ANÁLISE DE FADIGA DURANTE O REBOQUE DE UM CONJUNTO DE RISERS RIGIDOS DO TIPO BUNDLE HÍBRIDO AUTO-SUSTENTÁVEL
Mariana Teixeira Coelho Gomes Carneseca
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): Gilberto Bruno Ellwanger Claudio Marcio Silva Dantas
Rio de Janeiro Março de 2013
Carneseca, Mariana Teixeira Coelho Gomes
Análise de fadiga durante o reboque de um conjunto de risers rígidos do tipo bundle híbrido auto-sustentável / Mariana Teixeira Coelho Gomes Carneseca – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2013.
XIII, 188 p.: il.; 29,7 cm.
Orientadores: Gilberto Bruno Ellwanger Claudio Marcio Silva Dantas
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de Engenharia Civil, 2013.
Referências Bibliográficas: p. 130-132.
1. Riser Híbrido Auto-Sustentável. 2. Fadiga de Onda. 3. Métodos de Arraste de Risers Rígidos I. Ellwanger, Gilberto Bruno, et al. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Civil. III. Título.
Dedico este trabalho ao meu marido Luiz Fernando, aos meus pais Maria Guiomar e Gastão, à minha avó Verinha e ao meu tio e padrinho Carlinhos.
Agradecimentos
À PRINCIPIA pela confiança e apoio ao fornecer uma licença acadêmica do software Deeplines, imprescindível para esse estudo.
Agradeço aos meus orientadores Prof. Gilberto e Claudio Marcio pela orientação nesse trabalho, amizade e incentivo, muito obrigada.
A todos os colegas da Doris Engenharia onde desenvolvi de março 2009 a dezembro 2011 os conhecimentos de riser tower através de diversos estudos conceituais.
À COPPE\UFRJ, em especial aos professores da área de Petróleo e Gás, pelos conhecimentos transmitidos ao decorrer do curso.
Ao meu marido Luiz Fernando que esteve ao meu lado em todas as fases do mestrado, apoiando e acompanhando meus estudos às noites e finais de semana.
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
ANÁLISE DE FADIGA DURANTE O REBOQUE DE UM CONJUNTO DE RISERS RIGIDOS DO TIPO BUNDLE HÍBRIDO AUTO-SUSTENTÁVEL
Mariana Teixeira Coelho Gomes Carneseca Março/2013
Orientadores: Gilberto Bruno Ellwanger Claudio Marcio Silva Dantas
Programa: Engenharia Civil
Essa dissertação desenvolve um estudo de fadiga de onda de um riser híbrido auto-sustentável tipo bundle durante sua fase de seu transporte do canteiro de obra até o local de instalação. O riser é montado em terra e transportado para o local de instalação através do método de arraste. O cenário adotado e as condições ambientais são similares aos encontrados na costa leste Brasileira. São analisadas duas configurações distintas de reboque, o arraste de superfície e o arraste profundo.
O principal objetivo dessa dissertação é obter informações sobre o comportamento da fadiga de onda no riser, estimando as principais variáveis que influenciam no dano ao longo da linha, a fim de determinar as limitações operacionais do reboque de cada configuração considerada.
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
FATIGUE ANALYSIS OF A SELF-STANDING HYBRID BUNDLE RISER TOWER DURING TOWING OPERATION.
Mariana Teixeira Coelho Gomes Carneseca March/2013
Advisors: Gilberto Bruno Ellwanger Claudio Marcio Silva Dantas
Department: Civil Engineering
This dissertation develops a wave fatigue study of a self-standing bundle hybrid riser during the transportation from the construction yard to the installation field. The hybrid riser is assembled onshore and towed to the installation field. The environmental scenario considered is the Brazilian east coast conditions. Two towing configurations are analyzed, surface and deep tow. The main objective of this thesis is to obtain information regarding the wave fatigue behavior on the bundle hybrid riser tower by estimating the key variables that influence the damage along the riser, in order to determine the towing operational limitations for each considered configuration.
Sumário
CAPÍTULO I INTRODUÇÃO ... 1
I.1. Motivação ... 1
I.2. Introdução ... 3
I.3. Objetivo... 4
I.4. Organização do Texto ... 5
CAPÍTULO II RISERS: CLASSIFICAÇÃO, CONFIGURAÇÃO E INSTALAÇÃO. ... 7
II.1. Classificação de Dutos Submarinos... 7
II.2. Tipos de Risers ... 7
II.3. Configuração dos Risers ... 11
II.4. Métodos de Instalação de Risers ... 15
CAPÍTULO III RISER HÍBRIDO AUTO-SUSTENTÁVEL ... 21
III.1. Revisão Histórica de Riser Híbrido Auto-Sustentável ... 21
III.2. Resumo do Conceito de BHR ... 23
III.3. Fadiga em Riser Híbrido Auto-Sustentável ... 25
III.4. Instalação do BHR ... 26
CAPÍTULO IV REVISÃO TEÓRICA ... 31
IV.1. Análise Global ... 31
IV.2. Modelo Hidrodinâmico das Linhas ... 32
IV.3. Modelo Estrutural - MEF ... 35
IV.4. Análise de Fadiga ... 35
V.1. Configuração da operação reboque da Torre BHR ... 44
V.2. Bóia de Sub-Superfície (BS) ... 45
V.3. Cotas Verticais do Modelo ... 47
V.4. Seção transversal do BHR ... 48
V.5. Propriedades Mecânicas da Amarra e do Cabo de Aço ... 53
V.6. Características do Modelo dos equipamentos de extremidade da torre do BHR (TA e BA) ... 54
V.7. Coeficientes Hidrodinâmicos das Linhas do Modelo ... 55
V.8. Rebocadores ... 57
V.9. Rota e Cargas Ambientais ... 59
V.10. Extração dos Resultados de fadiga ... 64
V.11. Resumo das Hipóteses do Modelo ... 67
V.12. Abordagem do Estudo de Fadiga de Onda no CP durante o Arraste do BHR ... 67
CAPÍTULO VI ESTUDO DA CONFIGURAÇÃO DE REBOQUE ... 69
VI.1. Metodologia para Análise de Sensibilidade da Configuração de Reboque ... 69
VI.2. Análise Global Dinâmica (sem efeito de primeira ordem) – Sensibilidade da Configuração de Reboque. 70 VI.3. Análise Global Dinâmica com efeitos de primeira ordem – Sensibilidade da Fadiga durante o Reboque 89 CAPÍTULO VII ANÁLISE DE FADIGA DO BHR DURANTE A FASE DE REBOQUE ... 94
VII.1. Resultado da Análise de Fadiga por Configuração de Arraste ... 94
VII.2. Dano Acumulado de Todas as Fases da Operação de Arraste ... 109
VII.3. Análises de Sensibilidade ... 116
CAPÍTULO VIII CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 126
VIII.1. Conclusões ... 126
VIII.2. Sugestões de Trabalhos Futuros ... 128
ANEXO I RAO DOS REBOCADORES... 133
ANEXO II VERIFICAÇÃO DA ESPESSURA DE COLAPSO DO CP (IN SITU) .... 138
ANEXO III SENSIB. FADIGA SUPERFÍCIE ... 143
ANEXO IV SENSIB. FADIGA ARRASTE PROFUNDO ... 145
ANEXO V FADIGA DE ONDA CONFIGURAÇÃO A1 ... 147
ANEXO VI FADIGA DE ONDA CONFIGURAÇÃO A2 ... 152
ANEXO VII FADIGA DE ONDA CONFIGURAÇÃO B1 ... 157
ANEXO VIII FADIGA DE ONDA CONFIGURAÇÃO B2 ... 165
ANEXO IX FADIGA DE ONDA CONFIGURAÇÃO C1 ... 173
ABREVIAÇÕES E SIGLAS
ANM: Árvore de Natal Molhada
ANS: Árvore de Natal Seca
BA: Bottom Assembly
BHR: Bundle Hybrid Riser
BP: Bollard Pull (Capacidade de Tração Estática do Rebocador)
BS: Bóia de Sub-superfície
BSR: Bóia de Sustentação de Risers
BV: Bureau Veritas
CAPEX: Capital Expenditure (Custo de Capital)
CP: Core Pipe (Duto Estrutural Central do Bundle)
DFF: Design Fatigue Factor
DNV: Det Norske Veritas
FPSO: Floating Production Storage and Offloading
GoM: Golfo do México
IFP: Institut Français du Pétrole
MEF: Método de Elementos Finitos
NA: Não Aplicável
OPEX: Operational Expenditure (Custo Operacional)
OS: Offshore Standard
RAO: Response Amplitude Operator (Operador de Amplitude de Resposta)
RHAS: Riser Híbrido Auto-sustentável
