ARTIGO RISER DE Perfuração

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SIMULAÇÃO NUMÉRICA DO PROCEDIMENTO DE INSTALAÇÃO DE RISER 
FLEXÍVEL CONECTADO A UM MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL 
ATRAVÉS DE MODELOS TRUNCADOS 
 
 
William Steven Mendez Rodriguez 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa 
de Pós-graduação em Engenharia Civil, COPPE, da 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte 
dos requisitos necessários à obtenção do título de 
Mestre em Engenharia Civil. 
 
Orientador (es): Fabrício Nogueira Corrêa 
 Mauro Henrique Alves de Lima Jr 
 
 
Rio de Janeiro 
Dezembro de 2017 
 
iii 
 
 
 
 
Rodriguez, William Steven Mendez 
Simulação Numérica do Procedimento de Instalação 
de Riser Flexível Conectado a um Módulo de Conexão 
Vertical através de Modelos Truncados / William Steven 
Mendez Rodriguez. – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 
2017. 
XIV, 101 p.: il.; 29.7 cm. 
Orientadores: Fabrício Nogueira Corrêa 
 Mauro Henrique Alves de Lima Jr 
Dissertação (mestrado) – UFRJ/COPPE/Programa de 
Engenharia Civil, 2017. 
Referências Bibliográficas: p. 93-98. 
1. Raio de Curvatura de Vértebra. 2. Riser Flexível. 
3. Módulo de Conexão Vertical. 4. Processamento de 
Imagens. 5. Conexão Vertical Direta. I. Corrêa, Fabrício 
Nogueira et al. II. Universidade Federal do Rio de 
Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Civil. III. 
Título. 
 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico este trabalho aos meus pais no céu. 
 
 
v 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
A minha tia Sandra e avós Isabel e Agustina, pelas orações, paciência e 
motivações para continuar na luta. 
Agradeço a Deus por me trazer ao Rio de Janeiro, onde a dor passou, assim o 
sorriso voltou a minha vida. Quase como um milagre, aprendi que se deve continuar além 
dos golpes inexplicáveis que se recebem. Que todo tem um grande propósito na vida, e 
que o sucesso é ir de processo em processo sem perder o entusiasmo. 
Aos meus orientadores Fabrício e Mauro pelo apoio, paciência, orientação, 
recomendações e conselhos dados durante meu projeto de pesquisa. 
A todo o pessoal do LAMCSO (Laboratório de Métodos computacionais e 
sistemas Offshore) pela ajuda recebida durante o desenvolvimento da minha pesquisa. 
À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) 
pelo suporte financeiro. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
William Steven Mendez Rodriguez 
Dezembro de 2017 
 
 
vi 
 
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos 
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.) 
 
SIMULAÇÃO NUMÉRICA DO PROCEDIMENTO DE INSTALAÇÃO DE RISER 
FLEXÍVEL CONECTADO A UM MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL 
ATRAVÉS DE MODELOS TRUNCADOS 
 
 
William Steven Mendez Rodriguez 
Dezembro/2017 
 
 
Orientadores: Fabrício Nogueira Corrêa 
Mauro Henrique Alves de Lima Jr 
 
 
Programa: Engenharia Civil 
 
 O presente trabalho está relacionado as metodologias de análise e projeto de 
instalação de equipamentos do tipo Módulo de Conexão Vertical (MCV), no qual é 
imperativo a utilização de modelos computacionais capazes de representar de forma 
fidedigna o comportamento das estruturas que compõem o sistema de instalação. Nesse 
contexto foi proposta uma nova metodologia de análise para simular o procedimento de 
instalação do MCV através de um modelo truncado, cujo ponto de interrupção está 
localizado sob a linha flexível. Para tal, foram analisados conjuntos de simulações no 
software SITUA-Prosim, com o objetivo de verificar se a nova metodologia leva a um 
ganho computacional significativo, que possa ser utilizada em tempo real em operações 
de instalação Offshore. 
 
vii 
 
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.) 
 
NUMERICAL SIMULATION OF THE FLEXIBLE RISER INSTALLATION 
PROCEDURE CONNECTED TO A MODULE OF VERTICAL CONNECTION 
THROUGH TRUNCATED MODELS 
 
William Steven Mendez Rodriguez 
December/2017 
 
Advisors: Fabrício Nogueira Corrêa 
 Mauro Henrique Alves de Lima Jr 
 
 
Department: Civil Engineering 
 
The present work is related with the analysis methodologies and design of installation 
of Vertical Connection Module (MCV), in which it is imperative the use of computational 
models capable of accurately represent the structures behavior of the installation system. 
In this context, a new methodology was proposed, able to simulate the behavior of the 
structures trough a truncated model, whose breakpoint is located under the flexible line. 
For this purpose, was analyzed a set of simulations in SITUA-Prosim software with the 
tobjective of verify if the new methodology reduces significantly the computational costs, 
that is relevant for the offshore installation operations. 
 
 
viii 
 
ÍNDICE 
1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 1 
1.1 CONTEXTO E MOTIVAÇÃO. .......................................................................................... 1 
1.2 OBJETIVO ..................................................................................................................... 3 
1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ..................................................................................... 4 
2 SISTEMAS DE PRODUÇÃO SUBMARINOS ................................................... 5 
2.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 5 
2.2 EQUIPAMENTOS SUBMARINOS ..................................................................................... 7 
2.2.1 Cabeça de Poço ..................................................................................................................... 7 
2.2.2 Árvore de Natal .................................................................................................................... 9 
2.2.3 Manifold ............................................................................................................................. 13 
2.2.4 PLET, PLEM e ILS ............................................................................................................ 15 
2.3 SISTEMA DE RISERS .................................................................................................... 20 
2.3.1 Riser Flexível ...................................................................................................................... 21 
2.3.2 Riser Rígido ........................................................................................................................ 24 
2.3.3 Riser Híbrido ...................................................................................................................... 25 
2.3.4 Flowline .............................................................................................................................. 26 
2.3.5 Umbilicais ........................................................................................................................... 26 
2.4 –MECANISMOS DE CONTROLE DA CURVATURA ........................................................ 29 
2.4.1 Bend Stiffener ..................................................................................................................... 29 
2.4.2 Restritor de Curvatura (Vértebra) ....................................................................................... 30 
3 INSTALAÇÃO DO MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL ......................... 33 
3.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 33 
3.2 MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL (MCV) ................................................................ 33 
3.3 INSTALAÇÃO DE PRIMEIRA EXTREMIDADE. ............................................................... 353.4 INSTALAÇÃO DE SEGUNDA EXTREMIDADE. ............................................................... 37 
3.5 LANÇAMENTO DE EQUIPAMENTOS ............................................................................ 38 
3.5.1 Sistema de Instalação com Cabo-Guia ............................................................................... 38 
3.5.2 Método de Instalação Lay-Away ........................................................................................ 39 
3.5.3 Método de Instalação Vertical ............................................................................................ 41 
3.5.4 Veículo de Operação Remota (ROV). ................................................................................ 43 
4 CRITÉRIOS DE PROJETO E RETROANÁLISE DE CURVATURA ......... 45 
4.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 45 
4.2 CRITÉRIOS DE PROJETO .............................................................................................. 45 
4.2.1 Critério normativo .............................................................................................................. 45 
 
ix 
 
4.2.2 Outros critérios ................................................................................................................... 45 
4.3 METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO DE CURVATURA DA VÉRTEBRA POR IMAGEM. ....... 47 
4.3.1 Estado da Arte de Monitoração .......................................................................................... 47 
4.3.2 Monitoração com sistema SOIS ......................................................................................... 50 
5 METODOLOGIA PROPOSTA DE RETROANÁLISE UTILIZANDO 
MODELO DE ELEMENTOS FINITOS .................................................................... 53 
5.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 53 
5.2 MODELO COMPLETO .................................................................................................. 54 
5.2.1 Simulação Estática .............................................................................................................. 55 
5.2.2 Simulação Dinâmica ........................................................................................................... 56 
5.2.3 Fluxograma ......................................................................................................................... 57 
5.3 MODELO TRUNCADO ................................................................................................. 58 
5.3.1 Simulação Estática .............................................................................................................. 59 
5.3.2 Simulação Dinâmica ........................................................................................................... 59 
6 ESTUDO DE CASO: MODELO COMPLETO ................................................ 60 
6.1 DESCRIÇÃO DO MODELO ........................................................................................... 60 
6.1.1 Embarcação de Lançamento ............................................................................................... 61 
6.1.2 Dados do Módulo de Conexão Vertical .............................................................................. 63 
6.1.3 Riser .................................................................................................................................... 64 
6.1.4 Vértebra e Conector de Extremidade .................................................................................. 65 
6.1.5 Características da Malha de Elementos Finitos e Parâmetros de Análises ......................... 66 
6.1.6 Carregamento Ambiental .................................................................................................... 68 
6.2 ANÁLISE DOS RESULTADOS ....................................................................................... 68 
6.2.1 Simulação Estática .............................................................................................................. 68 
6.2.2 Simulação Dinâmica ........................................................................................................... 70 
7 ESTUDO DE CASO: MODELOS TRUNCADOS ............................................ 71 
7.1 DESCRIÇÃO DO MODELO ........................................................................................... 71 
7.1.1 Pontos de Truncamento ...................................................................................................... 71 
7.1.2 Condições de Contorno ...................................................................................................... 73 
7.2 ANÁLISE DOS RESULTADOS ....................................................................................... 74 
7.2.1 Simulação Estática .............................................................................................................. 74 
7.2.2 Simulação Dinâmica ........................................................................................................... 77 
7.2.3 Avaliação de Outros Parâmetros ........................................................................................ 82 
8 COMENTÁRIOS FINAIS ................................................................................... 89 
8.1 CONCLUSÕES ............................................................................................................. 89 
8.2 SUGESTÕES DE TRABALHOS FUTUROS. ..................................................................... 92 
 
x 
 
9 BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 93 
ANEXO A ...................................................................................................................... 99 
ANEXO B .................................................................................................................... 100 
 
