APOSTILA CURSO DE PULL IN

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APOSTILA 
 
DO 
 
CURSO 
 
“SISTEMAS DE SUPORTAÇÃO DE 
RISERS E MÉTODOS DE 
INTERLIGAÇÃO (PULL-IN)” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Elaboração: Sérgio Batista de Barros 
Função: Engº Equipamentos Sênior 
Lotação: E&P-SERV/US-SUB/ISBM 
E-mail: sbbarros@petrobras.com.br 
 
 
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 “O verdadeiro conhecimento não é aquilo que você 
 sabe, mas o que você faz com aquilo que sabe”. 
 HUXLEY 
 
 
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ÍNDICE 
 
CAPÍTULO I 
INTRODUÇÃO 
 
1.1- HISTÓRICO 
1.1.1- A PRODUÇÃO OFFSHORE 
1.2- DEFINIÇÕES BÁSICAS 
1.3- LINHAS FLEXÍVEIS 
1.4- OBJETIVO 
 
CAPÍTULO II 
DESENVOLVIMENTO 
 
2.1- SISTEMAS DE SUPORTAÇÃO DE RISERS 
 2.1.1- SUPORTES TIPO “I-TUBE” 
 2.1.2- SUPORTES TIPO “CÔNICO” 
 2.1.3- SUPORTES TIPO “QUEIXO-DURO” 
 2.1.4- SUPORTES TIPO “QCDC” 
2.2- MÉTODOS DE INTERLIGAÇÃO DE RISERS 
 2.2.1- PULL-IN DE PRIMEIRA EXTREMIDADE 
 2.2.2- PULL-IN DE SEGUNDA EXTREMIDADE 
 2.2.3- PULL-OUT DE PRIMEIRA EXTREMIDADE 
 2.2.4- PULL-OUT DE SEGUNDA EXTREMIDADE 
 2.2.5- PULL-IN EM PLATAFORMAS SEMI-SUBMERSÍVEIS (SS) 
 2.2.5.1- Arranjos 
 2.2.5.2- Seqüência de Pull-in 
 2.2.6- PULL-IN EM FSO E FPSO (TURRET) 
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 2.2.6.1- Arranjos 
 2.2.6.1- Seqüência de Pull-in (FPSO P-33) 
 2.2.7- PULL-OUT EM FSO E FPSO (TURRET) 
 2.2.7.1- Seqüência de Pull-out (FPSO P-33) 
 
 
CAPÍTULO III 
NOVAS TECNOLOGIAS 
 
3.1- RISER TOWER 
3.2- BOIÃO 
3.3- DICAS 
 
CAPÍTULO IV 
CONCLUSÕES E COMENTÁRIOS FINAIS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 5 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO I 
 
INTRODUÇÃO 
 
 
 
1.1- HISTÓRICO 
 
A exploração de petróleo “offshore” teve início no fim do século XIX na costa da 
Califórnia, Estados Unidos, através de plataformas de madeira instaladas em profundidades em 
torno de 5 metros. 
No primeiro quartel do século XX - 1930 foram construídas as primeiras plataformas 
fixas de aço, seguindo o conceito jaqueta, o que aumentou a profundidade alcançada para 
dezenas de metros. 
Nos anos de 1950 a exploração “offshore” de petróleo se restringia ao Golfo do México. 
Nos anos seguintes, a exploração no mar se expandiu, cobrindo áreas desde a Austrália até o 
Alasca. 
No início dos anos 1970, houve a primeira crise mundial de oferta de petróleo, que 
consistia no embargo imposto pela OPEP - Organização dos Países Exportadores de Petróleo aos 
países do Ocidente, principalmente aos Estados Unidos da América, devido ao apoio deste a 
Israel, na Guerra de Yom Kippur, através do aumento significativo do preço no mercado 
internacional. 
Seguiram-se outras crises de abastecimento de óleo, com conseqüentes aumentos do 
preço do barril, vinculadas a eventos políticos como a revolução do Irã, em 1979 e a guerra entre 
Iraque e Kuwait, em 1990. 
Estas crises fizeram com que a exploração offshore ganhasse impulso, com os países 
procurando se tornar menos dependentes dos fornecedores do Oriente Médio. 
 
 
 6 
 
 
 
 
1.1.1 A PRODUÇÃO OFFSHORE 
A tecnologia inicialmente disponível, plataformas de aço fixadas no solo marinho 
(Figura 1), permitia a produção de campos em águas rasas. Os poços eram perfurados sob a 
unidade fixa antes de sua instalação. Após a instalação da jaqueta, os poços eram completados 
pela própria unidade (poços de árvores de natal tipo seca ou convencional). 
 
 
Figura 1 - Plataforma Fixa de Petróleo 
 
 
 7 
 
Posteriormente, com o aumento da profundidade, começaram a ser utilizadas plataformas 
semi-submersíveis para a perfuração e também para a produção inicial dos campos recém 
descobertos (Figura 2). Esta filosofia foi largamente utilizada no Brasil, principalmente na Bacia 
de Campos - RJ e era conhecida como Sistemas de Produção Antecipada - SPA. 
 
Figura 2 - Plataforma Flutuante de Petróleo 
 
Estas unidades, que já eram empregadas nas operações de perfuração e completação de 
poços, sofriam um processo de conversão que as habilitava a operarem como unidades de 
produção. Os poços podiam ser perfurados e completados por outras plataformas e, em seguida, 
interligados aos SPAs. Neste caso, os poços eram chamados de satélites e equipados com árvores 
de natal tipo molhada (Figura 3). 
 