RP: Recommended Practice
SCF: Stress Concentration Factor
SCR: Steel Catenary Riser
SHR: Single Hybrid Riser
SSAO: Separador Submarino de Água e Óleo
TA: Top Assembly
TDP: Touch Down point
UF: Unidade Flutuante
VIV: Vortex-Induced Vibrations (Vibrações Induzidas por Vórtices)
VIM: Vortex-Induced Motion (Movimentos Induzidos por Vórtices)
VM: Von Mises
SÍMBOLOS
ALFABETO ROMANO
Aaço: Área de Aço da Seção do Riser
Aext: Área Externa da Seção do Riser
Aint: Área Interna da Seção do Riser
Aw: Amplitude da Onda
B: Inverso da Inclinação da Curva S-N
Ca: Coeficiente da Massa Adicional
Cd: Coeficiente de Arrasto
Cm: Coeficiente de Inércia
EA: Rigidez Axial
EI: Rigidez a Flexão
fy: Tensão de Escoamento do Aço
fu: Tensão de Última do Aço
g: Aceleração da Gravidade
GJ: Rigidez Torcional
H: Lâmina D’água
Hw: Altura da Onda (Dupla Amplitude)
ID: Inner Diameter (Diâmetro Interno)
J: Momento Polar de Inércia
k: Número de Onda
a
log : Intercessão com o eixo logN
Lw: Comprimento da Onda de Incidência
MN: Milhas Náuticas
N: Número de Ciclos até a Falha
OD: Outer Diameter (Diâmetro Externo)
Re: Número de Reynolds
S: Variação de Tensão
Tw: Período da Onda Incidente
V: Velocidade de Arraste do BHR
w: Frequência da Onda Incidente
z: Profundidade da Lâmina D’água
ALFABETO GREGO ∆σ: Variação de Tensão
ε
: Coeficiente de Poison η: Fator de Utilização ρ: Massa Específica σm : Tensão Médiaσy: Tensão de Escoamento do Material
σu: Tensão Limite de Resistência
ζ: Coeficiente de Amortecimento Estrutural
CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
I.1.
Motivação
A exploração e produção de óleo e gás em águas profundas e ultra-profundas tem impulsionado grandes pesquisas por novas tecnologias. Os principais fatores que estimulam esses investimentos são o alto preço do barril, as descobertas de petróleo em água profundas e ultra-profundas e o esgotamento das reservas de petróleo mais acessíveis.
O ritmo de descobertas e renovação de reservas e produção em águas profundas e ultra-profundas é crescente, apesar dos elevados custos de upstream* e riscos inerentes da atividade. Como o processo de transição de energias fósseis para renováveis ainda não é 100% economicamente e tecnicamente viável, a tendência é que o petróleo se mantenha como a principal fonte de combustível mundial. A Figura I.1 apresenta um gráfico dos recordes, em função da profundidade, de descobertas de reservas de petróleo no mar desde o início da exploração offshore.
Figura I.1: Recordes de Exploração e Produção Offshore (profundidade versus ano). [1] *Engloba as atividades de exploração, perfuração e produção da cadeia produtiva de petróleo
No Brasil, o cenário atual de pesquisa e desenvolvimento de produção offshore é mais intenso em função das grandes descobertas de bacias de óleo e gás localizadas na camada do pré-sal. O óleo descoberto no pré-sal é de excelente qualidade com alto valor comercial e enorme volume estimado.
Apesar da euforia das grandes descobertas de reservas de hidrocarbonetos situadas na zona economicamente exclusiva brasileira (entre 12 e 200 milhas náuticas da costa) denominada “Amazônia Azul” pela Marinha do Brasil, a exploração desses recursos apresenta grandes desafios tecnólogos. A prospecção e a extração do petróleo em grandes profundidades de maneira sustentável exigem muitos recursos financeiros e tecnológicos. Alguns dos principais desafios do pré sal são listados resumidamente a seguir:
• O petróleo e gás dos reservatórios possuem grande quantidade de dióxido de carbono, 8 a
12%. Isso aumenta o custo da produção com equipamentos para a separação do gás e com a destinação final ecologicamente correta para o CO2. O CO2 não pode ser lançado na atmosfera, pois ele é o principal causador do efeito estufa;
• Garantia do escoamento: a presença de alta pressão e baixa temperatura propicia a deposição de parafina e o bloqueio da linha por hidratos de gás. A camada de sal possui maior condutividade térmica (comparada aos outros sedimentos), somado com a grande lâmina d’água, faz com que o fluido de produção transfira boa parte do seu calor antes de chegar à unidade de produção;
• As reservas do pré-sal estão localizadas longe da costa terrestre, cerca de 300 km de distância. Isso implica em logística de pessoas, escoamento da produção, apoio à plataforma, planos de contingência, etc.
• Problemas durante a perfuração da camada salina devido a sua natureza plástica e impermeável. Elaborar métodos para manter a integridade do poço para evitar a prisão da coluna de perfuração. Qualificação de materiais da broca e da coluna de perfuração resistente às características específicas da camada de sal.
• Materiais resistentes a ambientes agressivos (corrosivos, ácidos, etc.) e a elevados gradientes de temperatura. O gás carbônico, em contato com a água de formação do reservatório, gera o ácido carboxílico, combinação extremamente corrosiva.
• Engenharia submarina: necessidade de desenvolvimento e qualificação de diversos tipos
de dutos e equipamentos resistentes a altas pressões, ambientes extremamente corrosivos e com alto poder de isolamento térmico.
Mesmo com todos os desafios e dificuldades inerentes da exploração de petróleo na camada do pré-sal, todo o esforço é recompensado pela grande quantidade e alta qualidade do óleo das reservas. O preço do petróleo no mercado internacional é o fator decisivo para garantir a
viabilidade econômica da produção na camada pré-sal. Atualmente, o valor do barril está bem acima do mínimo viável e especulações acreditam que esse patamar será mantido para as próximas décadas.
I.2.
Introdução
No início da exploração offshore até meados da década de 70, a engenharia submarina apresentava poucos desafios, pois as reservas se concentravam em campos atualmente considerados rasos (até 200m) onde predominavam as plataformas fixas (tipo jaquetas ou auto-elevatórias). A exploração e produção em unidades fixas são similares à atividade em terra firme, pois não há movimentos da plataforma em relação ao fundo do mar e os dutos submarinos não são solicitados dinamicamente (exceto pela pressão da passagem das ondas) o que viabilizava a completação através de árvore de natal seca (ANS).
À medida que a produção de petróleo avançou em direção a águas profundas (acima de 300m) as plataformas fixas, seja de aço ou de concreto, tornam-se inviáveis por uma questão de custo exponencialmente crescente. Tornou-se necessário adotar estruturas flutuantes para unidade de produção e exploração.
Uma característica importante para o projeto de engenharia submarina das unidades flutuantes são os movimentos, em especial os verticais de primeira ordem, causados pela resposta da estrutura às ondas. Esses movimentos verticais causam uma onda de compressão nos dutos conectados à unidade, o que pode induzir a linha rígida à flambagem, gerando diversas limitações que devem ser respeitadas no seu projeto estrutural. Outra característica restritiva das unidades flutuantes é que, na maioria das vezes, a completação seca é inviável, pois a mesma exige que os dutos conectados tenham movimentos extremamente reduzidos de forma a não comprometer a estrutura na conexão com a ANS.
