Estudos sobre Pipelines e Risers

Prévia do material em texto

PIPELINES E RISERS
Elaboração
Monique Ellen Bruner 
Produção
Equipe Técnica de Avaliação, Revisão Linguística e Editoração
SUMÁRIO
APRESENTAÇÃO ...................................................................................................................................................................................... 4
ORGANIZAÇÃO DO CADERNO DE ESTUDOS E PESQUISA ................................................................................................. 5
INTRODUÇÃO ............................................................................................................................................................................................. 7
UNIDADE I
PIPELINES ................................................................................................................................................................................................................................. 9
CAPÍTULO 1
PIPELINES SUBMARINOS: TIPOS E CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ................................................................................... 9
CAPÍTULO 2
MODAL DUTOVIÁRIO .......................................................................................................................................................................................... 15
UNIDADE II
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES ........................................................................................................................................ 24
CAPÍTULO 1
DIMENSIONAMENTO DE PIPELINES .................................................................................................................................. 27
CAPÍTULO 2
MANUTENÇÃO DE PIPELINES ............................................................................................................................................ 46
UNIDADE III
RISERS ..................................................................................................................................................................................................................................... 55
CAPÍTULO 1
RISERS: TIPOS E CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ...................................................................................................................... 56
CAPÍTULO 2
MANIFOLDS E DEMAIS ACESSÓRIOS SUBMARINOS ......................................................................................................................... 66
UNIDADE IV
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS ........................................................................................................................................................................ 75
CAPÍTULO 1
FUNDAMENTOS DA ANÁLISE DE RISERS ........................................................................................................................ 76
CAPÍTULO 2
MANUTENÇÃO DE RISERS ................................................................................................................................................. 87
PARA (NÃO) FINALIZAR ..................................................................................................................................................................... 94
REFERÊNCIAS ....................................................................................................................................................................................... 95
4
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
5
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.
6
ORgANIzAÇÃO DO CADERNO DE ESTUDOS E PESqUISA
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.
7
INTRODUÇÃO
Segundo dados publicados pela Petrobrás em 2019, as reservas de derivados de petróleo, 
sendo estes compostos de óleo, gás natural e condensado, atingiram valores próximos 
a doze bilhões de barris segundo os critérios da Agência Nacional do Petróleo, Gás 
Natural e Biocombustíveis (ANP). 
A indústria offshore tem buscado por novas tecnologias devido à grande demanda do 
mercado por combustíveis fósseis e também com o intuito de minimizar os custos de 
produção destes. Desta forma, cresce a demanda por profissionais habilitados para 
trabalhar com estas novas tecnologias e aperfeiçoar as já existentes.
A estrutura responsável por explorar o petróleo é constituída de plataforma, árvore 
de natal, cabos e tubos submersos. A conexão entre a plataforma e o poço perfurado é 
dada por risers. Estas possuem configurações usuais, as quais serão abordadas ao longo 
deste material. Ressalta-se que as companhias exploradoras de petróleo têm buscado 
novos arranjos, mais eficientes e capazes de suportar as solicitações mecânicas impostas 
à estrutura, estas que resultam em fadiga e flambagem das linhas submersas.
Os oleodutos marítimos para o transporte de petróleo e gás tornaram-se uma parte 
segura e confiável da infraestrutura em expansão implantada para o desenvolvimento 
dos valiosos recursos abaixo do mar e dos oceanos do mundo. O dimensionamento 
dessas estruturas é uma tecnologia relativamente nova, conhecida por um corpo de 
especialistas relativamente pequeno, sendo estes pesquisadores e engenheiros. 
Na década de 80, quando tiveram início os primeiros avanços nesse sentido, as tecnologias 
empregadas eramadaptadas de outros sistemas de engenharia, principalmente navais, e 
empregando altos fatores de segurança. Os resultados desta abordagem eram estruturas 
com pouca eficiência — eficiência estrutural pode ser entendida como a habilidade 
da estrutura suportar os carregamentos de projeto com segurança, mas projetada de 
forma a minimizar custos, ou outro objetivo definido pelo projetista, tal como o peso 
da estrutura —, porém seguras e, ainda nos dias de hoje, algumas destas operam sem 
maiores problemas. 
Novas tecnologias em risers e pipelines vêm sendo requeridas, uma vez que reservas 
de petróleo a grandes profundidades têm sido descobertas — como é o caso do Pré-
sal, cuja lâmina d’água ultrapassa os três mil metros — e estas localizadas também em 
ambientes hostis. É imprescindível considerar problemas de projeto como desastres 
naturais, erosão do leito marinho e liquefação do solo, por exemplo. Além destes 
8
INTRODUÇÃO
fatores, deve-se manter a preocupação com o meio ambiente e o efeito das instalações 
no meio marinho. Os processos de projeto de risers e pipelines vêm amadurecendo e 
sendo adaptados e evoluídos para se adequarem ao propósito atual, que é o de estruturas 
submarinas mais econômicas e adequadas para atender a estes requisitos. 
Não apenas o petróleo é uma riqueza submersa, mas também o gás natural, uma fonte 
de energia com importância no mercado de combustíveis tanto para economias já 
estabelecidas quanto para o caso de países emergentes. Pipelines são os protagonistas na 
extração e transporte do gás presente nestas reservas por serem o meio mais confiável 
e eficiente. Mesmo assim, também necessita-se de desenvolvimento nesta área, sendo 
este protagonizado por uma nova geração de engenheiros.
Objetivos
 » Aprender o equacionamento básico para projeto de pipelines, como estimativas 
de pressão e espessura de parede, utilizando como base os princípios de 
resistência dos materiais e normativas.
 » Conhecer os principais meios de manutenção e reparo em pipelines submarinos, 
bem como risers. 
 » Compreender a complexidade do projeto de um riser e os principais 
parâmetros de análise que devem ser avaliados pelo projetista, bem como 
formas de mitigar fenômenos que promovam a fadiga nas linhas.
9
UNIDADE IPIPELINES
Tanto risers quanto pipelines são utilizados para uma gama de propósitos na indústria 
de exploração de recursos de hidrocarbonetos. Estes são, por exemplo, oleodutos de 
transporte — seja esse entre plataformas ou entre a plataforma e a costa —, injeção de 
água ou químicos no poço de extração.
Neste material serão empregadas ambas as nomenclaturas, a em inglês, que utiliza 
pipelines; e seu equivalente em língua portuguesa: dutos e até mesmo o jargão linha, 
que é empregada tanto para risers quanto para pipelines.
CAPÍTULO 1
Pipelines submarinos: tipos e 
características construtivas
Os dutos têm importância para o transporte de uma infinidade de produtos, não apenas 
no que diz respeito a subprodutos da extração de petróleo. São importantes também 
para o transporte de efluentes, de água e minério e devem ser estudados com rigor 
para que sua aplicação seja feita de forma adequada.
Tipos de pipelines e suas características 
construtivas
Para o olho destreinado, todos os pipelines podem parecer iguais, mas os tubos 
incompatíveis podem descarrilar completamente um projeto. É por isso que é importante 
saber sobre os diferentes tipos de pipelines e o que os diferencia.
Pipelines podem ser classificados de acordo com diversos critérios, sendo esses:
 » Conforme sua função.
 » Conforme o processo de manufatura.
 » Conforme o material utilizado.
10
UNIDADE I | PIPELINES
Classificação conforme a função
Esta classificação leva em consideração o propósito do duto, conforme o Pipeline Safety 
Trust (PSTrust, 2015). 
Pipelines de coleta
Dificilmente, recursos naturais estão prontos para serem usados assim que extraídos. 
Óleo cru, gás natural e até mesmo água precisam de alguma forma de processamento 
antes de serem entregues ao consumidor. Estes dutos são responsáveis por conectar o 
ponto de extração a um local de processamento. São dutos interconectados formando 
redes complexas na maioria dos casos. 
Não necessariamente dutos de coleta levam até os locais onde o produto será refinado 
ou onde serão feitos os processos finais de tratamento; os dutos de coleta levam apenas 
ao local onde irá ocorrer o primeiro estágio de processamento. Para as demais etapas de 
produção podem ser utilizados dutos de transporte para percorrer distâncias maiores.
Este tipo de pipeline é geralmente curto e de pequeno diâmetro, com pressão interna 
variável. Isso se dá, principalmente, porque é necessário minimizar o tempo entre a coleta 
do recurso e o início do processamento, geralmente não ultrapassam o comprimento 
de trezentos metros. 
Pipelines de transporte
Enquanto todos os pipelines são projetados para transportar um produto de um ponto 
a outro, os dutos de transporte tradicionalmente são incumbidos dos trajetos mais 
longos. Esse transporte pode ocorrer entre cidades, entre países e, até mesmo, ao 
longo de continentes. 
Dutos de transporte possuem maior dimensão entre os três tipos, possuindo de seis 
a quarenta e oito polegadas de diâmetro. Além de trabalhar com grande quantidade 
de material transportado, esses também operam em altos níveis de pressão, entre 13 
e 105 bar, sendo variável com o tipo de produto sendo transportado.
Segurança é importante para todos os tipos de pipelines, esta é especialmente importante 
e desafiadora para os pipelines de transporte, devido ao seu comprimento, diâmetro e 
pressão interna. Um pequeno furo na superfície do duto corre o risco de se tornar um 
grande derramamento, que pode ser difícil de localizar e consertar, principalmente pela 
extensão da linha. Assim, é imprescindível assegurar que os dutos sejam construídos de 
forma correta, pois processos construtivos de baixa qualidade podem levar a resultados 
desastrosos.
11
PIPELINES | UNIDADE I
Pipelines de distribuição
Depois que o recurso foi extraído, tratado e transportado para o local onde será utilizado, 
só resta um tipo de duto neste processo: o de distribuição. Os pipelines de distribuição 
podem ser comparados ao de coleta pelo seu pequeno diâmetro; e comprimento 
se comparados aos de transporte, sendo diferenciado apenas pelo nível de pressão 
empregado. Estas linhas são responsáveis pela entrega do recurso ao consumidor final.
Figura 1. Diagrama de dutos e suas aplicações.
Fonte: adaptada de Pipeline Safety Trust, 2015.
Classificação conforme o processo de manufatura
Existem quatro principais métodos para a manufatura de dutos: sem costura, soldagem 
por resistência elétrica (ERW), soldagem longitudinal por arco submerso (LSAW) 
e soldagem espiral por arco submerso (SSAW). Os dutos soldados são geralmente 
fabricados dobrando folhas de aço na forma de um tubo e soldando-as.
Duto sem costura
Dutos sem costura geralmente possuem diâmetros menores de 450 milímetros. Os 
principais métodos de fabricação de tubos sem costura incluem forjamento rotativo, 
laminação e extrusão. O método de laminação usa um tarugo sólido de aço que é 
moldado na forma de um cilindro usando uma série de rolos e um braço perfurador que 
dá a forma do material. Os cilindros são, então, moldados em tubos onde a espessura 
da parede e as medições do diâmetro são controladas usando uma série de rolos e um 
braço de forjamento interno.
12
UNIDADE I | PIPELINES
Figura 2. Manufatura de um duto sem costura.
Fonte: adaptada de Alkazraji, 2008.
Duto soldado por resistência elétrica (ERW)
No caso deste modo de manufatura, o processo começa com uma folha de aço laminada 
sendo desenrolada e endireitada, e as bordas sendo preparadas para serem dobradas 
na forma de um tubo. A dobra é feita trefilando-se uma chapa plana contínua de aço 
através de uma série de rolos de pressão e bobinas de aquecimento, formando o tubo. 
Finalmente, o processo de soldagempor resistência elétrica é realizado pela passagem 
de uma corrente elétrica de alta frequência através de contatos deslizantes na superfície 
do tubo, fundindo as bordas para criar um cordão de solda. Este tipo de tubo está 
geralmente disponível em tamanhos de diâmetro menores de 500 mm.
Figura 3. Manufatura de um duto soldado por resistência elétrica.
Fonte: adaptada de Alkazraji, 2008.
Duto soldado por longitudinal por arco submerso (LSAW)
Outro tipo de tubo soldado é o tubo soldado a arco submerso longitudinal (LSAW). 
Geralmente, este método de manufatura é empregado para fabricação de dutos de 
diâmetros maiores de 400 mm. O processo de fabricação é simples, primeiramente 
13
PIPELINES | UNIDADE I
as placas de aço são cortadas no comprimento necessário do tubo (normalmente 12 
m) e as bordas longitudinais são preparadas para que a soldagem possa ser feita. As 
bordas das placas são primeiro crimpadas, depois forçadas em forma de U e finalmente 
forçadas em forma de O circular usando uma série de operações de prensagem a frio. 
Finalmente, a costura longitudinal é, então, soldada interna e externamente usando 
soldagem a arco submerso.
Figura 4. Manufatura de dutos soldados por arco submerso.
Fonte: adaptada de Alkazraji, 2008.
Para provar a integridade da fabricação, uma série de testes são realizados, incluindo:
 » Um teste de expansão mecânica para criar aproximadamente 1,5% de tensão. 
Isso aumenta a resistência e testa a integridade da solda.
 » Um teste hidrostático para 95% do limite de escoamento mínimo especificado.
 » Inspeção usando ensaios não destrutivos, como ultrassom, inspeção de 
partículas magnéticas ou radiografia.
14
UNIDADE I | PIPELINES
Duto soldado por espiral por arco submerso (SSAW)
Tubos com soldagem por arco submerso em espiral (SSAW) são usados para tubulações 
de diâmetro maior de 400 mm, mas o diâmetro do tubo depende do ângulo da bobina 
e da espessura da folha usada. A fabricação é feita com um rolo de aço quente que é 
desenrolado com uma série de rolos. Durante este processo de desenrolamento, a 
borda da chapa de aço é preparada para soldagem e a chapa é forçada pelos rolos em 
uma forma de bobina. Finalmente, a borda é soldada na borda posterior da bobina 
anterior usando soldagem de arco submerso. Como outros métodos de fabricação, 
as seções de tubo concluídas são testadas em água e por ensaios não destrutivos para 
verificar a integridade do cordão de solda.
15
CAPÍTULO 2
Modal dutoviário
O modal de transporte dutoviário ocorre por meio de dutos, os quais são tubulações 
responsáveis por carregar de um ponto a outro, majoritariamente, materiais fluidos 
(como gases e líquidos), seja esse transporte por intermédio de variação de pressão 
ou por gravidade. 
Este é tradicionalmente concebido e operado por empresas petrolíferas e petroquímicas, 
uma vez que essas empresas detêm os processos produtivos das duas pontas desse 
modal, podendo estas serem: exploração, exportação, importação, refino e distribuição.
Dutos têm sido utilizados para o transporte de fluidos há séculos, desde os fabricados 
de bambu na China há milhares de anos até a introdução do ferro fundido no século 19, 
o que possibilitou a manufatura de dutos pressurizados. No último século, esses dutos 
passaram a ser fabricados de aço e possibilitaram a aplicação em grandes diâmetros e 
escoamentos de grande pressão.
Trata-se de um modal bastante antigo, viabilizado na área dos equipamentos urbanos, em 
especial no fornecimento e distribuição de água à população e na captação e deposição 
de esgotos domiciliares, funções que os caracterizam até hoje por alguns autores, 
como a modalidade de maior uso em tonelagem e volume, embora suas características 
nestes campos tenham saído da pauta dos transportes para a do saneamento urbano 
(COELHO, 2009, p.25).
De acordo com Coelho (2009), as dutovias ganharam importância a partir do início da 
exploração de petróleo de forma comercial e se tornaram uma alternativa viável para 
o transporte dos derivados líquidos e gasosos, principalmente nos Estados Unidos. O 
transporte de granel sólido pelo modal dutoviário se popularizou nos anos 80, sendo 
estes o carvão mineral e o minério de ferro.
Matriz de transportes brasileira
A figura 5 mostra a matriz de transporte de diferentes países em %TKU (porcentagem de 
tonelada-quilômetro útil) movimentada por cada modal no ano de 2019. Como pode-se 
verificar, a matriz de transportes brasileira, além de desequilibrada, é majoritariamente 
rodoviária, sendo responsável por 61% do total de TKUs movimentados. Já o modal 
dutoviário é concentrado em uma fatia de 4%, diferente de países de grande extensão 
16
UNIDADE I | PIPELINES
territorial, caso dos Estados Unidos e do Canadá, também localizados no continente 
americano.
Figura 5. Matriz de transporte de diversos países em %TKU.
Fonte: ILOS, 2020.
As dutovias de destaque do Brasil são o Oleoduto São Sebastião/Paulínia, que conta 
com 226 km de extensão, o de Angra dos Reis/Caxias com 125 km; o mineroduto 
Paragominas/Barcarena que é localizado no Pará e possui extensão de 250 km; e, por 
último, o Gasoduto Brasil-Bolívia, o maior gasoduto da América Latina e elencado 
como um dos maiores do mundo, onde 2593 km de sua extensão total de 3150 km 
está localizado em território brasileiro. 
Segundo Pessoa (2016), o Brasil é um país produtor de petróleo, minério e gás natural, 
o que faz com que a implantação deste tipo de transporte seja vantajosa, porém 
dificilmente considerada devido ao alto investimento para a implementação deste sistema, 
evidenciando que o modelo de investimentos brasileiro considera majoritariamente os 
de curto prazo. O autor reitera que investimentos na malha dutoviária são necessários 
para diminuir as lacunas entre o potencial nacional de produção e o emprego de meios 
de transporte eficientes para escoar essa produção.
As estatísticas detalhadas sobre o transporte dutoviário são escassas, principalmente 
por serem uma conveniência detida principalmente pelas companhias produtoras 
de petróleo ou petroquímicas. Outra dificuldade é quantificar a extensão dos dutos 
e volumes transportados mundialmente em âmbito global, utilizando este modal. O 
que dificulta a quantificação da extensão é praticamente o emprego de vários critérios, 
como incluir ou não dutos de produção ou apenas os de transporte. Já para o volume, 
17
PIPELINES | UNIDADE I
poucos estudos são publicados fracionando a quantidade de produto transportada por 
modal, sendo a maioria deles só computando o volume de entrega final.
A Transpetro – subsidiária da Petrobrás, atua no transporte e armazenagem da 
produção da estatal, responsável por construir e operar dutos, terminais marítimos e 
embarcações de transporte de petróleo de seus derivados (COELHO, 2009) – divulgou 
em seu Relatório Anual Integrado, relativo ao ano de 2019, que possui mais de quinze 
mil quilômetros de dutovias e que foram transportados mais de 567 milhões de 
metros cúbicos movimentados em terminais e dutovias. As dutovias receberam uma 
parcela de 22% dos investimentos totais da Transpetro no ano de 2019, equivalente 
a quase duzentos milhões aplicados em melhorias para manutenção e produtividade, 
evidenciando a importância estratégica deste modal para a produção de petróleo e gás 
natural brasileira.
Sistema dutoviário
Segundo Modal (2020), o sistema dutoviário é composto de:
 » Via – Formada por tubos, geralmente metálicos, que percorrem um 
traçado pré-definido em projeto. Com certa frequência, há a necessidade 
de interromper as vias a fim de realizar bombeamento em alguma estação 
propulsora ou armazenamento em silos.
 » Veículo – O veículo é o próprio produto bombeado. Cada partícula impulsiona 
as que a antecedem, assim formando uma corrente contínua, direcionada 
pela tubulação, que é a via.
 » Terminal – Os terminais são pontos estrategicamente construídos, segundo 
normalmente as condições de mercado, destinados à armazenagem do 
produto paraque seja redistribuído por redes de dutovias menores ou por 
outros modais para o consumo ou exportação ou até mesmo para aguardar 
a demanda de mercado para ser transportado posteriormente.
 » Controle – Os equipamentos de controle são fundamentais para restringir 
a velocidade imprimida pelos mecanismos de propulsão. Desta maneira, 
evita-se que danos sejam causados por alta velocidade, que pode ocasionar 
erosão no tubo, ou por baixa velocidade, o que acarreta sedimentação do 
produto.
18
UNIDADE I | PIPELINES
Classificação dos dutos
Os dutos são classificados de três formas: pelo material que é constituído (polímero, 
aço, concreto etc.), segundo a construção ou localização em relação ao meio onde é 
instalado (terrestre, submarino, subterrâneo etc.) e pelo tipo de produto transportado 
(petróleo, gás natural, minério de ferro, água etc.). Porém, as duas últimas classificações 
são as mais empregadas e serão discorridas com maior detalhamento a seguir.
Classificação dos dutos segundo a construção
Dutos terrestres subterrâneos
Estes dutos não são visíveis em sua localização e são protegidos contra intempéries, 
e acidentes que podem ser causados por veículos pesados e máquinas agrícolas, além 
de vandalismo. Também são mais seguros contra vazamentos no caso de rupturas no 
duto, uma vez que este está protegido pelo solo, que funciona como um casulo que 
diminui a pressão de um possível vazamento e assim, este terá menos impacto ao 
meio ambiente. 
São enterrados a uma profundidade de oitenta a noventa centímetros, portanto seu 
impacto no ambiente em que está sendo instalado é pequeno. Geralmente, este tipo 
de duto é empregado para o transporte de água, esgoto, gás natural e minério. 
Figura 6. Duto subterrâneo.
Fonte: ComusConstruction, 2020.
Dutos terrestres aparentes
Os dutos deste tipo são visíveis e, assim, mais suscetíveis a vandalismo; e por não terem 
nenhuma proteção extra, são passíveis de acidentes, por isso requerem monitoramento 
frequente. Os dutos aparentes são amplamente utilizados em estações de bombeio, 
bem como nas de carregamento e descarregamento e centros de distribuição. 
19
PIPELINES | UNIDADE I
A instalação desse tipo é complexa e se torna justificável em terrenos rochosos ou 
acidentados em que não é possível o emprego de dutos subterrâneos, sendo a única 
solução viável sustentar o duto e o fixar em sapatas de concreto que são denominadas 
berço. 
Figura 7. Duto terrestre aparente.
Fonte: Minas Jr, 2020.
Dutos aéreos
Os dutos aéreos são colocados acima do nível do solo como alternativa para transpor 
vales, terrenos muito acidentados ou cursos d’água. Sua sustentação ocorre por 
intermédio de torres, geralmente metálicas, que são construídas nas extremidades 
do obstáculo e estruturas complementares são necessárias em alguns casos, dando ao 
duto uma configuração semelhante a uma ponte estaiada. 
Apesar de ser chamado aéreo, este duto possui seus terminais, junções e equipamentos 
de propulsão ligados ao solo, sendo suspenso apenas o condutor ou um trecho deste. 
O fato de estar afastado muitos metros do solo é o que justifica uma denominação 
diferente ao invés de ser chamado somente de duto aparente.
Figura 8. Duto aéreo.
Fonte: Souza, 2020.
20
UNIDADE I | PIPELINES
Dutos submarinos
A maior parte da extensão destes dutos está submersa no fundo do mar e são utilizados, 
principalmente, para o transporte de derivados do petróleo entre a plataforma de 
exploração e a costa. Não necessariamente são utilizados apenas para mares, também 
podem ser empregados para transpor rios, outro emprego destes é para atravessar 
baías ou canais que dão acesso a portos.
Figura 9. Duto submarino.
Fonte: IBDMar, 2017. 
Risers submarinos frequentemente são chamados de dutos em várias literaturas, então 
deve-se sempre atentar quando se está falando do duto em sua forma estática, que é o 
caso do pipeline, ou em sua forma dinâmica, que são as linhas submarinas. Quando se 
trata principalmente de projeto, existe uma diferença grande entre ambos, uma vez 
que risers possuem comportamento dinâmico por natureza.
Figura 10. Riser submarino.
Fonte: 4Subseas, 2020.
Classificação dos dutos segundo o produto transportado
O modal também pode ser classificado de acordo com o material transportado, conforme 
o Quadro 1. Para o transporte de cada tipo de material são necessárias diferentes bombas 
21
PIPELINES | UNIDADE I
e outros métodos de escoar a produção, além de que se deve evitar a contaminação 
entre o uso de um mesmo duto para o transporte de duas substâncias diferentes com 
finalidades diferentes. Por exemplo, um duto para transporte de derivados de petróleo 
não deve ser utilizado para o transporte de cereais.
Quadro 1. Classificação dos dutos segundo o tipo de produto transportado.
Tipo de duto Produto transportado
Oleoduto Petróleo e seus derivados. 
Poliduto ou 
alcoolduto Majoritariamente empregados no transporte de não derivados de petróleo, como álcool, 2CO 
(Dióxido de Carbono) e 3CO (Trióxido de carbono). 
gasoduto gás natural. Os gasodutos são semelhantes aos oleodutos, embora tenham suas 
particularidades, principalmente no sistema de propulsão da carga – compressores. 
Mineroduto ou 
polidutos de 
granel
Minério, cimento e cereais – o transporte destes materiais é feito por tubulações que possuem 
bombas especiais, capazes de impulsionar cargas sólidas ou em pó. Também ocorre por meio de 
um fluido portador, como a água, para o transporte do minério a média e longas distâncias ou o ar 
para o transporte de cimento e cereais a curtas distâncias. 
Carvão e resíduos sólidos – para o transporte deste tipo de carga utiliza-se o duto encapsulado, 
o qual faz uso de uma cápsula para transportar a carga por meio da tubulação impulsionada por 
um fluido portador, água ou ar.
Duto de esgoto Transporte de efluentes produzidos pelo homem e que devem ser conduzidos por canalizações 
próprias até um destino final adequado.
Duto de água Água potável: após a água ser coletada em mananciais ou fontes, esta é conduzida por meio de 
tubulações até estações onde é tratada e depois distribuída para a população, também por meio 
de tubulações. As tubulações envolvidas na coleta e distribuição são denominadas adutoras.
Fonte: adaptado de Pessoa, 2016.
No Brasil, minerodutos, gasodutos e oleodutos são os mais utilizados para o escoamento 
da produção de minério de ferro e derivados do petróleo, respectivamente. Os dutos de 
esgoto e água são utilizados, principalmente, para o tratamento de efluentes e para levar 
água potável para as residências e indústria, mas conforme mencionado anteriormente, 
estes não pertencem mais à esfera dos transportes, sendo parte do saneamento.
Regulamentação
No Brasil, a normativa aplicável aos projetos de dutos para transporte de gás combustível 
é a NBR 12.712:2002, que exclui sua aplicação para outros tipos de derivados do petróleo 
senão o citado. A normativa “fixa as condições mínimas exigíveis para o projeto, para 
a especificação de equipamentos e materiais, para a fabricação de componentes e para 
o ensaio dos sistemas de transmissão e distribuição de gás combustível por dutos” 
(PESTANA E DO ESPÍRITO SANTO, 2011).
22
UNIDADE I | PIPELINES
Uma segunda norma, também brasileira, que pode ser aplicada é a N-464 H da Petrobrás, 
intitulada “Construção, montagem e condicionamento de dutos terrestres”, que também 
fixa condições de construção, montagem, testes, condicionamento e aceitação de dutos” 
(PESTANA E DO ESPÍRITO SANTO, 2011).
É competência da Agência Nacional de Transportes Terrestres – ANTT articular-
se com entidades operadoras do transporte dutoviário para resolução de interfaces 
intermodais e organização de cadastro do sistema de dutovias do Brasil. Outros assuntos 
relacionados a dutovias são de responsabilidade da Agência Nacional do Petróleo, Gás 
Natural e Biocombustíveis – ANP (MODAL..., 2020).
Vantagens e desvantagens
Anteriormente, dutos eram utilizados majoritariamentepara o transporte de água e 
esgoto, mas atualmente são utilizados para transportar gases e óleo por longas distâncias 
pelo baixo custo se comparados com os outros modais de transporte, principalmente 
por:
 » Alta confiabilidade e pouco influenciado por fatores meteorológicos: 
os dutos subterrâneos, por exemplo, estão enterrados a profundidades 
mínimas de 80 centímetros, o que torna o transporte praticamente livre de 
riscos de vandalismo e perdas.
 » Facilidade de implantação: a rota da tubulação é condicionada apenas 
às limitações do equipamento para o lançamento, inspeção e manutenção.
 » Demanda pouca mão de obra: os custos operacionais se limitam à 
manutenção dos dutos de forma preventiva, periodicamente de forma a 
assegurar a produção, ou seja, a mão de obra especializada.
 » Produtividade: podem funcionar 24 horas por dia, sem interrupções.
 » Baixo risco de contaminação: indicados para o transporte de produtos 
perigosos e com risco de contaminação, tanto do meio ambiente quanto a 
contaminação do produto transportado por agentes externos.
 » Economia: operam com transmissão em larga escala e por longas distâncias.
23
PIPELINES | UNIDADE I
 » Custos praticamente fixos: os custos do modal não são facilmente 
suscetíveis à flutuação, sendo os gastos maiores para projeto e implantação 
do sistema.
Mas, deve-se pensar em vários fatores antes da implantação de um sistema de transporte 
dutoviário, principalmente as desvantagens deste, como:
 » Limitações de escoamento e tamanho de rota: não é indicado para 
pequenas distâncias e volumes, devido ao alto custo de implantação do 
sistema.
 » Baixa velocidade: é relativamente lento se comparado com outros 
transportes, tradicionalmente com velocidades entre 2 e 8 km/h, porém se 
torna competitivo uma vez que trabalha em período integral.
 » Baixa flexibilidade de rota: uma vez instalados, os dutos praticamente 
não possuem flexibilidade para mudança de localização, ou seja, mudar o 
ponto de início e fim da rota do duto é inviável e, às vezes, impossível. 
 » Pouca versatilidade: utilizar o mesmo duto para transportar duas 
mercadorias diferentes nem sempre é possível, mesmo que em teoria 
seja possível separar os produtos sem que estes se misturem, isto não é 
aconselhável.
 » Riscos ambientais: no caso de qualquer avaria no duto submerso, pode 
ocorrer um desastre ambiental de grandes proporções.
24
UNIDADE II
DIMENSIONAMENTO 
E MANUTENÇÃO DE 
PIPELINES
O projeto de risers e pipelines é similar em essência, diferindo apenas em alguns critérios 
de projeto e ferramentas de análise. Em geral, a concepção dessas tecnologias é composta 
de três principais fases de projeto: projeto conceitual, projeto preliminar e projeto 
detalhado. O objetivo e escopo de cada uma dessas fases varia conforme o tamanho 
do projeto e operação. Porém, os objetivos primários geralmente seguem uma mesma 
linha de raciocínio, veja a figura 11.
Figura 11. Objetivos das fases de projeto.
 
