Aplicações desta classe de ROV são quase exclusivamente 
limitadas a operações de inspeção, embora algumas possam ser equipadas com 
pequenos manipuladores capazes de coletar materiais leves. 
38
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
Na Figura 11 tem-se um esquema que representa a classificação dos ROVs, 
conforme relatado no texto acima.
Figura 11. Classificação de ROVs.
 
 
ROV 
ROV de 
inspeção 
ROV de 
intervenção 
ROV médio ROV portátil ROV leve ROV pesado 
Fonte: Adaptado de Capocci et al., 2017.
Aplicações de ROVs de inspeção
Segundo o estudo de Capocci et al. (2017), os ROVs de inspeção podem ser utilizados 
em diversas áreas, mostradas na Tabela 2:
Tabela 2. Aplicações dos ROVs de inspeção.
Área de aplicação Exemplos de atividade dos ROVs de inspeção
Meio ambiente Monitoramento costeiro, monitoramento de habitats, avaliações de poluição
Segurança Detecção de contrabando, inspeção de explosivos não detonados
Hidrelétrica Inspeção da estrutura das paredes das barragens e de bloqueios nas comportas
Aquicultura Inspeção de redes de pescaria e identificação de zonas de poluição, através da presença de peixes mortos
Militar Busca por minas, detonação dessas minas, identificação de possíveis alvos
Ciência Investigação do leito marinho, estudos da vida marinha, amostragem de água e sedimentos
Exploração offshore de 
óleo e gás
Inspeção de tubulações, equipamentos e estruturas, detecção de vazamentos visuais, operações com 
mergulhadores
Energia renovável 
marinha
Inspeção das estruturas em áreas de difícil acesso
Energia nuclear Inspeção e operação em áreas que causam perigo aos seres humanos
Busca e resgate Operações de busca e resgate de embarcações naufragadas ou à deriva
Engenharia civil Monitoramento de estrutura de pontes e píers, inspeção da fundação de estruturas
Fonte: Adaptado de Capocci et al., 2017.
39
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Observe a quantidade de áreas e aplicações em que os ROVs de inspeção podem ser 
utilizados, sendo muitas vezes a opção mais prática e rentável para determinada 
situação. A Figura 12 ilustra uma aplicação de ROV, sendo utilizado na inspeção de 
dutos submarinos. 
Figura 12. ROV em operação de inspeção submersa.
Fonte: http://4.bp.blogspot.com/-7Qvni43PU5I/T_BevYApvzI/AAAAAAAAARw/T1pOP2jSCOs/w1200-h630-p-k-no-nu/rov_aw_600.jpg.
40
CAPÍTULO 3
Inspeção de risers
Este capítulo é baseado em normas internacionais a respeito da inspeção de risers, 
principalmente em normas da API e da DNV.
RBI de risers
Visão geral
O objetivo desta seção é descrever as etapas necessárias para desenvolver um plano 
de inspeção, com base na RBI para risers.
A eficácia da inspeção na identificação da degradação depende da sensibilidade 
e da precisão da técnica escolhida. Normalmente, por motivos financeiros, a 
inspeção visual é a primeira escolha, mas, às vezes, essa é uma técnica grosseira, 
não conseguindo detectar níveis inaceitáveis de degradação no riser. Nessas 
situações, deve-se buscar alternativas, como ENDs.
Observe que a inspeção é o primeiro passo para estimar o potencial risco de um 
equipamento, a consequência desse risco e a vida útil do riser. A partir da inspeção, 
ações de manutenção ou reparo são exigidas para o correto gerenciamento dos 
riscos.
A avaliação da inspeção baseada em risco pode ser realizada de maneira 
qualitativa ou quantitativa. Isto está relacionado ao método usado na estimativa 
de probabilidade de falha (PoF) e consequência de falha (CoF). Os métodos 
qualitativos baseiam-se geralmente no julgamento e dão uma categoria não 
numérica, enquanto os métodos quantitativos geralmente envolvem algum 
elemento de cálculo, dando resultadosnuméricos.
O processo RBI se concentra especificamente em:
 » identificação de modos de falha;
 » identificação das consequências de falha (CoF);
 » identificação da probabilidade de falha (PoF);
 » estimativa do nível de risco (CoF x PoF).
41
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Recomenda-se que a modelagem das consequências de falhas seja executada 
primeiro, pois as consequências de um evento são necessárias para determinar o 
limite da probabilidade de falha, que é utilizada na programação da inspeção. 
Para os risers já em operação, é muito difícil alterar as consequências de uma 
possível falha e, portanto, o risco deve ser gerenciado através da redução da 
propriedade de falha, aumentando a periodicidade e qualidade da inspeção e da 
manutenção da estrutura.
CoF em risers
As consequências de falhas (CoF) em risers podem ser de segurança, de meio 
ambiente ou de razões econômicas, dependendo da análise que queira ser realizada.
Para a elaboração de uma tabela de dados deve-se levar em consideração o potencial 
de morte ou de danos à saúde do empregado não somente durante a produção, mas 
em todas as etapas de vida útil daquela unidade exploradora. 
Dentre os parâmetros utilizados para a elaboração dessa análise, pode-se citar: 
explosões de pressões elevadas; exposições a altas temperaturas; toxicidade; 
possibilidade de incêndios; potencial de explosão, etc.
A Tabela 3, extraída da DNV RP F206 (2008), é um exemplo de categorização da 
CoF de segurança:
Tabela 3. Escala de CoF de segurança.
Categoria de CoF CoF (PLL*/ano) Descrição do dano
A 10-3 Sem ferimentos
B 10-2 Ferimentos leves
C 10-1 Ferimento grave ou deficiência permanente
D 1 Uma morte
E > 1 Várias mortes
Fonte: DNV RP F206, 2008.
*PLL corresponde ao potencial risco à perda de vida.
No que se refere à CoF de fatores econômicos também são usados alguns 
parâmetros, como: valor de produção perdido; custos de reparos e instalação do 
riser; potenciais danos às estruturas adjacentes, como manifold, bombas, conexões 
etc.; eventuais multas por atrasos, perdas de prazos ou quebras de contratos; e 
perda de valor nas ações do produto produzido.
42
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
A Tabela 4 apresenta uma escala para categorizar as CoF quanto a questões 
financeiras. Vale salientar que os valores listados são baseados em um campo cujo 
volume de produção é de 50000 barris por dia. 
Tabela 4. Escala de CoF para fatores econômicos.
Categoria de CoF CoF Descrição do dano
A < $5k Efeito insignificante
B $5k a $50k Efeito pequeno
C $50k a $500k Efeito localizado
D $500k a $5 milhões Efeito grande
E > $5 milhões Efeito enorme
Fonte: DNV RP F206, 2008.
Também há uma CoF de danos ao meio ambiente, conforme mostrado na Tabela 5.
Tabela 5. Escala de CoF para danos ambientais.
Categoria de CoF CoF Descrição do dano
A ≤ 100 L de óleo Efeito insignificante
B 100 a 1000 L de óleo Efeito pequeno
C 1000 a 10000 L de óleo Efeito localizado
D 10000 a 16000 L de óleo Efeito grande
E ≥ 16000 L de óleo Efeito enorme
Fonte: DNV RP F206, 2008.
PoF em risers
A PoF de falhas também pode ser quantificada e categorizada de acordo com as 
normas internacionais, conforme a Tabela 6.
Tabela 6. Escala de PoF.
Categoria de PoF PoF/ano Descrição do dano
6 > 10-1 Acontece muitas vezes por ano naquela unidade 
5 10-2 a 10-1 Acontece muitas vezes por ano por operador
4 10-3 a 10-2 Tem acontecido com a maioria dos operadores
3 10-4 a 10-3 Ocorreu numa operação semelhante
2 10-5 a 10-4 Nunca ocorreu numa operação semelhante
1 < 10-5 Não se espera falha
Fonte: DNV RP F206, 2008.
Vale destacar que as categorias 1 e 2 são de fato muito pouco frequentes, mas 
não por isso o operador pode ser negligente a ponto de desconsiderar tais situações 
numa unidade de exploração offshore. 
43
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Para se ter uma noção, nos casos de risers que possuem pouco ou nenhum 
histórico de serviços, é recomendado que o engenheiro seja conservador e nunca 
defina tais equipamentos nas categorias 1 e 2.
Categorização de risco em risers
Após a definição de CoF e PoF de risers, é possível determinar o risco que está 
agregado naquela operação específica. Os riscos são definidos em três categorias, 
a saber:
 » Baixo risco: oferecem certo conforto ao operador em relação à 
integridade do riser, à segurança, ao meio ambiente e aos aspectos 
econômicos. Recomenda-se que o operador estabeleça esses critérios 
como limite de aceitação de riscos de uma determinada unidade.
 » Risco médio: como o nome sugere, são intermediários entre o baixo 
(aceitável) e alto risco. Os riscos nesta faixa excedem o limite de 
aceitação da operação, exigindo ações de mitigação, que podem 
abranger inspeção (acompanhamento de risco) e manutenção (redução 
de risco). Pode acontecer que os riscos excedam o limite de aceitação, 
mas estejam ainda dentro do período de planejamento predeterminado. 
Portanto, deve-se prestar atenção para ajustar o plano de inspeção e as 
ações de manutenção, mantendo os riscos dentro de um nível aceitável.
 » Alto risco: tais riscos são superiores ao limite de aceitação e, por isso, 
devem ser tomadas medidas imediatas para reduzir o nível do risco; 
alternativamente, medidas adicionais de controle de risco devem ser 
tomadas.
Planejamento da Inspeção de risers
O planejamento de inspeção deve ser agendado de forma que todos os 
procedimentos sejam realizados antes que o pior cenário de risco exceda o 
limite de risco calculado na RBI, com tempo ainda para realizar medidas 
protetivas, caso necessário. Para isso, o inspetor deve ter em mãos uma base de 
dados de todos os equipamentos e componentes que devem ser inspecionados, 
identificados de forma única. 
Na base de dados devem estar contidas diversas informações, dentre elas: dimensões, 
materiais de fabricação, fluidos de serviço, temperatura e pressão de operação, 
44
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
especificações, localização, desenhos de referência, plano de inspeção de fabricação, 
histórico de inspeção e modificações já realizadas.
O processo de planejamento de inspeção nada mais é do que uma interpretação da 
base de dados (citada acima), da RBI e dos dados de campo do riser já em operação. 
Então, o processo de planejamento de inspeção compreende três partes:
 » Análise de RBI: selecionar e priorizar quais partes do sistema de risers 
devem ser inspecionadas, fazendo a relação de qual mecanismo de 
degradação deve causar a falha e em qual momento.
 » Desenvolvimento de um programa de inspeção a longo prazo: resumo 
das inspeções esperadas com uma visão a longo prazo do futuro, com 
base em dados obtidos do RBI, juntamente com dados obtidos da 
operação do riser, que não foram previstos na RBI.
 » Plano detalhado de inspeção: fornece um plano preciso, desenvolvido 
em nível experimental de qual inspeção deve ser executada, qual 
preparação é necessária, qual técnica deve ser usada.
Vale salientar que as técnicas de inspeção devem ser selecionadas com base em 
sua relação custo-benefício na detecção do mecanismo de dano esperado naquela 
situação específica. Em muitas situações, mais de uma técnica é eficiente para 
inspecionar e identificar um possível dano, porém, cabe ao inspetor pesar qual 
técnica deve ser usada de modo a obter o melhor custo-benefício.