Quanto mais profunda é a lâmina d’água na exploração offshore maior é a importância e a proporção da engenharia submarina em relação à unidade de produção. Atualmente, apesar do elevado custo, a tendência da exploração em águas profundas e ultra-profundas é aumentar as atividades submarinas. “O grande desafio da indústria petrolífera mundial é colocar tudo no fundo do mar e não mais ter as unidades flutuantes.” (Diretor Guilherme Estrella, 2005, Petrobras Magazine, ed. 46). Um exemplo dessa tendência é o desenvolvimento de equipamento submarino de separação primária de óleo e água (SSAO) pela Petrobras, instalado em 2011 pela primeira vez no campo de Marlim.
No caso específico do pré-sal brasileiro, a unidade flutuante sempre terá, no mínimo, a função de armazenamento da produção, pois o escoamento submarino através de dutos é inviável
economicamente devido à grande distância da costa e a necessidade de elevado isolamento térmico para a garantia de escoamento das linhas.
A parcela do custo da engenharia submarina de um sistema de exploração e produção aumenta significativamente com o aumento da profundidade, podendo representar mais de 30% do CAPEX de todo o sistema de produção em águas profundas e ultra-profundas. Isso ocorre devido à complexidade da operação e controle de todo o fluxo da produção no solo marinho através da UF, na superfície. Outros fatores que tornam a engenharia submarina um dos sistemas mais importantes na indústria offshore atual é o custo de investimento para desenvolvimento de materiais e técnicas de produção, de forma a atender às condições cada vez mais severas de pressão e temperatura do meio submarino, seguindo rigorosos padrões de segurança e confiabilidade.
Essa dissertação limita-se no estudo dos dutos submarinos, chamados de risers, responsáveis pelo transporte de fluidos de produção entre a unidade produtora, na superfície do mar, e a cabeça do poço, localizada no leito marinho. A escolha adequada da configuração e do método de instalação de risers é um processo muito importante e que envolve diversas variáveis do projeto de exploração offshore.
I.3.
Objetivo
O objetivo desse trabalho é o estudo global da fadiga devido à onda na torre rígida de um Bundle Hybrid Riser (BHR), configuração de riser descrita no CAPÍTULO III, durante sua fase de reboque do estaleiro até o campo de operação, que é a fase crítica para a fadiga desse sistema, [2]. São abordadas as alternativas de arraste de superfície e arraste de profundidade controlada, conceitos também apresentados no CAPÍTULO III.
O cenário desafiador atual de exploração e produção de petróleo e gás justifica o objetivo do presente trabalho, na medida em que o mesmo estuda uma configuração de riser que visa atender os requisitos de águas profundas e ultra-profundas.
O estudo de caso da presente dissertação é baseado no modelo do BHR de uma pesquisa da empresa 2H Offshore [3] e são consideradas as condições ambientais e distâncias de reboque similar às da Bacia de Campos e Santos, costa leste do Brasil.
Todas as análises são feitas através do auxílio do programa Deeplines. Deeplines é um software desenvolvido pela PRINCIPIA, em parceria com o Instituto Francês de Petróleo (IPF), para análises globais de risers, linhas de ancoragem e flowlines através do método de elementos finitos. Todos os módulos do Deeplines são certificados pela sociedade classificadora francesa BV.
I.4.
Organização do Texto
O texto da dissertação é organizado em oito capítulos: introdução (CAPÍTULO I), apresentação do conceito de risers (CAPÍTULO II e III), metodologia e análises (CAPÍTULO IV, V e VI), apresentação e análise dos resultados (CAPÍTULO VII), considerações finais (CAPÍTULO VIII), finalizando com as referências e os anexos.
O CAPÍTULO II aborda conceitos relativos à classificação, configuração e instalação de risers. Inicia-se com a apresentação dos tipos de dutos em função da solicitação na estrutura, que pode ser estática (flowlines) ou dinâmica (risers). Em seguida é diferenciado o riser rígido do riser flexível e suas aplicações (perfuração, produção, injeção, etc.). Por fim, o capítulo apresenta os métodos de fabricação e de instalação de risers citando as vantagens e desvantagens de cada um. O CAPÍTULO III apresenta as particularidades da configuração de riser híbrido auto-sustentável. Primeiramente é feito uma revisão histórica do conceito e listado todos os risers híbridos auto-sustentáveis (RHAS) já instalados até o presente momento. Em seguida são apresentados todos os equipamentos que compõem o sistema de RHAS e, por fim, é descrito um dos métodos utilizado para a instalação do mesmo.
O CAPÍTULO IV aborda os conceitos teóricos utilizados para a elaboração das análises de fadiga em estruturas tubulares soldadas. São apresentados os procedimentos indicados em normas, aplicadas à indústria offshore, para a verificação à fadiga de estruturas metálicas. Os tópicos do capítulo são: análise global, modelagem estrutural e hidrodinâmica da linha e conceitos adotados para o cálculo de fadiga ao longo do BHR.
O CAPÍTULO V é dedicado à definição das características do modelo adotado para o estudo de caso desta dissertação. Os principais dados de entrada usados para a modelagem da estrutura, as condições ambientais impostas em cada caso de carregamento e as características do modelo estão descritas nesse capítulo.
O CAPÍTULO VI é dedicado ao estudo da configuração de arraste ideal, que respeite os limites operacionais e minimizem o dano no BHR. A melhor configuração de arraste é definida através de análises de sensibilidade de parâmetros da configuração de arraste que podem se variados, como a distância entre rebocadores e comprimento das linhas auxiliares de arraste, por exemplo. O CAPÍTULO VII apresenta e analisa os resultados de fadiga de onda durante o arraste da linha do estudo de caso dessa dissertação, a partir das configurações de arraste selecionadas no CAPÍTULO VI. Esse capítulo também apresenta as análises de sensibilidade dos principais parâmetros da operação de arraste do BHR.
O CAPÍTULO VIII é dedicado a resumir as conclusões do estudo de fadiga de onda no core pipe durante o arraste do BHR e apontar as sugestões de trabalhos futuros.
Por fim, são apresentadas as referências bibliográficas adotadas durante a elaboração dessa dissertação e os anexos que estão citados ao longo do trabalho.
CAPÍTULO II
RISERS: CLASSIFICAÇÃO,
CONFIGURAÇÃO E INSTALAÇÃO.
Este capítulo apresenta as diferenças entre os tipos de dutos submarinos em função da natureza das cargas solicitantes: estática ou dinâmica, seção II.1. As seções II.2 e II.3 mencionam as definições, classificações e configurações possíveis para cada tipo de duto submarino. Por fim, a seção II.4 apresenta os métodos de fabricação e de instalação aplicáveis para cada tipo de duto e cita as vantagens e desvantagens de cada método.
II.1.
Classificação de Dutos Submarinos
Os dutos submarinos são classificados em função do tipo de solicitação a que são submetidos:
• Dinâmica: dutos submarinos que sofrem a ação das ondas e dos movimentos da UF são
denominados de risers;
• Estática: dutos submarinos apoiados no leito marinho, onde a influência dinâmica das ondas é desprezível, são chamados de flowlines ou pipelines.
Os Risers são condutores de fluidos entre a plataforma e o leito marinho ou entre plataformas, são linhas suspensas em catenária ou tensionadas por bóias/flutuadores. Os flowlines são utilizados para conexões entre equipamentos submarinos, conexões entre poços e equipamentos ou para escoamento da produção até a costa continental. Essa dissertação enfatiza o estudo dos risers e suas configurações.
A estrutura dos risers está sujeita constantemente às cargas ambientais como ações dinâmicas de ondas, correntes marítimas e movimento da UF, diferentemente dos flowlines, que são solicitados apenas a carregamentos ambientais oriundos de correntes marítimas.
