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<p>INSTALAÇÃO E</p><p>MANUTENÇÃO DE</p><p>LINHAS SUBMERSAS</p><p>Elaboração</p><p>Masaju Alves Uchikado</p><p>Produção</p><p>Equipe Técnica de Avaliação, Revisão Linguística e Editoração</p><p>SUMÁRIO</p><p>APRESENTAÇÃO ........................................................................................................................................................ 4</p><p>ORGANIZAÇÃO DO CADERNO DE ESTUDOS E PESQUISA ................................................................................. 5</p><p>INTRODUÇÃO.............................................................................................................................................................. 7</p><p>UNIDADE I</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS ................................................................................................................................................................... 9</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>AMBIENTE DE TRABALHO E AVALIAÇÃO PRELIMINAR ....................................................................................................................... 9</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>TÉCNICAS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS .......................................................................................................................................... 14</p><p>UNIDADE II</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS ............................................................................................................................................ 48</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>TUBOS E DUTOS .................................................................................................................................................................................................. 48</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>ACESSÓRIOS ........................................................................................................................................................................................................ 83</p><p>UNIDADE III</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS .............................................................................................................................................................. 97</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>PLANEJAMENTO DE MANUTENÇÃO SUBMARINA .............................................................................................................................. 97</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>TÉCNICAS DE MANUTENÇÃO SUBMARINA ......................................................................................................................................... 100</p><p>UNIDADE IV</p><p>AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO ........................................................................................................................................................... 119</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>ANÁLISE DE RISCO ........................................................................................................................................................................................... 119</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>ESTUDOS DE CASO .......................................................................................................................................................................................... 122</p><p>PARA (NÃO) FINALIZAR ......................................................................................................................................... 131</p><p>REFERÊNCIAS ........................................................................................................................................................ 134</p><p>4</p><p>APRESENTAÇÃO</p><p>Caro aluno</p><p>A proposta editorial deste Caderno de Estudos e Pesquisa reúne elementos que se</p><p>entendem necessários para o desenvolvimento do estudo com segurança e qualidade.</p><p>Caracteriza-se pela atualidade, dinâmica e pertinência de seu conteúdo, bem como</p><p>pela interatividade e modernidade de sua estrutura formal, adequadas à metodologia</p><p>da Educação a Distância – EaD.</p><p>Pretende-se, com este material, levá-lo à reflexão e à compreensão da pluralidade</p><p>dos conhecimentos a serem oferecidos, possibilitando-lhe ampliar conceitos</p><p>específicos da área e atuar de forma competente e conscienciosa, como convém</p><p>ao profissional que busca a formação continuada para vencer os desafios que a</p><p>evolução científico-tecnológica impõe ao mundo contemporâneo.</p><p>Elaborou-se a presente publicação com a intenção de torná-la subsídio valioso, de modo</p><p>a facilitar sua caminhada na trajetória a ser percorrida tanto na vida pessoal quanto na</p><p>profissional. Utilize-a como instrumento para seu sucesso na carreira.</p><p>Conselho Editorial</p><p>5</p><p>ORGANIZAÇÃO DO CADERNO</p><p>DE ESTUDOS E PESQUISA</p><p>Para facilitar seu estudo, os conteúdos são organizados em unidades, subdivididas em</p><p>capítulos, de forma didática, objetiva e coerente. Eles serão abordados por meio de</p><p>textos básicos, com questões para reflexão, entre outros recursos editoriais que visam</p><p>tornar sua leitura mais agradável. Ao final, serão indicadas, também, fontes de consulta</p><p>para aprofundar seus estudos com leituras e pesquisas complementares.</p><p>A seguir, apresentamos uma breve descrição dos ícones utilizados na organização dos</p><p>Cadernos de Estudos e Pesquisa.</p><p>Provocação</p><p>Textos que buscam instigar o aluno a refletir sobre determinado assunto</p><p>antes mesmo de iniciar sua leitura ou após algum trecho pertinente para</p><p>o autor conteudista.</p><p>Para refletir</p><p>Questões inseridas no decorrer do estudo a fim de que o aluno faça uma</p><p>pausa e reflita sobre o conteúdo estudado ou temas que o ajudem em</p><p>seu raciocínio. É importante que ele verifique seus conhecimentos, suas</p><p>experiências e seus sentimentos. As reflexões são o ponto de partida para</p><p>a construção de suas conclusões.</p><p>Sugestão de estudo complementar</p><p>Sugestões de leituras adicionais, filmes e sites para aprofundamento do</p><p>estudo, discussões em fóruns ou encontros presenciais quando for o caso.</p><p>Atenção</p><p>Chamadas para alertar detalhes/tópicos importantes que contribuam</p><p>para a síntese/conclusão do assunto abordado.</p><p>6</p><p>ORgANIzAÇÃO DO CADERNO DE ESTUDOS E PESQUISA</p><p>Saiba mais</p><p>Informações complementares para elucidar a construção das sínteses/</p><p>conclusões sobre o assunto abordado.</p><p>Sintetizando</p><p>Trecho que busca resumir informações relevantes do conteúdo, facilitando</p><p>o entendimento pelo aluno sobre trechos mais complexos.</p><p>Para (não) finalizar</p><p>Texto integrador, ao final do módulo, que motiva o aluno a continuar a</p><p>aprendizagem ou estimula ponderações complementares sobre o módulo</p><p>estudado.</p><p>7</p><p>INTRODUÇÃO</p><p>Linhas submarinas são utilizadas em diversas aplicações, como, por exemplo,</p><p>na indústria de óleo e gás e na indústria de telecomunicações. A indústria de</p><p>óleo e gás utiliza diferentes tipos de equipamentos submarinos, entre eles o</p><p>conjunto chamado de umbilicais, risers e flowlines (BAI; BAI, 2018, pp. 838;</p><p>886; 920). Ressalta-se que esse conjunto pode ter diferentes utilidades e ser</p><p>aplicado em diferentes etapas da cadeia de produção de óleo e gás. Neste</p><p>conteúdo, abordaremos o conjunto utilizado durante a produção de um Sistema</p><p>Submarino de Produção (SPS) (não serão abordados risers de perfuração,</p><p>utilizados durante desenvolvimento do SPS).</p><p>As linhas submarinas têm como principal função interligar diferentes</p><p>equipamentos submarinos entre si ou interligar uma unidade, em terra ou</p><p>no mar, a um equipamento submarino. Ressalta-se que as características</p><p>do ambiente submarino e dos hidrocarbonetos influenciam diretamente o</p><p>desenvolvimento e o projeto dos equipamentos submarinos. Um exemplo é o</p><p>desenvolvimento das Árvores de Natal Molhada, equipamento composto de</p><p>válvulas, dutos, conexões e vedações que permite a produção de hidrocarbonetos,</p><p>além de ser considerado uma barreira de proteção entre o poço e a unidade</p><p>de produção (BAI; BAI, 2018, p. 20; 698).</p><p>Além dos equipamentos utilizados para desenvolvimento de um SPS, as linhas</p><p>submarinas, sejam elas para controle, escoamento da produção do reservatório</p><p>ou injeção de fluidos, também necessitam desenvolvimento específico conforme</p><p>as características ambientais e dos reservatórios de hidrocarbonetos. Um</p><p>exemplo presente na indústria de óleo e gás é o desenvolvimento</p><p>para proteger as camadas adjacentes</p><p>contra a fricção entre elas.</p><p>» Armadura de tração (tensão) de aço-carbono – resistem às cargas</p><p>axiais e à torção.</p><p>» Capa externa polimérica – esta camada é resistente à abrasão e à</p><p>corrosão.</p><p>Azevedo (2018, p. 8) destaca que os materiais mais usados para fabricação dos</p><p>componentes supracitados são:</p><p>Quadro 2. Propriedades revestimentos anticorrosivos.</p><p>Camada Material mais usado</p><p>Carcaça intertravada Aços inox</p><p>Barreira polimérica interna PA11, PA12, PVDF ou HDPE</p><p>Armadura de pressão Ligas de baixo e médio carbono</p><p>Armadura de tração Ligas de alto carbono</p><p>Antidesgaste Fibra de aramida</p><p>Capa externa PA11, PA12 ou HDPE</p><p>Fonte: Azevedo, 2018, p. 8.</p><p>63</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Os dutos submarinos são desenvolvidos com objetivo de evitar que sejam</p><p>causados problemas capazes de impactar ou impedir o escoamento de fluidos,</p><p>como a formação de hidratos, scales e depósito de parafinas. Esses são alguns</p><p>dos motivos pelos quais são instaladas camadas de isolamento térmico (BAI;</p><p>BAI, 2018, p. 364). Hidratos são formações que podem surgir em equipamentos</p><p>e dutos pelos quais gás e água são escoados. Essas formações são similares a</p><p>blocos de gelo, originados a partir da reação entre gás e água a altas pressões e</p><p>baixas temperaturas (metano, etano, propano, nitrogênio, dióxido de carbono</p><p>e sulfeto de hidrogênio) (BAI; BAI, 2018, p. 410). Uma alternativa à utilização</p><p>de camadas isolantes térmicas, método passivo, é a utilização de métodos para</p><p>aquecimento de dutos, conforme ilustrado a seguir (TECHNIPFMC, 2021, p. 3).</p><p>Figura 68. Exemplo de duto com aquecimento ativo, em sistema PIP.</p><p>Fonte: TechnipFMC, 2021.</p><p>Neste exemplo, um sistema de aquecimento de dutos PIP (será explicado</p><p>posteriormente) da empresa TechnipFMC, é possível observar os seguintes</p><p>componentes:</p><p>» Flowline – duto pelo qual os fluidos são escoados.</p><p>» Centralizer – equipamento responsável por ancorar o cabo de</p><p>aquecimento e a fibra ótica ao duto.</p><p>» Trace heating cable – cabo responsável por aquecer o duto.</p><p>» Optical fiber – utilizado para realizar medições de temperatura do</p><p>duto em tempo real.</p><p>64</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>» Passive insulation layer – camada isolante térmica (passiva).</p><p>» Carrier pipe – pode possuir diferentes funções de acordo com sua</p><p>fabricação, como, por exemplo, fornecer flutuabilidade ao duto,</p><p>proteção contra corrosão ou proteção contra esforços mecânicos.</p><p>Ressalta-se que um carrier pipe pode possuir mais de uma flowline</p><p>em seu interior.</p><p>Bai e Bai (2005, p. 339) definem oito métodos de gerenciamento da temperatura</p><p>de dutos:</p><p>» Isolamento externo integral</p><p>› Vantagens: aplicável a geometrias complexas; resistência a altas</p><p>temperaturas; podem ser utilizadas diferentes camadas para obter as</p><p>propriedades desejadas; sistemas sólidos, praticamente não possuem</p><p>restrição de profundidade de operação.</p><p>› Desvantagens: dificuldade de remoção; limites no nível de isolamento</p><p>que pode ser atingido; flutuabilidade praticamente não existe; necessita</p><p>tempo de cura, possui limitações de espessura.</p><p>» Sistemas de módulos ou bundles de isolamento</p><p>› Vantagens: acomodação de linhas auxiliares; pode ser removido durante</p><p>serviço; mais barato do que sistemas PIP; limites de profundidade mais</p><p>baixo do que sistemas PIP ou isolamento externo de material sólido</p><p>(menos para bundles protegidos por duto externo).</p><p>› Desvantagens: vãos entre módulos podem levar a correntes de convecção;</p><p>grande quantidade de materiais necessários pode ser proibitiva; pode ser</p><p>uma geometria complexa para isolar.</p><p>» Isolamento PIP (Pipe-in-Pipe)</p><p>› Vantagens: melhores propriedades de isolamento (exceto em comparação</p><p>a sistemas de vácuo); limite de profundidade definido pela capacidade do</p><p>barco de instalação.</p><p>› Desvantagens: possui altos custos de fabricação e instalação; alguns</p><p>sistemas PIP não podem ser enrolados em carretéis.</p><p>65</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>» Sistemas de vácuo</p><p>› Vantagens: propriedades de isolamento mais avançadas; transferência</p><p>de calor é feita somente por radiação.</p><p>› Desvantagens: se o duto externo for danificado e tiver alguma fissura</p><p>ou abertura, todas as propriedades de isolamento daquela seção do duto</p><p>serão perdidas; a preservação do vácuo ao longo do tempo é um desafio;</p><p>o nível de vácuo no anular deve ser monitorado constantemente.</p><p>» Enterro de dutos ou utilização de trincheiras submarinas</p><p>› Vantagens: o solo ao redor do duto fornece parte do isolamento; ao</p><p>enterrar o duto, ele ficará mais estável no solo.</p><p>› Desvantagens: a escavação de trincheiras para enterro do duto pode não</p><p>ser prática e viável; é aplicável quando há uma grande quantidade de</p><p>dutos no solo marinho; há uma alta variação da condutividade térmica</p><p>do solo dependendo da locação; o desempenho térmico é incerto devido à</p><p>variação das propriedades do solo e à dificuldade de medi-las ou prevê-las.</p><p>» Aquecimento por eletricidade</p><p>› Vantagens: sistema ativo; é capaz de controlar o tempo de resfriamento</p><p>durante parada de produção.</p><p>› Desvantagens: os requisitos de potência elétrica podem não ser viáveis</p><p>para o projeto; pode ser necessário o desenvolvimento de isolamento</p><p>elétrico para a flowline.</p><p>» Sistemas de água/óleo quentes</p><p>› Vantagens: sistema ativo; é capaz de controlar o tempo de resfriamento</p><p>durante parada de produção.</p><p>› Desvantagens: em maiores profundidades e maiores comprimentos</p><p>de dutos, o sistema de aquecimento irá perder mais calor, reduzindo a</p><p>eficiência térmica; é necessária uma linha de retorno separada.</p><p>» Filme fino/multicamada</p><p>› Vantagens: em conjunto com Vacuum Insulated Tubing (VIT), alcança</p><p>uma alta resistência térmica. A espessura total da camada é menor do</p><p>que 3 mm.</p><p>66</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>› Desvantagens: por não reter grande quantidade de calor, causa um</p><p>resfriamento rápido, aplociável para ANMs, jumpers, manifolds, flowlines,</p><p>risers e dutos em cabeça de poço.</p><p>Umbilicais</p><p>Umbilicais são equipamentos responsáveis por interligar os equipamentos</p><p>submarinos até uma unidade de produção ou interligar equipamentos submarinos</p><p>entre si. Diferentemente dos dutos (risers, flowlines), os umbilicais não são</p><p>responsáveis por escoar a produção de hidrocarbonetos ou a injeção de fluidos</p><p>no reservatório.</p><p>Os umbilicais são utilizados, basicamente, para controle dos equipamentos</p><p>submarinos através da transmissão de potência hidráulica, potência elétrica e</p><p>injeção de produtos químicos. A configuração do umbilical, a especificação e o</p><p>número de componentes irão depender dos equipamentos a serem controlados</p><p>(BAI; BAI, 2005, p. 480; BAI; BAI, 2018, p. 174).</p><p>Os materiais de fabricação dos componentes também podem variar, de acordo</p><p>com as características do local de instalação e dos equipamentos envolvidos.</p><p>Além das premissas utilizadas para definir o número e a especificação dos</p><p>componentes do umbilical, dependendo dos esforços aos quais o umbilical</p><p>estará sujeito, podem ser utilizadas estruturas de aço com objetivo de fornecer</p><p>resistência mecânica ao umbilical (BAI; BAI, 2005, p. 480).</p><p>Uma das características de projeto que influenciam a seleção de dutos é o tipo</p><p>de sistema de controle dos equipamentos submarinos. Cada tipo de sistema de</p><p>controle possui vantagens e desvantagens, que estão diretamente relacionadas</p><p>à escolha do umbilical a ser utilizado. A seguir, são exemplificados os tipos</p><p>de controle de equipamentos submarinos, conforme Bai e Bai (2005, p.</p><p>480) definem.</p><p>» Hidráulico direto: o controle hidráulico direto utiliza somente</p><p>a transmissão de energia hidráulica para realizar a abertura e o</p><p>fechamento de atuadores e válvulas de equipamentos submarinos.</p><p>Esse tipo de controle é considerado o mais simples entre os tipos de sistema</p><p>de controle e possui menos componentes. Como desvantagens, possuem</p><p>número limitado de funções e o número de funções impacta diretamente o</p><p>67</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES</p><p>SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>diâmetro externo do umbilical e, consequentemente, o custo do umbilical. A</p><p>energia hidráulica é gerada a partir de uma unidade de potência hidráulica,</p><p>ou Hydraulic Power Unit (HPU), a qual é projetada de acordo com as premissas</p><p>e necessidades do campo.</p><p>Devido a perdas de carga, a utilização de umbilicais hidráulicos também possue</p><p>restrições de distância a partir da UEP na qual está instalada a HPU. Por esse</p><p>motivo, outros tipos de sistema de controle podem ser utilizados em campos</p><p>nos quais os equipamentos submarinos estão afastados da UEP. Ressalta-se</p><p>que, mesmo que o controle do poço seja hidráulico direto e utilize somente</p><p>mangueiras hidráulicas, o umbilical pode conter também cabos elétricos para</p><p>energização e leitura de sensores do poço e da ANM.</p><p>Figura 69. Exemplo de atuação hidráulica direta.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 176.</p><p>Os componentes do sistema de controle hidráulico direto supracitados são:</p><p>» Reservoir: reservatório;</p><p>» Accumulator: acumulador de pressão;</p><p>» Pump: bomba hidráulica;</p><p>» Return: linha de retorno hidráulico;</p><p>68</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>» Supply: linha de suprimento hidráulico;</p><p>» Actuator: atuador hidráulico;</p><p>» Valve: válvula;</p><p>» Subsea Structures: estruturas submarinas;</p><p>» Umbilical: umbilical de controle;</p><p>» Wellhead control panel: painel de controle de poços submarinos.</p><p>Para esse tipo de sistema de controle, é utilizado o seguinte tipo de umbilical, o</p><p>qual possui vantagens e desvantagens, conforme figura a seguir (DRUMOND,</p><p>2013, p. 5).</p><p>Figura 70. Exemplo de umbilical hidráulico direto.</p><p>Fonte: Drumond, 2013, p. 5.</p><p>» Vantagens: baixo custo, alta confiabilidade, facilidade de manutenção.</p><p>» Desvantagens: longo tempo de resposta; grande número de</p><p>mangueiras; capacidade de monitoramento limitada; e flexibilidade</p><p>operacional limitada.</p><p>Esse tipo de sistema de controle pode ainda possuir umbilical com mangueiras</p><p>hidráulicas e cabos elétricos para leitura de sensores, conforme abaixo</p><p>(DRUMOND, 2013, p. 7).</p><p>69</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Figura 71. Exemplo de umbilical hidráulico pilotado.</p><p>Fonte: Drumond, 2013, p. 7.</p><p>» Hidráulico pilotado: o sistema hidráulico pilotado é um pouco</p><p>mais complexo que o sistema de controle hidráulico direto, e possui</p><p>válvulas pilotadas (válvulas pilotos) por pressão hidráulica.</p><p>Nesse tipo de sistema de controle, há energia hidráulica armazenada em vasos</p><p>acumuladores de pressão, os quais ficam localizados no equipamento submarino</p><p>ou próximos a ele, e a pressão hidráulica é liberada ao ser realizado determinado</p><p>comando hidráulico pela UEP. Desta forma, o tempo de resposta de atuação é</p><p>menor do que o tempo de resposta do sistema de controle hidráulico direto.</p><p>Figura 72. Exemplo de atuação hidráulica pilotada.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 177.</p><p>70</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Os componentes do sistema de controle hidráulico pilotado supracitados são:</p><p>» Reservoir: reservatório;</p><p>» Hydraulic Power Unit: unidade de potência hidráulica;</p><p>» Return: linha de retorno hidráulico;</p><p>» Supply: linha de suprimento hidráulico;</p><p>» Actuator: atuador hidráulico;</p><p>» Valve: válvula;</p><p>» Subsea Structures: estruturas submarinas;</p><p>» Umbilical: umbilical de controle;</p><p>» Wellhead control panel: painel de controle de poços submarinos;</p><p>» Subsea Control Module: módulo de sistema de controle.</p><p>Para esse tipo de sistema de controle, é utilizado o seguinte tipo de umbilical, o</p><p>qual possui vantagens e desvantagens, conforme figura a seguir (DRUMOND,</p><p>2013, p. 6).</p><p>Figura 73. Exemplo de umbilical hidráulico pilotado.</p><p>Fonte: Drumond, 2013, p. 6.</p><p>71</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>› Vantagens: baixo custo, alta confiabilidade e facilidade de manutenção.</p><p>› Desvantagens: longo tempo de resposta; grande número de</p><p>mangueiras; a resposta é lenta; a distância é uma limitação; e não</p><p>faz monitoramento, por não possuir cabos elétricos.</p><p>» Hidráulico sequencial: de forma similar ao sistema de controle</p><p>hidráulico pilotado, o sistema de controle hidráulico sequencial utiliza</p><p>energia hidráulica armazenada em vasos acumuladores, entretanto, o</p><p>comando hidráulico da UEP é realizado através de níveis de pressão</p><p>diferentes.</p><p>Um sinal de comando hidráulico aciona a válvula piloto localizada no</p><p>equipamento submarino, e, conforme a pressão do sinal é aumentada, um grupo</p><p>específico de válvulas é acionado. Ou seja, cada nível de pressão é responsável</p><p>por atuar determinado grupo de válvulas. Por esse motivo, o controle da</p><p>ANM é realizado através de modos pré-configurados. Uma desvantagem</p><p>desse sistema de controle é a impossibilidade de atuar cada válvula da ANM</p><p>individualmente.</p><p>Figura 74. Exemplo de atuação hidráulica sequencial.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 178.