 
 
xi 
 
Lista de Figuras 
Figura 1 - Comparação entre danos ocorridos durante a operação e instalação (PINHO, 2009). ................. 1 
Figura 2 – Panorama do Sistema de Instalação de linhas Flexíveis ............................................................. 2 
Figura 3 - Sistema de Produção Submarino (BETTERIDGE, 2007) ........................................................... 6 
Figura 4 – Sistema de Cabeça de Poço (BAI e BAI, 2005) .......................................................................... 7 
Figura 5 Árvore de Natal Molhada com Sistema de Conexão Vertical (LOPES, 2005) .............................. 9 
Figura 6 - ANM horizontal e ANM vertical (JUNIOR, 2008) .................................................................. 11 
Figura 7 – ANM Vertical, adaptado de (ONESUBSEA) ........................................................................... 12 
Figura 8 – ANM Horizontal, adaptado de (ONESUBSEA) ....................................................................... 12 
Figura 9 - Subsea Manifold (TREXEC) ..................................................................................................... 13 
Figura 10 - Manifold tipo Cluster (GE OIL & GAS) ................................................................................. 14 
Figura 11 - PLET com MCV (WEBNORDESTE, 2017) ........................................................................... 15 
Figura 12 - Sequência de lançamento de um PLET (HUANG, JI e URIBE, 2009) ................................... 16 
Figura 13 - Esquema de um PLEM adaptado de (AHMAD, 2011) ............................................................ 17 
Figura 14 - PLEM incorporando um PIG (COLLINS, MORVAN e WHELAN, 2015) ............................ 18 
Figura 15 - In-line SLED (KOPP, LIGHT, et al., 2004) ............................................................................ 18 
Figura 16 - Lançamento de ILS (HUANG, JI e URIBE, 2009)................................................................. 19 
Figura 17 - Sistema de Risers (FERGESTAD e LOTVEIT, 2014). ........................................................... 20 
Figura 18 - Seção transversal de riser flexível não-aderente (CLEVELARIO, 2012) ............................... 22 
Figura 19 - Configuração de Riser Flexível (TECHNIP, 2011) ................................................................. 23 
Figura 20 – Riser rígido com flutuadores (ALMEIDA, 2010) ................................................................... 24 
Figura 21 – Riser Hibrido HRT (ABS, 2017) ............................................................................................. 25 
Figura 22 – Tipo de flowlines (DA SILVA, 2006). .................................................................................... 26 
Figura 23 – Umbilical integrado (MFX) .................................................................................................... 27 
Figura 24 - Sistemas de Controle de Arranjos Submarinos ........................................................................ 28 
Figura 25 – Enrijecedor à flexão (BMP ENGINEERING) ........................................................................ 29 
Figura 26 – Instalação de vértebra em linha flexível (RODRIGUES, 2016)............................................. 30 
Figura 27 – Tipos de vértebras (ABCOSUBSEA) ..................................................................................... 31 
Figura 28 – Restritor de Curvatura / Vértebra (BALMORAL-GROUP) ................................................... 31 
Figura 29 – MCV com formato funnel-up e funnel-down (LOPES, 2005) ................................................ 34 
Figura 30 - Verticalização do MCV (JAEYOUNG LEE, 2008) .............................................................. 35 
Figura 31 – Aproximação do MCV ao hub do equipamento (JAEYOUNG LEE, 2008) .......................... 36 
Figura 32 - MCV conectado no hub do manifold (JAEYOUNG LEE, 2008) .......................................... 36 
Figura 33 – CVD em 2ª Extremidade (THORLEY, 2015) ......................................................................... 37 
Figura 34 - CVD em 2ª Extremidade adaptado de (RODRIGUES, 2016) ................................................. 38 
Figura 35 – Sistema de instalação com cabo-guia (RAMALHO, 2008) .................................................... 39 
Figura 36 – Método de instalação Lay-Away (RAMALHO, 2008) ........................................................... 40 
Figura 37 – Instalação com Cabo (RAMALHO, 2008) .............................................................................. 41 
 
xii 
 
Figura 38 - Instalação com Coluna (RAMALHO, 2008) ........................................................................... 42 
Figura 39 – Sistema de ROV, adaptado de (BAI e BAI, 2010) .................................................................. 43 
Figura 40 – Exemplo de imagens capturadas por ROV (MACHADO, 2016) ............................................ 47 
Figura 41 – LRM no software “CAD” adaptado de (MACHADO, 2016) ................................................. 48 
Figura 42 - LCR no software ...................................................................................................................... 48 
Figura 43 –Traço de linha de referência sobre a vértebra ........................................................................... 49 
Figura 44 – Marcas reflexivas ao longo da linha (SANTOS, VARDARO, et al., 2015) ........................... 50 
Figura 45 – Processo de reconstrução 3D do sistema SOIS ....................................................................... 51 
Figura 46 – Estimativa da curvatura da linha flexível ao longo do lançamento (SANTOS, VARDARO, et 
al., 2015) ........................................................................................................................................... 52 
Figura 47 – Modelo completo de linha flexível com vértebra e MCV adaptado de (LOPES, 2005) ......... 54 
Figura 48 – Equilibrio Estático do Sistema ................................................................................................ 56 
Figura 49 – Fluxograma de Análise ........................................................................................................... 57 
Figura 50 – Modelo completo de linha flexível com vértebra e MCV adaptado de (LOPES, 2005) ......... 60 
Figura 51 – Dimensões da embarcação ...................................................................................................... 61 
Figura 52 – Módulo de Conexão Vertical (SITUA-Prosim) ...................................................................... 63 
Figura 53 – Conector de extremidade (LAMEF, 2014) .............................................................................. 66 
Figura 54 – Configuração dos pontos de Truncamento (PT). ..................................................................... 72 
Figura 55 – Modelo I .................................................................................................................................. 73 
Figura 56 – Modelo II ................................................................................................................................ 73 
Figura 57 – Configuração deformada do Equilíbrio Individual (Modelo I) para todos os PTs .................. 75 
Figura 58 – Configuração deformada do Equilíbrio Estático (Modelo I) para todos os PTs ...................... 75 
Figura 59 – Configuração deformada considerando o Equilíbrio Individual (Modelo II) .......................... 76 
Figura 60 – Configuração deformada considerando o Equilíbrio Estático (Modelo II) ............................. 76 
Figura 61 – Envoltória de Força Axial (Modelo I) ..................................................................................... 78 
Figura 62 - Envoltória de Momento Fletor (Modelo I) .............................................................................. 78 
Figura 63 - Envoltória de Raio de Curvatura (Modelo I). .......................................................................... 79 
Figura 64 - Envoltória de Força (Modelo II). ............................................................................................. 80 
Figura 65 - Envoltória de Momento (Modelo II). ....................................................................................... 81 
Figura 66 - Envoltória de Raio de Curvatura (Modelo II) .......................................................................... 81 
Figura 67 – Curva de Distorção vs Raio de Curvatura. .............................................................................. 83 
Figura 68 – Relação entre Erro na Força Fx e Tempo Computacional (Modelo I). ................................... 87 
Figura 69 – Relação entre Erro na Força Fx e Tempo Computacional (Modelo II). .................................. 88 
 
 
 
xiii 
 
Lista de Tabelas 
Tabela 1 - Posição do centro de movimento ............................................................................................... 61 
Tabela 2 – Características geométricas da embarcação .............................................................................. 62 
Tabela 3 – Posição do VLS na embarcação ................................................................................................ 62 
Tabela 4 – Pontos de conexão à embarcação .............................................................................................. 62 
Tabela 5 – Características do MCV ............................................................................................................ 63 
Tabela 6 – Propriedades do riser flexível de 4” .......................................................................................... 64 
Tabela 7 – Propriedades da vértebra e conector .........................................................................................65 
Tabela 8 – Característica da Malha de Elementos Finitos do conjunto Riser-Vértebra-Conector .............. 67 
Tabela 9 – Características da Malha de Elementos Finitos do Cabo .......................................................... 67 
Tabela 10 – Casos de carregamentos ambientais........................................................................................ 68 
Tabela 11 – Comprimentos do Cabo e Riser .............................................................................................. 69 
Tabela 12 – Deslocamentos do MCV após Equilíbrio ............................................................................... 69 
Tabela 13 – Raio mínimo de Curvatura – Análise Estática ........................................................................ 69 
Tabela 14 - Raio de Curvatura Mínimo – Análise Dinâmica ..................................................................... 70 
Tabela 15 – Dados dos pontos de truncamento .......................................................................................... 72 
Tabela 16 – Restrições nodais do modelo I ................................................................................................ 73 
Tabela 17 – Restrições nodais do modelo II ............................................................................................... 74 
Tabela 18 – Distorção vs Raio de Curvatura do Modelo II. ....................................................................... 82 
Tabela 19 – Resumo da execução para o Modelo Completo ...................................................................... 84 
Tabela 20 - Resumo da execução para o PT-A. .......................................................................................... 84 
Tabela 21 - Resumo da execução para o PT-B. .......................................................................................... 85 
Tabela 22 - Resumo da execução para o PT-C. .......................................................................................... 85 
Tabela 23 - Resumo da execução para o PT-D. .......................................................................................... 86 
Tabela 24 - Resumo da execução para o PT-E. .......................................................................................... 86 
 