 8 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3 - Árvore de Natal Molhada 
 
Diversas vantagens podiam ser obtidas com a antecipação da produção dos campos 
através do uso dos SPAs. Dentre elas, pode-se citar: 
− Aproveitamento da rentabilidade dos reservatórios da Bacia de Campos 
− Possibilidade de aquisição de dados do campo os quais serão úteis no desenvolvimento 
definitivo 
− Desenvolvimento do campo em fases 
− Baixa exposição de capital e antecipação do fluxo de caixa do Projeto 
 
 9 
 No Brasil, mais precisamente na Bacia de Campos onde se produz a maior parte do 
petróleo brasileiro, o desenvolvimento dos projetos de produção dentro do contexto da crise 
mundial se deu em fases distintas. Inicialmente foram feitos grandes investimentos nos campos 
de águas rasas com a construção e instalação de grandes plataformas fixas. Datam da primeira 
metade dos anos de 1980 as plataformas de Garoupa, Cherne, Namorado, Enchova e Pampo. 
Deve-se notar que nesta mesma época, porém com investimentos de menor porte, foram 
implantados diversos projetos do tipo SPA - campos de Corvina, Piraúna, Linguado, Viola e 
Moréia. 
No final dos anos de 1980 foram instaladas as últimas plataformas fixas, localizadas na 
porção Nordeste da Bacia de Campos - o chamado Polo Nordeste composto dos campos de 
Carapeba, Vermelho e Pargo. 
A partir de então, todas as unidades instaladas foram do tipo flutuante (plataformas semi-
submersíveis ou navios de produção do tipo FPSO) operando como pilotos de campos recém 
descobertos ou como unidades de produção que compunham fases distintas de projetos de 
desenvolvimento de outros campos petrolíferos. 
Dados recentes informam que a produção brasileira de petróleo e gás está assim 
distribuída com relação à profundidade de água - PDA: 
Origem Parcela 
Terra - Onshore 20 % 
Mar - Offshore (PDA < 400 m) 25 % 
Mar - Offshore (PDA > 400 m) 55 % 
 
Todas as recentes grandes descobertas da PETROBRAS - campos de Albacora, Marlim, 
Marlim Sul, Roncador, Jubarte e Cachalote estão localizadas em regiões de grandes 
profundidades. 
Desta forma, a filosofia de utilização de sistemas flutuantes de produção ancorados em 
águas profundas é irreversível, tratando-se do contexto brasileiro de produção de petróleo. 
O uso de plataformas semi-submersíveis para produção aumentou o leque dos 
equipamentos necessários para implantação dos projetos, tais como árvores de natal molhada, 
linhas flexíveis de produção, manifolds submarinos etc (Figuras 3,4 e 5). 
 
 
 
 
 10 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4 - Linhas Flexíveis de Produção 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 5 - Manifold Submarino de Produção 
 
 
 
 11 
1.2. DEFINIÇÕES BÁSICAS 
 
As seguintes definições básicas são comumente utilizadas neste segmento da 
indústria petrolífera offshore, para designar equipamentos, operações específicas e 
expressões utilizadas duranteas operações, sendo que parte delas serão encontradas ao 
longo deste trabalho: 
 
ANM-DL-GLL Árvore de natal molhada, diverless e guidelineless, 
equipamento de cabeça de poço, para operação 
submarina, projetado para operação remota, sem 
intervenção de mergulhadores, e sem cabos guias para 
orientar sua descida e instalação 
AS LAID SURVEY 
ou AS LAID 
Filmagem com registro da rota das linhas lançadas no 
fundo mar. 
BAP Base Adaptadora de Produção; dispositivo que serve 
para guiar a ANM e o FLH para instalação por 
Conexão Vertical Direta ou Indireta 
BAVIT Base de material da PETROBRAS na cidade de 
Vitória - ES 
BELL MOUTH ou 
BOCA DE SINO 
Dispositivo acoplado na parte inferior dos I-Tubes, 
responsável pelo travamento do enrijecedor de 
curvatura (bend stiffener) dos risers flexíveis durante 
a operação de pull-in 
BEND 
RESTRICTOR 
Restritor de Curvatura para linhas flexíveis 
BEND STIFFENER Enrijecedor de Curvatura para risers 
BUNDLE Conjunto de dutos, utilizado para interligar 
equipamentos submarinos e estes às UEP’s, composto 
por linhas de escoamento e umbilicais de controle 
CFF Conexão Flow/Flow - Qualquer conexão entre dois 
tramos estáticos do duto 
CLP Cluster de produção: conjunto de cabeças de poços 
perfurados próximos entre si, visando evitar a 
movimentação do sistema de ancoragem da sonda, 
quando da mudança de locação 
CRF Conexão Riser/Flow- Ligação flangeada unindo os 
 tramos dinâmico (riser) e estático (flowline) 
do duto 
CVD Conexão Vertical Direta: método que permite ao 
próprio navio de lançamento (LaySV) conectar o FLH 
e as linhas do bundle de produção à Base de Produção 
sem o auxílio da Sonda de Completação. Pode ser de 
1a ou 2a extremidade na ANM. 
 12 
 