II.2.
Tipos de Risers
Quanto à configuração estrutural dos risers, existem basicamente dois tipos: flexíveis ou rígidos. Os risers rígidos são tubos de liga de aço unidos por soldas de topo, umas de suas principais vantagens é a simplicidade estrutural e de construção. Já os dutos flexíveis são constituídos por uma série de camadas intercaladas de aço e polímeros. Por sua complexidade tecnológica de fabricação, os risers flexíveis são muito mais onerosos que os rígidos.
De acordo com a sua aplicação os risers podem ser de produção, de injeção, de perfuração ou de completação. Os risers de produção e injeção podem ser do tipo rígido ou flexível, podendo ser instalados em diferentes configurações (catenária, híbridos, verticais, etc.).
Uma das maiores barreiras tecnológicas para a exploração em águas profundas e ultra-profundas é garantir a integridade estrutural dessas linhas ao longo da vida útil de projeto. Além disso, os risers e seu processo de instalação são parte considerável do custo de um sistema de exploração offshore.
II.2.1.
Riser Rígido
Os risers rígidos são tubos de aço formados por uma série de juntas entre 5m e 15m de comprimento* unidos através de soldas de topo. Podem ser instalados com flutuadores para diminuir o seu peso submerso, quando em lâminas d’água profundas e ultra-profundas.
O duto rígido é capaz de resistir a altas diferenças de pressão devido a sua elevada resistência ao colapso, porém, sua estrutura é mais suscetível à falha por fadiga quando submetidos a carregamentos cíclicos. Além do problema de fadiga, os movimentos da UF causam uma onda de compressão no topo do duto rígido que pode causar danos estruturais irreversíveis na linha (fenômeno de flambagem).
As principais vantagens do uso do riser rígido são o baixo custo de aquisição, simplicidade estrutural e pronta entrega devido à padronização de suas propriedades por normas que atendem a indústria do petróleo. Sua instalação costuma ser mais dispendiosa devido ao transporte e, em muitos casos, à necessidade de soldagem offshore.
* O padrão brasileiro é 12m devido aos limites rodoviários e ferroviários.
II.2.1.1. Métodos de Fabricação dos Risers Rígidos
Existem diversos processos para a fabricação de risers rígidos para a indústria do petróleo que podem ser divididos em dois grandes grupos: dutos sem costura ou seamless e dutos com costura ou welded. O duto sem costura é produzido a partir da extrusão da uma barra maciça de aço e o duto com costura é fabricado a partir de uma chapa de aço. O duto com costura, na maioria das vezes, é fabricado pelo método UOE, que consiste inicialmente em conformar a chapa a frio no formato de “U” e “O”, em seguida soldar as bordas da chapa através de arco submerso e completar o procedimento com a expansão mecânica “E”, cuja finalidade é ajustar seu diâmetro, reduzindo a ovalização gerada pela conformação da chapa. Ambos os processos de fabricação de
risers rígidos seguem a norma API 5L que visa garantir padrões de resistência mecânica, soldabilidade e qualidade superficial.
O riser com costura tende a apresentar menores variações da espessura de parede, pois é construído a partir de uma chapa de aço. Sua principal desvantagem é a maior probabilidade de falhas devido à solda longitudinal, que é reduzida com inspeções e testes não destrutivos. Além disso, o riser com costura possui maiores tensões residuais e deformações na seção transversal em função da conformação da chapa.
A vantagem da fabricação do riser rígido sem costura (seamless) é a menor tolerância das dimensões de diâmetro e ovalização. Porém, sua produção é limitada por faixas de diâmetro e espessura da parede do duto.
II.2.1.2. Dimensionamento da Espessura de Risers Rígidos
O dimensionamento da espessura da parede do riser rígido deve levar em consideração todas as cargas extremas que essa linha será submetida tanto na fase de instalação, hidroteste e ao longo toda a operação. Algumas das principais normas de dimensionamento de risers rígidos são, [4]:
• ABS – “Guide for Building and Classing Subsea Riser Systems”;
• DNV-OS-F201, 2001 – “Dynamic Risers”;
• API RP 1111 – “Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore
Hydrocarbon Pipelines (Limit State Design)”;
• ASME B31G-1991 “Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded
Pipelines.
Basicamente, no projeto de dimensionamento da espessura de um riser rígido são analisadas condições extremas para três modos de falha: colapso (sobre-pressão externa), propagação do colapso e ruptura (sobre-pressão interna). Após o dimensionamento do riser através dos três fenômenos de falha apresentados, são determinadas as tensões atuantes ao longo do riser para a verificação da falha por fadiga.
O dimensionamento de risers é de extrema importância no projeto de produção e exploração offshore, pois a sua falha pode causar enormes danos econômicos e ambientais como suspensão da produção e até vazamentos de grandes volumes de óleo no mar.
II.2.1.3. Montagem dos Risers Rígidos
Um fator de projeto importante é o local de montagem do riser, que pode ser em terra (onshore) ou no mar (offshore). A montagem em terra é realizada em um canteiro de obra com acesso a águas abrigadas para seu lançamento. Caso o comprimento do canteiro seja inferior ao comprimento total do duto, a montagem é realizada por partes que serão unidas durante o lançamento, conforme vai liberando espaço no canteiro alinhado ao lançamento no mar.
A montagem do duto no mar (offshore) é realizada através de embarcações especializadas com equipamentos de soldagem, inspeção da solda e ensaios não destrutivos. O aluguel dessas embarcações é extremamente caro e com pouca disponibilidade no mercado. Além disso, a operação de montagem no mar é um processo lento (baixa taxa linear de lançamento por unidade de tempo) e depende de janelas operacionais com condições ambientais admissíveis.
Se a montagem do duto for onshore, o mesmo pode ser instalado através do método de reboque ou pelo método Reel-Lay (limitado a pequenos diâmetros e espessuras). Para risers montados offshore os métodos de lançamento podem ser o J-Lay e o S-Lay. O item II.4 deste capítulo descreve os principais métodos de lançamento de risers e suas particularidades.
II.2.2.
Riser Flexível
A estrutura do riser flexível é composta por várias camadas de diferentes materiais, que trabalham solidariamente de forma a proporcionar rigidez e estanqueidade à linha. Podem ser divididas em dois grupos: linhas de camadas não aderentes (unbonded) e linhas de camada aderente (bounded). A diferença está baseada na liberdade de movimento entre as camadas. A Figura II.1 ilustra uma típica linha flexível.
As principais vantagens do Riser Flexível são:
• Possui alta flexibilidade, o que garante uma boa tolerância aos movimentos verticais da UF;
• Pode ser armazenado em carretéis, facilitando o transporte e reduzindo o tempo e custo
de instalação.
E as principais desvantagens do riser flexível são apontadas a seguir:
• O custo de aquisição é muito elevado, comparado ao riser rígido, devido a sua maior complexidade;
• Possui limitação de pressão hidrostática devido à baixa resistência ao colapso, o que restringe a profundidade e o diâmetro máximo da linha;
• Possui limitação técnica quanto à temperatura máxima do fluido interno.
Existem diversas linhas de pesquisa visando substituir o riser flexível pelo rígido devido às suas restrições técnicas de diâmetro, pressão e temperatura, além do elevado custo e complexidade de fabricação.
II.3.
Configuração dos Risers
II.3.1.
Configurações Convencionais
Há três principais tipos de configuração geométrica de risers, que são amplamente adotadas na indústria offshore:
• Vertical: tracionado no topo por um sistema de tensionador ou por um sistema de câmara de flutuação com a finalidade de evitar a flambagem do riser rígido (Figura II.2a);
• Catenária livre: o riser está livremente suspenso, assumindo configuração geométrica de uma catenária, apresentando tração excessiva no topo devido ao peso da parte suspensa (Figura II.2b). Essa configuração pode ser usada com risers rígido (SCR) e flexível;
• Catenária complexa: o riser é instalado com flutuadores a uma profundidade intermediária, cuja finalidade é reduzir a carga de tração na conexão da linha com a unidade flutuante e diminuir significativamente os movimentos na região onde o riser
toca o leito marinho, chamada de touch down point (TDP). Essa configuração apresenta maior dificuldade de instalação comparada à catenária livre (Figura II.2c).
