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CURSO DE TECNÓLOGO EM MANUTENÇÃO INDUSTRIAL 
 
 
 
IVAN GOMES RIBEIRO 
LUCAS SEVERIANO DE AZEVEDO 
RONALDO BASTOS SOARES 
 
 
 
 
DINÂMICA DE OPERAÇÃO DO PETRÓLEO – PLANO DE 
MANUTENÇÃO DA ÁRVORE DE NATAL MOLHADA. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAMPOS DOS GOYTACAZES/RJ 
2017 
2 
 
IVAN GOMES RIBEIRO 
LUCAS SEVERIANO DE AZEVEDO 
RONALDO BASTOS SOARES 
 
 
 
DINÂMICA DE OPERAÇÃO DO PETRÓLEO – PLANO DE 
MANUTENÇÃO DA ÁRVORE DE NATAL MOLHADA. 
 
 
 
 
 
 
 
Monografia apresentada ao Instituto Federal 
Fluminense como requisito para conclusão do 
Curso de Tecnologia em Manutenção Industrial. 
 
 
 
Orientador: Prof. Dr. Sergio Vasconcellos Martins. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Campos dos Goytacazes/RJ 
2017 
3 
 
IVAN GOMES RIBEIRO 
LUCAS SEVERIANO DE AZEVEDO 
RONALDO BASTOS SOARES 
 
DINÂMICA DE OPERAÇÃO DO PETRÓLEO – PLANO DE 
MANUTENÇÃO DA ÁRVORE DE NATAL MOLHADA. 
 
Monografia apresentada ao Instituto Federal 
Fluminense como requisito para conclusão do 
Curso de Tecnologia em Manutenção Industrial. 
 
 
Aprovada em 05 de Junho de 2017. 
 
Banca Avaliadora: 
 
 
 
___________________________________________________________________________ 
Prof. DSc Sergio Vasconcellos Martins 
Manutenção Industrial 
Doutor em Ciências de Engenharia / UENF 
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense – Campus Campos Centro 
 
 
 
___________________________________________________________________________ 
Prof. DSc Maycon de Almeida Gomes 
Manutenção Industrial 
Doutor em Engenharia e Ciência dos Materiais 
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense – Campus Campos Centro 
 
 
 
___________________________________________________________________________ 
Prof. MSc Clebio de Azevedo Santos 
Manutenção Industrial 
Mestre em Engenharia e Ciência dos Materiais 
Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense – Campus Campos Centro 
 
 
4 
 
AGRADECIMENTOS 
Agradecemos primeiramente a Deus, que nos proporcionou força e coragem para encarar e 
vencer os desafios encontrados durante a elaboração do trabalho e nos possibilitou obter sua 
conclusão. 
 
Aos nossos familiares, ao corpo docente do IFF, ao nosso orientador Sérgio e aos amigos, que 
nos ajudaram de forma direta e indireta durante toda a nossa caminhada. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Por isso não tema, pois estou com você; não tenha medo, pois sou o seu Deus; Eu o 
fortalecerei e o ajudarei; eu o segurarei; com a minha mão direita vitoriosa. Isaías 41:10. 
 
5 
 
RESUMO 
Neste trabalho foi elaborado um plano de manutenção da árvore de natal molhada 
baseado nas diversas falhas ocorridas no campo. Será apresentado um gerenciamento de 
manutenção baseado no plano de serviços, cotação dos serviços, gerenciamento do serviço e 
encerramento do serviço além de discorrer sobre a dinâmica da indústria de petróleo nas fases 
de exploração, perfuração, completação e produção. 
Palavras-chave: Petróleo, Árvore de Natal Molhada, Plano de Manutenção, Falhas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
ABSTRACT 
 This is a work about the maintenance plan of the wet Christmas tree and it was 
elaborated based on several failures in the field. You will be presented with a maintenance 
based on the service plan, service quotation, service management and closing of the service in 
addition to discussing the dynamics of the oil industry in the exploration, drilling, completion 
and production. 
 
Keywords: Oil, Wet Christmas Tree, Maintenance Plan, Failures. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
 
OBJETIVO 
Este trabalho tem por objetivo oferecer um plano para manutenção da Árvore de Natal 
Molhada detalhando sua funcionalidade, destacando os defeitos e investigando as falhas que 
ocorreram no equipamento em campo e sua respectiva manutenção, além de discorrer de 
maneira geral sobre os assuntos pertinentes as áreas de exploração, perfuração, completação e 
produção de petróleo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 1: Cenários para Produção, Consumo e Exportações líquidas de petróleo no Brasil ... 21 
Figura 2: Tubo de Perfuração.... ............................................................................................... 24 
Figura 3: Broca de diamante natural....................................................................................... 244 
Figura 4: Configuração de revestimento de poço petrolífero.. ................................................. 26 
Figura 5: Tipo de sondas marítimas... ..................................................................................... .28 
Figura 6: Métodos de completação de poço petrolífero... ....................................................... .28 
Figura 7: Tipos de completação de poço petrolífero ................................................................ 29 
Figura 8: Ilustrativo da vista geral do conjunto ANM.............................................................. 33 
Figura 9: Fluxograma básico da ANM. .................................................................................... 34 
Figura 10: Imagem de ROV Subsea7 no poço petrolífero. ...................................................... 41 
Figura 11: Imagem de ROV Subsea7 no poço petrolífero 2........ .......................................... 432 
Figura 12: Imagem de ROV Subsea7 no poço petrolífero 3. ................................................... 43 
Figura 13: Ilustrativo da chaveta de travamento do Stab do conector da ANM .................... 443 
Figura 14:Imagem do esquema do conjunto ANM (FDR x FIANM). ................................... 464 
Figura 15:Foto da ANM em superfície................................................................................... 476 
Figura 16:Imagem de ROV Subsea7 no poço petrolífero 4 ................................................... 486 
Figura 17:Imagem de ROV Subsea7 no poço petrolífero 5. .................................................. 497 
Figura 18:Foto da ANM em superfície 2.................................................................................. 48 
Figura 19:Foto da ANM em superfície 3.................................................................................. 48 
Figura 20:Foto do suporte de apoio da TCAP na ANM em superfície .................................... 49 
Figura 21:Foto do suporte de apoio da TCAP na ANM em superfície 2 ................................. 49 
Figura 22:Foto do suporte do Jumper hidráulico da ANM em superfície ................................ 50 
Figura 23:Vista Frontal do Bloco da ANM .............................................................................. 51 
Figura 24:Local de montagem dos Stab´s do CLF da ANM com desvio do erro.. .................. 52 
Figura 25:Ilustrativo do conjunto Stab Fêmea x Stab Macho do CLF da ANM .................... 573 
Figura 26:Imagem de ROV Subsea7no poço petrolífero 6 .................................................... 584 
Figura 27: Foto do CLF da ANM em superfície......................................................................55 
Figura 28: Foto do STAB em superfície................................................................................. 56 
Figura 29: Foto do STAB em superfície 2..............................................................................57 
Figura 30: Foto do item de vedação do STAB em superfície................................................. 58 
 
9 
 
LISTA DE TABELAS 
Tabela 1: Classificação pelo grau API. .................................................................................... 22 
Tabela 2: Pag.02 do Manual de Instalação, Operação e Manutenção - Árvore de Natal 
Molhada de Produção 5” x 2”/ 13.1” - tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds.
 .................................................................................................................................................. 34 
Tabela 3: Plano de Manutenção (Nível de Manutenção X Ferramentas x Tempo de Execução) 
das ferramentas do conjunto Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 2”/ 13.1” - tipo 
ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds. .................................................................. 60 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
10 
 
LISTA DE ABREVIATURAS 
ANM – Árvore de Natal Molhada. 
ANC – Árvore de Natal Convencional. 
ANP – Agência Nacional de Petróleo. 
API - American Petroleum Institute – Instituto Americano de Petróleo. 
FIANM – Ferramenta de Instalação da Árvore de Natal Molhada. 
FDR – Ferramenta de Destravamento Rápido. 
TH – Tubing Hanger – Suspensor de Coluna. 
THRT – Tubing Hanger Running Tool – Ferramenta de Instalação e Retirada do Suspensor de 
Coluna. 
TCAP – TREE CAP – Capa de Vedação da Árvore de Natal Molhada. 
BAP – Base Adaptadora de Produção. 
FIBAP – Ferramenta de Instalação da Base Adaptadora de Produção. 
CLF – Conector das Linhas de Fluxo. 
ROV – Remotely Operated Vehicle – Veículo de Operação Remota. 
MLF – Mandril das Linhas de Fluxo. 
MCV – Módulo de Conexão Vertical. 
BCS - Bombeio Centrífugo Submarino. 
COT – Coluna de Trabalho. 
COP – Coluna de Produção. 
JRC – Junta de Riser Cisalhável. 
SFT – Surface Flow Tree– Árvore de Fluxo de Superfície. 
HCR – High Collapse Resistant Hose – Mangueira de Alta Resistência a Colapso. 
GIM/FAM – Gestão Interna de Mudança / Formulário de Análise de Mudança. 
LTC – Long Protection Cap – Capa de Longa Proteção. 
QH – Quebra de Hidrato. 
CO2 – Dióxido de Carbono. 
AI – Anular Intervation – Intervenção Anular. 
OF – Ordem de Fabricação. 
IQ – Injeção Química. 
BORE – Furação. 
DUMMY – Pórtico. 
 