CVR ou CVC ou CVI Conexão Vertical Remota ou Convencional ou Indireta: 
Método que permite ao navio de lançamento (LaySV) 
fazer o abandono temporário do FLH e das linhas do 
bundle no fundo do mar, próximo à cabeça do poço, para 
posterior recuperação e conexão vertical com Sonda de 
Completação. Requer o uso de um trenó de abandono. 
Pode ser de 1a ou 2a extremidade na ANM 
DE Diâmetro externo 
DHSV Down Hole Safety Valve. (Válvula de segurança instalada 
abaixo da cabeça do poço). 
DI Diâmetro interno 
EHDM Módulo de distribuição eletro-hidráulico do manifold 
submarino 
END FITTING Conector de extremidade de qualquer tramo de um duto 
flexível 
FAD Fator de Amplificação Dinâmica - Fator aplicado à cargas 
estáticas para considerar efeitos de vento, corrente e onda 
FHP Equipamento que permite a circulação de pigs entre as 
linhas anular e de produção, instalado no MLF 
FLH ou MLF Flowline-Hub, mandril das linhas de fluxo, para conexão 
do bundle do poço na ANM. Existem modelos pigáveis 
(FHP) e não pigáveis 
FLOWLINE Trecho de linha flexível/rígido estático (apoiado no fundo 
do mar) que interliga o sistema submarino de 
coleta/exportação à unidade de produção 
FPSO Floating Production Storage and Offloading Vessel 
HANG-OFF Flange bi-partido instalado no conector do riser e 
assentado sobre o suporte de sustentação do riser. 
HPU Hydraulic Pressure Unit (Unidade hidráulica de pressão) 
HOT-STAB Dispositivo para conexão hidráulica submarina a ser 
efetuada por ROV 
I-TUBE Tramo tubular, instalado no pontoon da UEP ou no Turret 
do FPSO, com a função de guiar o riser flexível para o 
convés de suportação 
KEEL-HAULING Operação de passagem de linhas ou equipamentos sob a 
quilha do navio ou pontoons de uma plataforma semi-
submersível 
LAY-AWAY Método de conexão e instalação conjunta de ANM, FLH e 
linhas do poço, através da operação conjugada do LaySV 
e da Sonda de Completação 
LaySV Laying Support Vessel (Sunrise 2000, Flexservice-I, 
Lochnagar ou Kommandor 3000 no contexto deste 
Memorial Descritivo). 
LDA Lâmina d’água (profundidade) 
MANIFOLD 
SUBMARINO 
Equipamento para coleta de óleo cru e distribuição de gás 
lift e água de injeção 
MCV Módulo de conexão vertical para conexão diverless entre 
flowlines e equipamentos submarinos. Parte móvel do 
PLET que é conectada à linha. 
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MD Memorial Descritivo 
MSP Manifold submarino de produção de óleo 
MSPI Manifold submarino de produção de óleo e injeção de 
água 
OUTERWRAP Capa de Reforço contra desgaste de riser/dutos flexíveis 
OVERBOARDING Operação de transposição de linhas ou equipamentos por 
sobre as rodas de lançamento do LaySV, de modo a 
preservar a linha ou equipamento em questão contra 
esforços de flexão elevados 
OVERRIDE Dispositivo que permite uma forma alternativa de 
acionamento hidráulico de um equipamento 
OFFSET Passeio da unidade de produção em relação à posição 
teórica de projeto. Pode ser anual, decenal ou centenário, 
de acordo com as condições ambientais vigentes no 
momento da medição 
P- 37 FPSO PETROBRAS P-37 - Friendship adaptado para 
Unidade Flutuante de Produção 
PDG Registrador Permanente de Fundo (do poço) 
PE Procedimento Executivo (emitido pela empresa 
contratada) 
PIG X-OVER ou 
PXO 
Equipamento que permite a circulação de pigs entre as 
linhas anular e de produção, instalado na ANM 
PIG LOOP ou PLP Equipamento que permite a circulação de pigs entre as 
linhas anular e de produção, instalado distante da ANM 
PIPE FOLLOWER Tramo de linha flexível usada como recurso para 
manusear linhas flexíveis em processo de 
lançamento/recuperação 
PLEM Pipeline End Manifold - conjunto de válvulas para 
distribuição de fluxo 
PLET Pipeline End Termination - estrutura para conexão vertical 
direta de linhas flexíveis a rígidas ou Válvulas de 
Bloqueio (SDV’s) ou de Retenção (Check Valves) 
PMAX Pressão interna admissível 
PULL-IN Transferência do riser, do navio de lançamento para a 
Unidade de Produção 
PULL-OUT Operação de retirada do riser da Unidade de Produção 
QCDC Quick Connection and Disconnection Connector – 
Conector de conexão e disconexão rápida. 
RISER Trecho de linha flexível/rígido dinâmico que interliga o 
sistema submarino de coleta/exportação à unidade de 
produção 
ROV Veículo de Operação Remota 
RTJ Ring Type Joint (juntas tipo anel) 
SCM Subsea Control Module – Módulo de Controle dos 
Manifolds Submarinos 
SDV Válvula de segurança (tipo “fail close”) utilizada para 
conter o fluxo de hidrocarbonetos em situações de 
emergência. No contexto deste MD será submarina do tipo 
esfera atuada remotamente por meio de linha hidráulica e 
localmente por ROV através de “hot stab” 
 14 
SGN Sistema Gerador de Nitrogênio (método termo-químico 
para remoção de parafina) 
TDP Touch-down point - Ponto onde o riser suspenso toca o 
leito marinho. 
TIAC Temperatura inicial para o aparecimento de cristais de 
parafina 
TIE-IN Operação de conexão de dutos submarinos 
(rígidos/flexíveis entre si ou a qualquer equipamento 
submarino.) 
TPT Transdutor de Pressão e Temperatura (na ANM) 
TRACK SURVEY Filmagem da rota prevista para lançamento das linhas no 
fundo mar com o objetivo de verificar possíveis 
interferências. 
TRENÓ Dispositivo que permite pré-lançar o FLH para posterior 
resgate pela Sonda e conexão na BAP. Utilizado em poços 
onde não é possível realizar a Conexão Vertical Direta na 
BAP. O Trenó é também designado “Falsa BAP” 
TURRET Sistema de ancoragem e recebimento de risers flexíveis 
em FPSOs 
UEH Umbilical Eletro-Hidráulico 
UEP Unidade estacionária de produção: unidade flutuante de 
produção (plataforma semi-submersível ou navio FPSO) 
permanentemente ancorada na locação e dotada de planta 
de processo 
UH Umbilical Hidráulico (com ou sem cabo elétrico) 
VÁLVULA DE 
RETENÇÃO 
(CHECK VALVE) 
Válvula de retenção utilizada para conter o fluxo de 
hidrocarbonetos numa determinada direção, em situações 
de emergência. No contexto deste MD será do tipo 
portinhola simples.Pode ser travada aberta por meio de 
ROV 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 15 
 
1.4 – LINHAS FLEXÍVEIS 
 
 Tendo em vista que a quase totalidade dos risers existentes na Bacia de Campos é do tipo 
Flexível, será apresentado abaixo, de forma simplificada, a composição de uma linha flexível 
para condução de óleo, gás e água e também sobre UH e UEH. 
 
 Carcaça (interlocked steel carcass) 
 -> Camada metálica intertravada. 
 -> Resistência total ou parcial ao colapso do duto ou da 
 barreira de pressão devido: 
 * descompressão do duto; 
 * pressão externa; 
 * pressão das armaduras; 
 * cargas mecânicas de compressão. 
 -> Externamente funciona como “outerwrap”. 
 -> Material: Aço-C; aço-inox(normal); liga à base de Ni; 
 
 
 
 
 Barreira de Pressão (internal pressure sheath) 
 -> Camada polimérica. 
 -> Garantir integridade do fluído transportado. 
 -> Material: 
 * HDPE; 
 * XLPE; 
 * PA-11; 
 * PVDF. 
 
 
 
 
 
 Armadura de Pressão (pressure armour layer) 
 -> Camada estrutural metálica inter-travada, com ângulo 
 de assentamento (“lay angle”) próximo a 90º. 
 -> Resistência a pressão interna, colapso e cargas 
 mecânicas radiais. 
 -> Material: Aço-C. (Normalmente chamada de Zeta). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 16 
 
 
 Camada anti-fricção(Anti-wear layer) (ou camada anti-
 desgaste) 
 -> Camada polimérica usada entre as armaduras: de pressão, 1ª e 2ª 
 de tração. 
 -> Resistência a desgaste/fricção entre as respectivas camadas. 
 -> Material: Polietileno, Poliamida. 
 
