LIVRO TEXTO APOSTILA DPC ENBO

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CURSO ESPECIAL DE NOÇÕES BÁSICAS
DE EMBARCAÇÕES OFFSHORE
(ENBO)
MARINHA DO BRASIL
DIRETORIA DE PORTOS E COSTAS
ENSINO PROFISSIONAL MARÍTIMO
Rio de Janeiro
2009
Manual do Curso
1ª edição
2
Organizada por: CLC Sebastião Mauro de Oliveira e 2ON Adriano Mauricio de Oliveira
Diagramação e ilustrações: Arthur Luiz Malheiros
Revisão ortográfica: Katia Nascimento de Souza
© 2009 direitos reservados à Diretoria de Portos e Costas
________ exemplares
Diretoria de Portos e Costas
Rua Teófilo Otoni, nº 4 - Centro
Rio de Janeiro, RJ
20090-070
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secom@dpc.mar.mil.br
Depósito legal na Biblioteca Nacional conforme Decreto nº 1825, de 20 de dezembro de 1907
IMPRESSO NO BRASIL / PRINTED IN BRAZIL
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Sumário
APRESENTAÇÃO............................................................................................... 5
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 6
1.1 O Petróleo ............................................................................................................ 6
1.1.1 Histórico da Produção de Petróleo no Mar ........................................................... 7
1.1.2 Atividade de Offshore no Brasil ............................................................................ 8
1.1.3 Bacia de Campos: O Caminho para a Auto-Suficiência........................................ 9
1.1.4 Procap 1000 (1986/1992) ...................................................................................11
1.1.5 Procap 2000 (1993/1999) ...................................................................................12
1.1.6 Procap 3000 (2000/2004) ...................................................................................13
1.1.7 Auto-Suficiência ..................................................................................................14
1.2 Unidades de Produção e Perfuração...................................................................15
2 PRINCIPAIS EMBARCAÇÕES OFFSHORE.....................................................21
2.1 Embarcação de Manuseio de Âncoras (AHTS- Anchor Handling Tug Supply Vessel) ..... 21
2.1.1 Principais Características....................................................................................21
2.1.2 Guincho de Manuseio ..........................................................................................21
2.1.3 Sarilho e Guinchos Auxiliares ..............................................................................22
2.1.4 Pinos hidráulicos e Shark jaw ..............................................................................22
2.1.5 Rolo de Popa e Paiol de Amarras .......................................................................23
2.1.6 Coroa de Barbotin ...............................................................................................23
2.1.7 A-frame ...............................................................................................................24
2.1.8 Reboque .............................................................................................................24
2.1.9 Suprimento ..........................................................................................................25
2.1.10 Apoio a Terminais Oceânicos ..............................................................................25
2.1.11 Riscos Operacionais ...........................................................................................25
2.2 Embarcações Supridoras....................................................................................26
2.2.1 Características da Operação...............................................................................26
2.2.2 Operações de Suprimento ..................................................................................27
2.2.3 Operação com contêineres e Tubulações ............................................................27
2.2.4 Operação com carga a granel .............................................................................27
2.2.5 Riscos operacionais ............................................................................................27
2.3 Embarcações LSV - Lay Survey Vessel - Navio Lançador de Linhas ...................28
2.3.1 Dutos Rígidos, Flexíveis e Umbilicais ..................................................................28
2.3.2 Lançamento e Recolhimento de Dutos ................................................................29
2.3.3 Operações de Pull in/ Pull out ..............................................................................33
2.3.4 Lançamento do Módulo de Conexão Vertical Direta (MCV) .................................33
2.3.5 Operação com A-frame .......................................................................................33
2.3.6 Operação com Guindaste e Guinchos .................................................................34
2.3.7 Operação com Tensionadores .............................................................................35
2.3.8 Rampa de Lançamento .......................................................................................35
2.3.9 Sistema de Armazenamento de Dutos.................................................................36
2.3.10 Acessórios de Dutos ...........................................................................................36
2.3.11 Operações Especiais ..........................................................................................36
2.4 Remoted Survey Vessels (Navios de Inspeção com ROV) ...................................38
2.4.1 Características ....................................................................................................38
2.4.2 Operações com ROV ..........................................................................................38
2.4.3 Inspeção..............................................................................................................39
2.4.4 Intervenção ..........................................................................................................39
2.4.5 Riscos Operacionais ...........................................................................................39
4
2.5 Embarcações DSV (Diver Supported Vessel) .....................................................40
2.5.1 Características ....................................................................................................40
2.5.2 Mergulho Raso ....................................................................................................40
2.5.3 Mergulho Saturado ..............................................................................................41
2.5.4 Operações de Mergulho ......................................................................................41
2.5.5 Riscos Operacionais ...........................................................................................42
2.6 Embarcações de Apoio .......................................................................................43
2.6.1 Características ....................................................................................................43
2.6.2 Operações de Emergência .................................................................................43
2.7 Embarcações LV (Segura petroleiro) ..................................................................44
2.7.1 Características ....................................................................................................44
2.7.2 Posicionamento do Navio Aliviador .....................................................................44
2.8 Embarcação de Transporte de Passageiro (Crew Boat) .....................................45
2.8.1 Características ....................................................................................................45
2.8.2 Transporte de Pessoal ........................................................................................45
2.8.3 Riscos Operacionais ...........................................................................................462.9 Navio Sísmico .....................................................................................................47
2.9.1 Características ....................................................................................................47
2.9.2 Operação Sísmica...............................................................................................48
2.9.3 Embarcações de Apoio .......................................................................................48
2.9.4 Riscos Operacionais ...........................................................................................49
2.10 Embarcação de Estimulação de Poços ..............................................................50
2.10.1 Características ....................................................................................................50
2.10.2 Equipamentos .....................................................................................................50
2.10.3 Estimulação de Poço ..........................................................................................51
2.11 Navios Aliviadores (Shuttle Tanker) ......................................................................52
2.11.1 Características das Embarcações.......................................................................52
2.11.2 Operação de Alívio (Offloading) ...........................................................................53
2.11.3 Sistema BLS (Bow Loading System)...................................................................53
2.11.4 Green Line ..........................................................................................................54
3 POSICIONAMENTO DINÂMICO - DP ................................................................55
3.1 Princípios de funcionamento do DP .....................................................................56
3.2 Elementos que compõem o Sistema de Posicionamento Dinâmico ....................58
4 MATERIAIS EMPREGADOS EM OPERAÇÕES OFFSHORE ..........................71
4.1 Material de Ancoragem .......................................................................................71
4.2 Materiais de Perfuração ......................................................................................76
4.3 Materiais de Produção ........................................................................................79
4.4 Procedimentos Operacionais para Guindastes e Guinchos .............................. 82
5 NOÇÕES BÁSICAS DE UNIDADES DE PERFURAÇÃO/PRODUÇÃO...........83
5.1 Principais Características das Unidades de Perfuração / Produção ....................83
5.2 Guinchos de Pull in e Ancoragem ........................................................................85
5.3 Linhas de Perfuração/Produção ..........................................................................86
5.4 Guindastes ..........................................................................................................87
6 SMS (SEGURANÇA, SAÚDE E MEIO AMBIENTE) EM UNIDADES OFFSHORE ... 88
6.1 Normas de Segurança Aplicáveis a cada Unidade “Offshore” ..............................88
6.2 Permissão de Trabalho (PT) ................................................................................89
6.3 Normas de Saúde Ocupacional ...........................................................................90
6.4 Critérios para Prevenção e Combate à Poluição .................................................91
7 ANÁLISE DE RISCOS .......................................................................................92
7.1 Principais Ferramentas de Análise de Riscos .....................................................92
7.2 Caso Prático de Análise de Risco .......................................................................94
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................98
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ENBOENBO
APRESENTAÇÃO
No início do século XV, as especiarias (cravo, canela, noz moscada, seda, entre ou-
tras) levadas da Ásia eram monopolizadas por mercadores da Península Itálica, o que obri-
gou outros mercadores europeus a buscar uma rota alternativa pelo Atlântico que levasse
ao Oriente. Essa troca de rotas foi possível graças aos progressos obtidos na arte de nave-
gar e nas técnicas de construção naval. Entre os progressos técnicos estavam instrumentos
como a bússola e o astrolábio, além, é claro, da caravela.
As monarquias européias desejavam fortalecer seu poder e construir impérios. Para
isso, fazia-se necessário conquistar novas terras e controlar uma vasta rede comercial. Os
motivos da nobreza não eram muito diferentes. Os nobres vislumbravam na expansão
territorial uma oportunidade para conquistar terras, riqueza, títulos e, claro, mais prestígio. A
Igreja, por sua vez, estava interessada em expandir a fé católica e aumentar o número de
fiéis. Reunidos esses anseios, fortalecidos pela unificação da nobreza e criação do Estado
Absoluto, Portugal e Espanha lideraram a expansão marítima na Europa, seguidos um sé-
culo depois por Inglaterra, França e Holanda.
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1 Introdução
1.1 O Petróleo
O interesse econômico pelo petróleo teve início no começo do século XIX, ao ser
utilizado como fonte de energia, substituindo o gás proveniente da destilação do carvão
vegetal, para a iluminação pública, o chamado “petróleo iluminante”. Esta função perdurou
apenas até as décadas de 1870/80, quando Thomas Edison conseguiu sistematizar e de-
senvolver o conhecimento em energia elétrica, suplantando qualquer outra fonte de ilumina-
ção. Com isto, o interesse comercial pelo fóssil reduziu drasticamente, voltando apenas no
final do século XIX, principalmente no século XX, a partir da invenção dos motores a gaso-
lina e a diesel. Assim, ao longo do tempo, o petróleo foi se impondo como fonte de energia
eficaz. Hoje, além de grande utilização dos seus derivados, com o advento da petroquímica,
centenas de novos produtos foram surgindo, muitos deles diariamente utilizados, como os
plásticos, borrachas sintéticas, tintas, corantes, adesivos, solventes, detergentes, explosi-
vos, produtos farmacêuticos, cosméticos, etc. Com isso, o petróleo além de produzir com-
bustível e energia, passou a ser imprescindível para a utilidade e comodidades da vida de
hoje.