</p><p>72</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Os componentes do sistema de controle hidráulico sequencial supracitados são:</p><p>» Hydraulic Supply: suprimento hidráulico;</p><p>» Regulator: reguladora de pressão;</p><p>» Vent: linha de dreno;</p><p>» Regulated Pilot Supply: suprimento do piloto regulado;</p><p>» Hydraulic Supply: linha de suprimento hidráulico;</p><p>» Control Panel: painel de controle;</p><p>» Subsea Xmas Tree Valves: válvulas da árvore de natal molhada;</p><p>» Sequenced Pilot Control Pod: módulo de controle por piloto sequenciado.</p><p>Vamos continuar vendo os sistemas de controle de equipamentos submarinos.</p><p>» Eletro-hidráulico: o sistema de controle eletro-hidráulico é capaz de</p><p>controlar um número limitado de válvulas, porém tem resposta rápida</p><p>em sistemas com grandes distâncias entre a UEP e o equipamento</p><p>submarino.</p><p>Nesse tipo de controle, também há energia hidráulica armazenada no equipamento</p><p>submarino. O diferencial desse sistema de controle é o acionamento da válvula</p><p>piloto, que é feito através de um solenoide. O solenoide é um equipamento</p><p>acionado por corrente elétrica, e, por esse motivo, possui acionamento</p><p>praticamente instantâneo.</p><p>É necessário um par de condutores para cada válvula piloto, e por isso,</p><p>quanto maior for o número de válvulas a serem comandadas, maior será</p><p>o número de condutores elétricos do umbilical e, consequentemente, o</p><p>tamanho, a complexidade e o custo do umbilical de controle. Para esse</p><p>tipo de sistema de controle, é uti l izado o seguinte tipo de umbilical</p><p>(DRUMOND, 2013, p. 7).</p><p>73</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Figura 75. Exemplo de umbilical eletro-hidráulico direto.</p><p>Fonte: Drumond, 2013, p. 7.</p><p>» Eletro-hidráulico multiplexado: o sistema de controle multiplexado</p><p>é capaz de controlar um alto número de válvulas, exige um menor</p><p>número de condutores elétricos e um menor número de linhas</p><p>hidráulicas.</p><p>Nesse tipo de sistema controle, é instalado um módulo de controle submarino,</p><p>comumente chamado de SCM (Subsea Control Module) no equipamento submarino</p><p>e uma estação-mestra de controle, comumente chamada de MCS (Master</p><p>Control Station) na UEP. Esses dois equipamentos são conectados entre si e</p><p>trocam dados em modo multiplexado, no qual os dados trafegam no mesmo</p><p>meio físico responsável por fornecer potência elétrica ao SCM. Dessa forma,</p><p>o acionamento dos solenoides das válvulas piloto é realizado pelo SCM, que</p><p>recebe um comando da MCS e energiza determinado solenoide.</p><p>Por esse motivo, é possível possuir somente um suprimento hidráulico,</p><p>responsável por pressurizar as válvulas e atuadores pilotados pelo SCM. Nesse</p><p>tipo de sistema de controle, o umbilical é mais simples e mais barato. Em</p><p>contrapartida, há mais componentes de controle, os quais são mais complexos</p><p>do que componentes de outros sistemas de controle.</p><p>74</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 76. Exemplo de atuação eletro-hidráulica multiplexada.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 180.</p><p>Os componentes do sistema de controle eletro-hidráulico multiplexado</p><p>supracitados são:</p><p>» Signal: sinal (dados);</p><p>» Power: potência elétrica;</p><p>» Hydraulic Supply: linha de suprimento hidráulico;</p><p>» Vent: linha de dreno;</p><p>» Control Pod: módulo de controle;</p><p>» Transducers: transdutores;</p><p>» PT: transdutor de pressão;</p><p>» TT: transdutor de temperatura;</p><p>» FT: transdutor de volume;</p><p>» Subsea Xmas Tree Valves: válvulas da árvore de natal molhada;</p><p>75</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>» Production Wing Valve: válvula de produção lateral;</p><p>» Production Master Valve: válvula de produção principal;</p><p>» Annulus Master Valve: válvula de anular principal.</p><p>Para esse tipo de sistema de controle, é utilizado o seguinte tipo de umbilical, o</p><p>qual possui vantagens e desvantagens, conforme figura a seguir (DRUMOND,</p><p>2013, p. 8).</p><p>Figura 77. Exemplo de umbilical eletro-hidráulico multiplexado.</p><p>Fonte: Drumond, 2013, p. 8.</p><p>» Vantagens: bom tempo de resposta em longas distâncias; permite o</p><p>controle de diferentes válvulas e atuadores com um único meio de</p><p>comunicação; sistema redundante e seguro, ideal para plataformas não</p><p>tripuladas ou reservatórios complexos; capaz de suportar um grande</p><p>volume de dados de resposta; e não possui limitações operacionais.</p><p>» Desvantagens: possui alto nível de complexidade; necessita</p><p>de conectores elétricos em subsuperfícies e elevado número de</p><p>equipamento em subsuperfícies; necessita de recarga na fonte</p><p>hidráulica em longas distâncias; necessita de sistema de limpeza de</p><p>fluido hidráulico; e custo elevado.</p><p>» Elétrico (All-Electric): esse tipo de sistema de controle é similar ao</p><p>sistema de controle eletro-hidráulico multiplexado, porém utiliza</p><p>somente potência elétrica para realizar a abertura e o fechamento</p><p>de válvulas e atuadores.</p><p>76</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Esse tipo de sistema de controle possui alta velocidade de resposta, uma vez que</p><p>a atuação dos motores elétricos do sistema é realizada por baterias localizadas</p><p>no equipamento submarino. Um comando é realizado na MCS (localizada na</p><p>UEP), recebido pelo SCM, que, por sua vez, aciona a bateria do sistema no</p><p>qual operam a válvula ou o atuador.</p><p>Por não possuir componentes hidráulicos, esse tipo de sistema de controle</p><p>exige umbilicais mais simples, mais leves e mais baratos. Ressalta-se que a</p><p>ausência de fluidos hidráulico no sistema também elimina a possibilidade</p><p>de acidentes ambientais e multas, causados por possíveis vazamentos de</p><p>fluidos.</p><p>Figura 78. Exemplo de atuação elétrica.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 181.</p><p>Os componentes do sistema de controle elétrico supracitados são:</p><p>» SPCS: Subsea Production Control System – sistema de controle de</p><p>produção submarina;</p><p>77</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>» EPU: Electrical Power Unit – unidade de potência elétrica;</p><p>» Umbilical: umbilical de controle;</p><p>» Ethernet: protocolo de comunicação Ethernet;</p><p>» Subsea Power Conversion: conversão da potência elétrica submarina;</p><p>» SCM: Subsea Control Module – módulo de controle submarino;</p><p>» Power Distribution: distribuição de potência elétrica;</p><p>» Subsea Electronics Module: módulos eletrônicos submarinos;</p><p>» Sensors (Pressure, Temperatura): sensores (pressão, temperatura);</p><p>» To Other tree modules: para outros módulos da ANM;</p><p>» Power: potência elétrica;</p><p>» Control (Dual CAN): controle por CAN (protocolo de comunicação)</p><p>redundante;</p><p>» X-Mas Tree: árvore de natal molhada (ANM);</p><p>» To Other Actuators: para outros atuadores;</p><p>» Actuator: atuador;</p><p>» Servo SEM: módulo de controle do atuador elétrico;</p><p>» Drive Control: controle de acionamento;</p><p>» Drive Train: caixa de transmissão (redutora);</p><p>» Valve: válvula.</p><p>Os umbilicais podem também fornecer potência elétrica para equipamentos</p><p>submarinos através de umbilicais de alta tensão, responsáveis por transmitir</p><p>potência elétrica a motores elétricos, por exemplo (THURLER, 2013, p. 15).</p><p>Nesse tipo de umbilical, há um cabo óptico, responsável pelo monitoramento</p><p>do equipamento alimentado, que permite alta velocidade de resposta</p><p>(DRUMOND, 2013, p. 9).</p><p>78</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 79. Exemplo de cabo de potência.</p><p>Fonte: Thurler, 2013, p. 30.</p><p>Tabela 3. Classificação do nível de enterramento de dutos.</p><p>Classificação do nível de enterramento Descrição</p><p>I geratriz inferior enterrada até 25 % do diâmetro externo do duto.</p><p>II geratriz inferior enterrada entre 25 % e 50 % do diâmetro externo do duto.</p><p>III geratriz inferior enterrada entre 50 % e 100 % do diâmetro externo do duto.</p><p>IV Duto totalmente enterrado.</p><p>Fonte: Petrobras, 2017, p.15.</p><p>Suction piles</p><p>Suction piles são estruturas submarinas instaladas no solo marinho. Seu</p><p>principal objetivo é fornecer ancoramento a UEPs ou ser base de equipamentos</p><p>submarinos, como manifolds submarinos, que não podem ser instalados em</p><p>determinada região devido às condições do solo. Durante o projeto do SPS,</p><p>momento em que são definidos os equipamentos e as estruturas necessárias</p><p>para produção de hidrocarbonetos, as análises do solo fornecem informações</p><p>necessárias para definir se será necessária ou não a utilização de suction piles</p><p>(BAI; BAI, 2018, p. 104).</p><p>A utilização de suction piles iniciou-se a partir dos anos 1980 e pode ser utilizada</p><p>em diversos tipos de aplicações relacionados ao desenvolvimento de campos</p><p>em águas ultraprofundas, devido ao baixo custo de fabricação e ao tempo de</p><p>79</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>instalação quando comparada às opções convencionais de ancoramento e fundação</p><p>submarina. A seguir, serão listadas as principais vantagens de serem utilizadas</p><p>suction anchors para sistemas de ancoramento (BAI; BAI, 2018, p. 547):</p><p>» localização fixa no solo marinho, característica importante para o</p><p>desenvolvimento do SPS;</p><p>» procedimento de instalação simples sem a necessidade de testes de</p><p>carga no local de instalação;</p><p>» não há restrição de profundidade para instalação e aplicação;</p><p>» a capacidade de suction anchors (suction piles) pode ser definida de</p><p>forma mais precisa, quando comparada às ancoras do tipo drag anchors.</p><p>A definição do termo suction pile se torna difícil, uma vez que estruturas com</p><p>características físicas e mecânicas similares são classificadas de acordo com</p><p>a sua aplicação. Termos como suction anchor, suction caisson e suction pile se</p><p>confundem, e podem possuir características em comum (TJELTA, 2001, p. 1).</p><p>Além do tipo de aplicação do suction pile, outro fator que influencia a definição</p><p>do termo a ser utilizado são as dimensões de altura e diâmetro da estrutura.</p><p>Bai e Bai (2018, p. 546) estabelecem a relação comprimento/diâmetro (L/D)</p><p>como um fator para definição do nome da estrutura de ancoramento.</p><p>Figura 80. Exemplo de atuação elétrica.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 546.</p><p>80</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 81. Exemplo de mudmat utilizado para fundação de manifold submarino.</p><p>Fonte: Dandoulakis et al., 2017, p. 3.</p><p>Figura 82. Exemplo de suction pile com 16 m de comprimento e 8 m de diâmetro.</p><p>Fonte: https://www.heavyliftnews.com/monpe-ventures-moves-huge-suction-pile/.</p><p>Figura 83. Exemplo de pile (anchor pile).</p><p>Fonte: https://allnamics.com/en/allnamics-offshore-services/.</p><p>81</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Os suction piles e mudmats são estruturas utilizadas para instalação de</p><p>equipamentos submarinos, enquanto os piles são utilizados para ancoramento</p><p>da unidade de perfuração ou unidade de produção. Entre os equipamentos</p><p>que podem ser instalados em mudmats ou suction piles, destacam-se manifolds</p><p>submarinos, estruturas de proteção da cabeça de poço e dutos. Pode ser usado</p><p>um suction pile ou mais de um, dependendo do equipamento (BAI; BAI, 2018,</p><p>p. 548), conforme exemplo a seguir.</p><p>Figura 84. Exemplo de estrutura com três suction piles.</p><p>Fonte: https://www.sptoffshore.com/wind-turbine-generator-wtg-foundations/.</p><p>Os suction piles são estruturas instaladas com o próprio peso, na primeira</p><p>etapa da instalação. Nessa etapa, o suction pile (âncora) penetra o solo com a</p><p>ação do seu próprio peso e a água localizada na entrada da saia do suction pile</p><p>sai espontaneamente.</p><p>Na segunda etapa da instalação, é usada uma bomba</p><p>para extrair a água da parte interna da saia, localizada entre o solo e a parte</p><p>superior do suction pile, e, consequentemente, o suction pile desce até atingir</p><p>a profundidade final. Após essa etapa, a válvula é fechada para impedir que</p><p>haja migração ou saída de água.</p><p>82</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 85. Instalação de suction pile.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 547.</p><p>Na figura anterior, são exemplificadas as etapas de instalação do suction pile. Na</p><p>etapa “A”, o suction pile é lançado e seu próprio peso é utilizado para penetrar o</p><p>solo marinho. Na etapa “B”, é exemplificado como a bomba de sucção é atuada</p><p>para retirar a água entre o solo marinho e a parte superior do suction pile.</p><p>» Typical Suction Pile – exemplo de suction pile típico;</p><p>» Pumping water out – bombeamento de água para fora do suction pile;</p><p>» Under pressure – sob pressão;</p><p>» Ancho weight – peso do suction pile;</p><p>» Side friction – atrito lateral;</p><p>» Trip resistance – resistência do solo contra a âncora;</p><p>» Force Action During Installation – ações das forças durante instalação.</p><p>83</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>Acessórios</p><p>Flying leads</p><p>Os flying leads são equipamentos utilizados para interligar equipamentos</p><p>submarinos. Eles podem ter diferentes configurações e objetivos. Os flying</p><p>leads podem ser elétricos, electrical flying leads (EFL), ou hidráulicos, hydraulic</p><p>flying leads (HFL). Esses equipamentos fazem parte do subsea distribution system</p><p>(SDS – sistema de distribuição submarina), e junto com outros equipamentos</p><p>são responsáveis por interligar a UEP aos equipamentos submarinos do SPS</p><p>(BAI; BAI, 2018, p. 9).</p><p>Os flying leads possuem o mesmo objetivo dos umbilicais de controle, que</p><p>é distribuir potência elétrica ou hidráulica entre os equipamentos do SPS.</p><p>Entretanto, há uma diferença no aspecto construtivo dos flying leads, que os</p><p>diferenciam dos umbilicais. Os flying leads são equipamentos que podem ser</p><p>manuseados por ROV, recuperados com auxílios de cestas específicas e possuem</p><p>em suas extremidades conectores, elétricos ou hidráulicos. O termo flying</p><p>lead está associado ao modo como os conectores são manuseados. Quando um</p><p>ROV manuseia uma extremidade de flying lead, ele “voa” com a extremidade</p><p>do EFL ou HFL do ponto “A” ao ponto “B”, o que explica a utilização do termo</p><p>flying lead (NOGUCHI, 2014, p. 31).</p><p>A seguir, serão descritos separadamente os diferentes tipos de flying leads.</p><p>Electrical flying leads</p><p>Electrical flying leads (EFL), conforme supracitado, são componentes que</p><p>possuem o mesmo objetivo do UEH, entretanto, possuem conectores elétricos</p><p>em suas extremidades. O objetivo desses conectores é permitir o manuseio</p><p>do EFL por ROVs e a conexão de diferentes equipamentos do SPS. Os EFLs</p><p>podem ser utilizado para energização de equipamentos submarinos, energização</p><p>e leitura de sensores e troca de dados com equipamentos submarinos.</p><p>Conforme supracitado, o sistema de controle eletro-hidráulico multiplexado</p><p>utiliza o mesmo meio físico para energizar o módulo de controle submarino</p><p>84</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>(Subsea Control Module) e realizar a troca de dados. Noguchi (2014, pp. 55; 56)</p><p>exemplifica a utilização de EFL em um manifold submarino de injeção com</p><p>sistema de controle multiplexado.</p><p>Figura 86. Exemplo de utilização de EFL para energização e comunicação com um equipamento submarino (sinal + potência).</p><p>Fonte: adaptado de Noguchi, 2014, p. 85.</p><p>A figura supracitada exemplifica um EFL com 7 condutores elétricos, ou vias,</p><p>que interligam o umbilical, através da unidade de terminação, ao equipamento</p><p>submarino, a unidade de potência. Abaixo, segue exemplo de EFL destacado</p><p>na figura supracitada.</p><p>Figura 87. Exemplo de EFL e conectores elétricos.</p><p>Fonte: http://www.teledynemarine.com/flying-leads-and-harness-assemblies?ProductLineID=80.</p><p>85</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Hydraulic flying leads</p><p>De forma similar aos EFLs, os Hydraulic Flying Leads (HFL) são responsáveis</p><p>por conectar diferentes equipamentos do SPS e fornecer potência, porém, nesse</p><p>caso, potência hidráulica. Pelos HFLs também podem ser injetados produtos</p><p>químicos nos equipamentos submarinos, manifolds ou árvores de natal, e na</p><p>coluna do poço, de produção ou injeção (BAI; BAI, 2018, p. 68).</p><p>Os HFLs são compostos por basicamente três componentes: as mangueiras</p><p>hidráulicas, as cabeças de aço e os MQCs (Multiple Quick Connector ou stab</p><p>plates). A cabeça de aço é o componente que possui o sistema de travamento,</p><p>responsável por conectar a extremidade do HFL ao equipamento submarino.</p><p>O sistema de travamento deve possuir interface padronizada, chamada de</p><p>bucket, conforme a norma API 17D Classe 4 (American Petroleum Institute),</p><p>para que possa ser manuseada por ROVs.</p><p>Por sua vez, os MQCs são placas metálicas que possuem diversos couplers,</p><p>componentes responsáveis por realizar a conexão hidráulica entre a extremidade</p><p>de HFL e o equipamento submarino. Quando conectados, os couplers não</p><p>permitem que haja ingresso de água do mar para o sistema hidráulico do</p><p>equipamento submarino (BAI; BAI, 2018, pp. 68-71).</p><p>Figura 88. Exemplo de HFL.</p><p>Fonte: https://connectorsubsea.com/subsea-distribution/subsea-flying-lead/.</p><p>86</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 89. Exemplo de couplers.</p><p>Fonte: http://www.subseacomponents.co.uk/stabplate-mounted-couplings.php.</p><p>Os MQCs podem possuir diferentes funções, de acordo com o local onde são</p><p>instalados. O MQC pode ser instalado no HFL ou no equipamento submarino.</p><p>Quando conectados, os couplers dos MQCs (macho e fêmea) são energizados,</p><p>promovem a vedação entre si e estabelecem um meio pelo qual é transferida</p><p>potência hidráulica ou é injetado produto químico (BAI; BAI, 2018, p. 67).</p><p>Figura 90. Exemplo de MQCs macho (male) e fêmea (female).</p><p>Fonte: https://unitechenergy.com/wp-content/uploads/2016/03/MQC-Spec-1500-Rev-0-Product-data-sheet-for-MQC-Terminator-Alpha.pdf.</p><p>Flex Joints</p><p>Flex joints são componentes de linhas submarinos que possuem como função</p><p>permitir que o sistema de duto rígido rotacione com um mínimo de momento de</p><p>flexão. Esse tipo de conexão entre o duto e a unidade de produção permite que</p><p>87</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>haja movimento de torção de duto sem que haja perda de vedação. Ressalta-se</p><p>que grandes variações de temperatura podem resultar na mudança de rigidez</p><p>da flex joint (BAI; BAI, 2018, p. 899).</p><p>O sistema bellows da flex joint protege o elemento elastomérico flexível da</p><p>alta descompressão causada pela grande flutuação de pressão interna em um</p><p>ambiente saturado com gás. A cavidade entre o corpo/elemento flexível e</p><p>o bellows é vedada e preenchida com fluido inibidor de corrosão à base de</p><p>água/propileno glicol (BAI E BAI, 2018, p. 899).</p><p>Figura 91. Exemplo de Flexjoint.</p><p>Fonte: http://oilstates.com/wp-content/uploads/Offshore-FlexJoint-Technology.pdf.</p><p>Fairing e Strakes</p><p>Para entender o que são fairings e strakes, é necessário compreender o fenômeno</p><p>chamado de Vortex Induced Vibration, ou VIV. Os VIVs são objetos de estudo</p><p>relevantes durante o desenvolvimento de dutos submarinos, pois influenciam</p><p>diretamente o cálculo dos esforços aos quais o duto estará sujeito. Os VIVs</p><p>são gerados por correntes submarinas, presentes, principalmente, em águas</p><p>ultraprofundas, e podem causar danos consideráveis a estruturas submarinas</p><p>em um período relativamente curto.</p><p>88</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Quando um fluido, através de uma corrente submarina, passa por um objeto,</p><p>é criado o chamado vortices shed, o qual é um fluxo oscilante causado pela</p><p>passagem do fluido por esse objeto. Os vórtices são criados na parte traseira</p><p>do objeto e criam pressões aleatórios no objeto durante determinado período.</p><p>Essas pressões aleatórias e não uniformes criam uma força que tende a suspender</p><p>o duto, que, por sua vez, gera vibrações no objeto (TOFA et al., 2012, p. 1).</p><p>Figura 92. Exemplo de VIV.</p><p>Fonte: Tofa et al, 2012.</p><p>» Flow – fluxo, ou corrente submarina.</p><p>» Axial vibrations – vibrações axiais.</p><p>» In-line vibrations – vibrações internas do duto.</p><p>» Crossflow vibrations – vibrações crossflow (VIV).</p><p>Os VIVs são considerados durante projeto de dutos, devido à criticidade de seus</p><p>efeitos sobre equipamentos submarinos, e análises são realizadas para definir</p><p>se serão usados os dispositivos supressores de VIV (VIV Suppression Devices).</p><p>Ressalta-se que VIVs podem levar a danos severos de dutos submarinos, e, para</p><p>evitar que isso ocorra, podem ser utilizados dispositivos de monitoramento</p><p>em tempo real (BAI; BAI, 2018, p. 864).</p><p>Entre os dispositivos para supressão de VIVs, destacam-se os fairings, strakes</p><p>ou a combinação dos dois (BAI E BAI, 2005, p. 429). Fairings são dispositivos</p><p>que possuem como objetivo diminuir a geração de VIVs em dutos submarinos</p><p>e possuem um sistema que altera sua direção de acordo com fluxo de forma</p><p>a sempre manter a carenagem na borda de fuga do duto.</p><p>89</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Cabe dizer ainda que os fairings também podem ser chamados de marine fairings</p><p>(JANARDHANAN, 2014, p. 2). Além de diminuir a ação de VIVs, os fairings</p><p>são capazes de reduzir o arrasto ao redor do duto e são utilizados tipicamente</p><p>em risers verticais, como risers de perfuração e a catenária superior de SCRs</p><p>(BAI; BAI, 2014, p. 429).</p><p>Figura 93. Exemplo de fairing.</p><p>Fonte: Janardhanan, 2014, p. 2.</p><p>Já os strakes, ou helical strakes, são dispositivos que quebram o padrão do fluxo</p><p>ao redor do duto, criando vórtices menores e mais fracos. Diferentemente</p><p>dos fairings, os strakes não diminuem o arrasto ao redor do duto (BAI; BAI,</p><p>2005, p. 430).</p><p>Figura 94. Exemplo de strake.</p><p>Fonte: https://www.bardotgroup.com/products/viv-strakes-vortex-induced-vibrations.</p><p>Pipeline End Terminations - PLETs</p><p>Os equipamentos submarinos chamados de Pipeline End Terminations (PLETs)</p><p>são responsáveis por interligar o fim de um duto (pipeline) a um equipamento</p><p>submarino. Essa conexão pode ser realizada através de jumpers rígidos ou</p><p>flexíveis, os quais serão abordados posteriormente. No PLET pode haver ainda</p><p>válvulas (para isolamento do duto) e conectores verticais (e.g. para conexão</p><p>de jumper rígido) (BAI; BAI, 2018, p. 17).