GERENCIAMENTO INTELIGENTE DA INTEGRIDADE DE RISERS FLEXÍVEIS
UTILIZADOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
Ricardo de Souza Cavati
Dissertação
de
Mestrado
apresentada
ao
Programa de Pós-graduação em Engenharia
Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de Mestre em
Engenharia Oceânica.
Orientador: Raad Yahya Qassim
Rio de Janeiro
Dezembro de 2012
Cavati, Ricardo de Souza
Gerenciamento Inteligente da Integridade de Risers
Flexíveis utilizados na produção de petróleo e gás natural/
Ricardo de Souza Cavati. – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE,
2012.
XV, 102 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Raad Yahya Qassim
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de
Engenharia Oceânica, 2012.
Referências Bibliográficas: p. 100-102.
1. Gerenciamento. 2. Integridade. 3. Risers Flexíveis.
I. Qassim, Raad Yahya. II. Universidade Federal do Rio
de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Oceânica.
III. Título.
iii
"A mente que se abre a uma nova idéia jamais voltará ao seu tamanho original".
Albert Einstein
(Físico e Humanista alemão, 1879 – 1955)
Dedico esta dissertação àqueles que são os principais alicerces de minha vida...
Deus
Meus pais, Ademilson e Ivanilza Cavati
Minha esposa Rosely e a minha filha Mell.
iv
AGRADECIMENTOS
A PETROBRAS S.A., especificamente a Unidade de Operações do Espírito Santo (UOES), pela oportunidade, liberação e disponibilização de todos os recursos necessários
para estudo e conclusão desta dissertação.
Ao Prof. Raad Yahya Qassim, por orientar-me e dispor de todo o seu profissionalismo,
conhecimento, habilidade e inigualável cortesia para a condução desta dissertação.
Aos colegas Alessandro Aparecido Zanetti e Marcos Vinícius Pereira, pela motivação e
horas de estudos dedicadas aos trabalhos e avaliações.
Ao colega Roger Rocha, por toda a sua competência e presteza disponibilizadas na
revisão e preciosos comentários da dissertação.
v
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
GERENCIAMENTO INTELIGENTE DA INTEGRIDADE DE RISERS FLEXÍVEIS
UTILIZADOS NA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL
Ricardo de Souza Cavati
Dezembro/2012
Orientador: Raad Yahya Qassim
Programa: Engenharia Oceânica
Este trabalho desenvolve um modelo matemático para otimização de riscos e
custos associados à utilização de Risers flexíveis na produção de petróleo e gás natural
no segmento offshore. A segurança operacional de Risers flexíveis submarinos é
primordial para garantir a produção de óleo e gás natural. O planejamento das inspeções
e o monitoramento de Risers têm como objetivos permitir a operação destes dentro dos
limites de segurança e garantir a avaliação de suas integridades estruturais minimizando
o risco de falha. A tomada de decisão para a gestão da integridade de Risers submarinos
ainda é realizada através de modelos mentais, ou seja, baseados em experiências
passadas e até mesmo percepções intuitivas de profissionais especialistas na área de
integridade. Desta forma, apesar de modelos de apoio a decisão serem usados com
sucesso em todos os ramos da indústria, no âmbito da integridade submarina não
existem trabalhos reportados na literatura utilizando essas técnicas. Este trabalho
procura preencher essa lacuna através do desenvolvimento de um modelo de otimização
com o objetivo de propor um programa de inspeção e monitoramento para redução de
riscos e custos, focado em estruturas, no caso de Risers flexíveis, que operam em
ambientes subaquáticos.
vi
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
INTELLIGENT MANAGEMENT OF INTEGRITY OF FLEXIBLE RISERS USED IN
THE PRODUCTION OF OIL AND NATURAL GAS
Ricardo de Souza Cavati
December/2012
Advisor: Raad Yahya Qassim
Department: Ocean Engineering
In this work we develop a mathematical model to determine the optimal
inspection plan of flexible riser in use in the offshore oil and gas production taking into
account risks and service costs inherently of different inspection technique and flexible
riser. The integrity of flexible Risers is fundamental to guarantee the production
continuity of oil and gas in any exploration area. The objective of the inspection and
monitoring plan is to make sure that the flexible Risers operate in a safe manner
avoiding any structural hazard. To the best of our knowledge, the decision making
regarding the integrity of subsea flexible Risers is still based on the know-how and
experience of the specialists of this area. Although mathematical and decision support
models have being proved successful in the industry in almost every area, up till now
there is no report in the literature of any work based on mathematical model applied to
support the decision in the subsea integrity management plan. In this work we try to fill
this gap by developing an optimization model to devise a monitoring and inspection
plan to offshore flexible Risers in order to minimize inspection costs and a measure of
risk.
vii
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS.....................................................................................................x
LISTA DE TABELAS...................................................................................................xii
LISTA DE TERMOS ESPECÍFICOS........................................................................xiv
INTRODUÇÃO...............................................................................................................1
1.1
Considerações Gerais ............................................................................................1
1.2
Justificativa para o Trabalho..................................................................................3
1.3
Estrutura do Trabalho ............................................................................................4
CAPÍTULO 2...................................................................................................................5
APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA...........................................................................5
2.1
Sistema Submarino de Produção...........................................................................5
2.2
Objetivo.................................................................................................................8
2.3
Motivação..............................................................................................................9
CAPÍTULO 3.................................................................................................................10
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA.....................................................................................10
3.1
Produção offshore no Brasil.................................................................................10
3.2
Risers flexíveis.....................................................................................................12
3.3
Falhas em Risers flexíveis...................................................................................18
3.4
Fadiga em Risers flexíveis...................................................................................24
CAPÍTULO 4.................................................................................................................25
INSPEÇÃO E MONITORAMENTO DE RISERS....................................................25
4.1
Enquadramento ao problema...............................................................................25
4.2
Técnicas de Inspeção e Monitoramento...............................................................27
viii
CAPÍTULO 5.................................................................................................................56
METODOLOGIA DE PESQUISA..............................................................................56
5.1
Tipo de pesquisa..................................................................................................56
5.2
Referência de estudo e estratégia.........................................................................58
5.3
Classificação das classes......................................................................................59
5.4
Entradas para desenvolvimento da estratégia......................................................60
5.5
Avaliação da probabilidade.................................................................................60
5.6
Regras para estimativas.......................................................................................61
CAPÍTULO 6.................................................................................................................66
MODELAGEM MATEMÁTICA................................................................................66
6.1
Otimização...........................................................................................................66
6.2
Proposição............................................................................................................67
6.3
Notação do Modelo..............................................................................................68
6.4
Declaração do modelo.........................................................................................71
6.5
Parâmetros de entrada..........................................................................................72
CAPÍTULO 7.................................................................................................................77
ESTUDOS DE CASOS..................................................................................................77
7.1
Consideração........................................................................................................77
7.2
Estudo de Caso 1..................................................................................................77
7.3
Estudo de Caso 2..................................................................................................86
CAPÍTULO 8.................................................................................................................95
RESULTADOS..............................................................................................................95
CAPÍTULO 9.................................................................................................................96
CONCLUSÃO................................................................................................................96
9.1
Avaliação.............................................................................................................96
9.2
Extensão do problema..........................................................................................97
ANEXO...........................................................................................................................98
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................100
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Sistema Submarino de Produção........................................................................6
Figura 2: Ilustração da influência de onda, vento e correnteza nos Risers........................7
Figura 3: Ilustração de um tubo flexível............................................................................8
Figura 4: FPSO P-50........................................................................................................11
Figura 5: Riser, Flowline e Jumper flexíveis..................................................................12
Figura 6: Riser - tubo flexível multicamadas..................................................................13
Figura 7: Camadas de um tubo flexível...........................................................................14
Figura 8: Conector de um tubo flexível...........................................................................15
Figura 9: Montagem de conector de um tubo flexível.....................................................16
Figura 10: Extremidade de topo de um Riser flexível.....................................................17
Figura 11: Colapso na carcaça interna.............................................................................19
Figura 12: Envelhecimento e trincas na barreira de vedação..........................................20
Figura 13: Trincas, desplacamento e óleo no conector...................................................21
Figura 14: Depósito de parafina retirado de tubos flexíveis............................................22
Figura 15: Reparo na capa externa de Riser danificado..................................................26
Figura 16: Inspeção em Riser flexível por meio do método Escalador...........................29
x
Figura 17: Inspeção em Riser flexível por meio de Mergulho raso.................................33
Figura 18: Inspeção em Riser flexível por meio de ROV................................................38
Figura 19: Inspeção em Riser flexível por meio de ROV................................................42
Figura 20: Abertura de “janelas” em I-tubes...................................................................42
Figura 21: Sistema de Televisionamento.........................................................................43
Figura 22: Riser em torção..............................................................................................44
Figura 23: Sistema de Colar Óptico................................................................................45
Figura 24: Riser com deformação na capa externa..........................................................46
Figura 25: Sistema MODA (abertura de secção, reparo e sistema).................................47
Figura 26: Sistema Emissão Acústica.............................................................................49
Figura 27: Permeação de gás entre as camadas...............................................................51
Figura 28: Sistema de gás percolado...............................................................................53
Figura 29: Descontinuidade na armadura de tração........................................................53
Figura 30: Ilustração dos principais elementos do sistema.............................................54
Figura 31: Sistema MAPS...............................................................................................55
Figura 32: Plataforma Semi-Submersível........................................................................77
Figura 33: FPSO Spread Mooring...................................................................................86
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 5.6.1 – Avaliação da classe de probabilidade de ocorrência (POR)....................61
Tabela 5.6.2 – Avaliação da classe de conseqüência de ocorrência (COR)....................62
Tabela 5.6.3 – Nível estratégico de inspeção e monitoramento
para
abordagem do risco..........................................................................................................63
Tabela 5.6.4 – Estratégia de inspeção/ monitoramento...................................................64
Tabela 6.5 – Custo de cada ação de inspeção/monitoramento........................................75
Tabela 7.2.1 – Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência........................81
Tabela 7.2.2 – Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência........................81
Tabela 7.2.3 – Ações de redução dos Riscos por região dos Risers................................82
Tabela 7.2.4 – Limite de Risco aceitável para cada região do Riser...............................82
Tabela 7.2.5 – Resultados obtidos no modelo (GAMS)..................................................83
Tabela 7.2.6 – Influência do “PESORISCO” no custo....................................................84
Tabela 7.2.7 – Resultados obtidos no modelo (GAMS)..................................................85
Tabela 7.3.1 – Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência........................90
Tabela 7.3.2 – Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência........................90
Tabela 7.3.3 – Ações de redução dos Riscos por região dos Risers................................91
Tabela 7.3.4 – Limite de Risco aceitável para cada região do Riser...............................91
xii
Tabela 7.3.5 – Resultados obtidos no modelo (GAMS)..................................................92
Tabela 7.3.6 – Influência do “PESORISCO” no custo....................................................93
Tabela 7.3.7 – Resultados obtidos no modelo (GAMS)..................................................94
xiii
LISTA DE TERMOS ESPECÍFICOS
Árvore de Natal Molhada (ANM): Equipamento submarino instalado na cabeça de
poço e responsável pelo fluxo da produção;
CONTEC: Comissão de Normas Técnicas Petrobras;
Diver Suport Vessel (DSV): Tipo de navios especiais para inspeção e monitoramento
de dutos submarinos.
E&P – Exploração e produção de petróleo e gás natural;
ESDV Submarina: Equipamento submarino utilizado para permitir ou não o
escoamento da produção. Uso típico em gasodutos;
Falha ou Falha Crítica: Falha em um equipamento ou sistema que leva a perda
imediata deste exercer uma requerida função fundamental. A falha é a extensão
inaceitável de um defeito a qual sempre acarreta conseqüências;
Floating, Production, Storage & Offloading (FPSO) – Unidade flutuante de produção,
armazenamento e transferência de petróleo, construída a partir de um navio;
Flowline: Termo genérico que compreende dutos flexíveis para produção, injeção de
água ou de gás lift ou para exportação, todos para uso estático, apoiados no leito
marinho, incluindo ainda spools e jumpers.
