Análise Estrutural do Colar de Reação Utilizado nos
Módulos de Bóia para o Pré-Sal
Joel Lemos Dias Monteiro Marcelo Souza de Barros Marcos Davi Feitosa de Araújo
Prof. Orientador: Hector Reynaldo Meneses Costa Prof. Coorientador: Ricardo Alexandre Amar de Aguiar
Rio de Janeiro
Março de 2013
Análise Estrutural do Colar de Reação Utilizado nos
Módulos de Bóia para o Pré-Sal
Joel Lemos Dias Monteiro Marcelo Souza de Barros Marcos Davi Feitosa de Araújo
Projeto final apresentado em cumprimento às normas do Departamento de Educação Superior do CEFET/RJ, como parte dos requisitos para obtenção do título de Bacharel em Engenharia Mecânica
Prof. Orientador: Hector Reynaldo Meneses Costa Prof. Coorientador: Ricardo Alexandre Amar de Aguiar
Rio de Janeiro
Março de 2013
Ficha catalográfica elaborada pela Biblioteca Central do CEFET/RJ
M775 Monteiro, Joel Lemos Dias
Análise estrutural do colar de reação utilizado nos módulos de bóia para o pré-sal / Joel Lemos Dias Monteiro, Marcelo Souza de Barros [e] Marcos Davi Feitosa de Araújo.—2013.
xiv, 85f. + apêndices e anexos : il.color. , grafs. , tabs. ; enc.
Projeto Final(Graduação) Centro Federal de Educação Tecnológica Celso Suckow da Fonseca, 2013.
Bibliografia : f.84-85
Orientador : Hector Reynaldo Meneses Costa Coorientador: Ricardo Alexandre Amar de Aguiar
1. Análise estrutural. 2. Petróleo – Prospecção - Brasil. I. Barros, Marcelo Souza de. II. Araújo, Marcos Davi Feitosa de. III. Costa, Hector Reynaldo Meneses (Orient.). IV. Aguiar,
Ricardo Alexandre Amar de (Cooriet.). V. Título.
CDD 553.2820981
DEDICATÓRIA
AGRADECIMENTOS
Às nossas mães: Ruth Lemos Dias Monteiro, Maria de Lourdes Souza de Barros e Jilza Feitosa de Araujo;
Aos nossos pais: Joel Vasconcelos Monteiro, Balduino Barbosa de Barros e Eliseu de Araujo; Aos nossos amigos, por nos entenderem e compreenderem muitas de nossas faltas em muitos momentos em que não pudemos estar presentes por ter que estudar arduamente, por nos apoiarem e por nos proporcionarem momentos de alegrias, onde pudemos nos recarregar para continuar em busca do nosso objetivo.
Aos nossos orientadores Hector Reynaldo e Ricardo Aguiar, pela direção e oportunidade de desenvolver o projeto.
À empresa Wellstream / GE Oil & Gas, por tornar possível o desenvolvimento deste projeto. Aos companheiros de trabalho, por nos apoiarem nesta jornada, nos ensinarem, acreditarem em nossos potenciais, e, acima de tudo, por nos compreenderem, em nossos momentos de ausência para dedicação a este projeto.
A Deus, por nos dar força e permitir alcançar mais um importante objetivo que é a conclusão do curso de graduação em Engenharia Industrial Mecânica com a elaboração deste Projeto Final.
RESUMO
Com a descoberta recente de Petróleo na camada do pré-sal em águas cada vez mais profundas, pioraram as condições de trabalho das tubulações flexíveis, aumentando as cargas suportadas. Então, se faz necessário que os equipamentos que acompanham os dutos flexíveis resistam às cargas dinâmicas a que estão submetidos. Dessa forma, esse projeto visa fazer uma análise estrutural do colar de reação utilizado nos módulos para o Pré-Sal. Utilizando MEF, análises de tensão serão feiras, além de um estudo de resistência à fadiga, para avaliar o dano total ao equipamento, após muitos anos de trabalho e para as condições ambientais do local de instalação, possibilitando algum tipo de otimização do colar de reação.
ABSTRACT
With the recent oil discovery in sub-salt area on greater depths each time, flexible pipelines’ working conditions worsened, increasing supported loads. So, it becomes necessary that equipments that work together with flexible pipelines resist the dynamic loads submitted. This way, this paper aims to contemplate a structural analysis of the reaction collar used in modules for sub-salt area. Using FEA, tension analysis will be done, besides a fatigue resistance study, to evaluate the total damage to the equipment, after many years of work and for the environment conditions of the installation place, making possible some kind of optimization of the reaction collar.
SUMÁRIO
1. Introdução... 1
1.1 Motivação... 2
1.2 Justificativa... 2
1.3 Objetivos... 2
1.4 Metodologia e trabalho realizado... 3
1.5 Organização do trabalho... 3
2. Revisão Bibliográfica... 4
2.1 História da exploração do petróleo no Brasil... 4
2.1.1 A exploração do período pré-Petrobrás... 4
2.1.1.1 Criação do Conselho Nacional do Petróleo... 5
2.1.2 O período de exclusividade da Petrobrás... 6
2.1.2.1 Fase terrestre... 7
2.1.2.2 Fase marítima... 8
2.1.2.2.1 Plataforma rasa... 8
2.1.2.2.2 Bacia de Campos... 9
2.1.2.2.3 Bacia de Campos, águas profundas... 10
2.1.2.2.4 Nova lei do petróleo, ANP, e águas ultra profundas... 11
2.2 Pré-sal... 13
2.2.1 Pré-sal no Brasil... 13
2.2.2 A exploração do pré-sal... 13
2.3 Tipos de exploração e extração... 14
2.3.1 Plataformas fixas... 14
2.3.2 Plataformas auto-eleváveis... 16
2.3.3 Plataformas de pernas atirantadas (TLP)... 17
2.3.4 Plataformas submersíveis... 18
2.3.5 Navios-sonda... 19
2.3.6 Sistemas flutuantes de produção (FPS e FPSO)... 20
2.4 Descrição do projeto... 20
2.4.1.1 Carcaça interna (flexbody)... 24
2.4.1.2 Barreira de pressão interna (flexbarrier)... 25
2.4.1.3 Armadura de pressão (flexlock)... 25
2.4.1.4 Armadura de tração (flextensile)... 26
2.4.1.5 Camada externa (flexshield)... 27
2.4.1.6 Camadas intermediárias... 28
2.4.2 Conector (conecctor)... 28
2.4.3 Enrijecedor de topo (bend stiffener)... 29
2.4.4 Anel de retenção (reating ring)... 30
3. Estudo Analítico... 32
3.1 Premissas... 32
3.2 Cálculo de tensões na estrutura da peça... 34
3.2.1 Equilíbrio de forças... 34
3.2.2 Equilíbrio de forças no engaste... 34
3.2.3 Equilíbrio de forças na seção A... 35
3.2.4 Equilíbrio de forças na seção B... 35
3.2.5 Equilíbrio de forças na seção C... 36
3.2.6 Equilíbrio de forças na seção D... 36
3.2.7 Esforços e tensões internas na seção A... 37
3.2.8 Esforços e tensões internas na seção B... 38
3.2.9 Esforços e tensões internas na seção C... 40
3.2.10 Esforços e tensões internas na seção D... 41
3.3 Cálculo de fadiga... 43
3.3.1 Fatores modificadores do limite de resistência... 44
3.3.2 Fatores utilizados... 44
3.3.3 Esforços atuantes na peça... 45
3.3.4 Geometria... 47
3.3.5 Material, propriedades mecânicas e sistema de unidades... 49
3.3.6 Resultados... 50
4. Estudo Numérico... 53
4.2 Modelos numéricos... 54
4.2.1 Orcaflex... 54
4.3 Características do modelo... 56
4.3.1 Geometria... 56
4.3.2 Material, propriedades mecânicas e sistema de unidades... 56
4.3.3 Elementos utilizados e malha gerada... 56
4.3.4 Condições de contorno... 58
4.3.4.1 Carregamentos... 59
4.4 Resultados... 61
4.4.1 Tensão equivalente X diâmetro externo (D2)... 61
