I NTRODUÇÃO E MOTIVAÇÃO

Com o grande crescimento da indústria nacional de petróleo e gás nos últimos anos e as recentes descobertas de novos campos de petróleo na camada pré-sal, na costa brasileira, associados ao grande avanço no desenvolvimento de novas tecnologias de explotação em águas profundas e ultraprofundas, o Brasil tornou-se referência mundial, ganhando destaque no ranking dos países produtores de petróleo.

Atualmente, grande parte dos blocos exploratórios offshore nacionais encontra-se em águas rasas e intermediárias. Entretanto, as gigantescas reencontra-servas recém-descobertas encontram-se em águas profundas, distante do continente cerca de 300 km.

Estas novas reservas representam mais de 8 bilhões de barris de petróleo e gás (óleo equivalente), numa faixa de cerca de 800 km de extensão, entre os estados de Santa Catarina e o Espírito Santo (PETROBRAS, 2012).

Os campos nacionais de explotação em águas profundas estão localizados, predominantemente, na Bacia de Santos e na Bacia de Campos. Podem ser citados como campos com grande volume estimado de óleo os campos de Sapinhoá (antigo campo de Guará), Cernambi (antigo campo de Iracema) e Lula (antigo campo de Tupi) na Bacia de Santos, e Roncador e Albacora na Bacia de Campos. A Figura I.1 e a Figura I.2 apresentam, respectivamente, um mapa com a localização dos principais campos nas bacias de Santos e Campos, além da evolução dos campos de explotação offshore ao longo do tempo.

Figura I.1 – Mapa da região do pré-sal e do campo de Tupi (atual campo de Lula) (DIÁRIO DO PRÉ-SAL, 2012).

Figura I.2 – Evolução da explotação de petróleo no litoral brasileiro (PETROBRAS,

Após a perfuração e a extração de óleo e gás, é realizado o transporte dos mesmos entre o local de produção (ou extração) e os pontos de distribuição, refino ou embarque, como portos e terminais. O transporte do fluido pode ser realizado através de navios ou dutos submarinos, sendo este último a alternativa mais viável do ponto de vista de volume transportado, eficiência e segurança em relação às ações externas ao sistema e à poluição ambiental.

Para o escoamento contínuo da produção, os dutos operam sob determinados níveis de pressão e temperatura. A fim de facilitar e otimizar o processo de escoamento do fluido em águas profundas, os dutos submarinos são submetidos a altas pressões e/ou altas temperaturas (HP/HT – High Pressure/High Temperature), as quais proporcionam forças axiais de compressão bastante elevadas ao longo da linha.

A tendência natural do duto quando submetido a elevados níveis de força axial compressiva é relaxar as tensões axiais na parede do duto através da flambagem, como uma barra em compressão. A flambagem pode ser vertical (upheaval buckling) ou lateral (lateral buckling). A flambagem vertical de dutos pode ocorrer tanto no sentido inferior (no meio de um vão livre) quanto no sentido superior (nas ombreiras de um duto em vão livre ou dutos enterrados). Já a flambagem lateral de dutos depende, basicamente, da complexa interação axial e lateral existente entre a movimentação do duto e a resistência do solo, a qual, atualmente, não é contemplada pelo comportamento geotécnico clássico.

A Figura I.3 e a Figura I.4 ilustram os fenômenos de flambagem vertical e lateral de um duto enterrado e parcialmente enterrado, respectivamente.

Figura I.3 – Flambagem vertical de um duto enterrado (NORDNES, 2012).

Figura I.4 – Flambagem lateral de um duto parcialmente enterrado (EPMAG, 2012).

Embora a flambagem vertical seja de suma importância em um projeto de dutos submarinos, este fenômeno não será abordado ao longo desta dissertação, uma vez que o foco principal deste trabalho é descrever o fenômeno da flambagem lateral de dutos não enterrados.

O maior problema na flambagem lateral de dutos submarinos não está na sua ocorrência em si, mas na maneira como ela ocorre. Isto é, a ocorrência da flambagem lateral não necessariamente levará o duto à ruptura (seja por colapso localizado ou mesmo por fadiga), desde que esta ocorra de modo controlado. A indústria offshore, ao longo dos anos, buscou evitar a ocorrência da flambagem através de alternativas relativamente onerosas, tais como enterrar o duto ou mesmo criar uma vala (trench) na região crítica. Entretanto, nos últimos anos, as principais empresas instaladoras têm projetado dutos submarinos permitindo que estes, em algumas regiões ao longo da rota, flambem lateralmente, de maneira controlada. O aprimoramento desta solução torna-se bastante importante do ponto de vista de eficiência e economia, principalmente se for levado em conta que a explotação offshore mundial em larga escala se dará, predominantemente, em águas profundas, onde o enterramento do duto e a criação de valas ao longo da rota são menos factíveis e muito mais onerosos.