Jumper: Trecho curto de um duto flexível;
Lâmina d’água (LDA): Termo utilizado para expressar a “Profundidade d’água” na
qual um duto, equipamento, plataforma e outro se encontra instalado;
Layout: Disposição das plataformas, dutos e equipamentos submarinos no mar;
xiv
Manifold: Equipamento submarino utilizado no sistema de coleta (poço/plataforma) da
produção para coletar e distribuir a produção dos poços marítimos;
MOBO: Equipamento submarino utilizado como Módulo de bombeio da produção do
poço a plataforma;
Pipe Line End Manifold (PLEM): Equipamento submarino utilizado no sistema de
escoamento (plataforma/terra) da produção para unir dutos submarinos;
Pipe Line End Termination (PLET): Equipamento submarino utilizado para unir dutos
flexíveis a dutos rígidos submarinos;
Onshore: Ambiente de produção de petróleo e gás natural em terra;
Offshore: Ambiente de produção de petróleo e gás natural no mar;
Riser: Termo genérico que representa Risers flexíveis de produção, de injeção de água
ou gás lift ou de exportação, todos para aplicação dinâmica, inclusive spools e jumpers;
ROV Suport Vessel (RSV): Tipo de navio especial, dotado de ROV – Veículo Operado
Remotamente (robô), para inspeção e monitoramento de dutos submarinos.
Spool: Trecho curto de um duto rígido;
Touch Down Point (TDP): Ponto onde o Riser toca o solo marinho;
UEP: Unidade Estacionária de Produção (plataformas);
Umbilical: Duto flexível dotado de mangueiras destinado à abertura e fechamento de
válvulas de equipamentos submarinos, além de “veias” elétricas para leitura de pressão
e temperatura via instrumentação existente nos equipamentos submarinos;
Upstream: Ambiente que contempla as atividades de Exploração, Desenvolvimento da
produção e produção na cadeia produtiva de petróleo e gás natural.
xv
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
1.1 Considerações Gerais
Investimentos em exploração e produção (E&P) são fundamentais para o
desenvolvimento do setor petrolífero de um país dotado com reservas de
hidrocarbonetos, como é o caso do Brasil. Estas atividades upstream têm como objetivo
a descoberta de reservas de petróleo e/ou gás natural (fase da exploração) e a extração
dos hidrocarbonetos (fase de produção), seja em terra (onshore) ou no mar (offshore). O
upstream alimenta todo o resto da cadeia produtiva do petróleo (refino e distribuição), o
que enfatiza sua importância para o desenvolvimento do setor petrolífero do Brasil e do
mundo.
No país o grande destaque na produção de petróleo e gás natural é a Petrobras. A
história da empresa se confunde com a própria história da exploração do petróleo no
Brasil. A companhia é a maior empresa brasileira de acordo com os parâmetros usados
pelas publicações econômico-financeiras, como a Conjuntura Econômica, da FGV, e
outras, para classificar as empresas pela sua magnitude: patrimônio líquido, ativo fixo
operacional, faturamento, lucro líquido, número de empregados entre outros parâmetros.
A importância da Petrobras na economia nacional pode ser avaliada por três
fatores principais: seu papel na geração da renda nacional, ou seja, o valor adicionado à
renda ou produto nacional; a liberação ou economia de divisas proporcionada pelas suas
atividades, calculando-se o valor do consumo do petróleo e derivados a preços de
importação; o valor dos investimentos que realiza, e que representam notável impulso à
indústria nacional, pelo efeito multiplicador que significam as compras da empresa
estatal.
É a maior empresa do Brasil e está presente em 28 países, cujo crescimento
integrado, rentabilidade e responsabilidade socioambiental são as palavras-chave na
estratégia corporativa [1]. O planejamento estratégico da Petrobras prevê uma produção
total, no Brasil e no exterior, de 3,993 milhões de barris de óleo equivalente (boe somatório da produção de petróleo e de gás natural) em 2015 e 6,418 milhões de boe
por dia em 2020.
1
Com a descoberta de petróleo e gás na região do pré-sal, o Brasil pode ser o 4º
maior produtor de petróleo do mundo em 2030. A Petrobras tem uma trajetória de
superação de desafios desde 1953, quando a empresa foi criada. O principal deles foi o
desenvolvimento de tecnologia para exploração e produção em águas profundas e
ultraprofundas, onde estão mais de 90% de suas reservas. O crescimento da produção
de petróleo em alto mar tem elevado a utilização de Risers flexíveis.
Fazendo a conexão entre o poço e a plataforma, estes dutos estão sujeitos aos
severos carregamentos causados pela superposição dos esforços mecânicos com o
ambiente corrosivo. Deste modo, torna-se de grande importância, o monitoramento da
integridade estrutural de Risers flexíveis para a Indústria petrolífera.
Atualmente a Petrobras possui mais de cinco mil quilômetros de Risers flexíveis
instalados, o que representa um capital investido superior a dez bilhões de reais. Nos
últimos anos, as condições operacionais das unidades de produção em águas profundas
têm permitido a observação de falhas em Risers flexíveis.
A falha catastrófica de componentes e estruturas mecânicas vem sempre
acompanhada de prejuízos, justificando o interesse na melhoria dos programas de
manutenção da integridade estrutural [2]. Para a indústria petrolífera, associam-se à
falha de equipamentos, prejuízos como: perdas humanas, mecânicas, desastres
ambientais, imagem, a reputação e os negócios da operadora e demais envolvidos. Neste
sentido, as questões técnicas de inspeção, monitoramento e manutenção foram
englobadas pelo conceito geral de Gerenciamento de Integridade de dutos. A segurança
e confiabilidade dos dutos tornaram-se um problema de responsabilidade social das
corporações, assim como a facilidade de acesso aos dados e sua transparência.
O Gerenciamento de Integridade de Dutos é muito mais que um conjunto de
ferramentas ou um programa de inspeções, monitoramento e manutenção; trata-se de
um sistema de gerenciamento que envolve engenharia, operação, inspeção, manutenção,
SMS e comunicação corporativa. Este trabalho tem por objetivo, através do
desenvolvimento de um modelo de otimização, propor um programa de inspeção e
monitoramento para redução de riscos e custos, focado em estruturas, no caso de Risers
flexíveis, que operam em ambientes subaquáticos.
2
1.2 Justificativa para o trabalho
A indústria do petróleo está a cada dia investindo mais em tecnologias de
extração de petróleo, transporte de produtos e manutenção de equipamentos. A grande
maioria (90%) do petróleo produzido no Brasil vem de campos offshore, ou seja, a
partir de plataformas exploratórias no litoral brasileiro.
A Petrobras é, hoje, a maior usuária mundial de dutos flexíveis. Existem – além
de razões técnicas – razões de ordem comercial, logística, conjuntural e estratégica, que
combinadas resultaram no extenso inventário atual operado pela companhia.
A Petrobras utiliza plataformas fixas, plataformas semi-submersíveis, FPSOs
(plataformas fluentes que retiram e armazenam o produto) e plataformas autoelevatórias. Já que grande parte da matéria prima está no mar, surgiu uma necessidade
de exploração em águas profundas, o que levou à utilização de dutos flexíveis, que são
compostos de camadas de aços e polímeros. Quando esses tubos fazem a ligação
vertical entre a plataforma e o poço, esses dutos são denominados Risers e estão
submetidos a um grande número de esforços e fatores que podem levar ao seu
rompimento e falha em serviço.
Este trabalho está associado a uma das principais preocupações empresariais e
técnicas na atividade de produção de petróleo e gás natural offshore, ou seja, ao
Gerenciamento da Integridade de Risers flexíveis. Esta dissertação visa o
desenvolvimento de modelo com foco na redução de riscos às falhas e custos de
aplicação das ações de inspeção e monitoramento em Risers flexíveis.
O produto do programa resulta na indicação de ação de inspeção e/ou
monitoramento apropriado a cada Riser flexível com base em suas especificações
técnicas, tipos de fluido transportado, tipo de UEP e orçamentos disponíveis na referida
gestão de integridade.
3
1.3 Estrutura do trabalho
No capítulo 1 foi apresentada uma introdução à problemática de riscos e custos
associados à utilização de Risers flexíveis na cadeia produtiva de petróleo e gás natural,
mostrando sua importância para a competitividade da empresa e a necessidade da
utilização de ação que auxilie o especialista no processo decisório do Gerenciamento da
Integridade de Risers.
No capítulo 2 é apresentado o problema, sua localização no processo e os
objetivo e motivação desta dissertação.
No capítulo 3 é realizada uma revisão bibliográfica sobre o assunto, mostrando
que na literatura, devido às características multicamadas dos Risers, a integridade é
fundamental para o empreendimento.
Nos capítulos 4 e 5 são focadas as principais técnicas de inspeção e
monitoramento, que podem ser empregadas na gestão de integridade de Risers, e como
a medotologia de inspeção baseada em risco pode ser favorável ao estudo,
respectivamente.
A modelagem matemática do problema é apresentada no capítulo 6, mostrando
como pode ser feito um Gerenciamento “Inteligente” (otimizado) para redução dos
riscos e custos, com a indicação da ação adequada a ser implementada a partir da
particularidade do Riser em operação e orçamentos disponíveis.
Já no capítulo 7 são apresentados dois estudos de casos em que é possível definir
ações de redução de riscos adequadas às particularidades dos Risers no processo
produtivo, privilegiando a integridade dos mesmos no projeto.
O capítulo 8 apresenta uma análise dos resultados obtidos, com base na
proposição do modelo e cenários de produção apresentados nos estudos de casos.
Finalmente, no capítulo 9, são apresentados alguns comentários e conclusões,
além de um direcionamento para a continuação dessa proposta de trabalho.
4
CAPÍTULO 2
APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA
2.1 Sistema Submarino de Produção
Pode-se definir um sistema submarino de produção como sendo um conjunto de
instalações submersas destinadas à elevação, injeção e escoamento dos fluidos
produzidos e/ou movimentados em um campo de petróleo ou gás natural. O projeto de
desenvolvimento de um campo visa à maximização da recuperação de petróleo e um
custo mínimo operacional e de investimento de capital.
Conceitua-se como arranjo submarino de produção, a escolha dos equipamentos
que serão utilizados e de que maneira eles estarão dispostos (layout). O arranjo final de
um campo é o resultado de um processo de otimização que envolve diversas variáveis,
tais como:
• Número de poços e posicionamento dos mesmos;
• Comprimento e diâmetro dos dutos de produção;
• Posicionamento da unidade produção flutuante;
• Tipo de ancoragem;
• Meios de instalação;
• Perfil de produção desejado;
• Necessidade de utilização de meios de elevação artificial e outros.
5
Em um Sistema Submarino de Produção, basicamente encontramos os seguintes
equipamentos, conforme Figura 1:
• Cabeça de Poço;
• ANM (árvore de natal molhada);
• Dutos Submarinos;
• ESDV (Emergency Shut Down Valve) Submarina;
• Manifold;
• PLEM (pipeline end manifold);
• PLET (pipeline end terminator).
Figura 1: Sistema Submarino de Produção.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Neste cenário os Risers flexíveis são dutos que transportam o petróleo e o gás
produzidos dos poços até a plataforma e daí, após o processamento, para navios e/ou
para terra. A produção de petróleo em águas profundas no Brasil utiliza em larga escala
os dutos flexíveis, pois eles possuem várias vantagens em relação a outras soluções, em
especial a grande versatilidade de uso.
6
À medida que a produção de petróleo ocorre em águas progressivamente mais
profundas, mais compridos estes dutos precisam ser, e maiores são os esforços
mecânicos sofridos por eles. Além disso, a carga representada pelo peso do Riser
flexível também aumenta.
Os efeitos desses esforços se concentram principalmente no conector com a
plataforma, pois ali há uma transição de rigidez muito grande entre o Riser flexível e a
plataforma rígida, o que pode levar ao desgaste do equipamento. Portanto, para garantir
a integridade estrutural do sistema de produção é fundamental acompanhar de perto a
evolução dos esforços mecânicos e seus efeitos no Riser. A Figura 2 apresenta atuação
das resultantes ambientes num Riser.
Figura 2: Ilustração da influência de onda, vento e correnteza nos Risers.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Deve-se chamar a atenção também para o fato de que, mesmo a nível
internacional, a indústria dispõe atualmente de pouquíssimas opções para monitorar a
integridade de dutos flexíveis em geral. Esta observação é confirmada em publicações
técnicas [3]. As técnicas de monitoramento em desenvolvimento concentram se
principalmente na observação da torção do Riser e da integridade dos arames
individuais que o compõem.
7
2.2 Objetivo
A maior parte da produção nacional de petróleo é obtida a partir de poços
situados em águas profundas e ultraprofundas, utilizando-se desta forma plantas de
processamento de óleo e gás natural com base em sistemas flutuantes de produção. O
sucesso desta concepção deve-se, especialmente, à utilização de dutos flexíveis capazes
de “acompanhar” os deslocamentos das Unidades Estacionárias de Produção.