Normalmente, a técnica que dá a maior eficiência na identificação do dano deve ser 
escolhida. No entanto, em algumas situações, pode ser mais rentável aplicar uma 
técnica menos eficiente, mas realiza-la com mais frequência. Assim, novamente uma 
análise custo-benefício, que é feita da seguinte maneira:
 » nível de confiança na técnica escolhida;
 » estimativa do custo da operação de inspeção para aquela técnica escolhida;
 » determinação da probabilidade de identificação (PoD) para a extensão 
média do dano esperado no momento da inspeção;
 » seleção de acordo com o maior valor da expressão: PoD/
Custo*Confiança. Istoé o valor da divisão entre a probabilidade de 
identificação pelo produto do custo e da confiança da técnica.
Contudo, destaca-se que o método acima é aplicável apenas à primeira inspeção 
programada após a análise RBI. A previsão do próximo tempo de inspeção é 
45
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
realizada somente após o fim da primeira inspeção, quando os procedimentos são 
repetidos para determinar o novo planejamento de inspeção. 
Observe que o procedimento de inspeção é baseado em relatórios precisos de 
inspeções anteriores, para que os dados relatados sejam prontamente usados para 
atualizar as análises de RBI e, portanto, planejar a próxima inspeção.
Técnicas de inspeção em risers
Existem diversas técnicas utilizadas na inspeção de risers, sejam eles de qual 
tipo for. Esse tópico visa mostrar algumas delas, destacando suas vantagens, 
desvantagens e quais danos elas detectam mais facilmente.
Inspeção visual geral
Tal técnica consiste na inspeção geral dos sistemas de riser para identificar as 
regiões de não conformidade com o projeto e operação, sendo essencial para 
determinar qual área vai ser escolhida para conduzir uma inspeção visual 
detalhada.
Tem como principais vantagens o baixo custo de operação e a grande área 
superficial que a técnica consegue cobrir. Como desvantagens, tal técnica se 
limita à observação de danos externos, as medições não são precisas, a análise 
é subjetiva, dependendo da sensibilidade do operador, e é uma técnica muito 
trabalhosa. Os principais danos observados por essa técnica são as corrosões na 
superfície externa dos risers. 
Inspeção visual detalhada
É uma técnica muito semelhante à inspeção visual geral, tendo como vantagens 
a grande área superficial e a velocidade que é realizada. Como desvantagem, 
pode-se citar a subjetividade do inspetor, a preparação e a qualificação 
requeridas para realizar tal técnica. Assim como na geral, os danos observados 
primariamente são as corrosões na superfície externa dos risers.
Ultrassom (UT)
A inspeção UT convencional faz uso de vários componentes funcionais, como o 
gerador-receptor, o transdutor e os dispositivos de display. Um gerador-receptor 
46
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
é um dispositivo eletrônico que pode produzir um pulso elétrico de alta voltagem. 
Impulsionado pelo gerador, o transdutor gera energia ultrassônica de alta 
frequência. A energia sonora é introduzida e se propaga através dos materiais 
na forma de ondas. Quando há uma descontinuidade (como uma rachadura) no 
caminho da onda, parte da energia será refletida de volta da superfície da falha. 
O sinal de onda refletida é transformado em um sinal elétrico pelo transdutor 
e é exibido em um display. O tempo de viagem do sinal pode estar diretamente 
relacionado à distância percorrida pelo sinal e, a partir dele, informações sobre a 
localização, o tamanho, a orientação e outros recursos sobre a falha encontrada 
podem ser obtidos.
Várias são as vantagens dessa técnica, como:
 » sensibilidade a descontinuidades superficiais e subsuperficiais;
 » a profundidade de penetração para detecção ou medição de falhas é 
superior a outros métodos END;
 » o acesso é por apenas um lado do riser quando a técnica de pulso-eco é 
utilizada;
 » tem alta precisão na determinação da posição, de estimativa de tamanho 
e de forma da falha, que é quem reflete a onda;
 » os resultados são instantâneos, fornecidos no display do equipamento;
 » o equipamento fornece imagens detalhadas;
 » pode ser utilizado para medições de espessura, além de detecção de 
falhas.
Em relação às desvantagens, pode-se citar:
 » a superfície deve ser acessível para transmitir ultrassom;
 » o inspetor precisa de treinamento e destreza para operar o equipamento, 
mais do que boa parte das outras técnicas;
 » normalmente requer um meio de acoplamento para promover a 
transferência de energia sonora para a área inspecionada;
 » a inspeção é muito dificultada no caso de materiais ásperos, de forma 
irregular, muito pequenos, excepcionalmente finos ou não homogêneos;
47
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
 » o ferro fundido e outros materiais de grão grosso são difíceis de 
inspecionar devido à baixa transmissão de som e alto ruído de sinal;
 » em algumas situações, os defeitos lineares são orientados paralelamente 
ao feixe de som, passando despercebidos;
 » é necessário calibrar o equipamento de acordo com as normas de 
referência.
Radiografia
A radiografia digital é uma técnica não destrutiva para a produção de imagens em 
corte 2D e 3D de um objeto a partir de imagens de raios-X. Por essa técnica, podem ser 
identificadas as características da estrutura interna de um objeto, como dimensões, 
forma, defeitos internos e densidade.
A metodologia consiste em utilizar uma máquina de raios-X ou um isótopo 
radioativo como fonte de radiação. A radiação é direcionada para uma determinada 
parte do riser em um filme, gerando uma radiografia, que mostra as características 
internas e a solidez da parte inspecionada.
A espessura do material e as mudanças de densidade são indicadas como áreas 
mais claras ou mais escuras no filme. O componente inspecionado é então colocado 
numa mesa giratória que fica entre uma fonte de radiação e um sistema de imagem. 
A mesa giratória e o sistema de imagem são conectados a um computador para que 
as imagens de raios-X coletadas possam ser correlacionadas com a componente 
inspecionado. Por fim, o software de computador especializado possibilita a 
produção de imagens transversais do componente inspecionado, como se o 
estivesse fatiando.
A vantagem desse teste é a boa resolução da imagem da parte inspecionado, 
possibilitando ao inspetor a oportunidade de detectar claramente a falha. Como 
desvantagens, pode-se citar:
 » o uso de radiação, que por si só gera preocupações quanto à segurança;
 » é necessário o acesso dos dois lados do riser;
 » treinamento especializado do inspetor, inclusive com habilitação 
diferente;
 » o método possui baixa sensibilidade para defeitos não volumétricos.
48
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
Partículas magnéticas
Os testes de partículas magnéticas têm como vantagens serem fáceis de fazer e serem 
portáveis. Já a principal desvantagem é que a superfície do riser tem que estar bem 
limpa para o que resultado seja fidedigno. Os danos detectados por essa técnica são as 
rachaduras superficiais.
Ferramentas geométricas
Tal técnica consiste em utilizar braços mecânicos ou eletromecânicos para medir 
o diâmetro dos tubos, sendo utilizada principalmente em tubulações com líquidos 
perigosos e gases de alta pressão.
A principal vantagem dessa técnica é a grande área de inspeção, porém serve 
apenas para risers de diâmetros específicos e que tenham acesso aos dois lados 
do tubo, limitando o seu uso. Além disso, só identifica falhas volumétricas. 
Quanto aos danos detectados primariamente, pode-se citar a presença de mossas 
e outras mudanças de ovalidade. Só para deixar claro, mossas são como se fossem 
afundamentos na estrutura do riser, resultantes de pancadas ou variações de 
pressão. 
Tabela resumo das técnicas de inspeção em risers
A Tabela 7 é um resumo das condições em que são empregadas as seis normas 
citadas nos seguintes tópicos: inspeção visual geral; inspeção visual detalhada; 
ultrassom (UT); radiografia; partículas magnéticas e ferramentas geométricas. 
Tabela 7. Resumo das condições de uso das técnicas de inspeção em risers.
Condição de uso
Inspeção 
visual geral
Inspeção 
visual 
detalhada
Ultrassom Radiografia
Partículas 
magnéticas
Ferramentas 
geométricas
Usa-se em aço? Sim Sim Sim Sim Sim Sim
Usa-se em titânio? Sim Sim Sim Sim Não Sim
Usa-se em 
materiais 
compósitos?
Sim Sim Não Sim Não Sim
Usa-se abaixo 
d’água?
Sim Sim
Sim, mas com 
experiência 
limitada
Sim Sim Sim
Detecta-se através 
de revestimentos?
Não Não Sim Sim Não Não
Detecta-se através 
de isolamentos?
Não Não Sim SimNão Não
49
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Condição de uso
Inspeção 
visual geral
Inspeção 
visual 
detalhada
Ultrassom Radiografia
Partículas 
magnéticas
Ferramentas 
geométricas
Alcance na 
espessura do riser
Não se aplica Não se aplica 1mm 1mm 1mm Não se aplica
Máximo 
comprimento de 
inspeção
Não se aplica Não se aplica < 30mm Não se aplica Não se aplica Não se aplica
Fonte: DNV RP F206, 2008.
Falhas gerais em risers
De modo geral, as principais falhas encontradas nos variados tipos de risers 
são vazamentos, trincas, fraturas, corrosão, colapso, sendo tais falhas causadas 
por danos mecânicos, danos acidentais, composição dos fluidos, variação de 
temperatura, pressão interna e externa etc. 
Tal seção se concentra em explicar mais especificamente sobre as falhas 
encontradas em risers rígidos e flexíveis, destacando ainda quais as técnicas de 
inspeção são mais adequadas para a identificação dessas falhas. 
Além disso, exemplificam-se duas situações reais de estudos de caso expostos 
na DNV para risers rígidos e flexíveis. Importante salientar que no estudo de 
caso constam diversas outras informações acerca da inspeção dessas estruturas. 
Porém, aqui vamos apenas dar uma visão geral.
Falhas em risers rígidos
Primeiramente, o objeto de estudo é um riser rígido de aço com configuração de 
catenária (SCR), que pode apresentar alguns possíveis mecanismos de falha de 
componentes. O sistema de SCR normalmente possui o tubo propriamente dito, 
a flex-joint, um dispositivo VIV (vibrações induzidas por vórtices), sistema de 
proteção à corrosão e revestimento.
A plena funcionalidade de cada componente é importante para manter a qualidade 
do serviço, conforme projetado e qualquer causa básica de falha induzirá a 
degradação gradual da adequação ao serviço, podendo resultar em falhas 
catastróficas, como colapso, flambagem, vazamento, fratura e ruptura. Em outras 
palavras, em risers, pequenas falhas funcionam como bola de neve, que, devido 
à pressão e presença de água (e outros fatores), crescem rapidamente, causando 
avalanches.
50
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
Tomando por base apenas o tubo de riser e dividindo-o em possíveis falhas 
iniciais que podem sofrer, tem-se a Tabela 8 com um resumo de atividades 
realizadas a partir de pequenas falhas iniciais:
Tabela 8. Possíveis falhas em risers rígidos.
Causa inicial da 
falha
Pressão interna 
excessiva
Fluido de processo 
não projetado
Falha na proteção à 
corrosão
Crescimento da vida 
marinha
Mecanismo de 
falha
Rachadura, fadiga
Perda de metal por corrosão, 
rachadura
Corrosão externa
Falha do dispositivo de 
supressão VIV
Tipo de falha 
global
Vazamento, explosão, 
fratura e ruptura
Vazamento, explosão, fratura 
e colapso
Explosão, fratura, ruptura e 
colapso
Vazamento e fratura
Design Rever parâmetros do fluido Rever características do 
fluido
Rever características do fluido Não se aplica
Instalação Não se aplica Não se aplica Não se aplica Não se aplica
Técnica de 
inspeção
Visual “Smart pig”* ROV ROV ou mergulhador
Monitoramento Análise de dados de 
controle
Análise de fluidos e de áreas 
corroídas
Medições no sistema de 
proteção à corrosão
Medições de espessura 
do riser
Procedimento de 
ajuste
Operação de acordo com 
o design
Reanálise da corrosão Não se aplica
Treinamento do 
mergulhador
Manutenção Instalar válvulas de alívio 
ou de segurança
Inibição por compostos 
químicos
Substituir o sistema de 
proteção à corrosão
Limpeza periódica
Fonte: DNV RP F206, 2008.