</p><p>90</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Os PLETs e PLEMs podem ser considerados manifolds submarinos, em seu</p><p>formato mais simples (ibid. p. 519). Um PLET ou um PLEM podem possuir</p><p>ainda elementos opcionais, como instrumentação e válvulas (ibid. p. 614).</p><p>Figura 95. Exemplo de arranjo submarino com utilização de PLET.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 519.</p><p>A seguir, será exemplificada uma configuração típica de PLEM/PLET e seus</p><p>componentes.</p><p>Figura 96. Exemplo de PLET/PLEM e seus componentes.</p><p>Fonte: adaptado de Bai; Bai, 2018, p. 615.</p><p>» Valve – válvula para isolamento do duto (on/off – aberta ou fechada</p><p>ou variável “choque”).</p><p>» Mudmat – estrutura para assentamento do PLEM/PLET no leito</p><p>marinho sem haver afundamento do equipamento (fundação).</p><p>91</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>» Hub – local para conexão do jumper rígido ou flexível.</p><p>» Hook (Yoke) – local para içamento do PLET/PLEM durante seu</p><p>manuseio.</p><p>» Yoke Stoper – batente do Yoke.</p><p>» Yoke Pivot – eixo do Yoke.</p><p>» Hing – utilizado para posicionamento do PLE/PLEM.</p><p>» ROV painel – painel para intervenções com ROV.</p><p>» Pipeline Connection – conexão do duto.</p><p>Manifolds</p><p>Manifolds são estruturas submarinas utilizadas para simplificar o arranjo</p><p>submarino, através da otimização do uso de dutos (risers, flowlines, pipelines)</p><p>e do fluxo de fluidos do sistema. Um manifold é basicamente um conjunto de</p><p>dutos e válvulas, responsáveis por combinar a produção (quando produtor),</p><p>distribuir o fluido de injeção (quando injetor), controlar e monitorar o fluxo</p><p>dos fluidos.</p><p>O manifold pode ser simples, como um PLET ou PLEM, ou ser complexo</p><p>e possuir sistemas de processamento submarino. Sua instalação no leito</p><p>submarino é realizada em suction piles ou diretamente no solo marinho através</p><p>de estruturas mudmat ou saias (BAI E BAI, 2018, p. 16).</p><p>Figura 97. Exemplo de Manifold submarino com sistema de separação submarina água-óleo.</p><p>Fonte: https://petronoticias.com.br/separador-submarino-leva-premio-de-inovacao-tecnologica-da-anp/.</p><p>92</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 98. Exemplo de Manifold submarino.</p><p>Fonte: Petrobras, 2015.</p><p>Jumpers</p><p>No desenvolvimento de um SPS, existem os componentes do seguimento tie-in.</p><p>Esses componentes são responsáveis por interligar diversos equipamentos do</p><p>SPS, como, por exemplo, um manifold submarino e árvore de natal molhada,</p><p>e podem ser classificados em horizontais e verticais.</p><p>A seguir serão exemplificadas as possibilidades de utilização dos componentes</p><p>de tie-in para dutos e sistemas de controle submarino (BAI E BAI, 2018, p. 6).</p><p>» Dutos (flowlines):</p><p>› árvore de natal molhada x manifold submarino;</p><p>› árvore de natal molhada x árvore de natal molhada;</p><p>› duto x árvore de natal molhada ou manifold submarino;</p><p>› PLET/PLEM x manifold submarino;</p><p>› PLET/PLEM x árvore de natal molhada;</p><p>» Sistemas de controle submarino</p><p>› umbilical x árvore de natal molhada;</p><p>› umbilical x manifold submarino.</p><p>93</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Entre os componentes de tie-in, destacam-se os jumpers. Jumpers são utilizados</p><p>para interligar equipamentos submarinos e possuem dois conectores em suas</p><p>extremidades e um duto entre esses conectores, o qual pode ser rígido ou</p><p>flexível. Caso o duto seja rígido, o jumper é chamado de jumper rígido, e, caso</p><p>seja flexível, é chamado de jumper flexível.</p><p>Diferentes formas podem ser utilizadas para desenvolvimento do jumper rígido,</p><p>como a configuração tipo M, configuração tipo U invertido e o configuração</p><p>tipo Z, utilizada para conexões horizontais. A configuração do jumper é definida</p><p>durante desenvolvimento do SPS, pois as interfaces com os equipamentos</p><p>submarinos e os modos de operação ao jumper são variáveis relevantes para</p><p>definição do tipo de jumper a ser utilizado (BAI; BAI, 2018, p. 645).</p><p>Figura 99. Exemplos de configuração de jumpers rígidos.</p><p>Fonte: adaptado de Bai; Bai, 2018, p. 645.</p><p>» “M” Shaped (Bends) – configuração tipo “M” com curvas.</p><p>» “M” Shaped (Elbows) – configuração tipo “M” com “cotovelos”.</p><p>» Inverted “U” Shaped – configuração tipo “U” invertido.</p><p>Os jumpers flexíveis possuem dois conectores em suas extremidades e um</p><p>duto (pipe) flexível entre eles. Um duto flexível possui determinadas camadas,</p><p>com funções diferentes. Os componentes do duto flexível e suas funções são</p><p>descritas no item Tubos Flexíveis (BAI; BAI, 2018, p. 646).</p><p>94</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 100. Exemplo de jumper flexível.</p><p>Fonte: adaptado de Bai; Bai, 2018, p. 646.</p><p>» PLET – Pipeline End Termination;</p><p>» Hub – local onde é conectada a extremidade do jumper flexível.</p><p>» Connector – conector do jumper flexível.</p><p>» Gooseneck Angle – ângulo do gooseneck, duto responsável por interligar</p><p>o duto flexível ao conector.</p><p>» Swivel Flange – responsável por permitir o movimento de torção do</p><p>duto (jumper flexível). Após a instalação do jumper, este não permite</p><p>que haja torção do duto.</p><p>» End Fitting – conexão da extremidade do duto.</p><p>» Reaction Collar – colar de reação.</p><p>» Bend Restrictor Vertebrae – restritor de curvatura, também chamado</p><p>de vértebra ou vértebras intertravadas.</p><p>Boias</p><p>As boias, ou flutuadores, são dispositivos instalados em dutos submarinos com</p><p>objetivo de gerar empuxo no duto para permitir que seja obtida a configuração</p><p>desejado desse duto. Ressalta-se que a definição do número de flutuadores, a</p><p>distância entre flutuadores e o tipo de flutuadores dependerão do projeto a</p><p>ser executado, uma vez que particularidades e premissas do projeto irão gerar</p><p>restrições e necessidades específicas (MACHADO, 2016, p. 30).</p><p>95</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES</p><p>SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Uma das configurações de instalação de dutos é a lazy wave. Nesse tipo de</p><p>configuração, flutuadores são instalados para auxiliar na obtenção da forma</p><p>ondulada do sistema (BALDAN; MACHADO, 2010, p. 42).</p><p>Gráfico 3. Exemplo de utilização de flutuadores em configuração Lazy-Wave.</p><p>Fonte: Li; Nguyem, 2010, p. 3.</p><p>» Hangoff Catenary – catenária do hangoff.</p><p>» Buoyance Catenary – catenária dos flutuadores.</p><p>» Touchdown Catenary – catenária do ponto assentamento do duto.</p><p>» Hangoff location – localização do hangoff, local responsável por</p><p>conectar o duto à UEP.</p><p>» Hanging Section – seção suspensa do duto.</p><p>» Sag Bend – curvatura inferior.</p><p>96</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>» Jumper Section – seção do jumper.</p><p>» Lift point – ponto de içamento.</p><p>» Lift Section – seção de içamento.</p><p>» Arch Bend – curva do arco.</p><p>» Drag Section – seção de arrasto.</p><p>» Drag Point – ponto de arrasto.</p><p>» Touchdown Point – ponto de assentamento do duto.</p><p>» Elevation from seabed (ft) – elevação a partir do leito marinho em pés.</p><p>» Horizontal distance from hangoff (ft) – distância horizontal do hangoff</p><p>(local de conexão do duto à unidade de produção) em pés.</p><p>97</p><p>UNIDADE IIIMANUTENÇÃO DE</p><p>LINHAS SUBMARINAS</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>Planejamento de manutenção</p><p>submarina</p><p>Planejamento de operações de manutenção</p><p>submarina</p><p>A manutenção da integridade do sistema de produção submarina exige</p><p>que diversas atividades sejam realizadas, como o planejamento, a execução</p><p>e a avaliação das operações de manutenção submarina. As atividades de</p><p>planejamento de operações de manutenção submarina visam atender às</p><p>necessidades de manutenção, bem como definir as operações com prioridades e</p><p>os recursos a serem aplicados em cada operação. Além da garantia da operação</p><p>dos equipamentos, entre eles os dutos, há uma preocupação com a proteção do</p><p>meio ambiente. Com o crescente número de campos petrolíferos no oceano,</p><p>ou campos offshore, também aumenta a probabilidade de acidentes ambientais</p><p>(SANTOS, 2016, p. 1).</p><p>A definição dos equipamentos e sistemas que devem sofrer manutenção pode</p><p>ser realizada a partir de diferentes metodologias. Uma destas metodologias é</p><p>a RBI, Risk Baesd Inspection, que busca balancear os custos de inspeção e seus</p><p>benefícios (redução de riscos) (BAI; BAI, 2018, p. 265).</p><p>Outro fator a ser considerado, o qual corrobora a metodologia RBI, é o</p><p>aumento dos custos dos sistemas de produção submarinos. Conforme campos</p><p>com maior profundidade são descobertos, maiores são os desafios tecnológicos</p><p>e o desenvolvimento de novas tecnologias e, consequentemente, maiores</p><p>são os custos para projetar, implementar e manter um sistema de produção</p><p>submarino. Nesse cenário a metodologia RBI oferece dados para priorizar</p><p>as ações, prioritariamente preventivas, para manutenção da integridade e</p><p>98</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>operação do sistema submarino (BAI; BAI, 2018, p. 264). Os objetivos da RBI</p><p>são (BAI; BAI, 2018, p. 264):</p><p>» definir as ações para desenvolver o desempenho operacional;</p><p>» utilizar um banco de dados de equipamentos sistematicamente;</p><p>» aplicar desenvolvimento tecnológicos prontamente;</p><p>» otimizar a inspeção, o teste e a manutenção;</p><p>» eliminar falhas de equipamentos e paradas não programadas;</p><p>» desenvolver o desempenho da planta de produção;</p><p>» reduzir custos.</p><p>Bai e Bai (2018, p. 263) definem a metodologia RBI de forma geral, bem como</p><p>a metodologia aplicada aos equipamentos submarinos, como RBI para dutos,</p><p>árvores de natal molhada e manifold. Neste conteúdo, será abordada a RBI</p><p>aplicada à manutenção de dutos.</p><p>As características, as falhas e os impactos causados por uma falha específicos de</p><p>cada equipamento são considerados para o desenvolvimento de sua respectiva</p><p>RBI. Para desenvolvimento de RBI para dutos, são considerados os seguintes</p><p>aspectos:</p><p>» mecanismos de degradação do duto;</p><p>» probabilidade de falha (tipos de falhas);</p><p>› corrosão interna;</p><p>› corrosão externa;</p><p>› erosão interna;</p><p>› impacto externo;</p><p>› vãos livres;</p><p>› estabilidade no solo;</p><p>99</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>» impactos (custos de falhas);</p><p>› consequências relacionadas à segurança;</p><p>› consequências econômicas/financeiras;</p><p>› consequências ambientais;</p><p>» identificação de riscos (critérios de avaliação.</p><p>O dano pode ser definido como um desvio não desejado da condição do</p><p>equipamento em relação a uma condição esperada, sendo que esse desvio pode</p><p>ser identificado através de inspeção ou outro método de detecção. Bai e Bai</p><p>(2018, p. 274) definem que as razões geradoras de danos podem ser definidas</p><p>em três categorias:</p><p>» dano gerado a partir de evento - como a queda de um objeto ou</p><p>queda de um âncora;</p><p>» dano gerada a partir de uma condição – mudança do pH ou parâmetros</p><p>de operação;</p><p>» dano gerado ao longo do tempo – corrosão ou fadiga.</p><p>Dois termos devem ser abordados quando é utilizada a metodologia RBI,</p><p>a probabilidade de falha (PoF) e a consequência da falha (CoF). Ambos os</p><p>termos são analisados a partir de tabelas de referência, as quais relacionam</p><p>aspectos relacionados à operação dos equipamentos e à consequência em caso</p><p>de falhas (BAI E BAI, 2018, p. 267).</p><p>A partir da relação desses aspectos, é possível determinar os itens considerados</p><p>com alta prioridade, ou maior risco, e é criado um plano de manutenção, chamado</p><p>de plano de referência de manutenção (Maintenance Reference Plan - MRP).</p><p>Esse plano deve conter ações para mitigar ou diminuir os riscos observados</p><p>durante a RBI e definir ações para estender a vida útil dos equipamentos (BAI;</p><p>BAI, 2018, p. 269).</p><p>100</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>Técnicas de manutenção submarina</p><p>O objetivo deste conteúdo não é descrever todas as técnicas de manutenção</p><p>submarina e sua aplicação a todos os componentes do SPS. Entretanto, para</p><p>entendimento dos tipos de manutenção submarina e manutenção de linhas</p><p>submarinas, serão abordados temas relevantes, com objetivo de fornecer uma</p><p>base de conhecimento teórico para entendimento dos assuntos específicos</p><p>deste material.</p><p>Para manutenção dos componentes de um SPS, é necessário utilizar veículos</p><p>subaquáticos capazes de alcançar profundidades que não são alcançáveis por</p><p>humanos. Para realização dessas manutenções, é necessário utilizar ROVs ou</p><p>AUVs (MAI et al, 2016, p. 1).</p><p>Os ROVs (Remote Operated Vehicle) são veículos submarinos não tripulados</p><p>utilizados em diversos tipos de operação e inspeção em ambientes submarinos.</p><p>O primeiro ROV conhecido foi criado em 1953, pelo cientista, engenheiro e</p><p>explorador francês Dimitri Rebikoff. Nos anos de 1960, o primeiro programa</p><p>com objetivo de desenvolver um ROV foi o Cable-Controlled Underwater Recovery</p><p>Vehicle (CURV), fomentado pela Marinha dos EUA.</p><p>Figura 101. CURV II, sucessor do CURV desenvolvido pela Marinha dos EUA.</p><p>Fonte: adaptado de Christ; Wernil, 2014.</p><p>De forma simplificada, um ROV é um robô que possui câmeras enclausuradas</p><p>em ambientes à prova de água. Os componentes básicos de um ROV são um</p><p>controlador, um painel de controle, um monitor, um cabo, conhecido como</p><p>tether, e o veículos submersível (CHRIST; WERNLI, 2014, p. 5).</p><p>101</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>Figura 102. Componentes básicos de um ROV.</p><p>Fonte: Christ; Wernil, 2014.</p><p>» Controller – controlador do veículo submarino.</p><p>» Monitor – monitor de vídeo.</p><p>» Control Console – painel de controle do veículo.</p><p>» Tether – cabo responsável por transmitir potência elétrica e trocar</p><p>dados com o veículo submarino.</p><p>» Submersible – veículo submarino, ROV.</p><p>Existem classificações de ROV baseadas na capacidade e na função do ROV.</p><p>Um ROV pode ser empregado somente para utilização visual ou para abrir</p><p>valas no leito marinho, utilizadas para instalação de dutos submarinos. A</p><p>Norsok (2003, p. 6) e a IMCA (2013, p. 3) definem cinco categorias de ROV.</p><p>A Classe I compreende os ROVs que somente realizam observações através</p><p>de câmeras e possuem luzes e thrusters.</p><p>Figura 103. Exemplo de ROV Classe I (Oceaneering</p><p>Spectrum®).</p><p>Fonte: Oceaneering, 2021.</p><p>102</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>A Classe II consiste em ROVs de observação que também têm capacidade de</p><p>realizar medições de proteção catódica e possuem sistemas de sonar (NORSOK,</p><p>2003, p. 6; IMCA, 2013, p. 3).</p><p>Figura 104. Exemplo de ROV Classe II (Oceaneering Omni Maxx).</p><p>Fonte: Oceaneering, 2021.</p><p>Os veículos de trabalho com sensores e manipuladores, que normalmente</p><p>possuem sistema de transmissão de dados multiplexado, são classificados como</p><p>Classe III. Esses veículos possuem ainda uma subclassificação de acordo com</p><p>a potência do ROV. Veículos com até 100 Hp de potência são classificados</p><p>como Classe III A; de 100 Hp até 150 Hp, como Classe III B; e veículos com</p><p>potência maior do que 150 Hp são classificados como Classe III C (NORSOK,</p><p>2003, p. 6; IMCA, 2013, p. 3).</p><p>Figura 105. Exemplo de ROV Classe III (Oceaneering Magnum® Plus ROV).</p><p>Fonte: Oceaneering, 2021.</p><p>103</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>Na Classe IV, os ROVs realizam trabalhos no solo marinho e podem ter rodas,</p><p>sistema de tração por esteiras, thruster, ou propulsores de água, normalmente</p><p>são maiores do que os ROVs Classe III e possuem capacidades específicas, tais</p><p>como escavação, dragagem e criação de valas (NORSOK, 2003, p. 6; IMCA,</p><p>2013, p. 3).</p><p>A Classe V se refere a ROVs em desenvolvimento, considerados como protótipos</p><p>e qualquer outro ROV que não se enquadre nas quatro primeiras classificações.</p><p>Os AUVs (Autonomous Underwater Vehicle), de acordo com Norsok (2003, p.</p><p>6) e IMCA (2013, p. 3), são classificados como ROV Classe V.</p><p>Figura 106. Exemplo de ROV Classe V (Eelume).</p><p>Fonte: Eelume, 2021.</p><p>Já os AUVs (Autonoumous Underwater Vehicle) são veículos submarinos não</p><p>tripulados, similares aos ROVs; entretanto, realizam operações submarinas</p><p>sem qualquer interface com o navio ou plataforma. As atividades realizadas</p><p>por um AUV podem ser programadas previamente através de lógicas, além de</p><p>possuírem inteligência artificial e autonomia. Por esse motivo, não necessitam</p><p>intervenção humana para seu controle. Mesmo sem haver interface física</p><p>entre o AUV e o navio, através de cabo, os AUVs podem possuir sistema de</p><p>comunicação através de modems acústicos ou por rádio frequência (BAI E BAI,</p><p>2018, p. 813; CHRIST; WERNLI, 2014, pp. 4, 65, 68; WYNN et al, 2014, p. 2).</p><p>Os AUVs podem possuir dois tipos básicos de anatomia, em formato torpedo</p><p>ou de anatomia complexa para movimentação em terrenos complexos (e.g.</p><p>Eelume). A anatomia do AUV possui um quadro fechado, com objetivo de</p><p>diminuir o drag ao redor de sua estrutura (CHRIST; WERNLI, 2014, p. 8).</p><p>104</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>A orientação pode ser feita através de beacons instalados no leito marinho ou</p><p>através de uma combinação de comunicação acústica Ultra Short Base Line,</p><p>posicionamento por GPS e navegação inercial (WYNN et al, 2014, p. 452).</p><p>Ultra Short Base Line (USBL) ou Super Short Base Line (SSBL) é um sistema</p><p>de posicionamento acústico utilizado por ROVs e AUVs, que utilizam como</p><p>referência uma embarcação para determinar seu posicionamento. Abaixo da</p><p>embarcação, é instalado um transceiver e, no veículo submarino, é instalado</p><p>um transporder/responder. É utilizado um computador para interpretar os</p><p>dados recebidos pelo transceiver e calcular o posicionamento do veículo.</p><p>Esse tipo de posicionamento não utiliza beacons instalados no leito marinho</p><p>para posicionamento (BAI e BAI, 2018, p.95; CHRIST; WERNLI, 2014,</p><p>pp. 436-437).</p><p>Figura 107. Exemplo de AUV com formato de torpedo.</p><p>Fonte: Ocean Explorer, 2021</p><p>Figura 108. Sistema de posicionamento Ultra Short Base Line (USBL)</p><p>Fonte: Christ; Wernli, 2014.</p><p>105</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>Em ambientes offshore, AUVs são utilizados basicamente para pesquisas</p><p>ambientais, geofísicas e mapeamento do solo para indústria de óleo e gás</p><p>(CHRIST; WERNLI, 2014, p. 649). Entretanto, funções desempenhadas</p><p>normalmente por ROVs estão sendo estudadas e desenvolvidas para serem</p><p>desempenhadas por AUVs. ROVs possuem uma gama diversa de ferramentas,</p><p>utilizadas em diferentes etapas do desenvolvimento de um sistema submarino de</p><p>produção. Entre essas ferramentas há a Torque Tool, utilizada para acionamento</p><p>de válvulas, travamento de equipamentos submarinos; garras, utilizadas para</p><p>atracar o ROV às estruturas submarinas; e escovas, utilizadas para limpeza</p><p>de áreas de vedação de equipamentos submarinos.</p><p>O AUV Eelume, supracitado como exemplo de ROV Classe V – Especial,</p><p>desenvolvido pela empresa Kongsberg, foi concebido para minimizar a</p><p>necessidade de operações com ROVs e realizar tarefas realizadas anteriormente</p><p>somente por ROVs, como a utilização de ferramentas similares às descritas</p><p>anteriormente. O conceito utiliza características de AUVs, como a capacidade</p><p>de realizar operações sem a intervenção humana, e características de ROV,</p><p>como a transmissão de vídeo e utilização de ferramentas específicas para</p><p>intervenções de inspeção, manutenção e reparo submarinos (LEE, 2017).</p><p>Tipos de manutenção submarina</p><p>A inspeção de dutos deve ocorrer para manutenção da integridade do sistema</p><p>submarino. No Brasil, o SGSS, regulamento técnico estabelecido pela ANP</p><p>em 2105, estabelece as premissas para inspeção de sistemas submarinos de</p><p>produção (ANP, 2015, p. 2). Entre os equipamentos do sistema submarino</p><p>abordados nesse regulamento, destacam-se (ANP, 2015, p. 8):</p><p>» sistema de coleta de produção offshore, incluindo os testes de longa</p><p>duração;</p><p>» sistema de escoamento da produção offshore;</p><p>» trechos submarinos de dutos portuários de terminais, de refinarias</p><p>e de bases de distribuição;</p><p>» sistema de recebimento, expedição e transferência de fluidos offshore;</p><p>106</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>» trechos submersos de dutos terrestres cujo projeto, fabricação,</p><p>instalação e operação estejam sujeitos às normas próprias de dutos</p><p>submarinos;</p><p>» umbilicais;</p><p>» unidades de processamento submarino.</p><p>De forma geral, a manutenção submarina é realizada através de inspeções</p><p>visuais, ensaios não destrutivos e testes. Também são realizadas atividades</p><p>de reparo, com a utilização de veículos subaquáticos ou mergulhadores. Entre</p><p>as tarefas de manutenção com mergulhadores, destacam-se (PETROBRAS,</p><p>2016, pp. 7; 8).