O objetivo desse trabalho é a elaboração de um modelo matemático para auxiliar
no desenvolvimento de um programa de Gerenciamento Inteligente de inspeção e
monitoramento de Risers flexíveis, para redução de riscos e custos, associados ao
potencial de falhas dos Risers nos sistemas submarinos de produção. A Figura 3 ilustra
um tubo flexível.
Figura 3: Ilustração de um tubo flexível.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
8
2.3 Motivação
O comportamento estrutural de Risers flexíveis utilizados no setor de petróleo e
gás natural offshore apresenta um grau de incerteza no que se refere aos seus processos
de deterioração. Durante a sua vida útil, essas estruturas podem ser submetidas a cargas
“fora” das especificações previstas do projeto. Outro fator de incerteza é a taxa de
deterioração dos materiais, que compõe a estrutura quando expostos ao meio ambiente e
fluídos de produção.
A preocupação com os requisitos de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde)
e prejuízos financeiros, com inspeções e manutenções desnecessárias, exige um
planejamento ao longo da vida útil dos Risers flexíveis. Neste planejamento, reduzir o
risco de falha estrutural deve ser considerado nos empreendimentos, evitando o uso de
técnicas não adequadas ao produto em análise.
Nos métodos de inspeções tradicionais, Risers de alto (ou baixo) risco podem
não estar recebendo a atenção e priorização adequada. Significa que dutos flexíveis de
baixo risco podem estar sendo excessivamente inspecionados, enquanto dutos de alto
risco podem não estar prevendo um tratamento diferenciado pelas equipes responsáveis
pelo gerenciamento da integridade de Risers.
Assim, o atual planejamento utilizado na Petrobras, com técnicas e ferramentas
“estanques”, pode ser revisto com a aplicação de premissas diferenciadas objetivando a
redução de riscos e custos dentro de um orçamento dedicado a um programa de
Gerenciamento da Integridade de Risers flexíveis. Esta análise também poderá fornecer
subsídios para Inspeção Baseada em Risco (IBR) para dutos flexíveis submarinos, com
base nos resultados dos planejamentos de redução de riscos e custos.
9
CAPÍTULO 3
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1 Produção offshore no Brasil
Em 1968, a Petrobras iniciou as atividades de prospecção em alto mar. No ano
seguinte foi descoberto o campo de Guaricema, em Sergipe. Entretanto, foi em Campos
no Estado do Rio de Janeiro que a Petrobras encontrou a bacia que se tornou a maior
produtora de petróleo do país.
O campo inicial foi o de Garoupa, em 1974, seguido pelos campos gigantes de
Marlim, Albacora, Barracuda e Roncador.A partir de 2002, a Petrobras ampliou sua área
de prospecção buscando novas frentes exploratórias nas Bacias de Santos e Espírito
Santo e em bacias ainda pouco exploradas em suas águas profundas, como as da costa
sul da Bahia, Sergipe, Alagoas e da margem equatorial brasileira.
O ano de 2003 foi considerado um marco na história da Petrobras. Além do
expressivo volume de petróleo descoberto, foram identificadas novas províncias de óleo
de excelente qualidade, gás natural e condensado, permitindo que as reservas a
produção da companhia mudassem para um perfil de maior valor no mercado mundial
de petróleo.
Em 2006 foi alcançada a auto-suficiência do Petróleo no Brasil. Com o início
das operações da P-50 no campo de Albacora Leste, no norte da Bacia de Campos, a
Petrobras alcançou a marca de 2 milhões de barris por dia, o suficiente para cobrir o
consumo do mercado interno de 1,8 milhões de barris diários.
10
A P-50, indicada na Figura 4, foi o marco inicial da sustentabilidade, destacando
a retomada estratégica do crescimento econômico e tecnológico nacional. Aliada as
descobertas recentes, dos campos de petróleo sob a camada de Pré-Sal, a
sustentabilidade indica que os próximos anos serão marcados por grandes
desenvolvimentos tecnológicos, possibilitando a extração, processamento e transporte
do petróleo brasileiro, elevando a qualidade de vida nacional.
Figura 4: FPSO P-50.
(Fonte: Acervo de imagem da Petrobras).
A decisão de explorar petróleo em alto mar foi um marco na história nacional. A
partir disto, a Petrobras, tem trilhado um caminho de inúmeras descobertas, alcançando
o título de líder mundial em tecnologia de exploração de petróleo em águas profundas e
ultraprofundas.
11
3.2 Risers flexíveis
Na Indústria do Petróleo, especificamente na produção de petróleo e gás no
ambiente offshore, os dutos flexíveis submarinos são amplamente empregados tanto no
Sistema de Coleta (poços à plataforma) quanto no Sistema de Escoamento (Plataforma a
terra). Os dutos flexíveis são classificados quanto ao tipo e aplicação em Risers e
Flowlines.
O Riser flexível é um duto submarino, para transporte de fluidos - em geral óleo,
água e gás, projetado para trabalhar com esforços dinâmicos. Estes esforços são
causados pela ação de ventos, ondas e correntes marinhas. Depois de instalado uma de
suas extremidades é fixada à Plataforma de produção e a outra conectada a um duto
submarino denominado Flowline. A estrutura dos Risers apresenta diversas camadas de
materiais metálicos e poliméricos e tem como principais características a resistência à
tração, resistência ao colapso, resistência à pressão interna, resistência ao ataque de
produtos químicos, facilidade de instalação, facilidade para reutilização, flexibilidade,
entre outras.
O Flowline é um duto submarino para transporte de fluidos (óleo, água e gás),
que interligam instalações submarinas de produção como ANM, MOBO, Manifold entre
outros equipamentos submarinos até a extremidade submersa do Riser, trabalhando em
regime estático. Há ainda os umbilicais e os jumpers, que podem precisar de requisitos
adicionais de acordo com a sua aplicação. A Figura 5 ilustra o Riser, Flowline e Jumper
flexíveis.
Figura 5: Riser, Flowline e Jumper flexíveis.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
12
Os Risers flexíveis são estruturas utilizadas na indústria do petróleo para
conduzir fluidos do fundo do mar para uma unidade flutuante de produção. Como
características gerais destas estruturas podem-se enumerar:
•
Alta flexibilidade, o que justifica o seu uso acoplado a estruturas
complacentes, e;
•
Capacidade de ser armazenada em rolos, que reduz o custo de transporte e
instalação.
Um Riser flexível é composto por várias camadas de diferentes materiais, que
interagem entre si. Podem ser divididos em dois grupos: dutos de camadas nãoaderentes (unbonded) e dutos de camada aderente (bounded). A diferença está baseada
na liberdade de movimento das camadas, umas em relação às outras. A Figura 6 ilustra
um típico Riser flexível não aderente, foco do estudo. As camadas ilustradas na Figura 6
são compostas por materiais metálicos e poliméricos.
Figura 6: Riser - tubo flexível multicamadas.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
13
A seguir, conforme a Figura 7, tem-se a descrição das funções estruturais
pertinentes a cada uma destas camadas. As camadas metálicas são espiras de diferentes
perfis de seção transversal, dispostas no tubo em forma de hélice com diferentes ângulos
de assentamento.
a) Carcaça Interna: fornece suporte para a Barreira de
Vedação, de modo a resistirem à pressão externa,
evitando o colapso;
b) Barreira de Vedação: camada polimérica que serve
como barreira estanque para o fluido interno do duto;
c) Armadura de Pressão: fornece suporte para a
barreira polimérica de vedação, de modo a resistirem à
pressão interna;
d) Camadas Anti-Atrito: evitam contato direto entre as
camadas metálicas;
e) Armadura de Tração: Camada metálica que resiste
aos esforços axiais do duto. Suporta as cargas de
tração;
f) Capa Externa: Fornece estanqueidade à estrutura e
protege as armaduras de tração da abrasão do meio
externo.
a
b
c
d
e
d
e
d
f
Figura 7: Camadas de um tubo flexível.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
O grande desafio da exploração e produção de petróleo no Brasil é o
desenvolvimento de tecnologia e conhecimento suficientes para alcançar maiores
profundidades de lâminas d’água (LDA), onde se encontra a maior parte da reserva
nacional. Maiores profundidades significam maiores carregamentos nos dutos flexíveis
em operação, maiores custos de instalação e operação, e maiores cargas de instalação.
Deste modo, o conhecimento das propriedades mecânicas dos materiais que
compõem um duto flexível torna-se ponto crítico na compreensão do seu
comportamento estrutural.
14
As terminações de um Riser flexível, ver Figura 8, são conhecidas como
conectores (End Fittings), sendo utilizadas para conectar os tubos a plataformas e a
outras estruturas.
Figura 8: Conector de um tubo flexível.
(Fonte: Referência [11]).
Os conectores podem ser construídos durante a manufatura do tubo ou em
campo e têm como propósitos principais:
•
Terminar todos os elementos de força na construção do tubo de modo que
cargas axiais e momentos fletores possam ser transmitidos para o conector
sem afetar as camadas contentoras de fluidos;
•
Fornecer uma transição de pressão entre o corpo do tubo e o conector.
Essas terminações para os tubos representam concentradores de tensão para
fadiga. Isso ocorre devido à curvatura do tubo que é preso na terminação e à fixação dos
vários elementos do tubo flexível em uma estrutura rígida.
15
A fim de estabelecer uma transição menos abrupta, a terminação comumente é
envolta por um componente polimérico limitador de movimento chamado de Bend
Stiffner.
A montagem do conector pode ser vista na Figura 9. Uma das pontas do Riser é
descascada até se chegar às tiras mais externas. As tiras são então dobradas e encaixadas
no conector de acordo com um procedimento que muda de acordo com a configuração
do conector.
Uma vez que as tiras foram presas à terminação, uma resina é vazada de modo a
preencher os vazios entre as tiras. Comumente, durante a montagem, as tiras são
aquecidas com tochas ou maçaricos para facilitar seu dobramento.
Figura 9: Montagem de conector de um tubo flexível.
(Fonte: Referência [21]).
No Brasil não existe procedimento de montagem de conectores. O aquecimento
das tiras e os ângulos de dobra não são controlados. Assim sendo, muitas dessas tiras
podem ser fragilizadas durante essa etapa, o que pode deteriorar a vida útil do Riser.
Essa fragilização pode ser resultado de: um sobreaquecimento dos arames e
formação de estruturas como austenita, de um resfriamento descontrolado que gera
martensita não revenida, ou até de um aumento de rugosidade e iniciação de trincas
devido ao dobramento dos arames e encruamento do material. A indústria nacional já
demonstrou preocupação com esse tipo de problema e pesquisa de um procedimento de
montagem dos conectores nos Risers já está em desenvolvimento.
16
Os limitadores (Bend Stiffners/Bend Limiters) normalmente são usados para
aplicações dinâmicas, mas também podem ser usados para aplicações estáticas. São
projetados para resultar em nenhum dobramento do tubo por um comprimento de
aproximadamente um diâmetro externo do tubo a partir do conector.
Abaixo disso, é permitido que o dobramento cresça gradualmente dentro de
certos limites. Assim, os Bend stiffners tem como propósito reduzir as concentrações de
tensão globais e locais. Eles também fornecem uma transição de rijeza mais suave,
movendo a localização crítica de fadiga para fora da região da terminação.
A Figura 10 ilustra a extremidade de topo de um Riser flexível, incluindo seu
conector e Bend stiffener.
Figura 10: Extremidade de topo de um Riser flexível.
(Fonte: Modificada. Referência [21]).
17
3.3 Falhas em Risers flexíveis
O aumento da produção de petróleo está intimamente relacionado à melhoria da
tecnologia associada aos Risers flexíveis. Por esses Risers, através de um sistema de
bombas e injeção, é possível extrair o petróleo dos poços e transportá-lo até a
plataforma ou navio.
No entanto, não é apenas petróleo o produto extraído, mas também gases
residuais e outros compostos corrosivos que atacam os dutos e o sistema de
bombeamento. É necessário, portanto, que seja feita a manutenção constante dos Risers
e troca quando o componente se encontra comprometido.
Lembrando-se, que se o Riser falhar, os produtos transportados podem ser
liberados para o ambiente. Além disso, se o produto extraído for gás natural, o escape
do mesmo pode acarretar em uma diminuição na densidade da água. Como os dutos se
encontram logo abaixo da plataforma, o escape de bolhas e conseqüente queda da
densidade da água diminuem o empuxo e podem resultar na instabilidade da estrutura.