11 
 
LISTA DE SIGNIFICADOS DE TERMOS TÉCNICOS 
M1 – Denominação da válvula mestra da coluna de produção de uma ANM. 
M2 – Denominação da válvula mestra da coluna do anular de uma ANM. 
S1 – Denominação da válvula de segurança superior da coluna de produção de uma ANM. 
S2 – Denominação da válvula de segurança superior da coluna do anular de uma ANM. 
W1 – Denominação da válvula de acesso lateral a linha flexível de produção de uma ANM. 
W2 – Denominação da válvula de acesso lateral a linha flexível de anular de uma ANM. 
XO – Denominação da válvula de interligação entre a coluna de produção e anular de uma 
ANM. 
ACUMULADOR –Vaso de pressão carregado com gás nitrogênio e utilizado para estocar 
fluido hidráulico sob pressão ou potência hidráulica empregada no funcionamento do sistema 
de controle remoto do BOP e de ferramentas de instalação dos equipamentos. 
AZIMUTE –Ângulo que um determinado alinhamento, de um equipamento, faz com o norte 
magnético verdadeiro, no sentido horário. 
ROV – Veículo de operação remota, dotado de propulsores, câmeras, braços articulados e 
ferramentas. Interligado por meio de umbilical eletro-hidráulico a uma embarcação de apoio, 
a partir da qual é controlado. Destinado a realização de diversas tarefas no meio submarino, 
em substituição a mergulhadores. 
GÁS LIFT – É um método de elevação artificial que utiliza a energia de um gás pressurizado 
para elevar um fluido (óleo e água) até a superfície onde ficam as instalações de produção. 
LOCK RING – Sistema de travamento residente na camisa do atuador do conector das 
ferramentas de instalação submarinas da Árvore de Natal Molhada. 
CONECTOR TIPO “FINGER” – O travamento é feito por anel segmentado acionados por 
anel atuador, com sistema de expansão e retração no travamento e destravamento, através de 
câmara hidráulica. Possui sistema de pistão único que permite a atuação uniforme do 
conector. 
LOCK RING - Sistema de travamento residente do conector tem a finalidade de impedir o 
fechamento inesperado do anel segmentado (tipo “Finger”) durante descida da ferramenta ou 
equipamento à profundidade submarina. 
MOON POOL – Abertura do casco e/ou convés da sonda utilizada para preparação dos 
equipamentos, e através da qual, é possível efetuar a passagem de cargas (juntas de riser, 
equipamentos, etc.) do convés de trabalho para o mar e vice-versa. 
12 
 
SURFACE FLOW TREE –Equipamento pertencente ao conjunto do riser de completação. 
Tem a função de permitir o fechamento e abertura do bore de produção e permite a abertura e 
fechamento do bore do anular também. 
MCV (MCVA – MCVP – MCVU) 
MCVA – Módulo de conexão vertical do anular. Permite a continuidade das linhas flexíveis 
da linha anular da ANM (do poço) com a Unidade Estacionária de Produção (UEP). 
MCVP – Módulo de conexão vertical de produção. Permite a continuidade da linha de 
produção da ANM com a Unidade Estacionária de Produção (UEP). 
MCVU –Módulo de conexão vertical do umbilical. Permite a continuidade das linhas 
hidráulicas e elétricas de controle da ANM com a Unidade Estacionária de Produção (UEP). 
HOT STAB – Dispositivo para conexão hidráulica submarina a ser efetuada por ROV. 
HW-525/443 – Fluidos hidráulicos à base d'água, de alto desempenho e com alta temperatura 
operacional na faixa de -25°C a 145°C (-13°F a 293°F). Esses fluidos são usados em sistemas 
de controle de produção submarina com circuitos abertos ou fechados, são compatíveis entre 
si e oferecem o mesmo desempenho técnico excelente. 
FLUSHING – Operação de limpeza das linhas e circuitos hidráulicos, através da circulação de 
um fluido inerte. 
GAVETA CEGA CISALHANTE – Tipo de válvula de grande porte do BOP, dotada de 2 
elementos tipo gaveta que, fechados, permite o corte de determinados tipos tubulações em 
frente à válvula e, em seguida, o isolamento da cabeça do poço. 
OVERRIDE – Atuação mecânica externa de um equipamento submarino por mergulhador ou 
ROV, quando não está disponível seu sistema remoto de atuação. 
HUB - Consiste de um mandril com perfil apropriado para receber um conector das linhas de 
fluxo e de controle hidráulico. 
ATUADOR –Composto de câmara hidráulica de acionamento com retorno por mola, 
mecanismo de override acionado mecanicamente com compressão das molas e sistema de 
indicação de posição contínua quando acionado hidráulico ou mecanicamente. Todos os 
atuadores estão interligados através de hastes de acionamento ao painel das ferramentas e 
equipamentos com interfaces padronizadas para ROV. 
13 
 
JUMPER – Segmento curto de tubo flexível, usado para conectar equipamentos submarinos. 
JUMPER HIDRÁULICO – Conjunto de mangueiras envolvidas por uma capa plástica de 
proteção que são preenchidas com fluido hidráulico. Utilizado para interligação de 
instrumentos submarinos. 
OVERPULL –Teste que consiste em tracionar a coluna de riser de modo que se consiga 
“puxar” o equipamento em questão com um valor de tração acima do seu peso, testando assim 
o travamento do conector. 
GIM/FAM – Gestão Interna de Mudança / Formulário de Análise de Mudança – Documento 
elaborado para aprovação de qualquer manobra e/ou atividade a ser realizada durante toda e 
qualquer operação submarinas, visto que a atividade esteja divergente do 
procedimento/manual da ferramenta ou equipamentosubmarino. 
PARKING PLACE / DUMMY – Local de utilização para apoio de jumper hidráulico ou 
jumper elétrico com exemplo. São fabricados na estrutura da ferramenta ou equipamento e 
utilizados tanto na superfície como em operação submarina. 
RECALL – Do inglês "chamar de volta", traduzido para português como "chamamento” ou 
recolha de produto é uma solicitação de devolução de um lote ou de uma linha inteira de 
produtos feita pelo fabricante do mesmo. Geralmente, isto ocorre pela descoberta de 
problemas relativos à segurança do produto. 
PART NUMBER – Número de identificação da ferramenta e equipamento conforme controle 
na fabricação e classificação das ferramentas e equipamentos conforme sua configuração. 
WAG – O sistema WAG permite injeção de MEG diretamente na cavidade das gavetas das 
válvulas da ANM. Esse sistema tem finalidade de prevenção de Hidrato, permitindo alternar a 
injeção de água e gás na formação. 
VÁLVULA DE RETENÇÃO –Válvula que restringe a passagem do fluxo de fluido 
hidráulico por determinado lugar ou determinado espaço. 
STAB – Conjunto metálico removível utilizado para passagem de fluxo hidráulico entre as 
ferramentas e equipamentos submarinos. 
STAB DE PASSAGEM PLENA – Conjunto metálico removível com canal para passagem de 
fluxo hidráulico entre as ferramentas e equipamentos submarinos livres, sem restrição. 
SAX – Parte metálica do conjunto Stab, utilizada para vedação (vedação tipo de borracha). 
VGX – Tipo de anel metálico responsável pela vedação nas interfaces dos equipamentos. 
14 
 
STAB – Conjunto metálico removível utilizado para passagem de fluxo hidráulico entre as 
ferramentas e equipamentos submarinos. 
SAX – Parte metálica do conjunto Stab, utilizada para vedação (vedação tipo de borracha). 
PDG – Permanent Downhole Gauge - É um sensor cuja função é monitorar continuamente a 
pressão e temperatura de fundo do poço, transmitindo sinais para a superfície através de cabos 
que afixados externamente à coluna de produção até ao Tubing Hanger, onde através de um 
conector especial passa este sinal para a ANM, que com outro conector especial passa este 
sinal para outro cabo que segue até a plataforma de produção onde este sinal é interpretado. 
TPT – Transmissor de Pressão e Temperatura - Instrumento instalado na ANM para enviar 
informações de temperatura e pressão do fluido, na cabeça de poço, para a unidade de 
produção. Instalado no lado de produção da ANM. 
TP – Transmissor de Temperatura - Instrumento instalado na ANM para enviar informações 
de temperatura do fluido, na cabeça de poço, para a unidade de produção. Instalado no lado de 
anular da ANM. 
DHSV – Downhole Safety Valve - Válvula de segurança instalada na coluna de produção, 
abaixo da cabeça de poço, para fechar o poço automaticamente diante de anormalidades nas 
pressões de fluxo, servindo como uma barreira de segurança. 
CO2 – Dióxido de Carbono - é um gás liquefeito, incolor, inodoro, não inflamável e 
levemente ácido, é mais pesado que o ar e é solúvel em água. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
SUMÁRIO 
INTRODUÇÃO ................................................................................................................................... 18 
1.0 EXPLORAÇÃO ............................................................................................................................ 20 
1.1 PERFURAÇÃO ......................................................................................................................... 20 
1.2 PRODUÇÃO .............................................................................................................................. 20 
1.3 REFINO ..................................................................................................................................... 21 
1.4 GRAU API ................................................................................................................................. 22 
1.4.1 FORMULAÇÃO ................................................................................................................ 22 
1.4.2 CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO SEGUNDO O GRAU API ................................. 23 
1.4.3 MEDIDA INTERNACIONAL .......................................................................................... 23 
1.5 FASES DA PERFURAÇÃO ..................................................................................................... 23 
1.5.1 COLUNA DE PERFURAÇÃO ......................................................................................... 24 
1.5.2 BROCA ............................................................................................................................... 24 
1.6 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ................................................................................................ 25 
1.7REVESTIMENTO ..................................................................................................................... 25 
1.7.1 FUNÇÕES DA COLUNA DE REVESTIMENTO .......................................................... 25 
1.8 CIMENTAÇÃO ......................................................................................................................... 26 
1.9 COMPLETAÇÃO ..................................................................................................................... 26 
1.9.1 POSICIONAMENTO DA CABEÇA DE POÇO............................................................. 27 
1.9.2 TIPOS DE REVESTIMENTO .......................................................................................... 28 
1.9.3 NÚMERO DE ZONAS EXPLORADAS .......................................................................... 29 
1.9.4 QUANTO AO MÉTODO DE ELEVAÇÃO .................................................................... 29 
1.10 ETAPAS DA COMPLETAÇÃO ........................................................................................... 30 
1.11 AVALIAÇÃO DA CIMENTAÇÃO ...................................................................................... 30 
1.12 CANHONEIO .......................................................................................................................... 30 
1.13 ESTIMULAÇÃO ..................................................................................................................... 30 
1.14 INSTALAÇÃO DA COLUNA DE PRODUÇÃO (COP) .................................................... 30 
2.0 ANM – CARACTERÍSTICAS E FUNCIONALIDADE ........................................................... 32 
2.1 ÁRVORE DE NATAL .............................................................................................................. 32 
2.2 CONECTOR DAS LINHAS DE FLUXO (CLF) ................................................................... 36 
3.0 SEQUÊNCIAS DE INSTALAÇÂO DE EQUIPAMENTOS SUBMARINOS ........................ 37 
16 
 