*Smart pig é uma técnica de inspeção em que uma sonda de inspeção é introduzida 
no interior do tubo, coletando dados importantes, como a presença e localização de 
corrosão ou outras irregularidades nas paredes internas do tubo.
Falhas em risers flexíveis
Agora, repetindo o estudo de caso anterior, mas para um riser flexível localizado no 
Brasil, contemplando os seguintes elementos:
 » Riser flexível
 » Os risers são equipados com flutuadores localizados em 
profundidade intermediária, que é composto de um tanque de 
flutuação mantido no lugar por amarras conectadas a uma base do 
fundo do mar 
 » Componentes auxiliares: válvulas, sensores, conexões, juntas etc.
A Tabela 9 apresenta o gerenciamento da integridade (Riser Integrity Management – 
RIM) desse riser específico:
51
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Tabela 9. Apresentação do RIM.
Atividade/Componente 
do riser
Carcaça 
intertravada
Revestimento 
de pressão
Cabo zeta-espiral
Fita 
antidesgas-te 
da armadura
Camadas da 
armadura
Modo de falha Ovalização Envelhecimento 
acelerado
Abertura Abrasão
Desorganização 
dos cabos
Mecanismo de falha
Manuseio inadequado 
durante instalação e 
operação
Seleção do material 
e fluido inadequado
Tensão excessiva, torção 
ou flexão durante a 
instalação ou operação. 
Impacto acidental no 
riser por objetos
Defeitos de 
fabricação, 
temperatura 
elevada, ou 
movimento 
relativo entre as 
camadas
Queda de 
objetos ou 
choques com a 
âncora
Efeito da falha no 
sistema
Redução do diâmetro 
da seção 
Desenvolvimento de 
rachaduras
Redução da capacidade 
estrutural
Redução da 
espessura
Inundação 
do anular e 
redução da vida 
útil do riser por 
fadiga
Efeito global da falha
Impossibilidade de 
realizar pigging e 
redução do fluxo
Vazamento Explosão Explosão Explosão
Detecção da falha Calibração durante a 
instalação
Queda de pressão Queda de pressão -
Queda de 
pressão, 
monitoramento 
do espaço 
anular do riser e 
teste de vácuo
Reforço Reforçar a capacidade 
e a força 
Elaborar relatórios de 
materiais de maior 
qualidade
Cuidado no transporte 
e instalação de acordo 
com os procedimentos
-
Dobrar o 
revestimento 
externo
Risco Médio Baixo Médio Baixo Médio
Comentários
O problema ocorreu na 
indústria, mas o reforço 
da capacidade preveniu 
a falha
-
Limitada presença de 
embarcação na área
Aconteceu 
durante os testes 
devido ao calor. 
Não é relevante 
na operação
Baixa 
probabilidade 
devido à 
atividade 
limitada da 
embarcação na 
área
Fonte dos dados Profissional expert Experiência do 
operador
Base de dados da 
indústria
Base de dados 
da indústria
Testes
Tempo de reparo ativo 2 a 6 semanas 2 a 6 semanas, por 
revestimento
2 a 6 semanas, por cabo -
2 a 6 semanas, 
por camada
Característica da falha Vida pregressa Relacionado à idade Aleatória - Aleatória
Estratégia de 
manutenção
Depende da condição
Uso de ROV para 
detectar vazamentos
Depende da condição -
Depende da 
condição
Fonte: DNV RP F206, 2008.
Vale destacar que o tempo de reparo ativo assume que a embarcação e as peças 
sobressalentes estão disponíveis para realizá-lo, dependendo, claro da magnitude 
do dano. Os danos de menor porte (danos locais) podem ser reparados em uma 
semana, enquanto um reparo total pode ser feito em 2 semanas.
52
CAPÍTULO 4
Inspeção de dutos rígidos submarinos
Visão geral
Além dos risers, outros dutos submarinos são essenciais para garantir o fluxo dos 
fluidos na produção de petróleo. Nesse contexto, este capítulo consiste em uma 
adaptação da norma Petrobras N-1487, denominada “Inspeção de dutos rígidos 
submarinos”.
Vale salientar que essa norma “estabelece os requisitos técnicos de inspeção interna 
e externa aplicáveis aos dutos rígidos submarinos de transporte e transferência, 
de hidrocarbonetos construídos em aço-carbono e que se encontrem em operação”, 
incluindo os risers rígidos.
A fim de realizar as operações com maior grau de otimização, é preciso dividir 
os dutos rígidos de acordo com as regiões que eles estão em uma unidade de 
exploração offshore. Cada uma dessas regiões possui suas peculiaridades, que são 
resultados das condições ambientais a que os dutos são sujeitos.
A Figura 13 é uma representação de uma plataforma flutuante de produção, com 
riser rígido do tipo catenária.
Figura 13. Diferentes regiões de uma plataforma.
 
 
Riser rígido Linha de fluxo 
rígida 
ZVM 
Nível do mar 
Solo marinho 
TDPZDT 
Estrutura topside 
t 
 
t 
30 m 
Fonte: Adaptado da Norma N-1487, 2017.
53
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Na Figura 13, a siglas ZDT, ZVM e TDP significam, respectivamente: zona de 
transição (ou do inglês, “splash zone”), que corresponde à região da estrutura que 
está sujeita a ficar molhada temporariamente, devido à ação das ondas; zona de 
variação da maré, que é uma região intermitentemente molhada devido à ação 
da maré; e “touchdown point”, que é o ponto de contato do duto submarino, em 
configuração catenária, com o leito marinho.
Existe ainda a zona emersa ou zona superficial, que é a parte superior da estrutura 
topside e, geralmente, não está em contato com a água. Além disso, observa-se 
uma zona que compreende os primeiros 30 metros de lâmina d’água a partir da 
superfície. Tal zona é sujeita a diversas cargas ambientais causadas pelo vento e pela 
maré e, por ser próxima à superfície, pode ser inspecionada por mergulhadores.
Conforme será mais bem apresentado no Capítulo 1 da Unidade IV, a inspeção 
visual dos dutos rígidos presentes na estrutura topside deve ser realizada de 
forma a identificar a presença de vazamentos, amassamentos, corrosão, desgastes, 
trincas, deformações ou quaisquer falhas que possam, a médio ou curto prazos, 
impedir o correto uso do equipamento.
A inspeção dos dutos rígidos presentes na ZDT e ZVM deve identificar 
principalmente falhas de corrosão, amassamentos, vazamentos e danos ao 
revestimento. Quando tais dutos forem revestidos por materiais compósitos, 
a inspeção visual deve identificar também a ocorrência de empolamentos e 
infiltrações que possam prejudicar a integridade dos dutos.
Em relação à inspeção da parte submersa dos dutos rígidos, boa parte já fora 
discutida no capítulo anterior desta unidade.
Como novidade, pode-se destacar a inspeção dos dutos rígidos horizontais, as 
linhas de fluxo, que ficam dispostas junto ao solo marinho. Nesses dutos, deve ser 
realizada a inspeção das conexões (no TDP, no caso da Figura 13), do revestimento, 
do potencial eletroquímico e do vão livre. O leque de opções de ENDs que são 
eficientes em inspecionar tais dutos é pequeno, devido às condições ambientais.
Deste modo, o principal método utilizado para a inspeção de linhas de fluxo é 
o MBES ou “Multi-beam echo sounder” (numa tradução literal, ecobatímetro 
de feixes múltiplos). Tal técnica consiste em utilizar feixes de ondas sonoras até 
uma estrutura e, à medida que as ondas são refletidas, consegue-se montar uma 
imagem que reproduz fidedignamente as imperfeições na superfície analisada. 
54
UNIDADE II │ INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE
Além disso, é necessário inspecionar as condições geológicas e geotécnicas 
do solo marinho, identificando e mapeando possíveis alterações no solo que 
possam, de alguma forma, promover alterações na integridade física dos dutos 
rígidos.
Periodicidade de inspeção de risers rígidos
A Tabela 10, retirada da norma da Petrobras N-1487, apresenta a periodicidade de 
inspeção de cada uma das regiões descritas na seção anterior.
Tabela 10. Periodicidade de técnicas de inspeção de dutos rígidos submarinos.
Região a ser inspecionada Tipo de técnica de inspeção Periodicidade (anos)
Trecho da superfície
Visual 2
Medição de espessura 2
Detecção de trincas Eventual 
PIG instrumentado 5
ZVM ou ZDT
Visual da ZVM e do riser 3
Medição de espessura 3
Visual da “flex joint” 3
Detecção de trincas Eventual
PIG instrumentado 5
Região até 30 m após a lâmina 
d’água
Visual com mergulhador 5
Potencial eletroquímico 5
PIG instrumentado 5
Riser rígido
Visual com ROV 5
Potencial eletroquímico 5
PIG instrumentado 5
Visual do TDP com ROV 5
Região de linhas de fluxo (próximas 
ao solo marinho)
Visual com ROV 5
Inspeção geológica e geotécnica Não se aplica
Potencial eletroquímico 5
PIG instrumentado 5
Região de linhas de fluxo em águas 
rasas (próximas ao solo marinho)
Visual com mergulhador Depende
Inspeção geológica e geotécnica Não se aplica
Potencial eletroquímico 5
PIG instrumentado 5
Região de linhas de fluxo (próximas 
à costa)
Visual com mergulhador 5
Inspeção geológica e geotécnica Não se aplica
Potencial eletroquímico 5
PIG instrumentado 5
Fonte: Adaptado de N-1487, 2017.
55
INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS OFFSHORE │ UNIDADE II
Observe que essa é a periodicidade máxima recomendada pela norma, o que não 
impede que inspeções sejam realizadas numa maior frequência, dependendo das 
condições operacionais da estrutura.
Em relação à técnica de PIG instrumentado, a referida norma diz que: 
“A periodicidade indicada para inspeção com “PIG” instrumentado de 
perda de massa, é apenas uma referência. Recomenda-se determinar 
o intervalo entre inspeções para cada duto de forma individualizada, 
levando-se em conta, pelo menos, a intensidade do processo corrosivo 
(taxa de corrosão interna e externa), o estado do duto (defeitos não 
reparados) e as consequências de falha.”
Norma N-1487, Petrobras, 2017.
Em outras palavras, a sensibilidade do inspetor em entender o processo de 
corrosão (para cada duto), bem como o histórico de inspeções, é essencial para 
a determinação da periodicidade da técnica de PIG instrumentado de forma 
otimizada.
No caso da inspeção visual com mergulhador de linhas de fluxo em águas rasas, 
o termo “depende” refere-se à susceptibilidade da área onde está localizado 
sofrer com ações geológicas, podendo ser 5 anos para áreas com alto grau de 
susceptibilidade e 10 anos para áreas de baixo grau. Áreas com altos índices de 
sismos, por exemplo, são de alto grau de susceptibilidade.
Vale salientar que há situações em que apenas uma área específica do duto é 
mais susceptível a alteração geológica, sendo tal área inspecionada com maior 
frequência.
Há diversas outras observações a respeito da inspeção de dutos rígidos marinhos. 
Caso tenha alguma dúvida, recomenda-se a leitura da norma pública da Petrobras 
N-1487 (2017).
56
UNIDADE III
INSPEÇÃO DE 
ESTRUTURAS 
OFFSHORE
A Unidade III apresenta o modo que é realizada a inspeção de plataformas fixas, 
tension legs e FPSs, abordando os principais detalhes e peculiaridades de cada 
uma dessas estruturas offshore. 