 
Projeto Detalhado
- Seleção da melhor combinação de geometria.
- Verificar adequação às normas em resistência, vibração induzida por vórtices, 
estabilidade, flambagem e instalação.
- Preparar especificações, como detalhamento de custos, processos de construção e 
comissionamento.
- Preparar a documentação necessária para a certificação.
Projeto Preliminar
- Determinar combinações de geometria.
- Selecionar o grau do material a ser utilizado.
- Verificar adequação aos requisitos de projeto e normas para instalação, 
comissionamento e operação.
Projeto Conceitual
- Estabelecer viabilidade técnica e condicionantes na concepçao e construção do 
sistema.
- Eliminar opções inviáveis.
- Identificar as informações necessárias para o projeto e construção futuros.
- Permitir a realização de exercícios básicos de custeio e agendamento.
- Identificar interfaces com outros sistemas planejados ou existentes.
Fonte: elaboração da própria autora.
25
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Pipelines são projetadas de forma a alcançar ótima configuração geométrica, e os 
parâmetros principais a serem determinados são:
 » Diâmetro interno.
 » Espessura de parede.
 » Grau do material empregado.
 » Tipo de proteção contra corrosão.
 » Espessura da camada de proteção contra a corrosão.
O processo de projeto para a otimização destes parâmetros é iterativo e resumido na 
figura 12.
Figura 12. Processo de otimização dos parâmetros das pipelines.
 
 
 
 
 
Requisitos de transporte de produto 
Proteção da linha 
Seleção de rota 
Seleção do grau do material 
Seleção da espessura da parede do 
duto 
Requisitos do processo 
Especificações de normativas 
Requisitos específicos do operador 
Instalação da linha 
Análise da tensão na linha 
Parâmetros ótimos de geometria 
Falha 
Falha 
R
eq
ui
si
to
s 
de
 p
ro
je
to
 
An
ál
is
e 
de
 p
ro
je
to
 
O
tim
iz
aç
ão
 
do
 p
ro
je
to
 
Fonte: elaboração da própria autora.
26
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Cada uma das etapas de análise de projeto possui sub-etapas a serem cumpridas, estas 
sendo definidas como:
 » Seleção do grau do material:
 › Proteção catódica.
 › Adequação ao produto.
 » Seleção de rota:
 › Minimizar comprimento da linha.
 › Minimizar vãos da linha.
 › Minimizar número de curvas.
 › Maximizar a largura.
 » Proteção da linha:
 › Revestimento concreto.
 › Abertura de valas/enterramento.
 » Análise da linha:
 › Hoop stress.
 › Tensão longitudinal equivalente.
 › Análise de vão e desprendimento de vórtices.
 › Análise de estabilidade.
 › Análise de expansão.
 › Análise de flambagem.
 › Análise de interferência.
 » Análise de instalação da linha:
 › Soldagem.
 › Propagação da flambagem.
 › Colapso hidrostático.
27
CAPÍTULO 1
Dimensionamento de pipelines
O dimensionamento, seleção de materiais e construção de pipelines são tais que atendam 
a normas e regulamentações, sendo que estas prescrevem requisitos mínimos para 
garantir a segurança de operação do sistema. 
Apesar de existirem diversas normativas a serem adotadas, dependendo da localização 
de operação e a Sociedade Classificadora escolhida, o que basicamente difere entre 
estas são os fatores de segurança. 
Normativas para o dimensionamento de pipelines
A principal vantagem de utilizar a abordagem de projeto baseado na norma é a praticidade 
para a classificação do sistema projetado. Uma vez que este foi concebido com base 
nos critérios de segurança do livro de regras, não são necessárias análises em separado 
para a certificação por parte da Sociedade Classificadora.
ASME B31
Trata-se do primeiro conjunto de normas, que em 1926 deu início à regulamentação 
para dutos pressurizados. Dentro deste conjunto, estão a B31.8, que trata da transmissão 
de gás, e a B31.4, específica para oleodutos. Ambas têm como princípio a simplificação 
do duto como um vaso de pressão, cuja tensão circunferencial é uma fração específica 
da tensão de escoamento (BAI; BAI, 2005).
Norma ISO para oleodutos
Pode ser considerada uma normativa nova, de 1996. Esta permite o uso de técnicas 
de confiabilidade estrutural para o projeto baseado no estado limite proposto por 
SUPERB (JIAO et al., 1996).
API RP1111 (1998)
O Instituto Americano de Petróleo (API) recomenda um conjunto de regras para dutos 
offshore e risers que operam com hidrocarbonetos. Também tem como base o projeto 
baseado no estado limite para assegurar níveis de segurança uniformes. Os modos de 
falha por ruptura e estouro são avaliados primeiramente independente de diâmetro 
do duto, espessura de parede e material (BAI; BAI, 2005).
28
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
DNV 
A Det Norske Veritas (DNV), especificamente DNV-OS-F101, trata de sistemas de 
pipelines submarinos. Esta considera todos os modos de falha relevantes para o projeto 
e suas potenciais consequências. Esta também é baseada em SUPERB.
Dimensionamento mecânico
O dimensionamento mecânico se inicia apósa definição da rota do duto. Alkazraji 
(2008) defende que o comprimento é um fator importante a ser considerado no projeto, 
já que dutos são geralmente extensos. Deve-se considerar também as vantagens e 
desvantagens de transporte tanto de líquidos quanto de gases. 
Para líquidos, as principais vantagens listadas por Alkazraji (2008) são a facilidade de 
inspeção por ultrassom, e maior controle de vazão. Outro ponto é que líquidos são 
considerados incompressíveis e, assim, as consequências da falha são menos críticas. 
As desvantagens principais do transporte de líquidos são a corrosão e o alto risco de 
poluição no caso de vazamentos.
No caso de gases, o mesmo autor elenca como vantagens do transporte de gases o fato 
de estes serem difusos na atmosfera no caso de rompimentos, a corrosão não é um 
grande problema e a ventilação é mais fácil. O desafio de se trabalhar com o escoamento 
de gases é que estes são compressíveis e o controle do fluxo não é fácil em comparação 
com os líquidos. As consequências da falha são maiores, e a inspeção por ultrassom é 
basicamente inviável. 
Os principais fatores que influenciam no comprimento do pipeline são a pressão de 
projeto, a perda de carga máxima tolerável, diâmetro interno, espessura de parede e 
perfil de temperatura.
Análise de diâmetro e pressão
Esta é a primeira fase do projeto de um pipeline. É nela que se verifica o modelo hidráulico 
para uma condição de operação de interesse. Ou seja, são considerados parâmetros 
como a vazão escoada, temperatura de operação, pressão desejada e o atrito viscoso 
entre o fluido e a parede do pipeline. Também deve ser verificada a perda de energia no 
sistema e seu efeito na pressão interna do duto. Com base nos resultados, o diâmetro 
da tubulação pode ser determinado.
29
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Fluxo de líquidos
A Equação de Darcy-Weisbach pode ser aplicada para o cálculo do diâmetro interno 
quando se dispõe de boas estimativas para o diâmetro e dados referentes a projetos 
anteriores. Esta leva em consideração a perda de carga friccional do fluido e pode ser 
utilizada tanto para fluidos compressíveis quanto incompressíveis. 
2
 
2f
L VD f
h g
=
onde:
 D = diâmetro do duto (m).
 f = fator de fricção.
L = comprimento do duto (m).
fh = perda de carga.
V 
2 = velocidade de escoamento (m/s).
g = aceleração da gravidade (m/s²).
A perda de carga é um fator de entrada do equacionamento, e deve ser tal conforme 
os requisitos de projeto. O fator de fricção é obtido por meio do diagrama de Moody. 
Este relaciona o fator de fricção com outros dois parâmetros: o número de Reynolds 
e a rugosidade relativa. 
O número de Reynolds ( ( ) /eR Dvρ µ= )1 é dependente do diâmetro do duto, porém este 
pode ser estimado com base em projetos anteriores. O mesmo ocorre para a rugosidade 
relativa dada por / Dε . Para dutos de aço, o valor de ε é de 0,0018 polegadas. Assim, 
para pipelines submarinos, os valores da rugosidade relativa são pequenos e deve-se 
considerar uma margem de 20% a 30% de rugosidade para uma operação de pelo menos 
dez anos (BAI; BAI, 2005).
Outra forma de se obter o fator de fricção é por equações adequadas ao regime do 
escoamento. Para o regime laminar ( 2100eR < ), o comportamento da curva de fricção 
é linear e dado por: 
64 
e
f
R
= .
1 Onde: 𝜌 é a densidade do líquido, D o diâmetro, v a velocidade do escoamento e 𝜇 a viscosidade cinemática.
30
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Para Reynolds maiores de 2100 equação de Colebrook-White é aplicada. Trata-se de 
uma equação implícita, o que requer um processo iterativo para sua solução e é válida 
para dutos lisos, como é o caso de pipelines submarinas. 
1 2,51 / 2 
3,71e
Dlog
f R f
ε 
=− + 
  