4.4.2 Distribuição de tensão... 62
4.4.3 Flexão... 64
4.5 Análise de fadiga... 66
4.5.1 Análise de fadiga baseada na norma DNV-RP-C203... 66
4.5.2 Carregamento... 66
4.5.3 Ponto crítico... 67
4.5.4 Dano parcial à fadiga... 68
4.5.5 Critérios para o cálculo do dano parcial à fadiga... 69
4.5.6 Cálculo do dano total à fadiga... 71
5. Análise de Solda... 75
5.1 Metodologia... 75
5.2 Classificações... 75
5.3 Hipóteses... 77
5.4 Cálculo de tensão da nervura... 77
5.5 Falha na solda... 80
5.5.1 Flexão... 80
5.5.2 Fadiga... 80
5.6 Resultados... 81
6. Conclusão... 82
7. Referências Bibliográficas... 84
APÊNDICE A: Desenho técnico do colar de reação... 86
APÊNDICE B: Cálculo completo de tensões na estrutura da peça... 88
APÊNDICE C: Cálculo completo de fadiga na peça... 95
ANEXO A: Tabelas de consulta... 102
ANEXO B: Estudo de carregamento... 103
ANEXO C: Tabela de dispersão X ondas... 105
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1: Plataforma do tipo P-51... 15
FIGURA 2: Estrutura da plataforma... 15
FIGURA 3: Detalhe da estrutura da plataforma... 16
FIGURA 4: Plataforma do tipo Ensco 1021... 16
FIGURA 5: Plataforma sendo rebocada... 17
FIGURA 6: TLP... 18
FIGURA 7: Thunder House, a maior plataforma submersível do mundo... 19
FIGURA 8: West Polaris, navio-sonda... 19
FIGURA 9: FPSO Sevan Piranema... 20
FIGURA 10: Colar de reação... 21
FIGURA 11: Módulo de boia... 22
FIGURA 12: Detalhamento da conexão do conjunto com o módulo de boia... 22
FIGURA 13: Conjunto de equipamentos que integram o colar de reação... 23
FIGURA 14:Estrutura do duto flexível... 24
FIGURA 15: Carcaça interna... 24
FIGURA 16: Barreira de pressão interna... 25
FIGURA 17: Armadura de pressão... 26
FIGURA 18: Armadura de tração... 27
FIGURA 19: Camada externa... 27
FIGURA 20: Camadas intermediárias... 28
FIGURA 21:Conector... 29
FIGURA 22: Enrijecedor de topo... 30
FIGURA 23: Fixação do bend stiffener com o colar de reação... 30
FIGURA 24: Montagem do anel de retenção... 31
FIGURA 25: Modelo do colar de reação, com valores em milímetros... 33
FIGURA 26: Modelo do colar de reação, com os esforços representados... 33
FIGURA 27:Histograma de esforços cortantes (Anexo B)... 46
FIGURA 28: Histograma de momentos flexores (Anexo B)... 46
FIGURA 29: Geometria do problema... 48
FIGURA 30: Modelo isométrico do colar de reação... 49
FIGURA 32: Gráfico do resultado analítico I... 51
FIGURA 33: Gráfico do resultado analítico II... 52
FIGURA 34: Módulo de bóia... 54
FIGURA 35: Vista 3D em wire frame, projeção isométrica do modelo... 55
FIGURA 36: Geometria do elemento... 57
FIGURA 37: Gráfico de sensibilidade de malha... 57
FIGURA 38: Malha gerada no colar de reação... 58
FIGURA 39: Ponto de fixação do colar de reação... 59
FIGURA 40: Condições de contorno, isométrico... 60
FIGURA 41: Condições de contorno, frontal... 61
FIGURA 42:Gráfico tensão X espessura... 62
FIGURA 43: Distribuição de tensões para o modelo com uma espessura de parede de 2”.. 63
FIGURA 44: Detalhamento da região crítica... 63
FIGURA 45: Flexão na seção crítica, isométrico... 64
FIGURA 46: Flexão na seção crítica, frontal... 65
FIGURA 47: Flexão no ponto engastado... 65
FIGURA 48: Exemplo da tensão principal para o colar de reação... 68
FIGURA 49: Detalhe B1... 70
FIGURA 50: Dano acumulado referente à espessura e suas tensões principais... 73
FIGURA 51: Otimização do colar de reação... 74
FIGURA 52: Nervura... 78
LISTA DE TABELAS
TABELA 1: Valores das variáveis de projeto... 47
TABELA 2: Parâmetros geométricos do problema... 48
TABELA 3:Propriedades mecânicas do aço A36... 49
TABELA 4: Tabela de resultados analíticos... 51
TABELA 5: Carregamentos extremos... 56
TABELA 6: Tensões principais geradas de acordo com as suas respectivas espessuras... 67
TABELA 7: Variáveis da fórmula do número de ciclos... 69
TABELA 8: Valores característicos da curva S-N... 70
TABELA 9: Parte da tabela de cálculo do dano à fadiga... 71
TABELA 10: Resultado do dano de fadiga pela DNV... 72
TABELA 11: Classe de utilização... 75
TABELA 12: Estado de carga... 76
TABELA 13: Classificação em grupos... 76
TABELA 14: Elementos soldados... 77
TABELA 15: Centroides e áreas... 79
TABELA 16: Momentos de inércia... 79
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
AISI - American Iron and Steel Institute ANP - Agência Nacional do Petróleo API - American Petroleum Institute CAD - Computer-Aided Design
CENPES - Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello CNP - Conselho Nacional do Petróleo
DNV - Det Norkse Veritas DP - Dynamic Positioning
DNPM - Departamento Nacional da Produção Mineral FEA - Finite Element Analysis
FPS - Floating Production Systems
FPSO - Floating Production, Storage and Offloading GPS - Global Position System
HDPE - Polietileno de Alta Densidade MCV - Módulo de Conexão Vertical MEF - Método dos Elementos Finitos MME - Ministério de Minas e Energia NBR - Norma Brasileira
PA11 - Polyamide 11 PA12 - Polyamide 12
PVDF - Polyvinylidene Difluoride
SGMB - Serviço Geológico e Mineralógico Brasileiro TLP - Tension-Leg Plataform
Capítulo 1
Introdução
A exploração de petróleo na bacia de campos é um desafio em vários sentidos, necessitando então de um grande esforço de desenvolvimento tecnológico para se tornar viável e rentável. Este esforço pode ser visto em programas de desenvolvimento de tecnologia, como o PROSAL, implementado no CENPES, contendo projetos que buscam soluções em engenharia de poço, engenharia de reservatório e escoamento de produção.
Esse desafio tem um tamanho de 200 quilômetros de largura 800 quilômetros de extensão, que vai do Espírito Santo a Santa Catariana e estão a 7 mil metros abaixo do nível do mar. Além disso, a localização dos poços de petróleo pode chegar a 2000 metros abaixo da lamina d’água, mais 2000 metros de rochas, terra e no mínimo mais 2000 metros de sal, o qual tem características fluidas, o que dificulta muito a perfuração. No caso de Tupi a distancia em relação à superfície pode chegar a 7000 metros de distância.
O tipo de rocha encontrado é diferente do que as companhias exploradoras de petróleo estão acostumadas a ver, em vez de arenitos turbidíticos (derivados de grandes acúmulos de camada pós-sal), foram encontrados carbonatos microbiais, os quais não tem nenhum parâmetro histórico para se avaliar seu comportamento na extração do óleo [1].
Esta característica é acentuada quando se diz respeito a um furo não vertical, milimetricamente projetado para se obter o maior rendimento possível do poço. No ponto mais fundo do poço o furo pode ter 100 milímetros de diâmetro, o qual permitirá a passagem de óleo para uma viajem de aproximadamente 6000 metros com todas as dificuldades, como: alta profundidade, grande espessura da camada de sal, alta pressão e temperatura.