</p><p>» intervenção em estojos – atividades gerais para manutenção de dutos,</p><p>nas quais são realizadas atividades gerais em estojos flangeados ou</p><p>com conexão graylock. Podem ser realizados apertos de flanges e</p><p>conexões, testes de estanqueidade, inspeção visual e limpeza;</p><p>» localização e saneamento de vazamento em dutos – identificação e,</p><p>se possível, correção do vazamento do duto. Similar à intervenção</p><p>em estojos, envolve atividades de apertos de flanges e conexões,</p><p>testes de estanqueidade, inspeção visual e limpeza;</p><p>» realização de reparo em dutos flexíveis – envolve atividades de corte</p><p>da capa externa, recomposição da capa, instalação de luva ou outro</p><p>dispositivo de reparo, e teste de estanqueidade;</p><p>» realização de reparo em dutos rígidos – envolve corte do duto,</p><p>instalação de luva ou outro dispositivo de reparo, e teste de</p><p>estanqueidade;</p><p>» remoção de sucata – retirada de objetos presentes no leito marinho,</p><p>que estejam próximos ou em contato com dutos. Envolve atividades</p><p>de inspeção visual, dragagem, corte, instalação de cintas para laçada</p><p>e recolhimento;</p><p>» limpeza para PDIF-3 e PDIR-3 – limpeza de dutos flexíveis (para</p><p>PDIF-3) e rígidos (para PDIR-3) com ferramentas manuais ou</p><p>semiautomatizadas por cavitação;</p><p>107</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>» calçamento de dutos rígidos – envolve atividades para calçamento de</p><p>dutos com groutbag, poita com apoio antiatrito, suporte mecânico ou</p><p>calça cunha. Envolve atividades de inspeção visual, dimensionamento</p><p>do vão, demarcação dos pontos de calçamento, dragagem, lançamento</p><p>e instalação do calço;</p><p>» instalação/desinstalação de abraçadeira – envolve atividades de</p><p>inspeção visual, dragagem, limpeza,</p><p>preparação de superfície e</p><p>instalação ou desinstalação da abraçadeira;</p><p>» recomposição de proteção catódica – envolve atividades de inspeção</p><p>visual, limpeza, instalação de cordoalhas e medição de potencial</p><p>eletroquímico;</p><p>» dragagem – envolve atividades com ferramenta de sucção para</p><p>desassoreamento de dutos e equipamentos ou para abrir valas em</p><p>apoio a novas interligações;</p><p>» corte de linha – corte de dutos para permitir descruzamento e/ou</p><p>recolhimento;</p><p>» abertura de conexão – abertura de conexão flangeada através do</p><p>destorqueamento ou corte dos estojos (conjunto de parafusos e porca);</p><p>» instalação/desinstalação de acessórios – instalação e desinstalação</p><p>de acessórios submarinos diversos;</p><p>» corte de equipamento - real ização de corte/perfuração na</p><p>estrutura do equipamento para permitir sua desmobilização,</p><p>devido à interferência mecânica, vácuo, calço hidráulico, purga ou</p><p>preenchimento/equalização e/ou alívio de pressão (PETROBRAS,</p><p>2016, p. 8);</p><p>» soldagem submarina – envolve atividades de soldagem submarina</p><p>de equipamentos e estruturas, por diferentes métodos de soldagem</p><p>subaquática;</p><p>» reparo de terminais de mangueiras – realização de reparo de</p><p>mangueiras de alta pressão.</p><p>108</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Manutenção de linhas sumbarinas</p><p>Os dutos submarinos e umbilicais estão sujeitos a inspeções que fazem parte</p><p>do plano de manutenção dos equipamentos submarinos. Um dos métodos</p><p>utilizados para inspeção e manutenção de equipamentos submarinos é o RBI,</p><p>ou Risk Based Inspection. (ABS, 2019, p. 18; BAI, 2018, p. 264).</p><p>De acordo com Bai e Bai (2018, p. 264), a RBI é definida como um método que</p><p>utiliza a criticidade e os modos de falhas dos equipamentos como critério para</p><p>estabelecer os planos de manutenção e inspeção de cada item do equipamento</p><p>submarino. Uma RBI normalmente é um ensaio não destrutivo (NDE –</p><p>Nondestructive Testing) ou avaliação não destrutiva (NDE – Nondestructive</p><p>Evaluation), e as informações geradas por ela são utilizadas para análise de</p><p>riscos; definição do escopo de serviço; estabelecimento de um plano de inspeção;</p><p>monitoramento e manutenção; otimização do desempenho da planta; mitigação</p><p>de falhas de equipamentos; e redução de custos (ABS, 2019, p. 18; BAI e BAI,</p><p>201, p. 265).</p><p>Ressalta-se que nem todos os tipos de ensaios e avaliações não destrutíveis</p><p>são aplicáveis facilmente em ambientes submarinos (BOENISCH, 2015, p. 3).</p><p>Essas inspeções buscam um equilíbrio entre custos, de inspeção e manutenção,</p><p>e benefícios para o sistema de produção submarino. A norma Petrobras N-1487</p><p>(2017, pp. 2; 3) define sete tipo de inspeção de dutos, são eles:</p><p>» inspeção visual do trecho emerso (regiões 5 e 4);</p><p>» medição de espessura do trecho emerso (regiões 5 e 4);</p><p>» detecção de trincas no trecho emerso (regiões 5, 4 e 3);</p><p>» inspeção externa do trecho submerso (regiões 3, 2, 1 e shore approach);</p><p>» inspeção por PIG instrumentado;</p><p>» monitoração da corrosão interna;</p><p>» ensaio hidrostático</p><p>Bai e Bai (2018, p. 274) definem alguns fatores a serem considerados no RBI</p><p>de um duto, os quais podem causar dano ao duto:</p><p>» corrosão interna;</p><p>» corrosão externa;</p><p>109</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>» erosão interna;</p><p>» impacto externo;</p><p>» Free-spans (distância entre o solo e o duto quando ele passa</p><p>perpendicularmente por uma vala);</p><p>» estabilidade no solo.</p><p>As inspeções de dutos são utilizadas para avaliar a integridade geral do duto,</p><p>bem como a necessidade de manutenção. A partir da análise das inspeções,</p><p>podem ser definidas as manutenções para corrigir os danos causados ao duto.</p><p>A norma Petrobras N-2727 (2014, p 8) define classes de reparos de dutos</p><p>submarinos. As classes de reparo são:</p><p>» reparos de contingência – são os reparos realizados para conter</p><p>vazamentos, apenas. Têm como objetivo permitir que o duto sofra</p><p>reparos temporários ou permanentes. Os reparos de duto, em conjunto</p><p>com ações operacionais, têm como objetivo minimizar os impactos</p><p>ao meio ambiente, às pessoas e ás instalações (PETROBRAS, 2013,</p><p>p. 9);</p><p>» reparos temporários – reparos realizados para manutenção da</p><p>integridade do duto, reforçando regiões que apresentam danos,</p><p>garantindo a segurança e a continuidade operacional do duto. Esse</p><p>tipo de reparo deve ser substituído por reparo permanente, em até</p><p>dois anos;</p><p>» reparos permanentes – são utilizados para recompor integralmente</p><p>a resistência mecânica do duto.</p><p>A seguir, serão abordados os tipos de reparos temporários e permanentes.</p><p>Reparos temporários</p><p>Braçadeira mecânica</p><p>Braçadeiras mecânicas parafusadas são dispositivos similares às duplas calhas</p><p>e têm como objetivo fornecer reforço mecânico ao duto no local onde há</p><p>o dano observado. A diferença primordial é o método de junção das duas</p><p>metades, que “abraçam” o duto. Braçadeiras mecânicas parafusadas utilizam</p><p>110</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>estojos e parafusos para fixar as duas metades ao redor do duto, conforme</p><p>abaixo (PRCI, 2016, p. 49).</p><p>Figura 109. Braçadeira mecânica parafusada.</p><p>Fonte: PRCI, 2006, p. 49.</p><p>Esse tipo de braçadeira é projetado para suportar as mesmas pressões que o</p><p>duto suporta e, normalmente, possui vedações elastoméricas para conter um</p><p>possível vazamento no local onde o duto está danificado. Pode ser feita solda</p><p>na circunferência das extremidades das luvas, similar às duplas calhas tipo B,</p><p>para conter uma possível falha das vedações elastoméricas das luvas (PRCI,</p><p>2006, p. 48).</p><p>Luva de material compósito</p><p>Luvas de materiais compósitos podem ser utilizadas de forma similar às</p><p>calhas, envolvendo o duto na região onde o duto está localizado. Esse tipo de</p><p>material é utilizado na indústria aeroespacial e, nos últimos anos, vem sendo</p><p>desenvolvido para reparo de dutos sem vazamentos. A maioria dos compósitos</p><p>é fabricada a partir de fibra de vidro e há compósitos desenvolvidos a partir</p><p>da fibra de carbono.</p><p>Há dois tipos básicos de luvas, flexível e rígido. Entre as vantagens da utilização</p><p>de compósitos, ao invés de luvas de aço, destacam-se a facilidade de manuseio</p><p>dos materiais, menor qualificação da mão de obra envolvida, instalação mais</p><p>rápida e menor custo global (PRCI, 2006, p. 34).</p><p>111</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>Ressalta-se que, caso haja algum dano, como mossas ou corrosão externa,</p><p>deve-se aplicar massa epóxi para preencher o local do dano antes de instalação</p><p>da luva de material compósito (PETROBRAS, 2013, p. 10).</p><p>Figura 110. Luva de compósito com massa epóxi preenchendo o dano.</p><p>Fonte: PRCI, 2006, p. 14.</p><p>» Clock Spring</p><p>® Composite Reinforcement – luva de compósito Clock</p><p>Spring®.</p><p>» Filled Corrosion Defect – defeito do duto (corrosão) preenchido (pode</p><p>ser com massa epóxi).</p><p>Figura 111. Camadas da luva de compósito.</p><p>Fonte: PRCI, 2006, p. 14.</p><p>112</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Camadas presentes no compósito Clock Spring</p><p>®:</p><p>» 1 – envelope de material compósito;</p><p>» 2 – polímero adesivo;</p><p>» 3 – composto de preenchimento de dano.</p><p>Reparos permanentes</p><p>Esmerilhamento</p><p>O esmerilhamento para remoção do defeito é um tipo de reparo que deve ser</p><p>acompanhado por inspeção, devido à perda inerente de material. A norma</p><p>Petrobras N-2737 (2014, p. 10) ressalta que a profundidade do esmerilhamento</p><p>não deve ultrapassar 40% da espessura do duto. A área esmerilhada deve ser</p><p>avaliada como uma área corroída, seguindo os critérios de inspeção da norma</p><p>Petrobras N-2786 (Avaliação de Defeitos em Oleodutos e Gasodutos Terrestres</p><p>e Submarinos Rígidos em Operação).</p><p>Substituição de trecho</p><p>A substituição de trecho consiste na substituição de parte do duto por outro</p><p>segmento de duto, que deve ter o comprimento maior ou igual ao seu diâmetro.</p><p>Esse tipo de reparo exige a parada de operação do duto, e, caso isso não</p><p>seja possível, deve-se utilizar a técnica de bloqueio e derivação por meio de</p><p>trepanação (PETROBRAS, 2013, p. 11).</p><p>A parada de operação do duto pode ser inviável, devido às ações necessárias</p><p>para a parada,</p><p>como o dreno do fluido presente na parte interna do duto, e a</p><p>possibilidade de causar eventos indesejáveis, como o tamponamento do duto</p><p>devido à alta viscosidade do fluido, conforme exemplificado por Oliveira</p><p>(2016, p. 45). O autor ainda ressalta que o emprego do método de trepanação</p><p>para construção de by-pass temporário pode ser dispendioso, o que deve ser</p><p>avaliado no momento do planejamento da substituição do duto.</p><p>Trepanação “hot tapping”</p><p>O método conhecido como hot tapping utiliza um tipo de braçadeira que</p><p>possui um mecanismo para estancar vazamentos. É considerado um reparo</p><p>temporário e pode ser utilizada como reparo permanente caso seja encapsulada</p><p>por um mecanismo de vedação. Possui um sistema de porca e parafuso para</p><p>ser conectada ao duto; a 180º desse sistema, há um componente responsável</p><p>por vedar o ponto de vazamento do duto (PRCI, 2006, p. 49).</p><p>113</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>Figura 112. Braçadeira mecânica com pino centralizador.</p><p>Fonte: PRCI, 2006, p. 50.</p><p>A norma Petrobras N-2727 (2013, p. 9) define que a trepanação do defeito deve</p><p>ser precedida de instalação de braçadeira mecânica aparafusada com derivação.</p><p>A trepanação pode envolver serviços de inspeção antes de realização do reparo,</p><p>da inspeção dimensional, da execução de testes hidrostáticos e da atualização</p><p>de documentos do projeto. Equipamentos específicos devem ser utilizados para</p><p>realizar a trepanação e instalação do plug do duto (PETROBRAS, 2015, p. 24).</p><p>Enchimento com solda</p><p>O enchimento com solda visa recompor a espessura do duto. Após sua deposição,</p><p>deve ser escovada e avaliada, para que seja possível identificar a presença de</p><p>trincas (PETROBRAS, 2013, p. 10). A norma Petrobras N-2163 (2015, p. 9)</p><p>define a soldagem em operação como sendo a técnica onde se realiza soldagem</p><p>de equipamentos, tubulações e dutos que contenham qualquer produto ou</p><p>seus resíduos pressurizados ou não com ou sem fluxo, sem a necessidade de</p><p>paradas operacionais.</p><p>A soldagem pode ser realizada para reparos, instalação de conexões e reforços</p><p>e podem ser utilizados os processos de soldagem TIG (GTAW). MIG/MAG</p><p>(GMAW) e Eletrodo Revestido (SMAW) (PETROBRAS, 2015, p. 16).</p><p>114</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Dupla calha</p><p>A dupla calha é um método no qual são instaladas duas metades de cilindros na</p><p>região na qual há o dano a ser reparado. A norma Petrobras N-2737 (2014, p.</p><p>11) define que os seguintes requisitos devem ser considerados para aplicação</p><p>desse tipo de reparo (com ou sem solda circunferencial):</p><p>» o comprimento mínimo deve ser o suficiente para envolver a região</p><p>do defeito acrescido de 50 mm em cada extremidade; não existe</p><p>limite para comprimento máximo;</p><p>» a espessura da dupla calha deve ser calculada para a condição de</p><p>projeto do duto;</p><p>» a solda longitudinal deve ser de topo, com mata-junta embutido;</p><p>» em caso de reparos de mossas ou corrosão externa, antes da aplicação</p><p>da luva, a mossa ou a corrosão devem ser preenchidas com massa</p><p>epóxi.</p><p>Materiais para confecção de duplas calhas devem possuir certificado de fabricação</p><p>com indicação de sua composição química e propriedades mecânicas. No caso</p><p>de indisponibilidade do certificado de fabricação, devem ser executadas análise</p><p>química e ensaios para determinação de suas propriedades mecânicas. Antes</p><p>da instalação, as duplas calhas devem ser inspecionadas por exame visual,</p><p>dimensional, partículas magnéticas e ultrassom.</p><p>Dupla calha sem solda circunferencial (tipo A)</p><p>A dupla calha sem solda circunferencial é classificada como tipo A e somente</p><p>possui a solda axial (NUNES, 2017, p. 34).</p><p>Figura 113. Calha dupla sem solda circunferencial.</p><p>Fonte: Nunes, 2017, p. 21.</p><p>115</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>Esse tipo de reparo é indicado para reparo de danos que não possuem vazamentos</p><p>e ele não suporta pressões. Deve ser projetado para suportar pressões menores</p><p>do que as pressões que causam a falha do defeito do duto (PRCI, 2006, p. 16).</p><p>PRCI (2006, p. 18) ressalta que medidas adicionais devem ser tomadas para</p><p>efetividade do reparo com dupla calha sem solda (tipo A):</p><p>» redução da pressão – caso o dano esteja sujeito à sua pressão de falha</p><p>ou próximo a ela, deve-se diminuir a pressão de operação. Caso a</p><p>pressão não seja reduzida, pode-se gerar um vazamento após reparo</p><p>com as calhas. Caso o dano observado não esteja submetido a pressões</p><p>próximas à sua pressão máxima admissível, não se faz necessária a</p><p>redução da pressão;</p><p>» aplicação de cargas externamente às calhas – diferentes dispositivos</p><p>podem ser utilizados para aplicar tensões à parede externa das calhas.</p><p>Como consequência, as calhas se conformarão na parede externa do</p><p>duto. Essas tensões podem ser geradas por: (A) sistema de atuadores</p><p>hidráulicos e correntes; (B) orelhas e parafusos; e (C) diferencial de</p><p>temperatura (NUNES, 2017, p. 38);</p><p>Figura 114. Métodos de aplicação de tensões às calhas duplas.</p><p>Fonte: adaptado de Nunes, 2017, p. 38.</p><p>116</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>» utilização de material semilíquido para preenchimento de espaços</p><p>(gaps) entre as paredes externa do duto e interna das calhas – podem</p><p>ser utilizados compostos de epóxi ou poliéster para garantir que</p><p>não haja espaços entre a parede externa do duto e a parede interna</p><p>das calhas duplas. Esses compostos podem ser aplicados ao duto, e</p><p>ferramentas específicas devem ser utilizadas para restaurar o formato</p><p>do duto. Outra forma de aplicar esses compostos é aplicando na parede</p><p>externa do duto e, logo em seguida, antes que sejam solidificados, as</p><p>duas metades das calhas duplas são instaladas e soldadas. A própria</p><p>força mecânica gerada durante a instalação das calhas duplas expulsa</p><p>o excesso do composto pelas extremidades das calhas, o que garante</p><p>uma distribuição uniforme do composto por toda área de contato</p><p>entre o duto e as calhas duplas;</p><p>» aplicação de procedimentos especiais de ajuste para solda por costura</p><p>– pode ser necessária a aplicação de técnicas específicas para realizar</p><p>o ajuste após a solda das calhas duplas, para garantir que as calhas</p><p>duplas estejam instaladas firmemente no duto;</p><p>» utilização de “conchas” especiais preenchidas com epóxi – esse</p><p>é um método similar à utilização de material semilíquido para</p><p>preenchimentos dos gaps. A diferença é que, nesse método, os gaps</p><p>não são falhas ou imperfeições, e sim uma distância proposital</p><p>de milímetros, entre a parede externa do duto e a parede interna</p><p>das calhas duplas. Esses gaps, após as soldas das calhas, são então</p><p>preenchidos com epóxi. Ressalta-se que esse tipo de reparo não deve</p><p>ser utilizado para conter vazamentos.</p><p>Dupla calha com solda circunferencial (tipo B)</p><p>O método de reparo que utiliza calhas duplas com solda, ou tipo B, é similar</p><p>ao tipo dupla calha sem solda circunferencial, entretanto, apresenta filetes</p><p>de solda nas extremidades das calhas, conforme figura a seguir. Entre suas</p><p>vantagens destaca-se a possibilidade de utilização para manutenção de dutos</p><p>com vazamentos e para fortalecer pontos com defeitos no duto.</p><p>Ressalta-se que se deve fabricar as calhas duplas para suportar as mesmas</p><p>pressões às quais o duto poderá estar sujeito, bem como é necessário realizar</p><p>117</p><p>MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE III</p><p>ensaios não destrutivos para garantir a integridade das calhas. Os critérios para</p><p>fabricação das calhas devem ser iguais ou similares aos critérios de fabricação</p><p>do duto. Características como espessura da parede e material de fabricação</p><p>devem ser considerados nessa aplicação (PRCI, 2006, pp. 26; 30).</p><p>Figura 115. Calha dupla com solda circunferencial.</p><p>Fonte: PRCI, 2006, p. 27.</p><p>» End fillet weld – solda circunferencial nas extremidades das calhas</p><p>duplas.</p><p>» Sleeve – calhas duplas.</p><p>» Side seam – solda lateral. Não é recomendado utilizar o método</p><p>overlapping.</p><p>» Carrier pipe – duto.</p><p>Figura 116. Solda de calhas duplas pelo método overlapping.</p><p>Fonte: PRCI, 2006, p. 17.</p><p>118</p><p>UNIDADE III | MANUTENÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>» Fillet welds – soldas de filete.</p><p>Figura 117. Diferentes tipos de reparo de dutos.</p><p>Fonte: Petrobras, 2015, p. 28.</p><p>119</p><p>UNIDADE IVAVALIAÇÃO DE RISCO</p><p>E ESTUDO DE CASO</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>Análise de risco</p><p>Avaliação de risco</p><p>As atividades que envolvem a manutenção de dutos possuem riscos</p><p>associados, e esses riscos são abordados durante o planejamento da</p><p>manutenção. A norma Petrobras N-2727 (2013, p. 5) define que diversas</p><p>atividades devem ser realizadas durante o planejamento dos trabalhos de</p><p>reparo. Entre essas atividades, destaca-se a realização de análise preliminar</p><p>de riscos, ou APR. Além da análise de riscos, ressalta-se que a força de</p><p>trabalho deve receber treinamentos relacionados aos riscos associados</p><p>às atividades de reparo de dutos.</p><p>Bai e Bai (2005, p. 552) destacam que dois fatores devem ser considerados</p><p>durante a metodologia de gerenciamento de risco, a probabilidade dos riscos,</p><p>as consequências do risco e a matriz de risco que relaciona a probabilidade e</p><p>a consequência dos riscos.</p><p>A norma Petrobras N-2163, que trata de soldagem e trepanação em equipamentos,</p><p>tubulações industriais e dutos em operação (2015, p. 10), ressalta que a análise</p><p>preliminar de riscos exige uma abordagem multidisciplinar, considerando que</p><p>determinados serviços podem envolver diferentes áreas de atuação técnicas.</p><p>Deve-se analisar o trabalho de forma macro, bem como seus riscos associados</p><p>por uma equipe de especialistas técnicos de cada área de atuação. A norma</p><p>N-2163 exemplifica que as atividades de reparo de dutos em operação podem</p><p>exigir serviços de (PETROBRAS, 2015, p. 10):</p><p>» escavação;</p><p>» “suportação”;</p><p>120</p><p>UNIDADE IV | AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO</p><p>» soldagem;</p><p>» trepanação;</p><p>» acesos provisório;</p><p>» medidas de prevenção;</p><p>» medidas de emergência.</p><p>Além dos riscos inerentes às atividades de reparo de dutos, existe a possibilidade</p><p>de riscos nas proximidades do local de reparo. A norma Petrobras N-2163</p><p>(2015, p. 14) cita que outras normas específicas devem ser seguidas, como a</p><p>norma Petrobras N-2162 (2017), Permissão de Trabalho, e N-2349 (2016),</p><p>Segurança nos Trabalhos de Soldagem e Corte.</p><p>Além dos riscos associados às diversas atividades de reparo de dutos, a soldagem</p><p>subaquática oferece riscos específicos. Um dos riscos associados à soldagem</p><p>subaquática é a possibilidade de perfuração de equipamentos, tubulações</p><p>e dutos. Fatores como temperatura e fluido transportado no duto também</p><p>devem ser levados em consideração durante a análise de risco de atividades</p><p>de soldagem subaquática (PETROBRAS, 2015, p. 17).</p><p>A permissão de trabalho, documento formalizado que permite a realização de</p><p>determinada atividade, faz parte do planejamento da manutenção e aborda</p><p>aspectos relacionados aos riscos. A norma Petrobras N-2162 (2017, p. 6) cita</p><p>que uma análise de risco deve abranger:</p><p>» a liberação do equipamento ou sistema para realização dos trabalhos;</p><p>» a liberação da área para realização dos trabalhos (considerando o</p><p>local e suas adjacências);</p><p>» a realização dos trabalhos (considerando simultaneidade de trabalhos).</p><p>Durante a elaboração da permissão de trabalho, deve-se avaliar o local</p><p>de trabalho para avaliação dos riscos da atividade e do ambiente. Quando</p><p>identificados, os riscos devem ser controlados para eliminar, sempre que</p><p>possível, ou mitigar a possibilidade de causar danos e gerar acidentes, sejam</p><p>pessoais, industriais ou ambientais (PETROBRAS, 2017, p. 6).</p><p>121</p><p>AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO | UNIDADE IV</p><p>A atividade de solda e corte, por exemplo, exige que precauções específicas</p><p>sejam tomadas para garantia da segurança operacional. Durante o planejamento,</p><p>devem ser previstas proteção e medidas preventivas contra gases tóxicos</p><p>e fumos metálicos, presentes no processo de solda e corte. Deve-se tomar</p><p>cuidados especiais em locais que possuem ventilação deficiente (PETROBRAS,</p><p>2016, p. 7).</p><p>122</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>Estudos de caso</p><p>Neste capítulo, serão abordados estudos de caso relacionados às etapas de</p><p>instalação e manutenção de dutos submarinos. Ressalta-se que, devido à</p><p>impossibilidade de abordar todo conteúdo de forma plena, serão disponibilizados,</p><p>na parte final do material, links de acesso aos estudos de caso para leitura</p><p>complementar do aluno.