 
 
xiv 
 
Lista de Abreviaturas e Símbolos 
 
β Ângulo de Curvatura do Modelo I. ���� Ângulo de Curvatura do Modelo II. 
CVD Conexão Vertical Direta. 
EE Equilíbrio Estático. 
EI Equilíbrio Individual. 
FxC Força Axial do Modelo Completo. 
FxMPT Força Axial do PT para cada modelo de estudo. 
Hs Altura significativa de Onda. 
LCR Linha de Comprimento Real do MCV. 
LRM Linha representativa do Modelo (Riser-Vertebra-MCV). 
MCV Modulo de Conexão Vertical 
PLSV Pipe Laying Support Vessel (Embarcação de lançamento de dutos). 
PT Ponto de Truncamento. 
RAO Response Amplitude Operator (Operador de amplitude de Resposta). 
RCmin Raio Mínimo de Curvatura. 
Tp Período de Pico. 
TMS Tether Management System (Sistema de Gestão de Amarra). 
UEP Unidade Estacionaria de Produção. 
 
 
1 
 
1 Introdução 
1.1 Contexto e Motivação. 
A demanda por petróleo e gás continua crescendo, impulsionada principalmente 
pelo aumento do consumo da população no mundo. Ao mesmo tempo, a produção de óleo 
e gás será reduzida nos próximos anos nos campos existentes em águas rasas. Esses fatos 
indicam que haverá grande necessidade de novas descobertas em águas profundas e ultra 
profundas por um longo período, o que significará um aumento considerável na 
complexidade dos processos e dos métodos de instalação de linhas flexíveis nos campos. 
Uma das etapas de instalação necessária para a ativação de um sistema de 
produção de petróleo offshore é a conexão da extremidade da linha de produção à cabeça 
do poço submarino, através de um equipamento chamado MCV (Módulo de Conexão 
Vertical). Nesta etapa, aspectos econômicos e ambientais podem ser afetados, uma vez 
que a instalação da linha é propensa a atrasos. Nesse contexto, a Figura 1, ilustra a 
comparação percentual da ocorrência de danos em linhas flexíveis durante as fases de 
instalação e operação, onde destaca-se que, a maioria dos danos ocorrem na instalação da 
linha. 
 
Figura 1 - Comparação entre danos ocorridos durante a operação e instalação 
(PINHO, 2009). 
O procedimento de descida do equipamento MCV consiste em descer o módulo 
de conexão vertical através do pagamento do cabo de aço e do riser/umbilical 
 
2 
 
simultaneamente, o que deve ser feito de forma cautelosa, com a verificação constante do 
equipamento e das linhas flexíveis (Figura 2), de forma a garantir que o raio mínimo de 
curvatura para o qual foi projetado a linha não seja atingido, podendo gerar danos. Na 
atualidade, esta operação é monitorada por ROVs e o processamento das informações e 
imagens registradas por estes robôs submarinos têm se tornado cada vez mais importante 
no acompanhamento e/ou fiscalização destas operações. 
 
Figura 2 – Panorama do Sistema de Instalação de linhas Flexíveis 
Cabe mencionar que o processo de instalação das linhas flexíveis demanda 
experiência dos engenheiros para evitar danos aos equipamentos submarinos. Muitas 
vezes, é necessário interromper por um período o procedimento de instalação, de modo 
que, informações obtidas por ROV possam ser avaliadas minuciosamente a bordo do 
barco de instalação para que novas ações, seja de pagamento ou recolhimento de linha, 
possam ser aplicadas para a finalização segura do procedimento de instalação. Esta tarefa 
demanda muito tempo, e as dificuldades aumentam proporcionalmente quanto maior a 
lâmina d’água, devido à baixa visibilidade, à distorção das imagens captadas, bem como 
a dificuldade de manter o ROV em uma posição fixa. 
Neste cenário, se faz imprescindível desenvolver novas ferramentas que auxiliem 
o engenheiro no procedimento de instalação 
 
3 
 
1.2 Objetivo 
O objetivo principal consiste em definir uma metodologia de retroanálise do 
processo de lançamento de linhas flexíveis conectadas a módulos de conexão vertical 
(MCV) baseado em modelos numéricos de elementos finitos. 
Pretende-se avaliar se existe a possibilidade de monitorar em tempo real a 
instalação destes sistemas (linhas + MCV) a partir de modelos numéricos de elementos 
finitos, onde serão consideradas, dentre outras condições, as séries de movimento 
medidas na embarcação de lançamento e/ou na região próxima à vértebra, com base em 
dados registrados por ROV. No primeiro caso, é necessário a modelagem completa da 
linha flexível, enquanto no segundo, pode-se fazer uso de modelos truncados que 
represente apenas a configuração final da instalação, nas proximidades do MCV - 
Vértebra (região de maior curvatura). 
Neste contexto, serão estudados diferentes pontos de monitoração com o intuito de 
avaliar se as respostas dos modelos truncados são capazes de representar o mesmo 
comportamento do modelo completo. Além disso, será verificado o custo computacional 
do modelo truncado em relação ao modelo completo. 
 
 
4 
 
1.3 Estrutura da dissertação 
Inicialmente, o capitulo 2 apresenta uma descrição dos equipamentos submarinos 
utilizados para a exploração de petróleo offshore. 
Apresenta-se no capítulo 3, os conceitos básicos sobre sistemas de conexão vertical 
direta e alguns equipamentos importantes nos processos de lançamento e instalação de 
linhas flexíveis em águas profundas e ultra profundas. 
No capítulo 4 serão descritos os critérios de projeto considerados nesta dissertação 
e suas respectivas particularidades. Além disso, será abordada uma metodologia de 
cálculo do raio de curvatura mínimo nos lançamentos de linhas flexíveis, a qual vem 
sendo utilizada na indústria offshore. Do mesmo modo, é apresentado um sistema de 
avaliação do raio de curvatura da vértebra por imagem em tempo real. 
No capítulo 5 será desenvolvido um dos objetivosda presente dissertação, sendo 
proposta a metodologia de retroanálise utilizando o método de elementos finitos. Na 
seção 5.2, descreve-se o primeiro modelo, no qual são feitas análises estáticas e dinâmicas 
para avaliar o comportamento do sistema acoplado à embarcação durante o lançamento 
de uma linha flexível conectada a um módulo de conexão vertical. Na seção 5.3 apresenta-
se a metodologia empregada para a construção do modelo truncado, a partir do modelo 
descrito inicialmente. Neste contexto, análises estáticas e dinâmicas são feitas com o 
intuito de avaliar o comportamento entre os dois modelos. 
No capítulo 6, são expostos os resultados das análises do sistema completo 
apresentado na seção 5.2, com suas devidas considerações. 
O estudo de caso é descrito no capítulo 7, em que um sistema de lançamento de 
riser flexível representativo da realidade é analisado conforme a metodologia proposta na 
seção 5.3. 
No capítulo 8 apontam-se as conclusões finais do estudo com base nos resultados 
obtidos e sugestões para trabalhos futuros. 
Por fim, no capítulo 9 é apresentada a bibliografia utilizada neste trabalho. 
 
5 
 
2 Sistemas de Produção Submarinos 
2.1 Introdução 
A indústria offshore teve seu nascimento entre os anos 1930 e 1950 na Venezuela 
e no Golfo do México, respectivamente. Desde o início dos anos 50, as companhias norte 
americanas de petróleo que atuavam no Golfo do México desenvolviam tecnologia para 
exploração offshore. A partir de então, a exploração começou a se expandir para o Mar 
do Norte que, a partir da década de 70, passou a rivalizar com o Golfo do México em 
ordem de importância para o volume de investimentos, formando os primeiros grupos de 
empresas na segmentação offshore, entre elas a Shell, Exxon, Texaco e AGIP (NETO e 
COSTA, 2007). 
O desenvolvimento da produção offshore no Brasil, chegou em 1953, com a criação 
da Petrobras, a qual aprimorou as pesquisas em tecnologia para perfurações em águas 
rasas, mediante o uso de plataformas fixas. Tal desenvolvimento foi fundamental 
culminando na primeira descoberta de petróleo no mar, no campo de Guaricema em 
Sergipe, numa lamina d’água de 30 metros. Já o primeiro marco de exploração em águas 
profundas foi no campo de Garoupa em 1974, numa profundidade de 115 metros. 
Com a redução das reservas em águas rasas e, as descobertas de campos de petróleo 
em águas cada vez mais profundas, tornou-se necessária a adequação de todos os 
processos e equipamentos envolvidos, para impulsionar esta nova fase da exploração 
offshore. Devido a isto, surgiu o sistema de produção submarino, o qual levaria a cabo 
todas as funções de completação de poço de forma antecipada, onde a maioria dos 
equipamentos de controle, outrora sob a plataforma, passariam a posicionar-se dentro da 
água. 
A exploração em lâminas d’água mais profundas estabeleceu que mais poços 
fossem completados através de equipamentos de controle alocados no fundo do mar, 
permitindo que os fluidos produzidos fossem enviados para uma instalação de 
processamento por meio de um sistema de produção offshore. 
Os sistemas de produção são responsáveis pela interface entre os poços submarinos 
e a unidade estacionária de produção (UEP) e apresentam as seguintes funções: 
 
6 
 
 Produção: Levar óleo e gás do poço para a UEP. 
 Proteção: Diminuir o impacto nas válvulas e equipamentos que bloqueiam o fluxo. 
 Injeção: Transportar gás ou água para o reservatório. 
 