A maior preocupação da engenharia é manter a saúde do poço. Todo o monitoramento é em tempo real e chegam à superfície através de um cabo de dados, conhecido como cordão umbilical. Essa automação é de grande importância, pois permite o controle de informações sobre o poço, pode-se fazer o monitoramento dessas informações tanto da plataforma como do continente, permitindo, neste caso, uma diminuição drástica no número de funcionários na plataforma.
Com uma considerável distância da costa (300 km), além da operação dos poços, muitos outros obstáculos serão superados em relação à logística de apoio em alto-mar, como:
deslocamento de pessoas, transporte de materiais, transporte de equipamentos, instalação de sistemas de ancoragem, entre outras.
1.1 Motivação
A possibilidade de se conhecer melhor os equipamentos envolvidos em dutos flexíveis de exploração de petróleo e gás aliada à necessidade crescente de melhorias nos equipamentos já existentes e em uso nas plataformas.
1.2 Justificativa
Os equipamentos que acompanham os dutos flexíveis precisam resistir às cargas dinâmicas a que estão submetidos. Com o aumento dessas referidas cargas, devido às novas condições de exploração de petróleo e gás, provindo do pré-sal, é imprescindível o surgimento de novas tecnologias e soluções de engenharia para que esta exploração seja viável e rentável, através de estudos aprofundados a cerca do comportamento destes equipamentos em condição de trabalho.
1.3 Objetivos
Esta análise visa contemplar um estudo estrutural que compara a tensão atuante com a tensão limite de escoamento do material utilizado na fabricação do colar de reação, permitindo assim a realização de um estudo de casos cujo objetivo é avaliar a faixa de espessura mínima de parede que o equipamento deve ter, em função dos carregamentos submetidos e do comprimento mínimo do colar de reação determinado pelo cliente, devido à instalação. Também é desenvolvido um estudo - analítico e numérico - de fadiga que avalia o dano total de um equipamento após os anos de trabalho exigidos para as condições ambientais determinadas do local. Por fim, uma análise da solda na nervura da peça também é realizada, garantindo, assim, a integridade estrutural do equipamento.
1.4 Metodologia e trabalho realizado
O trabalho será realizado com programas de CAD e simulações (SolidWorks e Ansys) além de métodos analíticos que validarão os resultados numéricos.
1.5 Organização do trabalho
Em um primeiro momento, se fará um resumo bibliográfico sobre a exploração de petróleo no Brasil, sua origem e situação atual, seguido de uma pesquisa dos equipamentos e materiais utilizados nas plataformas atualmente, bem como os tipos de plataformas.
Também será elaborado um modelo analítico para o cálculo estrutural estático especificamente do colar de reação nos dutos flexíveis em condições de trabalho, além de todo estudo numérico das áreas e pontos críticos dos equipamentos em uso.
Cálculos de esforços e tensões internas, bem como análises de fadiga, serão feitos, tanto de forma analítica quanto numérica, a fim de se compreender melhor o estado de solicitação em que se encontra o equipamento.
Capítulo 2
Revisão Bibliográfica
2.1 História da exploração de petróleo no Brasil
Desde o século XIX, atividades primitivas de extração de petróleo e gás eram realizadas em várias partes do Brasil como, para se citar um exemplo, na Bacia do Recôncavo Baiano. No ano de 1858, Dom Pedro II, imperador brasileiro, autoriza oficialmente duas concessões a particulares para a mineração de carvão, turfa, betume e também para pesquisa.
Com o passar dos anos, a história da exploração de petróleo no Brasil foi evoluindo até ao que se tem no presente. Para se facilitar o entendimento, divide-se esse período de mais de 150 anos em fases. A criação da Petrobrás foi o grande marco desta história. No princípio, essa exploração se deu exclusivamente em terra. Após algum tempo, migrou para o mar, para as regiões profundas, entre 400 e 2000 metros de profundidade, e, mais recentemente, para as regiões de águas ultraprofundas, com mais 2000 metros de lâmina d'água [2].
2.1.1 A exploração no período pré-Petrobrás
Entre 1853 e 1953, neste período de 100 anos, a exploração de petróleo e gás esteve em aberto para a iniciativa privada. Assim, particulares requeriam - e recebiam - concessões de exploração em diversas partes do país, como no Recôncavo Baiano, supracitado; na região de Ilhéus e Camamu; na região das bacias costeiras de São Luis e Barreirinhas; e, também, no interior de São Paulo e região da Bacia do Paraná.
Em 1881, a cidade de Taubaté recebeu combustível para sua iluminação através da lavra e retortagem do folhelho piro betuminoso, por cerca de dois anos. Em 1988, aproximadamente dez concessões para carvão de pedra e outros minerais foram requeridas e concedidas, no Baixo e Médio Amazonas. No ano seguinte, outra concessão a particular foi outorgada, no município de Prainha, na Bacia do Amazonas, no estado do Pará. Mas somente cerca de 90 anos após foi feita a descoberta de gás em volumes comerciais no vale do rio Juruá e de óleo no Rio Urucu, na Bacia do Solimões, no Alto Amazonas. A perfuração, no
ano de 192, na bacia do Paraná, estado de São Paulo, de um poço de petróleo de 488 metros de profundidade foi o marco importante desta época.
Já no século XX, em 1907, houve um aumento substancial da atividade de perfuração de poços, em bases um pouco mais profissionais. Este fato é atribuído à criação do Serviço Geológico e Mineralógico Brasileiro (SGMB). A estrutura de pesquisa e perfuração para petróleo no SGMB foi feita por geólogos e engenheiros de minas brasileiras. Sondas também foram compradas para este fim. O ano de 1933 foi marcado pela criação do Departamento Nacional da Produção Mineral (DNPM). Porém cada vez mais crescia o problema causado pela falta de recursos e peças de reposição para as sondas compradas. Apesar de estar mais organizada, devido ao SGMB e DNPM, era notável a carência de recursos e a não existência de um órgão exclusivo responsável pelo Setor Petróleo no país - juntamente com esta referida carência - impulsionaram a criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP), em 1939. No fim da década de 30, já havia uma dependência da importação de produtos estrangeiros no mercado brasileiro [2].
2.1.1.1 Criação do Conselho Nacional do Petróleo
Por toda a década de 30, entrou na pauta de discussões, a nacionalização dos recursos do subsolo nacional, o que indicava uma forte tendência que, futuramente, seria adotada. Toda a atividade petrolífera, a partir de 1938, passou a ter que ser realizada obrigatoriamente por brasileiros, por lei. E, finalmente no fim da década, a fim de avaliar os pedidos de pesquisa e lavra de jazidas de petróleo, foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP).
Além de instituir o CNP, o decreto de criação do conselho também declarou o abastecimento nacional de petróleo como utilidade pública e, finalmente, regulou as atividades de importação, exportação, transporte, distribuição e comércio de petróleo e seus derivados e o funcionamento da indústria de refino. Esse passo foi muito importante, pois, ainda que não tivessem sido localizadas, as jazidas são arroladas ao patrimônio da União.
Em 1941, um dos poços perfurados originou o primeiro campo a produzir petróleo no Brasil, o campo de Candeias. Nos anos que se seguiram até 1953, muitos outros campos foram descobertos, como Aratu e Água Grande, por exemplo, sendo este último, até os dias de hoje, um dos maiores campos terrestres descobertos naquela Região. Com essa expansão, naturalmente a exploração de petróleo foi migrando para outras áreas do país, especialmente
para o centro e porção norte da Bacia do Recôncavo, saindo dos arredores da Baía de Todos os Santos.