CAPÍTULO 1
Inspeção de plataformas fixas
Segundo a API RP 2A–WSD, a inspeção e o controle de qualidade devem ser 
realizados durante todas as fases de construção, incluindo as fases de fabricação, 
carregamento, fixação no mar, reboque e instalação, de modo a garantir o pleno 
funcionamento e a segurança da estrutura como um todo.
Inspeção de fabricação
Quanto aos materiais utilizados nos componentes da plataforma fixa, o inspetor 
deve verificar se todos os materiais que estão sendo incorporados em qualquer 
parte da fabricação são de boa qualidade e de acordo com o projeto e funções que 
vão executar.
As inspeções da estrutura devem ser feitas durante todas as fases de fabricação 
(pré-fabricação, laminação, conformação, soldagem, armazenamento 
intermediário, montagem etc.) para confirmar a conformidade com os requisitos 
especificados (por exemplo, detalhes de juntas, perfis de solda, dimensões, 
alinhamento, orientação etc.).
Em geral, a inspeção de fabricação deve confirmar que cada componente 
incorporado na estrutura tem o material correto, o tamanho e a dimensão, 
a orientação, além de verificar a montagem e a fixação. A existência de folgas 
57
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE │ UNIDADE III
representa um enorme erro de fabricação, que compromete a estrutura como um 
todo e, por isso, o inspetor deve ter muita atenção a isso. 
A inspeção também deve ser feita para todos os itens que afetam a montagem, 
incluindo estruturas do local de montagem (ou seja, fundações e estruturas 
temporárias), auxiliares de montagem e equipamentos de montagem.
Quanto às soldas, a inspeção deve ser realizada com o objetivo de evitar a introdução 
de defeitos na solda. A inspeção deve verificar se o soldador (ou operador de solda) 
está atualmente qualificadopara o procedimento que está sendo executado.
Além da inspeção visual, com o uso de equipamentos auxiliares ou não, técnicas 
ENDs são recomendadas para a inspeção de estruturas durante a fabricação, 
cabendo ao inspetor responsável uma programação adequada dos métodos 
utilizados. Dentre tais ENDs, pode-se citar:
 » líquido penetrante: útil para detectar descontinuidades na superfície, 
como trincas, presença de poros etc.;
 » partículas magnéticas: útil para detectar descontinuidades abertas na 
superfície ou que estão ligeiramente abaixo da superfície;
 » radiografia: útil para determinar descontinuidades abaixo da superfície 
ou por espessura;
 » técnica ultrassônica: usada para determinar descontinuidades abaixo da 
superfície ou através de espessura.
Inspeção de carregamento, fixação no mar e 
reboque
A inspeção deve ser realizada para todas as áreas relacionadas ao carregamento, à 
fixação no mar e ao reboque até a área de operação, de modo a garantir que tudo 
ocorra de maneira correta e segura. 
Em outras palavras, deve-se verificar:
 » se todos os componentes estão no lugar;
 » se todas as soldas foram devidamente finalizadas e inspecionadas;
 » se todas os componentes de transporte/instalação estão inclusos e 
seguros; 
58
UNIDADE III │ INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE
 » se todas as linhas hidráulicas e pneumáticas foram devidamente 
instaladas, testadas, lavadas e fixadas;
 » se todos os acessórios soldados temporários foram removidos e as 
marcas de fixação reparadas de acordo com os requisitos especificados.
Para o carregamento, os guinchos, macacos e cabos de tração devem ser 
inspecionados quanto à capacidade e condição adequadas. Já a inspeção de itens 
da jaqueta deve ser realizada sempre que possível antes do transporte marítimo.
Nos casos em que as operações de lastro são necessárias para compensar as 
variações de maré, é necessário inspecionar o sistema de lastro para confirmar 
a adequação e as condições do equipamento. O monitoramento da operação 
também é recomendado, para garantir a conformidade com o procedimento de 
carregamento.
No caso da fase de reboque (transporte), a robustez dos rebocadores, dos 
acessórios de reboque e da embarcação de transporte também deve ser 
confirmada. Para a preparação de autoclaves para transporte até o local, a 
inspeção deve ser realizada para confirmar a confiabilidade, de modo que todas 
as linhas de reboque estejam devidamente conectadas.
Inspeção de instalação
Quanto ao lançamento da jaqueta da plataforma, o inspetor deve checar se todas as 
amarrações e escoras temporárias estão soltas. As linhas de reboque e itens soltos 
são removidos da barcaça de lançamento ou seguramente fixados.
Outro ponto a ser observado é se o sistema de inundação da jaqueta não está 
danificado, se as válvulas de inundação estão fechadas e se o sistema do braço de 
lançamento está no modo correto de operação. 
Para jaquetas elevadas, a inspeção deve confirmar a remoção de todas as restrições e 
a fixação adequada do equipamento de içamento, bem como o modo de operação não 
danificado e configurado adequadamente do sistema de inundação. Para jaquetas 
autoflutuantes, a inspeção deve confirmar a remoção das linhas de reboque, bem 
como o modo de operação não danificado e configurado corretamente do sistema de 
inundação. 
A inspeção deve ser realizada após a jaqueta ser colocada no seu local de operação. 
Se for necessário que se faça uma inspeção antes desse momento (ou seja, há 
59
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE │ UNIDADE III
suspeita de danos ao sistema de inundação), a inspeção deve ser limitada somente 
aos componentes necessários, de modo a proteger a jaqueta.
Caso os níveis de vibração estejam excessivos durante a etapa de instalação, a 
operação deve ser interrompida imediatamente. Dessa forma, deve ocorrer uma 
inspeção criteriosa de modo a identificar as causas da vibração, além de avaliar 
possíveis danos (principalmente por fadiga) à estrutura.
Quanto às soldas realizadas na fase de inspeção, o procedimento deve ser semelhante 
ao adotado na fase de fabricação. Isto é, fazer uso de ensaios não destrutivos para 
avaliar a qualidade das soldas, de acordo com a sensibilidade do inspetor.
Por fim, no caso de a instalação exigir operações subaquáticas, a inspeção deve 
verificar, seja por comunicações diretas com mergulhadores ou pelo uso de um 
dispositivo de monitoramento remoto, que a operação foi realizada de acordo com 
os requisitos predeterminados em projeto.
60
CAPÍTULO 2
Inspeção de Tension Legs
A inspeção de plataformas do tipo Tension Legs (TLP) é descrita pela norma 
internacional API RP 2T, de nome “Planning, Designing and Constructing Tension 
Legs Platform”.
Visão geral da inspeção de tension legs
A inspeção das estruturas TLP deve ser realizada para garantir que a operação 
está de acordo com o que fora previamente planejado e projetado para aquela 
estrutura. Não só a inspeção, mas também o controle de qualidade, deve ser 
realizada durante todas as fases da construção, incluindo as fases de fabricação, 
carregamento, fixação no mar, transporte e instalação da estrutura TLP. 
Lembre-se de que inspecionar nunca é demais e que a inspeção mais eficaz é 
aquela que impede o uso de materiais defeituosos e outras não conformidades, 
em vez de encontrar esses problemas depois que eles ocorrem e prejudicam a 
operação. Tal operação é necessária para assegurar o desempenho satisfatório do 
TLP.
Inspeção de fabricação
Sendo uma estrutura flutuante, a TLP é sensível ao peso e, por isso, a inspeção 
durante a fabricação é necessária para manter o controle do peso, além das 
preocupações habituais de qualidade de fabricação e tolerâncias dimensionais. Os 
sistemas de tendão são sensíveis à fadiga e a inspeção de fabricação é essencial 
para detectar falhas que poderiam reduzir a vida de fadiga.
Para relembrar, o sistema de tendão é que liga a plataforma TLP ao fundo do mar, 
dando sustentação à TLP e funcionando como se fosse um sistema de ancoragem 
de uma FPSO.
Uma vez instalada, a plataforma provavelmente permanecerá no local durante 
toda a vida útil do reservatório. Dentre as observações durante a inspeção de 
fabricação, deve-se ater pelo menos aos seguintes itens:
 » qualidade do material;
 » especificidades do material;
61
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE │ UNIDADE III
 » qualificações de desempenho de soldador;
 » qualificações do procedimento de soldagem;
 » tolerâncias de espessura;
 » inspeção da solda, visual e por ENDs;
 » verificações de tamanho, alinhamento da solda;
 » aplicação do revestimento e sistema de proteção à corrosão;
 » inspeção dos suportes de estruturas temporárias para manipulação, 
embarque e armazenamento;
 » inspeção dos reparos;
 » documentações e relatórios de todas as inspeções.
Os planos e especificações de um componente devem indicar claramente quais 
materiais e itens devem ser inspecionados e por qual método. Em toda a extensão 
prática, a inspeção deve ser realizada à medida que a fabricação avança.
Inspeção em serviço de tendões e risers de 
um TLP
Como se sabe, a inspeção em serviço é muito importante para o progresso de 
qualquer estrutura, visto que as operações podem continuar ocorrendo à medida 
que os potenciais causadores de danos são identificados.
Os projetos de construção da plataforma, das estruturas submarinas, dos tendões 
e dos risers devem levar em conta a inspeção em serviço. Para isso, todos os 
compartimentos da TLP devem ser acessíveis, ventilados e limpos; e ter meios 
temporários ou permanentes de iluminação, para permitir uma inspeção interna 
completa. 
Estruturas de fundos oceânicos devem ser projetadas de modo que inspeções 
submarinas de membros críticos utilizando ROVs ou dispositivos semelhantes 
possam ser realizadas. Os componentes do sistema de tendão e riser devem ser 
inspecionados para detectar deterioração e permitir que ações corretivas sejam 
tomadas em tempo hábil. 
Os intervalos e métodos de inspeçãodevem levar em conta métodos e premissas 
do projeto, principalmente aqueles que dizem respeito à fadiga e à corrosão. 
Métodos de inspeção inovadores podem ser considerados pelo projetista e 
62
UNIDADE III │ INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE
operador para atender aos requisitos exclusivos. O operador pode optar por 
retirar os tendões e os risers ou inspecioná-los no lugar. Contudo, embora um 
pouco menos minucioso, um exame completo no local pode fornecer informações 
melhores do que um exame completo de alguns tendões e tirantes levantados.
Recomenda-se a inspeção geral de todos os componentes para verificar se há 
corrosão e danos. Recomenda-se a inspeção detalhada para rachaduras ou outra 
deterioração de componentes metálicos. Áreas de descontinuidade (ou assimetria) 
geométrica que causam concentrações de estresse devem ser examinadas com 
cuidado especial. A condição dos ânodos, revestimentos e outros componentes do 
sistema de proteção contra corrosão deve ser observada cuidadosamente.
A Figura 14 ilustra esses tendões das TLPs, que fazem a ligação entre o casco da 
TLP e a fundação submarina, com o propósito de ancorar a plataforma. Perceba 
que, de acordo com a profundidade, a dificuldade e os custos da operação são 
crescentes.
Figura 14. Tendões em uma plataforma TLP.
 
 
Tendões 
Risers 
TLP 
Solo marinho 
Fonte: Adaptado da Norma N-1812, 2006.
63
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE │ UNIDADE III
Observe, pela Figura 14, que os tendões têm a função de ancorar e sustentar a 
estrutura, enquanto os risers possuem a finalidade de conectar e garantir o fluxo 
dos fluidos de processo.
Uma inspeção completa pode ser realizada em um tendão ou riser retirado 
da água após a remoção de incrustações marinhas. Esse exame normalmente 
incluiria uma inspeção visual completa, testes não destrutivos apropriados e 
medições de perda de material devido à corrosão ou erosão. Todo o tendão ou 
riser deve ser inspecionado com atenção às áreas de concentração de tensão e 
corrosão acelerada. 