</p><p>Extensão de vida útil de dutos rígidos submarinos</p><p>O conteúdo que abordaremos a seguir foi baseado no trabalho realizado por Paula</p><p>Maria Nogueira Camargos e Victor Hugo Gagno de Oliveira, que está disponível</p><p>na íntegra em: https://www.researchgate.net/publication/333812210_</p><p>Extensao_de_Vida_Util_de_Dutos_Rigidos_Submarinos.</p><p>A manutenção da integridade dos equipamentos submarinos, incluindo os dutos</p><p>submarinos, faz parte dos requisitos para operação de um campo de exploração</p><p>de hidrocarbonetos offshore. Devido ao longo prazo para exploração desses</p><p>campos, que pode chegar a 30 anos, faz-se necessário desenvolver metodologias</p><p>de avaliação de integridade que servirão de base para planos de ação, com</p><p>objetivo de manter, aprimorar ou corrigir aspectos relacionados à manutenção</p><p>da integridade dos componentes do sistema submarino de produção.</p><p>Esse trabalho explica os possíveis motivos pelos quais é desenvolvido um estudo</p><p>de extensão de vida útil (EVU), bem como justifica a sua aplicabilidade e, por</p><p>fim, aplica o embasamento teórico a um estudo de caso que considera os aspectos</p><p>quantitativos e qualitativos da integridade de um duto submarino rígido.</p><p>A aplicação da EVU a dutos submarinos justifica-se por diferentes motivos,</p><p>conforme explicado por Franklin et al. (2008 apud CAMARGOS; OLIVEIRA,</p><p>2018, p. 4), entre os quais:</p><p>» desenvolvimento de técnicas novas e mais aprimoradas de recuperação</p><p>de petróleo e gás;</p><p>» observação de desempenho do reservatório melhor do que a esperada</p><p>por estudos prévios à sua operação;</p><p>» mudança das cargas atuantes no duto;</p><p>123</p><p>AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO | UNIDADE IV</p><p>» mudanças do fluido de operação, que afetam o envelope de operação</p><p>do duto, o que influencia sua vida útil;</p><p>» conexão de novos dutos aos já existentes, através do método tie-back.</p><p>Os autores expõem que, em 2018, 17% dos dutos submarinos utilizados no</p><p>Brasil encontravam-se em período de extensão de vida útil, conforme figura</p><p>a seguir.</p><p>Gráfico 4. Situação dos dutos submarinos nos campos de exploração de petróleo do Brasil.</p><p>Fonte: Camargos; Oliveira, 2018, p. 5.</p><p>Conforme supracitado, uma porcentagem considerável de dutos encontrava-se</p><p>em EVA no ano de 2018, 17% mais precisamente. Oliveira e Oliveira (2018,</p><p>p. 5) destacam ainda que 4% dos dutos encontravam-se próximos ao fim de</p><p>sua vida útil.</p><p>Após apresentar o cenário no qual a EVU é aplicável, Camargos e Oliveira</p><p>(2018, p. 8) propõem uma revisão bibliográfica das principais publicações</p><p>relacionadas à EVU. São abordadas publicações do Brasil, da Noruega e do Reino</p><p>Unido, bem como os padrões das normas ISO (International Standardization</p><p>Organization – Organização Internacional de Normalização), Norsok (normas</p><p>desenvolvidas pela indústria norueguês) e DNV GL (organização com foco em</p><p>gerenciamento de risco em diversas indústrias, como a de energia, marítima</p><p>e óleo e gás) (CAMARGOS; OLIVEIRA, 2018, p. 14).</p><p>Entre as publicações citadas por Camargos e Oliveira (2018, p. 8), destaca-</p><p>se o SGSS, supracitado neste material. O SGSS aborda seis aspectos a serem</p><p>avaliados para EVU de um duto:</p><p>» análise de riscos para EVU;</p><p>» avaliação de integridade, incluindo análise do histórico operacional, de</p><p>manutenção, do monitoramento e controle da corrosão, de inspeção,</p><p>124</p><p>UNIDADE IV | AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO</p><p>de testes e ensaios, de intervenções e histórico das avaliações de</p><p>integridade efetuadas;</p><p>» verificação das premissas de projeto, incluindo análise das lacunas</p><p>para identificar os requisitos adicionais das normas atuais;</p><p>» reavaliação do sistema submarino com base nas informações atuais,</p><p>nas melhores práticas da indústria e na tecnologia disponível;</p><p>» análise de cargas, tensões, mecanismos e modos de</p><p>do Pré-Sal</p><p>da Bacia de Santos, campo petrolífero que enfrentou diversos desafios para</p><p>criação de tecnologias para desenvolvimento de SPS em águas ultraprofundas.</p><p>Equipamentos como risers rígidos e flexíveis e seus acessórios foram</p><p>desenvolvidos para atender especificamente a esse campo, em alguns casos a</p><p>partir de tecnologias inovadoras e pioneiras reconhecidas internacionalmente</p><p>(PETROBRAS, 2020).</p><p>O desenvolvimento e a exploração de campos petrolíferos em ambientes</p><p>submarinos exigem que se jam rea l izadas at iv idades de inspeção e</p><p>manutenção dos equipamentos do SPS.</p><p>No Brasil, a Agência Nacional do Petróleo (ANP), agência reguladora criada</p><p>a partir da Lei n. 9.478, de 6 de agosto de 1997, com o objetivo de constituir</p><p>as políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de energia,</p><p>estabeleceu em 2015 o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da</p><p>Segurança Operacional de Sistemas Submarinos (SGSS), por duas razões básicas:</p><p>A primeira, por ser o gerenciamento da segurança operacional fator</p><p>determinante na prevenção ou mitigação das consequências de eventuais</p><p>acidentes que possam causar danos às pessoas envolvidas ou não com</p><p>a sua operação, ao patrimônio das instalações ou do público em geral</p><p>e ao meio ambiente. A segunda, por ser o gerenciamento da segurança</p><p>operacional fator essencial para a confiabilidade do suprimento nacional</p><p>de petróleo, derivados e gás natural. (ANP, 2015).</p><p>Para que as razões básicas do SGSS sejam satisfeitas, foram estabelecidas as</p><p>responsabilidades das empresas envolvidas na operação de um sistema submarino.</p><p>Algumas dessas reponsabilidades são relacionadas à segurança operacional e à</p><p>prevenção de acidentes, essas empresas possuem a responsabilidade de operação</p><p>e gerenciamento da integridade do SPS.</p><p>Uma das atividades que auxilia no gerenciamento de integridade do SPS é a</p><p>inspeção submarina, que consiste em um conjunto de técnicas de inspeções</p><p>visuais e ensaios não destrutivos aplicados durante o desenvolvimento do SPS.</p><p>Os equipamentos submarinos e de interligação são objetos desses serviços de</p><p>inspeção e manutenção, e seu desenvolvimento exige que novas técnicas sejam</p><p>desenvolvidas para tais atividades exigidas por lei.</p><p>Nesta disciplina, serão abordados os principais tópicos relacionados às instalação</p><p>e manutenção de linhas submarinas, além dos equipamentos que compõem</p><p>um SPS.</p><p>Objetivos</p><p>» Expor e explicar o ambiente de trabalho.</p><p>» Exemplificar as técnicas de instalações submarinas.</p><p>» Descrever os equipamentos de instalações submarinas, dutos e</p><p>acessórios.</p><p>» Descrever o planejamento de manutenção submarina, avaliação de</p><p>risco e avaliação preliminar.</p><p>» Exemplificar os tópicos abordados por meio de estudos de caso.</p><p>9</p><p>UNIDADE IINSTALAÇÃO DE</p><p>LINHAS SUBMARINAS</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>Ambiente de trabalho e avaliação</p><p>preliminar</p><p>Ambiente de trabalho</p><p>Boa parte do planeta Terra é constituída por oceanos, os quais, além de serem</p><p>ambientes onde há o desenvolvimento de fauna e flora, são utilizados para</p><p>exploração comercial e industrial. Os oceanos são aproximadamente 97% de</p><p>toda a água superficial do planeta e influenciam os equipamentos do SPS e as</p><p>ferramentas utilizadas para manutenção do SPS (CHRIST; WERNLI, 2014, p. 23).</p><p>Os oceanos fazem parte da hidrosfera, composta de diversos ambientes</p><p>aquáticos, e que possui uma área de 362.000.000 km² da superfície da Terra</p><p>(SOARES-GOMES; FIGUEIREDO, 2009, p. 1). Abaixo, podem-se observar</p><p>os componentes e suas porcentagens na composição da hidrosfera.</p><p>Tabela 1. Quantidade de água nos vários reservatórios da hidrosfera.</p><p>Reservatório Porcentagem do total (%)</p><p>Oceanos 97,96</p><p>Calota e gelo Polar 1,64</p><p>Água Subterrânea 0,36</p><p>Rios e Lagos 0,04</p><p>Atmosfera 0,001</p><p>Fonte: Soares-Gomes; Figueiredo, 2009.</p><p>Vale ressaltar que os oceanos são diferenciados dos mares pela sua profundidade</p><p>e por seus limites geográficos. Os mares possuem menor profundidade e são</p><p>delimitados, total ou parcialmente, por continentes. Já os oceanos possuem</p><p>maiores profundidades e grandes extensões, além de terem circulação livre. O</p><p>ponto mais profundo de que se tem notícia é chamado de Fossa das Marianas,</p><p>com 11.000 m de profundidade, fica localizado no Oceano Pacífico Norte</p><p>(SILVA-JR; GERLING, 2016, p. 10).</p><p>10</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 1. Comparação entre tamanhos da Fossa das Marianas, Monte Everest e Empire State.</p><p>Fonte: Epoch Times, 2014.</p><p>Diversos fatores ambientais influenciam o ambiente subaquático e os</p><p>equipamentos do SPS. Como dito anteriormente, os oceanos possuem</p><p>profundidades diferentes, fator relevante no desenvolvimento dos equipamentos</p><p>do SPS. A temperatura, a salinidade, a densidade e a pressão hidrostática</p><p>também são fatores que influenciam as atividades desenvolvidas no ambiente</p><p>subaquático (EFLORA WEB, 2017; GARCIA; REGAZZI, 2016, p. 93; LALLI;</p><p>PARSONS, 2006, p. 30; MARRA, 2019, p. 31; SOARES-GOMES; FIGUEIREDO,</p><p>2009, p. 6). Fatores externos também podem influenciar a densidade, como</p><p>ventos, descarga de água doce, precipitação pluvial e formação ou dissolução</p><p>de gelo (EFLORA WEB, 2017) e mistura de águas adjacentes. Por esse motivo,</p><p>são criadas diferentes assinaturas temperatura-salinidade, que influenciam</p><p>diretamente a densidade das águas dessa área (LALLI; PARSONS, 2006, p.</p><p>30). A seguir, é exemplificada a relação entre profundidade e densidade.</p><p>Gráfico 1. Variação latitudinal da temperatura da camada de superfície dos oceanos.</p><p>Fonte: Eflora Web, 2017.</p><p>11</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>A pressão hidrostática, um dos fatores que mais influencia o desenvolvimento</p><p>de equipamentos submarinos e suas atividades de inspeção, é uma grandeza</p><p>física definida como a pressão exercida por um fluido em repouso, em qualquer</p><p>ponto de uma coluna desse líquido (GARCIA; REGAZZI, 2016, p. 93; MARRA,</p><p>2019, p. 31).</p><p>Dois fatores influenciam a pressão hidrostática em determinado ponto, a</p><p>densidade do fluido e a altura da coluna de líquido acima do ponto no qual essa</p><p>pressão é exercida. A área da superfície que sofre a pressão não é considerada</p><p>para o cálculo de pressão hidrostática (MARRA, 2019, pp. 32-33).</p><p>A pressão hidrostática pode ser medida em diferentes unidades. Considera-se</p><p>que, ao nível do mar, a pressão atmosférica é igual a 1 atm, o que equivale</p><p>a 1.033 kg/cm² ou 760 mm de Hg (mercúrio). Conforme a profundidade</p><p>aumenta, a pressão hidrostática aumenta proporcionalmente, uma vez que</p><p>a coluna de líquido acima do ponto de leitura da pressão se torna cada vez</p><p>maior. A cada 10 metros de coluna de água a pressão hidrostática aumenta em</p><p>1 atm (SOARES-GOMES; FIGUEIREDO, 2009, p. 12). Por exemplo, a uma</p><p>profundidade de 1.000 m, a pressão hidrostática absoluta será de 101 atm e a</p><p>pressão hidrostática relativa será de 100 atm.</p><p>Gráfico 2. Variação de pressão hidrostática em função da profundidade.</p><p>0</p><p>3</p><p>6</p><p>9</p><p>12</p><p>15</p><p>18</p><p>21</p><p>24</p><p>0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100110120130140150160170180190200</p><p>Pressão Hidrostática Relativa (atm)</p><p>Pressão Hidrostática Absoluta (atm)</p><p>Fonte: elaborado pelo autor.</p><p>O ambiente subaquático é considerado hostil para desenvolvimento de atividades</p><p>de exploração de campos petrolíferos. A descoberta de novos campos gerou,</p><p>inevitavelmente, a necessidade de serem desenvolvidas tecnologias capazes de</p><p>12</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>extrair hidrocarbonetos em profundidades cada vez maiores. Diversos fatores</p><p>naturais, como ondas, correntes, névoa, profundidade, ventos, influenciam</p><p>diretamente o desenvolvimento de tecnologias para desenvolvimento de</p><p>atividades relacionadas à indústria de óleo e gás. Fatores específicos, como</p><p>gelo, icebergs e tempestades, presentes em determinados campos petrolíferos,</p><p>influenciam ainda mais as atividades de desenvolvimento da indústria de óleo</p><p>e gás (FAGAN, 1991, pp. 9-11).</p><p>A exploração de campos petrolíferos em oceanos se iniciou nos Estados</p><p>Unidos, país pioneiro no desenvolvimento de tecnologias para extração de</p><p>petróleo. Mesmo sendo</p><p>falha, incluindo</p><p>amplitude e frequência para cálculo de fadiga;</p><p>» análise do histórico de incidentes.</p><p>O trabalho passa a abordar aspectos técnicos relacionados a falhas de dutos e</p><p>destaca a corrosão interna, corrosão externa e vãos livres como mecanismos</p><p>causadores de falhas em dutos. Ressalta-se que no estudo é possível observar</p><p>a importância da inspeção de dutos submarinos para gerenciamento de sua</p><p>integridade.</p><p>Camargos e Oliveira (2018, p. 37) abordam em um capítulo específico a</p><p>obtenção de dados através de inspeção, no qual apresentam possíveis métodos</p><p>de inspeção de dutos submarinos. Entre os métodos apresentados, destacam-</p><p>se as inspeções interna e externa do duto como sendo duas fontes de dados</p><p>para análise da EVU.</p><p>Por fim, Camargos e Oliveira (2018, p. 44) apresentam o estudo de caso, no</p><p>qual são analisadas duas linhas de produção de óleo, com diferentes pressões e</p><p>diâmetros, e uma linha de injeção de gás. O caso fictício possui como premissa</p><p>todos os requisitos para EVU adotados pelo SGSS, e o motivo da EVU é a</p><p>descoberta de reserva maior do que esperado, o que garantirá mais cinco anos</p><p>de produção no campo. São considerados no estudo de caso três modos de falha</p><p>diferentes: fadiga proveniente de VIV (Vortex Induced Vibration) provocados</p><p>por vãos livres, corrosão interna e corrosão externa.</p><p>Outro fato a ser destacado no estudo de caso proposto por Camargos e Oliveira</p><p>(2018, p. 46) é a definição do sistema de gerenciamento da integridade dos</p><p>equipamentos submarinos da empresa fictícia, considerado robusto e com as</p><p>seguintes características:</p><p>125</p><p>AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO | UNIDADE IV</p><p>» inspeção através de pigs e ROVs a cada cinco anos;</p><p>» manutenções ou adequações;</p><p>» criação de banco de dados a partir das informações das inspeções;</p><p>» campanhas de inspeção. O estudo proposto informa que a última</p><p>campanha de inspeção ocorreu há dois anos, quando os dutos tinham</p><p>em média 27 anos de operação (o estudo considera o ano de 2018</p><p>sendo o atual).</p><p>O último parágrafo exemplifica um sistema de gerenciamento similar ao</p><p>proposto pela metodologia RBI apresentado neste conteúdo. Ressalta-se que</p><p>os autores não citam a metodologia RBI, entretanto, as informações sobre</p><p>o método de análise de EVU aponta aspectos similares à RBI, a partir de</p><p>uma perspectiva macro: definição de equipamentos a serem inspecionados;</p><p>realização de campanhas de inspeção; criação e análise de banco de dados;</p><p>utilização das análises para definição de planos de ação, nesse exemplo, ações</p><p>para permitir a EVU dos dutos.</p><p>Os dutos abordados nesse estudo de caso são:</p><p>» linha de produção de 12 polegadas;</p><p>» linha de produção de 10 polegadas;</p><p>» linha de injeção de gás de 8 polegadas.</p><p>Os aspectos considerados nesse estudo de caso são:</p><p>» vãos livres;</p><p>» solo marinho;</p><p>» corrosão interna e externa;</p><p>» proteção catódica;</p><p>» corrente submarina;</p><p>» partes enterradas do duto;</p><p>» Screening (critério utilizado para determinar se é necessária alguma</p><p>intervenção no vão livre).</p><p>126</p><p>UNIDADE IV | AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO</p><p>Após análise dos critérios de avaliação dos dutos, concluiu-se que:</p><p>» a linha de produção de 12 polegadas poderá ter a sua vida útil estendida</p><p>por 10 anos;</p><p>» a linha de produção de 10 polegadas poderá ter a sua vida útil estendida</p><p>por 8,6 anos;</p><p>» a linha de injeção de gás de 8 polegadas poderá ter a sua vida útil</p><p>estendida por 239 anos.</p><p>Os autores concluíram que as três linhas poderão operar por mais cinco</p><p>anos. Ressalta-se que a linha de produção de 10 polegadas deverá ter um</p><p>acompanhamento mais detalhado, uma vez que ele possui um pouco mais de</p><p>6 meses de margem de segurança.</p><p>Avaliação da flambagem local e verificação do colapso</p><p>no lançamento de dutos rígidos submarinos</p><p>O estudo que veremos agora foi elaborado pelos autores Daniel Fabião</p><p>Setti, Luis Felipe Gomes Barbosa e Thais Abrahão Lucas da Silva, e está</p><p>disponível para consulta em: http://www.cefet-rj .br/attachments/</p><p>article/2943/Avalia%C3%A7%C3%A3o_Flambagem_Local_Verif_Colapso_</p><p>Lan%C3%A7amento_Dutos_R%C3%ADgidos_Submarinos.pdf.</p><p>Este estudo de caso aborda a estudo de flambagem local e o colapso de duto</p><p>rígido durante a instalação em águas profundas pelo método S-Lay. A avaliação</p><p>dessas duas falhas se faz necessária uma vez que ambas as falhas podem causar</p><p>prejuízos de custo e prazo não previstos. O estudo apresenta os métodos de</p><p>instalação de dutos rígidos, as embarcações utilizadas, a aplicabilidade de cada</p><p>um dos métodos e, por fim, a análise da seção transversal nas regiões críticas,</p><p>a fim de evitar a flambagem local e o colapso.</p><p>Os primeiros capítulos do estudo de caso abordam assuntos discutidos neste</p><p>conteúdo, como embarcações utilizadas para instalação de dutos submarinos,</p><p>métodos de instalação de dutos submarinos e processo de fabricação de dutos.</p><p>Após esses assuntos, são abordados os principais modos de falha de dutos,</p><p>com ênfase em flambagem e colapso. São eles:</p><p>» efeito Blazier;</p><p>» ruptura por pressão interna;</p><p>127</p><p>AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO | UNIDADE IV</p><p>» fadiga;</p><p>» flambagem local: seca, molhada e bifurcação;</p><p>» colapso.</p><p>Após essa fundação teórica, os autores iniciam o estudo de caso, o qual foi</p><p>dividido da seguinte forma:</p><p>» análise da catenária;</p><p>» cálculo das solicitações no duto;</p><p>» cálculo dos deslocamentos radias.</p><p>Para o estudo de caso, foram adotadas as seguintes premissas: o método</p><p>utilizado é o S-Lay em águas ultraprofundas; a embarcação utilizada é a Allseas</p><p>Solitaire; e o duto para análise é o DNV LSAW 450, com 20 polegadas de</p><p>diâmetro externo e 1,2 polegadas de espessura.</p><p>No último capítulo antes da conclusão, é abordada a norma DNV-OS-F101, a</p><p>qual fornece os requisitos de aceitação internacional de segurança para dutos</p><p>submarinos. Os requisitos mínimos de segurança de dutos são definidos para</p><p>projeto, instalação, operação, manutenção, recuperação e abandono de dutos</p><p>submarinos.</p><p>Dois termos importantes para o estudo de caso, advindos da DNV-OS-F101,</p><p>são os modos de falha, classificados em estado limite último e estado limite</p><p>de serviço. A flambagem local e o colapso são classificados como estado limite</p><p>último.</p><p>A partir dessa norma, são analisados os seguintes aspectos pelos autores:</p><p>» flambagem localizada:</p><p>› colapso do sistema;</p><p>› propagação de colapso;</p><p>» critério de carregamento combinado:</p><p>› condição de carregamento controlado;</p><p>128</p><p>UNIDADE IV | AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO</p><p>» condição de deslocamento controlado;</p><p>» aplicação da norma para o modelo.</p><p>Os autores concluem o estudo de caso e apontam que o método S-Lay é</p><p>aplicável à instalação de dutos rígidos submarinos em águas ultraprofundas.</p><p>As seguintes vantagens e desvantagens são destacadas pelos autores.</p><p>» Vantagens:</p><p>› é aplicável a grande variedade de dutos, inclusive de grandes diâmetros;</p><p>› tempo de operação reduzido, e, portanto, maior produtividade;</p><p>› proteção do duto em relação a ovalizações excessivas, flambagem</p><p>local e posterior colapso do sistema, devido à utilização de</p><p>tensionador para manter a tração do duto;</p><p>› valores de ovalização obtidos são menores do que os limites da</p><p>DNV-OS-F101.</p><p>» Desvantagens:</p><p>› mesmo com valores de ovalizaçaõ menores do que os limites da</p><p>DNV-OS-F101, a ovalização no TDP (Touch Down Point, ponto</p><p>no qual o duto passa a tocar o leito marinho) foi maior devido às</p><p>solicitações atuantes nessa região;</p><p>› deve-se ter cuidado para respeitar a distância entre a embarcação e</p><p>o TDP, para evitar que os movimentos da embarcação influenciem e</p><p>alterem o TDP;</p><p>› deve-se manter o raio de curvatura constante, pois sua redução</p><p>aumenta o momento fletor, que interfere nas solicitações estruturais</p><p>e na geometria do duto.</p><p>Os autores complementam o estudo de caso sugerindo que sejam realizados</p><p>novos estudos, que sejam capazes de considerar outras variáveis que podem</p><p>influenciar a instalação de dutos submarinos e os esforços causados aos</p><p>dutos. Entre esses fatores estão as análises dinâmicas</p><p>dos movimentos da</p><p>embarcação e da catenária, e a influência das correntes marinhas e ondas</p><p>nos eixos X-Y-Z.</p><p>129</p><p>AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO | UNIDADE IV</p><p>Outros estudos de caso</p><p>A seguir serão sugeridos alguns estudos de caso para aprofundamento do</p><p>conteúdo.</p><p>» Título: Um estudo comparativo de dutos em vãos livres através</p><p>de simulações numéricas. Autor: Marcus Vinícius Franchi dos</p><p>Santos. Disponível em: http://repositorio.unicamp.br/bitstream/</p><p>REPOSIP/265806/1/Santos_MarcusViniciusFranchidos_M.pdf.</p><p>» Título: Lançamento de dutos: comparação entre uma ferramenta</p><p>analítica e modelos em elementos finitos. Autor: Marcelo Henrique</p><p>Craveiro de Souza Queiroz. Disponível em: http://monografias.poli.</p><p>ufrj.br/monografias/monopoli10012989.pdf.</p><p>» Título: Análise e reparo em dutos corroídos: um estudo de caso para</p><p>reparo por dupla calha. Autor: José Jefferson Morais de Oliveira</p><p>Disponível em: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/30589/30589.</p><p>PDF.</p><p>» Título: Descomissionamento Sustentável de equipamentos para</p><p>exploração de óleo e gás natural no Brasil. Autor: Vinícius de</p><p>Almeida Dornellas. Disponível em: http://repositorio.ufes.br/</p><p>bitstream/10/10744/1/tese_12776_VINICIUS%20DORNELLAS_</p><p>DRAFT%20DEFESA%20V10%2017%20de%20Novembro.pdf.</p><p>» Título: Instalação de dutos flexíveis em águas ultraprofundas. Autor:</p><p>Marcelo Lopes Xavier. Disponível em: http://livros01.livrosgratis.