Participaram deste primeiro momento ou período de exploração de petróleo no Brasil alguns empreendedores privados, governos estaduais, SGMB, DNPM e o CNP. A geologia de superfície foi a principal ferramenta utilizada na pesquisa de petróleo, nesta fase. Inicialmente, era praticada por curiosos, próximos a seeps de óleo e gás, porém, com a criação do SGMB e DNPM, se apresentaram este cenário alguns geólogos e engenheiros de minas e, por fim, a geofísica começou a ser utilizada para a detecção de estruturas em subsuperfície. Cada vez mais, após a criação do CNP, a exploração passou a usar as ferramentas da sísmica e sondas de maior capacidade de perfuração de forma mais constante. Assim, as perfurações alcançavam 2500 metros de profundidade. A quantidade de poços terrestres rasos neste período só crescia, atingindo o número de 162 poços exploratórios, principalmente nas bacias do Recôncavo, Paraná, Amazonas e Sergipe-Alagoas.
Para se ter consciência da importância da criação da CNP, entre 1858 e 1938, além dos registros dos seeps de óleo e gás e da descoberta de óleo e gás na região de São Pedro (bacia do Paraná, São Paulo), Riacho Doce (Alagoas) e Bom Jardim/Iraituba (Amazonas), nenhum outro tipo de resultado positivo foi reportado. Mas entre 1939 e 1953, 10 campos de petróleo foram descobertos e as reservas nacionais alcançaram 298 milhões de barris, em uma produção diária de 2720 barris, sob a direção do CNP. Em 1953, havia por volta de 30 geólogos/geofísicos de petróleo no país. Entretanto, no interior brasileiro, as condições inóspitas e sem infraestrutura prevaleciam, o que enaltece e valoriza mais ainda o trabalho e resultados alcançados por estes primeiros exploracionistas brasileiros [2].
2.1.2 O período de exclusividade da Petrobrás
Após uma longa e fervorosa campanha popular, com a finalidade de servir de base para a indústria do petróleo no Brasil e para deter o monopólio da exploração, produção, refino e comercialização do petróleo e seus derivados, em nome da União, foi criada, em 03 de outubro de 1953, pela lei 2004, a Petrobrás, tendo sido instalada em 10 de maio de 1954, fazendo parte também de um ciclo histórico em que se almejou a construção da base industrial brasileira, por meio da criação de várias estatais nas áreas de metalurgia, siderurgia, estaleiros e, finalmente, petróleo. A principal finalidade da Petrobrás era cumprir a missão de suprir,
com petróleo e derivados, o mercado interno brasileiro, seja através da produção nacional ou mesmo por importação [2].
2.1.2.1 Fase terrestre
A instalação da Petrobrás marca o início deste período, juntamente com a presença concreta de técnicos estrangeiras e com a concentração de esforços no Recôncavo e na Amazônia. Na segunda metade desta fase, de 1961 a 1968, crescia progressivamente a quantidade de técnicos brasileiros presentes na área de exploração e pesquisa de petróleo. A concentração de esforços ainda no Recôndito também continuava crescendo, mas já ia se expandindo para as demais bacias cretáceas costeiras.
Na medida em que crescia o consumo nacional, a dependência externa se agravava, muito embora o preço do barril de petróleo fosse baixo nesta época. Uma das primeiras decisões da recém-criada Petrobrás, ainda em 1953, que se mostrou uma decisão de extrema importância para o desenvolvimento organizacional da exploração do petróleo, motivada pelas experiências malsucedidas anteriores, com órgãos financeiramente instáveis e estruturas pouco profissionais, foi a de organizar o departamento de exploração nos mesmos moldes em que as grandes companhias internacionais já operavam.
Em 1955, grandes esperanças foram geradas quando, na região de Nova Olinda, na bacia do Médio Amazonas, um dos primeiros poços perfurados produziu algum óleo, o que contribuiu para intensificar a campanha amazônica. Em 1957, a primeira descoberta de acumulação de Jequiá foi feita na bacia de Sergipe/Alagoas, sendo, também, a primeira fora do Recôncavo Baiano. As universidades brasileiras, regularmente, começaram a formar turmas de geólogos, a partir de 1960/1961. Neste ano, algum desconforto e frustração, derivados dos resultados negativos na Amazônia, começavam a incomodar no cenário nacional e, ainda neste período, um relatório que atestava e concluía a inexistência de acumulações de grande porte nas bacias sedimentares terrestres brasileiras foi divulgado.
Em 1963, o Campo de Carmópolis, em Sergipe-Alagoas, foi descoberto. Este campo foi muito importante porque se tornou a maior acumulação terrestre brasileira. No fim de 1967, um grande e extenso levantamento gravimétrico marítimo foi realizado entre Cabo Frio e Recife, uma vez que já estava amadurecida a ideia de se explorar a Plataforma Continental. Nos anos seguintes, o reconhecimento foi executado com sísmica de reflexão de cobertura múltipla e registro digital de muitas bacias da plataforma continental. Duas equipes sísmicas
terrestres da Petrobrás, em 1968, foram implantadas e o primeiro Centro de Processamento de Dados Sísmicos da empresa foi instalado. As primeiras sondas marítimas foram contratadas a fim de fazer a perfuração dos dois primeiros poços no mar, por causa dos levantamentos sísmicos anteriores. No segundo poço perfurado nesta ação, O campo de Guaricema foi descoberto, sendo, portanto, o primeiro campo de petróleo na plataforma continental brasileira. No final deste período, grande parte dos técnicos já era brasileira e a concentração de geólogos formados nos cursos recém-criados nas universidades brasileira se tornou regular. Assim, 58 acumulações de óleo e gás foram descobertas nesta fase, inclusive, Guaricema, em Sergipe-Alagoas, a primeira plataforma continental. No fim de 1968, a produção diária brasileira de petróleo era de aproximadamente 164 mil barris e as reservas eram de aproximadamente 1,25 bilhões de barris. Ainda assim, a dependência externa se mantinha. Porém as esperanças e expectativas de autossuficiência se renovaram, principalmente por causa de Guaricema, com as atenções voltadas neste momento para o mar [2].
2.1.2.2 Fase marítima
A descoberta do campo de Guaricema, com a perfuração do segundo poço na plataforma continental, deu início a esta fase. As perspectivas de autossuficiência foram renovadas por essa descoberta em Sergipe-Alagoas. A busca de petróleo na plataforma continental foi baseada em critérios de continuidade das bacias terrestres costeiras, com seus resultados e indícios, e também na observação de outras bacias internacionais, espalhadas pelo mundo [2].
2.1.2.2.1 Plataforma rasa
O potencial ainda não utilizado na época da província terrestre do Espírito Santo foi revelado, em 1969, com a descoberta do campo de São Mateus. Em 1972, tantos os distritos exploratórios quanto o número de técnicos e as atividades em terra estavam em declínio. Os fracos resultados na plataforma marítima, somados ao declínio das reservas de petróleo, conduziram a Petrobrás a importantes decisões: a criação da Braspetro, com a finalidade de procurar no exterior o petróleo que não havia sido encontrado no território nacional; e o
redirecionamento dos investimentos recebidos para o downstream - que incluem o refino, transporte, petroquímica e comercialização.
A descoberta na porção marítima da bacia Potiguar do campo de Uburana impulsionou a vinda de mais investimentos para o mar, em 1973. Mas foi nos últimos meses de 1974 que a grande primeira descoberta aconteceu nesse terreno: o campo de Garoupa, na bacia de Campos. O treinamento dos técnicos brasileiros e a contratação direta de consultores estrangeiros, com suas mais recentes metodologias e tecnologias, merecem destaque por sua ênfase, nesta fase. Também se deve mencionar que, de forma absoluta, a sísmica de reflexão era o principal método investigativo e continuava em progressiva evolução tecnológica.
No total, durante este período, 316 poços foram perfurados em terra e 165 no mar. O número de geólogos e geofísicos de petróleo também crescia, atingindo a marca de 270 no país. Assim, 30 acumulações de óleo e gás foram descobertas, 20 em terra e 10 na plataforma continental, das quais se destacam, em terra, as de São Mateus e Fazenda Cedro, no Espírito Santo, e Remanso, no Recôncavo. No mar, os destaques foram Ubarana, na bacia Potiguar, e especialmente Garoupa, na bacia de Campos. Ao final do ano de 1974, a produção diária de petróleo brasileiro estava em, aproximadamente, 182 mil barris e a reserva nacional, em 1,445 bilhões [2].