3.1 BAP (BASE ADAPTADORA DE PRODUÇÃO) ................................................................... 37 
3.2 TUBING HANGER (SUSPENSOR DE COLUNA) ............................................................... 38 
3.3 ANM (ÁRVORE DE NATAL MOLHADA) ........................................................................... 39 
3.4 TCAP (CAPA DE VEDAÇÃO DA ÁRVORE DE NATAL MOLHADA) ........................... 40 
4.0 MANUTENÇÃO CORRETIVA / ERRO DE PROJETO ......................................................... 41 
4.1 ÁRVORE DE NATAL MOLHADA (ANM)........................................................................... 41 
4.1.1 FALHA: VAZAMENTO DE FLUIDO HIDRÁULICO. ................................................ 41 
4.1.2 FALHA: DESCONEXÃO DO STAB DE PRODUÇÃO DA ANM. .............................. 42 
4.1.3 FALHA: NÃO ESTANQUEIDADE DAS FUNÇÕES DA ANM DURANTE 
APERAÇÃO SUBMARINA....................................................................................................... 44 
4.1.4 FALHA: NÃO ABERTURA DO ATUADOR S2 DA ANM. .......................................... 45 
4.1.5 FALHA: VAZAMENTO DO SEAL TEST DO CONECTOR DA ANM. .................... 46 
4.1.6 FALHA: IMPOSSIBILIDADE DE ATUAÇÃO DA TRAVA MECÂNICA DO 
CONECTOR DA ANM. ............................................................................................................. 47 
4.1.7 FALHA: ERRO DE DIMENSIONAMENTO DO PARKING PLACE DA TCAP NA 
ANM. ............................................................................................................................................ 48 
4.1.8 FALHA: MONTAGEM INVERTIDA A 180° DO PARKING PLACE DO LTC NA 
ANM. ............................................................................................................................................ 50 
4.1.9 FALHA: QUEDA DE FERRAMENTA MANUAL DO INTERIOR DA ANM. .......... 51 
4.2 CONECTOR DAS LINHAS DE FLUXO (CLF) ................................................................... 52 
4.2.1 FALHA: DESVIO NO DESENHO DE USINAGEM DO CLF DA ANM. ................... 52 
4.2.2 FALHA: INTERCOMUNICAÇÃO ENTRE STABS HIDRÁULICOS CLF DA ANM 
X MLF DA BAP. ......................................................................................................................... 54 
4.2.3 FALHA: VAZAMENTO VISÍVEL PARA O MEIO EXTERNO NO INTERNO DO 
CLF DA ANM.............................................................................................................................. 55 
4.2.4 FALHA: IDENTIFICAÇÃO INCORRETA DOS STAB´S DO CLF DA ANM. ......... 56 
4.2.5 FALHA: IDENTIFICAÇÃO INCORRETA DOS BATENTES DOS STAB´S DO CLF 
DA ANM. ..................................................................................................................................... 57 
4.2.6 FALHA: INCOMPATIBILIDADE DE ROSCA DO SAX COM O STAB DO CLF DA 
ANM. ............................................................................................................................................ 58 
5.0 GERENCIAMENTO DO PLANO DE MANUTENÇÃO DA ANM ........................................ 59 
5.1 DEFINIÇÃO DO PLANO DE SERVIÇOS (RECEBIMENTO / MANUTENÇÃO / 
PLANO DE MANUTENÇÃO) ...................................................................................................... 59 
5.2 COTAÇÃO DOS SERVIÇOS .................................................................................................. 62 
5.3 GERENCIAMENTO DO SERVIÇO ...................................................................................... 62 
5.4 ENCERRAMENTO DO SERVIÇO ........................................................................................ 64 
6.0 CONCLUSÃO ............................................................................................................................... 66 
17 
 
7.0 SUGESTÃO ................................................................................................................................... 67 
8.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 68 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
18 
 
INTRODUÇÃO 
O Petróleo é um dos recursos natural mais abundante no mundo, responsável por 
abastecer fábricas, indústrias, automóveis em geral, além de várias outras funções em todo o 
mundo como fornecer energia elétrica. No entanto sua exploração é de extrema 
complexibilidade e requer uma divisão de sua exploração a fim de obter a sua extração de sua 
bacia sedimentar (processos de perfuração, completação e produção) e a utilização de 
tecnologias cada vez mais atualizadas e complexas como, por exemplo, os equipamentos 
submarinos destacando a árvore de natal molhada que vamos discorrer neste trabalho visando 
elaborar um gerenciamento sobre o seu plano de manutenção após a mesma apresentar falhas 
no campo durante o seu processo de instalação que se destaca como um dos processos de 
completação de um poço petrolífero conforme mencionado acima. 
Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, 
de forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva, sendo assim, o poço deverá 
ser equipado com os equipamentos submarinos – Árvore de Natal Molhada entrando no 
estágio de completação. (Thomas, 2004, p.137). 
Na instalação da Árvore de Natal Molhada deve ocorrer uma sequência operacional 
lógica que consiste em instalar a mesma sobre a Base Adaptadora de Produção visando o 
controle da produção através da plataforma de processo. 
A indústria do petróleo vem tentando padronizar seu serviço a fim de “Garantir a 
Disponibilidade da função dos equipamentos e instalações de modo a atender a um processo 
de produção ou de serviço com confiabilidade, segurança, preservação do meio ambiente e 
custo adequado”. (Alan Kardec & Júlio Nascif, 2003, P.95), assim minimizando os índices de 
Down time (tempo perdido de operação). Mesmo com a tentativa de padronização dos 
serviços, ainda ocorrem situações adversas como falhas em operação do equipamento e erros 
de projeto que por vezes ocorre e deve ser resolvida tão logo, para que a operação não seja 
interrompida e não cause ônus à mesma, por isso os equipamentos devem ter um plano de 
manutenção bem definidos e efetivos a fim de evitar as paradas de operação e produção. 
Os equipamentos de completação apresentados neste trabalho devem ter uma alta 
confiabilidade devido ao seu tempo de permanência em operação no poço, e como falhas 
indesejadas e não esperadas podem ocorrer, os mesmos devem ter um plano de manutenção e 
o gerenciamento bem definido com base no plano de serviços, cotação dos serviços, 
19 
 
gerenciamento do serviço e encerramento do serviço a fim de mitigar o tempo de parada de 
operação, dano material e ônus financeiros as empresas envolvidas na operação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
20 
 
1.0 EXPLORAÇÃO 
O ponto de partida na busca do petróleo é a Exploração, que realiza os estudos 
preliminares para a localização de uma jazida. Nesta fase é necessário analisar muito bem o 
solo e o subsolo, mediante aplicações de conhecimentos de Geologia e de Geofísica, entre 
outros. A geologia realiza estudos na superfície que permitem um exame detalhado das 
camadas de rochas onde possa haver acumulação de petróleo. Quando se esgotam as fontes de 
estudos e pesquisas de Geologia, iniciam-se, então, as explorações Geofísicas no subsolo. A 
Geofísica, mediante o emprego de certos princípios da física, faz uma verdadeira radiografia 
do subsolo. Um dos métodos mais utilizados é o da Sísmica. Compreende verdadeiros 
terremotos artificiais, provocados, quase sempre, por meios e explosivos, produzindo ondas 
que se chocam contra a crosta terrestre e voltam à superfície, sendo captadas por instrumentos 
que registram determinadas informações de interesse do Geofísico. 
1.1 PERFURAÇÃO 
A perfuração é a segunda fase na busca do petróleo. Ela ocorre em locais previamente 
determinados pelas pesquisas Geológicas e Geofísicas. Para tanto, perfura-se um poço - o 
Poço Pioneiro - mediante o uso de uma sonda (ou Torre de Perfuração) que é o equipamento 
utilizado para perfurar poços. Esse trabalho é feito através de uma Torre que sustenta a coluna 
de perfuração, formada por vários tubos. Na ponta do primeiro tubo encontra-se a broca, que, 
triturando a rocha, abre o caminho das camadas subterrâneas. Comprovada a existência de 
petróleo, outros poços são perfurados para se avaliar a extensão da jazida. Essa avaliação é 
que vai determinar se é comercialmenteviável, ou não, produzir o petróleo descoberto. Caso 
positivo, o número de poços perfurados forma um Campo de Petróleo. 
1.2 PRODUÇÃO 
Após a perfuração e avalição do poço de petróleo, revelando-se comercial, começa a 
fase da produção naquele campo. Nesta fase, o óleo pode vir à superfície espontaneamente, 
impelida pela pressão interna dos gases. Nesses casos temos os chamados Poços Surgentes. 
Para controlar esse óleo usa-se, então, um conjunto de válvulas denominado Árvore de Natal. 
21 
 
a) Recuperação primária – Poço Surgente, é aquele que a pressão no reservatório 
subterrâneo de petróleo é suficiente para forçar o óleo à superfície. 
b) Recuperação secundária - conta com o fornecimento de energia externa para o 
reservatório na forma de injeção de fluidos para aumentar a pressão do reservatório. 
 