 
 
 
 Armaduras de tração (Tensile armor layer) 
 -> Camada estrutural metálica com ângulo de assentamento (“lay 
 angle”) entre 20º e 55º, constituída de arames conformados 
 helicoidalmente ao longo do tubo; usada aos pares em 
 contra-hélice. 
 -> Resistência parcial ou total de cargas de tração e a pressão interna e 
 totalmente a torção. 
 -> Material: Aço-C . 
 
 
 
 Fita Anti-Flambagem (Holding bandage) 
 -> Fita ou tecido de alta resistência enrolado sobre as armaduras de 
 tração. 
 -> Evitar a perda de estabilidade dos arames durante a fabricação e 
 resistência à flambagem das armaduras de tração (fundo negativo 
 ou compressão súbita). 
 -> Material (fita ou manta): 
 * Fibra de vidro, materiais poliméricos ou sintéticos. 
 
 
 
 
 
 
b Camada Externa (Outer sheath) 
 -> Camada polimérica. 
 -> Proteção contra agentes externos, tais como: água do mar,corrosão, 
 abrasão, danos mecânicos, etc; e manter as armaduras de tração na 
 posição helicoidal, depois da conformação do tubo. 
 -> Material: 
 * PA-11 e HDPE, 
 * Materiais com aditivo p/ UV. 
 
 
 
 
 
 17 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Tubo “Smooth bore” (liso): 
 É um DF que tem a camada de barreira de pressão como 
 primeira camada mais interna (sem carcaça). 
 É normalmente usado nos risers de injeção de água. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Camada Isolante (Insulation layer) 
 -> Camada polimérica, normalmente localizada logo abaixo da 
 camada externa do duto. 
 -> Aumentar as propriedades de isolamento térmico do tubo. 
 -> Material: 
 * Polímeros, 
 * Micro esferas de vidro. 
 
 ISOLAMENTO 
 
 
 
 
 Umbilical Circular com Armadura 
 -> Seção circular. 
 -> Hidráulico ou Eletro-hidráulico de controle, injeção química 
 e potência. 
 ->Transmissão de temperatura e pressão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 18 
1.3 OBJETIVO 
 
 As plataformas fixas de produção tinham a grande maioria dos poços de completação 
seca, interligados à plataforma através de risers rígidos verticais que uniam um template 
localizado no solo marinho abaixo da jaqueta às árvores de natal do tipo seca, localizadas num 
módulo específico da unidade. 
Os risers de exportação de óleo e gás e de alguns bundles de poços satélites eram 
interligados às unidades através de tubos “J” ou “I”. Estes tubos tinham a função de conduzir os 
risers até o sistema de suportação das linhas flexíveis. Desta forma, os risers não eram 
submetidos às condições ambientais (vento, onda e correnteza) durante sua instalação e vida útil. 
Posteriormente, os risers passaram a ser ligados nas unidades fixas sem utilização dos I-
tubes, em configurações do tipo catenária livre. Nas unidades flutuantes todos os risers eram 
interligados em configuração do tipo catenária, fazendo com que eles fossem instalados e 
operassem submetidos às condições ambientais. 
Na medida que os projetos foram caminhando para águas mais profundas, as cargas de 
manuseio das linhas flexíveis tornaram-se mais rigorosas, fazendo com que os navios de 
lançamento de linhas fossem modificados para atender a esta demanda. 
Da mesma forma, as unidades de produção foram dotadas de equipamentos de tração que 
fossem capazes de puxar os risers e conectá-los em seus sistemas de suportação - operação esta 
convencionalmente chamada de pull-in. 
Este trabalho visa descrever sobre os diversos tipos de sistemas de suspensão/ suportação 
de risers utilizados nas Unidades Marítimas de Produção da Bacia de Campos, vantagens e 
desvantagens de cada um, onde e quando utilizá-los, bem como também, descrever os métodos 
atuais de interligação dos risers nestes suportes e as tendências futuras (novas tecnologias). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 19 
CAPÍTULO II 
 
 DESENVOLVIMENTO 
 
2.1- SISTEMAS DE SUSPENSÃO DE RISERS 
 As linhas flexíveis (risers) são fixadas nas Unidades Estacionárias de Produção (UEP) 
através de suportes fixos, sendo basicamente os do tipo I-tube, cônico, queixo-duro e QCDC, 
sendo que este último se encontra em desuso atualmente. 
 
2.1.1- SUPORTES TIPO “I-TUBE” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 VISTA INFERIOR DAS BOCAS DE SINO 
 
 
 
SISTEMA TURRET – FPSO P-34 
 
 
 
 
 VISTA INTERIOR TURRET–TUBOS GUIA 
 
 
 
I-TUBE PROJETO SPREAD MOORING (DICAS) – P-50 
 
 20 
Este sistema é composto por um tubo, que possui na parte inferior uma terminação 
denominada “boca de sino” (Bell mouth), que tem por finalidade, além de orientar a entrada do 
riser no I-tube, fixar através de dogs o enrigecedor (bend stiffener). 
 Quando instalado em Unidades tipo FPSO e FSO, no interior de sistemas tipo 
“TURRET”, a boca de sino é interligada ao convés de conexão de risers (riser connection deck) 
através de um tubo guia contínuo. Se o sistema for do tipo “DICAS”, onde os risers ficam 
suspensos pelo costado do navio, este tubo não é integral, ficando parte do riser exposta. 
Quando instalado em Semi-submersíveis (SS), o tubo também não é integral, ficando 
normalmente, pelo lado de dentro dos submarinos (pontoons) em bombordo e boreste, com o 
riser suportado ao nível do spider deck. Caso a SS possua os seus submarinos ligados entre si, é 
possível efetuar a instalação também em proa e popa, sendo que no caso da proa, devido à 
proximidade com o casario (alojamento), somente os risers de injeção de água e umbilicais 
eletro-hidráulicos poderão ficar suportados ao nível do spider deck. Caso se queira instalar um 
poço produtor na proa, os risers de produção e injeção de gás lift deverão ficar suportados ao 
nível do pontoon, em suportes do tipo “CÔNICO” e somente o umbilical eletro-hidráulico 
poderá ser suportado no spider deck. 
Em todas as situações acima descritas, a terminação no riser connection deck, para cada 
riser, é um flange, onde será fixado o conector do riser, através de um “HANG OFF”, o qual, é 
compostopor cunhas flangeadas bi-partida, que promovem assim a suportação do riser. 
O I-tube tem como grande vantagem, minimizar, ou até mesmo dispensar a utilização de 
um sistema auxiliar de guinchos. Não só orienta a entrada do riser na plataforma, como evita a 
interferência do cabo do guincho principal de pull-in ou mesmo do próprio riser com o pontoon, 
por exemplo, como também funciona como proteção mecânica para os risers. Além disto, este 
tipo de suporte também auxilia bastante na que diz respeito à estabilidade das Unidades tipo SS, 
já que todas as cargas horizontais ficam ao nível dos pontoons. 
Como desvantagem, podemos citar o fato de se necessitar de apoio de mergulho raso na 
preparação do Sistema de Pull-in e de um sistema de monitoração das operações, através de 
câmeras normalmente instaladas no próprio capacete do mergulhador, para se verificar não só a 
entrada do riser na boca de sino, como o travamento dos dogs. 
Devem-se prever nos projetos que os spools de fechamento devam possuir flange rotativo 
(swivel) no lado de conexão com o conector do riser, de modo a facilitar o acoplamento do 
spool. 
 