A equação compreende toda a região de transição e o regime turbulento. Estas equações 
são as utilizadas para a construção do Diagrama de Moody. 
Figura 13. Diagrama de Moody.
Fonte: (ÇENGEL, Yunus A.; CIMBALA, John M, 2014).
O valor do fator de fricção para escoamentos com altos números de Reynolds é 
fortemente dependente da rugosidade relativa (STUCKENBRUCK, 2012). Assim, a 
determinação de f é importante para o projeto de dutos e deve-se levar em consideração 
também o aumento da rugosidade com os anos de serviço e a diminuição desta ao 
serem aplicadas coberturas no interior do pipeline. 
Mohitpour, Golshan e Murray (2003) sugerem admitir valores de rugosidade absoluta 
 ε entre 15 mµ e 20 mµ para gasodutos e 20 mµ e 30 mµ para oleodutos. Os valores 
são válidos para dutos novos e sem revestimento, sendo sua deterioração considerada 
como um aumento na rugosidade de 0,7 mµ e 1,3 mµ por ano de operação. 
Revestir o pipeline com uma camada polimérica, como poliamida ou epóxi, resulta em 
um decréscimo significativo no valor da rugosidade, sendo reduzido para a faixa de 5 
mµ e 8 mµ para novos dutos e a deterioração anual de 0,2 mµ e 0,4 mµ . 
31
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Dois conceitos importantes a serem explorados são os de escoamentos hidraulicamente 
lisos e rugosos. Ambos ocorrem em regime turbulento, sendo que em um regime 
hidraulicamente liso existe uma subcamada laminar do escoamento que cobre a 
rugosidade da parede. No regime hidraulicamente rugoso, a espessura da subcamada 
é menor do que a rugosidade da parede.
Segundo Stuckenbruck (2012), as rugosidades devem ser tais que conduzam a um 
escoamento hidraulicamente liso. Diminuir desnecessariamente a rugosidade leva ao 
aumento do custo de produção, enquanto aumentá-la leva à condição de escoamento 
hidraulicamente rugoso, que requer maior custo operacional, uma vez que necessita 
de bombas com maior capacidade.
Fluxo de gases
Para o projeto de gasodutos, duas principais equações podem ser aplicadas: a de 
Weymouth e as de Panhandle. 
De um modo geral, a formulação de Weymouth é mais conservadora, e é válida para 
escoamento em estado estacionário de um escoamento completamente turbulento e 
isotérmico. Essa formulação se mostra mais eficiente para diâmetros menores de doze 
polegadas (RICE, 2016).
2 2
2,6671 2 433,5 b
b
T P PQ D E
P GLTZ
 −
= × × × × 
 
onde:
Q = vazão volumétrica (m³ por dia).
bT = temperatura base (ºR).
bP = pressão base (psia).
2 2
2,6671 2 433,5 b
b
T P PQ D E
P GLTZ
 −
= × × × × 
 
 = pressão entrada (psia).
2 2
2,6671 2 433,5 b
b
T P PQ D E
P GLTZ
 −
= × × × × 
 
 = pressão saída (psia).
G = densidade relativa do gás (ar = 1).
L = comprimento da linha (milhas).
T = temperatura do gás (ºR).
Z = compressibilidade média do gás.
D = diâmetro do duto (in).
32
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
E = fator de eficiência.
 › 1 E = para dutos novos, sem flexões, ou mudanças de diâmetro.
 › 0,95E = para dutos em boas condições de operação, tipicamente durante 
os primeiros 12-28 meses.
 › 0,92E = para condições normais de operação.
 › 0,85E = para condições desfavoráveis de operação.
A equação de Weymouth é aplicada no cálculo de vazão e queda de pressão em dutos 
horizontais. Para dutos ligeiramente inclinados, a mudança de elevação é compensada 
simplesmente pela adição de coluna de gás às perdas de pressão (AKINADE, 2015).
Uma segunda formulação é a Panhandle A, ideal para dutos com diâmetros menores 
de dezesseis polegadas e com pressões de operação entre 800 psia e 1500 psia. A faixa 
de número de Reynolds adequada para aplicação da equação é entre 44 10× e 74 10×
(RICE, 2016).
( ) 0,53942
2 12 2
1,0788 1 2
2,6182
0,8539
0,0375
 
 435,87
m
b m
b m m
G h h P
P P
T Tm ZQ D E
P G L T Z
 × × − ×
− −   × = × × × ×      
 
onde:
Q = vazão volumétrica (m³ por dia).
bT = temperatura base (ºR).
bP = pressão base (psia).
2 2
2,6671 2 433,5 b
b
T P PQ D E
P GLTZ
 −
= × × × × 
 
= pressão entrada (psia).
2 2
2,6671 2 433,5 b
b
T P PQ D E
P GLTZ
 −
= × × × × 
 
 = pressãosaída (psia).
( ) 0,53942
2 12 2
1,0788 1 2
2,6182
0,8539
0,0375
 
 435,87
m
b m
b m m
G h h P
P P
T Tm ZQ D E
P G L T Z
 × × − ×
− −   × = × × × ×      
 
 = pressão média(psia), dada por:
1 2
1 2
1 2
2 
3m
P PP P P
P P
 ×
= + − + 
G = densidade relativa do gás (ar = 1).
L = comprimento da linha (milhas).
mT = temperatura média do gás (ºR).
( ) 0,53942
2 12 2
1,0788 1 2
2,6182
0,8539
0,0375
 
 435,87
m
b m
b m m
G h h P
P P
T Tm ZQ D E
P G L T Z
 × × − ×
− −   × = × × × ×      
 
33
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
mZ = compressibilidade média do gás.
D = diâmetro do duto (in).
E = fator de eficiência:
 › 1 E = para dutos novos, sem flexões, ou mudanças de diâmetro.
 › 0,95E = para dutos em boas condições de operação, tipicamente durante 
os primeiros 12-28 meses.
 › 0,92E = para condições normais de operação.
 › 0,85E = para condições desfavoráveis de operação.
A terceira equação é a Panhandle B. Ideal para altas pressões, estas acima de 1000 psia e 
diâmetros maiores de trinta e seis polegadas. A faixa de número de Reynolds adequada 
para a aplicação da equação é entre 54 10× e 74 10× (RICE, 2016).
( ) 0,512
2 12 2
1,02 1 2
2,53
0,961
0,0375
 
 737
m
b m
b m m
G h h P
P P
T Tm ZQ D E
P G L T Z
 × × − ×
− −   × = × × × ×      
 
onde:
Q = vazão volumétrica (m³ por dia).
bT = temperatura base (ºR).
bP = pressão base (psia).
1P = pressão entrada (psia).
2P = pressão saída (psia).
mP = pressão média(psia), dada por:
1 2
1 2
1 2
2 
3m
P PP P P
P P
 ×
= + − +  ;
G = densidade relativa do gás (ar = 1).
L = comprimento da linha (milhas).
mT = temperatura média do gás (ºR).
mZ = compressibilidade média do gás.
D = diâmetro do duto (in).
34
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
E = fator de eficiência:
 › 1 E = para dutos novos, sem flexões, ou mudanças de diâmetro.
 › 0,95E = para dutos em boas condições de operação, tipicamente durante 
os primeiros 12-28 meses.
 › 0,92E = para condições normais de operação.
 › 0,85E = para condições desfavoráveis de operação.
As equações de Panhandle aproximam os valores de fricção, baseando-se em valores 
operacionais de dutos de transmissão de grandes comprimentos. Além disso, as equações 
retornam valores muito baixos quando o número de Reynolds está abaixo da faixa de 
aplicação e muito altos para Reynolds acima desta mesma faixa. Caso a eficiência seja 
desconhecida, é recomendável adotar os valores de 0,9 para a Panhandle A e 0,88 para 
a Panhandle B (RICE, 2016).
Abordagem com base na vazão
Outra forma, mais simples e adequada para uma primeira aproximação, é a avaliação 
da equação da vazão resolvida para o diâmetro. 
4 QD
Vπ
=
onde:
 D = diâmetro do duto (m).
V = velocidade de escoamento (m/s).
Q = vazão volumétrica (m³/s).
O processo de projeto é iterativo, ou seja, o diâmetro é ajustado a cada iteração até 
a convergência a uma resposta que atenda aos critérios da normativa e do projeto. 
Segundo Bai (2001), após o cálculo do diâmetro deve-se adotar um valor comercial 
imediatamente maior do que o calculado. 
Determinação da espessura de parede
Após a determinação do diâmetro interno e da pressão de operação, é necessário 
calcular a espessura de parede mínima para que o duto contenha o escoamento com 
segurança. Esta formulação está presente em muitos dos livros de regra das Sociedades 
35
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Classificadoras, sendo alterados apenas parâmetros como o fator de segurança e a 
margem de corrosão. 
O equacionamento adotado para determinar tanto a tensão axial quanto circunferencial 
tem como base o equilíbrio de forças de equilíbrio vertical e horizontal do duto.
Tensão circunferencial (“hoop stress”)
Considere a figura 14. A uma profundidade L, uma força F tangencial é criada nas 
paredes do duto por resultado da ação da pressão interna P no duto. Por equilíbrio de 
forças, a força F resultante é igual a PDL/2. A área onde essa força é aplicada pode ser 
dada pelo produto entre a espessura do duto t e L.
Figura 14. Tensão circunferencial em um duto. 
Fonte: elaboração da própria autora.
A tensão circunferencial ( hσ ) é dada pela razão da força F com a área A. 
 
2h
PD
t
σ =
onde:
P = pressão interna ( / ²N mm ).
D = diâmetro externo ( mm ).
t = espessura de parede ( mm ).
hσ = tensão circunferencial ( Pa ).
As normativas estipulam que a tensão circunferencial deve ser tal que corresponda 
a uma parcela da tensão de escoamento do material do qual o duto é fabricado. Ou 
seja, a tensão circunferencial de operação do duto deve ser menor do que a tensão 
de escoamento do material, obedecendo um intervalo de segurança estipulado pela 
Sociedade Classificadora.
36
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Assim, por exemplo, a equação dada pela ASME (B31.8 1992), para gasodutos, é tal que:
2 StP FET
D
=
onde:
P = pressão interna ( / ²N mm ).
D = diâmetro externo ( mm ).
t = espessura de parede ( mm ).
S = tensão de escoamento mínima especificada ( MPa ).
F = fator de projeto (normalmente adotado 0,8).
E = fator da junção (Quadro 2).
T = fator de redução de temperatura (Quadro 3). 
A equação da mesma normativa para oleodutos não considera a redução de temperatura. 
Assim, a formulação da ASME (B31.4 1992) para gasodutos é dada por:
2 StP FE
D
=
onde:
P = pressão interna ( / ²N mm ).
D = diâmetro externo ( mm ).
t = espessura de parede ( mm ).
S = tensão de escoamento mínima especificada ( MPa ).
F = fator de projeto (normalmente adotado 0,72).
E = fator da junção (Quadro 2). 
Os fatores E e T são tabelados. Os valores presentes na documentação da CSA e da 
ASME são dados nos Quadros 2 e 3, abaixo. Vale a pena ressaltar que cada normativa 
possui os próprios fatores para o cálculo da espessura. 
37
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Quadro 2. Fator de junção longitudinal ( E ) para as normativas CSA e ASME.
Tipo de duto
Fator de junção longitudinal ( E )
ASME B31.4 e B31.8
Sem costura 1,00
Soldado por resistência 1,00
Soldado por indução 1,00
Soldado por fusão a arco 0,80
Soldado por fusão 0,80 - 1,00¹
Soldado por arco submerso 1,00
Soldado por arco submerso em espiral 0,80
¹ O valor depende da classificação do material. 
Fonte: adaptado de Mohitpour, 2003.
Se a tubulação for operar sob temperaturas extremas, sendo estas altas ou baixas, as 
propriedades do material se alteram e as mudanças afetarão as condições operacionais, 
portanto, devem ser levadas em consideração. As principais propriedades a serem 
verificadas são a resistência e a tenacidade à fratura nessas condições de operação. O 
código B31.8 fornece fatores de redução de temperatura em diferentes temperaturas 
operacionais acima de 120ºC, uma vez que a resistência ao escoamento será afetada. 
Sob temperaturas extremamente baixas, as propriedades de tenacidade do aço mudam, 
portanto, operar abaixo da temperatura de transição frágil-dúctil do material aumentaria 
o risco de falha devido à fratura frágil. 
A espessura calculada por estas formulações é a nominal. Deve-se adicionar uma 
tolerância à corrosão, que se trata de um valor, em milímetros, a ser adicionado à 
espessura nominal do duto. Novamente, este valor de tolerância varia conforme a 
normativa adotada, o material de fabricação do duto e a localização deste.
Quadro 3. Fator de redução da temperatura (T ) para as normativas CSA e ASME.
Temperatura (ºC)
Fator de temperatura (T )
ASME B31.8 ASME B31.4
> 120 1,00
150 0,97
180 0,93
200 0,91
230 0,87
>30 1,00
<120 1,00
Fonte: adaptado de Mohitpour, 2003.
38
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Para o caso específico de dutos submarinos, é necessário garantir que a espessura seja 
suficiente para evitar colapsos de origem hidrostática. Ou seja, são contabilizadas tanto 
apressão interna quanto externa nos cálculos. 
( ) 
2
i e
min
p p D
t CA
FSET
−
= +
onde:
ip = pressão interna ( / ²N mm ).
ep = pressão externa ( / ²N mm ).
D = diâmetro externo ( mm ).
t = espessura de parede ( mm ).
S = tensão de escoamento mínima especificada ( MPa ).
F = fator de projeto (normalmente adotado 0,8).
E = fator da junção (Quadro 2).
T = fator de redução de temperatura (Quadro 3).
CA = tolerância à corrosão ( mm ).
Deve-se sempre selecionar como espessura de projeto o valor comercial imediatamente 
superior ao calculado (BAI, 2005). Geralmente as espessuras de chapa de metais, como 
o aço, são dadas em polegadas. Como as expressões utilizam diferentes sistemas de 
unidades, atenção nas conversões é fundamental. 
Quando as parcelas que compõem o fator de segurança são desconhecidas, podem ser 
utilizados valores usuais, assim o fator de segurança FS é equacionado como a razão 
entre a tensão circunferencial e a tensão de escoamento do material e este deve ser 
menor do que 1.
 1hFS
S
σ
= <
onde:
FS = fator de segurança.
hσ = tensão circunferencial ( Pa ).
S = tensão de escoamento mínima especificada ( MPa ).
39
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
A ASME elenca valores do fator de projeto, de junta e de redução de temperatura 
contabilizados juntos. Estes valores podem ser utilizados tanto quando não se conhece 
o valor de cada uma dessas parcelas, quanto para se verificar os resultados de tensão 
obtidos. 
Quadro 4. Fatores de projeto de diferentes normativas.
Tipo de tensão Risers e dutos de plataforma Duto em solo marinho
ASME B31.4
Tensão circunferencial 0,60 0,72
Tensão longitudinal 0,80 0,80
Tensão combinada 0,90 0,90
ASME B31.8
Tensão circunferencial 0,50 0,72
Tensão longitudinal 0,80 0,80
Tensão combinada 0,90 0,90
Fonte: Alkazraji, 2008.
Seleção do grau de material
A seleção do material adequado é crucial, tanto por questão de custo de produção quanto 
para assegurar que o duto suportará as cargas que lhes são impostas sem escoar e seja 
resistente à fratura. Além destes pontos, o material deve possuir boa soldabilidade. 
Geralmente, são adotados materiais que seguem especificações de normativas como a 
American Petroleum Institute (API) Standard, o API 5L ou então os padrões europeus como 
os presentes na EN10208-2. Os quadros 5 e 6, abaixo, mostram a gama de materiais 
disponíveis para ambas as especificações e os valores de tensão de escoamento mínima 
especificada (SMYS) e a tensão última (UTS/SMTS).
Quadro 5. Especificação de material segundo API 5L.
Grau
EN 10208-2
Tensão de escoamento
(N/mm²)
Tensão última
(N/mm²)
grau A 207 331
grau B 241 413
X42 289 413
X46 317 434
40
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
X52 358 455
X56 386 489
X60 413 517
X65 448 530
X70 482 565
X80 551 620
Fonte: adaptado de Alkazraji, 2008.
Outra propriedade de material que deve ser verificada é a tenacidade à fratura. Esta 
propriedade é definida como a resistência de um material à propagação de trincas. Para 
o caso dos pipelines, tanto terrestres quanto submarinos, estes devem ser constituídos 
de material com tenacidade adequada. Se uma tubulação fosse feita de material de 
baixa tenacidade, haveria risco de fratura frágil e não seria capaz de tolerar rachaduras. 
Quanto mais tenaz for o material, maior será a trinca que pode ser resistida. 
Quadro 6. Especificação de material segundo EN 10208-2.
Grau EN 10208-2
Tensão de escoamento
(N/mm²)
Tensão última
(N/mm²)
L245 245 415
L290 290 415
L360 360 460
L415 415 520
L450 450 535
L485 485 570
L555 555 625
Fonte: adaptado de Alkazraji, 2008.
Os principais fatores que afetam o nível de tenacidade incluem temperatura operacional, 
geometria e tensão operacional. Consequentemente, operar em níveis de tensão mais 
altos requer material de maior tenacidade, enquanto operar em níveis de tensão mais 
baixos permite níveis de tenacidade mais baixos. Especificações de materiais como 
API 5L fornecem recomendações sobre requisitos mínimos de tenacidade. Além disso, 
códigos como o ASME B31.8 recomendam métodos de controle de fratura considerando 
a aparência da fratura em espécimes Charpy de tamanho real.
41
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Revestimento do duto
Para prevenir a ocorrência de corrosão no pipeline, duas principais formas de proteção 
externa são empregadas: revestimentos e proteção catódica. Sempre é preferível aplicar 
um revestimento do duto e fazer da proteção catódica um sistema de apoio.
A corrosão geralmente ocorre no local dos defeitos de revestimento, onde a umidade 
ganha acesso à superfície do tubo. Se o sistema de proteção catódica não for eficaz o 
suficiente, ocorrerá corrosão. Outras fontes de corrosão incluem onde o revestimento 
começou a formar pontos de retenção de umidade, esta permanece entre a superfície 
do tubo e o revestimento. 
O revestimento da tubulação deve ter várias características, tais como:
 » Estabilidade térmica (não se deforma sob altas temperaturas de operação).
 » Impermeabilidade à água e umidade.
 » Estabilidade química (não se degrada devido à reação química com o solo 
e arredores).
 » Manutenção fácil.
 » Econômico.
Os principais tipos de revestimento para dutos onshore são: Esmalte de alcatrão de 
hulha (coal-tar enamel), asfaltos, polietileno, revestimentos epóxi FBE (Fusion Bonded 
Epoxy) ou fitas laminadas aplicadas a frio. Já para o caso dos pipelines submarinos, são 
aplicados os revestimentos epóxi FBE, polipropileno e Esmalte de alcatrão de hulha 
(coal-tar enamel). 
Em relação a custos, o FBE e o polietileno possuem maior custo relativo, enquanto 
os revestimentos betuminosos, asfálticos e o esmalte de alcatrão de hulha possuem 
médio custo. Os revestimentos mais baratos são os de fita.
Esses métodos de revestimento serão detalhados a seguir. 
Esmalte de alcatrão de hulha (coal-tar enamel)
Revestimentos betuminosos e de esmalte de alcatrão de hulha são utilizados, 
principalmente, em dutos mais antigos. A aplicação é feita envolvendo tecido de 
42
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
fibra de vidro ao redor da circunferência do duto e saturando o revestimento com 
uma mistura fundida de betume ou alcatrão de hulha.
As principais desvantagens desse tipo de revestimento são:
 » É sensível a mudanças de temperatura.
 » É suscetível a rachaduras devido ao estresse do solo.
 » O descolamento do revestimento ocorre devido a danos por impacto ou 
por má preparação da superfície do tubo.
Fitas de revestimento
Fitas de revestimento são utilizadas para reparar seções de duto que possuem defeitos 
no revestimento original. Os tipos mais comuns de fita são aplicados a quente, que 
consistem em um tecido revestido com betume, este é aplicado ao redor da circunferência 
do duto e aquecido. Uma forma alternativa é a aplicação de fitas a frio, fabricadas em 
polietileno e com uma camada de adesivo. 
Trata-se de um método relativamente barato, mas sua principal desvantagem é a 
intolerância a altas temperaturas de operação e é suscetível a tensões do solo. 
Revestimentos plásticos termoencolhíveis
Tratam-se de folhas ou mangas plásticas sensíveis ao calor. A aplicação consiste em 
posicionar as folhas ao redor do duto e aquecê-las com um maçarico. O calor faz 
com que o plástico encolha contra a superfície do duto. É um método empregado 
principalmente em dutos de pequenos diâmetros, geralmente em juntas.
Revestimento de epóxi FBE
O revestimento do tipo epóxi FBE (sigla para fusion-bonded epoxy) é atualmente um dos 
mais confiáveis e é frequentemente utilizado por empresas que possuem dutovias. Este 
tipo de proteção é geralmente aplicado durante a etapa de manufatura, porém também 
pode ser aplicado após a instalação, em áreas danificadas, como juntas, por exemplo. 
O processo de união do revestimento com o duto se inicia com a preparação da superfície 
e aquecimento desta antes da aplicação do pó de epóxi. As partículasde epóxi derretem 
e formam a camada protetora depois de revenida. Essa forma de revestir é resistente a 
defeitos, delaminação e pode ser aplicada em dutos que operam em altas temperaturas. 
43
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Revestimento de polietileno
Os revestimentos de polietileno são aplicados na etapa de manufatura, de duas formas: 
com a camada de polietileno sendo extrudada ao redor do duto ou, então, o revestimento 
é adesivado ao redor do duto. Quando se faz a extrusão do polietileno, aplica-se um 
primer de epóxi, seguido de adesivo e uma ou duas camadas de polietileno. A tolerância 
de temperatura não é alta como a do revestimento de epóxi FEB, já que essa resistência 
é limitada pelo material o qual o adesivo é fabricado.
Proteção do duto
Áreas que geralmente necessitam de proteção para pipelines submarinos são onde 
existe grande atividade de transporte marítimo. Uma manta de concreto geralmente 
é empregada nesses casos, sendo constituída por blocos de concreto unidos por aço 
ou material sintético. Os blocos de concreto são cobertos com almofadas especiais 
para evitar que a tubulação seja danificada. Esse conjunto fornece empuxo negativo e 
previne a flutuação do duto até a superfície. Além disso, o concreto funciona como uma 
proteção contra impactos durante a operação, sendo estes causados por equipamentos 
de navios e barcos, como âncoras e redes de arrasto. Outra forma de proteção adicional 
é enterrar o duto para, então, cobrir com a manta de concreto.
Figura 15. Duto com manta de concreto.
Fonte: Subsea Protection Systems, 2020.
Proteção catódica
Existem dois principais métodos de proteção catódica: o de sistema de proteção por 
sacrifício e sistema de proteção por corrente impressa.
44
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Para que a corrosão ocorra, devem existir dois elementos: o ânodo e o cátodo. Quando 
ocorre uma diferença de potencial entre o ânodo e o cátodo, e eles são conectados com 
um eletrólito, existem condições para formar uma pilha de corrosão. Uma vez que esta 
pilha é formada, a corrente flui do ânodo através do eletrólito para a área catódica. 
O cátodo é responsável por fazer com que a corrente flua para o metal. A corrosão 
ocorre apenas no local do ânodo onde o ferro forma íons metálicos que reagem com a 
umidade circundante, formando ferrugem. No caso dos dutos, o solo ou a água salgada 
são os eletrólitos responsáveis pela corrosão.
A taxa de corrosão em uma célula de corrosão depende da diferença de potencial entre 
o ânodo e o cátodo. Relacionando isso aos dutos, os fatores que afetam a probabilidade 
de ocorrência de uma célula de corrosão são:
 » Variações no eletrólito (no solo).
 » Condições anaeróbicas ou aeróbicas do solo (solos anaeróbicos tendem a 
formar ânodos, enquanto as áreas aeróbias formam o cátodo).
 » Dutos com regiões fabricadas de metais diferentes (referência deve ser feita 
para o potencial natural de diferentes metais usando a série galvânica). Se dois 
metais diferentes estiverem conectados diretamente em um eletrólito, o metal 
com o potencial natural negativo mais baixo irá corroer preferencialmente. 
Sistema de proteção por sacrifício
O princípio básico do sistema de proteção por sacrifício é o estudo do potencial natural 
dos metais. A proteção ocorre pela introdução de um outro metal no eletrólito e este 
irá corroer ao invés do duto (tomará o lugar do ânodo). Este metal inserido no sistema 
leva o nome de ânodo de sacrifício. Os ânodos de sacrifício mais utilizados incluem 
blocos de magnésio fixados ao longo do duto e estes sofrem a corrosão no lugar da 
superfície da tubulação.
Sistema de proteção por corrente impressa
O sistema de proteção baseado em corrente impressa é geralmente empregado em 
pipelines muito longos e utiliza eletricidade e um transformador para aplicar corrente 
contínua entre o ânodo e o cátodo. A corrente externa garante que a superfície do 
duto seja sempre o cátodo do sistema. As duas principais medições desse sistema são 
os potenciais “on” e “off”, tomando como referência um eletrodo de sulfato de cobre.
45
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Sempre que possível, é importante medir o potencial na superfície do duto e, 
consequentemente, medições de potencial “off” são tomadas. Este processo é conhecido 
como interrupção síncrona. Quando isso não for possível, o que pode ser o caso em 
sistemas de proteção mais antigos, as medições de potencial devem ser tomadas na 
superfície usando medições de potencial “on”.
Algumas normativas, como é o caso da NACE (National Association of Corrosion Engineers), 
recomendam que para um sistema de proteção catódica a medição “off” ao longo do duto 
deve ser mantida entre um intervalo de -850mV e 1200mV. Quando os potenciais “off” 
não podem ser medidos, o potencial “on” medido não deve ser maior do que -1250mV.
46
CAPÍTULO 2
Manutenção de pipelines
Otimizar os custos de manutenção para operadores de dutos é importante, e possui o 
objetivo de prevenir falhas, manter altos padrões de integridade de dutos e maximizar 
a segurança. Embora seja amplamente compreendido na indústria de dutos que a 
causa mais comum de falha são danos de terceiros, estas também podem ocorrer como 
resultado de defeitos nos tubos.
Um defeito é definido como algo que afeta a integridade estrutural de um pipeline e 
pode ter diferentes causas. A avaliação de defeitos é apenas parte de uma estratégia geral 
de integridade e gerenciamento de dutos, que visa estender a vida útil do sistema com 
segurança, visando economia. Uma estratégia de integridade e gerenciamento envolve 
inspeção de dutos, avaliação de riscos, avaliação de defeitos, operação e manutenção e, 
finalmente, reparo. Existem vários códigos que fornecem orientações sobre a avaliação 
ou classificação de defeitos em oleodutos e gasodutos. Entre estes, pode-se destacar os 
códigos ASME (B31.4, B31.8 e B31.G), API (579 e 1156), BS 7910 e DNV.
Os defeitos a serem considerados incluem: corrosão sob tensão, corrosão interna e 
externa, gouge, defeito de fabricação, craqueamento induzido por hidrogênio, defeitos 
em solda. Muitas vezes, não existem métodos de inspeção capazes de identificar todos 
estes defeitos, então deve-se considerar para a manutenção periódica as informações 
disponíveis sobre o sistema em operação. Em particular: o tempo de operação do duto, 
bem como as condições em que este opera, o tipo de duto e o método de fabricação 
(por exemplo, tubos sem costura ao longo do tempo se tornam suscetíveis a inclusões 
e laminações.
Ao avaliar os efeitos de outras cargas, como operação em alta temperatura, movimento 
do solo ou atividade sísmica, uma modelagem detalhada das cargas pode ser necessária. 
Nestes casos, o uso da análise de elementos finitos é uma abordagem mais apropriada.
Falhas por corrosão
Os dois principais mecanismos de falha em dutos são o vazamento e a corrosão, ambos 
causados pela corrosão. O vazamento é caracterizado por uma perda relativamente 
pequena de produto, tratando-se de um modo de falha menor e mais simples do que 
a ruptura. Na ruptura, defeitos maiores resultam em falhas caracterizadas por uma 
liberação repentina de pressão que pode causar propagação de trincas. Devido à 
plasticidade do aço, a maioria dos dutos falha e como resultado se tem um vazamento. 
47
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
No entanto, em alguns casos, dependendo das propriedades do aço, este pode se romper 
em um modo frágil, causando fraturas de grande extensão. 
Existem vários códigos disponíveis que fornecem orientação sobre a avaliação das 
características de corrosão antes da falha. Estes podem ser divididos em duas abordagens 
principais: os métodos de “área efetiva”, que são mais antigos, e os métodos “baseados na 
Tensão Última (UTS)”, mais novos. Os métodos de área efetiva assumem que a perda 
de resistência devido à corrosão é proporcional ao comprimento axial da corrosão aolongo do tubo. Os métodos baseados em UTS assumem que a resistência à tração final 
do material controla a propagação de um defeito de corrosão.
Tanto a área efetiva quanto os métodos baseados em UTS presumem que os defeitos 
de corrosão são sem corte e que o material falha por plasticidade. A suposição é que 
qualquer defeito de corrosão falhará quando a tensão no tubo atingir a “tensão de fluxo” 
do material. A tensão de fluxo é um valor entre a tensão de escoamento e a resistência 
à tração final do material.
Métodos de área efetiva
O termo área efetiva diz respeito à quantidade de perda de metal no duto e assume 
que a perda de resistência devido à corrosão é proporcional ao comprimento axial da 
corrosão ao longo do duto.
O primeiro método de verificação com base na área efetiva é o dado pela ASME B31.G, 
de caráter mais conservador e que aproxima a corrosão como tendo perfil parabólico. 
Para este caso, a tensão de fluxo é considerada como sendo 10% maior do que a tensão 
de escoamento do material e o pico de profundidade da corrosão é menos de 80% da 
espessura nominal de parede do duto. 
Um segundo método de cálculo é menos conservador em relação ao primeiro. É 
denominado o critério RSTRENG e foi validado com base em ensaios de ruptura e 
em defeitos reais em tubulações. As principais diferenças entre os dois métodos estão 
na consideração da forma da área corroída. Estima-se que a área corresponde a 85% 
da profundidade do pico de corrosão.
A equação do método RSTRENG é dada por: 
( )
( )( )
1 0,85 /
1 0,85 / 1/
f d t
d t M
σ
σ
−
=
−
48
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
onde:
fσ = tensão de falha (MPa); 
σ = tensão de fluxo, dada por 1 0 escoamento ksiσ σ= + ou 68,95 escoamento MPaσ σ= + (MPa);
d = profundidade do pico de corrosão (mm);
t = espessura nominal do duto (mm);
M = fator de dilatação (fator Folias), dado por:
Se 2 / 50L Dt≤ , então 
1/22
2 2
 1 0,6275 0,003375L LM
Dt Dt
  