Figura II.2: Configuração de riser em: a) vertical; b) catenária livre; c) catenária complexa, [6].
A configuração de riser vertical é utilizada na fase de perfuração do poço e para unidades de produção com movimentos extremamente reduzidos. A principal vantagem da utilização de um sistema de riser rígido vertical com tração de topo em unidades de produção é a possibilidade de empregar sistema de completação seca, reduzindo os custos envolvidos.
As configurações de riser em catenária livre e catenária complexa são vastamente utilizadas em unidades flutuantes, mas apresentam limitações tecnológicas em águas profundas e ultra-profundas devido à ampliação das cargas causadas pelo aumento da profundidade.
II.3.2.
Riser Híbrido
O riser híbrido é uma configuração alternativa onde a parte superior do riser, que possui influência da ação das ondas e dos movimentos da UF, é flexível (chamada de jumper) e a parte inferior é composta por dutos rígidos. A idéia do riser híbrido foi desenvolvida para desacoplar os movimentos da UF do riser rígido através do jumper flexível, que absorve grande parte das solicitações cíclicas e mantêm a continuidade do escoamento entre o riser rígido e a plataforma. Esse conceito visa juntar a vantagem de operar em altas profundidades devido à elevada resistência ao colapso do riser rígido com a vantagem de se obter certa tolerância aos movimentos da UF do riser flexível. Outra grande vantagem do riser híbrido é a redução do custo de aquisição de material, já que a maior parte do riser é composta por dutos rígidos.
A parte inferior do riser híbrido pode ser instalada em catenária, exemplo da Bóia de Sustentação de Risers (BSR), ou ser vertical auto-sustentável por uma bóia de sub-superfície (BS).
Figura II.3: Exemplo do BSR [7] e de um riser híbrido auto-sustentável, [8].
II.3.2.1.
Riser Híbrido Auto-Sustentável (RHAS)
Até a atualidade, o conceito de riser híbrido auto-sustentável (RHSA) tem sido uma solução que atende favoravelmente às necessidades de águas profundas e ultra-profundas, o que torna a configuração uma solução extremamente competitiva comparado aos SCR’s e flexíveis. Entretanto, para profundidades abaixo de 1000m, o RHAS tende a ser uma solução mais cara, com configuração de SCR estimada em 20% mais barata (ver Figura II.4), [9].
Figura II.4: Comparação de custo entre SCR e RHAS em função da profundidade, [9]. O RHAS apresenta diversos benefícios comparado às configurações tradicionais apresentadas no item II.3.1, o que a torna a configuração mais atrativa para água profundas e ultraprofundas. Suas principais vantagens são:
• Alta vida à fadiga durante a operação da estrutura devido aos movimentos desacoplados
da UF com a parte rígida do riser.
• O RHAS não possui contato com o solo, eliminando o problema de fadiga na região do
TDP;
• O peso do jumper flexível apoiado na UF é muito menor comparado ao do SCR, o que
acaba com o problema de excesso de tração no topo, reduzindo a solicitação estrutural do riser;
• Arranjo submarino mais limpo, diminuindo o risco de impacto e interferência entre linhas; A fundação do RHAS é instalada relativamente próxima à unidade flutuante, quando comparada a uma linha em catenária.
• O RHAS pode ser simples, SHR (single hybrid riser), com apenas um riser ou composto
por diversos risers de diferentes diâmetros e funções unidos por flutuadores, o BHR (Bundle hybrid riser), ver Figura II.5.
Figura II.5: Seção transversal de um BHR e de um SHR, [10].
Os riser híbridos são caracterizados por possuir alta vida à fadiga e grandes vantagens em águas profundas, comparado às configurações tradicionais. Porém, sua instalação é mais complexa e onerosa.
A instalação do riser RHAS simples, do tipo SHR, pode ser realizada através dos métodos de arraste, Reel-Lay, S-Lay ou J-Lay, que são apresentados no item II.4. Já o BHR, necessariamente, é construído e montado em terra e transportado pelo método de reboque até o local de instalação, onde a torre é verticalizada.
II.4.
Métodos de Instalação de Risers
Os dutos rígidos podem ser instalados pelos métodos de montagem offshore (S-Lay e J-Lay) ou pelos métodos de montagem em terra (Reel-Lay e Reboque). A escolha do método depende basicamente da sua rigidez à flexão, disponibilidade de embarcação especializada e outras considerações de projeto. Já as linhas flexíveis são sempre instaladas pelo método de carretel. O riser rígido pode ser armazenado (simples ou por trechos pré-fabricados de 2 ou 3 dutos em terra ou na própria embarcação) empilhados no convés do navio. Nesse caso, a velocidade de lançamento da linha depende da eficiência de soldagem dos trechos a bordo do navio lançador. Os métodos de instalação de dutos que envolvem solda a bordo do navio lançador (solda offshore) são o S-Lay e o J-Lay.
A fim de reduzir o tempo e o custo da operação de instalação, foi desenvolvido um método onde a linha é montada inteiramente em terra e enrolada em um carretel de grande diâmetro no convés do navio lançador, o método carretel ou Reel-Lay. Nesse método, o lançamento é contínuo e rápido, além de garantir uma melhor qualidade da solda, por ser realizada em uma oficina controlada em terra (ausente das limitações geradas pelas condições ambientais offshore).
II.4.1.
Método de Carretel – Reel-Lay
No método Reel-Lay, os risers são soldados em terra e estocados enrolados em um carretel de grande diâmetro localizado no convés do navio lançador. Esse método é limitado para dutos com baixa rigidez à flexão (pequeno diâmetro e espessura) devido às deformações impostas durante o processo de enrolamento e desenrolamento.
Figura II.6: Desenho esquemático da instalação pelo método Reel-Lay, [11].
O principal benefício do método Reel-Lay é a alta velocidade de lançamento, o que reduz o tempo da operação e de uso da embarcação, significando uma redução de custos para o operador. Outra grande vantagem do Reel-Lay é a fabricação da linha inteiramente em terra, incluindo as fases de soldagem, inspeção de solda e aplicação dos revestimentos, todos sob um melhor padrão de qualidade e controle de inspeção. Além disso, o processo de fabricação em terra é mais tolerante a oscilações na logística de entrega dos materiais, item que não admite falhas quando a construção é feita no mar, o que gera custos para a reserva de sistemas de contingência [12].
II.4.2.
Método S-Lay
No método S-Lay, a linha é montada na posição horizontal ao longo do convés do navio lançador. Nesse método, durante o lançamento, a linha adquire uma forma característica de “S” entre a embarcação e o leito marinho, criando duas regiões de flexão, o “overbend” (na saída da embarcação) e o “sagbend” (próximo ao fundo), ver Figura II.7.
Nesse método, os trechos do duto são montados em linha de produção ao longo da embarcação, através do alinhamento de estações de soldagem, inspeções, ensaios não destrutivos e acabamento. O stinger é uma rampa treliçada com roletes localizados na popa da embarcação, cuja função é controlar a curvatura do duto através da suavização do ângulo de saída durante o lançamento da linha.
Esse método é adequado para águas rasas e intermediárias, muito utilizado para lançamento de flowlines de exportação, cuja extensão chega à ordem de centenas de quilômetros.
Figura II.7: Desenho esquemático da instalação pelo método S-Lay, [11].
II.4.3.
Método J- Lay
O método J-Lay é caracterizado pelo lançamento da linha na vertical e pela forma característica de “J” que o duto assume durante o lançamento, ver Figura II.8. As estações de montagem são localizadas na torre de montagem e a saída da linha ocorre através do moonpool (abertura no casco) da embarcação.