Os revestimentos de proteção podem ser removidos, se necessário, para realizar 
um exame completo. Obviamente, uma quantidade suficiente de tendões deve 
permanecer no local para resistir às condições ambientais que possam ocorrer 
durante o período de inspeção, evitando uma falha completa da estrutura.
A seleção de tendões ou risers a serem inspecionados deve levar em consideração 
o histórico de carga e qualquer indicação de dano. Um exame completo de um ou 
mais deles pode ser usado como uma condição de indicação de todos os tendões e 
risers tendo uma vida operacional igual.
O exame in situ dos tendões e risers requer técnicas avançadas com alta 
probabilidade de detectar rachaduras e outras deteriorações. Tais inspeções 
podem ser substituídas por puxar tendões.
Qualquer programa de inspeção, seja envolvendo tendões retirados ou verificações 
in situ, deve incluir um exame visual no local para verificar a condição dos 
componentes de prevenção de corrosão. Imediatamente antes da instalação inicial 
dos tendões, um exame completo de cada componente do tendão deve ser feito, 
com a localização exata de quaisquer falhas ou danos observados e com as medidas 
corretivas apropriadas que devem ser tomadas. 
O histórico de carregamento de tendões, de informações sobre o tamanho e da 
localização de fissuras e falhas pode ser usado para modificar a frequência de inspeção 
durante a vida útil da estrutura. Além das inspeções regularmente programadas, 
inspeções devem ser consideradas nas seguintes circunstâncias:
 » se um tendão apresentar danos, os tendões semelhantes devem ser 
inspecionados em busca de danos relacionados ao mesmo problema;
 » os tendões devem ser inspecionados quando são retirados por qualquer 
motivo, incluindo a realocação do TLP;
 » um tendão deve ser inspecionado quando a tensão máxima permitida for 
excedida.
64
UNIDADE III │ INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE
Após a inspeção, os revestimentos devem ser reparados ou reaplicados de acordo 
com as recomendações do fabricante. Um tendão inspecionado deve ser reinstalado 
de acordo com as especificações de projeto e fabricação. Caso ele seja usado somente 
no futuro, ele deve ser armazenado em um local protegido.
Lembre-se de que é importante o proprietário manter registros detalhados do 
histórico de inspeção de cada componente, incluindo a localização exata e o tamanho 
das rachaduras, falhas e danos.
Procedimentos de inspeção submersa
Os procedimentos de inspeção subaquática de TLPs consistem nos seguintes:
 » procedimento para mergulhadores, ou operadores de ROV, para 
identificar o local exato no qual eles conduzem a inspeção;
 » procedimento de limpeza do crescimento de vida marinha, que está 
incluso no procedimento de inspeção e aplicação de ENDs;
 » procedimento de medição da quantidade de crescimento marinho;
 » procedimento de tomada de medidas de espessura da estrutura e 
aplicação de ENDs em juntas críticas;
 » procedimento para medir as leituras do potencial catódico de 
estruturas, identificando a susceptibilidade à corrosão;
 » qualificação de todos os mergulhadores que realizam as medidas de 
espessura do componente, as leituras de inspeção e os ENDs.
 » Para inspeções submarinas associadas a um levantamento periódico 
especial, deverão ser providenciados meios para permitir a abertura de 
todas as válvulas marítimas e descargas ao mar para o exame interno.
Inspeção interna em estruturas TLP
Em conjunto com a inspeção submersa, os espaços de lastro também devem ser 
examinados internamente. Os sistemas de proteção à corrosão e do revestimento 
são inspecionados visualmente ou por medição de espessura (conforme os requisitos 
no planejamento de inspeção).
65
CAPÍTULO 3
Inspeção de FPS
Este capítulo tem por base a norma internacional API RP 2FPS, de nome 
“Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Floating 
Production Systems”, que descreve os aspectos de planejamento, projeto e 
construção de unidades exploradoras de petróleo flutuantes, incluindo plataformas 
semissubmersíveis e navios-sonda (FPS, FPSO, etc.). 
Visão geral da inspeção de FPS
É necessário que seja realizada a inspeção periódica dos vários componentes 
(principais e auxiliares) de um FPS durante sua vida útil. Alguns procedimentos 
de inspeção podem ser realizados sem afetar as operações normais da unidade, 
como inspeções externas de tanques, enquanto outros podem exigir a suspensão de 
operações normais e/ou alteração da configuração do FPS. 
Os requisitos e procedimentos de inspeção devem ser considerados ainda no 
estágio de projeto. Desse modo, casos que abordem mudanças na configuração 
do FPS devido a procedimentos de inspeção devem ser identificados no início 
da fase de projeto. Por exemplo, operar um FPS com uma ou mais linhas de 
amarração retiradas para inspeção poderia reduzir temporariamente a flutuação 
e a estabilidade de toda a unidade.
Programa de inspeção de FPS
O programa de inspeção de FPS deve ser desenvolvido em conjunto e incorporado 
ao projeto da estrutura, fornecendo monitoramento periódico da integridade 
da estrutura flutuante durante toda a sua vida útil de produção. O escopo do 
programa deve prever a inspeção de todas as áreas críticas da estrutura primária 
durante um intervalo de tempo específico, geralmente de 4 a 5 anos.
Em FPS, assim como outras unidades de exploração offshore, a corrosão é um dos 
principais inconvenientes e, por isso, deve constar no programa de inspeção uma 
atenção especial ao seu sistema de proteção contra corrosão. O desenvolvimento 
do programa de inspeção estrutural deve considerar os resultados das análises 
de resistência estrutural, fadiga, para vários tipos de estrutura, e considerar o 
66
UNIDADE III │ INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE
histórico de inspeção anterior (incluindo os resultados de inspeção de estruturas 
de projeto similar). 
Além disso, o programa de inspeção de FPS deve incorporar os requisitos de 
inspeção específicosdas agências reguladoras e certificadoras das áreas de onde a 
unidade exploradora está em funcionamento.
No que se refere à inspeção dos tanques da FPS, há um complicador: a inspeção de 
tanques exige o completo esvaziamento, limpeza e liberação de gás nesses espaços, 
o que pode alterar a distribuição de cargas na estrutura da unidade. 
Como o tanque seco do FPS não é prático, nem economicamente viável durante 
muito tempo, devem ser incluídos no programa de inspeção submersa na superfície 
externa do tanque. 
Nos pontos em que não há acesso fácil na estrutura da FPS, o sistema contra a 
corrosão deve ser projetado de forma a que ele opere, no mínimo, o dobro da vida 
útil da unidade flutuante. Nesse dado, é possível ter noção da importância que o 
sistema de proteção à corrosão tem em uma unidade FPS. 
Se não for acessível, se não for considerado praticável, ou possível, inspecionar, 
manter ou substituir sistemas de proteção contra corrosão, tais sistemas devem ser 
projetados levando em consideração este fator e devem, no mínimo, ser projetados 
para operar o dobro do ciclo de vida da estrutura flutuante.
Sistema de proteção de corrosão de FPS
Como se sabe, a quantidade de aço perdida por causa de corrosão é um fator 
relevante nas estruturas offshore e, por isso, é necessária a atenção especial aos 
sistemas de proteção de corrosão dessas estruturas.
Antes de tudo, ainda no projeto de construção, tem que haver a adequação do aço 
utilizado com os requisitos do serviço de produção pretendido no local específico 
em que ele será instalado. Por exemplo, o aço utilizado em operações no Golfo 
do México não é adequado para ser utilizado para uma mesma função no Mar do 
Norte. Isso ocorre devido aos diferentes requisitos de flexibilidade e impacto em 
um ambiente mais frio e hostil.
O potencial para o desgaste por corrosão depende do fluido (isto é, água do mar, 
óleo combustível, óleo de carga etc.) a que o aço está exposto, do tipo de sistema de 
proteção contra corrosão usado e de sua manutenção associada. Áreas de estrutura 
específica que devem ser consideradas para proteção contra corrosão são:
67
INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE │ UNIDADE III
 » superfícies externas, incluindo: casco subaquático (pontões, colunas, 
suspensórios, fundo e casca lateral etc.); área da linha de flutuação 
(zona de respingo); acima do casco da linha d’água; áreas de convés; 
instalações e superestrutura topside;
 » superfícies internas secas, incluindo: espaços vazios (abertos e 
fechados); máquinas e equipamentos; espaços de armazenamento; 
acomodações; 
 » superfícies internas molhadas, incluindo: tanques de lastro (ativo, 
passivo e reserva [seco]); tanques de carga e slop (barcaças); tanques de 
combustível; tanque de água doce; tanques de água de perfuração.
Os três sistemas primários de proteção contra corrosão dessas áreas são: sistemas 
de revestimento (pintura), sistemas de proteção catódica (ânodo); tolerância da 
espessura de corrosão.
Esses sistemas são normalmente usados em combinação para fornecer um 
sistema completo de proteção contra corrosão para toda a estrutura. Os requisitos 
específicos para utilizá-los ou substituí-los dependem do histórico de desempenho, 
da condição atual do sistema, da condição da estrutura, dos reparos realizados e 
do programa de manutenção a ser realizado durante todo o serviço de produção.
Sistemas atuais impressos, independentes ou em combinação com anodos 
sacrificados, são considerados alternativas viáveis para atualizar um sistema de 
proteção contra corrosão. Um sistema de revestimento existente pode precisar 
ser substituído e/ou atualizado para proteger o revestimento externo ou tanques 
internos e espaços vazios. A seleção do sistema de revestimento deve considerar a 
vida útil e o programa de inspeção da estrutura flutuante, em termos de acesso de 
pessoal e requisitos de limpeza. 
Inspeção de FPSO
Antes de falarmos sobre a FPSO propriamente dita, cabe diferenciar as estruturas-
base de uma FPSO para plataformas fixas ou semissubmersíveis: o casco. Por sua 
vez, as diferenças funcionais acarretam diferenças na inspeção. Para plataformas 
fixas, por exemplo, a estrutura submarina é a estrutura de suporte, correspondendo 
ao elo entre o solo e a superfície. Assim, a dificuldade de inspeção é devido ao 
aspecto subaquático, que é agravado à medida que se aumenta a profundidade 
(BIASOTTO e ROUHAN, 2004). 
68
UNIDADE III │ INSPEÇÃO DE ESTRUTURAS OFFSHORE
Já no FPSO, a estrutura do casco tem as funções principais de apoiar a estrutura 
topside e armazenar óleo e/ou gás. É justamente esse armazenamento que 
representa um ponto crítico para as operações de inspeção em um FPSO.
Além dos custos e aspectos logísticos das operações de inspeção, a inspeção dos 
tanques requer preparação antes de entrar do tanque, a saber: decapagem (para 
facilitar a análise da área inferior), limpeza (remoção do crescimento marinho em 
tanques de lastro, lama no fundo e óleo residual), liberação de gás e ventilação 
(níveis de oxigênio suficientes). 
Portanto, alguns tanques não estarão operacionais durante as inspeções, 
reduzindo a capacidade de armazenamento e talvez afetando o cronograma de 
consumo da unidade exploradora. Desta forma, uma RBI é recomendada para 
realizar um programa de inspeção de FPSOs, analisando por exemplo: 
 » Quais as áreas, componentes ou equipamentos onde podem ocorrer 
danos críticos;
 » Quais os métodos e testes, inclusive, ENDs;
 » Correlação de probabilidade vs. consequência de falhas.
É importante destacar que no caso de inspeção (ou qualquer outra operação que 
exija a entrada de pessoal no tanque) de ambientes confinados e insalubres, o 
profissional habilitado deve estar ciente de seguir as obrigações da regulamentação 
trabalhista NR 33 – Segurança e saúde nos trabalhos em espaços confinados. A 
mesma observação é válida para outros equipamentos e estruturas offshore.