Na Norma CONTEC N-2409 da Petrobras são citados vários modos de falha,
que é definida como sendo um evento que faz o tubo não atuar como especificado. Os
tipos de falha são agrupados de acordo com o lugar onde ocorrem, a saber:
• Falhas nas “Camadas Estruturais Metálicas”;
• Falhas na “Barreira de vedação”;
• Falhas no “End Fitting”
• Falha por aumento de peso do tubo.
Na seqüência tem-se o detalhamento das falhas registradas em Risers flexíveis
em operação no ambiente offshore:
18
Falhas nas “Camadas Estruturais Metálicas”
• Ruptura de tiras da camada estrutural causada por tensão, pressão interna,
compressão radial, torção, curvatura ou combinação de alguma dessas cargas;
• Ruptura por fadiga do material constituinte da camada estrutural;
• Deformação excessiva permanente ou temporal da camada causada por
cargas;
• Colapso da carcaça ou armadura de pressão causada por pressão externa
aplicada em camadas poliméricas mais leves que a água;
• Colapso da carcaça (e. g. Figura 11) ou armadura de pressão causado por
aperto da armadura de tração, associado ou não com qualquer outra carga
radialmente compressiva atuando simultaneamente no tubo.
• Formação de “gaiola de pássaro” (birdcaging) da armadura de tensão
causada por fricção entre duas camadas estruturais;
• Perda de acoplamento entre estruturas de acoplamento causado por
dobramento excessivo, torção excessiva ou compressão axial durante instalação
ou operação;
• Desgaste excessivo causado por fricção entre duas camadas estruturais;
• Corrosão excessiva, degradação química e/ou biológica, ou abrasão de
qualquer camada estrutural causada por fenômeno galvânico, fluidos agressivos
ou abrasivos ou por contato do meio ambiente com a camada estrutural.
Figura 11: Colapso na carcaça interna.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
19
Falhas na “Barreira de vedação”
• Ruptura causada por pressão interna, tensão, torção, dobramento ou pela
combinação de algumas dessas cargas;
• Extrusão excessiva da camada de pressão através de espaços entre
arames/tiras da camada estrutural adjacente, causada por efeito da pressão, para
os limites de temperatura considerados, incluindo deformações de curta e longa
duração;
• Ruptura do material por fadiga;
• Desgaste excessivo causado por fricção com outra camada;
• Dano à camada devido ao rasgamento intermolecular ou interlamelar do
material, causado por despressurização de gás difundido no material polimérico
da barreira de pressão;
• Degradação química excessiva causada pela ação de fluidos ou ambiente
externo;
• Perda de propriedades físicas causada pela temperatura do fluido interno ou
ambiente externo (e. g. Figura 12);
• Erosão excessiva causada por fluido interno ou abrasão causada por pigs
(sistemas de inspeção de dutos dotados de sensores);
• Difusão excessiva de gás causada por envelhecimento, fadiga/desgaste,
erosão ou empolamento.
Figura 12: Envelhecimento e trincas na barreira de vedação.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
20
Falhas no “End Fitting”
• Escoamento de qualquer parte estrutural do conector causado por tensão,
pressão, dobramento, torção ou combinação dessas cargas;
• Colapso hidrostático da estrutura do conector;
• Ruptura da estrutura do conector por fadiga;
• Corrosão ou degradação excessiva de qualquer parte estrutural do conector
causada pela ação do fluido interno ou ambiente externo;
• Perda de propriedades físicas de qualquer parte estrutural do conector
induzida pela temperatura do fluido interno ou do ambiente externo (incluindo
fragilidade por temperatura ou concentração de tensão residual);
• Perda do sistema de ancoramento das armaduras de tração causada por
tensão, pressão, dobramento, torção ou combinação de algumas dessas cargas;
• Deslocamento relativo excessivo entre os cantos das camadas e do corpo do
conector;
• Vazamento através do sistema selante (interno ou externo), observado
quando tensão, pressão dobramento ou torção são aplicados (e. g. Figura 13);
• Dano ao sistema selante (interno ou externo) causado por fadiga;
• Dano à região da barreira de vedação em contato com o conector causado
pela ação de tensão, pressão, dobramento, torção ou combinação de algumas
dessas cargas;
• Degradação de curta ou longa duração do sistema selante (interno ou
externo) ou da resina de enchimento causado por agentes físicos, químicos ou
corrosivos e pela temperatura do fluido interno ou ambiente externo.
Figura 13: Trincas, desplacamento e óleo no conector.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
21
Falha por aumento de peso do tubo
Causado por ceras ou depósitos orgânicos (e. g. Figura 14) aderidos nas paredes
internas do tubo flexível.
Figura 14: Depósito de parafina retirado de tubos flexíveis.
(Fonte: Acervo de imagem da Petrobras).
Existe na Norma API 17B [4], a relação de diversos tipos de falhas de tubos
flexíveis, divididos pelo modo de falha dos componentes. Na grande maioria dos casos,
os modos de falha são os mesmos citados pela CONTEC N-2409 (Petrobras).
Juntamente com a avaliação dos possíveis tipos de falha, estudos estatísticos são feitos
para que sejam verificados quais são os tipos de falhas mais comuns. Geralmente são
estudos demorados e de alto custo, já que é necessário esperar que o componente falhe e
seja substituído.
Nota-se que, devido ao número de materiais que são empregados e a
complexidade da montagem, existem diversas possibilidades de falha para os Risers
Flexíveis. Para os atuais Risers, em especial aos projetados para águas profundas,
adicionalmente, possuem camadas anti-atrito, reduzindo, portanto, a importância do
desgaste abrasivo entre camadas adjacentes.
22
Neste caso, o modo de falha mais importante é o de fadiga pura, com pouco
desgaste das camadas metálicas. Para as condições de operação dos Risers no Brasil,
sujeitos a pressões internas relativamente baixas, mas expostos a altos níveis de tração,
a falha da armadura de tração na conexão tem sido apontado como o principal modo de
falha a ser investigado.
Em vista disto e com a recente tendência de se priorizar a utilização de unidades
baseadas em antigos navios convertidos para unidades de produção e estocagem
chamados FPSOs (Floating Production Storage and Offloading) com turret situado na
proa, à verificação da vida útil desses Risers vem se tornando cada vez mais importante,
justificando o desenvolvimento de metodologias confiáveis de inspeção e estimativa da
vida remanescente destes componentes.
É importante considerar que a ruptura das camadas protetoras permite a
passagem de soluções corrosivas (gases e água do mar), para o interior do duto,
acelerando o processo de degradação através da combinação de fatores associados à
fadiga e a corrosão.
Para esse processo diz-se que o anular foi alagado, onde o contato entre a água
do mar e a armadura de tração resulta em um processo acelerado de degradação,
associando os esforços trativos aos efeitos da corrosão.
Outro fator refere-se ao fato de que nem todo o comprimento do Risers esta
sujeito a esforços excessivos, tanto dinâmicos quanto estáticos, suficientes para levar o
componente à falha. Em geral, os pontos de conexão, de curvaturas acentuadas e de
contato são os que sofrem as condições mais severas.
23
3.4 Fadiga em Risers flexíveis
A fadiga é um fenômeno de falha bastante complexo e extenso. Aqui são citados
apenas alguns elementos básicos para familiarizar o leitor e permitir o seu entendimento
dos trabalhos apresentados. Maiores detalhes sobre fadiga podem ser encontrados na
literatura [5-6].
A fadiga é uma forma de falha catastrófica que ocorre em estruturas submetidas
a esforços cíclicos. Nessas circunstâncias, é possível que a estrutura falhe em uma
tensão consideravelmente menor do que a sua tensão de resistência [7]. A tensão
aplicada, flutuante, pode ser axial, flexural ou torcional.
Componentes como Risers ligados a tubos de transporte de petróleo devem ter a
sua vida em fadiga levada em consideração, já que esta é um fator determinante para a
vida útil dos mesmos [8]. A terminação superior onde o Riser encontra a plataforma foi
identificada como sendo a área onde ocorre o maior carregamento do Riser [9]. Já que
essa região pode ser limitadora em relação à vida em fadiga do tubo, uma solução é a
utilização de Bend stiffners.
Carregamentos cíclicos que podem causar fadiga incluem: vibrações induzidas
por vórtice (vortex induced vibrations – VIV), cargas hidrodinâmicas induzidas por
ondas, movimentos da plataforma e cargas resultantes de pressões cíclicas e expansão
térmica. Os movimentos da plataforma causam fadiga de baixo ciclo e um estudo de
posição e deslocamentos da plataforma deve ser feito para a predição da vida em fadiga
dos Risers [8].
Vibrações induzidas por vórtice são, provavelmente, o problema de projeto mais
importante para Risers em catenária, especialmente quando grandes correntes marítimas
estão envolvidas. Vibrações de alta freqüência do Riser devido à formação de vórtices
resultam em carregamentos cíclicos de alta freqüência e em altas taxas de dano por
fadiga [8]
Conforme abordado [9] fez ensaios de fadiga em dois Risers de 4 polegadas de
diâmetro e descreve que após um determinado número de ciclos, o Riser começou a
deformar e a torcer. A torção é resultado do rompimento de diversos arames da camada
de tração o que acaba redistribuindo o campo de tensões. Ao abrir os corpos de prova, o
autor observou desgaste de algumas regiões das camadas internas devido ao roçamento
(fretting) dos arames. Foram encontrados também resíduos de óxido de ferro.
24
CAPÍTULO 4
INSPEÇÃO E MONITORAMENTO DE RISERS
4.1 Enquadramento ao problema
A avaliação da integridade de Risers flexíveis é parte de um processo que tem
por finalidade aumentar a segurança operacional da estrutura. Para detectar mecanismos
de falhas o mais cedo possível e evitar o progresso de danos em Risers flexíveis surge à
necessidade de investigar as principais referências sobre as técnicas de inspeção e
monitoramento destes dutos em operação.
Para a inspeção e monitoramento da conexão de topo, capa externa, dispositivos
auxiliares, mal posicionamento da UEP (e. g. FPSO) e reparo de Risers flexíveis
recomenda-se os trabalhos [10-13] e API RP 17B (2002) [4]. Os autores avaliam
estratégias de gerenciamento para assegurar a integridade estrutural de Risers flexíveis
com camadas não-aderentes. As técnicas de inspeção e monitoramento buscam
informações relevantes para a descoberta dos mecanismos de falhas de Risers.
Neste contexto, o conhecimento dos modos de falha que geram diferentes
mecanismos de degradação permite ao especialista organizar planos de inspeção e
monitoramento que acompanhem a evolução desses mecanismos atuantes e seu impacto
sobre sua integridade estrutural [14].
Conforme abordagem [15], durante inspeções visuais é possível detectar danos
(abrasão, ruptura, vazamento, deformações) na capa externa, falhas na válvula de alívio
da seção de topo ou falhas na armadura de pressão, verificação de configuração
inadequada de catenária, interferência entre Risers ou entre Risers e a embarcação,
instabilidade torcional, ruptura de arames da armadura de tração, erro de
posicionamento da UEP, danos na seção de topo do Riser flexível, danos no
equipamento auxiliar, falhas na fixação ou envelhecimento do Bend stiffener
(degradação e ruptura), ingresso da água do mar no espaço anular.
25
Segundo análise [16], as principais causas de falhas investigadas em inspeções
ou durante a manutenção de Risers flexíveis são: ruptura de arames causada por fadiga
na interface I-tube/end fitting, perda de vedação da capa externa devido à degradação,
corrosão da armadura de tração e da carcaça interna e instabilidade torcional.
Ainda sobre avaliação e gerenciamento de integridade de Risers flexíveis é
importante observar algumas técnicas de manutenção e reparo de capa externa de Risers
durante inspeção visual (Figura 15).
Figura 15: Reparo na capa externa de Riser danificado.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Com base na avaliação [17], ressalta-se que a presença de CO2 e H2S no espaço
anular do Riser, inicia um mecanismo de degradação com a combinação de corrosão e
fadiga. A presença desses gases corrosivos reduz a vida à fadiga do Riser, acelera o
processo de corrosão e perda de material nas armaduras metálicas, gerando microtrincas
e deterioração do material.
26
4.2 Técnicas de Inspeção e Monitoramento
A avaliação da integridade de Risers flexíveis é parte de um processo que visa
aumentar a segurança operacional dessa estrutura. Os estágios dos mecanismos falhas
em pontos críticos do duto podem ser detectáveis em diversos tipos de monitoramento e
inspeção.