 
Figura 3 - Sistema de Produção Submarino (BETTERIDGE, 2007) 
A arquitetura dos sistemas de produção submarinos, ilustrados na Figura 3, são 
geralmente compostos pela união de equipamentos submarinos, interligações submarinas, 
linhas de fluxo, assim como acessórios de operação e controle, os quais permitem o 
escoamento dos fluidos. 
Os elementos de um sistema submarino podem ser configurados de muitas formas, 
de acordo com os requerimentos específicos do campo e as estratégias da operação do 
mesmo. Entre as configurações mais comuns que existem estão os poços satélites, dois 
ou mais poços encadeados compartilhando um flowline em comum, dois ou mais poços 
conectados individualmente a um manifold tipo cluster, e muitos poços conectados 
diretamente a um manifold tipo template. 
 
7 
 
2.2 Equipamentos Submarinos 
Os equipamentos submarinos são fundamentais na produção de petróleo e gás nos 
sistemas offshore, pois viabilizam o controle, conexão e distribuição da produção para 
outras estruturas submarinas. 
2.2.1 Cabeça de Poço 
As cabeças de poço atuam como a principal barreira de pressão para um poço 
submarino, caracterizam-se por interligar o poço com a árvore de natal, fornecendo uma 
interface segura de suporte e vedação para os revestimentos e tubulações durante as 
operações de produção, além de, prover suporte para o Blow Out Preventer (BOP) durante 
as operações de perfuração, por conseguinte, tornam-se muito importante na segurança 
dos campos offshore. 
 
Figura 4 – Sistema de Cabeça de Poço (BAI e BAI, 2005) 
Segundo (API, 2015), os sistemas de cabeça de poço incorporam perfis internos 
para suportar os revestimentos (Casing Strings), além disso, integram facilidades de 
orientação, suporte mecânico e conexão dos sistemas utilizados para perfurar e completar 
um poço. 
Um sistema típico de cabeça de poço é constituído principalmente pelos seguintes 
componentes (vide Figura 4): 
 
8 
 
 Base guia temporária (TBG): conhecida como a base de perfuração, fornece um 
ponto de referência controlado para a elevação da cabeça do poço, atuando como 
um suporte nas operações de perfuração. 
 Base guia permanente (PGB): conhecida como a base de fluxo ou base de 
produção, contendo instalações para orientar os equipamentos de perfuração e 
completação como BOP e árvore de produção. 
 Cabeça de alojamento de alta pressão (Wellhead Housing): possui perfis internos 
os quais suportam os anéis de revestimento e tubulações, e permitem a fixação de 
equipamentos como BOP e árvores. 
 Alojamento de baixa pressão (Conductor Housing): constitui o ponto inicial para 
a ancoragem ao fundo do mar, incorporando um ombro interno para o alojamento 
de alta pressão, além de instalações externas que permitem a fixação do PGB. 
 Tampa de abandono temporária (TAC): Necessária para vedar o poço depois de 
finalizadas as operações de completação, fornecendo intervalos de tempos para 
abandonos temporários do poço. 
 Suspensor da coluna de revestimento (Casing Hanger): Equipamento conectado 
na parte superior de uma coluna de revestimento ou de produção com a finalidade 
de suportar seu peso, transferindo-o para a cabeça de poço. 
Existem dois tipos de cabeças de poço, os quais diferenciam-se pela lâmina de água 
e o tipo de plataforma: 
 Subsea: Caracteriza-se por ter uma estrutura simples, com poucos anéis de 
revestimento, geralmente é usada em operações de plataformas flutuantes que 
contemplem uma lâmina d’água de profundidade considerável. 
 Mudline: Caracteriza-se por ter uma estrutura mais complexa, com múltiplos 
revestimentos. Inicialmente foi usada em operações de plataformas fixas que 
comtemplavam lâminas d’água pouca profundas; hoje em dia estão sendo usadas 
em operações com TLPs (Tension Leg Platforms) devido ao fato de serem 
estruturas apoiadas no fundo do mar, submetidas, portanto à tração vertical. 
 
 
9 
 
2.2.2 Árvore de Natal 
A árvore de natal é um equipamento instalado sobre a cabeça do poço, composta 
principalmente por conectores e válvulas operadas remotamente, que apresentam a 
função de controle dos fluxos de óleo, gás e água extraídos ou injetados nos poços. É 
projetada para suportar tanto as altas pressões hidrostáticas e baixas temperaturas do 
ambiente marinho, quanto as elevadas pressões e temperaturas do poço. 
 
Figura 5 Árvore de Natal Molhada com Sistema de Conexão Vertical (LOPES, 2005) 
Conforme a configuração ou completaçãode um poço, as árvores podem ser do 
tipo seca ou molhada (ANM). A seca é quando a instalação da estrutura é feita no topo 
do riser na plataforma, e a molhada (Figura 5) quando é instalada no fundo do mar, sobre 
a cabeça do poço. Em profundidades de até 300 metros a instalação da ANM pode ser 
feita por mergulhadores, já em águas profundas e ultra profundas é necessário a utilização 
de um veículo submarino operado remotamente (ROV). 
Os principais componentes na estrutura de uma árvore de natal são: 
 Base adaptadora de produção (BAP); permite a orientação da ANM na cabeça do 
poço, além de alojar o suspensor de coluna e, suportar as linhas de fluxo. 
 Suspensor de coluna de produção e ou injeção (Tubing Hanger); suporta o peso 
da coluna de produção, outorga vedação ao anular da árvore situado entre o 
revestimento e a coluna. Além disto, permite o monitoramento da temperatura e 
pressão de fundo, assim como, o controle da válvula de segurança de superfície. 
 Módulo de conexão vertical (MCV); permite a conexão entre a linha flexível com 
a ANM, facilitando a logística operacional das embarcações de lançamento. 
 
10 
 
 Corpo da árvore propriamente dita, conformada por um conjunto de válvulas de 
bloqueio hidráulicas ou remotas, as quais são apresentadas a seguir: 
 
 Válvula Mestra de Produção (PMV): sua função é abrir o fechar o 
diâmetro principal de contenção dos fluxos. 
 Válvula lateral de Produção (PWV): controla o fluxo na linha de produção. 
 Válvula mestre do anular (AMV): fecha ou abre o furo anular. 
 Válvula lateral de acesso ao anular (AWV): fornece monitoramento, além 
de alívio da pressão entre o suspensor de coluna e a tampa da árvore. 
 Válvula de Isolação da produção (Swab): isola a produção entre o poço e 
a linha de fluxo, facilitando as operações dentro da ANM. 
 Válvula Crossover (XOV): permite a interligação entre a coluna de 
produção e o espaço anular, os quais normalmente estão asilados. 
Importante nas operações de limpeza das linhas, permitindo a passagem 
dos PIGs. 
 Capa da árvore (Tree Cap): sua função é certamente de proteção, já que possui 
uma cobertura superior que atua como barreira contra os agentes marinhos, tipo 
corrosão, detritos, ou objetos que podem cair acidentalmente das embarcações. É 
responsável por facilitar a interligação poço-embarcação, quando se faz necessária 
uma intervenção na ANM. 
 
 
11 
 
Tipos de árvores de Natal Molhadas (ANM). 
As árvores de natal molhadas podem ser classificadas quanto à disposição das 
válvulas em verticais (Dual Bore Tree) ou horizontais. 
 
Figura 6 - ANM horizontal e ANM vertical (JUNIOR, 2008) 
De acordo com (BAI e BAI, 2005) existem dois fatores decisivos na escolha do 
tipo de ANM: custo e peso/dimensões. O custo de uma ANMH é muito superior ao de 
uma ANMV, por conseguinte, a primeira tende a ser utilizada apenas nos casos em que 
as intervenções no poço são frequentes, devido às facilidades operacionais. Por outro 
lado, limitações de carga e movimentação dos equipamentos podem inviabilizar o uso das 
verticais, dado que são maiores e mais pesadas que as horizontais. 
Árvore de Natal Molhada Vertical (ANMV) 
A árvore de natal molhada é vertical quando as válvulas são configuradas 
verticalmente, acima do suspensor de coluna (Figura 6), ou seja, as válvulas são alinhadas 
dentro do corpo da árvore, no furo de produção. Isto em parte é uma desvantagem quando 
comparada às ANMH, uma vez que em operações de reparo e manutenção dos poços é 
necessário a retirada da árvore para ter acesso ao espaço anular. 
Na Figura 7 é apresentada uma árvore de natal molhada vertical (ANMV). Este 
tipo de árvores é mais frequente em reservatórios simples, ou quando a frequência de 
recuperação do tubing por workover é baixa. 
 
12 
 
 
Figura 7 – ANM Vertical, adaptado de (ONESUBSEA) 
Árvore de Natal Molhada Horizontal (ANMH) 
Uma árvore de natal molhada é horizontal quando o tubing hanger é instalado 
dentro da cabeça de poço, ou seja, em baixo da árvore, desta forma o fluido da produção 
passa do suspensor da coluna para a linha de produção (flowline), através das válvulas 
montadas horizontalmente. 
 