O petróleo era conhecido já na antigüidade, devido a exsudações e afloramentos fre-
qüentes no Oriente Médio. No Antigo Testamento, é mencionado diversas vezes, e estudos
arqueológicos demonstram que foi utilizado há quase seis mil anos. No início da era cristã,
os árabes davam ao petróleo fins bélicos e de iluminação. O petróleo de Baku, no Azerbaijão,
já era produzido em escala comercial para os padrões da época, quando Marco Polo viajou
pelo norte da Pérsia, em 1271.
A moderna indústria petrolífera data de meados do século XIX. Em 1850, na Escócia,
James Young descobriu que o petróleo podia ser extraído do carvão e xisto betuminoso, e
criou processos de refinação. Em agosto de 1859 o americano Edwin Laurentine Drake,
perfurou o primeiro poço para procura do petróleo, na Pensilvânia. O poço revelou-se pro-
dutor e a data passou a ser considerada o nascimento da moderna indústria petrolífera. A
produção de óleo cru nos Estados Unidos, de dois mil barris em 1859, aumentou para
aproximadamente três milhões em 1863, e para dez milhões de barris em 1874.
Até o final do século XIX, os Estados Unidos dominaram praticamente sozinhos o
comércio mundial de petróleo, devido em grande parte à atuação do empresário John D.
Rockefeller. A supremacia americana só era ameaçada, nas últimas décadas do século
XIX, pela produção de óleo nas jazidas do Cáucaso, exploradas pelo grupo Nobel, com
capital russo e sueco. Em 1901, uma área de poucos quilômetros quadrados na península
de Apsheron, junto ao mar Cáspio, produziu 11,7 milhões de toneladas, no mesmo ano em
que os Estados Unidos registravam uma produção de 9,5 milhões de toneladas. O resto do
mundo produziu, ao todo, 1,7 milhão de toneladas.
Outra empresa, a Royal Dutch Shell Group, de capital anglo-holandêse apoiada pelo
governo britânico, expandiu-se rapidamente no início do século XX, e passou a controlar a
maior parte das reservas conhecidas do Oriente Médio. Mais tarde, a empresa passou a
investir na Califórnia e no México, e entrou na Venezuela. Paralelamente, companhias euro-
péias realizaram intensas pesquisas em todo o Oriente Médio, e a comprovação de que a
região dispunha de cerca de setenta por cento das reservas mundiais provocou reviravolta
em todos os planos de exploração.
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ENBOENBO
A constante disputa geopolítica pelo domínio das imensas reservas no Oriente Médio
marcou a história do petróleo por diversas crises que abalaram a economia mundial. Na
década de 70 houve uma crise mundial provocada pelo embargo ao fornecimento de petró-
leo aos Estados Unidos e às potências européias estabelecido em 1973 pelas nações
árabes, membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). A medida
é tomada em represália ao apoio dos EUA e da Europa Ocidental à ocupação, no mesmo
ano, de territórios palestinos por Israel, durante a Guerra do Yom Kipur. Após o embargo, a
Opep estabelece cotas de produção e quadruplica os preços. Essas medidas desestabilizam
a economia mundial e provocam severa recessão nos EUA e na Europa, com grande reper-
cussão internacional. Por causa do obstáculo iniciado em 1973, conhecido por primeiro
choque do petróleo, os países industrializados acabam o ano de 1974 com um déficit de
cerca de US$ 11 bilhões e os subdesenvolvidos, de quase US$ 40 bilhões. Em 1979 acon-
tece o segundo choque do petróleo, causado pela revolução iraniana que derruba o Xá
Reza Pahlevi (1919-1980) e instala uma república islâmica no país. A produção de petróleo
é gravemente afetada, e a nação não consegue atender nem mesmo às suas necessida-
des. O Irã, que era o segundo maior exportador da Opep, atrás apenas da Arábia Saudita,
fica praticamente fora do mercado. O preço do barril de petróleo, então, atinge níveis recor-
des e agrava a recessão econômica mundial no início da década de 80.
1.1.1 Histórico da Produção de Petróleo no Mar
O intenso uso do mar pela civilização, incentivado pelo comércio lucrativo entre as
nações, desenvolveu uma arte marinheira, que com o passar dos anos adaptou novas
tecnologias e criou embarcações compatíveis com as atividades comerciais nas quais são
empregadas.
A atividade marítima exercida na indústria mundial de petróleo, conhecida como
Offshore, é relativamente recente na história do comércio marítimo entre os povos, porém
não menos importante.
No final do século XIX, cidadãos de Summerland, na Califórnia, iniciaram a explora-
ção de petróleo e gás presente no subsolo de suas terras. Após perfurar um grande número
de poços, perceberam que os mais produtivos estavam localizados próximos à costa.
O primeiro poço no mar foi perfurado em 1882, na cidade de Santa Bárbara, no Estado da
Califórnia. H.L. Williams teve a idéia de construir uma torre de perfuração a partir de um píer
de madeira, iniciando a exploração do poço localizado 90 metros mar adentro. Assim como
esperado, o poço revelou-se muito produtivo e, rapidamente, empreendedores financiaram
a construção de novos píers.
A imensa demanda interna dos Estados Unidos por óleo e gás impulsionou os avan-
ços tecnológicos na área de offshore. Em 1922, foi desenvolvido o conjunto de válvulas que
controla a pressão e vazão do poço “Blow Out Prevention” (BOP - árvore de natal) e em
1926, cientistas criaram a sismologia. O rápido desenvolvimento culminou com a perfura-
ção do primeiro poço, de onde não era possível avistar terra, em 1947 pela Companhia
Kerr-McGerr, a partir de uma plataforma fixa ligada a uma barcaça. Entretanto, com a inten-
sificação da exploração dos poços no mar, percebeu-se que, embora pouco móveis, a
prospecção e o deslocamento das plataformas fixas eram relativamente lentos, aumentan-
do os custos de produção. A indústria necessitava de uma unidade móvel maior que pudes-
se avançar rapidamente e apresentasse uma melhor relação custo-eficácia.
8
 No mesmo ano, o engenheiro John T. Hayward projetou para a empresa Barnsdall Oil &
Gas a primeira sonda submersível do mundo batizada. Essa unidade móvel foi desenvolvi-
da a partir do casco de uma barcaça conectada a um convés de perfuração separado por
colunas de sustentação. Assim, mesmo com a barcaça submersa, a altura proporcionada
pelas colunas de sustentação, permitia que as ondas passassem entre a barcaça e o con-
vés de perfuração, reduzindo os efeitos do mar sobre a sonda. A partir do projeto, construiu-
se a sonda Breton Rig 20 que perfurou seu primeiro poço no Golfo do México em 1948.
A turbulência no Oriente Médio resultante da crise de Suez em 1956, a criação da
OPEP em 1960 e os dois grandes choques do petróleo em 1973 e 1979, viabilizaram a
tecnologia de produção de petróleo offshore no Mar do Norte e em outras regiões do mun-
do.
A produção de petróleo no Brasil, no final da década de 60, não ultrapassava os 170
mil barris por dia. Esse valor era insuficiente para atender a demanda interna de um país
em crescimento, tornando o Brasil extremamente dependente das importações de petróleo
e muito suscetível às crises externas.
Nesse cenário conturbado e marcado por incertezas não apenas quanto aos preços,
mas também quanto à garantia do suprimento, pelas grandes oscilações no preço do barril
devido às crises no Oriente Médio, a Petrobras direcionou as pesquisas para o mar. A
decisão foi um marco na história da Companhia. Dos poços iniciais às verdadeiras ilhas de
aço que procuram petróleo no fundo do mar, a empresa desenvolveu tecnologia de explora-
ção em águas profundas e ultraprofundas. O Brasil está entre os poucos países que domi-
nam todo o ciclo de perfuração submarina em campos situados a mais de dois mil metros
de profundidade.
A indústria de offshore foi responsável pela autossuficiência sustentável do Brasil em
produção de petróleo e responde por mais de 88% da produção em todo país. As reservas
brasileiras estão estimadas em 13 bilhões de barris e a produção ultrapassa 1,7 milhões
de barris por dia. Alguns estudos, entretanto, apontam para a existência de campos gigan-
tes de petróleo na região batizada de Pré-Sal, fato que se comprovado, tornará o Brasil um
grande exportador.
1.1.2 Atividade de Offshore no Brasil
A plataforma continental brasileira, com seus 201 mil quilômetros quadrados de baci-
as sedimentares, estende-se da foz do Rio Amazonas ao Chuí, no Rio Grande do Sul. Em
toda essa extensão, os mapeamentos indicam a possibilidade de existência de reservas
de petróleo em suas rochas.
Desde 1966 a Petrobras efetivou grandes investimentos nos estudos de sísmica, em
busca desse imensurável tesouro, sendo que a campanha sistemática começou em 1967,
com trabalhos de gravimetria do navio brasileiro Rio das Contas.
Em 1968 duas equipes sísmicas terrestres da Petrobras foram implantadas, sendo
criado e instalado o primeiro Centro de Processamento de Dados Sísmicos da empresa.