 = + −      
Se 2 / 50L Dt > , então: 
2
 0,032 3,3LM
Dt
 
= + 
 
onde: 
L = comprimento da área corroída.
D = diâmetro externo do duto.
t = espessura nominal de parede do duto. 
Métodos com base na tensão última (métodos UTS)
Diferente dos métodos de área efetiva, os métodos UTS levam em consideração que 
as falhas são controladas pela tensão última do material e também contabilizam outras 
condições de carga, como compressão axial. Dentre estes métodos, o DNV-RP-101 é 
um dos mais conhecidos e aplicados na indústria.
DNV-RP-F101 é dividido em duas abordagens principais de avaliação para a corrosão 
simples, interativa e complexa. A primeira parte do cálculo tem as incertezas de precisão 
das diferentes ferramentas de inspeção, portanto, uma série de fatores de segurança 
são incluídos na equação para calcular a pressão de falha. A segunda parte emprega a 
mesma equação para pressão de falha, mas tem uma abordagem mais simples usando 
um formato de “projeto de tensão admissível”. A pressão de falha de corrosão é, então, 
multiplicada por um fator de segurança para obter a pressão de operação segura e, 
portanto, as incertezas no dimensionamento ficam a critério do projetista.
49
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
A primeira parte do cálculo é tal como dada pela equação:
( )
( )( )
1 /2 
1 /
u
f
d ttfP
D t d tQ
−
=
− −
onde: 
fP = pressão de falha por corrosão (MPa).
t = espessura nominal de parede (mm).
uf = tensão última (MPa).
D = diâmetro externo (mm).
d = profundidade do pico de corrosão (mm).
Q = fator Folias, dado por:
2 1 0,31( / )Q L Dt= +
onde: L = comprimento da área corroída.
Em seguida, é aplicado o fator de segurança F , este é dado como a multiplicação do 
fator de modelagem 1 0,90F = e o fator de projeto do duto 2F . 
 swp fP FP=
onde:
swfP = pressão de operação segura (MPa).
F = fator de segurança.
 fP = pressão de falha por corrosão (MPa).
Isto é uma forma de garantir uma segurança adicional ao projeto, fazendo com que a 
pressão de operação seja menor do que a pressão de falha por corrosão. 
No desenvolvimento de uma estratégia de gerenciamento de corrosão, é essencial 
determinar se o crescimento da corrosão está ocorrendo ao longo da rota do duto. 
Isso só pode ser alcançado por meio de inspeções repetidas ou do uso de cupons de 
corrosão colocados ao lado do tubo. Os benefícios de entender as taxas de corrosão são 
que elas permitem ao operador priorizar reparos, estabelecer intervalos de inspeção 
e predizer futuras datas de reparo.
50
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Distorção do duto
Outro tipo comum de defeito é a distorção do perfil (amassados e protuberâncias). A 
importância desses recursos é que eles aumentam a concentração de tensão e, portanto, 
reduzem a resistência à ruptura de um tubo. As duas abordagens principais ao avaliar 
a significância de amassados são a estática e a dinâmica. 
A abordagem estática leva em consideração que a severidade da distorção de perfil 
é baseada apenas no tamanho da falha. A maioria das normativas estipula limites 
para amassados no duto em função de uma porcentagem do diâmetro e conforme é 
a configuração do defeito (se está associado com o cordão de solda, corrosão, trincas 
ou gouges). 
Por sua vez, a abordagem dinâmica utiliza as curvas S-N para determinar a vida em 
fadiga do duto com base na profundidade da falha e é mais complexa do que a análise 
estática. A profundidade das distorções de perfil varia conforme as condições de pressão 
interna empregada, o que resulta em flutuações na tensão da região do defeito; e caso 
a carga de fadiga seja grande o suficiente, o amassado pode levar à falha do sistema. 
Um método comum para estimar a vida útil de fadiga de aços é por meio da curva S 
– N básica, exibindo a faixa de tensão versus número de ciclos. Esta abordagem tem 
sido utilizada na indústria de dutos, aplicando a curva S – N e relacionando isso com o 
aumento da concentração de tensão devido ao amassado. As principais normativas que 
são empregadas para essa análise são a DIN 2413 e a PD 5500, nenhuma de acesso livre.
Falhas por rachaduras
A maioria dos novos aços para dutos possuem maior tenacidade e são capazes de 
suportar defeitos críticos de tamanhos maiores. As áreas suscetíveis a rachaduras são 
a solda de costura ou solda circunferencial, particularmente em material de solda de 
baixa tenacidade. Atualmente, as melhores maneiras de detectar rachaduras em uma 
tubulação são por inspeção, usando ultrassom ou ferramentas especiais de detecção de 
rachaduras ou, alternativamente, escavação e testes não destrutivos usando ultrassom 
ou inspeção por partículas magnéticas. O quadro 7 mostra as principais tecnologias 
usadas em toda a indústria de dutos para detectar defeitos semelhantes a trincas.
51
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
Quadro 7. Métodos de inspeção e capacidade de detecção de trincas. 
Método de inspeção Capacidade de detecção de trinca
Inspeção magnética Trincas em cordões de solda e corrosão.
Inspeção por ultrassom Trincas e delaminação.
Inspeção transversal de campo Defeitos na costura, similar ao MFL (Magnetic Flux Leakage).
Corrente parasita Trincas axiais.
Fonte: Alkazraji, 2008.
Monitoramento dos dutos
Os objetivos principais do monitoramento são encontrar áreas com danos no 
revestimento e verificar áreas onde a proteção catódica é ineficiente. Em geral, são 
atividades feitas por equipamentos especializados, no caso de dutos offshore, os principais 
métodos de monitoramento são scanners, aplicação de veículos operados remotamente 
(ROV), inspeção visual por mergulhadores e ferramentas inteligentes de inspeção.
A partir destes, podem ser encontrados defeitos que comprometam a operação e a 
segurança dos dutos submarinos. Vale ressaltar que o emprego de cada técnica depende 
de diversos fatores, como local de instalação (profundidade, acesso, distância da costa) 
e o custo. 
Ho,El-Borgi, Patil e Song (2019) revisam os principais métodos de inspeção e 
monitoramento para pipelines submarinos. Os autores concluem que a utilização 
de veículos ROV é justificável em áreas de difícil acesso e são mais acurados do que 
mergulhadores, por exemplo, uma vez que o olho humano pode “deixar passar” um 
defeito e seu custo é mínimo se comparado com os prejuízos causados caso o pipeline 
falhe. 
Os mesmos autores defendem que sistemas de monitoramento instalados ao longo 
do duto se tornam vantajosos em comparação a inspeções periódicas. Isso se dá, 
principalmente, por proverem informações contínuas e fornecerem uma vigilância 
constante para danos potenciais, mesmo sendo informações menos detalhadas se 
comparadas às inspeções.
52
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Métodos de reparo
Um reparo de tubulação deve fornecer suporte estrutural e, quando aplicável, conter a 
pressão interna. Atualmente, existem vários tipos de reparo usados em toda a indústria 
de dutos, mas eles podem ser amplamente categorizados em dois tipos principais: 
reparos permanentes e reparos temporários.
Reparo temporário 
Consiste de duas metades de uma casca cilíndrica, as quais são aparafusadas e cobrem 
a área danificada do pipeline, como uma braçadeira. Esse é um reparo temporário para 
vazamentos e deve ser substituído por um método mais efetivo em até um ano. 
Reparo de dupla calha com enchimento
O reparo por manga de epóxi consiste em duas meias cascas posicionadas ao redor do 
diâmetro do duto. As extremidades são seladas com uma mistura betuminosa e a casca 
é preenchida com epóxi, aplicado de forma a selar o interior da casca. Quando o epóxi 
cura, forma um material de alta rigidez que previne maiores deformações no duto. 
Operação de parada e desvio offshore
É um método de reparo para grandes vazamentos quando não é possível se utilizar 
de um reparo temporário. Trata-se de desviar o fluxo por meio da área de defeito, 
envolve a soldagem direta de um T na tubulação. Inicialmente, a tubulação é perfurada 
usando um dispositivo de perfuração que faz um furo na parede do tubo e remove o 
aço restante.
Se uma tubulação offshore estiver gravemente danificada, a seção do tubo pode precisar 
ser substituída usando um batente e uma operação de desvio. A seção danificada do 
oleoduto é removida e substituída por meio de dois principais métodos: soldando a 
nova seção do oleoduto no local (os mergulhadores conduzem as atividades de soldagem 
debaixo d’água) ou uso de conectores mecânicos.
Reparo com dupla calha soldada
O objetivo principal deste reparo é ajustar uma seção de reparo ao redor do tubo e, 
assim, evitar protuberâncias. As soldas de filete são aplicadas por soldagem direta no 
tubo, vedando cada metade do casco ao tubo. Este método de reparo fornece suporte 
53
DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES | UNIDADE II
estrutural e é usado para reparar defeitos localizados no corpo do tubo principal, soldas 
circunferenciais e soldas de costura.
Reparo de luva distanciadora
Este método de reparo é usado para reparar seções curvas ou distorcidas do tubo. 
É semelhante à manga ajustada, mas é conectado à tubulação por meio de um colar 
soldado dividido em cada extremidade do distanciador. É importante que a resistência 
do material usado para ambos os métodos de reparo seja, pelo menos, equivalente ao 
tipo de aço usado para a tubulação.
Reparo de remendo e deposição de solda
Remendos e deposições de solda são usados para reparar defeitos que não resultam em 
vazamentos. A indústria, no entanto, prefere métodos que não envolvam soldagem 
direta no tubo. Em particular, os remendos soldados não são recomendados pela maioria 
dos códigos de dutos devido ao risco de rachaduras por fadiga na solda e ao aumento 
da concentração de tensão causada pela área do remendo. O processo de deposição 
de solda envolve a aplicação de uma série de passes de solda sobre a área danificada, 
aumentando a espessura da parede local.
Reparo de luva de compósito
O principal tipo de reparo de manga de compósito consiste em envolver camadas de 
material ao redor da circunferência do tubo. Além disso, a união da interface entre 
as camadas é feita por meio de um material adesivo de cura rápida. Este método de 
reparo é geralmente adequado para defeitos contundentes, como corrosão.
Os reparos de dutos offshore são mais complicados devido aos requisitos de acesso 
dos mergulhadores e às considerações operacionais, para evitar que a tubulação seja 
inundada com água do mar, deve-se isolar a área danificada usando um PIG vedação.
Grampos mecânicos
Se usados como um reparo permanente para uma tubulação offshore, as braçadeiras 
mecânicas geralmente são preenchidas com epóxi. Esses dispositivos são comumente 
usados para reparar amassados causados por arrasto de âncoras. Nesse caso, a mistura de 
epóxi evita qualquer possível dano por fadiga. Uma desvantagem é que esses dispositivos 
geralmente são volumosos e pesados, principalmente para dutos de grande diâmetro.
54
UNIDADE II | DIMENSIONAMENTO E MANUTENÇÃO DE PIPELINES
Corte e substituição
Este é utilizado como último recurso, uma vez que para ser feito deve-se interromper a 
operação, o que gera custos para o operador. Nesse caso, o duto precisa ser despressurizado, 
descomissionado e o produto deve ser descartado de forma adequada. Isso pode ser 
muito caro e demorado.
Durante um procedimento de reparo, é comum que os operadores de dutos reduzam a 
pressão operacional. Os fatores que influenciam na necessidade de redução da pressão 
incluem consideração de segurança (local específico), o tipo e tamanho do defeito e a 
pressão operacional atual. É recomendado reduzir a pressão de operação para 30% da 
tensão de escoamento mínima específica.
55
UNIDADE IIIRISERS
O sistema de produção offshore é composto de três principais elementos: a plataforma, 
os risers e as linhas de ancoragem. A plataforma é a unidade flutuante, instalada próxima 
ao poço a ser explorado, é o local onde a produção é escoada e processada. Como esses 
sistemas flutuantes são complacentes, apresentando grandes deslocamentos sob ação 
do ambiente, este necessita de um sistema de ancoragem. Esse sistema é composto de 
linhas e âncoras que transferem ao solo os esforços que agem na plataforma de produção 
(LACERDA, 2005). O terceiro elemento do sistema de produção são os risers. Estes 
são os dutos responsáveis por transportar óleo, água, gases ou misturas da unidade de 
extração (árvores de natal ou manifolds, também) até a plataforma (FROUFE, 2006).
A figura 16 apresenta os três principais elementos do sistema de produção offshore 
e, além disso, mostra outros acessórios submarinos, que é o caso dos manifolds, os 
umbilicais, as flowlines e a árvore de natal. Estes serão melhor detalhados no segundo 
capítulo desta unidade.
Figura 16. Sistema de produção offshore.
Fonte: Silva, 2019.
Uma parte considerável dos custos totais do sistema de exploração de petróleo diz respeito 
aos risers, em sua construção, instalação e manutenção. Existem majoritariamente três 
tipos de risers, os rígidos, os flexíveis e uma combinação entre os dois tipos. Froufe 
(2006) ainda defende que para o caso de risers rígidos, o custo de fabricação do duto 
pode ser otimizado por meio da diminuição da espessura de parede. Esta sendo mínima 
possível e que atenda aos critérios de segurança. 
56
CAPÍTULO 1
Risers: tipos e características 
construtivas
Os risers são dutos tubulares ascendentes que conectam a superfície com o fundo do mar, 
sendo essenciais para as atividades de produção e exploração de petróleo (NARIÑO, 
2014). Existem dois principais tipos de risers classificados conforme sua atuação no 
sistema de exploração: o de perfuração e o de produção. 
Os risers de perfuração têm a principal função de passar os equipamentos de perfuração 
e completação. Além disso, ele é responsável por retirar os sedimentos do poço e o 
fluido de perfuração. O riser de produçãotem a função de transportar, do poço até a 
plataforma, os produtos e subprodutos da exploração (NARIÑO, 2014). 
Tipos de riser
Como mencionado anteriormente, existem majoritariamente dois tipos de riser, os 
flexíveis e os rígidos e a combinação destes dois. 
Os risers flexíveis são dutos pré-fabricados, compostos de várias camadas de compósito e 
metal, responsáveis por resistir às solicitações mecânicas do ambiente. Segundo Nariño 
(2014), essa disposição de camadas proporciona vantagens ao sistema, principalmente 
no que diz respeito ao transporte e instalação dos risers, estas tornam o duto mais leve, 
resistente e flexível, mas que, por outro lado, elevam os custos de produção.
Os risers rígidos possuem em torno de doze metros de comprimento e são, geralmente, 
fabricados de aço, ou titânio e compósitos em aplicações onde a massa da estrutura é 
um parâmetro importante, além da resistência estrutural. Essas seções são soldadas 
entre si de forma a obter-se o comprimento necessário. 
Figura 17. Risers rígidos (a) e flexíveis (b).
(a) 
 