Para detectar mecanismos de falhas o mais cedo possível e evitar o progresso de
danos em Risers flexíveis surge à necessidade de investigar as principais referências
sobre as técnicas de inspeção e monitoramento de dutos flexíveis em operação. As
técnicas de inspeção/monitoramento buscam informações relevantes para a descoberta
dos mecanismos de falhas de Risers flexíveis.
Neste contexto, o conhecimento dos modos de falha que geram diferentes
mecanismos de degradação, permite ao especialista organizar planos de inspeção que
acompanhem a evolução desses mecanismos atuantes e seu impacto sobre sua
integridade estrutural [14].
Para a inspeção/monitoramento de dutos flexíveis recomenda-se os trabalhos
[10-13] e API RP 17B [4]. Os autores e norma avaliam estratégias de gerenciamento
para assegurar a integridade estrutural de dutos flexíveis com camadas não-aderentes.
A inspeção e monitoramento de Risers têm por objetivos os seguintes pontos:
a) Detectar possível degradação em uma fase suficientemente cedo que permita
ação de correção e, assim:
4 Evitar acidentes ou perda de vida;
4 Evitar poluição ambiental;
4 Evitar paradas de produção;
4 Minimizar o risco de perda econômica.
b) Demonstração de aptidão contínua do equipamento, para o propósito a que foi
fabricado;
c) Verificação de complacência com as normas e regulamentos pertinentes ao
equipamento;
d) Provisão de registro de dados de inspeção que podem ser requeridos quando
for considerado novo uso.
27
A seleção das técnicas de inspeção e ferramentas de monitoramento de Risers
flexíveis deverá levar em conta as seguintes informações, a saber:
• Posição do conector (emerso / submerso);
• Localização (e.g. Riser dentro ou fora de I-Tube);
• Acesso ao Riser para realização de instalação do sistema (andaimes, abertura
de janela na capa externa, instalação de sensores, câmera e outros);
• Instalação de protótipos de campo;
• Data de disponibilização da tecnologia para utilização em larga escala.
Recomenda-se que todo Riser flexível, que conduz hidrocarboneto com conector
emerso, deve ter sistema de monitoramento do gás percolado.
Esta dissertação destaca as seguintes técnicas de inspeção e monitoramento de
Risers flexíveis [10-11] e [18-19], estando estas implantadas e/ou em fase de testes de
campo (protótipos), a saber:
• Inspeção Visual por Escalador;
• Inspeção Visual por Mergulho raso;
• Inspeção Visual por ROV;
• Inspeção por Vídeoscopia;
• Monitoramento por Televisionamento (Emerso/Submerso);
• Monitoramento por Colar de Fibra Óptica (Emerso/Submerso);
• Monitoramento Óptico Direto no Arame – MODA;
• Monitoramento por Emissão Acústica;
• Monitoramento do Gás Percolado (com ou sem I-tube);
• Monitoramento por Medição de Tensões Mecânicas por Eletromagnestimos
– MAPS.
Na seqüência tem-se o detalhamento das técnicas de inspeção e monitoramento
em Risers Flexíveis:
28
Inspeção Visual por Escalador
A inspeção do trecho emerso dos Risers flexíveis, em operação ou desativados,
das unidades de produção offshore visa avaliar a integridade dos mesmos. Os recursos
utilizados para realização da inspeção são os “Escaladores Industriais” (Figura 16), não
sendo descartada, em alguns casos, a necessidade da montagem de andaimes. Antes do
início da inspeção deve-se:
a) Realizar uma avaliação prévia de modo a priorizar os serviços de inspeção nos
dutos que possuam algum tipo de ocorrência ou que a complementação da
inspeção dependa de terceiros;
b) Fazer um levantamento das condições operacionais dos dutos e
posteriormente registrá-las;
c) Realizar uma limpeza adequada, se necessária, dos pontos que serão
inspecionados;
d) Utilizar o critério de finalizar a inspeção de um duto para começar a de outro,
em ocasiões em que mais de um duto deve ser inspecionado na mesma UEP;
e) Elaborar um isométrico do trecho inspecionado com todos os acessórios e
descontinuidades encontradas, o qual será devidamente cotado e referenciado.
Figura 16: Inspeção em Riser flexível por meio do método Escalador.
(Fonte: Acervo de imagem da Petrobras).
29
Itens de verificação, por meio da técnica, para avaliar a integridade do Riser:
- Identificar o duto informando: aplicação, diâmetro nominal, comprimento, data
da instalação na unidade, número do tramo e estrutura;
- Medir a espessura da capa externa, sempre que houver desgaste por abrasão;
- Caso não exista a válvula de alívio no conector, verificar e registrar através de
foto a existência de rebaixo na capa externa do Riser (bursting disk) nas
proximidades do conector (até 3m do conector);
- Medir o diâmetro externo do duto e comparar com o diâmetro de projeto;
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
Se a capa externa do duto está inflada utilizando teste de percussão;
•
A existência de dano na capa externa do duto (trecho emerso),
incluindo a traseira do conector de topo do Riser;
•
A existência de enrugamentos, deformações, sombreamento na capa
externa do duto;
•
A existência de ovalização ou torção do Riser flexível;
•
a existência de vazamentos no Riser, inclusive sob acessórios (e. g.
Bend stiffener);
•
A estanqueidade da capa externa Riser através do teste de injeção de
nitrogênio, quando necessário;
•
A existência de ruptura das camadas de fita filamentosa (KEVLAR)
com exposição das armaduras de tração;
•
A ocorrência de desalinhamento ou sobreposição dos arames da
armadura de tração;
•
A existência e a quantidade de arames rompidos.
- Medir os seguintes itens, a saber:
•
O ângulo de catenária do Riser;
•
O potencial eletroquímico dos arames sempre que houver exposição
das armaduras de tração;
•
A perda de material por desgaste ou corrosão das armaduras de tração.
30
No Conector
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade dos conectores;
•
A condição do revestimento e existência de corrosão;
•
A integridade dos parafusos de fixação do conector, suporte e
acessórios;
•
A existência, acessibilidade e integridade das válvulas de alivio de gás
permeado;
•
a integridade do sistema de fixação (parafusos, estojos, porcas, etc.) do
Riser ao hang-off;
•
A integridade dos parafusos de fechamento da traseira no corpo do
conector;
•
A integridade dos suportes de fixação das terminações de umbilical
hidráulico (armor pot, carretéis , gaiolas, outro);
•
A existência de corrosão nas terminações hidráulicas;
•
O
tensionamento
e
eventual
escorregamento
das
mangueiras
hidráulicas e cabos de sinais elétricos e óticos;
•
A existência de bolhas e ou protuberâncias na capa externa das
mangueiras;
•
A existência de vazamentos em terminações e mangueiras de
umbilicais hidráulicos;
•
A integridade da interface entre o spool rígido e o conector de topo;
•
A integridade do sistema de monitoramento do espaço anular.
31
No Enrijecedor de curvatura (Bending stiffener)
- Identificar o tipo de enrijecedor (bipartido ou inteiriço);
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade do enrijecedor, indicando a existência de trincas,
rachaduras, abrasões, perda de material, deformações, outro;
•
O sistema de fixação do enrijecedor de curvatura ao conector;
•
As abraçadeiras de fixação dos enrijecedores bipartidos.
No Suporte de Riser (na plataforma)
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
O estado geral de conservação do suporte e hang-off, indicando de
houver presença de corrosão, perda de material, ausência de reforços
estruturais, outro;
•
A condição de fixação do suporte e hang- off, detalhando o estado de
conservação das soldas e parafusos.
Análise de interferência
Verificar e registrar através de foto a existência de interferência do Riser com
outros Risers, ou com contraventamento(s) da unidade, sistemas de ancoragem, cabos,
monobóia ou qualquer outro elemento do sistema.
32
Inspeção Visual por Mergulho raso
A região a ser inspecionada será todo o trecho do duto suspenso da ZVM (Zona
de Variação de Maré) até a profundidade de “-30m”. Os recursos utilizados para a
inspeção são os mergulhos rasos (Figura 17) com outro equipamento ou técnica que o
complemente ou substitua.
Figura 17: Inspeção em Riser flexível por meio de Mergulho raso.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
33
Itens de verificação, por meio da técnica, para avaliar a integridade do Riser:
- A existência de danos na capa externa quando aplicável;
- A existência de ruptura das camadas de fita filamentosa (KEVLAR) com
exposição das armaduras de tração;
- Medir o potencial eletroquímico dos arames sempre que houver exposição das
armaduras de tração;
- Medir a perda de material por desgaste ou corrosão das armaduras de tração;
- A ocorrência de desalinhamento ou sobreposição dos arames da armadura de
tração;
- A existência e a quantidade de arames rompidos;
- A existência de vazamentos no tubo flexível, inclusive sob acessórios
(enrijecedor de curvatura, vértebra, etc.);
- A existência de enrugamentos, deformações, sombreamento na capa externa do
duto;
- A existência de ovalização ou torção do duto flexível;
- Medir o diâmetro externo do duto e comparar com o diâmetro de projeto;
- Verificar se a capa externa do duto está inflada utilizando teste de percussão;
- A estanqueidade da capa externa duto flexível através do teste de injeção de
nitrogênio, quando necessário;
- Medir ângulo de catenária do Riser;
- Identificar o duto informando: aplicação, diâmetro nominal, comprimento, data
da instalação na unidade, número do tramo e estrutura;
- Medir a espessura da capa externa sempre que houver desgaste por abrasão.
34
No Conector
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade dos conectores;
•
A integridade dos parafusos de fixação do conector, suporte e
acessórios;
•
A condição do revestimento e existência de corrosão;
•
A existência, acessibilidade e integridade das válvulas de alivio de gás
permeado;
•
A existência de corrosão nas terminações hidráulicas;
•
A integridade do sistema de fixação (parafusos estojos, porcas, etc.) do
Riser ao hang-off;
•
A integridade dos suportes de fixação das terminações de umbilical
hidráulico (armor pot, carretéis, gaiolas, etc.);
•
A integridade da interface entre o spool rígido e o conector de topo;
•
A integridade do sistema de monitoramento do espaço anular;
•
A integridade dos parafusos de fechamento da traseira no corpo do
conector;
•
O
tensionamento
e
eventual
escorregamento
das
mangueiras
hidráulicas e cabos de sinais elétricos e óticos;
•
A existência de danos mecânicos na capa externa das mangueiras com
eventual exposição do kevlar;
•
A existência de bolhas e ou protuberâncias na capa externa da
mangueira;
•
A existência de vazamentos em terminações e mangueiras de
umbilicais hidráulicos.
35
No Enrijecedor de curvatura (Bending stiffener)
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade do enrijecedor, indicando a existência de trincas,
rachaduras, abrasões, perda de material, deformações, etc.;
•
O sistema de fixação do enrijecedor de curvatura ao conector;
•
O sistema de fixação do enrijecedor ao capacete;
•
As abraçadeiras de fixação dos enrijecedores bipartidos;
•
O desgaste dos anodos para proteção catódica; quando existente.
- Identificar o tipo de enrijecedor (bipartido ou inteiriço).
No Colar batente (stopper)
- Identificar tipo de stopper instalado no Riser;
- Medir potencial eletroquímico, quando necessário;
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade do stopper;
•
O sistema de fixação;
•
A fixação e integridade da proteção antiabrasiva;
•
O estado do revestimento;
•
O estado dos anodos.
36
Na Boca de sino
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
O posicionamento do enrijecedor de curvatura em referência a boca de
sino;
•
O travamento dos dogs da boca de sino e posição das travas;
•
A fixação do enrijecedor de curvatura ao capacete;
•
A integridade do sistema de fixação dos eixos de giro dos dogs;
•
A integridade dos cabos elétricos do sistema de proteção catódica;
•
A integridade dos parafusos e porcas de fixação do enrijecedor de
curvatura;
•
A estanqueidade da capa externa da linha sob o enrijecedor de
curvatura, quando aplicável, desacoplando o enrijecedor da boca de
sino;
•
O posicionamento e o contato elétrico da braçadeira de travamento dos
dogs.
- Medir o potencial eletroquímico da boca de sino e componentes, quando
aplicável.
No Suporte de Riser
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
O estado geral de conservação do suporte e hang-off, indicando de
houver presença de corrosão, perda de material, ausência de reforços
estruturais, etc.
•
A condição de fixação do suporte e hang-off, detalhando o estado de
conservação das soldas e parafusos.
Análise de interferência
Verificar a existência de interferência do duto com outros dutos, ou com
contraventamento(s) da unidade, sistemas de ancoragem, cabos, túnel de monobóia ou
qualquer outro elemento do sistema.