Figura 8 – ANM Horizontal, adaptado de (ONESUBSEA) 
As ANMH caracterizam-se por fazerem uso da BAP, uma vez que o suspensor de 
coluna desvia o fluxo de produção para a lateral, possibilitando a retirada da coluna sem 
necessidade de retirar o corpo da árvore. Uma grande vantagem é que o tamanho do corpo 
da árvore é reduzido, assim como o peso dos equipamentos (bloco de válvulas eliminado), 
o que leva a uma redução de custos de fabricação, no entanto, os custos de substituição 
comparados com as ANMV são muito altos. 
 
13 
 
2.2.3 Manifold 
Os manifolds (Figura 9) são parte integrante de muitos arranjos submarinos, e 
caracterizam-se principalmente por controlar a passagem da produção, recebendo o óleo 
das árvores de natal e agrupando-o em um mesmo coletor, antes de direcioná-lo através 
de uma linha de produção para a plataforma. 
Este equipamento rígido é instalado no solo marinho, sendo responsável pela 
otimização do arranjo submarino e pelo aumento considerável na produtividade de 
unidades de produção, já que permite a diminuição do número de linhas e o consequente 
aumento da capacidade de controle, produção ou injeção em cada uma das linhas a ele 
conectada (LAI, 2009). 
 
Figura 9 - Subsea Manifold (TREXEC) 
As estruturas dos manifolds podem variar bastante dependendo principalmente do 
tipo de tarefas a executar, entretanto apresentam os mesmos equipamentos: tubulações 
(coleta, injeção, teste e exportação), medidores de fluxo, diferentes tipos de válvulas 
(controle de escoamento e bloqueio), sistemas de monitoramento, controle e interconexão 
com os sistemas de produção na superfície. 
Segundo (BAI e BAI, 2005) algumas das funções e propósitos dos manifolds 
submarinos podem ser resumidos da seguinte forma: 
 Fornecer uma interface entre o duto de produção e o poço. 
 Coletar os fluidos produzidos a partir de poços submarinos individuais. 
 Distribuir os fluidos de produção, injetar gás e injetar produtos químicos e fluidos 
de controle. 
 Distribuir sistemas elétricos e hidráulicos. 
 Suportar os hubs dos pipelines e umbilicais. 
 
14 
 
 Fornecer pontos de elevação para o sistema de coleta durante a instalação e 
recuperação. 
 Fornece uma plataforma de suporte para as intervenções remotas durante as 
operações dos ROVs. 
De forma mais objetiva e simplificada, as funções de produção de óleo e injeção de 
água e gás-lift, podem estar contidas num mesmo equipamento, onde são agrupados os 
fluidos dos poços, são otimizadas as linhas conectadas à plataforma, por conseguinte, são 
reduzidos os comprimentos de dutos, trazendo certas vantagens no âmbito econômico 
(menos custos de investimento), e no âmbito técnico (mais espaço na plataforma e menor 
peso dos risers a suportar). 
 
Figura 10 - Manifold tipo Cluster (GE OIL & GAS) 
Basicamente, existem três tipos de configuração de manifolds (KIRKLAND, 1996), 
que podem ser construídos em função do tamanho do campo, especificações do projeto e 
parâmetros do reservatório. O manifold tipo cluster (Figura 10) destaca-se pelo fato de ter 
componentes em sua estrutura que permitem uma maior independência dos sistemas de 
poço. Os poços são situados em torno da estrutura e são conectados através de jumpers. 
Isso permite um caminho de vazamento de potencial extra para cada poço, posto que, os 
poços podem ser perfurados antes ou durante a instalação da estrutura. Os manifolds tipo 
modular são semelhantes ao tipo cluster, não obstante, caracterizam-se por ter maior 
flexibilidade, pois possuem partes removíveis em sua estrutura que facilitam a 
interligação de poços no sistema de produção. Já o manifold tipo template é uma estrutura 
muito maior, devido em parte por estar composta do sistema TFL(Through Flowlines) 
que recebe diretamente as cabeças de poços direcionais, permitindo que os poços sejam 
conectados à estrutura do manifold, centralizando os processos. 
 
15 
 
No momento da expansão de um campo, o manifold permite isolar os poços 
existentes enquanto são perfurados os novos poços, além de possibilitar o reparo ou 
intervenção de outras estruturas quando o fluxo do sistema é redirecionado. 
2.2.4 PLET, PLEM e ILS 
PLET (Pipeline End Termination) 
Os PLETs caracterizam-se por ser equipamentos que facilitam a instalação das 
linhas submarinhas, flexibilizando a logística de lançamento, reduzindo as cargas nas 
embarcações. Neste contexto, na Figura 11, é apresentado um PLET com mandril 
conectado a um MCV, o qual serve como ponto de conexão futura para um jumper ou 
duto flexível. 
 
Figura 11 - PLET com MCV (WEBNORDESTE, 2017) 
Geralmente os PLETs são compostos por um sistema de varandas (mudmat) e por 
um garfo de instalação. O quadro da estrutura ou corpo do PLET é o responsável por 
suportar as tubulações e alguns componentes como hub, válvulas, e painéis de interface 
com o ROV; as varandas são as responsáveis pela estabilidade do PLET no leito marinho; 
o garfo estabiliza o PLET durante a descida e garante que a sua movimentação ao longo 
do lançamento esteja dentro das tolerâncias permissíveis de instalação. 
A Figura 12 ilustra uma sequência de lançamento de um PLET conectado a um 
flowline, cujo lançamento é feito através de uma rampa na embarcação e apoiado por um 
cabo (A&R) de abandono e recuperação. No começo da descida, o PLET é levantado pelo 
guindaste principal da grua, até alcançar uma posição vertical, a qual é necessária para 
que o ângulo de lançamento do PLET não ultrapasse o raio mínimo de curvatura do 
flowline instalado na sua extremidade (HUANG, JI e URIBE, 2009). 
 
16 
 
 
 
Figura 12 - Sequência de lançamento de um PLET (HUANG, JI e URIBE, 2009) 
Na Figura 12(a) observa-se como o guincho (whipline) da grua de lançamento é 
conectado na brida do PLET, por conseguinte, desde a Figura 12(b) até a Figura 12(f) 
ilustra-se o processo no qual o PLET alcançará uma posição horizontal à medida em que 
o mesmo está descendo. Uma vez atingida esta posição, na Figura 12(g) o sistema de 
varandas (mudmat) é aberto e preparado para a aterragem no leito marinho. Na Figura 
12(h) o PLET pousa na sua posição final, nesta etapa são feitos os testes de inclinação e 
posição. Finalmente o cabo A&R é desconectado e posteriormente recuperado. 
 
 
17 
 
PLEM (Pipeline End Manifold) 
O PLEM é um equipamento que permite a simplificação de um arranjo submarino, 
uma vez que coleta e divide o fluxo produzido em múltiplas rotas, facilitando a otimização 
da produção, por conseguinte, a redução de custos. 
Em campos pequenos, os PLEMs são instalados diretamente na extremidade dos 
dutos de produção, onde sua função é juntar duas ou mais tubulações procedentes de 
outras estruturas submarinas ou de poços satélites. Em algumas ocasiões são utilizados 
para interligar linhas de exportação de óleo ou gás a uma mono-bóia ou planta onshore. 
 
Figura 13 - Esquema de um PLEM adaptado de (AHMAD, 2011) 
Uma das vantagens dos PLEMs, é permitir uma ampla flexibilidade operacional 
nos campos, os quais podem ser empregados na interconexão entre novos equipamentos 
submarinos e um arranjo submarino existente. Na Figura 13 ilustra-se um PLEM 
projetado para asilar poços permitindo efetuar futuras operações, tanto de reparação como 
de expansão. Quando é necessária uma intervenção em um ou dois poços existentes, o 
PLEM permite redirecionar o fluxo sem necessidade de deter as operações de produção. 
Na Figura 14 observa-se como um PLEM pode desempenhar um papel muito 
importante na limpeza e monitoração das tubulações, posto que, permite a incorporação 
de válvulas direcionais, as quais possibilitam a adaptação dos PIGs (Pipeline Instrument 
Gauge). 
 
18 
 
 
Figura 14 - PLEM incorporando um PIG (COLLINS, MORVAN e WHELAN, 2015) 
A base destes equipamentos (PLET, PLEM, SLED), além de seu próprio peso, deve 
suportar as cargas provenientes das linhas e as cargas de instalação das futuras conexões. 
Desta forma, existe uma grande variedade de combinações de ações para os cálculos das 
fundações destes equipamentos, já que são submetidos aos mais variados tipos de 
carregamentos, podem possuir duas ou mais saídas, podem ser instalados em solos 
arenosos, siltosos ou argilosos, além de sofrerem com as diferentes inclinações do leito 
oceânico (SCHMID, 2009). 
ILS (In-Line SLED) 
Os sistemas em linha (In-line SLED) surgiram como uma alternativa para evitar a 
instalação de PLEMs no meio das tubulações, favorecendo em grande parte o ganho de 
tempo e custos na logística de uma futura expansão de um campo. 
 