69
UNIDADE IV
INSPEÇÃO DE OUTRAS 
ESTRUTURAS OFFSHORE 
E INSPEÇÃO NA 
CONSTRUÇÃO NAVAL
A Unidade IV aborda a inspeção de estruturas topside e do sistema de tochas, 
que são dois sistemas constituintes de diversas unidades de exploração offshore, 
compostos por diferentes e variados tipos de equipamentos e componentes. 
Além disso, fugindo um pouco da indústria do petróleo, esta unidade abrange uma 
visão global da inspeção de estruturas geradoras de energia eólica e da inspeção na 
construção naval.
CAPÍTULO 1
Inspeção de estruturas Topside
Conforme brevemente descrito no Capítulo 3 da Unidade I, a estrutura Topside 
de uma unidade exploradora offshore é formada por uma grande variedade de 
equipamentos, espalhados nos diferentes sistemas. Desse modo, a inspeção de 
vários desses equipamentos é regida por normas peculiares, como a NR-13, que 
define a inspeção de vasos de pressão e tubulações, por exemplo.
Portanto, neste capítulo será apresentada uma visão macro das estruturas 
Topside, focando a inspeção baseada em risco (RBI) das estruturas críticas. Tais 
informações são baseadas no “Guidance Note NI 653” do “Bureau Veritas Marine 
& Offshore”, que, por sua vez são referendadas por normas internacionais da API, 
ISO e NORSOK. 
Para se ter uma noção da quantidade de componentes que são inspecionados quando 
se fala em inspeção de estruturas topside, segue a lista: vigas do convés principal, 
subestruturas de sustentação, estruturas-base de concreto, módulo de acomodação, 
torre, pontes, guindastes, estruturas de ventilação, heliportos, áreas de deposição, 
70
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
botes de resgate, vasos de pressão, separadores de fluidos, tubulações, conexões etc. 
A Figura 15 nos dá uma noção da forma da estrutura Topside, sendo instalada em 
uma plataforma.
Figura 15. Instalação da estrutura Topside.
Fonte: https://www.2b1stconsulting.com/wp-content/uploads/2012/06/Topsides_installation.jpg.
Determinação das estruturas críticas do 
Topside
As estruturas críticassão aquelas que são importantes para o funcionamento da 
unidade de exploração. Perceba que o fato de focarmos a discussão da inspeção 
das estruturas críticas do topside não significa que a inspeção dos vasos de 
pressão, válvulas e outros componentes é menos importante. No caderno de 
“Inspeção de Equipamentos e Estruturas Onshore” há muito sobre a inspeção 
desses componentes.
A norma ISO 19901 para o projeto de estruturas de topsides requer que as 
estruturas críticas sejam identificadas e inspecionadas antes do início da 
produção, ou seja, a inspeção visual deve ocorrer no pátio de fabricação e logo 
após a instalação. 
Existem diretrizes para a identificação de estruturas críticas. As diretrizes 
fornecidas pela ISO permitem a identificação e a categorização das estruturas 
71
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
críticas de acordo com a probabilidade de falhas e a consequência de falhas de 
cada componente.
Programa de inspeção
O programa de inspeção deve estabelecer especificações para as atividades de 
inspeção, estabelecendo quais os procedimentos devem realizados para garantir 
a qualidade do serviço e, consequentemente, manter a segurança da operação. No 
que se refere à inspeção visual externa, por exemplo, é realizada para determinar a 
condição dos membros, juntas ou componentes selecionados para inspeção. 
Se for identificado algum dano, o inspetor deve fazer um registro do dano e, a partir 
disso, avaliar qual deve ser a medida a ser tomada. Normalmente, opta-se por 
realizar algum END (teste de líquido penetrante, por exemplo) antes de admitir a 
possibilidade de reparo ou substituição. Por sua vez, no registro dos danos, devem 
estar contidos medições, procedimentos realizados, documentação fotográfica etc.
O programa de inspeção deve ser desenvolvido para cada item estrutural selecionado 
para a avaliação RBI. A estratégia de inspeção deve cobrir a vida útil da unidade 
offshore e deve ser revisada periodicamente ao longo da operação a fim de identificar 
se são necessárias mudanças na ideia original. Este programa deve conter:
 » o intervalo de inspeção ou cronograma de inspeção;
 » a técnica de inspeção;
 » se é necessária uma inspeção mais detalhada em determinados 
componentes estruturais.
A estratégia de inspeção pode ser modificada pela consideração dos requisitos 
regulatórios e pela viabilidade operacional. Portanto, é importante que os membros 
da equipe operacional sejam envolvidos nesta etapa para demonstrar que a estratégia 
de inspeção final está em conformidade com os regulamentos (da região operacional) 
e é viável com base nas infraestruturas e capacidades de localização.
Intervalo de inspeção
O intervalo de inspeção deve se basear nas análises RBI da estrutura e dos 
equipamentos específicos, sempre referendado pelas normas vigentes da região de 
operação da unidade exploradora. 
72
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
Caso seja selecionado um intervalo de inspeção fora do planejado inicialmente, 
o inspetor deve justificar de forma técnica essa escolha. Essa justificativa técnica 
deve se basear na consideração dos possíveis mecanismos de degradação, na taxa de 
deterioração e na capacidade de detecção do método de inspeção selecionado.
Técnica de inspeção
A técnica de inspeção deve ser selecionada pelo pessoal qualificado, baseando-se no 
tipo e tamanho da deterioração esperada, além da área em que ocorre a inspeção.
Área de cobertura da inspeção
A área de cobertura da inspeção pode ser determinada:
 » pela porcentagem dos detalhes estruturais a serem inspecionados, 
obtendo dados representativos da condição da estrutura. Essa 
porcentagem representativa deve ser baseada nas melhores práticas e 
padrões do setor; caso contrário, a justificativa técnica da escolha feita 
deve ser fornecida;
 » por uma seleção de locais onde a probabilidade de danos é maior, 
incluindo: a área de dano suspeito ou conhecido do histórico de serviço 
ou da experiência do setor; e a área com maior estresse ou menor 
tempo de fadiga. Esses locais podem ser selecionados com base em uma 
classificação de risco local dos componentes da estrutura.
Inspeção das estruturas críticas do Topside
Em relação à inspeção do revestimento como um todo, a principal preocupação é 
com a deterioração e a corrosão da sua superfície. Na inspeção deve ficar claro qual 
a parte do revestimento (por exemplo, pintura ou chapa metálica) é danificada pela 
avaria, a extensão do dano e as possíveis consequências desse dano.
A estrutura de sustentação também deve passar por uma inspeção criteriosa, 
visando observar a vulnerabilidade dos equipamentos quanto a danos de vibração, 
choques elétricos e outros causados por eventos extremos ou anormais (como 
tempestade e abalos sísmicos). 
Outro ponto importante, por questões de segurança, é executar a inspeção visual 
das rotas de fuga do pessoal. As escadas, passarelas e corredores devem estar 
73
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
livres, sem obstáculos físicos, com sinalizações claras etc. A inspeção também 
deve ocorrer nos barcos de transporte, observando os aspectos mecânicos e sinais 
de deterioração.
No caso de plataformas fixas, é importante também observar o espaço entre a 
base da jaqueta e a lâmina d’água. A partir dessa observação, pode-se ter uma 
boa noção dos pontos que mais sofrem com o movimento repetitivo das ondas e, 
consequentemente, estão mais sujeitos a sofrer fadiga.
Quanto aos pontos de juntas e soldas, eles representam locais típicos para a 
ocorrência de fissuras, rachaduras, trincas etc. A inspeção também deve ser 
realizada nos parafusos dos equipamentos, de modo a garantir que estes não 
estejam frouxos.
Por fim, em áreas localizadas em grandes alturas, é recomendada a utilização de 
veículos aéreos não tripulados (UAVs) para inspecionar as estruturas. No entanto, 
essas observações devem ser verificadas e certificadas quanto à confiabilidade e 
adequação ao objetivo.
74
CAPÍTULO 2
Inspeção do sistema de tocha
Certamente, muitos de vocês já viram uma imagem clássica em unidades de 
exploração de petróleo offshore: uma chama queimando na parte mais alta da 
unidade. Ali é a chamada tocha, ou flare (do inglês), que, além daquela chama, 
tem toda uma estrutura que é responsável por um importante papel na exploração 
de petróleo. O sistema de tocha em uma unidade de exploração de petróleo é 
apresentado na Figura 16.
Figura 16. Sistema de tocha em pleno funcionamento.
Fonte: https://www.2b1stconsulting.com/wp-content/uploads/2012/06/Flaring-platform.jpg.
No Brasil, a inspeção do sistema de tochas de uma unidade exploradora de 
petróleo offshore é regido pela norma da Petrobras N-2665: Inspeção em serviço 
de sistemas de tochas (“flare”). O texto deste capítulo é uma adaptação desta 
norma.
Sistemas de tochas e seus tipos
O sistema de tocha é fundamental para a queima do excesso de gás, de modo a garantir 
uma maior segurança à produção de óleo e gás. As chamas são frequentes devido à 
queima de gás inflamável liberado por válvulas de alívio de pressão durante o momento 
de pressão excessiva não planejada de equipamentos da unidade.
Durante os momentos de partida ou de parada da produção, há uma maior incerteza 
quanto ao volume de óleo e gás que pode ser extraído. Nesses momentos críticos, 
o sistema de tochas deve estar operando plenamente. A alternativa é permitir que 
75
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
o gás escape para evitar o acúmulo significativo de pressão e, consequentemente, 
o risco de explosão.
Porém, nem sempre o sistema de tochas é utilizado para a segurança da 
unidade. Algumas vezes, o gás é queimado na flare por questão de logística, 
principalmente em locais mais remotos. Em outras palavras, é mais barato 
queimar o gás bruto, do que tratá-lo e transportá-lo para sua comercialização.Infelizmente, nessas situações, a questão ambiental fica em segundo plano (como 
em diversas outras situações da nossa sociedade!). 
Definindo de forma mais completa e direta, o sistema de tocha é:
“o conjunto de equipamentos constituído por vasos de pressão, 
tubulações, bombas, painéis de acendimento, queimadores 
e estrutura de fixação, com a finalidade de queima de gases 
provenientes de uma unidade de processo. Os sistemas de tocha 
podem ser assistidos por ar, gás, vapor etc., para melhorar a 
combustão.”
Norma N-2665, Petrobras, 2018.
Dentre os tipos mais utilizados de tochas, pode-se citar:
 » “Pipe flare”, “single point”: é um dos mais utilizados, que tem a função de 
queimar o gás excedente da produção através de apenas um queimador.
 » “Multiflare” ou multiponto: opera em vários estágios, com vários 
queimadores, utilizado em locais com elevada produção de gás. O número 
de estágios em operação é regulado de acordo com a vazão de gás a ser 
queimado, através de sensores de pressão.
 » “Variable slot”: sistema “single point” ou multiponto, mas que 
opera através da diferença de empuxo e peso que o gás exerce sobre 
estruturas metálicas seladas móveis, chamadas tulipas.
 » Queimador de líquido: como o nome sugere, é uma estrutura destinada 
a queimar componentes líquidos.
Existem outras estruturas que também possuem a mesma função das tochas, como 
o dispersor (“vent stack”), que como sugere o nome, é responsável por dispersar 
o gás excedente diretamente na atmosfera, sem a presença de um queimador ou 
qualquer tratamento prévio. 
76
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
Inspeção de sistemas de tochas
Como dito anteriormente, o sistema de tochas é composto por diversos outros 
componentes, além daquele que causa a chama visível. Deste modo, muitos dos 
aspectos da inspeção desses componentes, principalmente vasos de pressão, 
tubulações e válvulas, se adequam à norma regulamentadora NR-13 e outras 
normas, descritas no caderno de “Inspeção de Equipamentos e Estruturas 
Onshore”. 