Decorrentes dos levantamentos sísmicos realizados anteriormente, as primeiras sondas
marítimas autoelevatórias (jack-ups) foram contratadas iniciando a perfuração dos dois pri-
meiros poços no mar – no Espírito Santo e em Sergipe.
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ENBOENBO
No segundo poço, o 1-SES-1A, foi descoberto Guaricema, o primeiro campo de petróleo
na plataforma continental brasileira, situado em lâmina d’água de aproximadamente 30
metros. Nesse período, os técnicos em sua maioria eram brasileiros e iniciou-se a
contratação regular de geólogos formados nos recém-criados cursos das universidades
brasileiras.
Os investimentos nesse período totalizaram US$ 3,8 bilhões em atividades
exploratórias e US$ 1,6 bilhão em desenvolvimento da produção. Ao final de 1968 trabalha-
vam na Petrobras 316 geólogos e geofísicos de petróleo. Como resultados de tais investi-
mentos foram descobertas 58 acumulações de óleo e gás, inclusive a primeira na platafor-
ma continental (Guaricema, em Sergipe-Alagoas).
Para o desenvolvimento na Bacia de Sergipe aplicaram-seas técnicas convencio-
nais da época para campos de pequeno a médio porte: Plataformas fixas e rígidas de aço,
cravadas no solo através de estacas projetadas somente para produção e teste de poços e
denominadas jaquetas. Essas primeiras plataformas eram, com pequenas variações, do
tipo padrão de quatro pernas e os efeitos dinâmicos e não-lineares não eram significativos.
A única fonte de não-linearidade provinha, portanto, da interação solo – fundação. A perfura-
ção dos poços era executada por plataformas autoelevatórias posicionadas junto à plata-
forma fixa.
Ao final de 1968 as reservas eram de 1.247,0 x 106 barris e a produção brasileira de
petróleo ultrapassava 160 mil barris por dia. Os resultados alcançados até então reforça-
vam a idéia de que as bacias terrestres brasileiras não conteriam acumulações significati-
vas de petróleo.
O ano seguinte também foi marcado por mais descobertas, como o Campo de São
Mateus (ES), e posteriormente o campo de Ubarana (RN). A partir destas primeiras desco-
bertas, a Petrobras deu início a uma série de outras. Entretanto, tais descobrimentos não
surtiram maior efeito, pelo fato de as tecnologias existentes não serem condizentes com a
realidade brasileira.
O rápido crescimento da atividade e os diversos poços descobertos na costa nordes-
tina foram um incentivo para a Petrobras desenvolver projetos próprios de plataforma ade-
quados às características de desenvolvimento dos campos da região. Os projetos resulta-
ram em três plataformas fixas distintas conhecidas por plataformas de 1ª, 2ª e 3ª famílias e
que operavam em lâminas d’água de 60 e 150 metros.
Em 1975, a Petrobras optou pela utilização de plataformas de concreto gravitacionais
concebidas pelo consórcio franco-brasileiro Mendes Jr. – Campenon Bernard, além das já
conhecidas plataformas fixas, no desenvolvimento dos campos de Uberana e Agulha, am-
bos no Rio Grande do Norte.
1.1.3 Bacia de Campos: O Caminho para a Auto-Suficiência
As atividades exploratórias na Bacia de Campos iniciaram-se em 1968 com levanta-
mento de reconhecimento gravimétrico e sísmico. No período de 6 anos foram perfurados
13 poços pioneiros e feito o mapeamento de 12.000 km de sísmica 2-D. Os dados adquiri-
dos resultaram na primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, em 1974, no
Campo de Garoupa.
10
A produção, entretanto, só começou realmente em agosto de 1977, no Campo de
Enchova, o segundo campo a ser descoberto em 120m de lâmina d’água. A partir dele, um
novo conceito foi introduzido, batizado de Sistema de Produção Antecipada, ou EPS (Early
Production System).
O Sistema de Produção Antecipada em Enchova, pode ser dividido em 2 fases distin-
tas:
1ª Fase: A plataforma de perfuração semissubmersível Sedco 135D equipada com
uma planta de processamento simples foi empregada na primeira fase de desenvolvimento
do campo. A produção fluía para a superfície por meio de uma árvore teste (árvore EZ)
suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout (BOP)
e do riser. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O petróleo cru era então
transferido por meio de uma mangueira flutuante a um petroleiro ancorado nas cercanias,
preso por um sistema de ancoragem de quatro pontos.
2ª Fase: Nesta fase, outra plataforma de perfuração semissubmersível, parcialmente
convertida em Plataforma Flutuante de Produção, foi utilizada. A Penrod-72 foi posicionada
sobre um poço produtivo utilizando uma árvore de BOP de superfície. Enquanto isso, um
segundo poço submarino era colocado em produção por meio de uma árvore molhada, em
lâmina d´água a uma profundidade recorde de 189 m. Um sistema flutuante de linha de fluxo
e riser flexíveis, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a
plataforma, levava o óleo da árvore submarina até a Penrod-72. O petróleo processado
vindo dos dois poços era transportado por uma linha de fluxo e riser flexíveis até uma
monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, CALM (Catenary Anchor Leg
Mooring). Uma segunda linha de fluxo e riser flexíveis ficava conectada entre a Penrod-72 e
a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.
A concepção e operação do Sistema de Produção Antecipada exigiram o desenvolvi-
mento de tecnologias importantes, dentre elas a Árvore de Natal Molhada (ANM), sistema
de risers flexíveis, conector de engate/desengate rápido e instalação de monobóias para
petroleiros. O sistema permitia antecipar a produção, além de fornecer dados detalhados
do reservatório. Com os dados obtidos, era possível fazer um planejamento para
implementação do sistema fixo de explotação que, uma vez instalado, permitia o
remanejamento do EPS para outra área. A utilização de risers flexíveis representou uma
grande vantagem, pois permitia maior liberdade de movimento das unidades
semissubmersíveis, além da facilidade de instalação. Além disso, os risers e dutos flexíveis
poderiam ser remanejados e reutilizados em outros sistemas.
Apesar de ser o segundo sistema flutuante de produção instalado no mundo (o Argyll,
no Mar do Norte, foi o primeiro em 1975), o sistema realmente só foi ganhar força no Brasil.
A confiabilidade surpreendentemente alta e o baixo custo mostraram que o EPS era a solu-
ção para a produção em águas profundas nessa parte do globo.
Em 1979, entrou em produção o campo de Garoupa, juntamente com o campo de
Namorado, em 120 e 160 metros de lâmina d’água, respectivamente. Ambos iniciaram a
produção com 4 poços cada interligados e completados com árvores de natal secas
encapsuladas em câmaras submarinas mantidas à pressão atmosférica. A utilização de
sistemas com plataformas fixas e dutos rígidos não era economicamente viável, por isso
optou-se por um sistema flutuante de produção utilizando navio.
11
ENBOENBO
O sistema consistia basicamente num manifold que dirigia a produção para uma torre
de processo articulada, na qual se encontrava amarrado o navio processador PP Morales.
O gás era queimado e o óleo processado era enviado a um petroleiro amarrado a uma torre
de carga separada. Os controles eletro-hidráulicos que acionavam as árvores de natal e as
centrais do manifold não apresentavam bom desempenho devido a constantes defeitos
elétricos e foram substituídos posteriormente por controle hidráulico direto.
Apesar do sucesso técnico, o sistema seco de Garoupa/Namorado foi desmobilizado
em 1984, com o início das operações nas plataformas fixas de Garoupa e Namorado. O
conceito não continuou a ser usado depois disso, devido aos altos custos operacionais
com as intervenções nas cápsulas da cabeça de poço.
O Sistema Definitivo da Bacia de Campos concebido em 1983 consistia na instala-
ção, em seqüência, de sete plataformas fixas: a PNA-1, a PCE-1 (Central), a PCH-2, a
PNA-2, a PGP-1 (Central), a PCH-1 e a PPM-1 (Central), em lâminas d´água de no máximo
170 m, com o gás sendo enviado para a costa por meio de tubulações rígidas. As platafor-
mas centrais foram equipadas com plantas completas de processo de produção, sistemas
de compressão e tratamento de gás, sistemas de segurança e de utilidades, bem como
módulo de acomodação de pessoal. A capacidade de processamento ia de 100.000 a
200.000 barris diários.
Paralelamente às descobertas na Bacia de Campos, o desenvolvimento do Pólo Nor-
deste estava sendo realizado. O projeto previa a instalação de 7 plataformas fixas, a partir
de 1989, abrangendo os Campos de Pargo, Carapeba e Vermelho. Destas, 5 eram plata-
formas satélites de produção e 2 plataformas geminadas (sistema central), uma para a
planta de processo (Pargo 1A) e outra para utilidades (Pargo 1B). Além disso, o desenvol-
vimento dos campos previa a instalação de 6 templates, perfuração e completação de 120
poços com bombas elétricas submersas (ESP), lançamento de 70 km de dutos e 50 km de
cabos elétricos submarinos.
Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto, seguido por Marimbá e Marlim (1985),
Albacora Leste (1986), Marlim Sul e Marlim Leste (1987), Barracuda e Caratinga (1989),Espadarte (1994), Roncador (1996), Jubarte (2001) e Cachalote (2002). Essas descober-
tas indicavam lâminas d’água cada vez maiores, que iam de 300 a mais de 1.000 metros.
Estes campos de grande potencial, localizados a profundidades nunca antes exploradas
em qualquer região do mundo, impunham uma série de desafios para os pesquisadores da
época e demandavam grande investimento em tecnologia para serem postos em produ-
ção.