A velocidade de lançamento é a mesma da capacidade de soldagem dos tramos do duto. Esse método é adequado para águas profundas devido à ausência da flexão de overbend, que limita o peso suspenso da linha.
Figura II.8: Desenho esquemático da instalação pelo método J-Lay, [11].
II.4.4.
Métodos de Reboque (ou Arraste)
Uma vantagem econômica da instalação do riser através do método de arraste é a utilização de rebocadores oceânicos convencionais do tipo Supply Boat (apoio offshore), que são caracterizados pelo pequeno porte, grande área de convés e alta capacidade de tração estática (Bollard Pull). Rebocadores oceânicos são embarcações mais disponíveis e de menor custo de afretamento comparado às embarcações especializadas para instalação de risers através dos outros métodos apresentados anteriormente (Reel-Lay, J-Lay e S-Lay).
O arraste do duto está associado à utilização de grande parte da vida útil da estrutura. O dano causado pela fadiga durante o reboque do duto varia em função do método adotado para o arraste, das condições ambientais (onda, corrente, etc.) e da distância do reboque.
O tipo de arraste influência em diversos fatores de projeto como na vida útil da estrutura, custo e disponibilidade de embarcação especializada, etc. Um fator relevante na escolha do método de arraste é o tempo de reboque, que depende da distância e da velocidade; isso define se é possível garantir uma janela de operação (condições ambientais constantes). Nessa dissertação, são estudados dois tipos básicos de arraste da torre do BHR, o arraste de superfície e o arraste profundo ou de profundidade controlada. A descrição da instalação através dos métodos de arraste e suas variações são apresentadas nos tópicos a seguir.
II.4.4.1.
Arraste de superfície
O arraste de superfície é o método mais convencional de arraste de linhas. Nesse método, a torre possui excesso de flutuação e se mantém na superfície do mar durante o arraste. A operação é realizada com dois rebocadores, um em cada extremidade. O rebocador líder estabelece a direção e a velocidade e o rebocador a ré controla a tração da linha e mantêm o riser aproado na direção da rota. Esse método está associado ao menor custo operacional, menos instalação de equipamentos e controladores.
Nesse tipo de arraste, a linha é exposta diretamente às cargas de onda, o que reduz a vida à fadiga da estrutura. Isso limita o tempo e a distância de reboque para garantir uma vida à fadiga suficiente durante a fase de operação da torre.
Figura II.9: Método de arraste de superfície, [2].
II.4.4.2.
Arraste de Profundidade Controlada
Nesse caso, a torre é rebocada submersa a uma profundidade entre 30 e 300m da superfície do mar. A essa profundidade, as solicitações ambientais dinâmicas são menos significantes e a vida à fadiga da estrutura é menos sensível à direção de incidência da onda, o que é uma grande vantagem operacional comparada ao reboque de superfície.
Para garantir a imersão adequada durante a operação de reboque da torre do BHR, é necessário alagar alguns risers ou adicionar amarras ou pesos ao longo de seu comprimento. Nas análises desse estudo, a profundidade da linha é controlada pelo comprimento da amarra de reboque, conectada ao rebocador e ao cabo de aço, e pela tração/distância dos rebocadores. A tração dos rebocadores deve ser suficiente para manter o raio de curvatura do riser dentro dos limites aceitáveis de tensão do material.
Em relação ao método de arraste por superfície, o método de arraste de profundidade controlada é mais complexo e demanda mais equipamentos para controle da operação, o que o torna mais oneroso.
CAPÍTULO III
RISER HÍBRIDO
AUTO-SUSTENTÁVEL
O objetivo desse capítulo é detalhar as características e particularidades do riser híbrido auto-sustentével (RHAS). O item III.1 apresenta uma revisão histórica de RHAS, além de listar todos os risers já instalados no mundo com essa configuração. O item III.2 apresenta uma breve discrição de todos os equipamentos que compõem o sistema de BHR, desde a conexão do topo do jumper na plataforma até a fundação da torre no leito marinho. O item III.3 menciona as principais naturezas de fadiga em RHAS e a importância do estudo de fadiga de onda durante o arraste da torre. Por fim, o item III.4 descreve a seqüências de instalação do BHR.
III.1.
Revisão Histórica de Riser Híbrido Auto-Sustentável
Em 1988, foi instalado o primeiro BHR, o Green Canyon 29. O Green Canyon 29 foi operado pela Placid Oil no Golfo do México a uma lâmina d’água de 466m. Em 1995, o mesmo BHR foi reutilizado para o desenvolvimento do Garden Banks 388 (também no Golfo do México) pela Enserch. Ambas foram instaladas por uma unidade de perfuração e produziam através de uma unidade de produção do tipo semi-sub.
Em 2001, a Stolt Offshore desenvolveu a segunda geração de BHR para a Total operar no campo de Girassol, composta por três torres que foram instaladas pelo método de arraste de superfície. Desde então, foram instalados mais dois BHRs em Angola, que estão operando com sucesso. A Tabela III.1 apresenta um resumo de todos os BHR da segunda geração de riser híbrido.
A terceira geração de riser híbrido são os single hybrid riser (SHR), sistema composto por apenas um riser. O primeiro SHR foi instalado em 2004 no campo de Kizomba, operado pela Exxon. Em 2007, a Petrobras instalou na P-52 seu primeiro riser híbrido, um SHR localizado na Bacia de Campos com uma lâmina d’água de 1800m. Com o sucesso da P-52, em 2010 a Petrobras instalou no campo de Cascade e Chinook (GoM) 5 SHR’s que já estão operando e produzindo. A Tabela III.2 apresenta um resumo de todos os SHR da terceira geração de riser híbrido.
Tabela III.1: BHRs operando.
BHRs Operando (2ª Geração de Riser Híbrido)
Nome do Projeto Girassol (3 torres) Rosa Lírio Greater Plutônio
Profundidade 1350m 1350m 1311m
Método de Reboque Arraste de Superfície Arraste de Superfície Arraste de Superfície
Tipo de Unidade de Produção FPSO FPSO FPSO
BS Comprimento 40m 32,7m -
BS Diâmetro 5-8m 6m -
Peso de aço da BS 350 t 227 t -
Operadora Total Elf Total Elf BP
Local Angola Angola Angola
Ano de Instalação 2001 2007 2007
Distância da costa 210 km 210 km 150 km
Projeto Stolt Offshore Saipem Acergy
Bundle OD 1,45m 1,97 m 2,30 m
Offset Horiz. Base riser/FPSO 200m 240 m -
Tabela III.2: SHRs operando.
SHRs Já Instalados (3ª Geração de Riser Híbrido)
Nome do Projeto Kizomba A e
Kizomba B P-52
Cascade e Chinook (5 torres)
Profundidade 1006m a 1280m 1800m 2640m
Método de Instalação J-Lay J-Lay J-Lay
Diametro SHR 10'' a 12'' ID 18'' ID 9 5/8'' OD
Unidade de Produção FPSO (Spread Mooring) FPU (Semisub) FPSO (Turret)
BS Comprimento - 36m 39m
BS Diâmetro - 5,5m 6,4m
Operadora Exxon Petrobras Petrobras América
Local Angola Bacia de Campos GoM
Ano de Instalação 2004 e 2005 2007 2010
III.2.
Resumo do Conceito de BHR
O BHR é um bundle híbrido auto-sustentável onde a parte próxima à superfície do mar é composta por dutos flexíveis, para absorver os esforços dinâmicos da UF, e o restante da linha é composta por risers rígidos empacotados em torno de um tubo central estrutural (core pipe), que permanece vazio durante a fase de operação para fornecer empuxo ao sistema. Os risers rígidos que compõem a torre são unidos por flutuadores distribuídos ao longo de seu comprimento que, além da função de manter os dutos agrupados, fornece flutuação para o conjunto, o que é essencial durante a fase de arraste e para reduzir as dimensões da bóia de sub-superficie (BS).