Figura 1Cenários para Produção, Consumo (eixo esquerdo) e Exportações líquidas (eixo direito) de petróleo no 
Brasil – 2010 – 2035 (em milhões de bbl/d) 
https://infopetro.wordpress.com/2013/05/20/projecoes-do-pre-sal-o-brasil-sera-um-petro-estado/ 
c) Recuperação terciária – injeção de vapor, injeção de surfactantes (detergentes), 
reduzir viscosidade através do alagamento por dióxido de carbono. 
1.3 REFINO 
Começa com o fracionamento do petróleo em diferentes partes. Isto é efetuado na 
maioria das vezes por destilação. As frações resultantes incluem gasolina, querosene, gasóleo, 
lubrificante e outras substâncias. 
 A instalação de uma Refinaria obedece a diversos fatores técnicos, dos quais se 
destacam a sua localização nas proximidades de uma região onde haja grande consumo de 
derivados e/ou nas proximidades das áreas produtoras de petróleo. 
22 
 
Uma Refinaria é como uma grande fábrica, cheia de equipamentos complexos e 
diversificados, pelos quais o petróleo vai sendo submetido a diversos processos para a 
obtenção de muitos derivados. 
1.4 GRAU API 
Uma forma comumente adotada de se caracterizar um petróleo é medindo seu grau 
API (API gravity). Trata-se de uma medida definida pelo American Petroleum Institute. 
Tabela 1: Classificação pelo grau API. 
 
1.4.1 FORMULAÇÃO 
É obtido pela fórmula: 
ºAPI = (141,5 ÷ densidade da amostra) - 131,5 
Em que a densidade é medida relativamente à densidade da água. 
A densidade, portanto, pode ser obtida por: 
 
 
Grau API do American Petroleum Institute (ºAPI) 
Forma de expressar a densidade relativa de um óleo ou derivado. A escala API, 
medida em graus, varia inversamente à densidade relativa, isto é, quanto maior a densidade 
23 
 
relativa, menor o grau API. O grau API é maior quando o petróleo é mais leve. Petróleos com 
grau API maior que 30 são considerados leves; entre 22 e 30 graus API, são médios; abaixo 
de 22 graus API, são pesados; com grau API igual ou inferior a 10, são petróleos 
extrapesados. Quanto maior o grau API, maior o valor do petróleo no mercado. 
1.4.2 CLASSIFICAÇÃO DO PETRÓLEO SEGUNDO O GRAU API 
O grau de API permite classificar o petróleo em: 
Petróleo leve ou de base Parafínica: Possui ºAPI maior que 30. Contém além 
de alcanos, uma porcentagem de 15 a 25% de ciclo alcanos. 
Petróleo médio ou de base Naftênica: Possui ºAPI entre 22 e 30.Além de alcanos, 
contém também de 25 a 30% de hidrocarbonetos aromáticos. 
Petróleo pesado ou de base Aromática: Possui ºAPI menor que 22e é constituído, 
praticamente, só de hidrocarbonetos aromáticos. 
Quanto maior o grau API, maior o valor do produto no mercado. 
1.4.3 MEDIDA INTERNACIONAL 
A medida de volume internacionalmente adotada para o petróleo e derivados é o barril, 
que contém 159 litros. No Brasil os volumes são preferencialmente referidos em metros 
cúbicos. 1 m3 = 6,28 bbl. 
1.5FASES DA PERFURAÇÃO 
Operação executada a partir do fundo do mar até atingir a rocha reservatório. A 
operação de perfuração de um poço é executada em vários estágios, com brocas de diferentes 
dimensões e revestimentos de diferentes diâmetros. Posteriormente, os revestimentos são 
cimentados para garantir a estanqueidade entre os vários reservatórios e a transmissão da 
carga do poço para as camadas de rocha de sub-superfície. 
24 
 
1.5.1 COLUNA DE PERFURAÇÃO 
Funções: Aplicar peso sobre a broca; transmitir a rotação para a broca; conduzir o 
fluido de perfuração; manter o poço calibrado; garantir a inclinação e a direção do poço. 
Composição Básica: Tubos de perfuração (Drill Pipe ou DP); Tubos pesados (Heavy-
Weight ou HW); Comandos (Drill Collar ou DC). 
 
Figura 2Tubo de Perfuração. PETROBRAS. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, pág. 71. 
1.5.2 BROCA 
As brocas são equipamentos que têm a função de promover a ruptura e desagregação 
das rochas ou formações. O estudo das brocas considerando seu desempenho e economicidade 
é um dos fatores importantes na perfuração de poços de petróleo. As brocas podem ser 
classificadas de duas maneiras: Draga, Cones e Tricônicas. 
 
Figura 3:Broca de diamante natural. PETROBRAS. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, pág. 77. 
25 
 
1.6 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 
 Funções: Garantir segurança operacional e proteção ao meio ambiente; minimizar 
problemas de torque e arraste; resfriar a broca; evitar Danos à formação produtora; sustentar 
as paredes do poço; carregar os cascalhos perfurados pela broca; prevenir corrosão da coluna 
e equipamentos de superfície; inibir a reatividade de formações argilosas; manter sólidos em 
suspensão. 
1.7REVESTIMENTO 
Todo poço perfurado tem a necessidade de ser revestido total ou parcialmente, com a 
finalidade de proteger suas paredes, a perfuração é feita em fases, cujo número depende das 
características das zonas a serem perfuradas e da profundidade final prevista do poço. Cada 
fase é concluída quando, após a perfuração, procede-se a descida de uma coluna de 
revestimento, com posterior cimentação do espaço anular exterior à coluna. 
1.7.1 FUNÇÕES DA COLUNA DE REVESTIMENTO 
 Prevenir desmoronamentos de partes do poço; 
 Evitar contaminação da água potável dos lençóis freáticos; 
 Permitir retorno do fluido de perfuração à superfície; 
 Prover meios de controle de pressões dos fluidos, permitindo aplicação de 
pressão adicional desde a superfície; 
 Impedir migrações de fluidos das formações; 
 Sustentar os equipamentos de segurança de cabeça de poço; 
 Alojar os equipamentos de elevação artificial; 
 Confinar a produção ao interior do poço. 
26 
 
 
Figura 4:Configuração de revestimento do poço petrolífero. PETROBRAS. 
1.8 CIMENTAÇÃO 
 O objetivo é preencher o espaço entre o revestimento e a parede do poço e promover a 
aderência entre a parede externa do revestimento e formação rochosa / parede interna do 
revestimento anterior; deslocar e posicionar a pasta de cimento no anular entre revestimento e 
poço; isolar as formações impedindo entrada de fluidos e perdas de circulação; fornecer 
suporte mecânico para o revestimento; isolar um poço para abandono. 
1.9 COMPLETAÇÃO 
Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, 
de forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações 
destinadas a equipar o poço para sua produção ou injeção é denominado completação. 
27 
 
Considerando que a completação tem reflexo em toda a vida produtiva do poço, faz-se 
necessário um planejamento criterioso das operações. A operação de completação é realizada 
com “riser” rígido vertical. 
Há várias maneiras de classificar as completações dos poços, visto que cada poço 
possui uma característica peculiar e há várias maneiras de agrupar essas características. 
Vamos aqui propor as classificações: 
1. Quanto ao posicionamento da cabeça;2. Quanto ao revestimento de produção; 
3. Quanto ao número de zonas exploradas. 
1.9.1 POSICIONAMENTO DA CABEÇA DE POÇO 
Seguido a classificação da localização das jazidas, em ambiente terrestre ou marinho, 
nós também podemos classificar a cabeça de poço como terrestre (seca) ou marinha 
(molhada). Essa classificação é muito importante, pois indica qual tipo de árvore de natal será 
necessária durante o processo de produção. Para as cabeças de poço de jazidas de águas rasas 
é possível instalar árvores secas, para tanto o revestimento vai da plataforma ao Reservatório. 
28 
 
 
Figura 5:Tipo de sondas marítimas. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, pág114 
1.9.2 TIPOS DE REVESTIMENTO 
 
Figura 6:Métodos de completação: a) Poço aberto; b) Liner Rasgado; c) Revestimento Canhoneado 
Fundamentos de Engenharia de Petróleo, pág138. 
29 
 
1.9.3 NÚMERO DE ZONAS EXPLORADAS 
Sob esse aspecto nós podemos dividi-las em completação simples ou dupla. A 
completação simples ocorre quanto uma única tubulação metálica é descida no interior do 
revestimento de produção, da superfície até a zona de interesse. Esse tipo de completação 
possibilita produzir de modo controlado e independente somente uma zona de interesse. 
Na completação dupla nós podemos produzir duas ou mais zonas de interesse. 
 