57
RISERS | UNIDADE III
(b) 
 Fonte: (a) Petróleo Hoje, 2018, e (b) Set of Extensive Blogs, 2015.
A viabilidade de se utilizar risers flexíveis ou rígidos está no tamanho da lâmina d’água. 
Geralmente, os risers flexíveis são empregados em profundidades menores devido ao 
custo de fabricação. Os risers rígidos são indicados para poços ultraprofundos. Outros 
fatores a serem estudados são o diâmetro, o comprimento do riser e a localização da 
unidade flutuante (OLIVEIRA; PAULA, 2018).
Segundo Oliveira e Paula (2018), com os investimentos da Petrobrás em aumentar a 
capacidade de produção nacional de linhas flexíveis, o Brasil se tornou o maior produtor 
desse tipo de riser. Essa condição resultou na hegemonia de aplicação de risers flexíveis 
como solução para as instalações, mesmo que o tipo rígido seja mais vantajoso no 
quesito custos. Atualmente, poucos profissionais possuem conhecimento na área de 
risers rígidos devido à baixa demanda do mercado brasileiro.
Os risers podem possuir diferentes configurações geométricas, cujo emprego depende 
das condições operacionais, das características do projeto e do tipo de plataforma. 
Esses arranjos são válidos independente se o riser é rígido ou flexível. As principais 
configurações serão detalhadas a seguir.
Riser em catenária SCR (steel catenary riser)
O riser em catenária é versátil quanto ao tipo de riser, sendo utilizados tanto flexíveis 
quanto rígidos. É geralmente aplicado em águas ultraprofundas. A característica dessa 
configuração é estender o riser livremente de modo que este tome a forma de uma 
catenária, devido ao peso próprio da linha, ligando o fundo do mar à plataforma. Apesar 
de sua maior simplicidade de instalação e manutenção, esse tipo de configuração tem 
algumas limitações com o aumento da lâmina d’água, tais como o excesso de tração no 
topo, uma vez que todo o comprimento suspenso é sustentado pelo ponto de conexão 
da plataforma, as grandes amplitudes de tensão no TDP (touch down point), e os elevados 
58
UNIDADE III | RISERS
esforços de compressão dinâmica (MARTINS, 2011). Segundo Martins (2011), trata-
se de uma solução que pode ser aplicada para uma variedade grande de diâmetros.
Figura 18. Riser do tipo SCR.
Fonte: Gate Energy, 2020.
Para contornar os problemas de instalação, podem ser utilizadas configurações 
conhecidas como catenárias complexas. As principais são: lazy-wave, lazy-S, pliant-
wave, steep wave e steep-S. Segundo a Det Norske Veritas (2010), estas são alternativas 
complacentes que têm a finalidade de absorver as movimentações do sistema flutuante 
sem que seja necessário utilizar sistemas de compensação, apenas a partir da geometria 
da configuração.
Riser Lazy-wave 
Esse tipo de configuração utiliza módulos flutuadores distribuídos ao longo de uma 
região da linha, o que promove alívio no peso e, consequentemente, diminui a tração 
no topo. Além disso, pode diminuir efeitos de fadiga e prolongar a vida útil do riser 
por reduzir a movimentação no TDP. Geralmente é aplicado em grande profundidade, 
onde o peso da estrutura é maior e o alívio deste se torna essencial, bem como pode 
ser aplicado em condições severas de mar (MARTINS, 2011).
59
RISERS | UNIDADE III
Figura 19. Configuração de riser lazy-wave.
Fonte: Martins, 2011.
O projeto desse tipo de riser é complexo, principalmente do ponto de vista hidrodinâmico, 
para se definir a localização dos flutuadores, a quantidade, o tamanho e o espaçamento 
entre estes.
Riser Lazy-S
Geralmente aplicado em casos em que o espaço para exploração é limitado e existe o 
risco de contato entre as linhas. Esta configuração substitui os flutuadores por uma 
boia de subsuperfície, a qual é responsável por fazer o papel de uma carga concentrada, 
e um tensionador a sustentando no leito do mar. O arranjo restringe os movimentos 
laterais e, por isso, são menos adaptáveis à movimentação da unidade flutuante, além 
de levar a maiores esforços. 
Figura 20. Configuração Lazy-S.
Fonte: WeBBusterZ Engineering, 2020.
60
UNIDADE III | RISERS
Riser steep-wave 
Trata-se de uma configuração similar à lazy-wave, possuindo flutuadores e a diferença 
entre ambos sendo a cargo do trecho inferior do riser. Junto ao TDP, este possui um 
trecho aproximadamente vertical (MARTINS, 2011). Segundo Aljundi (2020), tanto 
o peso quanto a flutuabilidade são adicionados ao longo de um comprimento maior do 
riser, para desacoplar os movimentos da embarcação do TDP. Em comparação com a 
lazy-wave, necessita de mais infraestrutura submarina necessária e é capaz de manter 
sua configuração, mesmo se a densidade do fluido transportado mudar. Módulos de 
flutuabilidade tendem a perdê-la ao longo do tempo, e as configurações do tipo wave 
são inerentemente projetadas para acomodar até 10% de perda desta flutuabilidade.
Figura 21. Configuração do tipo steep-wave.
Fonte: WeBBusterZ Engineering, 2020.
Riser steep-S
É similar à configuração steep-wave e apresenta o mesmo trecho vertical na região 
inferior, porém ao invés dos flutuadores possui uma boia submersa fixa, que é fixada 
a uma estrutura no fundo do mar, ou uma boia flutuante que é posicionada usando 
correntes. É um arranjo que deve ser considerado quando as configurações de catenária 
e wave não são adequadas para um determinado campo devido a requisitos complexos 
de instalação. A modelagem complexa é necessária devido às grandes forças inerciais 
em ação. Trata-se de uma alternativa para lazy-S se houver, no projeto, problemas de 
compressão TDP do riser (ALJUNDI, 2020).
61
RISERS | UNIDADE III
Figura 22. Configuração de riser steep-S.
Fonte: WeBBusterZ Engineering, 2020.
Riser Pliant-wave
Trata-se de mais uma configuração aplicada quando o risco de colisão entre as linhas 
é alto ou há restrição de espaço. Neste caso, um tendão é responsável por fixar o riser 
no solo e, assim, diminuir os movimentos laterais causados pela correnteza, o que 
evita a movimentação do TDP. A vida em fadiga do riser aplicado nesta configuração é 
aumentada. Trata-se de um sistema de instalação complexo e, geralmente, só é aplicável 
quando as demais soluções complacentes se mostram ineficientes.
Figura 23. Configuração de riser pliant-wave.
Fonte: WeBBusterZ Engineering (2020).
Riser vertical
Trata-se de uma configuração utilizada, principalmente, em plataformas de pernas 
atirantadas (Tension Leg Platform - TLP) e spar, lançando mão do uso de risers rígidos. 
Estes restringem o movimento vertical, fazendo com que as oscilações sejam de baixas 
amplitudes. Os risers rígidos verticais possuem maiores limitações operacionais se 
comparados com as configurações complacentes, o riser deve operar sempre em tração 
para diminuir o risco de falha por flambagem e no sistema são adicionados tensionadores 
ou compensadores para o movimento vertical da plataforma. É uma aplicação para 
poços próximos da unidade flutuante, e é um sistema dispendioso e complexo de serinstalado. (MARTINS, 2011).
62
UNIDADE III | RISERS
Figura 24. Configuração de riser vertical.
Fonte: adaptada de Arruda, Martins e Lages, 2012.
Riser vertical complacente (CVAR)
É uma variação que une o arranjo rígido vertical com o complacente. Os pontos inferior 
e superior do riser possuem uma distância horizontal, o chamado offset horizontal. 
Nesse arranjo, existem dois trechos de apêndices, um com um revestimento responsável 
por adicionar peso, seguido por uma área com flutuadores. Segundo Martins (2011), 
o emprego dos dois trechos aumenta a tração ao longo da linha, fazendo com que 
os trechos tanto inferiores quanto superiores se mantenham quase verticais e, desta 
forma, atenuam a dinâmica do sistema. 
Figura 25. Configuração de riser CVAR.
Fonte: Nariño, 2014.
63
RISERS | UNIDADE III
Segundo o autor, o offset dá ao sistema uma certa complacência, unido à diferença 
na flutuação na região de apêndices, que gera uma curvatura no trecho. Devido a 
essa característica, o sistema dispensa tensionadores ou mecanismos de atenuação 
de movimentos, já que a própria geometria é capaz de absorver os esforços causados 
pela movimentação da unidade flutuante. É uma alternativa simplificada e de custo 
reduzido em comparação com a solução simplesmente vertical.
De uma forma geral, de acordo com Martins (2011), as configurações do tipo steep são 
vantajosas se comparadas às wave, pois não possuem riscos de fadiga no TDP, já que 
praticamente não existe contato do riser com o solo marinho. 
Camadas dos risers flexíveis 
Como mencionado anteriormente, os risers possuem diversas camadas. Cada uma 
dessas camadas possui uma função diferente na operação do riser, e podem ser vistas 
na figura 26. 
Figura 26. Camadas do riser.
Fonte: Biral, 2010.
Neste material, estas serão elencadas e explicadas da camada interna para a mais externa.
Carcaça interna de aço intertravado 
É a primeira carcaça interna do riser, a camada é constituída de uma espiral em hélice. 
Segundo Malta (2010), é a camada cuja principal função é proteger o tubo da pressão 
externa. Por estar em contato direto com o líquido, é um componente crítico em 
termos de material, pois deve ser tal que não reaja com o que é transportado pelo duto 
para que não ocorram contaminações. Outro ponto importante é que esta deve ser 
64
UNIDADE III | RISERS
capaz de suportar desgaste. Este desgaste é causado pelos equipamentos de inspeção 
que correm no interior do duto. 
Os materiais geralmente empregados nessa camada são o aço carbono, ligas de níquel 
(N08825), aços inoxidáveis de alta liga (UNS S31803), austeníticos (AISIs 304, 304L, 
316, 316L) ou ferríticos (AISIs 409 e 430).
Camada polimérica interna ou barreira de pressão 
interna
É a camada seguinte, mais simples do que as camadas fabricadas de material metálico. 
De acordo com Malta (2010), esta camada tem a função de vedar a carcaça interna 
e evitar o escape de fluido. Essa camada polimérica é inserida no riser por meio de 
extrusão direta para garantir aderência entre ambas as camadas.
A camada polimérica interna deve ser constituída de um polímero capaz de suportar 
a pressão interna do fluido transportado e possuir uma certa elasticidade axial para se 
deslocar juntamente com a carcaça sem que haja descolamento de camadas (MALTA, 
2010). Geralmente se emprega poliamida, por esta resistir à pressão e a altas temperaturas, 
ou então os polímeros HDPE, MDPE, PA-11, PA-12, PVDF e XLPE.
Armadura de pressão
Trata-se de uma camada de suporte que tem como função resistir às cargas impostas 
ao riser, tanto a pressão interna do fluido internamente quanto externamente. Seu 
formato tem similaridade com a carcaça intertravada, pois também possui um perfil 
gerado por espiralamento e tem a forma final de uma espiral em hélice (MALTA, 2010).
O material do qual a armadura de pressão é constituída deve possuir propriedades 
semelhantes ao da camada de carcaça interna, mas sem a necessidade de ser resistente 
a reações químicas ou capaz de suportar os instrumentos de inspeção. O aço carbono 
é uma solução frequente, sendo a escolha entre médio e alto carbono dependente do 
comprimento do duto. A vida em fadiga desta camada é reduzida quando ocorre escape 
de gases por entre as camadas anteriores.
Armadura de tração interna e externa
Como o próprio nome já diz, esta camada é responsável por suportar os esforços 
de tração, geralmente oriundos do peso próprio do riser e fatores externos como a 
65
RISERS | UNIDADE III
correnteza e os movimentos da plataforma. O material empregado para a sua construção 
é similar ao da armadura de pressão e da carcaça. 
Essa armadura é composta de duas ou quatro camadas de arame, que são cruzadas entre 
si, e o ângulo de cruzamento é definido conforme o tipo de tubo. Caso este tenha uma 
armadura de pressão, o ângulo de cruzamento entre as camadas é mais fechado, próximo 
de 20º. Na ausência da armadura de pressão, o ângulo é definido como próximo de 
60º. Existem aplicações em que um arranjo de 35º entre as camadas é adotado.
Entre as duas camadas, existe uma camada de adesivo, que segura a armadura antes da 
aplicação da camada seguinte. Geralmente as armaduras são fabricadas de aço carbono, 
de acordo com Biral (2010).
Camada polimérica externa ou capa externa
Trata-se de uma camada com uma forma simples de tubo e também é fabricada por 
meio de uma extrusão no tubo. Além de vedar as camadas anteriores, esta tem a função 
de confinar a camada imediatamente anterior e evitar instabilidade estática. 
Diferente da outra camada polimérica, esta estará em contato com o ambiente externo, 
tanto marinho em sua operação, quanto o terrestre durante o transporte e estocagem. 
Assim, o polímero selecionado deve ser capaz de resistir a um meio agressivo, e 
solicitações mecânicas, como colisões, geralmente são empregados HDPE, PA-11 e 
PA-12.
Proteção antiabrasivo
A última camada para o trecho de riser que entra em contato com o leito marinho. 
Esta é fabricada de aço inox AISI 316L e previne desgaste abrasivo causado pelos 
movimentos do duto.
66
CAPÍTULO 2
Manifolds e demais acessórios 
submarinos
O arranjo de um campo de exploração de petróleo depende de diversas variáveis que 
devem ser definidas buscando sempre a otimização do projeto. São estas: o número de 
poços e seu posicionamento, o perfil de produção, os meios de se instalar a plataforma, 
bem como seu posicionamento, tipo de ancoragem e as características dos risers (diâmetro 
e comprimento), bem como o sistema de ancoragem e a verificação da necessidade de 
elementos para elevação artificial. 
Os acessórios que compõem o sistema de extração e exploração são basicamente:
 » Cabeça de poço.
 » Árvore de natal molhada (ANM).
 » Risers.
 » Manifold.
 » Umbilicais.
 » Pipeline end manifold (PLEM).
 » Pipeline end terminator (PLET).
Cabeça de poço
Uma cabeça de poço é uma estrutura instalada no topo de um poço de petróleo ou 
gás natural. Sua principal função é garantir uma operação segura e gerenciar o fluxo 
de óleo ou gás do poço para o sistema coletor. É um sistema composto por válvulas, 
carretéis e adaptadores diversos que controlam a pressão do poço de produção. Ele 
atua como uma interface entre as instalações de superfície e as colunas de revestimento 
no furo de poço.
As cabeças de poço também são responsáveis por resistir aos esforços das linhas e 
fornecem vedação ao Blow-out Preventer (BOP). O BOP é um equipamento de perfuração 
responsável por conter qualquer vazamento que pode ocorrer devido a variações de 
pressão no poço.
67
RISERS | UNIDADE III
Figura 27. Cabeça de poço.
Fonte: WEB Nordeste (s/d). 
A principal função de uma cabeça de poço é gerenciar a pressão e o fluxo do produto. 
O equipamento também fornece suspensão para colunas de revestimento e atua como 
um auxiliador para prender árvores de natal. Além disso, é usado para carregar a 
pressão dentro dessas colunas de revestimento.
Depois que o poço é concluído, ele é usado comoum meio para injeção dentro do poço 
e também para conexão de bombas. Este dispositivo pode variar em complexidade e 
tamanho de acordo com o tipo de poço e sua localização. Para aplicações offshore, o 
projeto do dispositivo é mais sofisticado para que possa lidar com cargas de flexão, 
correntes oceânicas e outras cargas.
Árvore de natal molhada (ANM)
No setor de petróleo, a árvore de natal para produção de óleo e gás é um acessório 
composto de um conjunto de válvulas, carretéis e conexões utilizadas para óleo, gás, 
injeção de água, e em outros tipos de poços de exploração. É um equipamento que 
fornece controle de vazão em um poço de petróleo ou gás. É uma peça separada que se 
conecta à cabeça do poço após a perfuração ser concluída e o poço começar a bombear 
óleo ou gás. 
68
UNIDADE III | RISERS
Figura 28. Árvore de natal molhada.
Fonte: Petrobrás, 2015.
Trata-se de um equipamento que suporta elevadas pressões e diferentes faixas de 
temperatura ambiente. É instalada na cabeça do poço submarino, com o auxílio de 
mergulhadores (profundidades de até 300 metros) ou de veículos de operação remota 
(ROV), para águas profundas e ultraprofundas (PETROBRÁS, 2015).
Segundo Lee (2017), as principais funções das árvores de natal são:
 » Em poços de produção, injetar químicos para evitar problemas de produção.
 » Controlar a injeção de gás ou água em um poço (produtor ou não produtor) 
para sustentar os volumes de “produção” econômica de gás de outros poços 
na área (em campo).
 » O sistema de controle conectado à árvore controla a válvula de segurança 
de fundo de poço enquanto a árvore atua como um acessório para o sistema 
de controle para a válvula de segurança de fundo de poço.
Manifold
O manifold é responsável por unir a produção de vários poços produtivos em uma única 
linha. É formado por um arranjo de tubulações, válvulas de bloqueio e de controle 
de escoamento, e subsistemas para controle e monitoramento, além da interconexão 
elétrica com a unidade produtora. No caso da aplicação em injeção, o acessório distribui 
para os poços os fluidos de injeção. Segundo Biral (2010), um mesmo manifold pode 
ser responsável pelas atividades tanto de produção quanto de injeção. 
69
RISERS | UNIDADE III
Figura 29. Manifold.
Fonte: Petrobrás, 2015.
Os quatro principais tipos de manifold são denominados conforme sua função na 
exploração de petróleo: Manifold Submarino de Produção (MSP), Manifold Submarino 
de Injeção (MSI), Manifold de Interligação Submarina (MIS), Manifold Submarino de 
Produção e Injeção (MSPI).
Ao escolher um manifold, há uma série de considerações a serem feitas. E serão melhor 
detalhadas a seguir.
Pressão 
A pressão é exercida pelo óleo ou gás conforme ele flui pelo sistema. A maioria dos 
gases comprimidos, por exemplo, provavelmente não ultrapassará 3000 psig; no 
entanto, existem situações que podem até dobrar as pressões do gás. É essencial que a 
parte mais fraca do manifold possa suportar pressões maiores do que a força exercida. 
Além disso, a manutenção regular é necessária para garantir que o desgaste e a fadiga 
cíclica não tenham comprometido a capacidade do manifold de lidar com sua pressão 
máxima projetada.
Fluxo
O tamanho dos tubos, válvulas e outros componentes do sistema determinam a taxa de 
fluxo máxima. Uma consideração cuidadosa deve ser aplicada ao prever os requisitos 
de fluxo de aplicação. 
70
UNIDADE III | RISERS
Temperatura 
A faixa de temperatura de operação do manifold deve ser baseada em uma avaliação 
cuidadosa dos usos e aplicações atuais e futuras. Por exemplo, um coletor pode ser 
projetado para lidar com líquidos ou gases de uma temperatura específica; no entanto, 
conforme a produção progride, as características de pressão, volume e temperatura 
do produto bruto podem mudar. Garantir que os manifolds sejam projetados para 
lidar com essas mudanças é importante para evitar danos mecânicos e preservar a 
segurança geral.
Seleção de material do manifold
Os manifolds podem ser feitos de vários materiais. A escolha do material certo será 
determinada pela operação em que o manifold será usado. Por exemplo, a natureza 
leve e resistente à corrosão do alumínio é adequada para aplicações que lidam com 
fluidos altamente corrosivos e desgaste excessivo. O aço, por outro lado, oferece alta 