1.1.4 Procap 1000 (1986/1992)
Para enfrentar o desafio da inovação, a Petrobras criou, em 1986, um grande progra-
ma tecnológico: o Programa de Capacitação Tecnológica em Sistemas de Explotação para
Águas Profundas (Procap 1000), de dimensão multi-institucional, cuja meta principal era
desenvolver tecnologia para produzir petróleo até 1000 metros de profundidade.
A estratégia desse programa consistia essencialmente em estender a trajetória
tecnológica dos sistemas fixos de produção (SPF), antes sistemas de produção antecipa-
da, para profundidades cada vez maiores. Contudo, para adequar os SPF às condições
das águas profundas, era necessário alcançar um domínio muito maior sobre essa tecnologia,
tanto em hardware como em software. Em hardware, a estratégia do programa consistia
12
em absorver a tecnologia existente internacionalmente para depois adaptá-la às novas con-
dições de produção.
A Petrobras redesenhou e aperfeiçoou um conjunto de equipamentos complementa-
res que foram adaptados para atuar em lâminas d’água de até 1000 metros. Entre esses se
destacam a árvore de natal molhada, os templates manifolds, os sistemas de ancoragem e
de risers flexíveis e as monobóias. Além disso, foi desenvolvido um robô submarino, o veí-
culo de operação remota (VOR), fundamental na instalação de equipamentos em profundi-
dades superiores a 300 metros, visto que a atividade de mergulho é restrita a esta profundi-
dade.
O avanço tecnológico propiciado pelo Procap 1000 permitiu o início do desenvolvi-
mento dos campos de Albacora, Marimbá e Marlim, além de render à Petrobras o primeiro
prêmio Distinguished Achievement OTC 1992.
O campo de Albacora delimita uma área de 455 Km2 e está situado na área norte da
Bacia de Campos, em profundidade variando de 150 m a 1100 m. O campo começou a
produzir em 1987 e atingiu seu pico de produção em 1998, com a produção média de 199
mil barris por dia. Atualmente o campo conta com 42 poços produtores, interligados a plata-
forma semissubmersível P-25 e FPSO P-31. O escoamento da produção de óleo é feito por
navios aliviadores e o gás é comprimido e levado ao continente por meio de gasodutos que
passam pela plataforma de Garoupa.
O projeto de desenvolvimento do campo de Marlim teve que ser planejado em 5
módulos devido a sua grandeza e complexidade. A produção deveria ser iniciada em 1990,
com um sistema piloto que consistia numa plataforma semissubmersível conectada a 10
poços produtivos submarinos e que transferia o produto para os navios aliviadores por meio
de duas monobóias. Porém atrasos na adaptação da plataforma fez a Petrobras optar por
um sistema com apenas 2 poços produtivos (Sistema pré-piloto) para acelerar o processo
de desenvolvimento. Em março de 1991, a Unidade Flutuante de Produção P-13, uma semi-
submersível convertida com capacidade de processo de 12.000 barris/dia, produziu o pri-
meiro petróleo de Marlim.
A instalação da plataforma P-18 (módulo 1) em 1994 marcou o início do desenvolvi-
mento definitivo do campo que atingiu seu pico de produção em 2002 com a instalação da
FPSO P-37 (módulo 5), atingindo uma média de 586 mil bpd. O escoamento da produção
para o continente é feito por navios aliviadores.
1.1.5 Procap 2000 (1993/1999)
O Procap 2000 é a continuação do programa homônimo e pretendia permitir que a
empresa alcançasse profundidades de produção de até 2000 metros, possibilitando a va-
lorização de todo o potencial de reservas existentes na Bacia de Campos.
Os 20 projetos sistêmicos desse programa podem ser divididos em dois grupos: um
destinado a melhorar o desempenho dos sistemas permanentes de produção (perfuração
e estabilidade de poços horizontais e alta inclinação, controle de blow-outs, de escoamento
da produção) e outro destinado a trabalhar com conceitos completamente novos (sistema
de separação submarina, bombeio multifásico, bombeio centrífugo, novos conceitos de pla-
taformas com completação seca e molhada).
13
ENBOENBO
Na esteira dos avanços tecnológicos realizados pelo Procap 2000 iniciou-se o de-
senvolvimento dos campos de Marlim Sul em 1994, Barracuda e Caratinga em 1997,
Albacora Leste em 1998, Roncador em 1999, Marlim Leste em 2000.
O grande sucesso do Programa foi reconhecido em 2001 quando a Petrobras rece-
beu pela segunda vez o prêmio Distinguished Achievement Award OTC 2001, pelo desen-
volvimento em tempo recorde do campo de Roncador. O uso de um sistema de produção
antecipada com posicionamento dinâmico (FPSO Seillean), um sistema de produção dedi-
cado utilizando um sistema de exportação com riser de aço em catenária (SCR), ancora-
gem tipo perna tracionada (taut-leg) e cabos de poliéster permitiram colocar o campo de
Roncador em produção em 27 meses, a partir da descoberta até a primeira produção de
óleo em uma profundidade de água superior a 1800 metros.
Adicionalmente, encontra-se em desenvolvimento o campo de Jubarte no litoral sul do
Espírito Santo. Há ainda projetos para iniciar a produção nos campos vizinhos de Cachalote,
descoberto em 2002, além de Baleia Franca e Baleia Anã (2003).
1.1.6 Procap 3000 (2000/2004)
Em 2000 a Petrobras lançou o Procap 3000 visando aumentar sua produção, haja
vista que mais de 70% de suas reservas encontravam-se em águas ultraprofundas. Para
isto seria necessária uma série de inovações tecnológicas que motivaram a criação do
programa orçado em US$ 130 milhões.
O programa tinha como metas produzir e dar suporte às novas fases de Marlim Sul e
Roncador, Marlim Leste e Albacora Leste, Jubarte e Cachalote; viabilizar a produção de
novas descobertas em profundidade de água de até 3.000 metros; reduzir os gastos de
capital em desenvolvimento de produção em profundidade de água além de 1.000 metros;
reduzir o custo de lifting cost nos campos atualmente em produção, em profundidade de
água além de 1.000 metros.
Em 2006 entrou em operação o primeiro FPSO monocoluna do mundo no campo de
Piranema, na Bacia de Sergipe. A plataforma, que representa um novo conceito de explora-
ção em águas ultraprofundas, foi projetada para operar em todos os ambientes marítimos e
produzir petróleo numa lâmina d’água de 1.600 metros. O sistema de ancoragem é do tipo
spread mooring, composto de nove pernas reunidas em três conjuntos, com grau de incli-
nação de 45º a 50º. O sistema do tipo pernas tracionadas (taut-leg) utiliza cabos de poliés-
ter, permitindo maior eficiência durante as operações em águas ultraprofundas.
14
1.1.7 Auto-Suficiência
Os projetos desenvolvidos pelo Procap 3000 permitiram que a Petrobras expandisse
suas fronteiras exploratórias, viabilizando economicamente a produção de petróleo em cam-
pos complexos e em grandes profundidades.
Em 2006, a FPSO P-50 entrou em operação no campo de Albacora Leste, com capa-
cidade para produzir 180 mil barris/dia. Com a plataforma produzindo, o Brasil alcançou a
marca histórica de 1,9 milhões de barris/dia superando assim a demanda interna. Desde
então, o novo desafio passou a ser a auto-suficiência sustentável com a implementação de
projetos que permitam sobrepor a produção à demanda interna crescente fomentada pelo
desenvolvimento.
15
ENBOENBO
1.2 Unidades de Produção e Perfuração
As unidades de perfuração e/ou produção começaram sua evolução histórica como
plataformas fixas. Entretanto com o aumento das lâminas d’água foi necessário desenvol-
ver novos conceitos de plataformas que permitissem maior mobilidade e viabilizassem eco-
nomicamente a exploração. Atualmente, podemos classificar essas unidades em fixas ou
móveis.
Fixas
Plataforma Fixa/Jaqueta: Este tipo de
plataforma é ideal para campos deaté 300
metros de lâmina d’água. É constituída de es-
truturas modulares de aço, instaladas no local
de operação sob estruturas chamadas jaque-
tas, presas com estacas cravadas no fundo do
mar. Estas plataformas podem receber sondas
de perfuração direcionais, assim como servir
de estocagem de material, alojamento de pes-
soal, instalações para produção de poços e
operar com navio de apoio (tender).
16
Plataforma Autoelevatória (Jack-up): Unidades projetadas para perfurar poços de
até 100 metros de profundidade. Consiste numa balsa apoiada por pernas que se movi-
mentam verticalmente por acionamento mecânico ou hidráulico. Esta plataforma é conside-
rada fixa por operar apoiada ao solo; entretanto, quando há necessidade de ser movimen-
tada, as pernas sobem e a superestrutura flutua, permitindo transporte por rebocadores ou
propulsão própria.
17
ENBOENBO
Plataforma Fixa de Gravidade: Este tipo de unidade apoia-se no fundo do mar por
uma base de concreto composta por inúmeros tanques que lhe conferem flutuabilidade. Isto
permite que a plataforma seja construída próxima da costa e rebocada para o local definiti-
vo, onde é afundada. Posteriormente, a superestrutura é fixada às colunas de sustentação.
A unidade pode produzir em lâmina d’água de até 500 metros. Algumas destas plataformas
foram instaladas no Brasil na década de 1970 em Uberana e Agulha, porém não obtiveram
muita aceitação na indústria nacional.