 
 
 21 
2.1.2- SUPORTES TIPO “CÔNICO” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
P-18 – VISTA SUPERIOR SUP. CÔNICO 
 
 
 
 VISTA LATERAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CONE MACHO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Este sistema é composto por uma estrutura metálica cônica, denominada “Cone fêmea”, a qual, 
possui uma abertura frontal que permite a entrada do riser no suporte. 
 Fica normalmente instalado externamente aos pontoons, devido ao fato de se necessitar 
de uma altura maior para efetuar o assentamento do riser, função de se ter que passar 
aproximadamente 2/3 do comprimento do bend stiffener acima do suporte, para permitir a 
entrada do mesmo pela abertura do suporte. 
 O suporte tipo “CÔNICO” tem como vantagem principal, a não utilização de parafusos 
para a fixação do riser no mesmo, sendo empregado para tal, um cone bi-partido, denominado 
 22 
“Cone macho” instalado a bordo do navio de serviço (LSV) no conector do riser, o qual, se 
encaixa no cone fêmea, quando do assentamento do riser no suporte. O bi-partido deve ficar 
transversal à boca de entrada do suporte. Tem como grande 
desvantagem, a necessidade de utilização de um sistema auxiliar de puxamento, normalmente 
composto por dois guinchos auxiliares que promovem não só a centralização do riser em relação 
à boca de entrada do suporte, como o seu puxamento para dentro do suporte. 
 
Normalmente, não é possível efetuar o deslastramento da Unidade para acessa-lo e 
efetuar a seco a operação de instalação do riser no suporte, necessitando-se neste caso do apoio 
de mergulhadores para a preparação do sistema de pull-in, acompanhamento e monitoração da 
operação e instalação do spool de fechamento, para a qual, deve-se utilizar torqueadores 
hidráulicos. 
Devem-se prever nos projetos que os spools de fechamento devam possuir flange rotativo 
(swivel) no lado de conexão com o conector do riser, de modo a facilitar o acoplamento do 
spool. 
 
2.1.3- SUPORTES TIPO “QUEIXO-DURO” 
 
 
 SUPORTES VAZIOS (SEM 
 RISERS INSTALADOS) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUPORTES OCUPADOS 
(COM RISERS INSTALADOS) 
 
 
CUNHA BI-PARTIDA 
 
ESTRUTURA FIXA 
 
 
FLANGE INTERMEDIÁRIO 
 
 Este sistema fica geralmente localizado acima da linha d’água ao nível do spider deck ou 
main deck, na proa e popa, sendo denominado do tipo catenária livre Pode ser 
composto por dois tipos, sendo um dotado de uma estrutura fixa na plataforma, flange 
intermediário bi-partido e cunha ou castelo também bi-partido (conforme indicado na figura 
acima); e o outro, por uma estrutura fixa na plataforma e apenas flange bi-partido. 
 23 
 No primeiro caso, durante a operação de instalação do riser no suporte, o conjunto 
conector + flange intermediário (que já vêm montado do LSV) pode subir por dentro do vão do 
suporte, pois o diâmetro daquele é menor do que este. 
 No segundo caso, o conector do riser deve subir por fora (à frente) do queixo-duro. 
 Em qualquer situação, se faz necessária a utilização de um sistema de puxamento auxiliar 
para centralizar o riser no suporte e fazer coincidir as furações da estrutura fixa com a cunha ou 
castelo bi-partido ou o flange bi-partido. 
 O suporte queixo-duro tem como grande vantagem o fato de não necessitar do apoio de 
mergulho raso, porém, devido às cargas envolvidas cada vez maiores em função das laminas 
d’água cada vez mais profundas, a sua utilização em projetos novos tem ficado cada vez mais 
limitada. 
 
 
2.1.4- SUPORTES TIPO “QCDC” (Quick connection and disconnection 
connector) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Este sistema de suspensão foi utilizado no passado, quando se previa que no caso de um 
acidente ou sinistro, os risers poderiam ser desconectados rapidamente (hidraulicamente), caindo 
dentro d’água, para que depois, após o controle da situação, os mesmos voltassem a ser 
reconectados. 
 Devido, talvez, principalmente, à falta de manutenção, as falhas neste sistema se 
tornaram grandes, sendo que com o advir de outros sistemas (cônico, i-tube e queixo-duro), estes 
se tornaram obsoletos, estando nos dias de hoje, presentes em apenas algumas unidades muito 
antigas, sendo que na maior parte delas estes já foram substituídos por outros tipos. 
 