Figura 7:Tipos de completação: a) Simples; b) Seletiva; c) Dupla. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, pág140 
1.9.4 QUANTO AO MÉTODO DE ELEVAÇÃO 
Levando em consideração a nossa realidade é conveniente separar as completações em 
poço surgente, de gás lift e com BCS. Há outros métodos de elevação, porém não convêm 
aqui lançar mão deles para classificaras completações mais usadas. Dentre os três, o gás lift é 
o mais usado, devido à relação entre as intervenções necessárias e o volume de óleo 
explorado. 
O BCS (bombeio centrífugo submarino) é o que oferece a melhor vazão, porém é 
necessário um número considerável de intervenções para mantê-lo em operação. 
30 
 
1.10 ETAPAS DA COMPLETAÇÃO 
A completação de um poço envolve um conjunto de operações subsequentes à 
perfuração. Podemos genericamente apontar as seguintes operações: Avaliação da 
cimentação; Canhoneio; Instalação da coluna de produção. 
1.11 AVALIAÇÃO DA CIMENTAÇÃO 
A avaliação da qualidade da cimentação é feita através de perfis corridos nos 
intervalos cimentados. Esses perfis funcionam basicamente por emissão/propagação de ondas 
mecânicas. 
1.12 CANHONEIO 
O requisito mínimo para que possa haver algum sucesso na completação de um poço é 
o estabelecimento de uma comunicação limpa e efetiva entre o poço e a formação. 
Dentre as técnicas para a perfuração desse canal de comunicação poço / formação, a 
mais comumente utilizada é conhecida como Canhoneio, Gun Perforation ou Jet Perforation 
e se refere à perfuração do revestimento, do cimento e da formação através de cargas 
explosivas. 
1.13ESTIMULAÇÃO 
Operação executada durante uma intervenção de investimento com o objetivo de 
aumentar a produtividade de poços produtores de óleo e/ou gás, ou aumentar a injetividade 
dos poços injetores de água para descarte ou recuperação secundária, alterando as 
características de permeabilidade original da rocha reservatório. 
1.14 INSTALAÇÃO DA COLUNA DE PRODUÇÃO (COP) 
A coluna de produção é constituída basicamente por tubos metálicos, onde são 
conectados os demais componentes. 
É descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades: 
31 
 
- Conduzir os fluidos produzidos até a superfície; 
- Permitir a instalação de equipamentos para a elevação artificial; 
- Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
32 
 
2.0 ANM – CARACTERÍSTICAS E FUNCIONALIDADE 
Abaixo apresentamos as características e funcionalidade do equipamento submarino 
denominado como Árvore de Natal Molhada (ANM). Fazendo interface com a Base 
Adaptadora de Produção (BAP), permite acionamento de seus atuadores e dos atuadores da 
BAP através da interface MLF x CLF. Através da ANM, obtêm-se o controle do poço 
permitindo assim o acesso à coluna de produção / injeção, ao anular do poço para injeção de 
gás lift, acesso aos sinais elétricos de temperatura e pressão do PDG, sinais elétricos do TPT e 
TP da ANM e acionamento das válvulas instaladas na coluna de produção (DHSV e IQ) via 
sonda de processo. Vejamos a seguir as características e particularidades da ANM. 
2.1 ÁRVORE DE NATAL 
É o conjunto de válvulas na cabeça de poço que possibilitam o seu controle. 
Podem ser divididas em dois grupos: Árvore de Natal Convencional (ANC), também 
conhecida como árvore seca e Árvore de Natal Molhada (ANM). 
A ANM é um equipamento instalado no fundo do mar, constituído basicamente por 
um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle 
interligado a um painel localizado na plataforma de produção. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
33 
 
Conjunto ANM Convencional - Visão geral 
 
 
Figura 8:Ilustrativo da vista geral do conjunto ANM. 
 
 
 
 
34 
 
Fluxograma Básico (válvulas) de uma ANM. 
 
Figura 9:Fluxograma básico da ANM. 
 
Tabela 2: pag.02 do Manual de Instalação, Operação e Manutenção - Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 
2” / 13.1” - tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds. 
 
35 
 
Será instalada sobre a Base Adaptadora visando o controle de produção através da 
plataforma de processo. O equipamento permite montagem com navio-sonda ou semi-
submersível de posicionamento dinâmico sem cabos guia. 
O Bloco de Válvulas Principal possui uma passagem vertical de produção de 5-1/8” 
para receber um conjunto de sedes e gaveta metal-metal da válvula mestra de produção ‘M1’ 
(Production Master) e um conjunto de sedes e gaveta metal-metal da válvula de pistoneio ‘S1’ 
(Production Swab) ambas de 5-1/8” x 10.000 psi. Uma saída lateral em flange estojado, entre 
as válvulas de 5-1/8” (M1 e S1) para receber o Bloco Lateral de Produção com um conjunto 
de sedes e gavetas metal-metal da válvula Wing ‘W1” 5- 1/8” x 10.000 psi. 
Uma passagem vertical do anular de 1” para receber um conjunto de sedes e gavetas 
metal x metal da válvula mestre de anular ‘M2’ (Annulus Master) de 1” x 10.000 psi. Uma 
saída lateral em flange estojado, para receber o Bloco Lateral do Anular com um conjunto de 
sedes e gaveta metal-metal válvula pistoneio ‘S2’ (Annulus Swab) 1” x 10.000 psi e um em 
conjunto de sedes e gaveta metal-metal da válvula Wing ‘W2’ e ‘XO’ (crossover), ambas de 
2-1/16” x 10.000 psi. 
Possui quatro vigas telescópicas com capacidade de 18.75 toneladas em cada viga para 
apoio da estrutura no Moon Pool, totalizando 75 toneladas para suportar as cargas esforços 
que atuarão no momento da descida da mesma com dimensões compatíveis para operar com 
sondas com passagem livre de 4600 x 6000 mm no Moon Pool. 
Possui Linhas de Fluxo 2-1/16” e 5-1/8” (Anular e Produção) que permitem escoar a 
produção de óleo e intervenção no poço, são interligadas entre ANM e BAP através da 
interface MLF x CLF. As Linhas de Fluxo são projetadas com metalurgia especial de inconel 
e para pressão de trabalho de 10.000 psi. 
As Linhas de Fluxo apresentam isolamento térmico de 30 mm de espessura para 
atender os requisitos de resfriamento de 6 horas para 55° C até 4º C. 
Como característica especial, esta ANM é construída com materiais especiais para 
trabalhar com a produção de fluido com alta concentração de CO2 e para receber injeção de 
fluidos no sistema WAG, sendo a resistência à corrosão maximizada para proporcionar longavida útil ao equipamento. 
36 
 
2.2 CONECTOR DAS LINHAS DE FLUXO (CLF) 
O Conector das Linhas de Fluxo é utilizado para permitir a interface do Conjunto do 
Conector com o hub Fixo da BAP, fazendo a ligação entre a ANM e a BAP. Esta ligação é 
feita através de anéis metálicos tipo “SAX” e stabs hidráulicos, montados na face de contato 
do conector com o hub da BAP. 
O travamento do conector das linhas de fluxo é feito por anel segmentado (finger) 
acionados por anel atuador, com sistema de retração no destravamento, através de câmara 
hidráulica com pressão de trabalho de 3000 psi. Possui sistema de pistão único que permite a 
atuação uniforme do conector, com destravamento hidráulico secundário independente do 
sistema hidráulico primário. As áreas de vedação do pistão terão revestimento bissulfeto de 
molibdênio para proteção contra corrosão. 
Possui sistema de destravamento de emergência através de dois atuadores hidráulicos 
com hastes de extração, presas ao anel atuador do conector, provendo assim um 
destravamento de emergência, com acionamento hidráulico por hot stab via ROV. Possui 
indicação visual através de marcação na haste de extração. 
O Conector possui ainda um sistema de travamento residente na camisa do atuador, do 
tipo “lock ring”, para impedir o fechamento do anel segmentado (finger) na descida do 
módulo. 
 
 
 
 
 
 
 
37 
 
3.0 SEQUÊNCIAS DE INSTALAÇÂO DE EQUIPAMENTOS SUBMARINOS 
Abaixo apresentamos em ordem sequencial as atividades, os parâmetros e as 
condições de instalação dos equipamentos submarinos que compõe o conjunto ANM, visando 
apresentarem a compatibilidade entre os equipamentos, características e os procedimentos 
operacionais a fim de se realizar a instalação submarina em condições seguras. 
O Assentamento da ANM na BAP é guiado por quatro chavetas na parte inferior do 
conector que orienta o conector da ANM através de rasgos na estrutura do funil da BAP, o 
ajuste fino do assentamento da ANM na BAP é feito através do castelo no conector da ANM e 
castelo do TH. Vejamos a seguir os procedimentos operacionais de todos os equipamentos do 
conjunto ANM. 
3.1 BAP (BASE ADAPTADORA DE PRODUÇÃO) 
 Sequência de Preparação na Superfície - BAP 
Verificar antecipadamente se a BAP é compatível com a cabeça de poço; Confirmar 
orientação (Azimute) de instalação da BAP; Posicionar a BAP sobre a mesa de apoio. 
Inspecionar e limpar as vedações e área de vedação do anel do conector da BAP; Instalar o 
anel de vedação novo no conector da BAP e realizar registro fotográfico; Realizar testes 
funcionais e de estanqueidade do conector e funções hidráulicas da BAP; Limpar e 
inspecionar os hubs fixos do MLF e MCV´s da BAP e instalar suas respectivas capas de teste; 
Com a FIBAP posicionada no deck da sonda, realizar testes funcionais e de estanqueidade do 
conector da FIBAP; Posicionar FIBAP sobre a mesa de apoio com o conector travado, realizar 
inspeção no interior do conector e área do anel de vedação da FIBAP e instalar anel de 
vedação novo no conector da FIBAP. 
 Sequência de Operação - BAP 
Mover conjunto FIBAP + BAP para o centro do moon pool e conectar o conjunto na 
coluna de trabalho; Realizar testes funcionais e de estanqueidade do conector e funções 
hidráulicas do conjunto FIBAP + BAP; Iniciar a descida do conjunto FIBAP + BAP até a 
profundidade da cabeça do poço; Conferir orientação da BAP em relação à cabeça do poço; 
Assentar o conjunto FIBAP + BAP com o conector na posição travado sobre a cabeça do 
38 
 