Figura 15 - In-line SLED (KOPP, LIGHT, et al., 2004) 
Na Figura 15, pode-se observar um ILS composto por tubulações em cada uma 
das suas extremidades, válvulas e painéis de interface com o ROV, assim com um hub 
 
19 
 
que serve como ponto de conexão para o jumper, quando fosse necessário conectar um 
novo poço perto do mesmo. Os ILSs variam em complexidade de um único hub com 
válvula de isolamento manual, para múltiplos hubs com válvulas de alivio e injeção 
química, assim como facilidades que permitem o lançamento de PIGs. 
De acordo com o tipo de tubulação presente no arranjo submarino, os ILS podem 
ser facilmente instalados e acoplados dentro da arquitetura do mesmo, uma vez que as 
tubulações em cada uma das suas extremidades permitem a soldagem na tubulação 
existente. 
 
Figura 16 - Lançamento de ILS (HUANG, JI e URIBE, 2009) 
Na Figura 16(a) observa-se o ILS com dois flowlines nas suas extremidades, 
disposto na mesa de trabalho do navio de lançamento, a Figura 16(b) ilustra a descida da 
estrutura, na Figura 16(c) o sistema de varandas (Mudmat) do ILS é aberto e preparado 
para a aterragem no leito marinho. Na Figura 16(d) o ILS pousa na sua posição final, 
nesta etapa são feitos os testes de inclinação e posição. 
 
20 
 
2.3 Sistema de Risers 
Este sistema basicamente é responsável por interligar os diversos tipos de sistemas 
flutuantes com os arranjos submarinos, sendo fundamental na exploração e produção de 
petróleo. Os sistemas de risers (Figura 17), caracterizam-se por apresentar um trecho 
suspenso sujeito a diversos tipos de carregamentos e esforços. 
As diferentes cargas atuantes nas tubulações submarinas são classificadas em: 
cargas funcionais (pressão interna e externa, forças térmicas, peso do duto e forças 
residuais e de lançamento), cargas ambientais (de onda, de corrente e vão livre em solos 
irregulares e de instabilidade no solo) e cargas acidentais (impacto de âncora, impactos 
de queda de objetos, impactos devido à pesca de fundo, impactos de embarcações, etc.) 
(SOLANO, 2001). 
 
Figura 17 - Sistema de Risers (FERGESTAD e LOTVEIT, 2014). 
Os sistemas de escoamento são compostos por risers e flowlines, sendo os 
primeiros os responsáveis pelo escoamento vertical dos fluidos (óleo, gás ou água, 
químicos) e são projetados para resistir as cargas dinâmicas do mar. Os Flowlines estão 
localizados sob o leito marinho e são os responsáveis pelo escoamento horizontal dos 
fluidos, são projetados para suportar as cargas estáticas e as altas pressões hidrostáticas. 
Uma das formas de classificação dos risers é norteada pela sua finalidade: 
 Risers de Perfuração: Sua função é de proteger e guiar a coluna de 
perfuração. 
 Risers de Completação: Sua função é colocar o poço em produção. 
 
21 
 
 Riser de Produção: Sua função é transportar o óleo do poço e levá-lo para 
os sistemas de separação na superfície. 
 Riser de Exportação: Sua função é conduzir os fluidos produzidos de uma 
UEP a outra, ou em alguns casos para terra. 
 Riser de Injeção: Sua função é injetar água ou gás dentro do reservatório,com o objetivo de melhorar o desempenho do reservatório e do campo. 
2.3.1 Riser Flexível 
Um riser flexível caracteriza-se por ser uma estrutura de baixa rigidez à flexão 
composta de uma superposição de múltiplas camadas (metálicas e poliméricas), 
configuradas de forma independente. As camadas metálicas espiraladas são responsáveis 
pela resistência estrutural do riser flexível, já camadas poliméricas cumprem a função de 
isolamento térmico, além de reduzir o atrito entre camadas ajudando na resistência final 
da estrutura. 
As principais vantagens dos risers flexíveis incluem pré-fabricação sem juntas de 
campo e com características de fluxo aprimoradas; armazenamento em longos 
comprimentos em bobinas; baixa rigidez à flexão, por conseguinte, menores raios de 
curvatura admissíveis; boas propriedades de isolamento e corrosão; facilidade de 
transporte e, velocidade de instalação, portanto, custos reduzidos; pouca ou quase nula 
manutenção durante a vida útil. 
De acordo com (FERGESTAD e LOTVEIT, 2014), os risers flexíveis podem ser 
divididos em duas grandes classes: 
 Riser com camadas aderentes (Bonded): São risers construídos mediante 
um processo de vulcanização no qual uma estrutura metálica é integrada 
com materiais poliméricos, impossibilitando assim, o deslizamento das 
camadas. 
 Riser com camadas não-aderentes (Unbonded): São risers que possuem 
em sua composição camadas separadas entre si, permitindo a 
movimentação entre as mesmas. 
Na Figura 18 é apresentada uma seção transversal de um riser flexível não-
aderente, com uma pequena descrição da sua composição em camadas. 
 
22 
 
 
Figura 18 - Seção transversal de riser flexível não-aderente (CLEVELARIO, 2012) 
De acordo com (FERGESTAD e LOTVEIT, 2014), assim como (BAI e BAI, 2005), 
cada camada pode ser definida da seguinte forma: 
 Carcaça (Carcass): é a camada mais interna do riser, cujas funções são resistir a 
compressão mecânica radial e evitar o colapso da estrutura, devido à pressão 
externa. Uma função adicional é fornecer proteção durante a passagem de PIGs. 
 Camada interna de pressão (Internal Pressure): cumpre a função de assegurar a 
estanqueidade interna do riser. Quando necessário esta camada pode fornecer 
isolamento térmico evitando que o fluido resfrie. 
 Armadura de pressão (Pressure Armor): Possui conformação helicoidal formada 
por fios de aço espiralados, os quais cumprem a função de resistir às pressões 
internas, às compressões mecânicas radiais e ao colapso hidrostático. 
 Camadas anti-desgaste (Anti-wear): são fitas poliméricas enroladas entre as 
camadas metálicas, as quais impedem que os fios se afastem da configuração 
predefinida do riser, reduzindo assim, o atrito e desgaste. 
 Armaduras de tração (Tensile Armor): Geralmente estas camadas helicoidais são 
cruzadas em pares e usadas para suportar o peso de todas as camadas do riser. 
Cumprem a função de resistir aos esforços axiais, além de transmiti-los para o 
navio através de sua extremidade (End Fitting). 
 Capa externa (Outer Sheath): Garante a estanqueidade do riser, protegendo as 
camadas dos agentes externos, tais como a entrada de água de mar e oxigênio no 
espaço anular do duto, além disso atua como barreira contra danos mecânicos 
causados durante a instalação, ou por objetos que podem cair sobre a estrutura. 
 
23 
 
Configuração de Riser Flexível 
Segundo (BAI e BAI, 2005), a configuração do riser está vinculada diretamente 
aos requerimentos da produção e com as condições ambientais especificas do campo. Por 
conseguinte, deve-se realizar análises do comportamento do sistema levando em 
consideração alguns fatores de viabilidade técnica e econômica, tais como: 
Comportamento global e geometria, integridade estrutural, rigidez e continuidade, 
propriedades transversais, meios de apoio, materiais e, um dos mais importantes os 
custos. 
 
Figura 19 - Configuração de Riser Flexível (TECHNIP, 2011) 
Os risers flexíveis podem ser instalados em diversas configurações, como 
ilustrado na Figura 19. As seis primeiras configurações (Lazy Wave, Steep Wave, Piliant 
Wave, Steep S, Free Hanging, Lazy S) são as mais comuns no mercado. No entanto, na 
atualidade, existem outras configurações alternativas além das mencionadas: Camel S, 
Fixed S, Modified Reverse Piliant Wave. 
 
 
24 
 
2.3.2 Riser Rígido 
Os risers rígidos, geralmente de aço, são compostos por tubos de 
aproximadamente 12 metros de comprimento, unidos mediante um processo de soldagem. 
São estruturas com grande rigidez à flexão e resistência a cargas radiais e axiais. 
Em comparação com os risers flexíveis, os risers rígidos podem ser construídos 
com diâmetros maiores e apresentam menor custo de produção. Os risers rígidos são 
normalmente utilizados em atividades de perfuração e produção, e quando empregado em 
águas profundas, torna-se necessário a utilização de flutuadores (Vide Figura 20) para 
aumentar o empuxo da estrutura, reduzindo assim o peso da linha. 
 
Figura 20 – Riser rígido com flutuadores (ALMEIDA, 2010) 
 
 
25 
 
2.3.3 Riser Híbrido 
Os risers híbridos são compostos pela combinação de dois tipos de risers 
(Flexíveis e Rígidos) com estruturas diferentes. Este tipo de configuração surgiu devido 
aos elevados custos envolvidos na produção, transporte e instalação de risers flexíveis de 
grandes diâmetros, normalmente utilizados em águas profundas e ultra profundas. 
Segundo KEPRATE (2014), um riser híbrido (Figura 21) pode ser definido como 
uma montagem de uma seção superior flexível e uma seção inferior rígida com uma 
interface de boia ou tanque flutuante entre as duas seções. O trecho flexível é conectado 
ao navio de produção, enquanto a seção rígida é configurada verticalmente desde o fundo 
do mar até uma boia na parte superior, a qual cumpre a função de mantê-lo tracionando. 
Conforme o mesmo autor, existe três tipos de risers híbridos: Riser Tower (HRT), Single 
Hybrid Riser (SHR), Riser com Boia de sub-superficie (BSR). 
 