37
Inspeção Visual por ROV
A região a ser inspecionada será entre a conexão Riser/Flowline (real ou teórica)
até a elevação “-30m”. Os recursos utilizados para a inspeção são os ROVs (Figura 18)
dos navios especiais de inspeção (RSV e DSV) ou outro equipamento ou técnica que o
complemente ou substitua.
Figura 18: Inspeção em Riser flexível por meio de ROV.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
A inspeção deverá ser registrada em relatório que contenha tabela de eventos e
fotos detalhadas dos pontos notáveis como início, fim, TDP (Touch Down Point),
Conectores e não-conformidades, além de conter filmagem na íntegra. Todas NãoConformidades deverão ser registradas em filmagem e fotos e sua localização
determinada através de profundidade e coordenadas. O registro das Não-Conformidades
deverá detalhar os pontos importantes, de acordo com cada tipo de dano detectado, para
permitir análise mais detalhada do problema.
A medição de potencial eletroquímico nos acessórios deve ser feita sempre que
seja constatado problema de corrosão, pois permite avaliar se há processo de corrosão
atuando no acessório. Os vazamentos devem ser avaliados para que se possa definir a
gravidade do problema. Vazamentos oriundos de gás percolado são previstos no projeto
dos dutos flexíveis e devem ser avaliados com esta ótica.
38
A inspeção de Risers na região do TDP para avaliar danos devido à abrasão com
o solo marinho, deverá prever a utilização de dispositivos que permitam a avaliação da
geratriz inferior dos Risers em toda a extensão de variação de TDP.
Itens de verificação, por meio da técnica, para avaliar a integridade do Riser:
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
Os danos no revestimento externo;
•
Os danos tipo deformação (gaiola de passarinho, loop, kink,
dobramento, torção, ovalização, amassamento, etc.);
•
A existência de ruptura das camadas de fita (filamentosa, KEVLAR)
com exposição das armaduras de tração;
•
A ocorrência de desalinhamento ou sobreposição dos arames da
armadura de tração, existência e a quantidade de arames rompidos;
•
A existência de vazamentos no duto, inclusive sob acessórios
(enrijecedor de curvatura, vértebra, proteção antiabrasiva, etc.), nos
conectores, na região da interface flangeada e nas válvulas de alívio,
nas interfaces duto com equipamentos submarinos, em terminações e
mangueiras de umbilicais hidráulicos.
- Escovar e medir o potencial eletroquímico dos arames sempre que houver
exposição das armaduras de tração;
- Identificar o duto informando: aplicação, diâmetro nominal, comprimento, data
da instalação na unidade, número do tramo e estrutura.
Na Interface do duto com solo marinho
- Registrar a presença de vãos livres, regiões assoreadas, obstáculos naturais,
solo abrasivo;
- Registrar se a região do TDP está com proteção antiabrasiva (outerwraps);
- Verificar integridade da proteção. Avaliar desgaste e estado de fixação;
- Registrar coordenadas de início e final da proteção;
- Verificar e registrar localização de ocorrência de trincheira;
- Verificar através de foto danos no revestimento externo dos Risers com
enfoque na geratriz inferior.
39
Interferência
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A interferência com dutos rígidos;
•
A interferência com corpos estranhos (sucata, tubo, etc.);
•
A interferência com as estruturas das UEPs;
•
A interferência com acessórios tais como stoppers e outerwraps;
•
A interferência com Risers vizinhos;
•
A interferência com sistemas de ancoragem de dutos (cacho de amarra,
torpedo, colar de ancoragem, etc.).
No Conector
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade do conector;
•
A integridade dos estojos de interligação;
•
Os problemas de corrosão no corpo do conector e estojos.
Na Caixa de emenda / caixa de junção
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade dos elementos;
•
A integridade dos estojos de interligação;
•
Os problemas de corrosão.
No Enrijecedor de curvatura da conexão Riser / Riser (quando aplicável)
- Verificar e registrar através de foto a integridade;
- Verificar e registrar através de foto o estado de fixação.
40
Colar batente (quando aplicável)
- Verificar e registrar através de foto a integridade;
- Verificar e registrar através de foto o estado de fixação.
Na Configuração da catenária
- Registrar em tabela a coordenada do TDP;
- Registrar em tabela a coordenada do Riser na profundidade de 30m;
- Registrar em tabela a coordenada e profundidade do seio inferior do Riser em
sistemas de lançamento em catenária dupla.
Nos Acessórios de sistemas de lançamento em catenária dupla (compreendem bóias,
peso morto, sistema de ancoragem, tanque de flutuação, cachimbo, balancim, colar
mecânico, etc.)
- Verificar e registrar através de foto, os seguintes itens:
•
A integridade dos elementos;
•
O estado de fixação;
•
Os problemas de corrosão.
41
Inspeção por Vídeoscopia
A inspeção remota do trecho emerso dos Risers flexíveis situados no interior de
I-tubes, em operação ou desativados, das unidades de produção offshore visa avaliar a
integridade dos mesmos. Os recursos utilizados para realização da inspeção são os
Boroscópios (Figura 19), tendo sua atividade chamada de Vídeoscopia Industrial. Com
uma sonda de 3,5m de comprimento e 6mm de diâmetro, este sistema é ideal para
inspecionar locais de difícil acesso, como os trechos de Risers residentes no interior de
I-tubes.
Figura 19: Sistema de Vídeoscopia.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Em muitas UEPs é necessária a aberta de “janelas” (Figura 20) nos I-tubes das
UEPs. O serviço de abertura de "janelas" em I-tubes tem por objetivo permitir a inspeção
por meio de Vídeoscopia do Riser flexível.
Figura 20: Abertura de “janelas” em I-tubes.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Itens de verificação, por meio da técnica, para avaliar a integridade do Riser:
- Danos e/ou situações em não-conformidade (e. g. capa externa inflada);
- Outros indícios, que podem requerer análise criteriosa do Riser.
- Também, condição dos conectores e outros acessórios.
42
Monitoramento por Televisionamento (Emerso/Submerso)
O sistema de televisionamento consiste basicamente num conjunto de
equipamentos e infra-estrutura de rede que visa monitorar a torção em Risers, a partir do
processamento de imagens capturadas por câmeras instaladas junto ao conector,
conforme ilustrado na Figura 21.
Figura 21: Sistema de Televisionamento.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
43
Benefícios
A monitoração da torção visando à integridade de Risers flexíveis é indicada
pela norma API RP 17B [4]. O sistema de televisionamento torna esta monitoração
automática. Esta automação prevê o processamento das imagens e a indicação de
alarmes tanto em website quanto através do envio de e-mails para um grupo de
especialistas previamente designado em caso de anormalidade.
Outra vantagem oferecida pelo sistema de televisionamento é a possibilidade de
inspeção visual em tempo real. Esta pode detectar, por exemplo, deformações na capa
externa, entre outras não conformidades não detectadas automaticamente pelo
processamento de imagem. Este processamento se restringe à torção do Riser em
relação ao conector. A Figura 22 ilustra um Riser submerso, que apresenta torção e
empolamento da capa externa. Cabe destacar que este fenômeno também é observado
em Risers emersos.
Figura 22: Riser em torção.
(Fonte: Referência [10]).
Alarmes
São previstos alarmes para os seguintes cenários de anormalidade: torção crítica
e mau funcionamento. O alarme de torção crítica é acionado quando o valor da torção
exceder um limite de aceitação estabelecido segundo critérios técnicos. O alarme de
mau funcionamento diz respeito à indisponibilidade de medição devido a problemas de
processamento de imagem, falha de comunicação com a câmera, entre outros.
44
Monitoramento por Colar de Fibra Óptica (Emerso/Submerso)
O sistema de Colar Óptico (Figura 23) consiste de um sistema de extensometria
óptica, baseado em sensores de redes de Bragg, que monitora as deformações/tensões
atuantes na capa externa dos Risers flexíveis de modo a identificar alterações no seu
comportamento que possam indicar a existência de arames rompidos e/ou
comprometidos da armadura de tração.
Figura 23: Sistema de Colar Óptico.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
45
O rompimento de arames das armaduras de tração pode vir a causar deformações
na capa externa dos Risers. Essas deformações, em um estágio avançado, podem ser
verificadas visualmente, Figura 24. De uma forma geral apresentam-se como um
inchaço em um trecho da linha com orientação helicoidal, semelhante à orientação dos
arames.
O Colar Óptico é capaz de medir deformações circunferências com alto grau de
exatidão,
sendo
possível
monitorar
continuamente
as
variações
no
diâmetro/circunferência do Riser, de modo a se identificar com antecedência que
deformações permanentes podem significar a existência de arames rompidos. O Colar
Óptico, além das deformações circunferências é capaz de medir deformação axial
(elongação) e torção.
Figura 24: Riser com deformação na capa externa.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Entre as características que favorecem a instalação do sistema de Colar Óptico
em áreas classificadas de UEPs, destacam-se:
•
É um sistema passivo, pois utiliza sensores ópticos que empregam apenas
luz e não necessitam de outra fonte de energia;
•
Sistema não intrusivo e de fácil instalação;
•
O sistema possui alta capacidade de multiplexação podendo monitorar,
dependendo da configuração, até 12 Risers com um único equipamento.
46
Monitoramento Óptico Direto no Arame – MODA
O sistema MODA consiste de um sistema de extensometria óptica, baseado em
sensores de redes de Bragg, que monitora as deformações/tensões atuantes nos arames
da armadura externa de tração dos Risers flexíveis de modo a identificar arames
rompidos e/ou comprometidos, Figura 25.
Figura 25: Sistema MODA - abertura de secção, reparo e sistema.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Entre as características que favorecem a instalação do sistema MODA em áreas
classificadas de UEPs, destacam-se:
•
É um sistema passivo, pois utiliza sensores ópticos que empregam apenas
luz e não necessitam de outra fonte de energia;
•
Sensores, fibras e cabos ópticos não possuem componentes metálicos;
•
O sistema consegue monitorar aproximadamente 80 sensores com apenas um
cabo óptico;
•
O equipamento óptico de interrogação pode ser instalado em qualquer local
não classificado.
47
Em cada arame da camada externa de tração é instalado um sensor óptico. Para
se acessar os arames da armadura de tração é necessária a remoção de parte da capa
externa do Riser em uma dada seção (capa externa polimérica e camadas adicionais
entre esta e a armadura de arames).
Benefícios
O sistema MODA é capaz de monitorar deformações nos arames da armadura
externa de tração com alta resolução. Através da medida destas deformações é possível
inferir a variação de tensões atuantes e avaliar quais arames estão respondendo, ou não,
de forma similar aos demais. Com isso, pode-se estimar se os arames estão rompidos ou
com algum comprometimento (frouxos ou sobrecarregados).
O sistema informa em tempo real as variações de deformações através do
website em diferentes formas de visualização, sempre buscando evidenciar arames com
divergência no comportamento dos demais. Rotinas de automação podem gerar alarmes,
tanto no website quanto através do envio de e-mails, para um grupo de especialistas
previamente cadastrados, em caso de uma anormalidade. Os dados são armazenados em
banco de dados podendo ser acessados a qualquer momento para análises adicionais.
Alarmes
Estão previstos alarmes para os seguintes cenários de anormalidade:
Possibilidade de arame rompido e mau funcionamento do sistema. O alarme de possível
arame rompido é acionado quando os valores de deformação de um ou mais arames se
diferenciarem dos demais, acima ou abaixo dos critérios de aceitação máximos e
mínimos, em relação à média dos demais arames. O alarme de mau funcionamento diz
respeito à indisponibilidade de medição devido a problemas de processamento de dados,
falha de comunicação com o servidor, entre outros.
48
Monitoramento por Emissão Acústica
A Emissão acústica é um fenômeno que ocorre quando uma descontinuidade é
submetida à solicitação térmica ou mecânica. Uma área portadora de defeitos é uma
área de concentração de tensões que, uma vez estimulada, origina uma redistribuição de
tensões localizadas. Este mecanismo ocorre com a liberação de ondas de tensões na
forma de ondas mecânicas transientes.
A técnica (Figura 26) consiste em captar esta perturbação no meio, através de
transdutores piezoelétricos instalados de forma estacionária sobre a estrutura. A emissão
acústica é um fenômeno natural que ocorre em uma grande faixa de materiais, estruturas
e processos. Para Risers as emissões acústicas servem para monitorar o rompimento dos
arames das armaduras metálicas.