resistência e pode ser revestido para maior resistência à corrosão. O aço inoxidável 
é ideal para aplicações extremamente corrosivas. O ferro dúctil é usado quando a 
resistência à corrosão e à usinabilidade são importantes. Polímeros termoplásticos de 
diferentes pesos moleculares e graus podem ser usados para fornecer proteção contra 
tipos específicos de corrosão e ataque químico.
Seleção de porta e válvula
O número e tipo de portas é um recurso de projeto importante que também mudará 
de acordo com a aplicação do manifold. O diâmetro da porta é baseado em tamanhos 
de rosca de tubo nacional padronizada. O número de entradas necessárias determina o 
número de portas de alimentação, enquanto o número de saídas determina o número 
de portas de saída.
Os manifolds complexos geralmente incorporam válvulas integrais. Em contraste com 
os sistemas que prendem as válvulas a uma base ou subplaca, as válvulas integrais 
devem ser montadas dentro do manifold. As válvulas integrais podem ser solenoides, 
nas quais um sinal elétrico controla a válvula por meio de um sinal pneumático; ou 
controlado manualmente por um operador.
Determinadas aplicações podem exigir que os manifolds incorporem recursos adicionais. 
Filtros e armadilhas, por exemplo, removem contaminantes do óleo ou gás na preparação 
para certos instrumentos. O isolamento ajustável da câmara permite que as câmaras de 
71
RISERS | UNIDADE III
alimentação se adaptem ao estado dos ciclos do processo. Os sinais de feedback elétrico 
indicam o estado da válvula e permitem uma resposta automatizada do sistema, enquanto 
indicadores visuais são usados quando o status da válvula precisa estar prontamente 
disponível.
Umbilicais
Umbilical refere-se, na indústria de óleo e gás, às conexões utilizadas offshore entre 
os equipamentos submarinos e plataformas ou unidades flutuantes de produção, 
possibilitando o controle da superfície. Os umbilicais são feitos de aço ou termoplástico 
para serem flexíveis e, ao mesmo tempo, resistirem às condições de operação.
Figura 30. Umbilical.
Fonte: MFX do Brasil (s/d).
Os umbilicais fornecem controle, energia, comunicações e serviços químicos entre um 
arranjo de produção submarina e a plataforma de petróleo. Esses acessórios podem ser 
usados para controle de produção, injeção química, bombeamento e processamento 
submarino, elevação de gás e armazenamento subterrâneo de gás, entre outros. São 
projetados de acordo com vários fatores, incluindo profundidade da água, função, 
condições ambientais e temperatura.
Os umbilicais também podem transportar comunicações fornecidas por meio de cabos 
de sinal, cabos de fibra óptica e transmissão de energia elétrica para linhas de injeção de 
produtos químicos e inibição de corrosão. Além disso, cada vez mais equipamentos são 
instalados no fundo do mar por exigência de segurança ou para facilitar a produção de 
óleo e gás. Todos esses equipamentos requerem cada vez mais energia elétrica, sistema 
de monitoramento e controle que contribuem para carregar os umbilicais com novas 
funções, tornando-os cada vez maiores.
72
UNIDADE III | RISERS
O aumento combinado dos umbilicais em comprimento e diâmetro requer o 
desenvolvimento de novos materiais para reduzir o peso e melhorar os outros 
desempenhos em flexibilidade, capacidade de operar em maior pressão, resistência a 
choques, corrosão, intempéries, baixas temperaturas e degradação.
O número de umbilicais usados varia de acordo com o desenvolvimento, porque cada 
projeto submarino é único. Além disso, os umbilicais podem ser conexões simples 
ou múltiplas em uma única linha. Por exemplo, umbilicais podem incluir apenas 
tubos de injeçãode produtos químicos, enquanto outros podem incluir os cabos de 
telecomunicações, bem como cabos elétricos, agrupados e envoltos em uma única linha.
Os umbilicais que incorporam várias conexões são chamados de umbilicais integrados. 
Embora a integração de umbilicais possa economizar nos custos de desenvolvimento 
e instalação, vários umbilicais diferentes ainda podem ser necessários.
Pipeline end manifold (PLEM) e Pipeline end 
terminator (PLET)
Uma unidade de terminação pode ser chamada de “PLEM” ou “PLET”. Essas unidades 
são pontos de conexão entre dois ou vários dutos. O Pipeline End Termination (PLET) 
compreende apenas uma única conexão de pipeline, enquanto o Pipeline End Manifold 
(PLEM) suporta duas ou mais conexões de pipeline.
O PLEM é basicamente um coletor submarino simples no final de um duto onde o 
fluxo é dividido em ramos e conectado aos poços de produção ou injeção localizados 
no manifold.
Figura 31. PLEM.
Fonte: Sal Heavy Lift, 2020.
73
RISERS | UNIDADE III
O PLEM pode ser instalado com o oleoduto ou pode ser instalado separadamente e, 
posteriormente, conectado ao oleoduto usando sistemas de conexão submarinos. Um 
aspecto importante do projeto da estrutura do PLEM é otimizar o tamanho e o peso, 
pois isso geralmente é crítico.
Figura 32. Aplicação do PLEM.
Fonte: Subsea Pipelines Blog, 2016.
A análise estrutural do PLEM incluirá as seguintes condições de carga: fabricação, teste e 
manuseio no local de fabricação, transporte, carregamento e análise de levantamento de 
instalação, condição de operação no local, incluindo expansão de pressão e temperatura, 
expansão de oleoduto, terremoto, arrasto etc.
Uma “conexão tubo a tubo” pode ocorrer quando um riser é conectado a uma tubulação 
ou quando uma linha de fluxo de exportação é conectada a um carretel. Esses tipos de 
conexões, em comparação com as “conexões tubo-estrutura”, não têm uma determinada 
subestrutura para suporte. Para uma conexão tubo-a-estrutura, a árvore de Natal, 
o manifold ou o PLEM fornecerão o suporte necessário para o ponto de conexão, 
enquanto uma conexão tubo-a-tubo requer uma subestrutura específica.
 Figura 33. PLET.
Fonte: Marine Well Conteinment, 2020.
74
UNIDADE III | RISERS
O PLET é a subestrutura necessária para uma conexão tubo a tubo. Ele fornece o 
suporte para o ponto de conexão. Para a solução de plataforma, o PLET é posicionado 
no ponto de conexão entre o riser e um carretel, pois o riser não pode ser conectado 
diretamente ao manifold. 
75
UNIDADE IV
ANÁLISE E 
MANUTENÇÃO DE 
RISERS
A principal diferença entre risers e pipelines está no comportamento destes ao longo 
de sua vida útil. Enquanto pipelines estão juntos ao solo, e possuem comportamento 
estático, os risers possuem comportamento dinâmico, influenciados por fatores externos, 
como a correnteza e os movimentos da plataforma. Ou seja, existem mais fatores a 
serem analisados no projeto, tornando-o mais complexo.
O dimensionamento de risers não é uma tarefa trivial. Diferente dos pipelines, os risers 
são sistemas dinâmicos por natureza, expostos a um dos ambientes mais adversos 
e incertos: o mar. Malta (2010) defende que o projeto de risers requer uma equipe 
qualificada e anos para o desenvolvimento. 
Devido à complexidade, tanto da geometria do riser quanto da configuração de instalação 
— cujas variáveis de projeto se alteram dependendo da escolha — a utilização de 
abordagens analíticas se torna inviável. Ao invés, adota-se o uso de ferramentas 
computacionais dedicadas ao projeto de risers, que tem como base o Método de 
Elementos Finitos. Estas são capazes de efetuar a análise completa do sistema e podem 
ser vinculadas a ferramentas de otimização. É comum a aplicação de modelos de 
otimização com base nas restrições de normas e requisitos de projeto. 
Assim como é o caso dos dutos submarinos, o projeto de risers segue um processo 
iterativo, onde são inseridos parâmetros de projetos definidos com base em um estudo 
aprofundado da operação da plataforma, como pressão de trabalho, dados estatísticos 
de onda e características do poço. A cada iteração é verificada a adequação aos requisitos 
e às normativas.
76
CAPÍTULO 1
Fundamentos da análise de risers
Como mencionado anteriormente, o projeto de risers segue um processo iterativo, 
similar ao de pipelines. A figura 34 mostra o procedimento seguido, tradicionalmente, 
na concepção desses sistemas. 
 Figura 34. Processo de projeto de risers.
Fonte: elaboração da própria autora.
Os requisitos de projeto são entregues pela empresa responsável pela exploração do 
poço, são informações como o diâmetro interno do riser, comprimento, características 
do escoamento, vida em serviço, parâmetros do fluido como pressão e temperatura, e 
condições do ambiente de instalação, como a profundidade e dados de ventos, ondas 
e correnteza.
A etapa de seleção de materiais trata da escolha da composição de cada uma das 
camadas que compõem o riser. O projeto da seção transversal é composto de etapas 
como o cálculo das tensões, pressão e deflexão em cada uma das camadas. Nesta etapa, 
normalmente são utilizadas ferramentas de elementos finitos ou formulações de 
resistência dos materiais. Devem ser avaliadas todas as condições de operação e não 
operação estipuladas pela normativa adotada.
A análise global tem como finalidade demonstrar a aceitação do projeto em termos de 
resistência e fadiga. Nesta etapa, a abordagem em elementos finitos se torna essencial, 
uma vez que análises no domínio do tempo e da frequência devem ser realizadas e são 
inviáveis de serem feitas por outros métodos. 
77
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
Dentro da análise global, são verificadas as condições estáticas e dinâmicas do projeto. A 
condição estática diz respeito à determinação da geometria inicial, seus comprimentos e 
localização do TDP e o offset horizontal entre o TDP e a unidade flutuante. Já a análise 
dinâmica engloba a aplicação de excitação dinâmica em termos de movimentos de 
onda (cargas de Morrison) e movimentações induzidas pelas ondas na plataforma, a 
partir da análise do Response Amplitude Operator (RAO). As cargas dinâmicas também 
devem ser estudadas, principalmente em seu estado crítico.
Normalmente, as etapas de seleção de material e de análise global possuem um número 
menor de iterações, já que são usados como base configurações e projetos anteriores 
da mesma empresa. 
A análise de fadiga é um dos pontos cruciais no projeto e avalia o sistema de risers 
juntamente com os equipamentos auxiliares. Nessa etapa, são definidas as curvas S-N a 
serem utilizadas, o estudo do ambiente externo para diversas condições e são avaliadas 
as movimentações da plataforma, junto com uma análise dinâmica de todo o sistema. 
Além disso, é verificada a adequação da geometria dimensionada com tensão global, 
raios de curvatura, pressões internas e externas, além do cálculo de danos. Caso o 
sistema falhe, volta-se para a etapa de definição da seção transversal. 
Para risers, dificilmente se fala de um dimensionamento propriamente dito, isso se 
dá pela complexidade do sistema a ser concebido, basicamente por este se tratar de 
um conjunto dinâmico imposto a correntezas, movimentos da unidade flutuante 
causados pela ação de ondas e vento, além da interferência com as outras linhas de riser 
e sistemas de ancoragem. Geralmente é tratado como análise de risers, uma vez que a 
determinação do diâmetro e da espessura de cada camada que compõem a tubulação 
é parte de uma análise local.
Parâmetros da análise estrutural de risers
Os risers são constituídos de diversas camadas, como já foi mencionado anteriormente. 
Cada uma dessas camadas é constituída de um material diferente, com suas próprias 
propriedades mecânicas e impostos a esforços distintos. Além disso, cada camada 
possui um perfil geométrico, as camadas de armadura são helicoidais e as poliméricas 
são cilíndricas. Essa complexidade justifica a utilização de abordagem baseada em 
elementosfinitos. 
Por exemplo, as análises global e local devem levar em consideração as cargas impostas 
(normais, torcionais e de flexão, além da pressão interna e externa), o contato entre 
78
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
as camadas do riser e a tensão e deformação entre cada uma. Além disso, deve-se 
contabilizar a matriz de rigidez do sistema aos esforços flexionais, torcionais e axiais. O 
Quadro 8 elenca as principais incógnitas das equações que regem a estática do sistema, 
onde n é o número de camadas helicoidais e m o número de camadas cilíndricas.
Quadro 8. Incógnitas do problema de elementos finitos.
Incógnita Número
Pressão de contato entre camadas n+m-1
Carga axial suportada pela camada n+m
Momento torcional suportado pela camada n+m
Momento fletor suportado pela camada n+m
Variação no raio médio n+m
Variação da espessura na camada n+m
Alongamento axial 1
Torção por unidade de comprimento 1
Curvatura da flexão 1
Variação no ângulo da camada helicoidal n
Total 7n+6m+2
Fonte: adaptado de Pesce e Ramos Junior, 2020.
Assim, tomando em consideração um riser com a seguinte configuração:
 » Carcaça (helicoidal).
 » Camada polimérica interna (cilíndrica).
 » Armadura de pressão interna (helicoidal).
 » Armadura de pressão externa (helicoidal).
 » Armadura de tração interna (helicoidal).
 » Armadura de tração externa (helicoidal).
 » Camada polimérica externa (cilíndrica).
Trata-se de duas camadas cilíndricas (m = 2) e cinco camadas helicoidais (n = 5). Desta 
forma, tem-se um total de 7 5 6 2 2 49 × + × + = incógnitas no sistema, tornando inviável 
qualquer cálculo analítico sem auxílio de ferramentas computacionais. Os softwares 
79
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
de elementos finitos dedicados ao projeto de risers utilizam da teoria de tubos curvos 
em conjunto com a análise de elementos finitos. 
Componentes do sistema de risers
Os risers possuem uma série de sistemas e equipamentos auxiliares que devem ser 
resistentes o suficiente para suportar alta tensão e momentos fletores, além de serem 
flexíveis para resistir à fadiga. Outro ponto, devem ser leves a ponto de minimizarem 
os requisitos de flutuação e tensionamento. Serão dadas descrições curtas de cada um 
desses elementos auxiliares.
Riser joints
Segundo Bai (2005), a riser joint é construída de um duto sem costura com conectores 
mecânicos soldados nas extremidades. Os risers, principalmente os de configuração 
complacente, são conectados à unidade flutuante por meio de flex joints ou stress joints 
(BAI; BAI; 2010). 
Flex joints
A flex joint permite que o riser rotacione com mínimo momento fletor e deve ser 
modelada como uma mola de rotação não linear ou uma viga curta com rigidez rotacional 
não linear devido ao seu comportamento não linear em pequenos ângulos de rotação. 
Uma compreensão correta da rigidez da flex joint é importante na determinação de 
tensões máximas e fadiga na região de instalação deste acessório.
 Figura 35. Flex joint.
Fonte: Bai e Bai, 2010.
80
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
A rigidez do flex joint para grandes rotações que, normalmente, ocorrem em tempestades 
severas é muito menor do que para as pequenas amplitudes que ocorrem na análise de 
fadiga. As variações de temperatura também podem resultar em mudanças significativas 
na rigidez dessas juntas. Além disso, deve ser verificado se a articulação flexível pode 
suportar qualquer torque residual que possa estar no riser após a instalação ou liberado 
gradualmente da seção do fundo do mar da linha. 
Stress joints
São soluções alternativas à flex joint, mas geralmente transmitem cargas de flexão 
maiores à unidade flutuante. São estruturas de metal simples e sólidas, e particularmente 
capazes de lidar com altas pressões e temperaturas.
 Figura 36. Stress joint.
Fonte: Bai e Bai, 2010.
A figura 36 mostra uma stress joint, que pode ser feita de titânio ou de aço. O primeiro 
material tem a vantagem de boa resistência ao ataque ácido e permeação de gás. O 
titânio oferece cargas mais baixas à embarcação em relação ao aço e, normalmente, 
demonstra melhor desempenho em fadiga.
Flutuadores
Flutuadores podem ser conectados ao riser para diminuir a tensão na superfície (como 
é o caso das configurações wave). Esses módulos flutuadores podem ser uma espécie 
de cilindro de parede fina ou fabricado de espuma. O projeto e posicionamento desses 
flutuadores não é uma tarefa trivial e devem ser avaliados diversos parâmetros de 
projeto, principalmente para fenômenos como o VIV.
81
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
Bend stiffeners
Os bend stiffeners têm a finalidade de aumentar a rigidez do riser, previnem este de fletir 
mais do que o permitido e é aplicado no topo do sistema. São elementos projetados 
em separado, com softwares dedicados, onde tem-se como entrada as cargas globais 
do sistemas de risers. 
 Figura 37. Bend stiffener.
Fonte: First Subsea, 2016.
Esse tipo de equipamento auxiliar também tem como função fornecer uma região de 
transição entre o riser e a conexão rígida da extremidade. São fabricados geralmente de 
poliuretano e ancorados a um colar de aço para transferência de cargas. Sua utilização 
também pode ser submersa, em arranjos do tipo steep-wave e steep-S para prevenir o 
excesso de curvatura na extremidade inferior, junto ao TDP.
Parâmetros de análise
As análises típicas realizadas para riser são: a análise de resistência, análise de fadiga, 
análise de vibração induzida por vórtices (VIV) e análise de interferência entre linhas. 
Estas devem ser feitas para cada condição de operação definida na normativa adotada 
para o projeto. A seguir, serão detalhados pontos a serem considerados nas análises.
Cargas hidrodinâmicas
O principal fenômeno estudado para risers é a vibração induzida por vórtices (VIV), e 
este é cercado por incertezas. Trata-se de um fenômeno vibratório de amplitude igual 
ao diâmetro do riser, que pode levar à fadiga da linha. O VIV também pode resultar 
em uma amplificação no arrasto da linha, que aumenta as tensões. Geralmente, são 
utilizados supressores de VIV na maioria dos sistemas que possuem configuração 
complacente.
82
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
Propriedades do material
Os aços utilizados em risers geralmente são grau API acima de X65. A incerteza 
principal fica a cargo do efeito da soldagem combinado com deformações plásticas, 
quando não se há curvas S-N disponíveis para o sistema, o projeto deve levar em conta 
o conservadorismo. O resultado pode ser uma instalação complicada com operações 
limitadas.
Interação com o solo
O leito marinho é geralmente composto de argila maleável o suficiente para que a linha 
afunde nela e seja enterrada ao longo dos anos de operação. É importante modelar a 
interação entre o solo e o riser e avaliar seus efeitos.
Movimentações no TDP são causadas como consequência de forças oscilatórias 
ocasionadas pela ação de ondas na linha. Dependendo da rigidez e atrito do solo, nessas 
condições, tensões flexivas estarão mais ou menos concentradas no TDP.
Fadiga induzida pelo VIV
Para risers conectados a unidades flutuantes, o dano por fadiga é dado principalmente 
por cargas de onda de primeira e segunda ordem e a associação com o movimento da 
unidade flutuante, VIV causado pela correnteza, vibrações induzidas pela movimentação 
da plataforma e por efeitos da instalação.
O dano por fadiga é estimado utilizando a regra da soma de Miner, dada por:
1
 