Preparativos para a inspeção
Para iniciar a inspeção do sistema de tochas é necessário, antes de tudo, que o 
profissional que executa a inspeção seja habilitado para a função, utilize todos os 
EPIs obrigatórios e que ele verifique todas as condições do local, isto é, se outro 
equipamento em funcionamento pode atrapalhar a inspeção, se as condições 
ambientais estão adequadas (por exemplo, não pode estar chovendo ou com ventos 
acima de 55 km/h), etc.
Além disso, o inspetor deve ter em mãos:
 » dados de projeto do sistema;
 » normas de construção do sistema;
 » planejamento das atividades de inspeção;
 » relatórios das inspeções anteriores, com modificações, reparos e 
alterações já realizados;
 » histórico de problemas e não conformidades do sistema.
Lembre-se de relatar detalhadamente o passo a passo, bem como as 
recomendações para futuras inspeções, inclusive com observações que vão 
além do equipamento inspecionado (escadas de acesso, iluminação etc.). Tais 
informações são essenciais para a futuras inspeções e, consequentemente, para 
a operação do equipamento conforme deve ser.
Periodicidade da inspeção de sistemas de tocha
Quando já devidamente instalados, as inspeções dos sistemas de tocha podem ser 
de dois tipos: em serviço ou fora de serviço. Tais tipos são realizados de maneiras 
diferentes, com periodicidades também distintas.
77
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
A inspeção em serviço deve ocorrer no prazo de 24 meses, enquanto a 
inspeção fora de operação não deve ultrapassar 72 meses. Vale salientar que, 
por possuírem diversos equipamentos no mesmo sistema (vasos de pressão, 
válvulas, tubulações), existem outros prazos de cada equipamento (que estão 
sujeitos a outras normas), sendo obrigação do inspetor de equipamentos estar 
atento a essas particularidades.
Não custa nada lembrar que esses prazos correspondem aos prazos máximos entre 
uma inspeção e outra, conforme exposto na norma N-2665.
Inspeção em serviço
Quando em serviço, a inspeção de qualquer equipamento requer muito cuidado. 
No caso de sistemas de tocha, há o agravante de que o equipamento opera em altas 
temperaturas, irradiando bastante calor nas vizinhanças.
A inspeção em serviço do sistema de tocha é feita de duas maneiras: inspeção visual 
externa e inspeção termográfica.
A inspeção visual externa é realizada nas partes de acesso propício e sem riscos à 
segurança do inspetor ou qualquer outro funcionário ou equipamento da unidade. 
Nesse tipo de inspeção, busca-se observar os seguintes pontos:
 » a pintura do sistema de tochas, observando possíveis falhas de 
identificação dos equipamentos e as presenças de impurezas, 
empolamento, empoamento etc.;
 » avaliação das estruturas de fixação e sustentação, observando corrosão, 
fissuras, rachaduras, deformações mecânicas, infiltração e trincas;
 » observação das tubulações e acessórios, com atenção a problemas 
relacionados à corrosão e vazamentos de gás, água ou outros fluidos;
 » condições de aterramento do sistema de tocha como um todo etc.
Já o uso da inspeção termográfica é realizado no topo do sistema de tocha, isto é, no 
“flare” propriamente dito. Tal observação utiliza RPAS (do inglês, “Remote Piloted 
Air System”), popularmente conhecidos como drones. Para realizar esse tipo de 
inspeção, é necessário que o profissional obtenha licenças e certificações para tal.
Via drone, equipado com câmeras, sensores e outros equipamentos específicos, 
observa-se a condição do bico do queimador, a temperatura no bico do queimador, a 
78
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
presença de alguma queima fora do local adequado (o que indica um vazamento de 
gás imprevisto) e se há a ocorrência de radiação excessiva em algum equipamento 
do topo do flare. 
Inspeção fora de serviço
Também conhecida como inspeção em condição de parada, esse tipo de inspeção 
tende a ser mais completa no sentido de que mais equipamentos são observados, 
mas não menos criteriosa do que a inspeção em serviço.
A inspeção visual externa fora de serviço é a mesma inspeção visual externa 
quando o sistema de tocha está em operação. A novidade está nos pontos 
inacessíveis ao inspetor quando o equipamento está em serviço. A inspeção 
externa deve ser realizada em todos os equipamentos, buscando as avarias e 
formas de deterioração já descritas anteriormente.
Além da inspeção visual externa, com os equipamentos fora de serviço, deve 
ser executada a inspeção interna dos equipamentos do sistema de tocha, dentre 
eles de tubulações, vasos de pressão, válvulas, queimador etc. Nessa prática, são 
adotados ENDs como os testes de partículas magnéticas, líquido penetrante, 
radiografia etc. No geral fica a critério do inspetor habilitado decidir quais ensaios 
devem ser empregados, obedecendo ao planejamento de inspeção e necessidades 
do equipamento.
79
CAPÍTULO 3
Estruturas eólicas offshore
Todo o conteúdo deste material foi destinado à indústria petrolífera offshore. 
Porém, perante o crescimento da geração de energia proveniente de estruturas 
eólicas offshore, cabe pelo menos uma rápida menção a esses tipos de estruturas. 
Tipos de estruturas eólicas offshore
Segundo o estudo de Dehghani e Aslani (2019), as estruturas eólicas offshore (do 
inglês, OWS) são compostas principalmente por quatro componentes, incluindo 
pás, nacele, torre e estrutura de suporte. A torre sustenta a nacele e as pás, 
transferindo toda a carga para a estrutura de suporte. É justamente a forma como 
essa estrutura sustenta a unidade que são classificadas as OWSs. Desse modo, de 
modo semelhante às unidades de exploração de petróleo, as OWSs são divididas 
em estruturas fixas e estruturas flutuantes. A Figura 17 é uma representação 
gráfica dessas estruturas:
Figura 17. Estruturas eólicas offshore.
 
 
2 1 3 
4 
5 6 7 
Fonte: Adaptado deDeghani e Aslani, 2019.
80
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
A escolha da estrutura de suporte adequada para uma OWS em um determinado 
local depende principalmente da profundidade da água e de aspectos ambientais, 
sendo um ponto crítico no projeto de uma OWS devido ao fato de o custo da 
fundação aumentar significativamente em relação à profundidade.
Da Figura 17, a estrutura 1 depende do seu próprio peso para se sustentar, sendo 
utilizada somente em águas extremamente rasas e calmas. A estrutura 2 é fixada 
no fundo do mar por uma estaca, que lhe sustenta, sendo também utilizada em 
águas rasas, isto é, com menos de 30 m de profundidade.
Assim como a estrutura 2, a estrutura 3 também se sustenta por uma estaca 
no fundo do mar, mas já é utilizada em águas mais profundas, pois possui 
cabos tensionados que reduzem a flexibilidade lateral e, portanto, melhoram a 
estabilidade da estrutura como um todo.
A estrutura 4 faz uso de um tripé, composto por uma estrutura tubular de aço 
fixada ao fundo do mar por meio de pequenas estacas acionadas em cada perna 
do tripé e uma peça de transição no centro para apoiar a torre eólica. O tripé é 
horizontal e diagonalmente apoiado na peça de transição para desenvolver uma 
base rígida e, consequentemente, promover uma maior estabilidade.
A estrutura 5 utiliza uma estrutura (parecida com as de unidades de petróleo) 
para escorar uma estrutura tubular de aço de 4 pernas com reforço horizontal e 
diagonal para fornecer a rigidez necessária para a estrutura se sustentar. Enquanto 
que as estrutura 6 tem o mesmo das plataformas tension leg. 
Já a estrutura 7 é flutuante, sendo composta por um cilindro longo e delgado 
posicionado sob a superfície da água com seu centro de gravidade muito abaixo 
de seu centro de flutuação para suportar toda a turbina eólica. Para melhorar a 
estabilidade do mastro, ele pode ser amarrado ao fundo do mar usando linhas 
catenárias rígidas. Tal tipo de estrutura tem boa resposta dinâmica e alta 
estabilidade se comparada às outras estruturas.
Inspeção de estruturas eólicas offshore
Por ser uma atividade relativamente recente, não há ainda algum regulamento 
que defina os procedimentos adequados para realizar as mais variadas operações 
em estruturas eólicas offshore, inclusive a inspeção. Sendo assim, muitas 
das técnicas utilizadas para inspecionar OWSs são provenientes da indústria 
petrolífera offshore ou de turbinas eólicas onshore com adaptações.
81
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
Contudo, Netland et al. (2014) reportaram um estudo no qual se sugere a inspeção 
de OWSs por veículos remotos ou drones. No referido estudo, o robô é instalado 
dentro da nacele da turbina para realizar inspeções, através de um operador em 
terra. 
Os acessórios do robô, como câmeras, microfones, temperatura e sensores de 
vibração, podem simular os sentidos humanos, de modo que o operador pode 
obter informações semelhantes, como se estivesse ele próprio na nacele, conforme 
ilustrado na Figura 18.
Figura 18. Representação de um robô operando no interior de uma nacele de uma turbina eólica offshore.
 
 
Robô 
Fonte: Adaptado de Netland et al., 2014.
Na Figura 18 a seta indica o robô e, em vermelho, o caminho percorrido por ele para 
inspecionar os componentes internos da nacele.
Netland et al. (2014) concluíram que, a partir da aplicação e simulação da 
inspeção remota em diferentes parques eólicos, o uso de inspeção remota oferece 
benefícios econômicos robustos para projetos de parques eólicos offshore.
82
CAPÍTULO 4
Inspeção na construção naval
Assim como a indústria do petróleo, a indústria da construção naval utiliza muito 
a inspeção de seus equipamentos e estruturas para otimizar suas operações 
offshore. Durante o processo de construção de qualquer navio, devem ocorrer 
inspeções para garantir a conformidade da embarcação com o seu projeto original, 
observando as estruturas, os materiais, os equipamentos etc.
Para cada estágio da construção do navio, devem ser estabelecidos os 
procedimentos e a extensão das inspeções a serem realizadas. O objetivo das 
inspeções é avaliar a capacidade da estrutura de permanecer segura até o 
próximo período de inspeção e realizar quaisquer medidas corretivas necessárias 
para manter essa capacidade. A extensão das inspeções estruturais necessárias 
sempre será muito afetada por considerações de custo e tempo. A Figura 19 
ilustra a construção de um navio de grande porte.
Figura 19. Construção naval.
Fonte: https://www.canadianshipper.com/wp-content/uploads/2017/12/Shipbuilding.jpg.
Programa de inspeção 
Com base nas análises e investigações realizadas durante as fases de projeto, um 
“Programa de Inspeção” deve ser preparado. O programa deve fornecer instruções 
83
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
de acessibilidade para as peças a serem inspecionadas e identificar as áreas 
criticamente, conforme determinado pelas análises de estresse.
Além disso, deve conter uma lista de todos os elementos estruturais a serem 
inspecionados e o tipo e a extensão das inspeções para cada um. Também deve 
ser incluído no programa de inspeção uma lista ou referência às tolerâncias 
estruturais padrão aplicáveis e níveis aceitáveis de desvio desses padrões.
Em linhas gerais, esse programa de inspeção é semelhante aos já relatados para 
outras estruturas neste caderno.
Inspeção de fabricação
Como se sabe, no geral, a inspeção de fabricação offshore é uma operação cara. 
Ao planejar inspeções em excesso em relação ao que é necessário para assegurar 
a integridade estrutural da embarcação, uma sobrecarga de custo extra pode ser 
imposta aos estaleiros e, portanto, aos proprietários. 