poço; Destravar o conector da BAP efetuando o assentamento definitivo da BAP na cabeça do 
poço; Realizar o destravamento da FIBAP com auxílio do ROV e manter a FIBAP assentada 
sobre BAP; Realizar o travamento do conector da BAP efetuando o travamento definitivo da 
BAP na cabeça do poço; Drenar a pressão de travamento do conector da BAP e realizar o 
teste do selo do conector da BAP conforme pressão do poço; Realizar testes funcionais e de 
estanqueidade das funções hidráulicas da BAP no fundo; Remover linhas hidráulicas do 
painel do conjunto FIBAP + BAP, afastar o ROV para posição segura e desassentar a FIBAP 
da BAP; Retirar Coluna de trabalho (COT) com FIBAP e retornar a superfície; Desmobilizar 
a FIBAP no moon pool e lavar com água industrial. 
3.2 TUBING HANGER (SUSPENSOR DE COLUNA) 
 Sequência de Preparação na Superfície - TH 
Inspecionar o estado geral dos componentes do TH, THRT e JRC, trocando todos os 
selos que forem necessários; Realizar teste de correlação e estanqueidade das linhas 
hidráulicas e dos bores de produção e anular da THRT e JRC com pressão conforme 
programa do poço; Limpar e inspecionar as vedações e áreas de vedações do conjunto JRC + 
THRT; Retirar o TH do Box de transporte, inspecionar as vedações, áreas de vedações do 
suspensor de coluna e os bores de produção e anular; Mover para plataforma, acoplar e 
torquear o Suspensor de Coluna a coluna de produção; Instalar no Suspensor de Coluna; Em 
seguida, instalar as linhas das funções hidráulicas do poço, cabo e conector do sensor elétrico 
no Suspensor de Coluna; Assentar e trava o conjunto JRC + THRT ao suspensor de coluna; 
Realizar testes funcionais e de estanqueidade do TH (suspensor de coluna) e testes de 
estanqueidade das funções hidráulicas do poço conectadas ao suspensor de coluna. 
 Sequência de Operação - TH 
Descer conjunto mantendo pressão no travamento da THRT no Suspensor de coluna; 
Conectar a SFT (árvore de fluxo de superfície) e linhas hidráulicas de superfície ao centro da 
plataforma no último tubo da coluna de trabalho; Realizar o assentamento do TH (Suspensor 
de coluna) na BAP; Manter pressurizada a função de travamento da THRT no suspensor de 
coluna; Após confirmar o correto assentamento do suspensor de coluna na BAP, liberar todo 
peso da coluna de produção; Realizar o destravamento do suspensor de coluna na BAP; Testar 
o travamento do suspensor de coluna na BAP puxando acima do peso da coluna de produção, 
39 
 
testar os bores de produção e anular e linhas hidráulicas do suspensor de coluna; Pressurizar a 
função de destravamento da THRT do suspensor de coluna, tracionar a coluna de produção e 
observar o desassentamento da THRT do Suspensor de coluna; Retirar coluna de trabalho até 
que a THRT esteja na superfície; Inspecionar a THRT, lavar com água e mover para o skid de 
transporte. 
3.3 ANM (ÁRVORE DE NATAL MOLHADA) 
 Sequência de Preparação na Superfície - ANM 
Inspecionar e limpar as vedações e área de vedação do anel do conector da ANM e 
compatibilidade com a BAP; Instalar anel de vedação novo no conector da ANM; Realizar 
testes funcionais e de estanqueidade do conector e funções hidráulicas da ANM; Com a FDR 
e a FIANM posicionada no deck da sonda, realizar testes funcionais e de estanqueidade do 
conector e funções hidráulicas das respectivas ferramentas; Realizar inspeção no interior do 
conector da área do anel de vedação e instalar anel de vedação novo no conector da FDR; 
Mover Ferramenta de destravamento rápido (FDR), assentar e travar a FDR na Ferramenta de 
instalação da ANM (FIANM); Montar o conjunto FDR + FIANM, realizar inspeção no 
interior do conector e área do anel de vedação e instalar anel de vedação novo no conector da 
FIANM; Preparar painel hidráulico com jumper hidráulico de funções do conjunto FDR + 
FIANM + ANM. 
 Sequência de Operação - ANM 
Com o conjunto FDR + FIANM + ANM ao centro do moon pool, conectar jumper 
hidráulico na placa de funções da FDR; Montar os jumper de funções da FIANM para a ANM 
e torquear os mesmos nos receptáculos da ANM; Realizar testes funcionais e de 
estanqueidade do conector e funções hidráulicas do conjunto FDR + FIANM + ANM; 
Realizarcheck list final verificando o posicionamento de todas as válvulas dos circuitos 
hidráulicos do conjunto FDR + FIANM + ANM; Descida do conjunto FDR + FIANM + 
ANM até a profundidade da BAP; Assentar o conjunto FDR + FIANM + ANM com o 
conector na posição destravado sobre a BAP e realizar o travamento da ANM na BAP; 
Realizar o teste do selo do conector da ANM conforme pressão do poço; Realizar o 
travamento do Conector das linhas de fluxo (CLF) da ANM; Realizar o teste do selo do 
conector das linhas de fluxo (CLF) da ANM conforme pressão do poço; Realizar testes 
40 
 
funcionais e de estanqueidade das funções hidráulicas da ANM do poço no fundo; Afastar o 
ROV para posição segura, remover os jumper hidráulicos e elétricos da ANM, posicionar os 
mesmos na FIANM e desassentar o conjunto FDR + FIANM da ANM; Retirar Coluna de 
trabalho (COT) com FDR + FIANM e retornar a superfície; Desmobilizar o conjunto FDR + 
FIANM no moon pool e lavar com água industrial. 
3.4 TCAP (CAPA DE VEDAÇÃO DA ÁRVORE DE NATAL MOLHADA) 
 Sequência de Preparação na Superfície - TCAP 
Verificar que o sistema de destravamento mecânico da TCAP não esteja acionado; 
Realizar o travamento do sistema mecânico dos bores de produção e anular da TCAP sem os 
selos; Contar o número de voltas no travamento e lubrificar as hastes para reduzir o torque de 
atuação; Realizar o destravamento do sistema mecânico dos bores de produção e anular da 
TCAP e remontar os selos; Mover TCAP do deck da sonda para o dummy da TCAP 
localizado na ANM. 
 Sequência de Operação - TCAP 
Com auxílio do ROV, abrir as válvulas no painel da ANM referente aos testes dos 
bores de produção e anular da TCAP; Remover TCAP do seu receptáculo (dummy) da ANM; 
Com auxílio do ROV, mover a TCAP pela alça de transporte do seu receptáculo (dummy) da 
ANM para cima do topo da ANM e assentar a TCAP na ANM; Realizar o travamento do 
sistema mecânico dos bores de produção e anular da TCAP com auxílio do ROV; Instalar o 
hot stab do ROV nos receptáculos das válvulas no painel da ANM referente aos testes dos 
bores de produção e anular da TCAP; Pressurizar o bore de anular e produção aplicando 
pressão conforme programa do poço e realizar o teste de estanqueidade do selo do bore de 
anular e produção da TCAP; Drenar as pressões, remover os hot stab´s dos receptáculos das 
válvulas no painel da ANM; Fechar as válvulas de bloqueio referente às funções dos bores de 
anular e produção no painel da ANM; Afastar o ROV para posição segura e promover a 
subida do ROV à superfície. 
 
 
41 
 
4.0 MANUTENÇÃO CORRETIVA / ERRO DE PROJETO 
Abaixo apresentamos aspectos importantes relacionados às informações das falhas 
obtidas no campo com o objetivo de mostrar todas as anormalidades detectadas, as falhas de 
planejamento, falhas de fabricação, as tratativas dadas às anormalidades e os impactos que as 
anomalias trouxeram para os equipamentos submarinos (conjunto ANM) e para as operações. 
Nas falhas a seguir temos todos os dados e informações de como ocorreu, o que foi 
detectado como problema durante a elaboração e implantação do projeto, devido a qual 
motivo e as ações que foram tomadas para solucionar as anomalias e os erros recorrentes de 
ordem cronológica de ocorrências durante as operações de instalação da ANM. 
4.1 ÁRVORE DE NATAL MOLHADA (ANM) 
4.1.1 FALHA: VAZAMENTO DE FLUIDO HIDRÁULICO. 
Durante a pressurização da função de destravamento do conector da ANM houve 
deslocamento da câmara de vedação do conector da ANM e vazamento de fluido HW-525 
para meio externo. 
 
Figura 10:Imagem de ROV Subsea7no poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 17 de Agosto de 2014. 
42 
 
Desembarcada ANM e enviada para a fábrica para manutenção do conector em 
garantia. 
 
4.1.2 FALHA: DESCONEXÃO DO STAB DE PRODUÇÃO DA ANM. 
Durante a inspeção no Tubing Hanger, após desassentamento da ANM da BAP, foi 
verificado que o stab de Produção (5") da ANM desprendeu do conector da ANM e ficou 
aprisionado no Tubing Hanger. 
 
Figura 11: Imagem de ROV Subsea7 no poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 15 de setembro de 2014. 
43 
 
 
Figura 12: Imagem de ROV Subsea7 no poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 15 de setembro de 2014. 
 
 
Figura 13:pag.699 do Manual de Instalação, Operação e Manutenção - Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 
2” / 13.1” - tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds - *Ilustrativo da chaveta de travamento do Stab do conector da 
ANM. 
 
44 
 
Decidido subir o conjunto FDR+FIANM+ ANM à superfície e observado o estado das 
chavetas de orientação após a chegada da ANM na superfície. Recuperado o stab de produção 
da ANM com ferramenta de pescaria e realizado modificações nas chavetas de sustentação do 
stab. Foi calculado e projetado o seguinte cenário: Fabricar as chavetas e utilizar parafuso 
existente na sonda conforme foto acima e ao montar a chaveta atentar que os chanfros devem 
ficar para fora, ou seja, não em contato com o Stab de Produção (5”) da ANM. 
 