 
 
 
 
 
 24 
2.2- MÉTODOS DE INTERLIGAÇÃO DE RISERS 
 
 As operações de interligação de risers são denominadas de Pull-in e consistem em um 
conjunto de manobras entre uma UEP (Unidade Estacionária de Produção) e um LSV (Laying 
Support Vessel), precedido de uma mobilização/ preparação dos sistemas principal e auxiliar de 
puxamento, atendendo sempre as orientações prescritas nos MD (Memoriais Descritivos) das 
operações. 
 Essas operações têm como objetivo a interligação dos poços satélites ou manifolds 
submarinos, ou sistemas de escoamento de importação ou exportação de óleo e gás de uma UEP, 
através da transferência de risers flexíveis ou rígidos, do LSV para a UEP, em caso de Pull-in. 
Quando houver a necessidade de retirada de algum riser para remanejamento para outra Unidade, 
para outro suporte dentro da mesma Unidade, para manifold ou para a execução de algum tipo de 
reparo, esta operação é denominada de Pull-out. 
 A seguir, serão mostradas algumas plantas e elevações, tanto de FSO/FPSO, quanto de 
SS, de modo a se ter uma idéia das características de cada projeto no que diz respeito à 
distribuição dos risers no interior dos turret e pelos bordos das SS: 
 
 FPSO – P-34 
 Risers estão dispostos em camada simples. 
 Total de risers = 34 
 Sem problemas para inst./desinst. dos 
 risers. 
 Camada de riser única 
 
 
 FPSO – P-31 
 Risers estão dispostos em camada dupla. 
 Total de risers = 27 
 Problemas p/ desinst. risers seg. camada 
 
 Camada de riser dupla 
 
 
 
 25 
 FPSO – P-33 
 Risers estão dispostos em camada dupla 
 Três decks de conexão de risers (maior 
 dificuldade na instalação dos spools de 
 fechamento) 
 Total de risers = 35 
 Camada de riser dupla 
 
 SS - P-19 
 Risers estão dispostos pelos bordos, sendo 
 proa e popa suporte tipo queixo-duro e 
 BB e BE tipo I-tube 
 Total de risers = 67 
 
 
 
 SS - P-40 
 Risers estão dispostos pelos bordos, sendo 
 proa e popa suporte tipo queixo-duro e BB e 
 BE tipo I-tube 
 Total de risers = 104 
 
 
 
 
2.2.1- PULL-IN DE PRIMEIRA EXTREMIDADEA operação de Pull-in é caracterizada como primeira extremidade, quando o bundle ou 
linha flexível é conectada primeiramente na plataforma, de onde parte o lançamento pelo LSV, 
para conexão na árvore de natal do poço ou manifold submarino. 
 Tem como vantagem, o fato de se trabalhar com cargas menores, pois as linhas se 
encontram vazias e com a sua quase totalidade dentro do LSV. 
 Apesar dessa vantagem, quanto mais profunda for a lâmina d’água, menos tem sido 
usada, função da grande dificuldade do LSV fazer a conexão de segunda na árvore ou manifold. 
 26 
 Em alguns projetos, é obrigatório a execução de pull-in dos risers de 
importação/exportação nesta condição, devido às limitações do guincho do sistema principal de 
pull-in. 
 
2.2.2- PULL-IN DE SEGUNDA EXTREMIDADE 
 
 A operação de Pull-in é caracterizada como segunda extremidade, quando o bundle ou 
linha flexível é conectada primeiramente na árvore de natal do poço, manifold submarino ou 
outra plataforma, pelo LSV, de onde parte o lançamento até a plataforma onde será feita a 
interligação. 
 Neste caso, as cargas de pull-in serão maiores, já que deverá ser considerado todo o peso 
da catenária e a linha normalmente cheia d’água (exceção para gasodutos e muitas vezes também 
para os oleodutos). Na figura abaixo, é mostrada uma maquete da P-18, onde durante a operação 
de troca do riser do oleoduto Norte, por um riser com revestimento em Coflon, o que redundou 
num incremento da carga do riser, teve-se de usar uma patesca para dividir a carga, permitindo 
utilizar as estruturas e guincho existentes. 
 
 
 Guincho linear 
 
 Blocos de polias 
 
 
 Patesca 
 
 Suportes de risers 
 
 
 
 
 
 
 
 
 27 
2.2.3- PULL-OUT DE PRIMEIRA EXTREMIDADE 
 
 A operação de Pull-out é caracterizada como primeira extremidade, quando o bundle ou 
linha flexível é desconectada primeiramente na plataforma, de onde parte o recolhimento pelo 
LSV, para efetuar um reparo, substituição ou remanejamento para u manifold submarino ou 
outra Unidade, podendo implicar na desconexão na árvore de natal do poço ou manifold. 
 Neste caso, a carga de pull-out será maior, já que deverá ser considerado todo o peso da 
catenária e a linha normalmente cheia d’água. 
 
2.2.4- PULL-OUT DE SEGUNDA EXTREMIDADE 
 
 A operação de Pull-out é caracterizada como segunda extremidade, quando o bundle ou 
linha flexível é desconectada primeiramente na árvore de natal do poço ou manifold submarino, 
pelo LSV, de onde parte o recolhimento até a plataforma onde será feita a desconexão. Nas 
situações onde há risco de queda de riser devido a avarias ou falhas, esta opção é sempre a 
adotada, sendo que na maioria das vezes é efetuado o corte dos parafusos na conexão flangeada 
riserxflow, com o auxílio de um ROV, diminuindo assim o tempo de recolhimento e o risco de 
queda do riser antes do pull-out. 
 Neste caso, a carga de pull-out será menor, sendo que em alguns projetos é obrigatório o 
pull-out das linhas de importação/exportação de óleo e gás nesta condição. 
 Tendo em vista o fato de nem todas as Unidades possuírem spools de fechamento com 
flange rotativo (swivel) no lado de conexão com o conector do riser, foram desenvolvidas 
ferramentas especiais, denominadas “braço de alavanca”, as quais, uma vez acopladas ao flange 
do conector do riser, permite com o auxílio de um tifor ou talha, promover o seu giro, para o 
correto alinhamento do spool de fechamento, conforme mostrado nas figuras abaixo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 28 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 29 
 
 
 
 
 
 
 
 30 
 Um outro recurso também já utilizado com sucesso em operações de pull-out 
(desmobilização da P-34) é o “gancho”, o qual, é empregado nas operações que dependem de 
mergulho raso para a conexão do cabo do guincho do LSV à lingada de pull-out , para suprir a 
dificuldade do mergulhador efetuar esta conexão com uma manilha (método convencional) com 
um correnteza desfavorável, permitindo assim que este possa efetuá-la com apenas uma das 
mãos, enquanto a outra pode ser mantida segura a uma estrutura, suporte, acessório, etc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Gancho 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.2.5- PULL-IN EM PLATAFORMAS SEMI-SUBMERSÍVEIS (SS) 
 