Figura 21 – Riser Hibrido HRT (ABS, 2017) 
No sistema híbrido os risers rígidos aliviam o peso total do sistema, enquanto os 
risers flexíveis em catenária apresentam um excelente comportamento dinâmico quando 
submetidos a movimentos excessivos dos navios. Tal comportamento confere uma maior 
durabilidade as estruturas que compõem o sistema, uma vez que os movimentos recebidos 
no topo do riser não são transmitidos diretamente de uma seção a outra. Assim os risers 
híbridos reúnem as vantagens das linhas rígidas e flexíveis em um único sistema. 
 
26 
 
Uma vantagem adicional é que os risers híbridos favorecem a logística das 
instalações, graças a suas propriedades de desacoplamento, as quais permitem, por 
exemplo, que a plataforma se desconecte da boia e recupere os jumpers flexíveis, ou que 
o sistema de produção seja previamente instalado antes da chegada da plataforma. 
2.3.4 Flowline 
Conforme MACHADO (2016), pode-se chamar de flowline (Figura 22) toda 
tubulação destinada ao transporte de fluidos em grandes distâncias horizontais, e 
conectadas a equipamentos submarinos tipo manifold, árvore de natal, PLEM, PLET e/ou 
riser. As ligações entre manifold, plataforma ou PLEM são chamadas de interfield lines, 
e loading lines quando a ligação é entre plataformas e quadros de boias ou mono-bóias. 
Por se encontrar em águas profundas e ultra profundas apoiados sob o leito marinho, as 
solicitações cíclicas são quase nulas, sendo as maiores solicitações observadas durante a 
fase de instalação. 
 
Figura 22 – Tipo de flowlines (DA SILVA, 2006). 
2.3.5 Umbilicais 
Umbilicais podem ser definidos como um conjunto de mecanismos de controle 
para equipamentos submarinos reunidos numa única estrutura flexível. Os umbilicais 
podem conduzir elementos de controle elétrico, hidráulico, fluidos químicos ou uma 
combinação de todos esses. 
Os umbilicais, de certo modo, podem ser classificadosem dinâmicos ou estáticos, 
dependendo da localização do sistema de controle submarino no campo. São chamados 
estáticos quando interligam o UTA (Umbilical Termination Assembly) com qualquer 
 
27 
 
equipamento, e dinâmicos quando interligam o UTA diretamente com o sistema de 
produção na superfície. 
 
Figura 23 – Umbilical integrado (MFX) 
Conforme FOGG (2011), as funções primárias dos umbilicais (Figura 23) são: 
fornecimento de energia elétrica para bombeamento/processamento submarino; sistema 
de controle hidráulico; sistema de controle elétrico; dados e comunicação (Fibra ótica); 
transporte de fluidos tais como: gás para re-injeção e químicos para a otimização do 
escoamento, principalmente inibidores de hidratos. 
Sistemas de controle 
Os sistemas de controle são um grupo de ferramentas e equipamentos os quais 
fornecem todo tipo de comunicação operativa entre os equipamentos no fundo do mar e 
a plataforma na superfície. São configurados de acordo com as necessidades dos campos 
offshore, executando funções principalmente de abertura e fechamento de válvulas. No 
entanto, também são os responsáveis pelos controles de monitoramento, instrumentação, 
medição (fluxo, pressão, temperatura), injeção de químicos, energia hidráulica e/ou 
elétrica. 
A Figura 24, ilustra um fluxograma no qual são resumidos os elementos típicos e 
fundamentais dos sistemas de controle. 
Na primeira parte do fluxograma são definidos os 3 tipos de sistemas dos quais, 
conforme (BAI e BAI, 2010), os sistemas hidráulicos diretos evoluíram para sistemas 
pilotados e sequenciados para proporcionar um tempo de resposta melhor, diminuir os 
custos nos umbilicais a utilizar, e permitir laços de distância maiores entre equipamentos 
 
28 
 
no leito marinho. Na atualidade a maioria dos arranjos submarinos usa o sistema de 
controle multiplexado. 
Na segunda parte do fluxograma são descritos os dois tipos de sistemas de 
controle, o primeiro corresponde aos equipamentos de controle na superfície, enquanto o 
segundo corresponde aos equipamentos de controle no fundo do mar. 
 
Figura 24 - Sistemas de Controle de Arranjos Submarinos 
Controle de superfície 
Os sistemas de controle de superfície podem ser de certa forma chamados de cérebro 
das operações de produção, já que os equipamentos configurados nele, são os 
responsáveis pela maioria dos processos e controles necessários para o bom 
desenvolvimento dos campos. Dentre dos sistemas superficiais encontram-se: 
 Estação de controle mestra - ou - Master Control Station (MCS). 
 Conjunto de terminação umbilical de superfície (TUTA). 
 Unidade Elétrica de Potência (EPU). 
 Unidade Hidráulica de Potência (HPU). 
 Unidade de Injeção Química (CIU). 
Controle de fundo do mar 
Os sistemas de controle de fundo de mar representam um conjunto de blocos de 
construção submarinos que simplificam as operações de campo. Dentre dos sistemas 
submarinos encontram-se: 
 
29 
 
 Estação de Controle Mestra - ou - Master Control Station (SCM). 
 Unidade de Distribuição Submarina (SDU). 
 Conjunto de terminação umbilical submarina (SUTA). 
2.4 –Mecanismos de Controle da Curvatura 
2.4.1 Bend Stiffener 
Os enrijecedores à flexão (Bend Stiffener) surgiram como uma medida de 
segurança para os pontos de conexão linha-plataforma, devido às grandes deformações 
experimentadas nestas áreas de fixação, onde os limites dos esforços, tensões e raios de 
curvaturas permitidos nas linhas poderiam ser infringidos facilmente. 
Segundo (LI, 2015), os enrijecedores à flexão são estruturas poliméricas com 
formato cônico que são adicionados à linha flexível nas suas conexões superiores para 
melhorar a rigidez da linha, podendo limitar a curvatura dos risers flexíveis, protegendo-
os contra a flexão excessiva (overbending) e acumulação de danos causados por fadiga. 
 
Figura 25 – Enrijecedor à flexão (BMP ENGINEERING) 
Segundo (FERGESTAD e LOTVEIT, 2014), os enrijecedores à flexão podem ter 
um tamanho grande, vários metros de comprimento e mais de 1,5 m de diâmetro na base 
com um peso superior a 1,5 tonelada. 
Na Figura 25 pode-se observar a forma cônica do enrijecedor de curvatura 
conectado à plataforma, cujo objetivo é proporcionar uma variação gradual da rigidez à 
flexão, de forma a garantir que o raio de curvatura da linha não viole o valor limite. 
 
30 
 
2.4.2 Restritor de Curvatura (Vértebra) 
O restritor de curvatura (Figura 26), corresponde a uma estrutura auxiliar utilizada 
para proteger linhas flexíveis (umbilicais e riser) de curvaturas excessivas durante a fase 
de instalação ou operação. A proteção é acionada de forma abrupta assim que o raio de 
curvatura da linha atinge o limite do restritor, uma vez que os elementos intertravados 
fazem contato mecânico travando a vértebra. 
Cada elemento da vértebra é projetado com certa flexibilidade para permitir um 
movimento de desvio de pequena variação angular e fazer o bloqueio para um raio de 
curvatura mínimo (MBR), impedindo assim a flexão excessiva e danos subsequentes nas 
estruturas das linhas flexíveis. 
 
Figura 26 – Instalação de vértebra em linha flexível (RODRIGUES, 2016) 
Normalmente as vértebras são instaladas sempre após os conectores nas 
extremidades das linhas, no entanto, dependendo do tipo de configuração adoptada no 
campo, as vértebras podem ser configuradas em pontos críticos (interface rígida-flexível) 
dos sistemas de riser, de modo que, o raio mínimo de curvatura para o qual foi construída 
a linha não seja ultrapassado. 
Na Figura 27 são apresentados os três tipos de vértebras que podem ser instalados 
ao longo das linhas flexíveis. A vértebra plástica feita de material polimérico, a vértebra 
rígida geralmente de aço e, a vértebra hibrida, a qual junta as vantagens e propriedades 
 
31 
 
tanto do polímero quanto do aço. As vantagens dos polímeros com respeito ao aço são: 
pouco peso e ausência de corrosão. 
 
Figura 27 – Tipos de vértebras (ABCOSUBSEA) 
Na Figura 28 pode-se observar duas etapas do comportamento dos elementos 
interligados das vértebras, os quais reagem quando submetidos a uma carga extrema. Na 
primeira fase o comportamento da vértebra muda de estático para dinâmico, isto acontece 
quando os elementos que compõem as vértebras sofrem movimento relativo entre si, por 
conseguinte, apresenta-se um raio de curvatura suave. Este raio é em proporções mais ou 
menos igual ao raio de curvatura mínimo da linha flexível e ocorre pela transmissão de 
carga da linha para a vértebra. Na segunda fase, a vértebra bloqueia-se e começa a 
presentar esforços consideráveis na sua região mais próxima do contato da linha com a 
estrutura rígida (equipamento), ou seja, no ponto crítico (vermelho). 
 
Figura 28 – Restritor de Curvatura / Vértebra (BALMORAL-GROUP) 
 
32 
 
O raio de bloqueio projetado para as vértebras, seria de certa forma a última fase 
ou etapa crítica no comportamento das mesmas, porque uma vez ultrapassado o raio, o 
travamento da vértebra ocorreria, e deixaria de cumprir com as suas funções de proteção 
e, por conseguinte, danos nas linhas por excesso de flexão (overbending) ocorreriam. 
 