k
i
i i
nD
N
η
=
= ≤∑
onde:
D = razão de dano por fadiga acumulado.
in = número de ciclos no bloco de variação de tensão i.
iN = número de ciclos para falha correspondendo à faixa de tensão.
η = razão de dano por fadiga permitido. Tipicamente é 0,1 para risers de produção 
e transporte de 0,3 para risers de perfuração.
83
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
A vibração induzida por vórtices (VIV) é, provavelmente, um dos principais problemas 
de operação para risers complacentes,principalmente em regiões de grande correnteza. 
Altas frequências de vibração no riser causadas pelo desprendimento de vórtices leva 
a tensões cíclicas de alta frequência, o que leva a grandes taxas de danos por fadiga. 
O VIV ocorre quando um corpo rombudo, como um cilindro, é exposto a um escoamento 
fluido que produz um desprendimento de vórtices com frequência próxima à frequência 
natural do corpo. Risers são suscetíveis a VIV por três principais motivos:
1. A correnteza é maior em áreas de maior profundidade.
2. O grande comprimento do riser faz com que sua frequência natural se reduza, 
o que faz com que este seja excitado por correntezas de menor magnitude. 
3. As plataformas são sistemas flutuantes que não possuem estruturas de fixação 
e podem ser utilizadas para prender os risers. 
Risers de aplicação profunda são mais longos e, por consequência, as correntezas irão 
excitar modos naturais de vibração maiores do que o fundamental. Como as correntes 
mudam tanto em magnitude quanto em direção com a profundidade, é possível que 
múltiplos modos de vibração sejam excitados em VIV na mesma linha. Essa possibilidade 
faz com que a análise de VIV seja muito mais complexa para risers muito longos.
A resposta em VIV é particularmente complicada devido à presença de tendões, 
linhas de ancoragem e outros risers adjacentes. Quando parte de um riser está em uma 
esteira de outro elemento, o efeito do VIV pode ser tanto mitigado quanto piorado 
substancialmente, além da presença destes outros elementos submarinos mudar a força 
de arrasto no riser e resultar na possibilidade de colisão entre as tubulações.
Parâmetros de predição do VIV
A estimativa de vida em fadiga de um riser submetido ao fenômeno de VIV depende, 
criticamente, de uma estimativa acurada da amplitude de resposta do sistema e de suas 
frequências, e modos naturais. Essas estimativas dependem de parâmetros que incluem:
 » Perfil de correnteza.
 » Frequência e magnitude da força de sustentação transmitida para o riser 
pelo desprendimento de vórtices.
84
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
 » A excitação e comprimentos de correlação das forças de sustentação e o 
desprendimento de vórtices.
 » Amortecimento hidrodinâmico.
 » As propriedades estruturais do riser, como amortecimento, massa, tensão, 
rigidez, e geometria.
A fadiga causada em uma localização , por uma frequência de excitação ,rω é dada por: 
( ) ( ),
2 2
2 2
m
r
r r rms
T mD x S x
K
ω
π
+  = Γ    
onde:
( )rD x = fadiga causada em uma localização x .
rω = frequência de excitação do r-ésimo modo de vibração.
T = tensão.
K e m = constantes definidas a partir das curvas S-N mN KS −= onde S é o intervalo 
de tensão.
( ), r rmsS x = tensão RMS devido ao r-ésimo modo de vibração.
Bai e Bai detalham a obtenção dessa formulação que está inserida nas ferramentas 
computacionais dedicadas ao projeto de sistemas submarinos de produção de petróleo.
Dispositivos de supressão de VIV
Geralmente, um riser submarino falhará no critério de projeto pelo VIV. Segundo 
Howells e Lim (1999, apud BAI e BAI, 2005), as soluções nesse caso são:
 » Reprojetar o riser, alterando a massa, aumentando a tensão, ou mudando 
radicalmente o riser, como sua configuração, por exemplo.
 » Adicionar supressores de VIV.
A supressão do VIV ocorre pelo uso de strakes e fairings, utilizados principalmente em 
regiões com muita correnteza, como no Golfo do México.
Os fairings são responsáveis por desacelerar o fluxo de água de modo a minimizar o 
desprendimento de vórtices. São apêndices que rotacionam para se alinharem com 
a correnteza e, assim, são capazes de minimizar o fenômeno. Por esse motivo, são 
85
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
soluções indicadas para as seções do riser com configuração vertical, como é o caso da 
porção superior da catenária em SCR.
 Figura 38. Farirings.
Fonte: Offshore, 2007.
A principal função dos strakes é romper o escoamento ao redor do riser, criando vórtices 
menores. Uma das desvantagens do uso de strakes é que, quando comparados com os 
fairings, aumentam o arrasto. Esse aumento de arrasto pode levar à interferência entre 
linhas e demais sistemas, além disso, pode aumentar a tensão na flex joint e o ponto de 
lançamento em casos de correntezas severas. Porém, quando se aumenta o arrasto, se 
amortece a resposta dinâmica causada pelos movimentos da unidade flutuante, assim 
se reduz a probabilidade de falha por fadiga induzida por ondas. 
 Figura 39. Strakes.
Fonte: Lankhorst, 2020.
86
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
Em conclusão, a fadiga é o principal desafio de projeto para risers em águas ultra profundas. 
Este modo de falha é causado pela vibração induzida por vórtices, principalmente. 
O VIV é um fenômeno complexo que deve ser estudado com atenção, utilizando 
ferramentas robustas, já que existe uma incerteza considerável quanto aos dados de 
entrada e também em relação à amplitude de resposta do sistema. 
87
CAPÍTULO 2
Manutenção de risers
Sistemas de extração de petróleo são geralmente projetados para operar por, no mínimo, 
vinte anos, segundo Bai e Bai (2010). O ambiente marinho é, por sua natureza, altamente 
corrosivo e complexo, carecendo de inspeções periódicas, seguidas de manutenções, 
quando necessárias.
A inspeção é importante no processo da gerência da integridade, como monitoramento 
de desempenho da estrutura e de modo a assegurar sua segurança (RODRIGUES, 
2018). Carvalho et al. (2009) mencionam que as manutenções de unidades flutuantes 
são periódicas e ocorrem a cada 60 meses, geralmente. O número varia conforme a 
Sociedade Classificadora e o tempo de operação do sistema. Sistemas mais antigos 
requerem inspeções e manutenções com menores intervalos de tempo entre elas.
Neste capítulo, serão listadas as principais técnicas de inspeção e reparo de risers 
submarinos. Vale ressaltar que, dependendo da normativa adotada, todo um plano 
de manutenção deve ser elaborado para que o projeto seja classificado. Normalmente, 
são técnicas baseadas em análise de risco que levam em consideração o histórico de 
projetos do mesmo contratante. 
Inspeção de risers
É comum que tanto normativas quanto empresas exploradoras de petróleo mantenham 
uma documentação relativa aos procedimentos de manutenção e inspeção de sua 
planta produtora de petróleo. Santos (2016) fez um apanhado geral da norma N-1487 
- Inspeção de Dutos Rígidos Submarinos, da Petrobrás, que divide a inspeção em dois 
trechos da linha, o emerso e o submerso. O trecho emerso é dividido em duas regiões, 
enquanto o trecho submerso possui três regiões distintas. 
O procedimento detalhado na normativa e citado por Santos (2016) é rigoroso, averigua 
corrosão, perda de massa e aspectos da área de operação. Essa documentação pode 
servir como um norte quando não se dispõe de um plano detalhado de inspeção.
A figura 40 mostra as cinco regiões compreendidas pela norma N-1487 da Petrobrás. 
Os procedimentos adotados para cada uma das duas regiões (emersa e submersa) são 
detalhados a seguir. 
88
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
Figura 40. Trechos e regiões de inspeção de um riser.
Fonte: Petrobrás (2014) apud Santos (2016).
Trecho emerso
Trata-se das regiões acima da lâmina d’água, indicadas pelos números 4 e 5 na figura 
acima. O objetivo geral é avaliar espessuras de parede, detectar trincas e inspecionar 
visualmente os componentes do sistema. 
Medição da espessura de parede
Quando se detecta a presença de corrosão na parede externa do duto, as espessuras de 
parede do duto devem ser tomadas por ultrassom, conforme uma normativa, como por 
exemplo a NBR 15824, relativa à utilização de ultrassom para a medição de espessuras. 
Outros instrumentos de medição podem ser utilizados, desde que tenham princípio 
não destrutivo e o procedimento para aferir os valores seja baseado em uma norma. Na 
ZVM (Zona de Variação de Maré), quando não for possível a utilização de ultrassom,é orientado o uso de processos substitutivos, como a inspeção por ondas guiadas. 
A averiguação dos resultados obtidos deve seguir a Norma N-2786 — Avaliação de 
Defeitos em Oleodutos e Gasodutos Terrestres e Submarinos Rígidos em Operação 
(PETROBRAS N-1487, 2014).
Detecção de trincas
É uma inspeção normalmente realizada em regiões com tendência à falha por fadiga, 
corrosão sob tensão e de mossa (SANTOS, 2016). A norma da Petrobrás indica três 
principais métodos para a detecção de defeitos: a inspeção por partículas magnéticas, 
89
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
por ACFM - Alternating Current Field Measurement e por líquidos penetrantes, sendo 
todos estes ensaios não destrutivos.
Na inspeção por partículas eletromagnéticas, uma região do duto é submetida a um 
campo magnético, buscando uma descontinuidade existente e, consequentemente, 
uma falta de continuidade magnética. A descontinuidade causará uma fuga de fluxo 
magnético, o que atrai partículas ferromagnéticas para o local do defeito (ANDREUCCI, 
2002 apud SANTOS, 2016).
Na ACFM, que se trata de uma medição com base no campo de corrente alternada, 
envia-se uma sonda encarregada de transmitir dois sinais a um software de detecção, 
o primeiro é o do campo magnético paralelo à borda da trinca e o segundo de mesma 
intensidade só que perpendicular à superfície do metal, o software, então, interpola 
os sinais e apresenta o resultado em um computador (MARTINS et al., 2002 apud 
SILVA, 2016).
A terceira técnica é a de Líquido Penetrante, onde um líquido penetrante é aplicado 
sobre uma superfície do duto, este penetra nas falhas e, após a remoção do excesso, 
aplica-se um revelador. O revelador é responsável por sugar o líquido penetrante e 
revelar as descontinuidades (ANDREUCCI, 2013 apud SANTOS, 2016).
Inspeção visual
A inspeção visual é utilizada na detecção de fissuras e defeitos em qualquer escala 
de tamanho. Por ser uma técnica subjetiva, necessita de conhecimento e preparo do 
inspetor, além de que deve seguir uma série de regras para sua execução e avaliação. O 
ensaio visual pode ser realizado no método direto, a olho nu, e com auxílio de lentes 
corretoras (SM CONTINENTAL, 2013 apud SANTOS, 2016). 
São analisados o lançador e recebedor do PIG (um equipamento de inspeção inserido 
dentro do duto), trechos de superfície, flanges, válvulas de bloqueio, suportes, válvulas 
de seguranças e acessórios. Vazamentos, corrosão, deformação e trincas devem ser 
verificados e registrados caso ocorram, também deve ser feita uma inspeção do trecho 
sob isolamento térmico na busca de falhas e condições que resultem em falha no 
isolamento, além disso, deve-se verificar as condições físicas de válvulas e instrumentos 
(PETROBRAS N-1487, 2014 apud SANTOS, 2016).
90
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
Trecho submerso
São as regiões localizadas abaixo do nível do mar, mostradas na figura 40 pelos números 
1, 2 e 3. Deve-se ter um programa de inspeção que contemple toda linha de duto de 
maneira visual, da situação da proteção catódica e aspectos geológicos e geotécnicos 
do solo (PETROBRAS N-1487, 2014 apud SANTOS, 2016).
Inspeção visual
A NBR 16244 — Ensaios não destrutivos — Ensaio visual — Inspeção subaquática detalha 
como deve ser feita a inspeção visual dos dutos. Esta inspeção é realizada por meio de 
mergulhadores ou ROV e tem como objetivo examinar o estado de vários aspectos 
do sistema e do ambiente, como o solo marinho, condições de enterramento, estado 
dos revestimentos, presença de incrustações, amassamentos, corrosão e estados dos 
ânodos de sacrifício, existência de vazamentos e de vãos livres, condição de calçamento 
e movimentação de duto (PETROBRAS N-1487, 2014 apud SANTOS, 2016). 
Inspeção da proteção catódica
Os dutos submarinos contam com um sistema de produção catódica com base em 
corrente impressa e que já foi detalhado na seção que trata de pipelines. De acordo com 
Dutra e Nunes (2011) apud Santos (2016), consiste em transformar estrutura em uma 
pilha artificial com base nos princípios da eletroquímica, assim combatendo a corrosão. 
A avaliação do estado atual da proteção catódica consiste em verificar a vida residual 
dos ânodos e medir o potencial eletroquímico por meio de técnicas como medição 
por contato ou do eletrodo remoto. Caso haja problemas no revestimento e exposição 
da superfície metálica, tem-se um maior grau de importância (PETROBRAS N-1487, 
2014 apud SANTOS, 2016).
Inspeção geológica e geotécnica
Trata-se de uma série de inspeções para verificar condições ambientais que podem 
causar danos aos dutos. Essa inspeção é dividida em duas categorias, dependentes uma 
da outra, uma periódica e outra específica (SANTOS, 2016).
A inspeção periódica deve garantir um perfeito reconhecimento das ocorrências 
geológicas do leito marinho na região das linhas, observando qualquer tipo de ocorrência 
que indique risco à integridade do duto, e a específica deve ser realizada quando a 
inspeção periódica constatar algum tipo de risco em determinada área ou situação 
geológica (PETROBRAS N-1487, 2014 apud SANTOS, 2016).
91
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
Reparo de risers
Sun et al. (2015) sugerem uma série de metodologias a serem empregadas para diferentes 
tipos de reparos emergenciais, considerando o tipo de vazamento e sua escala (pequena 
ou grande). A escolha entre cada um dos métodos tem como pré-requisito uma inspeção 
visual do riser. 
Reparos de pequena escala
De acordo com o procedimento proposto por Sun et al. (2015), depois da determinação 
da localização do vazamento com base em uma inspeção visual, seja por mergulhadores 
ou por veículos ROV, uma máquina de reparo de tubo multifuncional operada por 
ROV é usada para limpar o tubo externamente, usando uma escova de aço na superfície 
do tubo, de modo a não danificar os dispositivos de tamponamento do mecanismo 
de vedação. 
O tamanho da área danificada e a curvatura do tubo são medidos usando equipamento de 
medição, a fim de satisfazer os requisitos de vedação de dispositivos de tamponamento. 
Depois que o acessório de conexão chega ao lugar de reparo, guiado pelo ROV, que 
conclui a vedação dos acessórios de tamponamento. O veículo operado remotamente 
preenche o material de isolamento, solda o tubo externo e finalmente o reveste com 
anticorrosivo.
Após concluir o trabalho de reparo da tubulação, é necessário testá-la sob a pressão 
de produção por 24 horas. Depois que o sistema passa no teste, o ROV finalmente se 
retira do campo de manutenção. 
Reparos em grande escala
Sun et al. (2015) sugerem que seja feita uma remoção da seção danificada após a instalação 
de um desvio do duto. Esse tipo de reparo é aplicado quando grandes rachaduras 
causadas por corrosão, força externa, defeito de material, danos de construção e 
desastres naturais são descobertas pela inspeção visual do ROV, o método de reparo de 
emergência de derramamento de óleo de grande escala em dutos em águas profundas 
deve ser adotado.
A localização do vazamento é determinada usando detecção visual operada por ROV, 
com equipamento acústico. Uma máquina multifuncional de reparo de tubulação, 
controlada por ROV, é usada para remover o revestimento anticorrosivo na superfície 
da tubulação, tornando a superfície lisa para vedação fácil. O ROV mede a geometria 
e auxilia na instalação do T mecânico, sela com uma máquina de rosqueamento e abre 
a válvula sanduíche.
92
UNIDADE IV | ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS
Após a pré-fabricação e teste de pressão do tubo de desvio, é instalado o T de desvio e, 
em seguida, a linha de desvio. A válvula é aberta por ROV, conecta-se o duto substituído 
e o petróleo bruto é conduzido pelo trecho de desvio, verificando-se a estanqueidade. 
O óleo cru é substituído por nitrogênio, e a seção de riser é removida.
Os flanges esféricos são instalados nas extremidades da tubulação para, então, seguirem 
para a instalação da nova seção do tubo. Ajusta-se a pressão da linha, a linha dedesvio é 
removida e se faz o teste de pressão. O critério é o mesmo do modo de reparo anterior.
Equipamentos de inspeção
As inspeções são feitas internamente e externamente. Externamente são utilizados 
mergulhadores ou veículos operados remotamente, os ROV, sendo o segundo mais 
vantajoso para águas ultra profundas. Internamente são utilizados PIGs (pipeline 
inspection gauge), já que os dutos possuem diâmetro relativamente pequeno, o que 
impede uma inspeção por mergulhadores, por exemplo. 
ROV
A sigla ROV (Remotely Operated Vehicle) deriva do inglês e é traduzida livremente como 
Veículo Operado Remotamente. Segundo Lapierre (2006) apud Sonaglio (2017), são 
veículos teleoperados que possuem manipuladores para a execução de tarefas. Nos 
ROVs podem ser acoplados vários sensores e ferramentas como sonares de imagens, 
filmadoras de vídeo e braços manipuladores, serras rotativas, bombas dragas, furadeiras 
etc. (IANNOTTA, 2020). Os ROVs possuem uma faixa de operação que vai até altas 
profundidades (milhares de metros), suportam correntezas severas e altas pressões.