2.1.2.2.2 Bacia de Campos
Em 1975, o primeiro gigante da plataforma continental brasileira finalmente foi descoberto: o campo de namorado, na bacia de Campos. A presença e permanência de empresas estrangeiras e companhias brasileiras atuando no foro industrial petrolífero nacional foi possibilitado e permitido pelos contratos de risco, decretados em 1976.
Em 1978, O campo de gás de Juruá, na bacia de Solimões, foi descoberto e, em 1979, a primeira acumulação terrestre da bacia Potiguar. No mar, a primeira descoberta realizada por uma empresa trabalhando sob contrato de risco ocorreu: o campo de gás de Merluza, na bacia de Santos. Nesta mesma época, a Proalcool foi criada, em 1980, visando à redução da dependência externa de combustíveis. Assim, foi estabelecida uma meta de produção de 500 mil barris por dia, pelo governo federal, para 1985. Ainda em 1984, o Campo de Marimbá e Albacora foram descobertos, ambos na bacia de Campos, apontando a todos o caminho das águas profundas. Com isso, a meta proposta pelo governo federal de 500 mil barris por dia foi alcançada ainda no final de 1984, com praticamente um ano de antecipação. A bacia de
Campos se tornou a nova esperança nacional de autossuficiência e, com isso, cada vez mais as bacias cretáceas terrestres caíam em natural declínio exploratório.
Com o avanço da tecnologia, os dados sísmicos melhoraram consideravelmente em termos de qualidade e, devido a isso, puderam-se antecipar soluções para a exploração e produção em lâminas d'água maiores. Mais opções e soluções - que facilitaram o trabalho dos exploracionistas - foram oferecidas pelo Centro de Processamento de Dados Sísmicos da Petrobrás, quando este se tornou plenamente operante. As jazidas em águas mais profundas e marginais em terra se tornavam cada vez mais viáveis economicamente. Por isso, novos recordes de investimentos foram alcançados, o que resultou em mais descobertas e um acréscimo substancial das reservas nacionais e da produção diária.
A partir de 1985, navios de posicionamento dinâmico possibilitaram a perfuração em águas mais profundas, com cotas bati métricas maiores e, rapidamente, nos primeiros poços descobertas foram feitas, dentre as quais se destacam Albacora (400 a 1000 metros) e Marlim (700 a 1200 metros). Na medida em que a Petrobrás se informatizava, crescia também a adesão à ideia de se fortalecer o processamento sísmico interno com a compra de supercomputadores. Desta forma, os primeiros levantamentos de sísmica 3D causaram uma revolução e uma sensível aceleração na exploração petrolífera no mar. Também os navios de posicionamento dinâmico facilitaram o inevitável avanço para as águas profundas.
Os números desta fase chegam a 885 poços perfurados em terra e 750, no mar, pela Petrobrás. Neste mesmo período, as empresas sob contato de risco perfuraram 51 poços em terra e 64, no mar. Assim, 148 acumulações de óleo e gás foram encontradas, 98 em terra e 50, no mar. No fim de 1984, a produção diária nacional era de 488.400 barris por dia, e as reservas totais brasileiras chegavam a cerca de 4,3 bilhões [2].
2.1.2.2.3 Bacia de Campos, águas profundas
Outras descobertas importantes foram feitas em águas profundas depois de ter se confirmado o potencial da bacia de Campos. A sísmica 3D se tornou de vez a principal ferramenta para esta exploração, otimizando tempo e minimizando custos desde a descoberta até o desenvolvimento dos campos. Agora, com o avanço da tecnologia, a Petrobrás iniciou a preparação necessária para o desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas. O avanço foi de tal maneira que se tornaram operações de rotina os levantamentos de sísmica 3D em terra. Na região do rio Urucu, foram feitas importantes descobertas de gás, óleo e
condensado e, também de óleo em carbonatos albinianos da bacia de Santos, que inclui Tubarão, Coral e Estrela do Mar. Uma característica marcante da exploração na bacia de Campos foi o sensível aumento da aquisição sísmica 3D, juntamente com a utilização de navios de fontes e cabos múltiplos, otimizando a delimitação dos campos descobertos e os estudos de reservatórios.
Em Campos, com este aumento das campanhas de sísmica em 3D, para orientar a exploração em áreas virgens, novas frentes exploratórias foram abertas e houve ainda maiores minimizações nos custos as descobertas e delimitações na bacia. Várias outras novidades tecnológicas foram trazidas neste período, destacando-se a migração pré-empilhamento em profundidade, o processamento orientado para os objetivos, o posicionamento GPS e o processamento a bordo. A primeira acumulação de gás foi descoberta na bacia do Paraná, em Barra Bonita, e, também, a última grande descoberta na bacia de Campos em águas profundas: o campo de Roncador, produzindo óleo de boa qualidade e sendo o maior campo brasileiro. Em 1997, negociações de parceria com empresas multinacionais e brasileiras foram abertas, em áreas de exploração e desenvolvimento da produção.
As características principais deste período histórico, em suma, foram à ratificação de todo o potencial das águas profundas da bacia de Campos, a importância da sísmica em 3D como ferramenta exploratória e o alcance da meta diária de 1 milhão de barris. Os números continuavam a aumentar: 930 poços em terra e 549 no mar foram perfurados pela Petrobrás; 71 poços em terra e 10 no mar foram perfurados por companhias sob contrato de risco. Por fim, os resultados dessas explorações foram 211 acumulações de óleo e gás descobertas, sendo 123 delas em terra e as 88 restantes, no mar. No fim de 1997, a produção diária de petróleo chegava a 1.069.000 barris, alcançando uma reserva nacion2al de 16,9 bilhões de barris. A indústria do petróleo no Brasil foi regulamentada pela lei 9.478/97, quebrando o monopólio da União, até então feito e representado pela Petrobrás. Com o fim da exclusividade da Petrobrás, deu-se início à fase ANP [2].
2.1.2.2.4 Nova Lei do Petróleo, ANP e águas ultraprofundas
Um pouco antes do fim do monopólio do petróleo nacional, em novembro de 1995, foi aprovada pelo Congresso a Emenda Constitucional nº 9, cujo objetivo era o de atrair investimentos estrangeiros para esta área, através da abertura deste setor. Assim, juntamente com a quebra da exclusividade da Petrobrás, foi permitido a esta, o estabelecimento de
parcerias empresariais com investidores privados nacionais ou multinacionais, tanto para a exploração, quanto para o desenvolvimento da produção e sua produção, propriamente dita.
Com a aprovação da supracitada Emenda Constitucional nº 9, com a autorização do Ministério de Minas e Energia (MME), a Petrobrás iniciou a demarcação das áreas exploratórias e dos campos de petróleo para requisição à ANP e ainda iniciou os contatos com empresas, tanto nacionais quanto estrangeiras, objetivando estabelecer parcerias em algumas destas áreas e campos selecionados. Quando, em 06 de agosto de 1997, a nova lei do petróleo foi promulgada, tornou-se oficial o início de uma nova etapa na indústria do petróleo nacional. Um ano após, em 06 de agosto de 1998, a Petrobrás passou à condição de concessionária da ANP, concretizando assim de forma contundente a quebra do monopólio do petróleo.
Em meados de 1998, foram definidas, pela ANP, as áreas que ficariam com a Petrobrás e, também, assinados entre a ANP e a companhia os contratos de concessão de uma área total de cerca de 460 mil Km², englobando 115 blocos exploratórios, sendo então aproximadamente 7% do total sedimentar brasileiro. Deu-se início, desta forma, com a delimitação das áreas exploratórias e as condições contratuais, a uma fase de acertos das condições comerciais contidas nos contratos de parceria em andamento, sendo assinados, ainda neste ano, sete contratos com empresas internacionais, sendo quatro de exploração e três em desenvolvimento da produção.