Plataforma Semissubmersível (SS): Plataforma de produção ou perfuração cuja
superestrutura composta por um ou mais conveses, está apoiada sobre um conjunto de
flutuadores (pontoons) submersos. A unidade flutuante é vulnerável à ação das ondas, vento
e corrente, com possibilidade de danificar os risers. Por isso é necessário que fique
posicionada dentro de um raio. As semissubmersíveis podem utilizar dois tipos de sistema
de posicionamento: o sistema de posicionamento dinâmico, no qual os efeitos externos
são compensados pela atuação de propulsores azimutais; ou o sistema de ancoragem,
que consiste na fixação da plataforma ao solo utilizando âncoras, amarras, cabo de aço e
poliéster.
18
Plataforma TLP (Tension-Leg Platform): Esta unidade flutuante de produção tem
estrutura semelhante à das semissubmersíveis. A diferença está no sistema de ancoragem
utilizado. A plataforma é posicionada na locação por tendões verticais fixados no fundo do
mar por estacas. Graças a este sistema, os movimentos são menores possibilitando que a
completação dos poços seja do tipo seca, ou seja, o controle e a intervenção nos poços
são feitos na plataforma e não no fundo do mar representando uma diminuição dos custos.
Spar: O Spar consiste em um único cilindro vertical de aço, de grande diâmetro, an-
corado no fundo do mar por sistema convencional ou taut-leg. A unidade opera com um
calado constante de aproximadamente 200 metros, o que gera pequenos movimentos ver-
ticais, possibilitando a utilização de risers rígidos.
19
ENBOENBO
Navios-Sonda: Navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre
de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no casco permite a passa-
gem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por
sensores acústicos, propulsores e computadores, anula os efeitos do vento, ondas e cor-
rentes que tendem a deslocar o navio de sua posição.
20
Sistemas Flutuantes de Produção: Os Sistemas Flutuantes de Produção, também
conhecidos como FPS (Floating Production Systems), são navios, em geral de grande
porte, com capacidade para produzir, processar e/ou armazenar petróleo e gás natural,
estando ancorados em um local definido. Em seus conveses, são instaladas plantas de
processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da
água e do gás, o petróleo produzido pode ser armazenado nos tanques do próprio navio e/
ou transferido para terra através de navios aliviadores ou oleodutos.
FPSO (FLOATING, PRODUCTION, STORAGE and OFFLOADING): Plataforma flutu-
ante em um casco modificado de um navio, normalmente um petroleiro. Representa uma
unidade de produção de petróleo flutuante, com unidade de armazenamento, unidade de
processamento e sistema de transbordo (transferência) do petróleo produzido. Podem ser
construídos navios especificamente para este objetivo.
FSO (FLOATING, STORAGE and OFFLOADING): Plataforma flutuante cuja única di-
ferença quando comparada ao FPSO é não produzir hidrocarbonetos, só os armazena e
promove seu transbordo (transferência para navios aliviadores ou dutos).
FPDSO (FLOATING, PRODUCTION, DRILLING, STORAGE and OFFLOADING): Pla-
taforma flutuante de produção de petróleo e gás, perfuração, armazenagem e transbordo
da produção. Esta descrição aplica-se também ao FPSO, exceto quanto à perfuração.
21
ENBOENBO
2 Principais Embarcações Offshore
2.1 Embarcação de Manuseio de Âncoras (AHTS- Anchor Handling Tug Supply
Vessel)
São embarcações robustas especialmente projetadas para trabalhar em operações
de reboque e ancoragem de plataformas. Por serem embarcações de grande complexida-
de, o convés é equipado com equipamentos especiais como: guinchos de manuseio/rebo-
que, guinchos auxiliares, coroa de babotin, guindastes, A-frame (alguns rebocadores), paiol
de amarra, guinho de manobra (tugger), cabrestante, pinos de reboque (towing pins), shark
jaws.
2.1.1 Principais Características
• Ótima manobrabilidade: Os rebocadores de manuseio mais modernos são
construídos com bow thruster (impelidor lateral de proa), stern thruster (impelidor lateral de
popa, hélice azimutal, hélices de passo variável e lemes independentes gêmeos. Esses
recursos aumentam o leque de manobras disponíveis nas operações.
• Posicionamento Dinâmico: São equipados com sistema de posicionamento dinâ-
mico (DP System) que permite manter a embarcação numa posição pré-definida. O software
analisa as influências externas e atua automaticamente nos thrusters e/ou propulsores. Isto
permite maior segurança e precisão nas operações de manuseio.
2.1.2 Guincho de Manuseio
Guincho utilizado para posicionar a âncora no local determinado pelo projeto de anco-
ragem e fazer o tensionamento. Os guinchos de manuseio variam de tamanho, podendo os
maiores suportar mais de 500 toneladas de tensão. O guincho é operado pelo passadiço e
observado pelo operador por meio de monitores instalados no console.
22
2.1.3 Sarilho e Guinchos Auxiliares
Os guinchos auxiliares (secondary winches) não são utilizados no posicionamento
das âncoras ou tensionamento por terem menos força que os guinchos de trabalho. São
geralmente usados para estivar os cabos de ancoragem. Estes cabos são “enrolados” no
tambor do guincho, tecnicamente chamado de sarilho.
2.1.4 Pinos hidráulicos e Shark jaw
São equipamentos localizados no convés principal acionados remotamente do pas-
sadiço pelo operador do guincho e movimentados por um atuador hidráulico. Estes dispo-
sitivos são extremamente importantes para a segurança dos marinheiros durante os traba-
lhos no convés. O shark jaw é utilizado para auxiliar na conexão de cabos e amarras. Para
isto são utilizados diferentes insertos (inserts), para ajustar o shark jaw a diferentes bitolas.
Os pinos hidráulicos têm a função de manter os cabos e amarras sobre o rolo de popa e
evitar que corram pelo convés.
23
ENBOENBO
2.1.5 Rolo de Popa e Paiol de Amarras
O rolo de popa serve para evitar abrasão nos cabos e amarras. O paiol de amarras
está localizado a ré dos guinchos de trabalho que puxam as amarras, passando por uma
bandeja e caindo no paiol.
2.1.6 Coroa de Barbotin
É uma roda fundida de periferia côncava e dentes onde a amarra se aloja e os elos
são momentaneamente presos durante o movimento. No mínimo três elos devem engrazar
nela, e para isso é necessário que a amarra faça pelo menos meia volta ao redor da coroa.
A coroa serve somente para certos tamanhos e tipos de elos.
24
2.1.7 A-frame
Tipo especial de guindaste em formato de “A” (pórtico) localizado na popa da embar-
cação de manuseio.Tem o objetivo de facilitar o recolhimento de equipamento do mar para
o convés ou lançá-lo ao mar com precisão.
2.1.8 Reboque
O reboque consiste na ação de puxar ou empurrar unidades flutuantes que necessi-
tem ser deslocadas. No caso das embarcações de manuseio de âncoras, faz-se o reboque
de plataformas principalmente nas operações de movimentação e ancoragem. Operações
de reboque são de alto risco, portanto, é feito antes de cada operação, um levantamento
prévio das condições de mar, força de tração estática do rebocador (bollard pull) e critérios
de segurança. Para tal, é preenchido um checklist a bordo de forma que nenhum detalhe
seja esquecido.
Para rebocar uma plataforma, a embarcação conecta o cabo de aço do guincho de
reboque ao pendente, fazendo a ligação com a cabresteira da unidade. A cabresteira pode
ser composta por cabos de aço ou amarras conectados à perna da unidade por um dispo-
sitivo chamado smit bracket. O pendente e os cabos da cabresteira se unem numa placa
triangular denominada monkey plate, triangular plate ou delta plate.
25
ENBOENBO
2.1.9 Suprimento
Os AHTS são concebidos também para o suprimento de plataformas. Seus tanques
podem armazenar água potável, fluidos de perfuração (lama de base óleo, água, bentonita,
baritina), óleo diesel, entre outros. A transferência dos produtos líquidos é feita através de
conexão de mangote nas tomadas localizadas nos bordos da embarcação. O convés
também permite o transporte de contêineres, porém o espaço é restrito devido às máquinas
instaladas para as operações de manuseio.
2.1.10 Apoio a Terminais Oceânicos
A embarcação é utilizada para suporte a operações de transferência de petróleo em
terminal oceânico. Para navios aliviadores convencionais, a utilização da assistência de
um AHT é obrigatória. Para navios aliviadores dotados de sistema de posicionamento
dinâmico, o AHT é utilizado quando o tempo de transferência ultrapassa trinta e seis horas,
ou mediante solicitação do comandante do navio aliviador.
2.1.11 Riscos Operacionais
O trabalho nas operações de offshore exige uma grande carga de responsabilidade
dos envolvidos. Apesar dos critérios rígidos de segurança impostos pela Petrobras, ainda
ocorrem graves acidentes, culminando com a perda de vidas humanas. Adicionalmente,
muitos acidentes de menores proporções acabam por causar uma série de afastamentos
por acidente no trabalho. Portanto, para minimizar as possibilidades de acidentes durante
as operações é necessário estar atento aos seguintes fatores de risco:
• Desgaste de material, principalmente dos cabos de aço que são submetidos a gran-
des esforços.
• Falha na comunicação passadiço/convés ou passadiço/plataforma.
• Desgaste de equipamentos do convés.
• Erros de avaliação.
• Pesos suspensos.
• Fadiga.
• Condições meteorológicas desfavoráveis.
• Falha de equipamentos de navegação.
• Falta de equipamento de proteção individual.
26
2.2 Embarcações Supridoras
Atualmente no apoio marítimo há dois tipos de embarcações supridoras: os suprido-
res e o PSV (Plataform Supply Vessel).