 Figura 41. ROV.
Fonte: Iannotta, 2020.
93
ANÁLISE E MANUTENÇÃO DE RISERS | UNIDADE IV
De acordo com Sonaglio (2017), o ROV é operado debaixo d’água e, normalmente, 
é lançado a partir de embarcações. O veículo conta com sistemas de posicionamento 
dinâmico que provêm capacidade de manobra. Também possui a capacidade de 
estabilizar sua posição e rastrear pontos de interesse e trajetórias. Trata-se de um 
sistema que possui resolução milimétrica, podendo fornecer dados em alta resolução 
de monitoramento e é alimentado por um umbilical, o qual une o ROV à unidade 
flutuante, responsável pelo fornecimento tanto de alimentação elétrica quanto de um 
canal de comunicação com a superfície.
PIG
O interior dos dutos é um local de difícil acesso. Além destes possuírem diâmetro 
relativamente pequeno, que impossibilita a inspeção por mergulhadores ou ROV, 
são atacados por corrosão mais intensamente do que no exterior. Para a inspeção, 
são utilizados equipamentos denominados PIGs, os quais são equipamentos que se 
movem pelo interior do riser e coletam dados relativos ao estado das paredes, como 
informações sobre corrosão, defeitos e trincas. Para linhas curtas, um umbilical faz 
a alimentação do PIG, em tubulações mais extensas o mesmo é impulsionado pelo 
próprio fluido e alimentado por baterias. 
 Figura 42. PIG.
Fonte: StarTrack, 2020.
Existem diferentes tipos de pigs, alguns para inspeção e outros para a limpeza interna 
do duto. De acordo com Sarti, Araújo e Pinto (2011), existem três principais classes 
de PIGs, os de utilidade, que executam funções diferentes de inspeção, os de inspeção 
e os especiais, que geralmente servem como isolamento quando é necessário executar 
algum reparo na linha. 
94
PARA (NÃO) FINALIZAR
O Brasil possui um grande potencial de produção de petróleo, como já sabemos. 
Principalmente depois da descoberta da camada do Pré-sal e com os constantes 
investimentos de empresas nacionais e multinacionais nesse setor, em nosso país. Assim, 
faz-se necessária a contratação de mão de obra qualificada tanto para o desenvolvimento 
de novos projetos de sistemas de exploração quanto para a manutenção dos já existentes.
O projeto de dutos submarinos é mais complexo do que o projeto de outros tipos 
de duto, principalmente por estes estarem expostos em ambiente com diferença de 
pressão, corrosivo e de natureza incerta. Porém, são sistemas cuja compreensão está 
basicamente fechada e dispõem de equacionamentos clássicos que podem ser aplicados 
no projeto. Além disso, são estruturas estáticas e de modelagem analítica muito mais 
simples. 
Porém, ainda mais complexo que o projeto de dutos submarinos é o projeto de risers. 
Estas são linhas dinâmicas, impostas à incerteza das correntes marítimas e a fenômenos 
causados por elas. São sistemas com múltiplas incógnitas de projeto e estas devem ser 
avaliadas com cuidado, geralmente com a utilização de ferramentas computacionais 
para verificação e adequação às normativas. 
É importante que sejam compreendidas todas as incertezas relativas a todo o processo 
de produção de petróleo, tanto na fase de projeto de implantação de um novo campo 
de exploração quanto na fase de operação. Uma plataforma opera por, pelo menos, 
vinte anos e é crucial que esta não falhe, bem como todos os seus subsistemas, como 
risers, dutos e demais acessórios submarinos. 
A falha de uma estrutura flutuante desse porte não resulta apenas em perdas financeiras, 
mas, também, pode acarretar desastres ambientais que colocam em xeque a sobrevivência 
de todo um ecossistema. As normas existem para evitar esse tipo de evento, mas mesmo 
com a vigência destas, o projetista deve sempre manter sua atenção durante cada etapa 
do processo de concepção de tais estruturas. 
95
REFERÊNCIAS 
4SUSEAS. Risers and Flowlines. Disponível em: https://www.4subsea.com/solutions/flexible-
risers/. Acesso em: 20 dez. 2020.
AKINADE, Akinwumi Emmanuel. Mathematical Modeling of Gas Volumetric Flow Rate. IJRIT, 
v. 1, n. 5, pp. 74-78, 2015.
ALJUNDI, Khaled. What is a Pipeline riser. 2020. Disponível em: http://www.webbusterz.org/
what-is-a-pipeline-riser/. Acesso em: 15 dez. 2020.
ALKAZRAJI, Duraid. A Quick Guide to Pipeline Engineering. Cambridge: Woodhead Publishing, 
2008.
ALVARENGA, Henrique. Matriz de transportes do Brasil à espera dos investimentos. 2020. 
Disponível em: https://www.ilos.com.br/web/matriz-de-transportes-do-brasil-a-espera-dos-
investimentos/. Acesso em: 24 out. 2020.
ARRUDA, Marcos Diego S. V.; MARTINS, Michele A. L.; LAGES, Eduardo N. Otimização dos 
flutuadores de risers com catenária em configuração complexa. In: SEMINA: CIÊNCIAS EXATAS 
E TECNOLÓGICAS, 33., 2012, Londrina. Anais. Londrina: Uel,. pp. 149-164. 2012.
BAI, Yong. Pipelines and Risers. Londres: Elsevier Science, 3 v. 2001.
BAI, Yong.; BAI, Qiang. Subsea Pipelines and Risers. Londres: Elsevier Science, 840 p. 2005.
BAI, Yong.; BAI, Qiang. Subsea Engineering Handbook. Oxford: Elsevier, 2010.
BIRAL, Guilherme Zogaib. Apostila de Equipamentos Submarinos. S.L: Univen, 2010.
CARVALHO, Antonio Alves.; PEREIRA, Marcelo Cavalcante.; BOUCHONNEAU, Nadège.; FARIAS, 
José Alexandre Barbosa.; BRITO, Jorge Luiz Farias. Inspeção submarina: perspectivas e avanços. 
Rev. Tecnol. Fortaleza, Fortaleza, v. 30, n. 2, pp. 198-209, dez. 2009.
ÇENGEL, Yunus A.; CIMBALA, John M. Fluid Mechanics: fundamentals and applications. 3. ed. 
New York: McGrall-Hill, 2014.
CHEN, James. Christmas tree: oil and gas. 2020. Disponível em: https://www.investopedia.com/
terms/c/christmas-tree-oil-and-gas.asp. Acesso em: 10 dez. 2020.
TE, Chow Ven. Hidráulica de los canales abiertos. Editorial Diana México. 1982.
COELHO, Cesar Willrich. Transporte dutoviário: características diante do sistema viário brasileiro. 
2009. 43 f. Monografia (Relatório de Estágio Obrigatório) - Curso de Comércio Exterior, Centro de 
Ciências Sociais Aplicadas - Gestão, Universidade do Vale do Itajaí, Itajaí, 2009.
COMUSCONSTRUCTION. Our Services. Disponível em: http://www.comusconstruction.com/
services/earthwork.html. Acesso em: 12 nov. 2020.
DEAN, E. T. R. Offshore geotechnical engineering: principles and practice. Londres: Thomas 
Telford, 2010.
DET NORSKE VERITAS. DNV-OS-F101: Submarine Pipeline Systems. Oslo: Det Norske Veritas, 
2013. Disponível em: https://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2013-10/OS-F101.pdf. 
Acesso em: 10 nov. 2020.
96
REFERêNCIAS 
DET NORSKE VERITAS. DNV-OS-F201: Dynamic Riser. Oslo: Det Norske Veritas, 2010. Disponível 
em: https://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/docs/2010-10/Os-F201.pdf. Acesso em: 10 dez. 
2020.
ENGENHARIA COMPARTILHADA, Portal Eletrônico Engenharia Compartilhada, 2014. Disponível 
em: https://www.engenhariacompartilhada.com.br/Biblioteca/Capitulos/36054_transporte-
dutoviario. Acesso em: 24 out. 2020.
FRAGA, Vinicius Serta. Análise fluidodinâmica computacional do gradiente de temperatura 
e daestabilidade em dutos submarinos. 2017. 61 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de 
Petróleo, Universidade Federal Fluminense, Niterói, 2017.
FROUFE, Leile Maranhão. Análise comparativa de critérios de dimensionamento de risers 
rígidos. 216 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Ciências em Engenharia Oceânica, Universidade 
Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2006.
GAKUO, Joe Watson. Your Ultimate Guide on Oil and Gas Christmas Trees. 2020. Disponível 
em: https://www.upstreamawards.com/oil-and-gas-christmas-tree/. Acesso em: 10 dez. 2020.
GALGOUL, Elton Charles. Simulação numérica de procedimentos de instalação de dutos 
submarinos. 2009. 239 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Civil, Universidade Federal 
do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2009
GATE ENERGY. INTRODUCTION TO RISERS. Disponível em: https://gate.energy/the-arrow-
blog/pme/gat2004-gkp-2015-02/introduction-to-risers. Acesso em: 20 dez. 2020..
GRACON LLC. Types of pipelines. Disponível em: https://graconllc.com/types-of-pipelines/. 
Acesso em: 25 out. 2020.
GUO, Boyun.; CHACKO, Jacob.; SONG, Shanhong.; GHALAMBOR, Ali. Offshore Pipelines. 
Londres: Gulf Professional Publishing, 304 p. 2005.
HO, Michael.; EL-BORGI, Sami.; PATIL, Devendra.; SONG, Gangbing. Inspection and monitoring 
systems subsea pipelines: a review paper. Structural Health Monitoring, [S.L.], v. 19, n. 2, pp. 
606-645, 2 abr. 2019.
HOW Do Umbilicals Work? Disponível em: https://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_
id=309&c_id=. Acesso em: 23 out. 2020.
IANNOTTA, Fabio. O que é um ROV? Disponível em: http://www.hibbardinshore.com/o-que-
e-um-rov/. Acesso em: 24 dez. 2020.
IBDMAR. Cabo submarino de 10.000 quilômetros ligará a Europa ao Brasil. Disponível em: 
http://www.ibdmar.org/2017/05/cabo-submarino-de-10-000-quilometros-ligara-europa-ao-brasil/. 
Acesso em: 10 nov. 2020.
KYRIAKIDES, Stelios.; CORONA, Edmundo. Mechanics of Offshore Pipelines: buckling and 
collapse. Londres: Elsevier Science, 448 p. 2007.
JIAO, G.; SOTBERG, T.; BRUSCHI, R.; VERLEY, R.; MOERK, K. The SUPERB project: Wall 
thickness design guideline for pressure containment of offshore pipelines. United States: 
N. p., 1996. Web.
97
REFERêNCIAS 
LACERDA, Thiago Ângelo Gonçalves de. Análise de sistemas de ancoragem de plataformas 
flutuantes. 2005. 67 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia Civil, Universidade Federal do 
Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2005.
LANKHORST. Vortex Induced Vibrations Suppression. Disponível em: https://www.lankhorst-
offshore.com/en/vortex-induced-vibrations. Acesso em: 13 dez. 2020.
LEE, Jessica. Christmas Tree or Wellhead? 2017. Disponível em: https://www.valvemagazine.
com/magazine/sections/new-know-your-valves/8736-christmas-tree-or-wellhead.html. Acesso 
em: 10 dez. 2020.
MALTA, Eduardo Ribeiro. Projeto de um riser flexível para águas ultraprofundas. 105 f. 
TCC (Graduação) - Curso de Engenharia Mecânica, Universidade de São Paulo, São Paulo, 2010.
MANIFOLD. Applications in the Oil and Gas Industry. 2017. Disponível em: https://www.
honiron.com/manifold-applications-oil-gas-industry/. Acesso em: 25 dez. 2020.
MARINE WELL CONTEINMENT. System Care & Deployment. Disponível em: https://
marinewellcontainment.com/system-care-deployment/. Acesso em: 23 dez. 2020.
MARTINS, Michele Angra. Otimização da configuração de risers verticais complacentes. 175 f. 
Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Civil, Universidade Federal de Alagoas, Maceió, 2011.
MFX DO BRASIL. Who is MFX. Disponível em: https://www.mfx.com.br/us/who-is-mfx/. 
Acesso em: 28 dez. 2020.
MINASJR. Entenda o que é um mineroduto. Disponível em: https://www.minasjr.com.br/
entenda-o-que-e-um-mineroduto/. Acesso em: 15 nov. 2020.
MODAL DUTOVIÁRIO: Material de Estudo. Material de Estudo. Disponível em: https://www.
logisticaavancada.com.br/modal-dutoviario-material-de-estudo/. Acesso em: 25 out. 2020.
MODAL DUTOVIÁRIO: Vantagens e Desvantagens. Vantagens e Desvantagens. 2015. Disponível 
em: http://transportedutoviario.blogspot.com/2015/04/modal-dutoviario-vantagens-e.html. Acesso 
em: 24 out. 2020.
MOHITPOUR, Mo.; GOLSHAN, Hossein.; MURRAY, Matthew Alan. Pipeline Design & 
Construction: a practical approach. 2. ed. S.L: Asme Press, 2003.
NARIÑO, Giovanny Alfredo Rey. Otimização de Risers em Catenária com Amortecedores 
Hidrodinâmicos. 119 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Civil, Departamento de 
Engenharia Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2014.
OFFSHORE. Riser fairings bring improvements in VIV, drag suppression. 2007. Disponível em: 
https://www.offshore-mag.com/deepwater/article/16760921/riser-fairings-bring-improvements-
in-viv-drag-suppression. Acesso em: 10 dez. 2020.
OLIVEIRA, Américo.; PAULA, Marcus Tadeu Rodrigues de. Rígido ou flexível? 2018. Disponível 
em: https://petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/rigido-ou-flexivel-qual-o-melhor/. Acesso 
em: 15 dez. 2020.
PESCE, Celso P.; RAMOS JUNIOR, Roberto. Risers – Flexible Pipes and Umbilicals: local structural 
analysis. São Paulo: Universidade de São Paulo, 2020. (Notas de aula do programa de colaboração 
Brasil-Japão, curso de Risers e pipelines).
98
REFERêNCIAS 
PESSOA, Thiago Aureliano. Logística brasileira: um estudo teórico do modal dutoviário. 76 
f. TCC (Graduação) - Curso de Administração, Departamento de Administração, Universidade 
Federal da Paraíba, João Pessoa, 2016. Disponível em: https://repositorio.ufpb.br/jspui/
bitstream/123456789/2020/1/TAP08092017.pdf. Acesso em: 24 out. 2020.
PESTANA, Creso.; DO ESPÍRITO SANTO, Eniel. Gasoduto: uma análise das etapas do projeto de 
implantação. VETOR-Revista de Ciências Exatas e Engenharias, v. 21, n. 2, pp. 44-59, 2011.
PETROBRÁS. Fatos e dados: conheça curiosidades sobre equipamentos de nossos sistemas 
submarinos. 2015. Disponível em: https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/conheca-curiosidades-
sobre-equipamentos-de-nossos-sistemas-submarinos.htm. Acesso em: 10 dez. 2020.
PETRÓLEO HOJE. Risers rígidos voltam a ser considerados. 2018. Disponível em: https://
petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/risers-rigidos-voltam-a-ser-considerados/. Acesso em: 
12 dez. 2020.
PIPELINE SAFETY TRUST. PIPELINE BRIEFING PAPER #2: Pipeline Basics & Specifics About 
Natural Gas Pipelines. Bellingham, 2015.
RAMOS JUNIOR, Roberto. Modelos analíticos no estudo do comportamento estrutural de 
tubos flexíveis e cabos umbilicais. Tese (Doutorado em Engenharia Mecânica) - Escola Politécnica, 
Universidade de São Paulo, São Paulo, 2001. 
RICCOMINI, Claudio et al. Pré-sal: geologia e exploração. Revista USP, n. 95, pp. 33-42, 2012.
RICE, Corey. Synergi Gas. S.L: Det Norske Veritas, 2016.
RODRIGUES, Lucas de Oliveira Castro Ferreira. Simulação do sistema logístico de inspeção 
de integridade dos risers e equipamentos submarinos. 121 f. TCC (Graduação) - Curso de 
Engenharia Naval e Oceânica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2018.
SAL HEAVY LIFT. Offshore & Gas Industry. Disponível em: https://sal-heavylift.com/solutions/
marine-projects/oil-gas-offshore. Acesso em: 20 dez. 2020.
SANTOS, Wesley Resende dos. A Importância da inspeção em dutos submarinos na prevenção 
de riscos ambientais em águas oceânicas. In: Congresso técnico científico da engenharia e da 
agronomia. Foz do Iguaçu: Confea, pp. 1-5. 2016.
SARTI, Caio.; ARAÚJO, Renan de.; PINTO, Sâmara. PIG: tecnologia para tubulações. Rio de 
Janeiro: Uezo, 2011. 
SET OF EXTENSIVE BLOGS. KNOW WELL BEFORE YOU PICK THE BEST FLEXIBLE 
RISERS. 2015. Disponível em: https://setofextensiveblogs.wordpress.com/2015/04/21/know-
well-before-you-pick-the-best-flexible-risers/. Acesso em: 10 dez. 2020.
SILVA, Danilo Machado Lawinscky da. Ferramentas computacionais para a análise e projeto 
de instalação de dutos submarinos. 289 f. Tese (Doutorado) - Curso de Engenharia Civil, 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2009.
SILVA, Fernanda Rizzi Gama da. Formação de laços na zona crítica de contatode um riser 
flexível. 106 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia Aeroespacial, Universidade Federal do 
Abc, Santo André, 2019.
99
REFERêNCIAS 
SONAGLIO, Rangel. Tecnologias e técnicas para inspeção de dutos e estruturas submarinas 
em águas rasas com AUV. 2017. 217 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia e Ciências 
Mecânicas, Universidade Federal de Santa Catarina, Joinville, 2016.
SOUZA, Ricardo Dias de. Projeto Mecânico de Dutos. Rio de Janeiro: Puc-Rio, 2020. 
STARTRACK. An overview of today’s pigging technology. Disponível em: http://www.starpig.
com/Pigging_Overview.html. Acesso em: 12 dez. 2020.
STUCKENBRUCK, Sidney. Escoamento de líquidos e gases em dutos. Porto Alegre: [S.N.]. 
Curso de extensão para a Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul. 2012.
SUBSEA PROTECTION SYSTEMS. Concrete Mattresses. Disponível em: https://www.
subseaprotectionsystems.co.uk/concrete-mattresses. Acesso em: 22 dez. 2020.
SUN, Chenggong.; MAO, Dongfeng.; ZHAO, Tianfeng.; SHANG, Xianchao.; WANG, Yang.; 
DUAN, Menglan. Investigate Deepwater Pipeline Oil Spill Emergency Repair Methods. 
Aquatic Procedia, [S.L.], v. 3, pp. 191-196, mar. 2015. Elsevier BV.
TRANSPETRO (org.). Relatório Anual Integrado 2019. S.L, 2020.
TRANSPORTE DUTOVIÁRIO. 201?. Disponível em: https://www.todamateria.com.br/transporte-
dutoviario/. Acesso em: 24 out. 2020.
TYPES OF PIPELINES. Disponível em: http://eprints.tktk.ee/232/2/types_of_pipelines.html. 
Acesso em: 25 out. 2020.
UMBILICAL. 2012. Disponível em: https://2b1stconsulting.com/umbilical/. Acesso em: 23 dez. 2020.
WEB NORDESTE. Compact Wellhead. Disponível em: https://webnordeste.com.br/en/products/
onshore-products/compact-wellhead. Acesso em: 25 dez. 2020.
WHITESIDES, Randall W. Selecting the optimum pipe size. Fairfax: Phd Center. 81 p. Curso 
de extensão para a Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul. 2012.
	Apresentação
	Organização do Caderno de Estudos e Pesquisa
	Introdução
	Unidade I
	Pipelines
	Capítulo 1
	Pipelines submarinos: tipos e características construtivas
	Capítulo 2
	Modal dutoviário
	Unidade II
	Dimensionamento e manutenção de pipelines
	Capítulo 1
	Dimensionamento de pipelines
	Capítulo 2
	Manutenção de pipelines
	Unidade III
	Risers
	Capítulo 1
	Risers: tipos e características construtivas
	Capítulo 2
	Manifolds e demais acessórios submarinos
	Unidade IV
	Análise e manutenção de risers
	Capítulo 1
	Fundamentos da análise de risers
	Capítulo 2
	Manutenção de risers
	Para (não) finalizar
	Referências