</p><p>com.br/cp018716.pdf.</p><p>» Título: Integridade estrutural e avaliação da corrosão de dutos por</p><p>métodos semi-empíricos. Autores: Estevão Guaitolini da Silva e</p><p>Fabricio Dias de Oliveira. Disponível em: https://mecanica.ufes.</p><p>br/sites/engenhariamecanica.ufes.br/files/field/anexo/2013-1_</p><p>fabricio_dias_e_estevao_guaitolini_-_para_impressao.pdf.</p><p>» Título: Percepção de Riscos no Setor Energético: um estudo de caso</p><p>envolvendo o gasoduto de Mexilhão/Petrobrás em Caraguatatuba</p><p>- Litoral Norte Paulista. Autor: Michelle Renk. Disponível em:</p><p>http://repositorio.unicamp.br/bitstream/REPOSIP/265605/1/</p><p>Renk_Michelle1982-_M.pdf.</p><p>130</p><p>UNIDADE IV | AVALIAÇÃO DE RISCO E ESTUDO DE CASO</p><p>» Título: Riscos geotécnicos em taludes marinhos, associados à</p><p>ocorrência de hidrato de gás, no traçado de dutovias. Autor: Wagner</p><p>José Oliveira de Menezes. Disponível em: https://bdex.eb.mil.br/</p><p>jspui/handle/1/868?mode=full.</p><p>131</p><p>PARA (NÃO) FINALIZAR</p><p>Este material foi produzido para apresentar e discutir os aspectos relacionados</p><p>à instalação e à manutenção de linhas submersas.</p><p>Na primeira unidade, foram abordados os conceitos relacionados ao ambiente</p><p>de trabalho aquático, bem como os fatores que o influenciam. Ressalta-se que</p><p>todas as atividades em ambientes subaquáticos se tornam desafiadoras, devido</p><p>às características que influenciam tanto os equipamentos quanto as atividades</p><p>realizadas por mergulhadores. A possibilidade de extração de hidrocarbonetos</p><p>em profundidades cada vez maiores exigiu que fossem desenvolvidas soluções</p><p>tecnológicas para viabilizar o acesso a locais aos quais não é possível operar</p><p>com mergulhadores.</p><p>Além desses aspectos, foram apresentadas as embarcações utilizadas para</p><p>instalação de dutos rígidos, flexíveis e umbilicais submarinos. Ressalta-se que</p><p>existem embarcações especializadas para instalação de dutos, responsáveis por</p><p>fornecer condições de trabalho específicas para que um duto seja instalado,</p><p>como as embarcações que possuem estações de solda, revestimento e inspeção</p><p>de dutos rígidos para instalação. O método de instalação também influencia</p><p>a escolha da embarcação, a qual, por características próprias, pode ser capaz</p><p>de realizar somente determinados tipos de instalação de dutos. Também</p><p>foram apresentados os métodos de instalação de dutos rígidos e métodos de</p><p>instalação de linhas flexíveis.</p><p>Na segunda unidade, foram abordados os dutos e acessórios de instalação.</p><p>Os dutos mais utilizados para transporte de hidrocarbonetos são os rígidos e</p><p>flexíveis. Cada um possui características que os tornam únicos, e esse é um</p><p>dos motivos pelos quais cada um possui vantagens e desvantagens. Aspectos</p><p>como o fluido a ser transportados, as cargas às quais o duto estará sujeito,</p><p>comprimento e características ambientais, como solo marinho e correnteza,</p><p>influenciam diretamente o projeto, a fabricação, a instalação, a manutenção</p><p>e a retirada do duto.</p><p>132</p><p>PARA (NÃO) FINALIzAR</p><p>Um terceiro componente essencial para o sistema submarino de produção,</p><p>mesmo sem ser responsável pelo transporte de hidrocarbonetos ou fluidos</p><p>de injeção, é o umbilical de controle. Esse componente é responsável por</p><p>controlar os equipamentos submarinos e, quando aplicável, fornecer meio físico</p><p>para injeção de produtos químicos. Além dos dutos e umbilical de controle,</p><p>foram apresentados equipamentos que são interligados por dutos. Alguns</p><p>desses equipamentos, como o MCV e conector, são responsáveis por fornecer</p><p>interface ao duto e permitir que ele seja conectado a outros equipamentos,</p><p>como manifolds e árvores de natal, e a unidades de produção.</p><p>A terceira unidade abordou aspectos administrativos e técnicos relacionados</p><p>à manutenção de dutos submarinos. No primeiro capítulo dessa unidade, foi</p><p>abordado o planejamento de manutenção, onde foram discutidos assuntos</p><p>como a importância das inspeções de dutos e de um banco de dados com</p><p>os resultados dessas inspeções. Foi apresentada a metodologia RBI, a qual</p><p>relaciona os resultados das inspeções às possibilidades de falhas e danos para</p><p>definir um plano de manutenção para diversos equipamentos submarinos.</p><p>Entre esses equipamentos, os dutos possuem uma RBI específica devido às</p><p>suas particularidades. O segundo capítulo dessa unidade abordou as técnicas</p><p>de manutenção submarina, aplicadas a dutos.</p><p>Na quarta e última unidade, avaliação de risco, foram abordados a análise de</p><p>risco e os estudos de caso. A análise de riscos é um fator de extrema relevância</p><p>nas atividades submarinas, principalmente nas atividades relacionadas à</p><p>extração de hidrocarbonetos. Diversas normas e regulamentos são utilizados</p><p>como referência para desenvolvimento de equipamentos, instalação e operação.</p><p>No Brasil, o regulamento técnico SGSS da ANP é um guia para manutenção</p><p>da integridade dos equipamentos submarinos, incluindo os dutos submarinos.</p><p>Entre os estudos de caso, foram abordados dois exemplos de trabalhos, nos</p><p>quais foram abordadas a extensão de vida útil de dutos, que utiliza dados</p><p>de projeto de dutos e resultados de inspeção para analisar a viabilidade de</p><p>extensão da vida útil dos dutos analisados, e a avaliação da flambagem local e</p><p>verificação do colapso no lançamento de dutos rígidos submarinos, que propôs</p><p>um estudo de caso para avaliar o método mais viável para lançamento de um</p><p>133</p><p>PARA (NÃO) FINALIzAR</p><p>duto rígido, pela perspectiva da garantia da integridade do duto durante o</p><p>lançamento. Devido à impossibilidade de abordar diversos estudos de caso,</p><p>foi sugerida uma lista com diversos trabalhos, relacionados aos assuntos</p><p>discutidos neste material.</p><p>134</p><p>REFERÊNCIAS</p><p>AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO (ANP). Regulamento Técnico Do Sistema De</p><p>Gerenciamento Da Segurança Operacional De Sistemas Submarinos (SGSS). Rio de</p><p>Janeiro, 2015. Disponível em: http://www.anp.gov.br/images/Fiscalizacao/Fiscalizacao_</p><p>Seguraca_Operacional/Gerenciamento_Seguranca_Operacional_Sistemas_Submarinos/</p><p>REGULAMENTO_TECNICO-SGSS.pdf. Acesso em: 15 maio 2020.</p><p>ALBINO J. C. R. Materiais com Gradação Funcional no Comportamento Dinâmico</p><p>de Linhas Flexíveis. Rio de Janeiro: Pontifícia Universidade Católica, 2011.</p><p>AZEVEDO N. F. Comportamento Estrutural de Carcaça Intertravada de Dutos</p><p>Flexíveis sob Tração. Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2018.</p><p>AZEVEDO, F. B. Revestimentos Para Dutos Submarinos. Engdutos, [201-?]. Disponível</p><p>em: http://engdutos.usuarios.rdc.puc-rio.br/TPD/Revestimentos_Dutos_Submarinos_</p><p>Fabio_Azevedo.pdf. Acesso em: 15 maio 2021.</p><p>BAI, Y.; BAI, Q. Subsea Engineering Handbook. Cambridge: Gulf Professional Publishing,</p><p>2018.</p><p>BAI, Y.; BAI, Q. Subsea Pipelines and</p><p>Risers. Oxford: Butterworth-Heinemann, 2005.</p><p>BALDAN E. L.; MACHADO K. C. Condicionamento e Comissionamento de Dutos</p><p>Flexíveis: da Fabricação à Montagem em Campo. Vitória/ES: Universidade Federal do</p><p>Espírito Santo, 2010.</p><p>BOENISCH A. Next Generation Subsea Inspection Services and Solutions. In: _______.</p><p>High Performance Subsea Inspection Techniques for Oil and Gas Operations. Surrey:</p><p>Global Business Media, 2015.</p><p>BRASIL. Ministério da Defesa. Diretoria de Portos e Costas. Normas da Autoridade</p><p>Marítima para Atividades Subaquáticas. NORMAM-15. Rio de Janeiro: Ministério da</p><p>Defesa (Marinha), 2011. 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No cenário de exploração de</p><p>petróleo no Brasil, os campos de petróleo offshore foram descobertos no</p><p>fim da década de 1960, momento em que se descobriu que a maior parte</p><p>das reservas brasileiras se encontravam nos oceanos. Nessa época já havia</p><p>tecnologias relacionadas à exploração de campos de petróleo offshore ,</p><p>porém os requisitos para extração de petróleo em águas brasileiras não</p><p>eram atendidos (NETO; COSTA, 2007, p. 2).</p><p>No Brasil, foi criado um programa para viabilizar a exploração de campos</p><p>offshore pela Petrobras, o Programa de Capacitação Tecnológica em Águas</p><p>Profundas (PROCAP), em 1986. O objetivo desse programa foi desenvolver</p><p>capital intelectual junto a universidades, instituições de ensino e fornecedores</p><p>para produção de equipamentos e novas tecnologias para exploração em</p><p>águas profundas. Nos últimos anos, a Petrobras se tornou pioneira no</p><p>desenvolvimento de tecnologias para exploração de campos em águas</p><p>ultraprofundas (PETROBRAS, 2016).</p><p>O ambiente aquático influencia diretamente o desenvolvimento de tecnologias</p><p>para exploração de campos petrolíferos. Além das características dos oceanos,</p><p>como pressão hidrostática, salinidade, influência de ondas, marés e condições</p><p>climáticas adversas, o limite de profundidade para realização de trabalhos com</p><p>mergulhadores é uma restrição para exploração de campos petrolíferos e um</p><p>fator que afeta e influencia o desenvolvimento de tecnologias para exploração</p><p>do ambiente subaquático. O limite de profundidade para intervenção com</p><p>mergulhadores é de 350 m (BRASIL, 2011, pp. 11-1).</p><p>13</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>A avaliação dos locais nos quais são instalados os dutos submarinos pode ser</p><p>realizada por AUVs (Autonomous Underwater Vehicle) ou por ROVs (Remote</p><p>Operated Vehicle). Em ambientes offshore, AUVs são utilizados basicamente</p><p>para pesquisas ambientais, geofísicas e mapeamento do solo para indústria</p><p>de óleo e gás (CHRIST; WERNLI, 2014, p. 649).</p><p>Um tipo de levantamento de dados, realizado por meio de inspeção visual, é</p><p>o survey ou surveying (BAI; BAI; 2018, p. 9; CHRIST; WERNLI, 2014, p. 13).</p><p>Survey, conforme o dicionário Michaelis (2002), significa vista geral, visão;</p><p>inspeção, vistoria, revista; laudo de inspeção, levantamento. Na indústria de óleo e</p><p>gás, o termo survey pode ser utilizado para diferentes tipos de inspeção. Uma</p><p>atividade de survey pode ser realizada para análise geofísica do local onde</p><p>será implementado um SPS ou um duto será instalado (BAI; BAI, 2018, p.</p><p>9), para verificação das condições gerais da integridade de um equipamento</p><p>submarino (ABS, 2019, p. 5) ou para posicionamento da sonda de perfuração</p><p>ou da broca de perfuração (CHRIST; WERNLI, 2014, p. 454).</p><p>Na indústria de óleo e gás, conforme abordado anteriormente, normas e planos</p><p>de gestão da integridade do SPS demandam que diversos tipos de inspeção</p><p>subaquáticas sejam realizados. Christ e Wernli (2014, p. 12) listam diversas</p><p>atividades realizadas durante as fases do desenvolvimento de um SPS, entre as</p><p>quais algumas atividades de inspeção visual e survey são realizadas, conforme</p><p>abaixo:</p><p>» survey pré-lançamento de um duto, umbilical ou linha de fluxo;</p><p>» survey de um site submarino (local em que há ou haverá um SPS);</p><p>» suporte à perfuração;</p><p>» inspeção de instalações submarinas;</p><p>» inspeção de plataformas e dutos para atendimento a normas</p><p>regulatórias.</p><p>14</p><p>CAPÍTULO 2</p><p>Técnicas de instalações submarinas</p><p>Neste capítulo, serão abordadas técnicas de instalação de dutos submarinos,</p><p>tema principal deste conteúdo. Para compreender as diferentes técnicas de</p><p>instalação de dutos submarinos, serão abordadas as embarcações utilizadas</p><p>para instalação de equipamentos submarinos.</p><p>Embarcações de instalação de dutos submarinos</p><p>A instalação de equipamentos submarinos durante o desenvolvimento do SPS</p><p>requer a utilização de embarcações especializadas. Por serem especializadas,</p><p>essas embarcações são responsáveis pela instalação de determinado tipo de</p><p>equipamento. Ressalta-se que algumas dessas embarcações podem ser utilizadas</p><p>para realização de diferentes etapas do desenvolvimento do SPS. Um navio</p><p>de perfuração, por exemplo, pode ser utilizado para perfuração de poços ou</p><p>para instalação de equipamentos submarinos, como árvores de natal molhada.</p><p>Há ainda as embarcações de suporte, como embarcações de transporte de</p><p>equipamentos e suprimentos e os navios rebocadores (BAI; BAI, 2018, p. 124).</p><p>A instalação de dutos rígidos, flexíveis e umbilicais é realizada por barcos</p><p>especializados, comumente chamados de Pipelay Support Vessels, ou PLSV.</p><p>Esses navios possuem equipamentos específicos, utilizados para realizar tarefas</p><p>relacionadas ao carregamento de dutos no navio e à instalação dos dutos no</p><p>leito marinho. A seguir, serão abordados os principais equipamentos dos</p><p>PLSVs (CHARNAUX, 2008, p. 46; COSTA, 2015, p. 18; 19; 20):</p><p>» Reel (carretel) – é responsável por armazenar os dutos, rígidos ou</p><p>flexíveis, após o carregamento até o local de instalação. Ressalta-se</p><p>que dutos rígidos exigem a utilização de carretéis com diâmetros</p><p>internos grandes, para diminuir as deformações plásticas às quais o</p><p>duto será submetido durante enrolamento. Para enrolamento de dutos</p><p>flexíveis, pode ser utilizado carretel diâmetro menor, cerca de 3 m.</p><p>Costa (2015, p. 18) ressalta que também podem ser utilizadas cestas</p><p>e bobinas de armazenamento. As cestas são localizadas nos porões</p><p>do navio, enquanto as bobinas são similares aos carretéis, porém</p><p>com maior capacidade de armazenamento devido às suas dimensões.</p><p>15</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>» Tensioners (tensionadores) – são responsáveis pelo recolhimento</p><p>ou lançamento do duto durante a instalação. Possuem sistema de</p><p>lagartas, similares às esteiras de trator, responsáveis por pressionar o</p><p>diâmetro do duto de forma uniforme, por determinado comprimento,</p><p>para gerar o atrito necessário para suportar o duto durante seu</p><p>lançamento.</p><p>» Crane (guindastes) – são responsáveis pelo transporte de carga na</p><p>embarcação.</p><p>» Winch (guinchos) – são equipamentos similares ao guindaste, porém</p><p>possuem funções específicas. São responsáveis pela transferência de</p><p>carga, abandono e recolhimento de duto no leito marinho. Podem</p><p>ser utilizados guinchos de alta capacidade, para lançamento de</p><p>equipamentos, e guinchos de baixa capacidade, ou auxiliares, para</p><p>ancoragem de equipamentos durante o lançamento e movimentação de</p><p>carga no deck principal até o lançamento de um duto ou equipamento</p><p>submarino;</p><p>» Ramp (rampa de lançamento) – é a área na qual acontecem diversas</p><p>atividades relacionadas ao lançamento de dutos rígidos. As estações</p><p>de solda (quando necessárias), tensionadores, aligner e straightener</p><p>estão localizadas na rampa de lançamento. Ressalta-se que a rampa</p><p>se inclina de acordo com a lâmina d’água do local de lançamento. O</p><p>ângulo entre a rampa e o eixo horizontal se torna menor em trechos</p><p>rasos, enquanto se torna maior em trechos profundos.</p><p>» Aligner (polia de alinhamento) – é responsável por mudar a direção</p><p>do duto, saindo da rampa de lançamento para o carretel.</p><p>» Straightener (retificador) – é responsável por alinhar o duto por meio</p><p>da anulação das deformações residuais do enrolamento do duto.</p><p>16</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 2. Exemplo de embarcação do tipo PLSV, Subsea 7 Seven Oceans.</p><p>Fonte: Charnaux, 2008, p. 50.</p><p>O exemplo supracitado de embarcação PLSV utiliza carretéis para transporte</p><p>dos dutos. Nesse tipo de embarcação, os dutos são enrolados nos carretéis</p><p>(reels) ainda em terra e, depois, são carregados no navio para serem instalados.</p><p>Outro método de transporte de dutos é por meio de carrosséis, ou carousels,</p><p>que são componentes dos navios preparados para enrolar e acomodar os</p><p>dutos. Existem dois tipos, a cesta e o spool. Esses dois tipos se diferem no</p><p>equipamento que auxilia o enrolamento (spooling). Enquanto o eixo da cesta é</p><p>responsável por gerar tensão constante durante o enrolamento, o spool necessita</p><p>de equipamento dedicado, capaz de fornecer a tensão necessária para o duto</p><p>e uniformizar o armazenamento da linha para impedir o entrelaçamento do</p><p>duto (MACHADO, 2016, p. 28).</p><p>Costa (2015, p. 15) cita outros três tipos de navios de lançamento de dutos:</p><p>navio de lançamento horizontal, navio de lançamento vertical pelo bordo</p><p>(lateral) e navio de lançamento vertical pelo moonpool. Moonpool é uma área</p><p>aberta no meio da embarcação, pela qual é possível realizar a instalação ou</p><p>retirada de equipamentos.</p><p>17</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Figura 3. Exemplo de moonpool*.</p><p>* Neste exemplo, há um moonpool de sonda de perfuração. O moonpool de um navio de lançamento de dutos (PLSV) é similar ao moonpool da</p><p>foto abaixo.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 157.</p><p>Figura 4. PLSV de lançamento horizontal.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 17.</p><p>Figura 5. PLSV de lançamento vertical pelo bordo (lateral).</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 17.</p><p>18</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 6. PLSV de lançamento vertical pelo bordo (lateral).</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 17.</p><p>Instalação de dutos submarinos rígidos</p><p>A instalação de dutos submarinos rígidos pode ser realizada por três principais</p><p>métodos. Esses métodos são o S-Lay, J-lay e Reeling. Os métodos S-Lay e</p><p>J-lay possuem esse nome devido à forma que o duto é posicionado após sua</p><p>instalação, são mais lentos quando comparados ao método Reeling (BAY; BAY,</p><p>2005, pp. 204; 205; CHARNAUX, 2008, p. 51).</p><p>Método S-Lay</p><p>O método S-Lay é realizado por embarcações que possuem sistema de lançamento</p><p>horizontal, conhecido como Horizontal Lay System (HLS), sistema composto</p><p>de tensionadores horizontais responsáveis por segurar, lançar e recolher o</p><p>duto. Essas embarcações instalam dutos rígidos e não são capazes de armazenar</p><p>os dutos enrolados em bobinas. Por esse motivo, nesse tipo de embarcação,</p><p>são feitas a soldagem e a inspeção dos dutos, o que torna o processo lento e</p><p>suscetível a falhas na soldagem. Essas embarcações são recomendadas para</p><p>operações em águas rasas (MACHADO, 2016, pp. 24-25).</p><p>19</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Figura 7. Exemplo de embarcação (balsa) com sistema de lançamento horizontal.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 13.</p><p>Figura 8. Exemplo de embarcação (balsa) com sistema de lançamento horizontal.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 128.</p><p>Ao ser lançado, o duto adquire uma configuração em formato de S, por esse</p><p>motivo dá-se o nome de S-Lay. Nesse tipo de instalação, são gerados dois</p><p>pontos de flexões no duto, o sagbend e o overbend (MACHADO, 2016, p. 25).</p><p>A seguir, essas duas flexões são exemplificadas (QUEIROZ, 2015, p. 17).</p><p>Figura 9. Exemplo de instalação de duto pelo método S-Lay.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 17.</p><p>20</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>» Layvessel – embarcação de lançamento do duto.</p><p>» Stinger – é uma extensão da rampa de lançamento responsável por</p><p>suavizar a variação angular do duto durante o lançamento e por</p><p>manter os níveis de tensão sobre o duto dentro de limites aceitáveis.</p><p>O raio do stinger, a geometria dos berços de roletes e o ângulo de</p><p>saída do duto submarino controlam as tensões sobre o duto.</p><p>» Tensioners – ou tracionadores, são responsáveis por manter a tração de</p><p>lançamento aplicada ao duto constante. O conjunto de tracionadores é</p><p>chamado de máquina de tração, um equipamento hidráulico composto</p><p>de esteiras, as quais pressionam o duto submarino, e de sapatas.</p><p>» Overbend – também conhecida como curvatura superior, é a flexão</p><p>do duto que ocorre na rampa de lançamento e no stinger.</p><p>» Stinger tip – extremidade do stinger, ponto em que o duto não possui</p><p>mais contato com a embarcação.</p><p>» Inflection point – ponto de inflexão, é onde ocorre a mudança de</p><p>direção da curvatura. Essa mudança de direção ocorre pela ação do</p><p>peso do duto e pela força de empuxo. Neste ponto, o somatório de</p><p>momentos atuando sobre o duto é zero, apenas há tração, peso e</p><p>empuxo.</p><p>» Departure angle – ângulo de saída do duto.</p><p>» Pipe – duto.</p><p>» Sagbend – curvatura inferior, é a região onde a linha permanece</p><p>suspensa desde o leito marinho.</p><p>Além dos componentes supracitados, as embarcações de lançamento pelo</p><p>método S-Lay possuem (QUEIROZ, 2015, p. 13):</p><p>» Estações de soldagem dos tubos: local onde ocorrem os processos</p><p>de solda dos dutos.</p><p>» Equipamentos de transporte e manuseio dos tubos: guindastes e</p><p>guinchos utilizados para movimentação dos segmentos de dutos na</p><p>embarcação.</p><p>» Estações de revestimento e inspeção radiográfica: após os processos</p><p>de solda, são realizados ensaios não destrutivos para verificação</p><p>21</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>da integridade e qualidade da solda e são instalados revestimentos</p><p>contra corrosão na região de solda.</p><p>» Berço dos roletes: durante as atividades na linha de produção, os</p><p>dutos permanecem em posição horizontal. São utilizados roletes na</p><p>linha de produção, na rampa de lançamento e no stinger para apoiar</p><p>e permitir que os dutos soldados deslizem por todas as etapas de</p><p>produção até seu lançamento.</p><p>A seguir, serão exemplificados, por meio de registro fotográfico, alguns dos</p><p>componentes supracitados e os momentos e as forças atuantes sobre o duto</p><p>durante seu lançamento.</p><p>Figura 10. Estação de trabalho onde ocorre a solda de segmentos de dutos rígidos.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 14.</p><p>Figura 11. Exemplo de berço de roletes.</p><p>Fonte: Montec-Al apud Queiroz, 2015, p. 15.</p><p>22</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 12. Exemplo de stinger.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 15.</p><p>Figura 13. Exemplo de máquina de tração.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 16.</p><p>Figura 14. Momentos e forças atuantes sobre o duto durante sua instalação pelo método S-Lay.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 18.