O controle na formação de regiões de flambagem lateral ao longo da linha exige que sejam desenvolvidas soluções de projeto altamente robustas. Entretanto, o maior desafio de um projeto termomecânico é a dificuldade no entendimento do comportamento do solo quando o duto é submetido a grandes deslocamentos, além de quando submetido a vários ciclos de carga.

A interação solo/duto apresenta, talvez, as maiores incertezas observadas ao longo do projeto. Neste caso, não é usual e nem aconselhável a adoção de valores conservativos de atrito do solo (como é feito em projetos de estabilidade hidrodinâmica de dutos), uma vez que isto pode onerar significativamente o projeto, inviabilizando a solução. Sendo assim, para levar em conta as incertezas observadas nos dados de solo, o comportamento deste é avaliado através de valores de coeficiente de atrito e resistências com limites superiores e inferiores (upper and lower values).

Atualmente, algumas pesquisas estão sendo realizadas para uma melhor compreensão da interação solo/duto, mais especificamente em solos argilosos, uma vez que este tipo de solo é predominante em águas profundas, no âmbito mundial (PERINET e SIMON, 2011). Grande parte destas pesquisas faz parte de um projeto multidisciplinar conhecido como SAFEBUCK JIP (Joint Industry Project), o qual encontra-se em desenvolvimento. O SAFEBUCK JIP é, atualmente, referência no projeto de flambagem lateral e vertical de dutos submarinos, elaborando metodologias de projeto e desenvolvendo novas ferramentas de engenharia. Embora este “poderoso”

estudo apresente significativa contribuição no mundo offshore, ele ainda não está disponível ao domínio público, apenas para as empresas participantes.

Outra referência no estudo da flambagem global de dutos submarinos é a norma DNV-RP-F110, a qual surgiu a partir de um projeto conhecido como HOTPIPE, iniciado pelas empresas offshore Statoil, DNV e Snamprogetti, em 1996, com o objetivo de desenvolver critérios de projeto para a flambagem global. Também podem ser citados como importantes contribuições para os estudos de flambagem lateral e interação solo/duto os trabalhos desenvolvidos pelo departamento de Geotecnia da COPPE/UFRJ, com destaque para os trabalhos de OLIVEIRA (2005) e PACHECO (2006).

Para a avaliação da flambagem lateral de dutos é importante ter em mente alguns aspectos fundamentais acerca do fenômeno, tais como:

 Força axial compressiva efetiva ao longo rota;

 Interação solo/duto axial e lateral (para grandes deslocamentos e vários ciclos de carga).

Estes conceitos devem estar claros para os engenheiros projetistas, visto que falhas na avaliação deste fenômeno podem causar danos irreversíveis ao meio ambiente.

Como exemplo de acidente associado ao fenômeno de flambagem lateral, pode ser citado o duto PE-II da PETROBRAS, que ligava a região da Ilha do Governador à Refinaria Duque de Caxias (REDUC). O duto foi posicionado em um canal com 6 m de largura e 2 m de profundidade, com cobrimento de, aproximadamente, 1,5 m de solo

mole. A ruptura do duto ocorreu em local onshore, próximo à margem da Baía de Guanabara, em região de depósito de argila mole (Figura I.5). Em razão de processos erosivos naturais, a linha foi descoberta ao longo de, aproximadamente, 1200 m, permanecendo o restante coberto (OLIVEIRA, 2005). Uma vez reduzida a contenção lateral em um trecho localizado, a linha começou a apresentar grandes deslocamentos laterais nesta região, os quais, com os ciclos térmicos, levaram o duto à ruptura localizada (Figura I.6). A deformação plástica excessiva na parede do duto, na região mais solicitada, pode ser observada na Figura I.7.

Figura I.5 – Vista aérea do local de rompimento do duto PE-II (OLIVEIRA, 2005).

Figura I.6 – Flambagem lateral do duto PE-II (CARDOSO, 2005).

Figura I.7 – Fratura na parede do duto PE-II (CARDOSO, 2005).

Também podem ser citados os acidentes no Mar do Norte e no Oeste da África, que ocorreram em virtude de erros de avaliação das potenciais regiões de flambagem lateral, durante a fase de projeto (BRUTON e CARR, 2011).