4.1.3 FALHA: NÃO ESTANQUEIDADE DAS FUNÇÕES ENTRE O CONJUNTO 
ANM DURANTE APERAÇÃO SUBMARINA. 
Antes do assentamento da ANM foi pressurizado a função carrega acumulador das 
FDR + FIANM interligada com a função Abre Gaveta de Produção e Anular (5" e 2") da FDR 
e observado a não estanqueidade das funções. 
 
 
Figura 14:Imagem do esquema do conjunto ANM (FDR x FIANM). 
 
45 
 
Realizado assentamento do conjunto FDR + FIANM + ANM na BAP, destravado o 
conector FDR da FIANM, retravado o conector FDR na FIANM onde o indicador deslocou 
para posição travada. Realizado nova tentativa de pressurização das funções sem êxito. 
Decidido pelas gerências de terra em retornar com o conjunto a superfície para análise. 
Com o conjunto FDR + FIANM na superfície, verificado que os acumuladores do conjunto se 
encontravam íntegros. Pressurizado a função carrega acumuladores da FDR + FIANM 
interligada com a função Abre Gaveta de Produção e Anular (5" e 2”) com a pressão de 
trabalho, sendo verificado estanqueidade na função. 
Decidido pela equipe de terra em descer o conjunto com pressão nas funções da FDR 
+ FIANM sendo completada durante a descida, não deixando a mesma baixar da pressão 
mínima de 2500psi. Realizado Gestão Interna de Mudança e Formulário de análise de 
Mudança para a operação. Operação concluída com êxito. 
 
4.1.4 FALHA: NÃO ABERTURA DO ATUADOR S2 DA ANM. 
A fim de realizar a operação de flushing do anular via High Collapse Resistant Hose 
(HCR) antes do assentamento do conjunto FDR + FIANM + ANM na BAP foi verificado 
acréscimo de pressão da função e não visualizado no painel da ANM a abertura do atuador S2 
da ANM. 
Realizado tentativa de pressurização com pressão acima da pressão de trabalho da 
linha de abertura do atuador S2 da ANM, porém sem êxito. Decidido pelo suporte técnico 
operacional assentar o conjunto FDR+FIANM+ANM, com todas as válvulas/atuadores da 
ANM abertas menos o atuador S2. Concluído o correto assentamento do conjunto na BAP e 
realizado nova tentativa de pressurização de abertura do atuador S2, porém sem êxito. 
Aberto o atuador S2 via override com auxílio do ROV, para verificar seu funcional. 
Realizado um flushing via High Collapse Resistant Hose (HCR) com as demais válvulas do 
conjunto FDR + FIANM + ANM abertas, obtido retorno de fluido para a superfície e 
confirmada à total abertura do atuador S2 da ANM. 
46 
 
 
Figura 15:Foto da ANM em superfície, poço 9-LL-19-RJS; Plataforma SS-83. 2 de agosto de 2014. 
 
Figura 16:Imagem de ROV Subsea7no poço 9-LL-19-RJS; Plataforma SS-83. 2 de agosto de 2014. 
 
4.1.5 FALHA: VAZAMENTO DO SEAL TEST DO CONECTOR DA ANM. 
Ao realizar o Seal Test do Anel VGX18 ¾ do conector da ANM, foi verificado perda 
de pressão, visualizado no painel da ANM vazamento pela linha do monitor VGX da ANM. 
47 
 
 
Figura 17:Imagem de ROV Subsea7no poço 9-LL-19-RJS; Plataforma SS-83. 2 de agosto de 2014. 
 
Conforme orientação por parte do suporte técnico operacional em terra foi destravado 
o conector da ANM com peso arriado com 500 psi na Função Seal Test. Após destravamento 
do conector foi verificado queda de pressão do Seal Test a 0 psi. Retravado o conector da 
ANM, realizado Overpull e realizado Seal Test da ANM sem êxito. Verificado queda de 1000 
psi por 5 minutos e vazamento de fluido pela linha do monitor do VGX; 
Acreditando que o conector da ANM estava com algum problema foi decidido trocar a 
ANM por outra nova recém montada, logo em seguida decidido pelo cliente por instalar a 
ANM recém montada em outro poço. Abortada a operação. 
 
4.1.6 FALHA: IMPOSSIBILIDADE DE ATUAÇÃO DA TRAVA MECÂNICA DO 
CONECTOR DA ANM. 
Durante teste funcional da trava mecânica do conector da ANM, foi verificado que 
com o conector travado, o parafuso do sistema de atuação da trava mecânica do conector da 
ANM topa com a haste do indicador de travamento da ANM impossibilitando o seu 
acionamento. 
48 
 
 
Figura 18:Imagem da ANM em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de agosto de 2015. 
 
 
Figura 19:Imagem da ANM em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de agosto de 2015. 
 
Elaborado Gestão Interna de Mudança e Formulário de análise de Mudança 
(GIM/FAM) e efetuado corte na estrutura da ANM na sonda possibilitando o acionamento da 
haste e obtido êxito ao realizar a atuação da trava mecânica do conector da ANM. 
 
4.1.7 FALHA: ERRO DE DIMENSIONAMENTO DO PARKING PLACE DA TCAP NA ANM. 
49 
 
Durante a tentativa de instalação da TCAP no parking place da ANM, verificado que a 
mesma não encaixava. A mesma foi testada também em outra ANM e não encaixou devido a 
erro de dimensionamento do parking place. 
 
Figura 20:Foto do suporte de apoio da TCAP na ANM em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de 
agosto de 2015. 
 
 
Figura 21:Foto do suporte de apoio da TCAP na ANM em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de 
agosto de 2015. 
50 
 
Decidido que a TCAP descerá com auxílio do ROV. Relatado no relatório de 
instalação da ANM que a TCAP não deveria ser instalada no parking place da ANM devido a 
erro de dimensionamento e a TCAP não encaixar. 
 
4.1.8 FALHA: MONTAGEM INVERTIDA A 180° DO PARKING PLACE DO LTC NA 
ANM. 
Ao tentar instalar o LTC no parking place da ANM, foi observado que o receptáculo 
parking place1 veio montado invertido a 180°, impossibilitando a montagem do LTC no 
Parking Place1 a bordo da sonda. 
 
 
Figura 22:Foto do suporte do Jumper hidráulico da ANM em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de 
agosto de 2015. 
 
Solicitado autorização ao suporte operacional e realizado a desmontagem e 
remontagem na posição correta do Parking Place1 à estrutura da ANM a bordo da sonda. 
 
51 
 
4.1.9 FALHA: QUEDA DE FERRAMENTA MANUAL DO INTERIOR DA ANM. 
Durante a inspeção da área de vedação do topo da ANM, ocorreu uma queda de uma 
chave Allen de 4mm do bolso do colaborador, assim caindo dentro do bore de anular da 
ANM. 
 
Figura 23:Dados da pag.596 do Manual de Instalação, Operação e Manutenção - Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 
2” / 13.1” - tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds. *Vista Frontal do Bloco da ANM. 
 
Fabricado uma ferramenta adaptada com garra de 4 pontas de acordo com o 
dimensional necessário do bloco da ANM. A Utilização desta ferramenta mais a de laço de fio 
de aço, com a intervenção da equipe a bordo culminou na recuperação da chave do interior do 
bore de anular da ANM. 
 
52 
 
4.2 CONECTOR DAS LINHAS DE FLUXO (CLF) 
4.2.1 FALHA: DESVIO NO DESENHO DE USINAGEM DO CLF DA ANM. 
Durante o detalhamento do bloco do Conector das linhas de fluxo (CLF), ocorreu um 
desvio no desenho de usinagem obtendo um desvio de 4 mm, sendo que o posicionamento da 
preparação dos stab´s foi feito a partir da face rebaixada quando o correto seria a partir da face 
de contato com o Mandril das linhas de fluxo (MLF) da BAP. 
 
 
Figura 24: Pag.701-702do Manual de Instalação, Operação e Manutenção - Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 2” / 
13.1” - tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds - *Local de montagem dos Stab´s do CLF (Conector das Linhas de 
Fluxo) da ANM com desvio do erro. 
 
Fabricado e montado os calços e pinos nos stab´s conforme foto abaixo: 
53 
 
 
 
 
Figura 25:Ilustrativo do conjunto Stab Fêmea x Stab Macho com demonstração das áreas de vedações e cotas de 
instalação do conjunto no CLF (Conector das Linhas de Fluxo) da ANM (Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 2” / 13.1” 
- tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global. 
 
54 
 
Realizado recall nos novos equipamentos com as arruelas e os pinos montados nos 
stab’s hidráulicos a fim de proporcionar uma vedação com maior interferência retornando à 
condição original do projeto de fabricação/usinagem dos equipamentos. 
 
4.2.2 FALHA: INTERCOMUNICAÇÃO ENTRE STABS HIDRÁULICOS CLF DA 
ANM X MLF DA BAP. 
Intercomunicação entre stabs hidráulicos de 3/4" da interface entre Conector das linhas 
de fluxo / Mandril das linhas de fluxo (CLF / MLF). 
 
Figura 26:Imagem do CLF em superfície; poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 23 de agosto de 2014. 
 
Desassentado ANM e constatada a presença dos anéis SAX 3/4" e anéis espaçadores 
dos stabs do conector das linhas de fluxo (CLF). Após a troca da ANM, foi realizado novo 
assentamento do equipamento, sem os o'rings dos pinos guia e o'ring da função Quebra de 
Hidrato (QH) do conector das linhas de fluxo (CLF). Realizado o travamento da ANM 
conforme procedimento. Elevado pressão de travamento do conector das linhas de fluxo 
(CLF) para 4000 psi. 
55 
 
Realizado testes das funções dos stab´s sendo verificado estanqueidade das funções. 
Constatado a interferência entre os o´ring no conector das linhas de fluxo (CLF). 
 