</p><p>23</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Método J-Lay</p><p>O método de instalação de dutos rígidos conhecido como J-Lay é uma variação</p><p>do S-Lay, recebe esse nome, pois, durante a instalação, o duto adquire a forma</p><p>de um “J” ao tocar o leito marinho. Nas embarcações que realizam esse tipo de</p><p>instalação, o stinger deixa de ser horizontal e passa a ser vertical. Quando o</p><p>método J-Lay é utilizado, não é criada a região crítica de overbend, e o ângulo</p><p>varia de 60º a 87º em relação ao solo marinho. É possível instalar dutos em</p><p>águas ultraprofundas por esse método (BAI; BAI, 2018, p. 128; QUEIROZ, 2015,</p><p>p. 21). Nesse tipo de lançamento de duto, a rampa pode adquirir diferentes</p><p>ângulos, de acordo com a lâmina d’água. Quanto mais fundo for a locação,</p><p>mais próximo a 90º será posicionada a rampa.</p><p>Figura 15. Embarcação de lançamento pelo método J-Lay, com a rampa (J-Lay ramp) em posição praticamente vertical.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 128.</p><p>24</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 16. Lançamento de duto pelo método J-Lay.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 21.</p><p>Nesse tipo de instalação, o duto está sujeito às seguintes forças e momentos:</p><p>» tração axial;</p><p>» momentos fletores;</p><p>» forças horizontais e tensões.</p><p>De forma similar ao método S-Lay, o método J-Lay apresenta a região de</p><p>Sagbend, local onde há o contato do duto com o solo marinho. Entretanto, para</p><p>uma mesma profundidade, pelo método J-Lay, o duto apresenta maior raio de</p><p>curvatura e, consequentemente, menores valores de forças horizontais. Por</p><p>esse motivo, a tensão de flexão sobre o duto será menor (QUEIROZ, 2015,</p><p>p. 22). A seguir, serão exemplificados os momentos e as tensões gerados no</p><p>duto durante instalação pelo método J-Lay.</p><p>25</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Figura 17. Momentos e forças atuantes sobre o duto durante sua instalação pelo método S-Lay.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 212.</p><p>» J-Lay Vessel – embarcação de instalação pelo método J-Lay.</p><p>» Welding & Inspection Stations – estações de soldagem e inspeção.</p><p>» Thruster – thruster de propulsão.</p><p>» Stinger – possui função similar ao stinger abordado no método S-Lay,</p><p>porém, para esse método, é vertical.</p><p>» Suspended Pipeline – duto suspenso.</p><p>» Sagbend – curvatura inferior, é a região onde a linha permanece</p><p>suspensa desde o leito marinho.</p><p>Ressalta-se que, quando comparado ao método S-Lay, o método J-Lay apresenta</p><p>algumas vantagens e desvantagens. Diferente do método S-Lay, que possui</p><p>fabricação do duto de forma seriada e sem paradas, o método J-Lay não apresenta</p><p>o mesmo método de fabricação. No método J-Lay, são pré-fabricadas seções de</p><p>26</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>dutos com 16 m a 48 m, utilizadas durante o lançamento. Uma vantagem desse</p><p>método é a possibilidade de lançamento de dutos em condições ambientais</p><p>nas quais o método de lançamento S-Lay não pode ser utilizado (QUEIROZ,</p><p>2015, p. 23).</p><p>Reeling ou Reel-Lay</p><p>O método de reeling ou reel-lay, diferente dos métodos S-Lay e J-Lay, não</p><p>exige que sejam realizadas atividades de soldagem ou preparo do duto na</p><p>embarcação. Essa é uma das vantagens deste método em relação aos métodos</p><p>S-Lay e J-Lay, pois a embarcação não necessita de estrutura para solda, inspeção</p><p>e revestimento do duto. Outra vantagem é que, quando iniciado o lançamento,</p><p>não há dependência dessas atividades para seu prosseguimento. Neste método,</p><p>o duto é fabricado em uma fábrica localizada em terra, de forma similar à do</p><p>duto flexível, e durante esse processo é enrolado em uma bobina, ou carretel.</p><p>Essa bobina é então transportada até a embarcação responsável por realizar</p><p>a instalação do duto (QUEIROZ, 2015, p. 24).</p><p>Figura 18. Embarcação utilizada para instalação pelo método reel-lay.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 24.</p><p>Esse método é mais eficiente quando comparado aos métodos S-Lay e J-Lay.</p><p>Entretanto, ele possui limitação de diâmetro do duto a ser instalado. Queiroz</p><p>(2015) explica essa limitação e cita a necessidade de utilização de espessura</p><p>da parede maior do que a utilizada nos métodos S-Lay e J-Lay:</p><p>Após a construção da linha, ela é armazenada em um carretel. O</p><p>carretel é uma espécie de tambor da embarcação, de onde a linha será</p><p>posteriormente lançada. O diâmetro do tambor limita o diâmetro</p><p>27</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>máximo da linha. O processo de enrolamento e desenrolamento</p><p>do duto também limita o seu diâmetro. Torna-se extremamente</p><p>complicado realizar esse tipo de operação em dutos de grandes</p><p>diâmetros. Dependendo do diâmetro, pode ocorrer a sua plastificação</p><p>durante o enrolamento. Por este motivo, são instaladas linhas de</p><p>menores diâmetros como flowlines (até 16 polegadas). O fato de a</p><p>linha estar enrolada implica ainda outras questões. A espessura da</p><p>parede deve ser maior, em relação aos métodos S-Lay e J-Lay, não</p><p>é possível utilizar um revestimento de concreto de alta rigidez e</p><p>também não é possível adotar isolantes térmicos de alta rigidez,</p><p>devido à velocidade de lançamento. (QUEIROZ, 2015, p. 24).</p><p>Figura 19. Exemplo de carregamento de duto rígido em embarcação do tipo PLSV.</p><p>Fonte: Charnaux, 2008, p. 62.</p><p>Queiroz (2015, p. 25) cita os seguintes componentes de um navio utilizado</p><p>para instalação de duto pelo método reel-lay:</p><p>Figura 20. Componentes de embarcação utilizada para instalação pelo método reel-lay.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 25.</p><p>28</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>» Reel – tambor de armazenamento.</p><p>» Pipe – duto.</p><p>» Ramp – rampa de lançamento.</p><p>» Straightener – equipamento para retificação do duto.</p><p>» Tensioner – máquina de tração.</p><p>Esse método de lançamento pode adotar as configurações S-Lay e J-Lay. Em</p><p>lâminas d’água rasas, é utilizado carretel horizontal para lançar o duto em uma</p><p>configuração S-Lay. Em lâminas d’água intermediárias ou profundas, pode-se</p><p>utilizar o carretel na posição vertical para lançamento em configuração J-Lay</p><p>(QUEIROZ, 2015, p. 25).</p><p>A seguir, serão comparados os três métodos de instalação supracitados em</p><p>relação às suas características, conforme citado por Queiroz (2015, p. 27).</p><p>Quadro 1. Comparação entre os métodos de instalação de dutos rígidos.</p><p>Método S-Lay Método J-Lay Método Reel-Lay</p><p>Vantagens Desvantagens Vantagens Desvantagens Vantagens Desvantagens</p><p>Profundidade Águas rasas</p><p>Águas</p><p>intermediárias</p><p>profundas e</p><p>ultraprofundas</p><p>Águas</p><p>profundas e</p><p>ultraprofundas</p><p>Águas rasas e</p><p>intermediárias</p><p>Todas as</p><p>profundidades -</p><p>Diâmetro</p><p>Adequado</p><p>para todos os</p><p>diâmetros</p><p>-</p><p>Adequado</p><p>para todos os</p><p>diâmetros</p><p>- Pequenos</p><p>diâmetros</p><p>grandes</p><p>diâmetros</p><p>Tensões -</p><p>Altas tensões</p><p>axial e flexional</p><p>na região</p><p>do stinger e</p><p>da rampa de</p><p>lançamento</p><p>Menor tensão</p><p>de fundo e</p><p>na região</p><p>do Sagbend</p><p>entre todos</p><p>os métodos/</p><p>Não possui a</p><p>região crítica</p><p>do Overbend</p><p>- - Altas tensões</p><p>no duto</p><p>Solda</p><p>Solda na</p><p>horizontal</p><p>/ Maior</p><p>produtividade</p><p>As estações</p><p>de soldagem</p><p>precisam ser</p><p>extremamente</p><p>funcionais, para</p><p>não ocorrer</p><p>problemas</p><p>durante a</p><p>instalação</p><p>-</p><p>Solda na</p><p>vertical/</p><p>Operações não</p><p>são totalmente</p><p>em série/Menor</p><p>produtividade</p><p>Praticamente</p><p>todas as</p><p>soldas são</p><p>feitas em</p><p>terra</p><p>Soldagem mais</p><p>rigorosa, devido</p><p>às altas tensões</p><p>no duto</p><p>29</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Método S-Lay Método J-Lay Método Reel-Lay</p><p>Vantagens Desvantagens Vantagens Desvantagens Vantagens Desvantagens</p><p>Instalação Alta taxa de</p><p>lançamento</p><p>O duto sofre</p><p>rotação axial</p><p>na instalação</p><p>/ Requer uma</p><p>componente</p><p>horizontal da</p><p>tensão de maior</p><p>valor</p><p>Maior</p><p>velocidade de</p><p>lançamento</p><p>para um duto</p><p>de 4 juntas</p><p>Em geral, a</p><p>instalação</p><p>é mais lenta</p><p>que no S-Lay/</p><p>Baixa taxa de</p><p>lançamento</p><p>Instalação</p><p>Rápida/Maior</p><p>velocidade de</p><p>lançamento</p><p>entre os</p><p>métodos</p><p>convencionais</p><p>Duto sofre</p><p>rotação durante</p><p>a instalação/O</p><p>duto pode</p><p>enrolar no solo</p><p>marinho</p><p>Meio</p><p>ambiente</p><p>O duto</p><p>é pouco</p><p>sensível aos</p><p>movimentos</p><p>de heave</p><p>e pitch de</p><p>lançamento</p><p>O duto é</p><p>extremamente</p><p>sensível aos</p><p>movimentos</p><p>de surge da</p><p>embarcação de</p><p>lançamento</p><p>Menos sensível</p><p>às condições</p><p>ambientais</p><p>- -</p><p>Sensível a</p><p>condições</p><p>ambientais</p><p>adversas</p><p>Outros - -</p><p>Layout da rota</p><p>mais flexível/</p><p>Não há</p><p>necessidade</p><p>da utilização</p><p>do stinger</p><p>-</p><p>Algumas</p><p>embarcações</p><p>precisam de</p><p>colares J-Lay</p><p>(armaduras),</p><p>para segurar o</p><p>duto</p><p>O duto</p><p>pode sofrer</p><p>deformação</p><p>plástica no</p><p>enrolamento e</p><p>na retificação/</p><p>Duto tem uma</p><p>vida útil menor</p><p>Fonte: Queiroz, 2015, p. 27.</p><p>Instalação de linhas flexíveis</p><p>A instalação de dutos flexíveis, devido ao seu método construtivo, é realizada</p><p>da mesma forma que o método reeling, ou reel lay, do duto rígido. Mais adiante</p><p>será explicado e exemplificado o duto flexível e suas camadas construtivas.</p><p>Após ser construído em uma fábrica em terra, o duto flexível é enrolado</p><p>em bobinas e transportado até a embarcação de instalação (CHARNAUX,</p><p>2008, p. 47).</p><p>Para compreender as etapas da instalação de dutos, alguns termos utilizados</p><p>na indústria devem ser abordados, conforme a seguir (COSTA, 2015, pp. 13;</p><p>14; 15; 16; MACHADO, 2016, p. 40).</p><p>» Módulo de Conexão Vertical (MCV) – este equipamento é responsável</p><p>por interligar o duto, rígido ou flexível, ao equipamento submarino,</p><p>como manifold, PLET, PLEM e árvore de natal molhada.</p><p>30</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 21. Módulo de Conexão Vertical (MCV).</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 32.</p><p>Figura 22. Módulo de Conexão Vertical (MCV).</p><p>Fonte: do acervo do autor.</p><p>Figura 23. Módulo de Conexão Vertical (MCV).</p><p>Fonte: do acervo do autor.</p><p>31</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>» Conector – os conectores são instalados nas duas extremidades do</p><p>duto. Possuem como função fornecer interface para conexão a outros</p><p>dutos, ao MCV, à unidade de produção ou a capas de manuseio e</p><p>abandono. A conexão é realizada por meio do conjunto de parafusos,</p><p>porcas e arruelas. Ressalta-se que, no conector, também há o armor</p><p>pot, o qual é utilizado somente em umbilicais eletro-hidráulicos de</p><p>controle;</p><p>Figura 24. Conector instalado na extremidade do duto.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 33.</p><p>Figura 25. Armour pot de umbilical.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 14.</p><p>» Vértebras intertravadas – durante a instalação, as vértebras têm</p><p>como função</p><p>evitar que os risers (dutos) tenham um overbend</p><p>nas regiões de alta curvatura (MACHADO, 2016, p. 34). Ao</p><p>atingir o raio mínimo, ou raio de travamento, as vértebras se travam</p><p>32</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>mecanicamente e ocorre sua rigidez. Uma vez travadas, dificilmente</p><p>a vértebra volta à sua posição original.</p><p>Figura 26. Vértebras intertravadas.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 34.</p><p>Figura 27. Vértebras intertravadas, conector, MCV e duto.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 34.</p><p>33</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>» Triplate – este elemento de içamento é utilizado para que dois</p><p>guinchos sejam conectados ao mesmo duto. Dessa forma, é possível</p><p>transferir a extremidade do duto entre diferentes embarcações, como</p><p>a transferência do PLSV para unidade de produção para viabilizar</p><p>o pull-in de 2ª extremidade.</p><p>Figura 28. Triplate.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 35.</p><p>» Enrijecedor de extremidade – localizado na extremidade que é</p><p>interligada ao FPSO, tem como função fornecer rigidez à extremidade</p><p>do duto para suportar os esforços dinâmicos e prevenir danos por</p><p>fadiga.</p><p>Figura 29. Enrijecedor de extremidade.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 36.</p><p>» I-Tube e boca de sino – este conjunto, localizado na unidade de</p><p>produção, auxilia a passagem do duto para a unidade e sua posterior</p><p>conexão. Além de auxiliar a passagem do duto, a boca de sino é o</p><p>local no qual o enrijecedor se aloja.</p><p>34</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 30. I-Tube.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 36.</p><p>Figura 31. Boca de sino.</p><p>Fonte: Machado, 2016, p. 37.</p><p>» Conexão vertical direta (CVD) – este tipo de conexão utiliza um</p><p>MCV conectado a uma das extremidades do duto, o qual é instalado</p><p>no equipamento submarino (PLET, PLEM, manifold, árvore de natal</p><p>molhada).</p><p>» Pull-in – esta etapa consiste na instalação de uma das extremidades</p><p>do duto na unidade de produção.</p><p>» CVD de 1ª extremidade – um lançamento de dutos possui duas</p><p>principais etapas, a conexão no equipamento submarino e o pull-in</p><p>na unidade de produção. A conexão no equipamento submarino,</p><p>quando utilizado um MCV, é chamada de CVD de 1ª extremidade,</p><p>quando a extremidade do MCV é a primeira a ser instalada.</p><p>35</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>» Pull-in de 2ª extremidade – quando há a CVD de 1ª extremidade, o</p><p>pull-in, etapa na qual o duto é transferido para unidade de produção</p><p>para conexão à mesma, é chamado de pull-in de 2ª extremidade, pois</p><p>é a 2ª etapa do lançamento do duto.</p><p>» CVD de 2ª extremidade e pull-in de 1ª extremidade – caso a ordem</p><p>de lançamento seja inversa à ordem supracitada, o pull-in é de 1ª</p><p>extremidade e a CVD é de 2ª extremidade.</p><p>A seguir, serão exemplificadas as etapas realizadas durante as CVDs de 1ª e</p><p>2ª extremidades, conforme explanado por Costa (2015, pp. 21-26).</p><p>CVD de 1ª extremidade</p><p>Conforme supracitado, a CVD de 1ª extremidade ocorre quando o lançamento</p><p>do duto se inicia pela extremidade do equipamento submarino, seja ele um</p><p>manifold, árvore de natal molhada, PLET ou PLEM. Uma das extremidades do</p><p>duto é conectada ao MCV, por meio do conector, e o MCV é então lançado</p><p>e seu peso sustentado pelo próprio duto. A passagem do MCV do deck da</p><p>embarcação até a água é chamada de outboarding.</p><p>Figura 32. Outboarding do MCV conectado ao duto flexível.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 21.</p><p>Após o outboarding do MCV, o duto passa a ser lançado até chegar no leito</p><p>marinho. Paralelamente, o cabo do guindaste da embarcação é lançado em</p><p>direção ao leito marinho, e o ROV o conecta aos equipamentos de içamento</p><p>do MCV, conjunto de manilha e cinta. Nesta etapa, parte da carga sustentada</p><p>pelo duto é transferida para o cabo do guindaste e ocorre a verticalização do</p><p>MCV. O ROV também auxilia a posicionar os flutuadores instalados no duto,</p><p>para ajudar a verticalização do MCV e a manutenção do raio de curvatura.</p><p>36</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 33. Chegada do MCV ao leito marinho.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 22.</p><p>Figura 34. Transferência de carga para o guindaste da embarcação e verticalização do MCV.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 22.</p><p>37</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Após essa etapa, o MCV é descido em direção ao equipamento submarino e</p><p>assentado em seu respectivo hub, localizado no equipamento submarino. O</p><p>MCV é então travado no equipamento submarino, e são realizados testes para</p><p>garantir a integridade da conexão do equipamento.</p><p>Figura 35. Conexão do MCV e retirada dos equipamentos de içamento do MCV.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 23.</p><p>Figura 36. Exemplo de MCV instalado.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 23.</p><p>CVD de 2ª extremidade</p><p>A CVD de 2ª extremidade ocorre de forma inversa à CVD de 1ª extremidade.</p><p>É realizado o pull-in na unidade de produção, ou abandonada a extremidade</p><p>da unidade de produção no leito marinho, e a instalação do MCV é a última</p><p>etapa do lançamento do duto.</p><p>Após lançamento do duto, a sua última extremidade é conectada ao MCV.</p><p>O MCV é então lançado por intermédio da sua manilha de içamento e do</p><p>guincho da embarcação.</p><p>38</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 37. Outboarding do MCV durante CVD de 2ª extremidade.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 24.</p><p>Por ser lançado por meio da sua manilha de içamento, não é necessário</p><p>realizar a verticalização do MCV. Ao chegar no fundo, o ROV transfere a</p><p>carga suportada pelo guincho para o guindaste da embarcação.</p><p>Figura 38. Aproximação do MCV no equipamento submarino.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 25.</p><p>O guindaste da embarcação é utilizado para criar uma corcova e tem função</p><p>similar à utilização de flutuadores. Essa etapa também auxilia o ajuste da</p><p>verticalização do MCV.</p><p>39</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Figura 39. Assentamento do MCV no hub do equipamento submarino.</p><p>Fonte: Costa, 2015, p. 25.</p><p>Free hanging catenary (Catenária Livre)</p><p>Este é o método de instalação de duto flexível mais simples. Devido à sua</p><p>simplicidade, é o método que possui menos equipamentos e acessórios, é de</p><p>fácil instalação e possui o processo de instalação mais barato. Sua desvantagem</p><p>é a exposição da catenária livre (free hanging catenary) às cargas geradas pela</p><p>movimentação da embarcação. Uma catenária livre, quando utilizada em</p><p>embarcações com grandes movimentações, pode sofrer com empenamento</p><p>no ponto de touch down (ponto onde o duto toca o leito marinho) e efeito</p><p>birdcaging (fenômeno de compressão de arames ou fios metálicos) do armor</p><p>wire (armadura de tração) (BAI; BAI, 2005, p. 402).</p><p>Figura 40. Free hanging catenary ou catenária livre.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2005, p. 402.</p><p>40</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 41. Exemplo de efeito birdcaging (esquerda) e empenamento (direita).</p><p>Fonte: Tang et al., 2019, p. 2.</p><p>Lazy wave e Steep Wave</p><p>Laze wave e steep wave são métodos nos quais o duto recebe boias e peso no</p><p>seu comprimento para absorver os movimentos no ponto de touch down do</p><p>duto. O método lazy wave é preferido por não exigir infraestrutura submarina</p><p>específica. Entretanto, caso esse método seja escolhido, o duto estará sujeito</p><p>a variações de posicionamento caso haja mudança da densidade do fluido</p><p>transportado por ele. Já o método steep wave requer que sejam instalados no</p><p>leito marinho uma base para seu ancoramento e um enrijecedor de extremidade</p><p>(BAI; BAI, 2005, p. 403).</p><p>Figura 42. Métodos de instalação Lazy Wave e Steep Wave.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2005, p. 402.</p><p>41</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>As boias utilizadas nesses dois tipos de instalação são fabricadas a partir de</p><p>espuma sintética com baixa absorção de água e instaladas no duto. Devem-se</p><p>instalar as boias de forma que elas não fiquem soltas no comprimento do</p><p>duto, o que comprometeria a formação do “S”, e de que não fiquem apertadas</p><p>excessivamente, o que poderia danificar as camadas do duto. As boias são</p><p>projetadas considerando uma perda de 10% de flutuabilidade durante seu uso</p><p>(BAI; BAI, 2005, p. 403).</p><p>Lazy-S</p><p>Nas imagens a seguir, são exemplificados os seguintes componentes e</p><p>equipamentos utilizados durante</p><p>instalação do duto em Lazy-S e Steep-S:</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» pull-in winch – guincho de pull-in;</p><p>» pull-in wire – cabo de pull-in;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» layout wire – cabo auxiliar de lançamento;</p><p>» clump weight – peso morto, utilizado para manter a boia a determinada</p><p>profundidade;</p><p>» riser flange – flange do duto, conector;</p><p>» flexible riser – duto flexível.</p><p>Ambas as configurações possuem uma boia, responsável por fornecer ao duto</p><p>a forma em S. A diferença entre esses métodos está na forma de instalação da</p><p>boia. No método Lazy-S, a boia é fixada ao leito marinho por meio de um peso</p><p>e possui também uma base. No método Steep-S, a boia não é fixada ao leito</p><p>marinho, e o duto possui um restritor de curvatura (bend stiffener). Ressalta-se</p><p>que, para embarcação com alta taxa de movimentos, a utilização do método</p><p>Lazy-S pode resultar em problemas de compressão no ponto em que o duto</p><p>toca o leito marinho. Para esses casos, sugere-se que seja utilizado o método</p><p>Steep-S (BAI; BAI, 2005, p. 403; BALDAN; MACHADO, 2010, pp. 40-41).</p><p>Diferentemente dos métodos Lazy Wave e Steep Wave, nesse método as boias</p><p>não são instaladas diretamente no duto. Há uma boia, estrutura independente</p><p>do duto, na qual o duto é apoiado e o formato “S” é formado.</p><p>42</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 43. Método de instalação Lazy-S – etapa 1.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 40.</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» pull-in winch – guincho de pull-in;</p><p>» pull-in wire – cabo de pull-in;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» pull-in riser end fitting – operação de pull-in do riser end fitting (conector).</p><p>Figura 44. Método de instalação Lazy-S – etapa 2.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 40.</p><p>43</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» layout wire – cabo auxiliar de lançamento;</p><p>» clump weight – peso morto, utilizado para manter a boia a determinada</p><p>profundidade;</p><p>» overboard subsea buoy/anch system – lançamento do sistema de</p><p>boia/ancoramento.