Nos anos que se seguiram, mais dez contratos de parceria foram firmados até o final de 1999; em 2000, a Petrobrás logrou êxito sobre os direitos exclusivos de dois blocos e, em conjunto com outras companhias, de outros seis blocos. Assim sendo, no segundo semestre de 2001, havia 94 concessões exploratórias em vigência nas bacias sedimentares nacionais, dentre as quais 56 eram da Petrobrás e 38, de outras empresas.
Além de todas as reformas políticas que envolvem a exploração e pesquisa do petróleo no cenário nacional, a utilização da sísmica 3D com objetivo exploratório nas bacias terrestres, com resultados de excelente qualidade nas bacias do Espírito Santo e Potiguar, marcam este período de exploração. No mar, a exploração em águas profundas em outras bacias que não a de Campos, especialmente nas bacias de Santos e Espírito Santo, foi intensificada. Por fim, começou em 1999 a exploração na região de águas ultraprofundas, iniciada com a perfuração dos primeiros poços em cotas bati métricas superiores a 2000 metros. Uma pequena e modesta descoberta foi realizada no norte da bacia de Campos, já no ano de 2000 [2].
2.2 Pré-Sal
A camada pré-sal nada mais é do que um extenso reservatório de petróleo, situado em grandes profundidades do oceano Atlântico, abaixo de uma também extensa camada de sal. A sua profundidade é superior a 7000 metros, espalhando-se por uma faixa de 800 Km de extensão por 200 Km de largura, passando pelas bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, desde o litoral se Santa Catarina ao do Espírito Santo. Quanto à espessura dessa camada de sal, que nos dá juntamente com as outras dimensões, todas as medidas para calcular o volume dessa região, os geólogos afirmam ser de cerca de 2000 metros, conservando a qualidade do petróleo, sendo considerado superior se o compararmos ao petróleo extraído da camada pós-sal, localizada acima desta [2].
2.2.1 Pré-sal no Brasil
A formação de petróleo nessa região é estimada de aproximadamente 100 milhões de anos, decorrendo da decomposição de materiais orgânicos. Embora só venha sendo explorada agora, a existência e potencialidade da camada pré-sal não é um fato recente. Desde a década de 70, já havia especulação quanto a sua existência, porém as limitações tecnológicas da época não permitiam uma posição conclusiva quanto a isso. Porém, em 2005, após a descoberta do campo de Tupi, na bacia de Santos, aumentaram as expectativas em relação ao potencial da camada do pré-sal.
A única área da camada do pré-sal que teve as suas reservas dimensionadas por meio de testes de produção corresponde ao campo de Tupi. Assim, estima-se que a quantidade total de petróleo alcance de 5 a 8 bilhões de barris. O campo de Tupi deve atingir o seu pico de produção a partir do ano de 2017; esta é a previsão. Além de Tupi, na Bacia de Santos foram descobertos os campos Iara, Carioca, Júpiter, Caramba, Bem-Te-Vi, Parati, Guará e Ogum [2].
2.2.2 A exploração do pré-sal
Somente através do uso de tecnologia de ponta da área de exploração de petróleo em águas profundas, a Petrobrás conseguiu atingir a camada pré-sal, porém ela não é a única empresa envolvida nesta exploração. Outra hipótese que não pode ser descartada é a de que
todas as reservas conhecidas estarem interligadas, formando um único e mega campo de petróleo submerso. Muito embora não haja meios ainda para se estimar a quantidade total de petróleo e gás natural na camada do pré-sal, especula-se que esta quantidade seja enorme.
As estimativas quanto a esta quantidade variam. Há os que afirmam que seja algo em torno de 30 ou 50 bilhões de barris, mas há também quem mensure ser de 100 bilhões de barris, no mínimo, e ainda, 338 bilhões de barris. Se confirmando esses números tão altos, o Brasil poderia ocupar, seguramente, as primeiras posições no ranking dos países com maiores reservas de petróleo do mundo. Infelizmente, ainda é muito prematuro concluir qual das estimativas se encontra mais próxima da realidade, permanecendo desconhecida a total potencialidade da camada do pré-sal na região oceânica do Brasil [2].
2.3 Tipos de exploração e extração
Descritas, a seguir, estão algumas formas de exploração e extração de petróleo nos mares nas diversas profundidades:
2.3.1 Plataformas fixas
Uma das preferidas na exploração de petróleo em lâminas d’água com até 200 metros de profundidade. São construídas no local de exploração em estruturas de aço, sob estruturas chamadas jaquetas, presas com estacas no fundo do mar, como mostrado na Figura 1.
Figura 1: Plataforma do tipo P-51 [3].
Esse tipo de plataforma é preparado para receber todos os equipamentos referentes à perfuração do poço e à exploração de petróleo. Não tem capacidade de estocagem de óleo ou gás, os quais devem ser escoados através de dutos. Sua estrutura pode ser observada nas Figuras 2 e 3.
Figura 3: Detalhe da estrutura da plataforma [4].
2.3.2 Plataformas auto-eleváveis
É um tipo de plataforma que só é aplicável em águas rasas de no máximo 90 metros de profundidade. Sua estrutura é composta por três ou mais pernas que são montadas por cima e descidas até o leito do mar, fixando e erguendo a plataforma a uma altura acima das ondas do mar. A Figura 4 mostra um exemplo deste tipo de plataforma.
Este tipo de plataforma é mais utilizado em perfuração, pois após o trabalho as pernas são recolidas e desmontadas deixando a plataforma pronta para ser rebocada, como demonstrado na Figura 5.
Figura 5: Plataforma sendo rebocada [3].
2.3.3 Plataformas de pernas atirantadas (TLP)
TLP é uma plataforma flutuante ancorada verticalmente, muito utilizada em caso de reservatórios com mais de 300 metros de profundidade. Sua ancoragem ao fundo do mar se dá por estruturas tubulares, com tendões fixos ao leito do mar, reduzindo consideravelmente os movimentos da plataforma, como demonstrado na Figura 6. Assim, suas características de operação de perfuração se assemelham muito com as executadas em plataformas fixas.
Figura 6: TLP [5].
2.3.4 Plataformas semissubmersíveis
São plataformas apoiadas em flutuadores que ficam submersos. Dois sistemas são utilizados para manter a posição da plataforma: o sistema de ancoragem e o sistema de posicionamento dinâmico. O sistema de ancoragem é formado por oito a doze âncoras, que podem ser cabos e/ou correntes que saem da plataforma e vão até o leito do oceano. Com esse sistema a plataforma está sujeita a grandes movimentações do oceano podendo ser prejudicial para as operações de perfuração ou exploração do poço, assim, tem-se o sistema de posicionamento dinâmico que complementa o de ancoragem.
O sistema de posicionamento dinâmico é dotado de sensores acústicos que determinam o deslocamento da plataforma. A sua correção de posicionamento ocorre quase que simultaneamente, que pode ou não ser realizada por propulsão própria. Assim, este tipo de plataforma ganha uma grande vantagem, a fácil mobilidade e correção na operação podendo ser usado em operações com grande profundidade. A Figura 7 mostra um exemplo desse tipo de plataforma.
Figura 7: Thunder House, a maior plataforma submersível do mundo [6].
2.3.5 Navios-sonda
Navios-sonda é um tipo de navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre de perfuração localiza-se no centro deste, onde uma abertura no casco permite a passagem da coluna de perfuração, conforme se pode observar na Figura 8. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores, se assemelha ao das plataformas submersíveis e anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de sua posição. Os navios–sonda são destinados à perfuração de poços em águas profundas e ultraprofundas.
2.3.6 Sistemas flutuantes de produção (FPS e FPSO)
É um navio de grande porte com capacidade de produzir e estocar óleo e gás. Este navio pode ser ancorado ou dispõe de um sistema chamado DP, onde, de forma semelhante ao sistema de posicionamento dinâmico, o navio corrige seu deslocamento com propulsão própria, o sistema é dotado de computadores que usam informações de posicionamento fornecidas por GPS.