Supridor: Embarcação concebida para o transporte de suprimentos às plataformas
que operam em águas rasas. Possui um convés livre para armazenar a maior quantidade
de carga possível. As cargas transportadas são granéis líquidos e sólidos, alimentos e equi-
pamentos. Os granéis sólidos (baritina, hematita, bentonita, cimento) utilizados na compo-
sição da lama para completação dos poços são transportados em silos específicos. Nos
tanques são armazenados água, lama e óleo diesel.
PSV (Plataform Supply Vessel): É um tipo de supridor com alto grau de sofistica-
ção, responsável pelo transporte de suprimentos a plataformas que operam em locais onde
as condições do mar e do tempo exigem embarcações com maiores recursos. Por isso,
são construídas com borda livre alta, thrusters e equipadas com Sistema de Posicionamento
Dinâmico.
2.2.1 Características da Operação
Uma operação de suprimento consiste basicamente na aproximação da embarcação
junto à plataforma com a qual irá operar, de forma que o guindaste e os mangotes da unida-
de alcancem o convés principal do navio. Contudo, antes do transporte deve ser feito um
plano de carregamento, e o oficial de náutica deve checar se toda a carga embarcada
consta no manifesto de carga. Se tudo estiver de acordo, o navio pode navegar para as
unidades.
A atividade de suprimento envolve não somente o transporte para as plataformas,
como também o retorno dos resíduos que não podem ser lançados ao mar. A carga que
retorna para terra é chamada backload e deve também ser acompanhada por um manifes-
to.
Podemos resumir as operações nas seguintes etapas:
1. Planejamento do carregamento;
2. Operação de carregamento no Terminal;
3. Conferência da carga pelo oficial de náutica;
4. Navegação;
5. Aproximação da unidade, geralmente feita em Posicionamento Dinâmico;
6. Transferência da carga pelo bordo de operação designado pela plataforma;
7. Recebimento de backload;
8. Navegação para a próxima unidade;
É importante mencionar que, desde a aproximação da unidade, a comunicação entre
navio/plataforma deve ser mantida a todo instante de forma a não comprometer a seguran-
ça da operação.
27
ENBOENBO
2.2.2 Operações de Suprimento
Como foi visto anteriormente, uma embarcação do tipo PSV pode carregar uma gran-
de variedade de cargas com características distintas. De forma a tornar as operações mais
seguras, alguns procedimentos foram adotados levando-se em consideração a caracterís-
tica das cargas. Numa operação convencional estão envolvidos, geralmente, um guindasteiro,
dois oficiais de náutica (um controla a operação no convés e outro o posicionamento da
embarcação) e dois marinheiros no convés.
2.2.3 Operação com contêineres e Tubulações
Ambos são estivados no convés principal. Os contêineres são diferentes dos trans-
portados por navios de transporte marítimo, pois foram adaptados às necessidades da
indústria de offshore. Durante a operação, o cabo do guindaste é arriado no convés e
conectado na eslinga do contêiner pelos marinheiros, sendo içado até a plataforma. Da
mesma forma é feita a transferência das tubulações que se encontram agrupadas.
2.2.4 Operação com carga a granel
Este tipo de carga é transportado nos tanques (granéis líquidos) e silos (granéis sóli-
dos) da embarcação. É necessário atenção especial para evitar contaminação da carga
por resíduos remanescentes de outros transportes. A segregação de cargas perigosas tam-
bém deve ser levada em consideração. Os produtos são transferidos conectando-se os
mangotes nas tomadas da embarcação. As linhas não podem ser pressurizadas antes que
a conexão seja estabelecida.
2.2.5 Riscos operacionais
Existem procedimentos estabelecidos pelas empresas cujo descumprimento pode
potencializar os seguintes riscos durante uma operação de suprimento:
• Falha no sistema de posicionamento;
• Pesos suspensos;
• Desgaste de material;
• Condições meteorológicas adversas;
• Falha humana
28
2.3 Embarcação LSV (Lay Survey Vessel) - Navio Lançador de Linhas
2.3.1 Dutos Rígidos, Flexíveis e Umbilicais
Os dutos rígidos são amplamente utilizados em instalações submarinas em virtude da
sua simplicidade estrutural e maior resistência ao colapso em profundidades elevadas.
Estas características diminuem o custo de fabricação em relação aos dutos flexíveis. A
escolha de materiais para dutos rígidos remete à escolha de aços carbono manganês que
devido sua disponibilidade no mercado e baixo custo em relação a outros materiais, fazem
deste material a escolha ideal para o transporte de óleo e gás.
Os dutos flexíveis são tubulações utilizadas como linhas de produção de petróleo
(flowlines) em águas profundas, devido à facilidade de lançamento
e acomodação no leito do mar. Apesar disso, os tubos flexíveis
usados atualmente apresentam uma série de problemas, como a
permeabilidade ao H2S na camada interna constituída de polímero,
o isolamento térmico deficiente, o lançamento em águas
ultraprofundas (limitado a 2500m) eo custo de aquisição. As
matérias primas utilizadas para fabricar estes dutos são o nylon
11 e o aço inoxidável.
Os umbilicais são responsáveis, principalmente, pelo
controle do poço. Tomam muitas formas e podem conter
cabos elétricos e mangueiras de diferentes tipos, tamanhos
e graus de pressão, incluindo linhas resistentes a alto
colapso (HCR) para injeção química. Os cordões umbilicais
podem ser estáticos, dinâmicos ou uma combinação de
ambos. Seus comprimentos podem variar de curto, no caso
de condutores HFL (hydraulic flying leads), a longo, no caso
dos cordões umbilicais do controle de produção.
29
ENBOENBO
2.3.2 Lançamento e Recolhimento de Dutos
Lançamento
Dentre os diversos métodos de instalação de dutos pela superfície, os mais
empregados atualmente são o método S-Lay, o método J-Lay e o método Reel-Lay, que
serão explicados abaixo.
Método S-Lay
O método S-Lay prevê que a construção da linha seja feita sobre a embarcação de
lançamento em uma posição quase horizontal, criando duas regiões de flexão acentuada:
uma na rampa conhecida por “overbend” e outra junto ao fundo, denominada “sagbend”.
A figura abaixo mostra uma operação de lançamento na qual se vê a embarcação e a
linha sendo instalada. Os segmentos do duto são soldados sobre uma rampa de montagem,
contendo estações de soldagem. Um ou mais tensionadores, que controlam a tração na
linha e, conseqüentemente, os momentos concomitantes são posicionados no convés. Uma
rampa treliçada chamada “stinger”, usada para suavizar ou minimizar a forte variação angular
que o duto sofre ao deixar a embarcação é construída externamente a embarcação e atende
a critérios de projeto específicos.
A mesma figura mostra ainda a trajetória típica em S do duto até chegar ao leito
marinho. Ressalta-se que há roletes ao longo de toda a rampa de montagem para a
movimentação do duto, mas que estes só passam a formar uma curva no trecho após os
tensionadores, ou seja, há um alinhamento perfeito dos segmentos ao serem soldados.
Como nesse método os equipamentos estão dispostos em linha, a construção em série é
permitida, aumentando assim a produtividade do método.
Equipamentos do Método S-Lay
Equipamentos de transporte e manuseio de dutos; estação de alinhamento e soldagem
dos passes de raiz; estações de soldagem dos passes de enchimento; máquinas de tração;
estação de inspeção radiográfica; estação de revestimento;rampa de lançamento.
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Método J-Lay
O método J-Lay é uma variação do método S-Lay, com a rampa de lançamento
construída em posição quase vertical, sendo transformada numa torre de lançamento. Neste
caso a região de overbend não existe e a configuração se aproxima ao desenho da letra J.
A ausência da região de overbend foi o grande motivo pelo qual este método foi desenvolvido
primordialmente para águas profundas. A Figura ilustra um lançamento utilizando o método
J-Lay.
Com a utilização da torre de lançamento, as operações de construção já não podem
ser mais desenvolvidas totalmente em série, tendendo assim a uma redução na produtividade
deste método. Para obter uma maior produtividade e reduzir o tempo de instalação dos
dutos rígidos, várias formas de otimizações vêm sendo desenvolvidas, tais como o sistema
de soldagem automático e pré-fabricação de tramos, para utilização de juntas de maior
comprimento na torre de lançamento, as juntas pré-fabricadas e conectadas, no momento
da instalação através de conectores mecânicos, são do trecho horizontal, o trecho suspenso
é feito soldado, pois os conectores mecânicos ainda não estão qualificados para a utilização
em risers rígidos em catenárias, apesar de já terem sido usados em aplicações sujeitas à
fadiga.
Equipamentos do Método J-Lay
Sistema de elevação para verticalização do tramo pré-fabricado; Sistema de
transferência do tramo para a torre de lançamento; equipamentos de alinhamento, soldagem,
inspeção por ultra-som e revestimento.
Método Reel-Lay
No método Reel-Lay a linha é fabricada em terra e estocada em rolos de grande
diâmetro no convés da embarcação para transporte e instalação. Neste caso, a grande
limitação diz respeito ao diâmetro máximo do duto, que pode ser estocado desta forma.
Este método tem sido utilizado para diâmetros de até 16 polegadas. Devido às deformações
impostas ao duto, durante ao processo de enrolamento e desenrolamento, normalmente a
espessura de parede necessita ser maior do que a requerida para os demais métodos.
Outra limitação deste método é a restrição quanto à utilização de alguns revestimentos
31
ENBOENBO
devido à curvatura imposta. O uso de revestimento de concreto e de algum tipo de isolamento
térmico de alta rigidez são impraticáveis para este método, além de ser sensível as condições
climáticas, pois o duto tem que ser todo desenrolado e lançado por inteiro, sendo assim a
operação não pode ser interrompida por eventuais condições climáticas. A única vantagem
deste método, em relação aos outros, é a grande velocidade de instalação.