</p><p>Figura 45. Método de instalação Lazy-S – etapa 3.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 40.</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» riser flange – flange do duto, conector;</p><p>» overboard riser lower end flange – lançamento do flange e parte inferior</p><p>do riser.</p><p>44</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>Figura 46. Método de instalação Lazy-S – etapa 4.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 40.</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» riser flange – flange do duto, conector;</p><p>» flexible riser – duto flexível;</p><p>» system is installed – sistema está instalado.</p><p>Figura 47. Método de instalação Steep-S – etapa 1.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 41.</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» pull-in winch – guincho de pull-in;</p><p>45</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>» pull-in wire – cabo de pull-in;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» pull-in riser end fitting – operação de pull-in do riser end fitting (conector).</p><p>Figura 48. Método de instalação Steep-S – etapa 2.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 41.</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» overboard subsea buoy/anch system – lançamento do sistema de</p><p>boia/ancoramento.</p><p>Figura 49. Método de instalação Steep-S – etapa 3.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 41.</p><p>46</p><p>UNIDADE I | INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» clump weight – peso morto, utilizado para manter a boia a determinada</p><p>profundidade;</p><p>» riser flange – flange do duto, conector;</p><p>» overboard riser lower end flange – lançamento do flange e parte inferior</p><p>do riser (duto).</p><p>Figura 50. Método de instalação Steep-S – etapa 4.</p><p>Fonte: Baldan; Machado, 2010, p. 41.</p><p>» floating production system (FPS) – sistema de produção flutuante;</p><p>» riser end fittings (REF) – extremidade do duto com conector;</p><p>» seabed – leito marinho;</p><p>» riser flange – flange do duto, conector;</p><p>» flexible riser – duto flexível;</p><p>» system is installed – sistema está instalado.</p><p>Pliant Wave®</p><p>A configuração pliant wave é similar à steep wave, entretanto o método de fixação</p><p>ao leito marinho é diferente. No pliant wave, é instalada uma âncora submarina.</p><p>47</p><p>INSTALAÇÃO DE LINHAS SUBMARINAS | UNIDADE I</p><p>Essa âncora é responsável por controlar o touch down point (ponto no qual o</p><p>duto começa a tocar o leito marinho); por esse motivo, os esforços gerados</p><p>pelo duto não são transferidos para o touch down point, e sim para a âncora.</p><p>Com essa configuração, é possível utilizar fluidos de diferentes densidades e</p><p>embarcações com alta taxas de movimentação, sem que sejam causados esforços</p><p>significativos ao duto. Devido à sua complexidade de instalação, o pliant wave</p><p>somente é utilizado se não for possível utilizar uma catenária simples, lazy</p><p>wave ou steep wave (BAI; BAI, 2005, p. 403).</p><p>Figura 51. Método de instalação Pliant Wave®.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2005, p. 402.</p><p>Figura 52. Método de instalação Pliant Wave.</p><p>Fonte: Albino, 2011, p. 27.</p><p>48</p><p>UNIDADE II</p><p>EQUIPAMENTOS</p><p>DE INSTALAÇÕES</p><p>SUBMARINAS</p><p>CAPÍTULO 1</p><p>Tubos e dutos</p><p>Instalações submarinas (suction pile, pipelines,</p><p>flowline e risers)</p><p>O SPS é composto de diversos equipamentos e componentes para permitir</p><p>a produção de hidrocarbonetos e a injeção de fluidos no reservatório. A</p><p>seguir, serão abordados os componentes utilizados para conexão dos diversos</p><p>equipamentos do SPS.</p><p>Tubos rígidos e flexíveis</p><p>Em um sistema submarino de produção (SPS), é necessário que sejam</p><p>desenvolvidos meios para interligar equipamentos do SPS a uma unidade</p><p>estacionária de produção (UEP) ou a uma unidade de processamento em terra.</p><p>Esses meios são chamados de flowlines, risers e pipelines, que são basicamente</p><p>três tipos de dutos que possuem o mesmo modelo de desenvolvimento, porém</p><p>com funções diferentes (BAI; BAI, 2018, p. 920).</p><p>Os equipamentos responsáveis por interligar os equipamentos submarinos</p><p>compõem o SURF, acrônimo para Subsea Umbilicals, Risers and Flowlines.</p><p>Os equipamentos submarinos, como árvores de natal molhada e manifolds</p><p>submarinos, são interligados entre si e à unidade de produção por meio de</p><p>umbilicais de controle e dutos (BAI; BAI, 2018, p. 6; 920). Podem ser utilizadas</p><p>ainda combinações de risers flexíveis e rígidos, que são chamados de risers</p><p>híbridos (SHIGUEMOTO, 2012, p. 7).</p><p>Nesta seção, serão abordados os tubos (ou dutos) rígidos e flexíveis, responsáveis</p><p>por interligar equipamentos para escoamento (produção) de hidrocarbonetos ou</p><p>para injeção de fluidos (ex.: água, gás). Os umbilicais de controle responsáveis</p><p>por fornecer potência elétrica, potência hidráulica e injeção de produtos</p><p>químicos serão abordados posteriormente.</p><p>49</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Shiguemoto (2012) define o termo riser da seguinte forma:</p><p>Genericamente, riser pode ser definido como um componente tubular</p><p>cuja função é transportar fluidos entre dois locais, como, por exemplo,</p><p>do poço de petróleo a uma embarcação localizada na superfície</p><p>do mar (risers de perfuração, completação e produção) ou de uma</p><p>unidade de produção para um oleoduto, como no caso do riser de</p><p>exportação.</p><p>(SHUIGUEMOTO, 2012, p. 1).</p><p>Para entendimento dos dutos responsáveis por interligar os equipamentos</p><p>do SPS, abaixo segue exemplo de um cluster. Um cluster é um tipo de arranjo</p><p>submarino no qual a UEP é interligada a um manifold submarino, o qual pode ser</p><p>de produção, injeção ou de controle, e as árvores de natal molhada, instaladas</p><p>nas cabeças de poço, são interligadas ao manifold. Outros equipamentos como</p><p>PLET (Pipeline End Termination) e PLEM (Pipeline End Maniofld) também são</p><p>interligados por dutos rígidos e flexíveis (BAI; BAI, 2018, p. 46).</p><p>Figura 53. Exemplo de um cluster em que o manifold é ligado às flowlines por PLETs/PLEMs e às ANMs por jumpers.</p><p>Fonte: Bai; Bai, 2018, p. 46.</p><p>Os dutos podem ser classificados de acordo com os fluidos que são transportados</p><p>por eles. Os oleodutos são responsáveis por transportar hidrocarbonetos entre</p><p>plataformas ou entre uma plataforma e um terminal da costa. Um gasoduto</p><p>possui o mesmo objetivo, porém transporta gás. Já um aqueduto é responsável</p><p>pelo transporte de água da plataforma de produção até os poços injetores</p><p>(QUEIROZ, 2015, p. 9).</p><p>50</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Os dutos podem ser classificados também de acordo com sua função,</p><p>conforme a seguir (QUEIROZ, 2015, p. 7;8):</p><p>» Flowline – responsável por interligar unidades de produção a poços</p><p>ou poços a manifolds.</p><p>Figura 54. Flowlines.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015.</p><p>» Interfield Lines – interliga um manifold a unidades de produção dou</p><p>a PLEMs.</p><p>Figura 55. Interfield lines.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015.</p><p>51</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>» Export Line – responsável por transportar fluidos (água, gás) da</p><p>unidade de produção até terminais ou estação da costa.</p><p>Figura 56. Export lines.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015.</p><p>» Loading Line – conecta uma unidade de produção a um conjunto de</p><p>boias ou monoboias.</p><p>Tubos rígidos</p><p>Dutos rígidos são tubos de aço utilizados em instalações submarinas e apresentam</p><p>algumas vantagens em relação aos dutos flexíveis, como simplicidade, maior</p><p>resistência ao colapso em elevadas profundidades e menores custos de fabricação</p><p>(CHARNAUX, 2008, p. 34).</p><p>Os dutos rígidos podem possuir outras camadas além da própria estrutura,</p><p>como revestimentos para controle da temperatura e proteção contra corrosão.</p><p>A necessidade de camadas extras está associada ao local de utilização do</p><p>duto devido a características operacionais, ambientais e do fluido. A seguir,</p><p>serão exemplificadas as camadas que podem ser utilizadas em dutos rígidos</p><p>(QUEIROZ, 2015, p. 10).</p><p>52</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>» Espessura do aço – o duto rígido é constituído por um tubo de aço</p><p>com determinada espessura, que deve apresentar resistência mecânica</p><p>a flambagem, colapso, fadiga e corrosão.</p><p>» Camada anticorrosiva interna – esta camada deve proteger a parte</p><p>interna do duto e, para seu projeto, devem-se considerar a composição</p><p>do fluido a ser transportado, a variação de temperatura e os gradientes</p><p>de pressão.</p><p>» Camada anticorrosiva externa – esta camada, diferentemente da</p><p>camada anticorrosiva interna, tem como objetivo prevenir a corrosão</p><p>externa durante a vida útil do duto. Nesta camada, é possível incluir</p><p>anodos de sacrifício para auxiliar a proteção do duto submarino.</p><p>Aspectos, como temperatura de operação do duto, temperatura</p><p>ambiental, salinidade, resistividade do meio, qualidade da água,</p><p>quantidade de oxigênio presente no meio e atividade bacteriana,</p><p>influenciam o desenvolvimento da camada anticorrosiva externa.</p><p>» Camada isolante – esta camada tem como objetivo fornecer proteção</p><p>térmica ao duto, para evitar troca de temperatura entre o fluido</p><p>transportado e o meio ambiente.</p><p>» Camada de concreto – uma camada de concreto pode ser adicionada ao</p><p>duto para auxiliar a estabilidade dele submetido a cargas ambientais.</p><p>O concreto provém lastro ao duto (em forma de peso) e impede a</p><p>flutuação do duto.</p><p>» Área interna – esta é a área efetiva pela qual são transportados os</p><p>hidrocarbonetos ou são injetados fluidos na formação.</p><p>Figura 57. Exemplo de um duto com revestimentos.</p><p>Fonte: Queiroz, 2015.</p><p>53</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Os dutos rígidos podem ser identificados como Steel Catenary Risers (SCRs) (BAI;</p><p>BAI, 2005, p. 437). Esses dutos são desenvolvidos e possuem características</p><p>específicas, como espessura da parede, material e revestimento. Para projetar</p><p>determinado duto, as seguintes características devem ser levadas em consideração</p><p>(BAI; BAI, 2005, p. 439):</p><p>» soldabilidade;</p><p>» propriedades do reservatório (pressão, temperatura, presença de</p><p>gases, como H2S e CO2);</p><p>» métodos de instalação;</p><p>» relação custo x desempenho do riser contra fadiga;</p><p>» capacidade de sustentação de riser da unidade de produção.</p><p>Entre os materiais utilizados para revestimentos de dutos rígidos, destacam-se</p><p>os seguintes (BAI; BAI, 2005, p. 439).</p><p>» Revestimento anticorrosivo – FBE (fusion-bonded epoxy – epóxi em pó</p><p>por termofusão), 3LPE (3 layer polyethylene – 3 camadas de polietileno)</p><p>e 3LPP (3 layer polypropylene – 3 camadas de polipropileno);</p><p>» Revestimento antiabrasão – HDPE (high-density polyethylene –</p><p>polietileno de alta densidade) e HDPP (high-density polypropylene</p><p>– polipropileno de alta densidade);</p><p>» Revestimento térmico – GSPU (glass syntactic polyurethane), PP</p><p>(polypropylene) multicamada e PUF (polyurethane foam).</p><p>A seguir, vejamos exemplo de duto rígido revestido com os materiais supracitados.</p><p>Figura 58. Exemplo de um duto com revestimentos.</p><p>Fonte: Saliba, 2017.</p><p>54</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>O revestimento anticorrosivo FBE (fusion-bonded epoxy – epóxi em pó por</p><p>termofusão) é utilizado em dutos de aço e possui duas funções: promover</p><p>uma camada de aderência para aplicação de isolantes térmicos e funcionar</p><p>como um reservatório de inibidores de corrosão (SALIBA, 2017, p. 23). Esse</p><p>tipo de revestimento passou a ser utilizado a partir de 1960 e, desde então,</p><p>provou sua capacidade de ser um revestimento de dutos de alta qualidade.</p><p>Atualmente, é o tipo de revestimento mais utilizado na América do Norte,</p><p>sua utilização no resto do mundo é cada vez maior. Entre suas vantagens,</p><p>destacam-se (KEHR et al., 2006, pp. 2-3).</p><p>» excelente adesão a aço limpo;</p><p>» boa resistência química;</p><p>» baixa permeabilidade de oxigênio;</p><p>» trabalho com proteção catódica (cathodic protection – CP);</p><p>» resistente a ataques biológicos;</p><p>» boa resistência a impactos;</p><p>» danos são facilmente observados e reparados;</p><p>» boa resistência a abrasão;</p><p>» boa flexibilidade.</p><p>Ressalta-se que o revestimento FBE pode ser aplicado em camada simples (single-</p><p>layer) e camada dupla (dual-layer). Entre as principais vantagens da utilização</p><p>da camada dupla, destaca-se a possibilidade de serem criadas características</p><p>únicas a partir da combinação de diferentes camadas de revestimento com</p><p>propriedades específicas. Cada uma das camadas é desenvolvida para atingir</p><p>determinadas características que, quando combinadas, são capazes de oferecer</p><p>resultados que excedem significantemente os resultados da camada simples.</p><p>Em dutos, a camada inferior (bottom layer – camada que adere ao tudo) é</p><p>desenvolvida como revestimento anticorrosão. A camada superior (top layer)</p><p>é desenvolvida para aplicações específicas, como anti slip (camada rugosa</p><p>com alta fricção), resistência UV, altas temperaturas e resistência a danos</p><p>aperfeiçoada durante construção (KEHR et al., 2006, pp. 3-4).</p><p>55</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Saliba (2017, p. 23) descreve o processo de aplicação de FBE da seguinte forma:</p><p>O FBE, um acrônimo derivado da palavra inglês “fusion bonded epoxy”,</p><p>foi introduzido como revestimento de proteção de tubulações de</p><p>petróleo ou gás no início dos anos de 1960 (ZHOU et al., 2007). Esses</p><p>são termofixos que curam a altas temperaturas e são aplicados por</p><p>deposição eletrostática do pó sobre um substrato de aço pré-aquecido</p><p>entre 180 °C e 240 °C1. Esse método</p><p>de aplicação utiliza uma pistola</p><p>de pulverização, onde se aplica uma carga eletrostática às partículas</p><p>de pó, os quais são então atraídos para a peça ligada ao fio terra.</p><p>Em seguida, o sistema é resfriado em um banho. Para esse tipo de</p><p>aplicação, as tintas em pó são formuladas para reticular em uma</p><p>janela de tempo bem determinada (<1 min). (SALIBA, 2017, p. 23).</p><p>A seguir, é exemplificado o processo descrito por Saliba (2017, p. 23).</p><p>Figura 59. Processo de aplicação de FBE.</p><p>Fonte: Saliba, 2017.</p><p>Outros dois tipos de revestimento contra corrosão são o 3LPE (3 layer</p><p>polyethylene – 3 camadas de polietileno) e 3LPP (3 layer polypropylene – 3</p><p>camadas de polipropileno). Ambos possuem o mesmo tipo de construção: a</p><p>primeira camada é constituída de FBE; a segunda camada é constituída de um</p><p>copolímero; e a terceira camada é constituída de polietileno de alta densidade</p><p>1 Figura 3.12</p><p>56</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>(3LPE) ou polipropileno (3LPP) (KOEBSCH et al . , 2011, p. 8; QAZI,</p><p>2019, p. 1). Abaixo, segue exemplo de duto revestido com 3LPP. A mesma</p><p>configuração é utilizada em revestimentos 3LPE. Entretanto, a terceira camada,</p><p>que neste exemplo é de polipropileno, deve ser de polietileno.</p><p>» Camada 1: fusion-bonded epoxy (FBE – epóxi em pó por termofusão);</p><p>» Camada 2: copolímero adesivo;</p><p>» Camada 3: polipropileno (ou polietileno – 3LPE).</p><p>Figura 60. Duto revestido com 3LPP.</p><p>Fonte: Koebsch et al., 2011.</p><p>Azevedo (2018, p. 26) destaca as seguintes propriedades dos revestimentos</p><p>anticorrosivos externos.</p><p>Tabela 2. Propriedades revestimentos anticorrosivos.</p><p>Propriedades Un 3LPE (alta</p><p>densidade)</p><p>3LPP FBE</p><p>Densidade Kg/m³ 950 930 1030</p><p>Temperatura de operação máxima ºC 80 110 (ou maior) 110 (ou maior)</p><p>Aderência N/mm (23ºC) >12 N/mm >20 N/mm 17 Mpa</p><p>Ponto amolecimento mínimo ºC 115 145 -</p><p>Descolamento catódico máximo Mm (48h 23ºC) 5 5 5</p><p>Tensão escoamento mínimo Mpa 17 22 -</p><p>Alongamento mínimo % 400 400 -</p><p>Fonte: Azevedo, 2021.</p><p>57</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>Existem diversas maneiras para produzir dutos rígidos. Os processos mais</p><p>utilizados se baseiam no processo U-O-E ou no processo de extrusão. No</p><p>processo U-O-E, ao final do processo, o duto possui costura (solda), enquanto</p><p>no processo de extrusão o tubo não possui costura (CHARNAUX, 2008, p. 34).</p><p>O processo U-O-E é realizado em três etapas principais. Nas etapas “U” e</p><p>“O”, os dutos são conformados em prensas a partir de chapas de aço e, após</p><p>essas etapas, são soldados automaticamente, tanto na parte interna quanto na</p><p>parte externa do duto. Após essa etapa, os dutos são expandidos, etapa “E”, e</p><p>seguem para teste hidrostático e ensaios não destrutivos (CHARNAUX, 2008,</p><p>p. 35). A seguir, é exemplificado o processo U-O-E. Na figura, o processo de</p><p>produção do duto é exemplificado na seguinte sequência:</p><p>» Entrada de chapas → Usinagem de bordas → Prensa de bordas →</p><p>Prensa “U” → Prensa “O” → Selamento → Faceamento → Soldagem do</p><p>apêndice → Solda interna → Solda externa → Inspeção por Ultrassom</p><p>→ Expansão a frio → Teste hidrostático → Inspeção por Ultrassom →</p><p>Inspeção radiográfica → Biselamento → Inspeção final e marcações.</p><p>Figura 61. Processo de produção de duto por meio do método U-O-E.</p><p>Fonte: Confab (2006) apud Charnaux (2008, p. 35).</p><p>58</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Figura 62. Processo de produção de duto por meio do método U-O-E.</p><p>Fonte: Kyriakides (2006) apud Charnaux (2008, p. 36).</p><p>O processo de extrusão é definido por Charnaux (2008, p. 36) como:</p><p>No processo de extrusão, os dutos são gerados a partir de barras de aço</p><p>laminadas. Em uma primeira etapa, a barra é aquecida, posicionada</p><p>e pressionada contra um mandril para abrir a cavidade interna do</p><p>duto. Com o diâmetro interno gerado, o duto é então expandido</p><p>radialmente, e depois laminado, pretendendo-se com isto melhorar</p><p>a tolerância dimensional da parede e diminuir a ovalização imposta</p><p>ao longo do processo. (CHARNAUX, 2008, p. 36).</p><p>59</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>A seguir, são apresentadas duas variações desse processo de fabricação de duto.</p><p>Figura 63. Linha de montagem de dutos por meio do processo por extrusão tipo “Plug Mill”.</p><p>Fonte: Kyriakides (2006) apud Charnaux (2008, p. 36).</p><p>Figura 64. Linha de montagem de dutos por meio do processo por extrusão tipo “Mandrel Mill”.</p><p>Fonte: Kyriakides (2006) apud Charnaux (2008, p. 36).</p><p>60</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>Tubos flexíveis</p><p>Os tubos ou dutos flexíveis passaram a ser utilizados a partir dos anos 1970</p><p>em ambientes hostis, como os campos offshore do Brasil, Extremo Oriente</p><p>e Mediterrâneo. Desde então as tecnologias de dutos flexíveis avançaram</p><p>consideravelmente e outros polos de exploração de óleo e gás, como Mar do</p><p>Norte e Golfo do México, passaram a utilizar também dutos flexíveis. Dutos</p><p>flexíveis podem ser utilizados em profundidades de até 10.000 pés (3.048 m),</p><p>com pressões de até 10.000 psi e temperaturas de até 150 º F (65,55 ºC) (BAI;</p><p>BAI, 2005, p. 497).</p><p>Os dutos flexíveis possuem diversas camadas com diferentes funções. Eles</p><p>podem ser classificados quanto à forma de união de suas camadas e à rugosidade</p><p>de sua parede interna, conforme descrito a seguir (AZEVEDO, 2018, p. 6).</p><p>» Quanto à forma de união das camadas:</p><p>› Bounded ou aderentes – as camadas metálicas do duto são vulcanizadas</p><p>em uma matriz de elastômero, que passa a ocupar os espaços entre as</p><p>camadas (AZEVEDO, 2018, p. 6);</p><p>› Unbounded ou não aderentes – possuem diferentes camadas de elastômeros</p><p>e metais que possuem certo nível de deslizamento entre elas;</p><p>» Quanto à rugosidade da parede interna:</p><p>› Smooth bore ou parede lisa – não possuem reforço contra colapso;</p><p>› Rough bore ou parede rugosa – possuem reforço contra colapso.</p><p>Figura 65. Dutos com parede lisa e parede rugosa.</p><p>Fonte: Azevedo, 2018.</p><p>61</p><p>EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS | UNIDADE II</p><p>O duto submarino é desenvolvido a partir de premissas que consideram as</p><p>características do local de instalação e dos esforços aos quais ele será submetido</p><p>e deverá resistir. Essas informações serão consideradas durante o processo de</p><p>desenvolvimento do duto, o qual definirá parâmetros de construção, como</p><p>diâmetro interno, espessura da parede, material a ser utilizado, revestimentos</p><p>e espessura dos revestimentos (quando aplicável) (BAI; BAI, 2018, p. 922).</p><p>Os dutos flexíveis são construídos a partir de diferentes camadas de metal e</p><p>polímeros, as quais podem ser divididas em cinco componentes principais,</p><p>que são a carcaça, a barreira polimérica de pressão interna, a armadura de</p><p>pressão, a armadura de tração e a capa externa polimérica (BAI; BAI, 2005, p.</p><p>906). Abaixo, segue exemplo de duto flexível e de suas camadas (AZEVEDO,</p><p>2018, p. 8; LI et al., 2018, p. 1; SALGADO; AZEVEDO, 2016, p. 45):</p><p>Figura 66. Composição típica de um duto flexível.</p><p>Fonte: Salgado; Azevedo, 2016.</p><p>Figura 67. Corte transversão de um duto flexível típico.</p><p>Fonte: Salgado; Azevedo, 2016.</p><p>62</p><p>UNIDADE II | EQUIPAMENTOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS</p><p>» Carcaça de aço inoxidável – camada interna do duto projetada para</p><p>resistir à pressão hidrostática. É formada por segmento de aço que</p><p>possui perfil específico, o qual é intertravado e forma a carcaça</p><p>intertravada.</p><p>» Barreira polimérica de pressão interna – esta camada tem como</p><p>função impedir que o fluido transportado no bore (parte interna</p><p>do duto pela qual são escoados os hidrocarbonetos ou fluidos são</p><p>injetados na formação) escape para outras camadas e, em caso de</p><p>dano nas outras camadas, para o ambiente externo.</p><p>» Armadura de pressão de aço-carbono – camada formada por perfis</p><p>de aço, similar à carcaça intertravada, responsável por suportar os</p><p>esforços causados pela pressão do fluido escoado ou injetado (pressão</p><p>interna do duto). Também resiste ao esmagamento da armadura de</p><p>tensão.</p><p>» Fitas antidesgaste – fitas antidesgaste são instaladas entre os outros</p><p>componentes do duto flexível</p>