O FPSO, que é uma plataforma com formato circular. Este formato é revolucionário, pois traz maior estabilidade e menor custo de construção podendo assim viabilizar campos petrolíferos de baixa produção em águas profundas ou em ambientes oceânicos severos. Esse projeto foi realizado pela empresa norueguesa de projetos Sevan Marine.
A Figura 9 mostra a primeira plataforma construída segundo esse projeto, o FPSO Sevan Piranema, cujo casco foi montado na China, e o término da sua construção foi feito em um estaleiro na Holanda. Essa plataforma opera no campo de Piranema, no estado brasileiro de Sergipe, desde meados do ano de 2007.
Figura 9: FPSO Sevan Piranema [3].
2.4 Descrição do Projeto
Nesta seção, estão descritos os detalhes funcionais e estruturais do equipamento escolhido para este projeto e ainda estão expostos todos os acessórios que fazem parte do conjunto do colar de reação.
O colar de reação é o um equipamento que tem por objetivo suportar as cargas dinâmicas, extremas e os carregamentos cíclicos que estão cada vez maiores devido ao aumento da criticidade das condições de trabalho com a exploração do pré-sal.
Dessa forma, será feita uma análise visando contemplar um estudo estrutural, que compara a tensão atuante com a tensão limite de escoamento do material utilizado na fabricação do colar de reação, permitindo assim a realização de um estudo de casos cujo objetivo é avaliar a faixa de espessura mínima de parede que o equipamento deve ter em função dos carregamentos submetidos e do comprimento mínimo do colar de reação determinado pelo cliente, em função da instalação. Um desenho esquemático do equipamento referido é mostrado na Figura 10.
Figura 10: Colar de reação.
O colar de reação (reaction collar) faz parte de um conjunto de equipamentos que é instalado no “Hang off for flexible riser”, que, por sua vez, é instalado no modulo de bóia para o Pré-Sal. O módulo de bóia pode ser visto na Figura 11, enquanto o detalhamento da conexão do conjunto, na Figura 12.
Figura 11: Módulo de boia [7].
O equipamento é constituído por um enrijecedor de topo - conhecido, em inglês, por bend stiffener - conector e um anel de retenção, conhecido também como retaining ring. O anel de retenção é responsável por manter unidos o colar de reação e o conector. A Figura 13 mostra o conjunto dos equipamentos que integram o colar de reação.
Figura 13: Conjunto de equipamentos que integram o colar de reação.
2.4.1 Estrutura do duto flexível (flexible line)
Os dutos flexíveis são estruturas feitas de várias combinações de camadas de arames metálicos, fitas e polímeros - como pode ser observado na Figura 14 - que combinam baixa rigidez à flexão, com elevada rigidez axial, sendo assim, capazes de atingir grandes curvaturas sem sofrer danos nos dutos flexíveis.
Cada camada composta no duto flexível desempenha uma função diferente, como prevenir o colapso, vedação do fluido e suportar altas pressões internas, trações e temperaturas [8]. Essas características são desempenhadas por cada tipo de camada e será feita uma descrição da função de cada uma das camadas que compõem um duto flexível.
Figura 14: Estrutura do duto flexível [9].
2.4.1.1 Carcaça interna (flexbody)
A carcaça é a camada mais interna do duto flexível, conforme visto na Figura 15. A seleção do seu material metálico é feita em função da composição do fluido interno e dos carregamentos que serão submetidos. Os materiais mais usados são os aços inoxidáveis austeníticos (AISI 304L e AISI316L), a sua função é de prevenir o colapso da linha flexível devido à queda da pressão interna na estrutura e também colabora na resistência à abrasão, causada pelo transporte do fluido [10].
A sua geometria é fabricada através do dobramento de fitas metálicas de aço, que são bobinadas em uma espiral ao redor de um mandril, resultando no intertravamento da carcaça interna, que irá colaborar com o aumento da resistência ao colapso e da rigidez axial.
2.4.1.2 Barreira de pressão interna (flexbarrier)
É uma camada de polímero que é extrusada sobre a carcaça interna, conforme visto na Figura 16. A sua integridade depende da seleção do material, de forma a se obter uma resistência à composição química do fluido e também resistência a elevadas temperaturas. Normalmente são utilizados PA11 (Nylon 11), PA12 (Nylon 12), PVDF (Fluido de Poli fluoreto de vinilideno) e HDPE (Polietileno de alta densidade) como uma forma de vedação, garantindo com que o fluido não atinja as outras camadas do duto flexível [11].
Figura 16: Barreira de pressão interna [9].
2.4.1.3 Armadura de pressão (flexlock)
Para a seleção do material da armadura de pressão – observada na Figura 17 - deve-se considerar a soldabilidade, maleabilidade, a composição química do aço e os teores de carbono, manganês, fósforo, cobre, enxofre e silício. Maiores critérios sobre estes critérios podem ser obtidos na API RP 17B (2002) ou na API Spec 17J (2002) [12].
O seu perfil em forma de “Z” gera um intertravamento entre passos adjacentes, sendo, por isso, suportar os carregamentos gerados pela pressão interna e externa além de colaborar
com a redução dos esforços mecânicos radiais durante o lançamento do duto flexível e, consequentemente, reduzindo os esforços que a carcaça é submetida suas principais funções. A Figura 17 mostra uma armadura de pressão.
Figura 17: Armadura de pressão [9].
2.4.1.4 Armadura de tração (flextensile)
A armadura de tração – vista na Figura 18 - é composta por duas camadas de arames de aço carbono, com perfis retangulares, que são enroladas helicoidalmente e em sentidos opostos, a fim de evitar que o duto flexível sofra torção quando for submetido a carregamentos axiais. Essas camadas têm como função resistir à pressão interna e às cargas trativas a que o duto é submetido [13].
Figura 18: Armadura de tração [9].
2.4.1.5 Camada externa (flexshield)
É uma camada polimérica, que é extrusada sobre a armadura de tração que funciona como vedação para o duto assim evitando o contato com a água do mar nos espaços anular e protege contra impactos mecânicos durante as instalações [14].
Os tipos de polímeros que são normalmente usados são HDPE, PA 11 ou PA 12. A sua coloração serve como proteção contra os raios ultravioletas, como pode ser visto na Figura 19.
2.4.1.6 Camadas intermediárias
São geralmente aplicadas em situações em que duas camadas não aderentes estão em contato. As principais camadas intermediárias utilizadas são: camada antidesgaste, que são utilizadas quando existe a possibilidade de ocorrer deslizamento relativo entre as camadas não aderentes evitando, problemas de desgaste por fricção. A sua aplicação também pode ajudar com vedação do fluido externo; fita de reforço à compressão, que é aplicado sobre a armadura de tração externa e tem por finalidade a prevenção do fenômeno conhecido como birdcagin, que gera uma expansão radial da armadura de tração, ou seja, a sua função é aumentar a resistência à compressão; camadas isolantes, utilizadas para garantir um isolamento térmico no duto flexível, evitando assim a formação de parafinas na tubulação e garantindo a passagem do fluido até a plataforma [15]. A Figura 20 mostra essas camadas intermediárias.
Figura 20: Camadas intermediárias [9].
2.4.2 Conector (connector)
Os conectores são equipamentos fixos que tem como a finalidade realizar a união entre dois tramos de duto flexível e conexões entre outros equipamentos do poço e da plataforma. São acessórios específicos para cada tipo de tubulação, pois a sua vedação e fixação ocorre dentro do conector através das camadas do duto flexível [16].
Além de sua ligação ser feita através de juntas flangeadas, o conector tem como objetivo selar a união entre os equipamentos e suportar elevadas cargas dinâmicas a que é
submetido. Por esse motivo se desenvolve uma liga de aço carbono que apresenta uma tensão de ruptura maior que a do duto flexível. Um conector em corte é exibido na Figura 21.
Figura 21: Conector [9].