Equipamentos do Método Reel-Lay
Tambor de armazenamento; equipamento de retificação; máquinas de tração; estação
para montagem de ânodo de sacrifício; estação para corte, biselamento, alinhamento,
soldagem, inspeção e revestimento de eventuais juntas de campo; equipamento de suporte
da linha; rampa de lançamento.
Recolhimento
Assim como para lançamento de dutos submarinos, foram desenvolvidos métodos
para que estas tubulações pudessem ser recuperadas ao fim de sua vida útil visando
reaproveitar o material em outros projetos. Além do recolhimento dos dutos pelas
embarcações, existe também a possibilidade de abandono da linha no local para uso futuro.
Antes de ser recolhida ou abandonada, são realizadas operações de pigging e os resíduos
são propriamente recolhidos. A seguir será mencionado resumidamente os métodos mais
comuns de recolhimento.
Reverse Lay
Neste método é utilizado um guincho que suspende a extremidade da linha através de
uma rampa chamada “stinger”. O “stinger” é responsável pela transição do duto de uma
posição angular pra uma posição horizontal no momento do recolhimento. Esta transição é
necessária a fim de evitar concentrações de curvatura que possam viabilizar uma flambagem
localizada (local buckling). De maneira segura a tubulação é recolhida para o interior da
embarcação e peada com amarras e cabos de aço para dar início ao corte da tubulação.
As seções cortadas são armazenadas numa embarcação de apoio e transportadas para
terra.
Reverse Reel Barge
Este processo é semelhante ao anterior, entretanto, ao invés de cortar a os dutos em
seções, este é enrolado no carretel da embarcação. Quando atingida a capacidade máxima
do carretel, uma máquina de corte hidráulica corta o duto, sendo este liberado da embarcação
momentaneamente para que possa ser feito o transporte da seção recuperada.
Tow Recovery (Reboque)
A tubulação é suspensa por turcos a bordo da embarcação. Este tipo de embarcação
é dotada de um “stinger” na proa e outro na popa, além de uma estação de corte a meio
navio. O duto é posicionado sobre o “stinger da proa e puxado no sentido longitudinal em
direção ao “stinger” a ré. Durante este movimento é instalado o dispositivo de reboque na
extremidade e colocadas bóias ao longo da seção que garantirão flutuabilidade. O cabo do
rebocador é conectado na extremidade e mantém tensão enquanto a embarcação recolhe
parte da linha submersa. Quando a seção atinge um comprimento satisfatório o duto é
cortado e a seção rebocada para terra. O processo se repete até que toda linha seja
recolhida.
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Short Section Recovery
A particularidade deste método é que os cortes na linha são feitos por veículos de
operação remota (ROVs) ou mergulhadores, dependendo da lâmina d’água em que a linha
se encontra instalada. Posteriormente, as seções cortadas são suspensas por guindastes
ou até mesmo pelos turcos da embarcação de recolhimento.
J-Lift Recovery
O duto é recolhido pelos guinchos da embarcação e a carga da linha suspensa é
transferida para os tensionadores. O duto passa através do “stinger”localizado no “moonpool”
no centro da embarcação. O duto é recolhido na vertical, assumindo uma configuração de
“J”. As seções são cortadas por uma máquina hidráulica e transferidas para outra
embarcação que fará o transporte.
33
ENBOENBO
2.3.3 Operações de Pull in/ Pull out
Na operação de pull-in, o navio lançador de linhas aproxima-se da plataforma em
preparação para transferência do riser das linhas. Nessa etapa ocorre a transferência do
cabo principal (cabo de pull-in) da plataforma para a embarcação de lançamento através
de um cabo mensageiro. Após o cabo principal ser conectado ao riser a bordo da
embarcação, esta irá começar o “pagamento” do riser dentro d’água (liberação do riser no
navio para a água, à medida que for necessário). Realiza-se então a descida do riser
monitorada pelo ROV até gradualmente executar a transferência da carga, da embarcação
para o cabo principal do guincho de pull-in da unidade. Após a transferência do riser para o
cabo da plataforma, o cabo da embarcação será desconectado e recolhido até a superfície.
As operações de pull-in são finalizadas com o içamento dos risers de todas as linhas. Nas
operações de pull-out segue-se o caminho inverso das operações de pull-in.
2.3.4 Lançamento do Módulo de Conexão Vertical Direta (MCV)
No convés da embarcação de lançamento, a linha flexível é conectada ao MCV (Módulo
de Conexão Vertical Direta), e a conexão testada com nitrogênio a fim de testar sua
integridade. A descida do MCV é realizada com o auxílio de guinchos e um guindaste e
monitorada através de ROV. Próximo ao fundo, o MCV será aproximado lentamente da
ANM, até o seu acoplamento ser feito no hub da estrutura submarina. Após ser acoplado, o
MCV será travado e a conexão testada através do sistema hidráulico do ROV (Hot-Stab).
2.3.5 Operação com A-frame
O A-frame tem importância indispensável nas manobras de “overboarding”. Esta
operação se caracteriza pela transposição de linhas ou equipamentos por sobre as rodas
de lançamento do navio, de modo a preservá-los contra esforços de flexão elevados no
lançamento. Este equipamento deve estar certificado para as cargas envolvidas nas
operações, sendo cada vez mais solicitado a medida que aumenta a profundidade e
consequentemente, o peso das catenárias.
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2.3.6 Operação com Guindaste e Guinchos
Utilizado para manuseio de acessórios e equipamentos pesados, o guindaste deve
ser certificado para operações “offshore”, possibilitando sua utilização em conexão de
módulos verticais a bases adaptadoras de produção (BAPs) e manifolds. Os gráficos de
carga devem ser previamente conhecidos para execução segura das manobras requeridas.
Os guindastes modernos possuem um sistema de compensação de arfagem, que é a
oscilação vertical dinâmica da embarcação, devido à incidência da amplitude de onda.
Os guinchos são responsáveis pela transferência de cargas, abandono e recolhimento
das tubulações no leito submarino. Os guinchos principais são normalmente de alta
capacidade e, assim como os guindastes, são projetados especificamente para o uso
offshore. As embarcações possuem também guinchos auxiliares com funções adicionais
como ancoragem de equipamentos durante o lançamento dos mesmos. Estes são de baixa
capacidade, pois servem apenas para movimentação de carga no convés principal até a
submersão de um equipamento ou acessório de duto.
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ENBOENBO
2.3.7 Operação com Tensionadores
É um sistema responsável pela sustentação da carga dos dutos durante o lançamento
e recolhimento dos mesmos. Podem ser utilizados em série para aumentar sua capacidade.
São constituídos por “lagartas” (tracks) similares a esteiras de trator, que pressionam a
tubulação uniformemente ao longo de um determinado comprimento, gerando o atrito
necessário para suportar a tubulação durante o lançamento.
Diferentes configuração dos “tracks” pode ser utilizada: três “tracks” em “Y”, quatro
“tracks” em “X”, dois “tracks” verticais etc. O comprimento dos “track” influi diretamente na
capacidade de sustentação da carga, ou seja, quanto maior o “track”, maior a área de
contato entre o duto e as sapatas, permitindo, para um mesmo fator de atrito e uma mesma
pressão de aperto, altos valores de sustentação.
2.3.8 Rampa de Lançamento
A rampa de lançamento é a área principal das
embarcações de lançamento de linhas e assume
configurações diferentes de acordo com o método de
lançamento. É nela que estão concentradas as estações de
trabalho para soldagem, tensionadores, além dos “aligners”
e “straighteners” no caso específico de embarcações
projetadas pra lançamento de dutos rígidos. A rampa se inclina
de acordo com a lâmina d’água de lançamento. Trechos rasos
requerem ângulos menores da rampa com a direção
horizontal, e vice-versa.
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2.3.9 Sistema de Armazenamento de Dutos
São responsáveis pelo armazenamento dos dutos rígidos e flexíveis durante o transporte
até o local de lançamento. É chamado de bobina, quando armazenam o duto na vertical ou
a cesta/carretel, quando armazenam na horizontal.
Para armazenar dutos rígidos, os carretéis devem possuir diâmetro interno grande, a
fim de diminuir as deformações plásticas resultantes do enrolamento dos dutos. As
embarcações atuais que fazem o lançamento de dutos rígidos possuem carretéis de
diâmetros internos superiores a 15 metros. Para tubulações flexíveis é permitido um raio
mínimo de curvatura numa ordem de grandeza menor que a de dutos rígidos, de 3 metros.
2.3.10 Acessórios de Dutos
É também integrante do projeto de lançamento de dutos, o dimensionamento de todos
os acessórios eventualmente acoplados às extremidades da linha, tais como: flanges cegos,
cabeças de início de lançamento, cabeças de teste hidrostático, cabeças de recebimento
de pigs (elementos normalmente de borracha, que se movem sob pressão pelo interior do
duto para limpeza, desobstrução ou para verificações dimensionais do mesmo), etc. Estes
acessórios nada mais são do que terminações tubulares especiais acopladas à extremidade
da linha por meio de ligações flangeadas.
2.3.11 Operações Especiais
Deslocamento de Linha
O início e o abandono final da linha em sua posição alvo é, algumas vezes, dificultado
pela existência de obstáculos produzidos por outras linhas anteriormente instaladas. Uma
prática comum nestes casos é iniciar ou terminar a operação de lançamento longe da posição
alvo e trazer a extremidade da linha para a posição desejada, através de um deslocamento
lateral pelo fundo do mar. O dimensionamento destas operações também faz parte do projeto
de lançamento do duto.