33 
 
3 Instalação do Módulo de Conexão 
Vertical 
3.1 Introdução 
O Módulo de Conexão Vertical (MCV) é bastante utilizado para conectar linhas 
flexíveis com equipamentos submarinos tipo manifolds, árvores de natal, PLEM ou 
PLET. A instalação do MCV é realizada por uma embarcação com auxílio de um veículo 
controlado remotamente (Remotely Operated Vehicles – ROV). A Conexão Vertical 
Direta (CVD) pode ser classificada em 1ª e 2ª extremidade (seções 3.3 e 3.4), os quais 
diferenciam-se simplesmente pela ordem de conexão dos equipamentos, antes ou após o 
lançamento da linha sobre o leito marinho. 
Neste capítulo serão abordados alguns conceitos básicos sobre os sistemas de 
conexão vertical direta e alguns equipamentos importantes nos processosde lançamento 
e instalação de linhas flexíveis em águas profundas e ultra profundas. 
 
3.2 Módulo de Conexão Vertical (MCV) 
O MCV caracteriza-se por ser um equipamento de vital importância para a ligação 
das linhas flexíveis nos equipamentos submarinos. Sua função principal é facilitar a 
conexão entre o poço e a linha de produção, possibilitando o escoamento dos fluidos. 
De acordo com LOPES (2005) e SCHIMIDT (2016), o MCV é composto por: 
 Flange Rotativo (swivel): Componente de ligação da linha com o MCV 
cuja função principal é permitir a livre rotação da extremidade da linha 
diminuindo os esforços de torque. 
 Pescoço de Ganso (goosenek): Cumpre a função de suportar todos os 
esforços impostos no MCV durante a instalação e conectar a linha flexível 
através do seu flange ao conector. 
 Painel de ROV: é um painel de controle localizado no MCV necessário 
para as operações do ROVs. 
 Conector: O qual é o responsável pelo travamento entre o MCV e o 
mandril, e a energização dos selos de vedação. 
 
34 
 
 Sistema Soft landing: Possibilita que o assentamento final do MCV seja 
suavizado, evitando danos nos elementos de vedação da interface entre o 
conector do MCV e o Mandril. 
 
Figura 29 – MCV com formato funnel-up e funnel-down (LOPES, 2005) 
A instalação do módulo de conexão vertical (MCV) é sempre feita por uma 
embarcação (Pipe Laying Support Vessel - PLSV) com auxílio de guindastes e veículo 
controlado remotamente (Remotely Operated Vehicles – ROV), resultando em uma 
operação controlada. O processo inicia na embarcação com a instalação do MCV à linha 
flexível, posteriormente lança-se efetivamente o sistema na água, e finaliza com a 
conexão do MCV no hub da BAP. Após a conexão, o ROV conecta-se no painel do MCV 
para suavizar o assentamento ao ativar o Soft landing e posteriormente acionar os selos 
de vedação. 
 
 
35 
 
3.3 Instalação de Primeira extremidade. 
A conexão vertical direta de primeira extremidade (CVD de 1ª extremidade), 
normalmente acontece quando a conexão do MCV no equipamento submarino é feita 
antes do lançamento da linha sobre o leito marinho. 
Para realizar uma CVD de 1ª extremidade, precisa-se inicialmente posicionar o 
MCV na mesa de trabalho da embarcação PLSV, onde deverá efetuar-se o respetivo 
acoplamento à extremidade da linha flexível e, realizar os testes de conexão necessários. 
Posteriormente se dá início ao outboarding1 do conjunto (MCV + linha flexível), nesta 
etapa os tensionadores serão os responsáveis por suportar toda a carga, devido ao fato de 
grande parte da linha ainda se encontrar armazenada na embarcação. Vale ressaltar que 
as cargas são diretamente proporcionais ao peso da linha por metro e à profundidade da 
lamina d’água. 
 
Figura 30 - Verticalização do MCV (JAEYOUNG LEE, 2008) 
Conforme é apresentado na Figura 30, no momento em que o MCV se aproxima 
do equipamento submarino a ser conectado, o ROV conecta o cabo do guindaste com a 
lingada no MCV, com o objetivo de realizar a verticalização do equipamento e transferir 
parte da carga para o guindaste. Algumas vezes são utilizadas boias para aliviar o peso da 
linha, viabilizando o procedimento de verticalização. 
A Figura 31 ilustra a aproximação do MCV ao hub do equipamento submarino. 
Nesta etapa, o cabo do guindaste conectado ao MCV ajudará no controle e compensação 
de heave, necessários para facilitar o alinhamento e a configuração em catenária da linha 
antes da instalação final. 
 
1 Outboarding: Operação que consiste em colocar para fora do navio a extremidade da linha. 
 
36 
 
 
Figura 31 – Aproximação do MCV ao hub do equipamento (JAEYOUNG LEE, 2008) 
Após a verticalização, se dá início à etapa mais crítica de uma conexão vertical 
direta de 1ª extremidade (parte dos estudos desta dissertação), a qual ocorre na região que 
precede a conexão no equipamento. Nesta região, existe o maior risco da estrutura atingir 
o raio mínimo de curvatura, devido ao peso total da linha, vértebra, conector e MCV 
juntos. 
 
Figura 32 - MCV conectado no hub do manifold (JAEYOUNG LEE, 2008) 
De acordo com THORLEY (2015), após a descida do módulo de conexão vertical 
conectado à extremidade da linha, a configuração para a instalação deve ser atendida de 
forma a manter um alinhamento entre o ponto que ocorrerá a conexão no hub da BAP e 
o módulo de conexão vertical. Este alinhamento deve ser tal que o ângulo de pescoço de 
ganso do MCV chegue a 60º, valor ótimo observado em análises realizadas em outros 
trabalhos, com a tolerância de∓ 1º. 
 
37 
 
3.4 Instalação de segunda extremidade. 
A CVD de 2ª extremidade (Figura 33), normalmente acontece quando a conexão 
do MCV no equipamento submarino é feita após o lançamento da linha sobre o leito 
marinho. 
De acordo com DA SILVA (2006), a CVD de 2ª extremidade inicia quando a 
primeira extremidade da linha flexível é devidamente instalada na plataforma de 
produção, e a outra extremidade da linha será conectada ao MCV na mesa de trabalho da 
embarcação de lançamento (Pipe Laying Support Vessel – PLSV). Em seguida, a PLSV 
se afasta em direção ao equipamento submarino “pagando linha” (termo usado pelos 
engenheiros que significa que a embarcação vai aos poucos liberando linha flexível), até 
chegar ao local aonde se encontra o manifold, PLET ou PLEM. 
 
Figura 33 – CVD em 2ª Extremidade (THORLEY, 2015) 
No momento prévio à instalação, o PLSV ativa o posicionamento dinâmico do 
navio, conecta o cabo do guincho A&R (Abandonment & Recovery) ao laço do módulo 
de conexão vertical e realiza o outboarding do equipamento conectado à segunda 
extremidade da linha. 
Toda a descida do equipamento é realizada com a carga sendo suportada pelo 
guincho do PLSV. Da mesma maneira que ocorre na CVD de 1ª extremidade, no 
momento em que o MCV chega próximo ao fundo, o ROV conecta o cabo do guindaste 
a lingada montada no equipamento, e assim, transfere-se toda a carga para o guindaste do 
PLSV (COSTA, 2015). 
 
38 
 
 
Figura 34 - CVD em 2ª Extremidade adaptado de (RODRIGUES, 2016) 
Após a conexão do guindaste no MCV, e conforme é apresentado na Figura 34, o 
ROV conecta um cabo do guincho A&R ao laço da linha flexível que pousa sobre o leito 
marinho, para levanta-a e criar uma corcova no trecho final da mesma. Esta corcova pode 
ser controlada lançando e recolhendo o cabo do guincho, e se faz necessária para garantir 
o MBR na linha, permitir a verticalização do MCV e facilitar a conexão final no hub do 
equipamento submarino. 
3.5 Lançamento de Equipamentos 
3.5.1 Sistema de Instalação com Cabo-Guia 
Conforme ilustra-se na Figura 35, o sistema de instalação com cabo guia 
(guidelines) é aquele no qual são empregados cabos guias conectando a plataforma 
ancorada à cabeça de poço. 
De acordo com (RAMALHO, 2008), o sistema é composto por quatro cabos 
dispostos nos cantos de uma base instalada no fundo do mar, os quais são estendidos até 
a superfície e conectados ao sistema de compensador de movimentos da plataforma, 
mantendo uma tensão constante nos cabos. 
 
 
39 
 
 
Figura 35 – Sistema de instalação com cabo-guia (RAMALHO, 2008) 
Segundo (CERQUEIRA, 1998), com o aumento da lâmina d’água e a utilização 
de plataformas semissubmersíveis com sistema DP (Dinamic Position), se inviabilizou o 
uso de sistema de cabo-guia, pois no caso de uma perda de posição, a plataforma ficaria 
ancorada no equipamento submarino e fatalmente causaria danos ao mesmo. Por esse e 
outros motivos as plataformas DP não foram concebidas para viabilizar o uso de cabo-
guia. 
3.5.2 Método de Instalação Lay-Away 
O método de instalação Lay-Away surgiu devido às necessidades de instalar ANM 
sem cabo guia (guidelineless) em laminas d’água cada vez mais profundas, mediante o 
uso de plataformas com sistemas de posicionamentos dinâmico. Neste método a ANM e 
suas respectivas