2.4.3 Enrijecedor de topo (bend stiffener)
O enrijecedor de topo é um equipamento que apresenta um perfil cônico para assegurar uma transição gradual das deformações e tensões no tubo flexível, o material selecionado para suportar as cargas extremas e os carregamentos cíclicos é o Poliuretano. A sua fixação é feita pela conexão flange–flange, mostrada nas Figuras 22 e 23, com o colar de reação, sendo utilizados parafusos como elemento de fixação [17].
A sua principal função é impedir elevadas deformações angulares do flexível, limitando as tensões de flexão a níveis determinados pelo projeto. Consequentemente, este equipamento deve apresentar uma vida útil à fadiga maior que a linha flexível.
Figura 22: Enrijecedor de topo [18].
Figura 23: Fixação do bend stiffener com o colar de reação [9].
2.4.4 Anel de retenção (reating ring)
O anel de retenção tem como objetivo manter fixados o colar de reação e o conector, a fim de evitar o deslocamento vertical do conector no caso de ruptura do tubo flexível. O anel de retenção é posicionado sobre o conector de forma que o flange do conector fique dentro do mesmo e parafusos são utilizados como elemento de fixação, para manter o conector e o colar de reação sempre juntos. A Figura 24 mostra esta montagem.
Capítulo 3
Estudo Analítico
Como explicado anteriormente, a tubulação flexível é fixada no conector que por sua vez está fixado no colar de reação que estará apoiado no “Hang off for Flexible Riser”, que faz parte de um conjunto de equipamentos acoplados na boia. O conector é um equipamento que está sempre presente no início e no final de cada tramo de linha, sendo ele responsável pelas conexões entre o spool da plataforma e o riser, entre os tramos ou na transição de diâmetros de um tramo para outro. Além disso, é responsável pela conexão entre o flowline e o MCV. Para o sistema de módulo de boia, o conector fica fixado com parafusos na parte superior do colar de reação que por sua vez está acoplado dentro do mesmo (Figura 23). O objetivo do estudo é definir as dimensões do colar de reação, que não são definidas pelo projeto, da forma mais otimizada possível. Como primeira análise, serão estudadas as espessuras máximas de parede de cada seção do colar de reação.
3.1 Premissas
Para melhorar esse estudo, alguns pressupostos e hipóteses foram assumidos, sendo descritos abaixo:
O colar de reação e o conector, após o acoplamento, serão estudados como uma única peça;
A Figura 25 mostra o modelo de colar de reação que será utilizado na abordagem deste projeto;
“Os dados iniciais têm origem no projeto de fixação de uma tubulação de 10”; Os estudos de tensões internas serão realizados nas seções A, B, C e D; O modelo analítico estudado segue conforme a Figura 26;
Figura 25: Modelo do colar de reação, com valores em milímetros.
Pode-se observar que o esforço referente ao cortante e a flexão Fy encontra-se em um
ponto de aplicação fora da peça de distância “d” da peça; isso ocorre devido à transposição de cargas, que vem do enrijecedor de topo, que fica acoplado abaixo do colar de reação.
O esforço trativo Fx, tem um ponto de aplicação distinto (fora do escopo desta análise),
pois este é aplicado somente ao equipamento conector. Os esforços considerados seguem conforme a Figura 26.
3.2 Cálculos de tensões na estrutura da peça
3.2.1 Equilíbrio de forças
Com o objetivo de nortear o estudo de tensões do problema em questão, foram adotadas como referência para a análise quatro seções - A, B, C e D – que podem ser visualizadas na Figura 26. Estas seções contemplam concentradores de tensões e se distinguem por serem possíveis pontos de máximas tensões internas da peça. Os cálculos completos são apresentados no Apêndice B.
3.2.2 Equilíbrio de forças no engaste
Considerou-se que a seção A será engastada, como pode ser verificado na Figura 26. Desta forma, são aplicadas as equações estáticas para o caso do engaste, vistas na Equação 3.1 e na Equação 3.2, fazendo o equilibro de forças e momentos para se chegar a uma expressão de momento para o engaste, na Equação 3.3.
(3.1) (3.2) (3.3) Onde:
3.2.3 Equilíbrio de forças na seção A
Com o equilíbrio de forças e momentos na seção A, calculam-se o cortante e o fletor nesta seção específica, vistas na Equação 3.4 e na Equação 3.5. Fazendo a composição destas duas equações chega-se a uma expressão de momento para a referida seção, observada na Equação 3.6. (3.4) (3.5) (3.6) Onde:
3.2.4 Equilíbrio de forças na seção B
Com o equilíbrio de forças e momentos na seção B, calculam-se o cortante e o fletor nesta seção específica, vistas na Equação 3.7 e na Equação 3.8. Fazendo a composição destas duas equações chega-se a uma expressão de momento para a referida seção, observada na Equação 3.9.
(3.7)
(3.8)
Onde:
.
3.2.5 Equilíbrio de forças na seção C
Com o equilíbrio de forças e momentos na seção C, calculam-se o cortante e o fletor nesta seção específica, vistas na Equação 3.10 e na Equação 3.11. Fazendo a composição destas duas equações chega-se a uma expressão de momento para a referida seção, observada na Equação 3.12. (3.10) (3.11) (3.12) Onde: .
3.2.6 Equilíbrio de forças na seção D
Com o equilíbrio de forças e momentos na seção C, calculam-se o cortante e o fletor nesta seção específica, vistas na Equação 3.13 e na Equação 3.14. Fazendo a composição
destas duas equações chega-se a uma expressão de momento para a referida seção, observada na Equação 3.15. (3.13) (3.14) (3.15) Onde: .
3.2.7 Esforços e tensões internas na seção A
Usando-se a fórmula de flexão e a aplicando às condições da seção A, obtém-se a Equação 3.16 [19]: (3.16) Onde: . .
Para tensão máxima, usa-se o valor máximo de y, sendo seu valor expresso pela Equação 3.17:
(3.17)
Como neste caso não há tensão normal, a linha neutra não é deslocada. Então, o ponto de maior tensão é o que está mais afastado do centro da face da seção. Desta forma, os extremos da peça são os pontos de maior tensão. A Equação 3.18 [19] descreve a tensão de cisalhamento interna da seção em função da força aplicada e das condições geométricas:
(3.18) Onde: . .
Assim, obtêm-se as Equações 3.20 e 3.21:
(3.20)
(3.21)
3.2.8 Esforços e tensões internas na seção B
Usando-se a fórmula de flexão e a aplicando às condições da seção B, obtém-se a Equação 3.22 [19]:
(3.22) Onde: . .
Para tensão máxima, usa-se o valor máximo de y, sendo seu valor expresso pela Equação 3.23:
(3.23)
A Equação 3.24 [19] descreve a tensão de cisalhamento interna da seção em função da força aplicada e das condições geométricas:
(3.24) Onde, . .
Assim, obtêm-se as Equações 3.25 e 3.26:
(3.25)
(3.26)
3.2.9 Esforços e tensões internas na seção C
Usando-se a fórmula de flexão e a aplicando às condições da seção C, obtém-se a Equação 3.27 [19]: (3.27) Onde: . .
Para tensão máxima, usa-se o valor máximo de y, sendo seu valor expresso pela Equação 3.28:
(3.28)
A Equação 3.29 [19] descreve a tensão de cisalhamento interna da seção em função da força aplicada e das condições geométricas:
(3.29) Onde: . .
Assim, obtêm-se as Equações 3.30 e 3.31:
(3.30)
(3.31)
3.2.10 Esforços e tensões internas na seção D
Usando-se a fórmula de flexão e a aplicando às condições da seção C, obtém-se a Equação 3.32 [19]: (3.32) Onde: .
.
Para tensão máxima, usa-se o valor máximo de y, sendo seu valor expresso pela Equação 3.33:
(3.33)
A Equação 3.34 [19] descreve a tensão de cisalhamento interna da seção em função da força aplicada e das condições geométricas:
(3.34) Onde: . .
Assim, obtêm-se as Equações 3.35 e 3.36:
(3.35)
(3.36)