 A execução de Pull-in em SS, prescinde de dois sistemas, sendo um o principal que é 
composto por uma unidade de tração (guincho), responsável por efetuar o içamento dos risers. O 
encaminhamento do cabo do guincho principal deve seguir rigorosamente o projeto, devendo-se 
sempre manter todo o sistema envolvido (guinchos, cabos de aço, blocos de polias, patescas, 
roletes, trolleys, etc) bem manutenido, de modo a se preservar ao máximo as suas características 
originais, evitando-se assim paralisações e surpresas desagradáveis durante as operações. O 
segundo sistema é o auxiliar que é composto por guinchos auxiliares, tifors ou talhas mecânicas, 
responsável pela orientação da entrada do riser nos sistemas de suspensão tipo cônico e queixo-
duro. Como atividade secundária, é utilizado na movimentação de blocos de polia, trolleys, 
 31 
materiais diversos e para a passagem de cabo mensageiro para o LSV, sendo por vezes o próprio 
mensageiro. Caso seja necessário, pode se utilizar de uma ou mais patescas para criar um sistema 
de moitão, de modo a aumentar a capacidade de carga deste sistema. 
 Tendo em vista os altos custos envolvidos nas operações (barco especial,etc), deve-se 
efetuar uma boa preparação e checagem, de modo a garantir um bom desenvolvimento dos 
trabalhos, minimizando-se ao máximo os atrasos. 
 Segue abaixo, alguns exemplos de arranjos em SS, bem como a seqüência da execução de 
um pull-in nestas unidades. 
 
 
2.2.5.1- ARRANJOS 
 
 
 Arranjo no main deck 
 -Blocos de polia inde- 
 pendentes por e pelos 
 bordos. 
 - Guincho em posição 
 única. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 32 
 
 
 
 
 
 
 SS deslastrada 
 Operação de passagem de 
 cabo mensageiro de um 
 bordo para o outro sem o 
 auxílio de mergulhador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Arranjo Sist. Aux. com 
 utilização de moitão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 33 
 
 
 
 
 Arranjo Sist. Aux. 
 (encaminhamento pela 
 Unidade) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Trolley 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 34 
2.2.5.2- SEQUÊNCIA DE PULL-IN 
 
 
 1) Situação desejada (de 
 projeto) após o pull-in 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 2) LSV na posição final (após 
 lançamento) 
 
 
 
 
 35 
 
 
 
 
 3) LSV inicia a transf. do 
 riser para a plataforma.4) Carga transferida para a 
 plataforma 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 5) Riser instalado (posição 
 final) 
 
 
 36 
 
 
2.2.6- PULL-IN EM FSO E FPSO (TURRET e DICAS) 
 
 A execução de Pull-in em navios tipo FSO e FPSO, normalmente é feita após ou entre um 
offloading e outro e requer a utilização de dois rebocadores para manter o navio na posição 
desejada para os trabalhos com o LSV (exceto quando for projeto DICAS). . Caso, por um 
motivo ou outro, os trabalhos não se iniciem e terminem nestes períodos, o LSV terá que ficar 
aguardando a execução de um novo offloading, tendo nesse caso que se afastar para além da 
zona de colisão, de modo a permitir a entrada do navio aliviador. 
 Segue abaixo, alguns exemplos de arranjos em FPSO, bem como a seqüência da 
execução de um pull-in nestas unidades. 
 
2.2.6.1- ARRANJOS 
 
1) FPSO – P-34 
Guincho fora do turret, 
exigindo rigoroso controle no 
posicionamento do FPSO, 
principalmente quando da 
chegada do riser na posição final 
de pull-in, no riser connection 
deck. 
 Troca do cabo de aço 
 dispensa o uso de 
 rebocadores para segurar o 
 FPSO na posição. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 37 
 
 
2) FPSO – P-31 
Guincho e bobinadeira dentro 
do turret, sendo a alimentação 
elétrica e hidráulica feita 
através de cabos e mangueiras 
externas ao turret, 
também exigindo controle 
rigoroso no posicionamento do 
FPSO. 
Pode-se efetuar troca de cabo 
de aço sem necessidade 
de rebocador para segurar a 
embarcação 
 
 
 
 
 
 
 
 
3) FPSO – P-33 
Dois guinchos de pull-in 
dentro do turret. 
Bobinadeira externa ao turret. 
Tanto no pull-in 
quanto durante a troca de 
cabo de aço, exige 
rebocadores e rigoroso 
controle do posicionamento do 
FPSO. 
 
 
 
 
 
 
 38 
2.2.6.2- SEQUÊNCIA DE PULL-IN (FPSO – P-33) 
 
 1) Posicionar bloco de polias 
 desvio (deflector boom) na 
 posição correspondente ao 
 I-tube desejado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 2) Passar cabo do guincho 
 principal pela polia central, 
 deflector boom e I-tube. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 39 
 
 
 
 3) Lançar cabo mensageiro (cabo 
 de aço 1/2in) pelo costado do 
 FPSO e conectar ao soquete 
 do cabo do guincho 
 principal com o auxílio de 
 mergulhador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 4) Lançar retinida pelo 
 LSV e fazer a transf. 
 do cabo do guincho 
 principal. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 40 
 
 5)Conectar cabo principal 
 à lingada de pull-in e 
 iniciar transf. do riser para 
 o FPSO. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 6) Após transf. da carga 
 e o riser na posição final, 
 liberar cabo do LSV 
 através de manilha 
 hidro-acústica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 41 
 7) Içar o riser por dentro 
 do I-tube, até o 
 travamento do capacete 
 na boca de sino. Esta 
 operação deve ser 
 assistida com o uso de 
 câmera de tv acoplada 
 ao capacete do 
 mergulhador. Um cabo de 
 segurança é usado para 
 evitar a queda do capacete 
 caso não ocorra o seu 
 travamento na boca de 
 sino. 
 
 
 8) Efetuar a instalação do 
 hang-off no conector do 
 riser, quando da chegada 
 no riser connection deck, 
 não se esquecendo 
 de retirar previamente 
 o colar dos cabos 
 de cisalhamento, que 
 sustentavam o capacete + 
 bend stiffener. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 42 
 
 
 9) Promover a instalação do 
 spool de fechamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.2.7- PULL-OUT EM FSO E FPSO 
 
2.2.7.1- SEQUÊNCIA DE PULL-OUT (FPSO – P-33) 
 
 
 1) Posicionar bloco de polias 
 de desvio (deflector boom) na 
 posição correspondente ao I-
 tube desejado e efetuar a 
 passagem dos cabos 
 principal e auxiliar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 43 
 2) Remover spool, instalar 
 cabeça de tração e lingada 
 de pull-out, conectar os 
 cabos principal e auxiliar 
 na lingada,mantendo cabo 
 auxiliar sem carga 
 (solecado). 
 Mergulhador efetua a 
 abertura dos dogs. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 3) Tensionar o cabo 
 principal e promover a 
 remoção do hang-off 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 44 
 
4) Hang-off removido. 
Iniciar descida do riser. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 5) Após saída da boca de 
 sino,mergulhador instala 
 patesca e passa cabo do 
 guincho auxiliar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 45 
 
 6) Lançar cabo mensageiro 
 pelo costado e conectar ao 
 cabo auxiliar através de 
 mergulhador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 7) LSV lança retinida, 
 recolhe cabo mensageiro + 
 auxiliar até o convés, onde 
 será conectado o cabo 
 auxiliar ao cabo do 
 guincho ou pipe follower 
 do LSV. 
 