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ENBOENBO
Teste Hidrostático
O teste hidrostático consiste no preenchimento do duto (alagamento) com água do
mar e/ ou água aditivada a qual conterá os seguintes produtos químicos: biocida,
sequestrante de oxigênio e corante. Após o alagamento, procede-se com a pressurização
do duto (25% maior que a pressão de projeto, de acordo com normas internacionais que
regem a realização destes testes), monitorando-se parâmetros tais como temperatura, vazão
e pressão, para verificação da existência ou não de vazamentos. A detecção de vazamentos
é feita através da observação de queda de pressão contínua no duto.
Comissionamento
Depois de finalizado o lançamento é necessário fazer uma inspeção final do duto e a
correção das possíveis imperfeições que porventura possam ter ocorrido durante o processo
de lançamento. Além disso, é realizado o teste de estanqueidade e finalmente a secagem,
para que o duto seja considerado apto para uso. Este processo de inspeções, correções,
teste de estanqueidade e secagem do duto é chamado de comissionamento do duto. Para
uma operação de comissionamento é necessário um navio de apoio equipado com ROV,
guindaste, guincho, além de um pórtico para permitir o lançamento de equipamentos pela
popa do navio.
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2.4 Remoted Survey Vessels (Navios de Inspeção com ROV)
São embarcações construídas para inspecionar linhas de ancoragem e dutos, além
de servirem de apoio para lançamento de dutos rígidos.
2.4.1 Características
Estes navios sãoobrigatoriamente dotados de sistema de posicionamento dinâmico
(DP) além de vários outros equipamentos, tais
como guincho de alta capacidade, guindaste e
A-frame (pórtico), dependendo do tipo de traba-
lho subaquático que será realizado pelo robô.
A gama de equipamentos permite que a
embarcação realize operações de inspeção vi-
sual dos dutos e linhas de ancoragem, interven-
ção nos dutos e auxílio na instalação de disposi-
tivos submarinos (árvore de natal molhada e
manifolds).
2.4.2 Operações com ROV
O ROV (remotely operated vehicle) é um robô de operação remota utilizado em ope-
rações submarinas. São ligados à embarcação através de um cabo que transporta eletrici-
dade, sinais de vídeo e telemetria, fundamentais para a equipe de operação a bordo.
Um ROV é construído com um grande flutuador montado sobre uma estrutura de aço
ou alumínio para prover a flutuabilidade necessária. O veículo possui boa estabilidade e
boa manobrabilidade nas operações submarinas graças à instalação dos componentes
mais pesados na parte inferior e os mais leves na parte superior.
Para poder orientar a navegação no fundo do oceano, além de câmera e sonar ele
também possui um sistema de posicionamento hidroacústico. O veículo carrega um
transponder e o navio possui um transdutor que transmite sinais acústicos permitindo ao
operador saber sua exata localização no fundo do oceano.
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ENBOENBO
2.4.3 Inspeção
O ROV permite que as linhas de ancoragem, dutos e sistemas submarinos sejam
inspecionados rapidamente e a um custo menor do que na remoção. Seu sistema de
câmeras possibilita a inspeção em profundidades impossíveis de serem alcançadas por
mergulhadores. Por outro lado, por ser uma inspeção visual, fica-se limitado à detecção e
descontinuidades externas e de grandes dimensões. A inspeção visual feita por veículo de
controle remoto tem por objetivo verificar a existência de vãos livres; as condições do re-
vestimento; presença de sucata, corrosão, estado dos anodos, vazamentos e apoios. No
caso dos dutos é feita também medição de potencial eletroquímico a fim de avaliar o de-
sempenho do sistema de proteção catódica. Nos dutos são feitas medições da sua espes-
sura para detecção de pontos de corrosão no local e ensaios com partículas magnéticas
para detecção de danos mecânicos como trincas e amassamentos.
2.4.4 Intervenção
A maioria dos ROVs é equipada com pelo menos um sinal de vídeo, mas equipamen-
tos adicionais são comumente instalados, tais como: sonares, braços manipuladores e dis-
cos de corte. Estes equipamentos permitem que o robô execute tarefas mais complexas
como a conexão e reparo de dutos submarinos, além da instalação e subseqüente manu-
tenção de dispositivos subaquáticos. As intervenções realizadas por um ROV podem ir
desde um simples aperto de parafuso numa árvore de natal até a colocação de sacos de
areia e cimento (grout bag) sob os dutos rígidos para correção dos vãos livres.
2.4.5 Riscos Operacionais
Assim como qualquer operação na indústria offshore, as atividades do navio de ROV
exige atenção principalmente na operação do robô, haja vista que são feitas intervenções
em cabeças de poços, manifolds e dutos. Por isso, a equipe de survey deve ser altamente
capacitada para que não ponha em risco a tripulação. Adicionalmente, deve-se ter atenção
especial ao sistema de posicionamento, pois uma falha pode culminar no abalroamento
com embarcações envolvidas na mesma operação.
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2.5 Embarcações DSV (Diver Supported Vessel)
Embarcações que possuem recursos de manobras de última geração. São dotadas
de todo o equipamento necessário ao apoio, preparação, lançamento e recuperação das
equipes de mergulho quando em serviços de reparos e ou inspeção de linhas submarinas.
2.5.1 Características
Um navio especial de mergulho conta com amplas acomodações e compartimentos
necessários à tripulação e às equipes de mergulho e de técnicos para operação dos equi-
pamentos de ROV (Veículo Operado por Controle Remoto) que estiverem operando. Pos-
sui oficinas de equipamentos necessários às operações de mergulho saturado tais como:
câmaras hiperbáricas, “moon pool” para lançamento e recolhimento do sino de mergulho,
guindastes com lanças telescópicas para cargas pesadas, heliporto, enfermarias e acomo-
dações que permitem o atendimento de elevado número de náufragos ou acidentados.
Possui grande autonomia, além de equipamentos FiFi (Combate a Incêndio).
2.5.2 Mergulho Raso
O mergulho de caráter comercial é um trabalho que
se desenvolve em condições hiperbáricas, isto é, em que
os indivíduos estão expostos a pressões ambientes supe-
riores à pressão atmosférica normal.
O mergulho raso é o que se realiza até a faixa dos 50
metros de profundidade, normalmente utilizando-se ar com-
primido como mistura respiratória, fornecida por equipa-
mento autônomo (o tradicional aqualung) ou dependente,
quando interligado à superfície.
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ENBOENBO
2.5.3 Mergulho Saturado
A técnica de saturação foi desenvolvida para atender fundamentalmente à dupla ne-
cessidade de se executarem tarefas que demandavam jornadas de permanência no fundo
mais longas e a profundidades cada vez maiores. Lembramos que com a técnica do “bounce
dive”, o tempo máximo de fundo era de uma hora para uma profundidade limite de 130
metros.
Hoje, com os sistemas de mergulho dos DSV’s mais modernos - conjunto de câmaras
de saturação que comporta 16 mergulhadores saturados, 2 sinos de mergulho, ROV’s/RCV’s
etc. - é possível, em determinadas circunstâncias e mediante um esquema de revezamento,
dispor de mergulhadores em atividade no fundo durante 24 horas por dia a grandes profun-
didades, durante vários dias.
Nesses DSV’s o sistema de saturação é constituído basicamente por câmaras
pressurizadas (câmaras de saturação) que estão interligadas entre si, ou seja, são grandes
vasos de pressão intercomunicantes, que permitem, quando necessário, a transferência
dos mergulhadores de uma câmara para outra. É nessas câmaras, supervisionadas pelo
controle de saturação, que os mergulhadores permanecem, quando não se encontram na
água, durante todo o período em que estiverem saturados, normalmente 28 dias. Salvo
situações excepcionais, este é o limite máximo permitido para o ciclo completo de uma
saturação, o intervalo de tempo compreendido entre o início da compressão e o final da
descompressão.
Em geral são saturados 6 mergulhadores por equipe, num processo que se estende,
aproximadamente, por 12 horas até o seu término. A pressão das câmaras é então regula-
da de modo a tornar-se compatível com a respectiva pressão de trabalho do fundo, onde os
mergulhadores executarão as tarefas requisitadas com base numa programação previa-
mente estabelecida.
2.5.4 Operações de Mergulho
As operações de mergulho na Bacia de Campos mostraram-se fundamentais para
realizar a exploração até 320 metros de profundidade. Nessas operações podemos desta-
car a instalação de equipamentos subaquáticos, manutenção, reparo e inspeção.
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Com relação especificamente à Bacia de Campos, a transmissão da programação
dos serviços a serem executados segue o percurso hierárquico fiscal da Petrobras, supe-
rintendente de operações, superintendente de mergulho, supervisor de mergulho.
Operações de intervenções são realizadas quase sempre por dois mergulhadores,
transportados até o fundo por intermédio do sino de mergulho, um tipo de câmara hiperbárica
esférica acoplada ao navio, especialmente projetada para ser utilizada em trabalhos
submersos.
2.5.5 Riscos Operacionais
Como visto anteriormente, as operações de mergulho se desenvolvem em condições
hiperbáricas, o que pode provocar HPNS (Síndrome Neurológica das Altas Pressões). As-
sim, não é conveniente que o mergulhador execute determinada tarefa por prolongados
períodos. Além disso, a comunicação entre os supervisores e o mergulhador é extrema-
mente complexa.
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ENBOENBO
2.6 Embarcações de Apoio
São embarcações que permanecem 24 horas nas proximidades das plataformas de
petróleo, preparadas para uma resposta rápida a qualquer