UNIDADE FLUTUANTE Bóia de Subsuperfície BHR Jumpers Flexíveis Conector Rotulado Equipamento de Conexão de topo (TA) Fundação Equipamento de Conexão de fundo (BA)
≈
A A
Seção Transversal do BHR
Figura III.1: Exemplo de Riser Híbrido auto-sustentável e seus componentes.
A Figura III.1 apresenta os principais componentes do BHR que estão descritos nos itens a seguir desse capítulo.
III.2.1.
Bóia de Subsuperfície (BS)
A torre é auto-sustentada pela BS, que é conectada ao seu topo e está localizada a uma profundidade tal que a pressão dinâmica das ondas é desprezível. A BS é projetada para manter a torre tracionada até no fundo em todas as condições operacionais e de contingência.
A BS é classificada como um vaso de pressão. Sua construção é independente dos outros componentes do BHR e sua instalação ocorre após o arraste da torre até o local de operação (pode variar em função do projeto). Sua estrutura é composta por gomos de 5m a 8m de diâmetro e aproximadamente 1,5m de altura. A divisão do BS em gomos é necessária para evitar uma grande diferença de pressão externa no mesmo compartimento. Normalmente, a BS é instalada com nitrogênio comprimido a uma pressão pouco acima da pressão externa, evitando assim a ocorrência de colapso hidrostático.
III.2.2.
Interface da Torre com o Fundo
A fundação da torre do BHR no leito marinho é através de uma ancora de sucção ou uma estaca grouteada. A conexão da torre com a fundação é feita através de um conector rotulado (Roto latch) de alta rigidez à rotação, permitindo a excursão de pequenos ângulos, similar às conexões dos tendões de TLP.
A continuidade do fluxo entre os flowlines, apoiados no solo marinho, e os risers da torre é garantida através de spools (tubulação rígida utilizada para unir linhas no fundo do mar que pode possui curvas de expansão para absorver as dilatações térmicas causadas pelo fluido interno).
III.2.3.
Equipamento das Extremidades da Torre
A conexão do topo e do fundo da torre é feita através de equipamentos denominados Top Assembly (TA) e Bottom Assemby (BA), respectivamente. O TA é uma estrutura que conecta a BS, os jumpers flexíveis e a torre. A estrutura do TA deve ser projetada para suportar os esforços combinados da tração da BS e da carga causada pelos jumpers suspensos. O BA conecta a torre à âncora de sucção e aos flowlines (responsáveis pela ligação da torre com o poço, manifold e/ou continente). Assim como o TA, o BA deve ser dimensionado para suportar todos os carregamentos solicitados pelo conjunto.
III.2.4.
Seção Transversal do BHR
Para aumentar o grau de isolamento térmico dos risers de produção do bundle, pode-se adotar uma configuração pipe-in-pipe (dois dutos concêntricos). Nesse caso, é possível aproveitar o espaço anular do pipe-in-pipe para injeção de água/gás.
O riser estrutural central conecta a BS à fundação e é responsável por absorver grande parte das solicitações estruturais do conjunto.
III.3.
Fadiga em Riser Híbrido Auto-Sustentável
Toda estrutura submetida a carregamentos de natureza cíclica, mesmo com tensões bem abaixo da tensão de escoamento (fy), pode sofrer danos por um enfraquecimento progressivo de sua resistência local e resultar em posterior falha, o que representa o fenômeno da fadiga.
Os carregamentos cíclicos na estrutura do RHAS podem ser procedentes de incidência de onda ou de desprendimento de vórtices (oriundos do escoamento de fluido ao redor do corpo submerso).
Os fenômenos que causam fadiga no RHAS podem ser de três naturezas distintas:
a) Fadiga de Onda – Causada pela incidência de onda na torre;
b) Fadiga por VIV – Fenômeno de vibração induzida por desprendimento de vórtice na torre;
c) Fadiga por VIM – Causada pelo movimento induzido por desprendimento de vórtice em
corpos rígidos, ou seja, na bóia de subsuperfície. Esses movimentos são transmitidos a torre, causando esforços cíclicos na mesma.
Considera-se que a fadiga devido à onda ocorre apenas na fase de instalação, durante o arraste da linha, pois durante a operação do BHR a torre e a BS sofrem pouca influência da ação das ondas. A fadiga por VIM na BS ainda é pouco conhecida, mas pode ser reduzida pela instalação de supressores de vórtices (dispositivo que aumenta a aderência do escoamento, retardando o desprendimento de vórtice), reduzindo os movimentos da BS oriundos dessa natureza.
Uma das vantagens da configuração do RHAS é o baixo dano à fadiga durante sua operação [13] e [14]. Por isso, o escopo desse trabalho é analisar apenas a fadiga da onda durante o arraste do BHR.
III.4.
Instalação do BHR
No caso do BHR, a montagem da linha na embarcação é inviável, pois a soldagem do conjunto de risers deve ser precisa e o acoplamento dos risers com os flutuadores é complexo. Com isso, a torre é construída em um canteiro com acesso ao mar e rebocada até o local da instalação. Todas as etapas da instalação do BHR são descritas e ilustradas nessa seção.
Montagem do BHR em terra:
a) Montagem da torre em um canteiro de obra com acesso ao mar. De preferência, deve-se
realizar em uma região abrigada para garantir um lançamento tranqüilo, como uma baía, por exemplo.
Figura III.2: Exemplo de Fabricação de um Bundle em canteiro, [15]. Lançamento da Torre:
Figura III.3: Exemplo do lançamento de um Bundle, [16].
c) Quando a linha estiver completamente lançada, conecta-se uma extremidade do cabo de
reboque a ré no BA e a outra na popa do rebocador de Ré. Reboque:
d) Reboque da torre do BHR na superfície até uma região de profundidade suficiente para
afundá-la de forma segura e controlada.
e) Reboque da torre até o local de instalação através do método de arraste de profundidade controlada.
f) A BS é levada para o local de instalação simultaneamente ao arraste da torre do BHR, que pode ser a bordo de uma embarcação ou rebocada na superfície.
Instalação do sistema no local de operação (In Situ):
g) Verticalização da torre com auxílio de uma bóia de flutuação conectada à extremidade do TA e de um peso “morto” na extremidade do BA para amortecer os movimentos verticais do rebocador 2, ver Figura III.4. Para a verticalização da torre, é necessário alagar os risers que estavam vazios na configuração de arraste.
X
Z Rebocador 1
Rebocador 2
Figura III.4: Verticalização da Torre.
h) Verticalização do BS alagando alguns compartimentos do fundo.
Figura III.5: Verticalização da BS.
i) Controle da posição da torre a uma profundidade ideal para a conexão da BS. Nessa fase
de instalação, o peso submerso do BHR é ligeiramente negativo (tende a afundar) e a torre é mantida na posição através de um arranjo de cabos e polias conectados à torre e ao moonpool da embarcação de instalação, que esta apresentada na Figura III.6.
j) Controlar a diferença de pressão do BS durante a descida do conjunto através da injeção de nitrogênio nos seus compartimentos.
k) Conectar a BS na Torre através de sua descida guiada pelo cabo (que está previamente conectado à polia no TA), Figura III.6.
Figura III.6: Conexão da BS na Torre do BHR.
l) Conexão do conjunto BHR (torre + BS) à fundação (previamente instalada) através do auxílio de cabos guias e polias que são conectadas por ROV. Nessa fase, o conjunto possui um empuxo ligeiramente positivo.
m) Instalação dos jumpers flexíveis através de módulos de conexão vertical (MCV) com o auxílio do rebocador. Figura III.8.
Figura III.8: Instalação dos jumpers flexíveis através de módulos de conexão vertical. As figuras acima foram elaboradas pela autora desta dissertação e as principais referências para a metodologia de instalação apresentada são as publicações [17] e [15].