4.2.3 FALHA: VAZAMENTO VISÍVEL PARA O MEIO EXTERNO NO INTERNO 
DO CLF DA ANM. 
Durante pressurização da função destrava primário do conector das linhas de fluxo 
(CLF), a mesma não apresentou estanqueidade, foi constatado vazamento visível para o meio 
externo dentro do conector. 
 
Figura 27:Foto do CLF da ANM em superfície; poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de agosto de 2015. 
 
Realizado ciclo de trava e destrava do conector das linhas de fluxo (CLF), a função 
destrava primário do (CLF) permaneceu sem estanqueidade. Realizado teste do destrava 
secundário e destrava de emergência do conector das linhas de fluxo (CLF) e obtido 
estanqueidade das funções. Após estanqueidade foi definido em prosseguir com a operação 
utilizando as funções de destravamento secundário. 
 
56 
 
4.2.4 FALHA: IDENTIFICAÇÃO INCORRETA DOS STAB´S DO CLF DA ANM. 
Part Number tipado na revisão incorreta nos stabs do Conector das Linhas de Fluxo 
(CLF) da Árvore de Natal Molhada (ANM). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 28:Foto do STAB em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de agosto de 2015. 
 
57 
 
Instalado componente (stab´s) sem identificação, porém na correta revisão por falta de 
ferramentas adequadas para marcar conforme procedimento operacional. 
4.2.5 FALHA: IDENTIFICAÇÃO INCORRETA DOS BATENTES DOS STAB´S DO 
CLF DA ANM. 
Batente da mola do stab da linha de controle dos Atuadores Anular Intervation (AI's) 
do Conector das Linhas de Fluxo (CLF) da Árvore de Natal Molhada (ANM)com revisão 
antiga. 
 
 
Figura 29:Foto da STAB em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de Agosto de 2015. 
 
Solicitado stab's sobressalentes dentro da especificação (revisão nova) e recebidos os 
mesmos em tempo útil. Realizado a instalação dos mesmos no Conector das Linhas de Fluxo 
(CLF) da Árvore de Natal Molhada (ANM). 
 
58 
 
4.2.6 FALHA: INCOMPATIBILIDADE DE ROSCA DO SAX COM O STAB DO CLF 
DA ANM. 
Incompatibilidade dos filetes de rosca dos SAXs 3/4" com o corpo do stab 
identificados no Conector das Linhas de Fluxo (CLF) da Árvore de Natal Molhada (ANM). 
 
Figura 30:Foto item de vedação do STAB em superfície, poço 9-RJS-681; Plataforma SS-83. 18 de agosto de 2015. 
 
Após modificações de projeto orientado, com inserção da arruela roscada, pino 
roscado, batente da mola e da criação de um SAX ¾” novo, devido a não funcionalidade dos 
mesmos, ficou decidido que seriam utilizados os SAX´s de modelos anteriores no CLF das 
ANM´s, que não apresentaram histórico de falhas durante a operação de instalação dos 
equipamentos. 
 
 
 
 
59 
 
5.0 GERENCIAMENTODO PLANO DE MANUTENÇÃO DA ANM 
Abaixo apresentamos definições contidas para cada processo do plano de 
gerenciamento de manutenção, com a finalidade de prover as informações para serviços de 
manutenção como definição de carteiras de manutenção, cotações dos serviços a serem 
realizados, acompanhamento dos serviços executados e medição para encerramento dos 
mesmos. 
A seguir em ordem cronológica foram relatados todos os parâmetros a serem seguidos 
durante os processos da manutenção com base em estudos e pesquisas realizadas em campo. 
5.1 DEFINIÇÃO DO PLANO DE SERVIÇOS (RECEBIMENTO/ MANUTENÇÃO / 
PLANO DE MANUTENÇÃO) 
Conforme informações levantadas existem duas formas de receber o pedido do cliente: 
Plano de manutenção de ferramentas e solicitação de manutenção para embarque; 
O plano de manutenção define escopo e periodicidade de uma ferramenta e/ou 
equipamento. 
Para as ferramentas consideradas críticas deverão ser seguidas a periodicidade do 
plano de manutenção, respeitando assim suas quantidades de operações e intervalos de 
realização da manutenção medidos em meses, visto que devido a frequência de utilização das 
ferramentas para se obter a instalação do equipamento, ou seja, instalação da ANM entre 
outros equipamentos submarinos durante a completação, são esperadas que as ferramentas 
apresentem falhas, devido as mesmas serem submetidas a condições adversas de trabalhos 
com frequências. 
Conforme tabela abaixo segue dados de controle do plano de manutenção das 
ferramentas de instalação dos equipamentos submarinos do conjunto ANM: 
 
60 
 
Tabela 3: Plano de Manutenção (Nível de Manutenção X Ferramentas x Tempo de Execução) das ferramentas do 
conjunto Árvore de Natal Molhada de Produção 5” x 2”/ 13.1” - tipo ANM DL-GLL-CVD-3 MCVs Global 10k Leeds. 
 
 
Visto que a vida útil do equipamento submarino conforme seja esperada e informada 
pelo fabricante de aproximadamente 27 anos, durante o processo de instalação do 
equipamento podem ocorrer diversos tipos de falhas que não sejam esperadas e nem 
mapeadas dentro do plano de manutenção do fabricante. 
Após ocorrer a inesperada falha no equipamento, sendo a falha de diversas 
características (falha operacional, falha técnica, falha de projeto, etc.) o fabricante deverá 
realizar a manutenção no equipamento como característica de serviço orçado dentro da 
garantia do mesmo, assim devendo inicialmente elaborar e posteriormente gerenciar todo o 
plano de serviço ao qual será submetido o equipamento que apresentou falha. 
Assim iniciaremos o gerenciamento do plano de manutenção da Árvore de Natal 
Molhada, subdividindo os serviços, as etapas do serviço e a responsabilidade do mesmo a fim 
de obtermos o encerramento do plano de manutenção com a falha apresentada corrigida 
aplicando a Manutenção Corretiva diretamente na falha detectada dentro do plano esperado 
pelo cliente a fim de mantermos o mesmo satisfeito. 
O designado pelo serviço deverá avaliar anualmente a carteira crítica do equipamento, 
definindo o tipo e prazo da manutenção para que seja validado o plano; 
Após validação da carteira, o responsável pela carteira deverá elaborar um cronograma 
anual das manutenções e divulgá-los as partes; 
61 
 
O designado deverá negociar o atendimento do cronograma anual, tendo os seguintes 
parâmetros: 
 Escopo com a lista avançada de peças e serviços e demanda independente. 
O designado atualiza mensalmente a carteira crítica do equipamento através da 
planilha de plano das manutenções que estará em seu poder e controle; 
O responsável pela carteira analisa a planilha mensalmente e atualiza o cronograma de 
acompanhamento das manutenções; 
O responsável pela carteira deverá garantir que o setor responsável libere o escopo do 
serviço até 15 dias antes do primeiro dia do mês de vencimento do plano de manutenção, 
conforme os requisitos do plano; 
Após o plano de serviços elaborado, o responsável pela carteira solicita a elaboração 
da análise das peças, para o responsável pela cotação; 
O responsável pela carteira deverá garantir que o setor responsável libere o roteiro do 
serviço até o primeiro dia do mês de vencimento do plano de manutenção; 
O responsável pela carteira deverá garantir que o planejamento de materiais libere a 
análise de peças definindo o prazo limite para disponibilidade de materiais no estoque. Esta 
deve ser liberada até o primeiro dia do mês de vencimento do plano de manutenção; 
O setor responsável deverá confirmar ou não a aquisição de todos os itens necessários, 
analisando a situação de cada item individualmente; 
O responsável pela carteira deverá definir os dispositivos que deverão ser manutenidos 
com o equipamento conforme o plano elaborado; 
Após a confirmação das informações mencionadas acima, o responsável pela carteira 
negociará o início da manutenção; 
Após definição do prazo de início e término da manutenção, o responsável pela 
carteira atualiza o cronograma e disponibiliza-o para consulta. 
Para os equipamentos, é enviada uma solicitação de manutenção via formal como 
início do escopo do serviço; 
62 
 
O responsável designado pela atividade deverá negociar as notas de manutenções dos 
equipamentos conforme plano de manutenções; 
O responsável pela carteira elabora o cronograma das manutenções e realiza as 
negociações a fim de elaborar um plano que seja atendido conforme atendimento das 
ferramentas. 
5.2 COTAÇÃO DOS SERVIÇOS 
O responsável pela cotação deverá consultar o cronograma para identificar a demanda 
do serviço; 
O responsável pela cotação deverá analisar escopo do serviço conforme o plano 
elaborado; 
O responsável pela cotação deverá elaborar uma liberação para o serviço a ser 
realizado incluindo serviços e peças definidos conforme o planejamento; 
O responsável pela cotação elabora uma autorização para descarte do material 
substituído contendo os itens do Plano de Manutenção; 
O responsável pela cotação deverá emitir uma solicitação de material caso haja algum 
item conforme plano elaborado que não esteja disponível, assim tendo que realizar a compra 
do mesmo. 
5.3 GERENCIAMENTO DO SERVIÇO 
Após conclusão da fase de cotação, o responsável acompanha a execução dos serviços 
defendendo as datas e custos estabelecidos conforme plano; 
Para acompanhamento dos serviços, o responsável deverá; 
 Respeitar os prazos: 
Para serviços de montagem: realizar acompanhamento diário pela passagem de serviço 
e atualizações das planilhas de informações; 
63 
 
Para serviços de manufatura: o responsável deverá fazer reuniões