 
 
 
 
 
 
 46 
 
 
 8) Trazer cabo de aço ou 
 pipe follower do LSV e 
 efetuar a conexão da 
 eslinga auxiliar à lingada 
 de pull-out, com o 
 auxílio de mergulhador. 
 Em seguida, liberar e 
 recolher o cabo do guincho 
 auxiliar, juntamente com a 
 patesca . 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 9) Efetuar a transferência 
 do riser para o LSV. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 47 
 
 
 
 10) LSV libera o cabo 
 do guincho principal. 
 Recolher o cabo e repetir 
 seqüência para o próximo 
 riser ou então, concluir a 
 operação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 48 
CAPÍTULO III 
 
NOVAS TECNOLOGIAS 
 
3.1- RISER TOWER 
 
 Esta nova tecnologia consisteem se efetuar a instalação dos risers numa torre que fica 
submergida entre 100 a 250m de profundidade e ancorada no leito marinho. A interligação desta 
com a plataforma é feita através de um jumper flexível, diminuindo significativamente as cargas 
na plataforma. 
 Segue abaixo algumas figuras ilustrativas deste conceito. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 49 
280m
2
5
0
 m
3
8
0
 m
410m
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.2) BOIÃO 
 
 Esta nova tecnologia se encontra em fase desenvolvimento pela PETROBRAS e consiste 
basicamente na instalação de risers em uma bóia submergida a aproximadamente 150m de 
profundidade, ancorada no leito marinho. A interligação desta com a plataforma, da mesma 
forma que no riser tower, é feita através de um jumper flexível, diminuindo da mesma forma, 
significativamente, as cargas na plataforma. 
 
 
 
 50 
3.2- DICAS (spread mooring) 
 
 Esta nova tecnologia foi desenvolvida pela PETROBRAS e já está sendo utilizada em 
vários projetos como: P-43 (Barracuda), P-48 (Caratinga), P-50 (Albacora Leste) e P-54 que se 
encontra em fase final de obras aqui no Brasil e em breve serão levados até a locação para 
ancoragem e início dos trabalhos de interligação dos risers flexíveis. 
 Nesta concepção, os risers ficam todos ancorados ao longo do costado de bombordo, em 
suportes do tipo I-tube (não integrais), sendo que os blocos de polias e skid de mergulho correm 
em cima de um trilho ao longo deste costado, sendo cada um travado na posição desejada, 
através de um pino acionado hidraulicamente. 
 Tem como grande vantagem o fato ter dois sistemas de ancoragem: um na proa e o outro 
na popa do navio, dispensando assim, o uso de rebocadores durante os trabalhos de pull-in/out. 
 Outra vantagem é o fato de se poder passar previamente os cabos mensageiros por dentro 
dos I-tube, o que na concepção turret, só pode ser feita após o navio estar seguro por rebocadores 
na posição de trabalho. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 51 
CAPÍTULO IV 
 
CONCLUSÕES E COMENTÁRIOS FINAIS 
 
 Na indústria do petróleo e em particular, na Bacia de Campos, as novas descobertas de 
petróleo têm sido cada vez mais em águas profundas e ultraprofundas, o que tem provocado toda 
uma revolução tecnológica, tanto nos projetos de plataformas e sistemas de ancoragem, quanto 
no desenvolvimento de novos produtos e principalmente de linhas flexíveis capazes de atender às 
cargas e condições de trabalho impostas. 
 Os sistemas de suportação de risers também têm, necessariamente, passado por 
mudanças, bem como, os métodos para a instalação de risers flexíveis ou rígidos nestes. 
 Um outro aspecto de suma importância é o da segurança, que a cada dia tem de ser 
redobrada, face aos riscos de acidentes cada vez maiores, função das elevadas cargas de pull-
in/out. Portanto, é imperativo que se tenha um bom plano de preservação e manutenção dos 
equipamentos e acessórios envolvidos, de modo a se minimizar ao máximo a ocorrência de 
falhas e riscos durante as operações. 
 Espero, que o meu objetivo neste trabalho tenha sido atingido, ou seja, que todas as 
informações aqui registradas possam vir a servir como fonte de consulta para todas as pessoas 
que de uma maneira ou outra, tenham nos seus trabalhos do dia-a-dia alguma correlação com os 
assuntos aqui abordados. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 52 
REFERÊNCIAS 
 
 
1) Landau, Giuseppe Bacoccoli Luiz D.Sc. Apostilas de Prospecção Offshore - Curso de 
Pós-graduação MSO (Master em Sistemas Offshore) - Rio de Janeiro - COPPE 
(Coordenação dos Programas de Pós-graduação) - UFRJ (Universidade Federal do Rio de 
Janeiro), 2003 
2) PE-3D-01164 – Procedimento de Pull-in/out – Disponível no SINPEP da Petrobrás 
3) DE-3542.00-1500-940-PSE-002 – FPSO P-34 – Posição dos Suportes – Cadastro de 
Instalações Submarinas da Petrobrás 
4) DE-3530.00-1500-940-PSE-015 – FPSO P-31 – Posição dos Suportes – Cadastro de 
Instalações Submarinas da Petrobrás 
5) DE-3534.00-1500-940-PSE-113 – FPSO P-33 – Posição dos Suportes – Cadastro de 
Instalações Submarinas da Petrobrás 
6) DE-3534.00-1500-940-PSE-004 – Plataforma P-19 – Posição dos Suportes – Cadastro 
de Instalações Submarinas da Petrobrás 
7) DE-3544.00-1500-940-PSE-002 – Plataforma P-40 – Posição dos Suportes – Cadastro 
de Instalações Submarinas da Petrobrás 
8) Desenhos da Natec – Braço de Alavanca 
9) Data-book do Sistema de Pull-in da P-33 
10) Apostila do Curso Sobre Linhas Flexíveis 
11) Apresentação sobre Riser Tower