Por outro lado, planejando e realizando uma quantidade insuficiente de inspeção, 
algumas deficiências nas estruturas podem permanecer indetectáveis e resultar 
em operações de reparo ou renovação muito mais caras do que as inspeções 
pré-planejadas. Consequentemente, há a necessidade de se chegar a um nível 
equilibrado de inspeção para garantir as funcionalidades dos componentes do 
navio.
Inspeção em processo de fabricação
Os procedimentos, métodos e funções organizacionais podem variar dependendo 
do estaleiro onde a construção ocorre e do tipo e tamanho da embarcação a ser 
construída. Em qualquer caso, no entanto, as seguintes funções de inspeção devem 
ser realizadas durante etapas de construção.
Inspeção visual
Inspeções visuais durante os estágios de submontagem e montagem devem ser 
direcionadas para examinar cuidadosamente a estrutura com atenção específica ao 
seguinte:
 » Completitude: certificar-se de que todos os principais membros 
estruturais na submontagem, montagem, módulo e navio estão no 
lugar, conforme exigido pelo projeto detalhado.
84
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
 » Materiais utilizados: verificar se são utilizados apenas os materiais 
corretos, conforme especificado pelo projeto detalhado. Códigos de cores 
de identificação de materiais ou marcações podem ser usados para esta 
verificação.
 » Precisão: apontar desvios aparentes de dimensões especificadas 
com a finalidade de assegurar que submontagens e montagens se 
encaixem. Um programa de controle dimensional pré-planejado é 
necessário para isso.
 » Preparação conjunta: garantir a precisão no encaixe, aberturas, 
alinhamento dos componentes, limpeza, remoção de escória etc.
 » Solda: determinar se os tamanhos das soldas estão de acordo com o 
projeto inicial. Além, claro, de observar possíveis falhas visíveis na 
solda (que, como já se sabe é um ponto crítico na inspeção).
 » Detalhes estruturais: verificar a conformidade de detalhes estruturais 
com o projeto original, observando recortes de folga, vigas, suportes, 
conexões de extremidade de reforço etc.
 » Suporte e suspensórios: verificar se há quantidadede suportes, 
suspensórios e plataformas de elevação fornecidos e usados 
adequadamente para mover e manusear a unidade sem danificar o 
alinhamento durante a fabricação.
 » Obra Geral: verificar se a unidade estrutural completa está livre de 
descontinuidades, cortes, bordas irregulares ou outros danos que 
possam iniciar ou propagar rachaduras que causem falha total da 
estrutura. Além disso, verificar se todos os acessórios temporários de 
fabricação e montagem que não serão necessários durante os estágios 
posteriores da construção são removidos adequadamente.
Alinhamento
O desalinhamento excessivo em estruturas pode causar concentrações de tensão 
e, portanto, pode levar a falhas. Por isso, inspeções de alinhamento devem ser 
realizadas durante todos os estágios de construção, registrando quaisquer desvios 
excessivos (isto é, além dos níveis aceitáveis), identificando qual a causa e quais 
medidas corretivas devem ser tomadas.
85
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
Essencialmente, as medições de alinhamento para as arestas da placa e formas 
estruturais devem ser feitas, após a soldagem, nos seguintes componentes:
 » casco, incluindo estruturas e pavimentos transversais e longitudinais;
 » conjunto de divisórias longitudinais e transversais; 
 » decks;
 » estruturas secundárias, como: fundações, mastros, lemes, tanques etc.
Soldas
As inspeções de solda consistem em levantamentos visuais, medições físicas e 
exames de raios X e/ou ultrassônicos. A solda a ser inspecionada deve estar limpa 
e toda a escória deve ser removida. Ferramentas simples, como uma régua e lupas, 
devem ser usados em medições para apoiar exames visuais.
Os exames visuais devem ser direcionados para a detecção dos seguintes possíveis 
defeitos ou deficiências de solda:
 » erros no tamanho da solda;
 » falta de fusão (aplica-se END quando necessário);
 » cortes;
 » desvios do contorno da solda;
 » fissuras, rachaduras ou algum princípio delas (aplica-se END quando 
necessário);
 » porosidade (aplica-se END quando necessário);
 » arestas afiadas ou esfarrapadas; 
» escória excessiva.
ENDs devem ser realizados durante a etapa de construção, conforme detalhado 
no plano de inspeção do projeto e conforme contido no programa de inspeção de 
construção.
86
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
Inspeção estrutural final (da etapa de fabricação)
As inspeções estruturais finais devem ser realizadas antes da conclusão de 
qualquer unidade, módulo ou a montagem completa na embarcação. Quando 
é realizada a inspeção estrutural final na unidade, todas as estruturas devem 
ser inspecionadas visualmente para a integridade e funcionalidade de todo o 
trabalho, incluindo acessórios, escadas e acessos temporários e permanentes. 
Além disso, tanques, compartimentos e espaços vazios devem ser testados quanto 
à estanqueidade para evitar a propagação de inundações, fogo e gases. Verificações 
de estanqueidade podem ser realizadas por meio de testes de mangueira, testes de 
pressão de ar ou testes hidrostáticos.
Falhas comuns encontradas nesta etapa
Muitos estaleiros já possuem publicações internas para uso na identificação de 
deficiências estruturais encontradas com maior frequência e recomendam medidas 
corretivas. Dentre as falhas mais comuns encontradas na etapa de construção de um 
navio, pode-se citar:
 » desalinhamento de estruturas;
 » lacunas excessivas entre os membros;
 » inclinação de estruturas;
 » distância imprópria entre soldas adjacentes;
 » falhas de solda;
 » distorção;
 » deformação da placa;
 » rachaduras, fissuras, amassados e outros danos.
Inspeção em serviço
A condição da estrutura do navio deve ser mantida sob constante vigilância por 
inspeções contínuas e periódicas durante toda a sua vida útil, de acordo com o 
“Programa de Inspeção em Serviço” preparado durante as etapas finais do período 
de construção.
87
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
As inspeções contínuas, obviamente, só podem ser realizadas pela tripulação do 
navio enquanto a embarcação estiver em operação. Algumas das inspeções periódicas 
podem ser realizadas pela tripulação do navio também, mas existem técnicas de 
inspeção mais complexas, que só podem realizadas por pessoal treinado e certificado.
Preparação de um plano de inspeção em serviço 
No final do período de construção de um navio, o “Programa de Inspeção de 
Construção” e o “Registro de Condições da Estrutura” devem ser revisados 
novamente e um novo documento atualizado passa a ser denominado como 
“Plano de Inspeção em Serviço”. Esse documento deve conciliar as diretrizes dos 
documentos acima mencionados e incluir alguns pontos, tais quais:
 » identificação de áreas criticamente estressadas;
 » quaisquer mudanças nas áreas de estresse críticas devido a falhas 
nos materiais ou erros de fabricação aceitos durante o processo de 
construção;
 » outras áreas significativas para serem inspecionadas devido a erros 
de material e/ou fabricação durante a construção.
Além disso, é recomendada a elaboração de uma checklist de inspeções realizadas, 
preparada com base no exposto acima, que identifica todas as estruturas a serem 
submetidas a inspeções em serviço. Tal lista de verificação deve conter:
 » periodicidades das inspeções;
 » métodos e procedimentos das inspeções, incluindo o uso de ENDs;
 » ferramentas e equipamentos a serem utilizados;
 » responsabilidades pelas inspeções, isto é, a determinação se a 
inspeção será realizada pela própria tripulação do navio ou se será 
realizada em estaleiro, em condições de parada.
Inspeção contínua da tripulação
Essas inspeções podem revelar deterioração ou danos a partes da estrutura que 
podem ser reparadas pela tripulação ou podem ser solicitadas inspeções e reparos 
mais detalhados, possivelmente em um estaleiro naval. Em alguns casos, partes da 
estrutura do navio podem não ser vistas pela tripulação no mar, pois a estrutura pode 
88
UNIDADE IV │ INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL
ficar inacessível devido à existência de combustível, água, carga, isolamento etc. 
Nesses casos também a tripulação solicitaria inspeções no pátio.
A tripulação, quando possível, pode realizar as seguintes operações preventivas:
 » detectar e reparar pequenos danos e deterioração;
 » obter sinais antecipados de grandes problemas estruturais que podem 
se desenvolver a partir de pequenas falhas;
 » manter sistemas de proteção à corrosão sob vigilância;
 » identificar áreas para inspeções mais detalhadas e preparar o 
equipamento necessário para realizá-las; 
 » reduzir os custos gerais de vistoria e reparo.
No “Programa de Inspeção em Serviço”, preparado durante o período de construção, 
serão identificados os elementos estruturais e os pontos em que a tripulação deve 
realizar inspeções contínuas. Além disso, serão também sinalizadas as estruturas 
consideradas críticas devido a características de design ou histórico de fabricação. 
Algumas das deficiências estruturais típicas que a tripulação pode detectar são:
 » formação de escórias em placas e revestimentos;
 » corrosão geral e localizada em diversos pontos da embarcação;
 » perda de espessura, mais evidenciada principalmente em tubulações;
 » condição geral dos revestimentos e isolamentos;
 » rachaduras, fissuras, amassados e outros danos claros etc.
É importante lembrar que, além dos principais elementos estruturais, as 
inspeções também devem cobrir estruturas diversas, como corrimãos, escadas, 
plataformas, hastes de alcance de válvulas etc.
Os principais componentes estruturais inspecionados pela tripulação, na medida 
do possível, devem incluir revestimento de convés, vigas, revestimento e estrutura 
do casco, divisões transversais e longitudinais etc.
Reparos
Os procedimentos a serem seguidos na realização de inspeções estruturais 
durante grandes reparose disponibilidades de revisão são, essencialmente, 
combinações de procedimentos de inspeção de “construção” e “em serviço”. Os 
reparos em qualquer estrutura devido a danos ou deterioração devem seguir os 
procedimentos de reparo recomendados no “Programa de Inspeção em Serviço”. 
89
INSPEÇÃO DE OUTRAS ESTRUTURAS OFFSHORE E INSPEÇÃO NA CONSTRUÇÃO NAVAL │ UNIDADE IV
Se, no entanto, o dano é tão extenso que requer a remoção da estrutura existente 
e a renovação com novos materiais, então na fabricação de novas estruturas, os 
requisitos do “Programa de Inspeção de Construção” devem ser observados. Quando 
forem feitas alterações na estrutura existente, as áreas modificadas devem ser 
inspecionadas estruturalmente de acordo com os requisitos de inspeção “em serviço”. 
As peças construídas ou estruturas adicionais também devem ser inspecionadas com 
requisitos de “nova construção”.
Histórico estrutural do navio
Uma revisão minuciosa de todos os relatórios de inspeção estrutural e registros de 
falhas e reparos permite que o inspetor prepare um histórico estrutural da construção 
do navio. A partir disso é possível montar um relatório completo das inspeções 
realizadas durante toda a vida útil do navio, contendo, no mínimo, as seguintes 
informações:
 » toda a estrutura e equipamentos que foram inspecionados;
 » os critérios de tolerância e aceitação adotados para cada componente 
inspecionado;
 » estruturas com desvios maiores do que os níveis permitidos, mas 
aceitas por atrapalharem a operação do navio, mesmo sem ter sido 
realizada nenhuma ação corretiva;
 » estruturas que apresentaram desvios fora do permitido e sofreram 
reparos para serem utilizadas, citando quais os reparos realizados;
 » estruturas que apresentaram grandes desvios e foram substituídas, 
por não compensar o custo do reparo;
 » projeto estrutural modificado em relação ao projeto inicial.
As informações listadas acima devem ser compiladas em um relatório completo 
que pode ser rotulado como “Registro de Condição da Estrutura” para uso como 
base de referência durante toda a vida útil do navio.
90
Referências 
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