Figura 26: Sistema Emissão Acústica.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Como a emissão acústica dificilmente é empregada sozinha é necessário um
cuidado já que a maioria das outras técnicas irá introduzir algum tipo de ruído. Para a
Emissão Acústica em Risers existe uma grande preocupação em estudar o
comportamento em fadiga e desenvolver meios de melhoria para detectar a ruptura dos
mesmos.
49
Conforme abordagem [20] fez-se um estudo de detecção de rupturas de arames
em Risers de 6 polegadas utilizando acelerômetros e microfone. No teste feito em
laboratório, os arames foram entalhados com uma retífica manual e o Riser foi
submetido a testes de tração estáticos e cíclicos, com amplitudes de carregamento
variando entre 40 e 80 toneladas. O microfone foi montado em cima da camada
polimérica assim como os acelerômetros. Ambos sensores tiveram sucesso em captar o
momento de ruptura dos arames.
A utilização de uma técnica de avaliação global como a Emissão Acústica,
produz os seguintes benefícios diretos:
•
Redução das áreas a inspecionar, com a conseqüente redução do tempo de
indisponibilidade do equipamento;
•
Detecção e localização de descontinuidades com significância estrutural para
as condições de carregamento durante operação;
•
Ferramenta que permite uma avaliação de locais com geometrias complexas,
com dificuldades de utilização de Ensaios Não Destrutivos convencionais.
50
Monitoramento do Gás Percolado
Os dutos flexíveis para escoamento de óleo e gás são compostos por várias
camadas de materiais metálicos, que são responsáveis pelas propriedades mecânicas e
também por camadas de materiais plásticos (polímeros) que são responsáveis pela
vedação do duto como também por outras funções tais como: isolamento térmico e
proteção anticorrosiva. A camada que veda o duto é tipicamente de nylon, sendo que
este material não é totalmente impermeável ao gás (principalmente ao metano) nas
condições de temperatura e pressão que os dutos flexíveis operam, portanto, uma
pequena parcela do gás que escoa pelo duto consegue, via processo de difusão, migrar
(Figura 27) para um anular existente entre a camada de vedação e o revestimento
externo do duto.
Figura 27: Permeação de gás entre as camadas.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Chegando ao espaço anular, este gás se acumula e percola até o ponto mais alto,
onde normalmente ficarão localizados na extremidade superior do duto flexível. Após
alguns dias, a pressão interna no anular aumenta em função da vazão do gás migrado,
até atingir o valor da pressão de alívio pelas válvulas instaladas com esta finalidade, nos
conectores de extremidade do duto flexível.
51
O gás que se difunde pela camada de vedação precisa ser removido, pois o
sistema de selagem do revestimento externo ao conector não suporta pressões maiores
que 5 kg/cm². Por este motivo que as válvulas de alívio são ajustadas para atuar com
pressões de 2 a 3 kg/cm². A percolação pode ser observada com o monitoramento da:
•
Freqüência da abertura das válvulas de alívio de pressão do gás percolado;
•
Variação da pressão acumulada no espaço anular para mais ou para menos;
•
Presença de expurgo de fluido através das válvulas de alívio no conector de
extremidade dos Risers flexíveis.
O monitoramento integral da pressão, vazão e fluido existente no espaço anular
do duto flexível, possibilitará:
•
A verificação instantânea do comportamento destes parâmetros;
•
Análise de eventuais ocorrências anormais;
•
A tomada de decisão quanto à manutenção ou parada de produção do duto
flexível, para um eventual reparo.
Permitirá:
1) Verificar a integridade de dutos flexíveis em situações operacionais críticas;
2) Intervenções para manutenções preventivas;
3) Evitar as falhas do duto em operação;
4) Minimizar o risco de acidentes pessoais, perda de produção, instalações e
materiais, bem como danos ambientais.
O sistema de monitoramento de dutos flexíveis, permite de forma prévia e
indireta, identificar:
•
O início do processo de ruptura dos arames da armadura de tração;
•
Defeitos na capa externa de dutos flexíveis;
•
Falha de estanqueidade na barreira de vedação devido a sua degradação;
•
Ruptura do polímero.
52
Com a detecção da falha, no início de seu processo, ações corretivas poderão
adotadas, com grande ganho de produção e eliminação de desnecessárias perdas
materiais e acidentes ambientais.
O sistema (Figura 28) está direcionado a detecção de defeitos:
•
Nas armaduras de tração;
•
Falhas de estanqueidade na capa externa, e;
•
Falhas de vedação na barreira de pressão não detectadas em inspeção visual.
Figura 28: Sistema de gás percolado.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
A Figura 29 ilustra um tipo de defeito que é possível de ser detectado. Importante
ressaltar que estes tipos de defeitos se localizam em uma região de difícil inspeção pelos
métodos convencionais de Ensaios Não Destrutivos.
Figura 29: Descontinuidade na armadura de tração.
(Fonte: Referência [13]).
53
O sistema de monitoramento da pressão no espaço anular de Riser deve ser
constituído basicamente pelos seguintes elementos (Figura 30):
• Transmissores de pressão, um por Riser flexível;
• Válvulas solenóides de despressurização automática, uma por Riser flexível, a
ser instalada e conectada ao end fitting da conexão de topo de cada Riser
flexível;
• Válvulas de segurança e alívio, duas por Riser flexível, já fornecidas e instaladas
pelo fabricante do Riser, conectadas ao end fitting no topo de cada Riser
flexível;
•
Manômetros, um por Riser flexível, instalado no end fitting da conexão de topo
do Riser flexível;
• Manifold para instalação dos acessórios acima mencionados.
Figura 30: Ilustração dos principais elementos do sistema.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
54
Monitoramento por Medição de Tensões Mecânicas por Eletromagnestimo –
MAPS
O sistema (Figura 31) é usado para o monitoramento dos fios da armadura
metálica na região emersa de topo do Riser. É uma tecnologia não-destrutiva utilizada
na medição de tensões mecânicas por eletromagnetismo em materiais ferromagnéticos.
O equipamento é montado externamente a camada metálica, para cujo objetivo é a
determinação da ruptura de arames pela queda de tensão. Não há qualquer requisito para
a exposição de fios de armadura, e por conseguinte, não prejudica a integridade básica
do Riser.
Figura 31: Sistema MAPS.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
Para a gestão de integridade de Risers o sistema apresenta uma série de
benefícios, a saber:
•
Detecção do fio de armadura rompido e distanciado de vários metros do
equipamento de localização;
•
Detecção de rupturas na armadura de forma individual;
•
Detecção de rupturas de fios de armadura depois do evento já ocorrido.
55
CAPÍTULO 5
METODOLOGIA DE PESQUISA
Esse capítulo tem como objetivo apresentar as técnicas de pesquisas para o
desenvolvimento do presente trabalho. Para consecução dessa pesquisa e a delimitação
do universo a ser estudado, pretende-se cumprir as seguintes etapas:
1.
Apresentar o cenário de aplicação;
2.
Estabelecer as técnicas para a coleta de dados;
3.
Proceder às análises qualitativas;
4.
Interpretar os resultados obtidos.
5.1 Tipo de pesquisa
5.1.1 Tipo de pesquisa quanto à abordagem
A metodologia de uma pesquisa é o instrumento pelo qual a investigação do
problema proposto é viabilizada, a fim de que os objetivos traçados sejam atingidos.
Portanto, a metodologia é um meio e não um fim em si mesma, o que não isenta o
pesquisador de dar especial atenção a ela. Afinal, estratégias metodológicas
inconsistentes podem comprometer o rigor que deve haver em um trabalho científico,
provocando vieses significativos e colocando sob suspeita as conclusões da pesquisa.
É nesse cenário que o pesquisador deve eleger a metodologia mais adequada.
Mediante os objetivos e finalidades desse trabalho, do ponto de vista da abordagem
optou-se por realizar uma estratégia de pesquisa do tipo “Estudo de Caso”.
56
5.1.2 Tipo de pesquisa quanto aos fins, na qual será:
•
Aplicada, pois visa à geração de conhecimentos para aplicação prática,
direcionando-os para a solução de problemas específicos;
•
Exploratória e descritiva. Exploratória porque não se encontraram
informações cientificamente produzidas, que atendessem as necessidades
da pesquisa proposta. Descritiva porque tem por objetivo conhecer e
descrever os atores de um mercado específico, bem como entender o seu
comportamento para a formulação de estratégias.
57
5.2 Referência de estudo e estratégia
O duto flexível não tem um potencial de perigo constante ao longo do seu
comprimento. As condições variam ao longo da sua rota. Desse modo, surgem possíveis
fontes de falhas as quais o duto está exposto e, por conseguinte, conseqüências de suas
ocorrências.
Os estudos e estratégia a serem apresentadas na interpretação do problema levam
em consideração as definições e premissas existentes no Manual para Inspeção e
Monitoramento de dutos flexíveis [21], com base na técnica de Inspeção Baseada em
Risco (IBR).
A técnica de IBR é um método com base em análise de risco para priorização
dos recursos de um programa de inspeção, conforme API 581 [22]. É uma excelente
ferramenta para o Gerenciamento da Integridade, pois permite concentrar esforços e
recursos onde realmente são mais necessários [21]. Segue o princípio de Pareto [16-18]
80/20 (80% dos efeitos são relativos a 20% das causas e vice-versa). A IBR utiliza os
riscos de segurança, ambiente e de operacionalidade como um critério de decisão
racional e custo eficiente para responder às seguintes questões:
•
Onde inspecionar?
•
O que inspecionar?
•
Como inspecionar?
•
Quando inspecionar?
•
A que custo?
Os procedimentos adotados nesta dissertação visam manter de forma consistente
e aceitável a classe de risco definida pelo especialista de um sistema de Risers flexíveis
submarinos. A metodologia adotada, com base no Manual para inspeção e
monitoramento
de
dutos
flexíveis
[21],
propõe
uma
estratégia
de
monitoramento/inspeção baseada na classe de risco para o qual o duto (Riser) está
exposto. A classe de risco, no contexto, é definida como o produto dos valores
atribuídos a dois tipos de classes: aquele referente à probabilidade de ocorrência de
falha no sistema de dutos flexíveis e aquele relativo à conseqüência de ocorrência, caso
a falha venha a ocorrer.
58
5.3 Classificação das classes
A classificação não é um processo rigoroso e permite o julgamento pelo
avaliador acerca da melhor seleção para gestão da integridade. A análise de risco do
sistema de dutos flexíveis é realizada como uma seqüência da implementação de três
etapas, que são:
1. Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência (POR):
A classe de probabilidade de ocorrência (POR) é avaliada para todos os modos
de evolução para a falha relevantes. A classe de probabilidade de ocorrência (POR) é
avaliada através da estimativa da classe de probabilidade do evento iniciador da falha e
do nível de confiança na ação a ser implementada.
2. Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência (COR):
A classe de conseqüência de ocorrência (COR) de todos os modos de evolução
para a falha relevantes será também classificada de acordo com regras, que definem os
impactos das falhas quanto à segurança (perda de vida humana e lesão; e dano ao
equipamento/instalação), ambiente (poluição ambiental) e operacionalidade (perdas de
produção) do sistema de produção.
3. Avaliação da Classe de Risco (R):
Para todos os modos de evolução para a falha relevantes deverá ser calculado o
risco pela seguinte equação: R = POR x COR. Assim, é criada a Matriz de Risco (MR).
59
5.4 Entradas para desenvolvimento da estratégia
As entradas necessárias são:
•
Classes de probabilidade de ocorrência, conseqüência de ocorrência e risco;
•
Critérios de avaliação;
•
Avaliação do risco: o risco será analisado face aos critérios estabelecidos
para cada modo de evolução para a falha identificado, definindo-se em
decorrência, o nível de monitoramento/inspeção exigido. Estes critérios
especificam o nível genérico de monitoramento/inspeção através dos quais
foram categorizados os métodos de monitoramento/inspeção de integridade;
•
Métodos de monitoramento/inspeção definidos;
•
Orçamento disponível para o prazo de implementação do programa.
5.5 Avaliação da Probabilidade
A
análise
de
risco
permite
a
tomada
de
decisão
acerca
do
monitoramento/inspeção com base na classe de risco resultante de cada modo de
evolução para a falha considerado, assegurando uma abordagem de risco consistente
para efeito de Gerenciamento da Integridade dos Risers.