CAPÍTULO IV
REVISÃO TEÓRICA
Esse capítulo é dedicado à revisão dos conceitos teóricos aplicados às análises, parte do objetivo dessa dissertação. Primeiramente, é apresentada a idéia de análise global da estrutura, conceito utilizado para o cálculo de fadiga, item IV.1. As considerações adotadas para a modelação hidrodinâmica (seção IV.2) e para o modelo estrutural (seção IV.3) do BHR também estão descritas nesse capítulo. Por fim, uma atenção especial é dada aos conceitos relacionados à metodologia de cálculo de fadiga, seção IV.4.
IV.1.
Análise Global
A análise de estruturas offshore pode ser dividida em duas fases: análise global e análise local. A análise global é uma avaliação geral da estrutura e visa determinar os esforços e respostas globais para diferentes condições ambientais, sem se preocupar com os esforços entre os componentes do bundle, por exemplo. Para estruturas sujeitas a carregamentos dinâmicos, como é o caso em praticamente todas as atividades offshore, a análise global é responsável por avaliar a resposta dinâmica da estrutura. Já o estudo do comportamento mecânico entre os dutos do bundle, assim como a interação entre risers e outros componentes do bundle é considerada em análises locais. A análise local parte do princípio que os esforços na seção transversal estudada sejam conhecidos (através de análise global prévia) para estimar os esforços localmente entre os risers e sua influência em determinada seção.
A análise global do comportamento do BHR é dividida em duas partes: análise estática e dinâmica. Na análise estática, são levados em conta os carregamentos que podem ser considerados constantes no tempo, são eles: o peso próprio, o empuxo, a velocidade de arraste e a força da corrente marítima. Já na análise dinâmica, são considerados os carregamentos causados pelas ondas e os movimentos dos rebocadores (resposta às ondas). No presente estudo, a análise global dinâmica tem por objetivo a determinação da variação das tensões de flexão e axial, que é insumo para o cálculo de fadiga da estrutura.
A análise dinâmica, que contempla os carregamentos variáveis no tempo, pode ser simulada no domínio do tempo ou no domínio da freqüência. A análise do domínio do tempo é mais demorada e demanda mais processamento computacional, pois a solução é obtida para cada passo de tempo, porém as não-linearidades inerentes ao comportamento da estrutura são consideradas de forma direta. A análise no domínio da freqüência é mais rápida, pois o estado estacionário é diretamente obtido, porém as não-linearidades do problema não são consideradas. Como a dinâmica de risers é essencialmente não-linear, principalmente por conta dos efeitos
viscosos, que são função do quadrado da velocidade (equação de Morison), todas as análises desse estudo são realizadas no domínio do tempo.
IV.2.
Modelo Hidrodinâmico das Linhas
A velocidade relativa entre um corpo submerso e o meio fluido induz forças hidrodinâmicas de natureza inercial e viscosa. Essas forças hidrodinâmicas seguem os princípios da mecânica clássica. Ou seja, o escoamento ao redor de um duto com velocidade constante resulta em uma força de natureza viscosa, com direção contrária à velocidade relativa, a força de arrasto. E o escoamento ao redor de um duto com velocidade variável (acelerado), além da força de natureza viscosa, induz forças de natureza inercial.
Em geral, a força hidrodinâmica atuando em uma seção de corpos cilíndricos pode ser dividida em três componentes: força normal (fN), força tangencial (fT) e força de empuxo ou sustentação
(fL), que é normal a fN e fT, [18]. Nesse estudo, são consideradas apenas as forças normais e
tangenciais ao eixo linha.
Figura IV.1: Desenho esquemático das forças normal, tangencial e de empuxo, [18].
IV.2.1.
Força Hidrodinâmica Normal – Formulação de Morison
O cálculo das forças hidrodinâmicas geradas pela corrente marinha e onda em risers (corpos esbeltos) sujeitos a um escoamento transversal é feito através da formulação de Morison. O critério usualmente empregado para definir se um o corpo é esbelto consiste em verificar se a razão entre o comprimento da onda (λ) e a dimensão transversal característica (OD) é superior a cinco, [18]:
Nesses casos, onde a dimensão característica (OD) é pequena em relação ao comprimento da onda, os efeitos de difração podem ser desconsiderados e o efeito viscoso é significante.
[
v
u
]
v
u
D
C
u
D
C
v
D
C
f
h d h a h m N⋅
+
⋅
⋅
⋅
⋅
−
⋅
−
⋅
⋅
⋅
−
⋅
⋅
⋅
⋅
=
ρ
π
ρ
π
ρ
2
1
4
4
2 2&
&
Os dois primeiros elementos da equação de Morison representam a parcela da força inercial, que é proporcional à aceleração. A terceira parcela da equação de Morison representa a parcela da força de natureza viscosa, a força de arrasto, relativa ao quadrado da velocidade, onde:
• fN é a força, por unidade de comprimento, na direção normal; • ρ é a massa especifica do fluido (água do mar) [kg/m3];
• u é a velocidade do duto submerso, na direção horizontal [m/s];
• v é a velocidade das partículas fluidas, na direção horizontal [m/s];
• Cm é o coeficiente de inércia do duto; • Cd é o coeficiente de arrasto do duto;
• Ca é o coeficiente de massa adicional do duto; • Dh é o diâmetro hidrodinâmico do duto [m].
O coeficiente de inércia (Cm) é definido como a unidade acrescentada do coeficiente de massa adicionada (Ca).
Cm = 1 + Ca
A formulação de Morison é considerada semi-empírica, pois seu cálculo depende de coeficientes adimensionais (Cd, Cm e Ca) obtidos a partir da calibração de resultados experimentais. Em
análises de risers os valores tipicamente empregados de Cd variam entre 0,7 e 1,2, podendo
chegar a valores bem maiores na presença de vibrações induzidas por vórtices. Tipicamente, o valor adotado para o Ca é 1,0, [18].
IV.2.2.
Força Hidrodinâmica Tangencial
Em análises típicas de risers, as forças hidrodinâmicas na direção normal se apresentam em ordem de grandeza bem superior às forças na direção tangencial, que normalmente são
desconsideradas em análises globais. Porém, no caso de análise de reboque, as circunstâncias são diferentes, principalmente se o comprimento da linha em estudo é extenso e a velocidade de arraste é elevada. A análise da força de arraste tangencial é de extrema importância para a seleção do rebocador líder da operação de reboque, pois ela aumenta significativamente a tração da linha principal, aumentando a demanda da potência horizontal da embarcação líder (bollard pull).
Na força hidrodinâmica tangencial, apenas a parcela de arraste é considerada e deve-se principalmente ao atrito. A força de arrasto tangencial, por unidade de comprimento, é fornecida por [18]: 2 2 1 v C fT = ⋅ρ⋅ Dt ⋅ , onde:
• CDt é o coeficiente de arrasto tangencial;
• v é a velocidade relativa entre o fluido e o corpo submerso.
O coeficiente de arrasto tangencial (CDt) é função do vetor velocidade e do eixo longitudinal do
cilindro [18]: α α) cos sin ( + ⋅ ⋅ =C m n CDt Dn ;
Onde Cd é o coeficiente de arrasto na direção normal ao escoamento. Os valores de m e n são
fornecidos por [18] e estão indicados na Tabela IV.1:
Tabela IV.1: Valores auxiliares para o cálculo de coeficiente de arrasto tangencial, [18].
Linha: m n
Cilindros lisos 0,02 – 0,03 0,04 – 0,05
Cabo de Reboque (Amarra) 0,25 – 0,50 0,50 – 0,25
Cabo de Aço 0,03 0,06
O programa Deeplines exige como dado de entrada apenas o coeficiente de arrasto tangencial, independente do ângulo de inclinação da linha. Com isso, para esse estudo, o CDt será calculado
considerando o valor do ângulo α (ângulo entre o vetor velocidade e o eixo do duto, ver Figura IV.1) é igual a 0°.
