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
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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 
TDP