60
5.6 Regras para estimativas
Regras para a Estimativa de POR
A classe de probabilidade de ocorrência - POR, associada a um modo de
evolução para a falha baseia-se em:
•
A classe de probabilidade do evento iniciador, à qual é atribuído um número
entre 1 e 3 relacionado à melhor estimativa de um modo de evolução para a
falha particular ocorrer durante a vida em serviço do duto, e;
•
O nível de confiança, definido como alto ou baixo, denota o grau de
confiança associado à estimativa de uma classe de probabilidade do evento
iniciador;
A classe de probabilidade de ocorrência é avaliada a partir das definições do
evento iniciador e do nível de confiança, conforme apresentados na Tabela 5.6.1 [21].
Tabela 5.6.1 – Avaliação da classe de probabilidade de ocorrência (POR).
Evento
iniciador
3
2
1
Estimativa da Classe de
Probabilidade do Evento
iniciador da falha
Provável
Pouco provável
Quase impossível
Nível de
Classe de
Confiança para
Probabilidade
estimativa da
de Ocorrência
POR
(POR)
Baixa confiança
5
Alta confiança
4
Baixa confiança
4
Alta confiança
3
Baixa confiança
2
Alta confiança
1
Nota: O nível de confiança é função do modelo de degradação, histórico de
monitoramento/inspeção e experiência anterior.
61
Regras para a Estimativa de COR
A COR é definida como a mais alta das três classes de COR relacionadas à
segurança, ambiente e operabilidade, expressando a conseqüência da falha do duto com
base nas definições da Tabela 5.6.2 [21].
Tabela 5.6.2 – Avaliação da classe de conseqüência de ocorrência (COR).
Classe de
Critério
Interpretação
Conseqüência de
Ocorrência (COR)
Segurança
Perigo catastrófico para o pessoal ou
patrimônio
5
Ambiente
Contaminação ambiental catastrófica
5
Operacionabilidade
Perda catastrófica de operacionalidade
5
Segurança
Perigo crítico para o pessoal ou patrimônio
4
Ambiente
Contaminação ambiental crítica
4
Operacionabilidade
Perda crítica de operacionalidade
4
Segurança
Perigo moderado para o pessoal ou
patrimônio
3
Ambiente
Contaminação ambiental moderada
3
Operacionabilidade
Perda moderada de operacionalidade
3
Segurança
Perigo marginal para o pessoal ou
patrimônio
2
Ambiente
Contaminação ambiental marginal
2
Operacionabilidade
Perda marginal de operacionalidade
2
Segurança
Perigo desprezível para o pessoal ou
patrimônio
1
Ambiente
Contaminação ambiental desprezível
1
Operacionabilidade
Perda desprezível de operacionalidade
1
Nota: A classe de conseqüência de ocorrência (COR) é avaliada após consideração das
medidas, que tenham sido aplicadas para minimizar os efeitos da falha.
62
Regra para Tomada de Decisão
A
análise
de
risco
permite
a
tomada
de
decisão
acerca
do
monitoramento/inspeção com base na classe de risco resultante de cada modo de
evolução para a falha considerada, assegurando uma abordagem de risco consistente
para efeito do Gerenciamento da Integridade dos dutos. A Tabela 5.6.3 [21], apresenta o
Nível estratégico de inspeção e monitoramento para abordagem do risco.
Tabela 5.6.3 – Nível estratégico de inspeção e monitoramento para abordagem
do risco.
Conseqüência (COR)
POR x COR
Probabilidade
(POR)
1
2
3
4
5
5
5
10
15
20
25
4
4
8
12
16
20
3
3
6
9
12
15
2
2
4
6
8
10
1
1
2
3
4
5
A Tabela 5.6.4 [21], apresenta a estratégia para a escolha do método de inspeção
e monitoramento:
Tabela 5.6.4 – Estratégia de inspeção/ monitoramento.
RISCO (R)
R1 (15-25)
ALTO
R2 (5-14)
MEDIO
R3 (1-4)
BAIXO
ESTRATÉGIA PARA ESCOLHA DO MÉTODO DE
INSPEÇÃO/MONITORAMENTO
Monitoramento/Inspeção Preditiva
Monitoramento/Inspeção de Detecção
Monitoramento/Inspeção Básica
63
Escopo do Programa de Monitoramento/Inspeção
O programa de inspeção/monitoramento deverá definir para todos os métodos
selecionados:
•
As necessidades básicas de inspeção/monitoramento visando atingir a
precisão e sensibilidade requeridas;
•
O tempo requerido para realização da primeira inspeção;
•
A freqüência inicial de aplicação ou amostragem para métodos não
contínuos, que podem ser constantes ou variar, se julgado apropriado;
•
A posição e a extensão da inspeção/monitoramento;
•
Procedimentos para uso dos dados oriundos de inspeção/monitoramento para
efeito de atualização da análise de risco e de otimização da freqüência de
uso.
Uso dos Resultados de Monitoramento/Inspeção
Em geral, os resultados oriundos do monitoramento/inspeção devem ser usados
para:
•
Atualizar modelos;
•
Decidir sobre mudanças na freqüência de monitoramento/inspeção;
•
Decidir sobre o uso de métodos alternativos de verificação;
•
Iniciar ações corretivas ou de mitigação de risco.
64
Geral
A concepção inicial de um programa de inspeção/monitoramento estabelece:
•
Os métodos de inspeção/monitoramento a serem aplicados a um sistema de
dutos flexíveis, e;
•
Sua freqüência requerida de uso.
A estratégia inicial de monitoramento/inspeção baseia-se nas informações
disponíveis na ocasião em que o programa foi primeiramente desenvolvido.
A análise crítica e a revisão referem-se ao processo através do qual é realizada
uma reavaliação regular e documentada do programa de monitoramento/inspeção e de
seus resultados.
65
CAPÍTULO 6
MODELAGEM MATEMÁTICA
6.1 Otimização
Sistemas de engenharia projetados e operados em ambientes de águas profundas
e ultraprofundas estão sujeitos a condições altamente severas [23].
Com os estudos de otimização busca-se determinar a melhor estratégia de
redução de riscos associada à utilização de Risers flexíveis, na produção de petróleo e
gás natural, considerando todas as restrições operacionais. Todo duto flexível está
sujeito a riscos operacionais, ou seja, a probabilidade de ocorrência de um determinado
evento que gere prejuízo econômico.
É muito importante, que a companhia operadora de petróleo faça uma adequada
gestão da integridade dos Risers. Assim recomenda-se um planejamento para a redução
do risco, logo na redução da exposição do duto a um risco e/ou a probabilidade de sua
ocorrência.
Pretende-se realizar uma abordagem básica, que consiste em ponderar os custos
de implementação de cada ação de redução ao risco “contra” a sua expectativa de
redução à exposição ao risco e selecionar essas ações com uma relação de equilíbrio
favorável.
O modelo suporta a tomada de decisões sobre a alocação de esforços de redução
de risco [23-24]. Cada ação de redução ao risco tem um custo de implementação
conhecido, que é incorrido se a ação for selecionada para a implementação.
A Função objetivo distingue o custo inicial do projeto, que representa os custos
de realização de todos os elementos de trabalho, como previsto antes de quaisquer
considerações de gerenciamento de risco e os custos de riscos relacionados. A solução
do modelo permite encontrar qual é a combinação de ações de redução ao risco, que
minimiza os custos usando técnicas de otimização matemática. Presume-se que, pelo
menos, uma ação de redução de riscos será selecionada.
66
6.2 Proposição
Para esta dissertação tem-se as seguintes proposições ao modelo e estudo de
caso a desenvolver, a considerar:
•
Modelagem matemática realizada por meio do Software GAMS – General
Algebraic Modeling System;
•
Orçamento pré-estabelecido;
•
Custos definidos para cada ação de redução de risco;
•
Periodicidade para a execução do programa de Gestão da Integridade;
•
Adoção de ações de redução de risco existentes e/ou protótipos no mercado;
•
Normalização (mesma faixa de valor) de custos e riscos.
67
6.3
Notação do modelo
A notação do modelo baseia-se em artigos científicos nacionais e internacionais
[23-24]. Contudo, cabe destacar que adaptações foram realizadas para permitir a
adequação do modelo ao programa para o Gerenciamento Inteligente da Integridade de
Risers flexíveis.
A seguir são apresentadas os itens adotados para montagem do modelo
matemático, a saber:
•
Conjuntos;
•
Parâmetros;
•
Variáveis;
•
Função Objetivo;
•
Restrições.
Na seqüência, tem-se as definições estabelecidas para cada item proposto na
modelagem:
Conjuntos
Os conjuntos a serem representados no modelo matemático são:
•
Conjunto A
Representa o conjunto de todas as ações (técnicas/ferramentas) de inspeção e
monitoramento, que podem ser empregadas em Risers flexíveis para redução de riscos.
•
Conjunto R
Representa o conjunto de todas as regiões de Risers em que as ações de inspeção
e monitoramento possam ser aplicadas para redução de riscos.
•
Conjunto F
Representa o conjunto de todos os Risers no processo produtivo. Estes Risers
podem ter finalidades diversas, como: produção (óleo e/ou gás), injeção (água ou gás) e
exportação da produção (óleo e/ou gás).
68
Índices
Os índices a serem representados no modelo matemático são:
•
a Є A.
•
r Є R.
•
f Є F.
Parâmetros
Os parâmetros a serem representados no modelo matemático são:
•
CI(a): Custo de implantação da ação de redução de risco;
•
CIMAX: Ação de maior custo para redução de risco;
•
PESORISCO: Fator que determina o peso do controle de risco na função
objetivo;
•
PESOCUSTO: Fator que determina o peso do custo das ações na função
objetivo;
•
ORCDISP: Orçamento disponível para o programa de gerenciamento da
integridade dos Risers flexíveis;
•
TABLE COR (r, f): Tabela de classificação da classe de conseqüência de
ocorrência da falha em função da região do Riser e da função do Riser no
processo produtivo. Neste estudo correspondem as Tabelas 7.2.1 e 7.3.1;
•
TABLE POR (a, r, f): Tabela de classificação da classe de probabilidade de
ocorrência de evento iniciador da falha em função da ação, da região do
Riser e da função do Riser no processo produtivo. Neste estudo
correspondem as Tabelas 7.2.2 e 7.3.2;
•
TABLE AÇÃOREGIÃO (a, r): Tabela de ações que podem ser empregadas
por região do Riser flexível. Neste estudo correspondem as Tabelas 7.2.3 e
7.3.3;
•
RISCOLIMITE (r, f): Limite de Risco aceitável para cada região do Riser.
Neste estudo correspondem as Tabelas 7.2.4 e 7.3.4;
•
RISCO (a, r, f): Risco em função da ação, da região do Riser e da função do
Riser no processo produtivo. O Risco (a, f, r) = POR (a, r, f)* COR (r, f);
•
RISCOMAX: Maior valor associado ao Risco.
69
Variáveis
As variáveis a serem representados no modelo matemático são:
•
CustoAcao: Representa o custo das ações a serem aplicadas;
•
ControleRisco: Representa o risco total em região do Riser quando aplicadas
às ações definidas na análise técnica. Não é custo físico, mas está associado
com o Peso do Risco e a ação a ser implementada no estudo;
•
CustoTotal:
Representa
a
soma
normalizada
do
“CustoAcao”
e
“ControleRisco” ponderado pelos fatores “PESOCUSTO” e “PESORISCO”,
respectivamente;
Binary Variable x (a, f, r): Variável binária que indica se a ação “a” é aplicada ao
Riser “f” na região “r”.
Nota:
- A Normalização (custos das ações e riscos de evento iniciador de falhas) é
necessária para se colocar os dados em uma mesma faixa de valores e evitar que
uma dimensão se sobreponha em relação às outras;
- A utilização dos pesos (Peso do Custo das ações e Peso de controle do Risco)
possibilita ponderar os objetivos do estudo, possibilitando “privilegiar ou não” a
integridade dos Risers (menor risco) em relação aos custos das ações.
70
6.4
Declaração do modelo
Declaração do modelo:
Tem-se que: CustoTotal = CustoAcao + ControleRisco, sendo:
CustoAcao = ∑
∑∑
a
f
ControleRisco = ∑
a
PESOCUSTO.(CI (a ) / CIMAX ).x(a, f , r )
r
∑∑
f
PESORISCO.( RISCO(a, f , r ) / RISCOMAX ).x(a, f , r )
r
Minimizar
PESOCUSTO.(CI (a ) / CIMAX ).x(a, f , r ) + ∑
∑∑∑
a
f
r
a
∑∑
f
PESORISCO.( RISCO(a, f , r ) / RISCOMAX ).x(a, f , r )
r
(1)
A Função objetivo (1) consiste de duas parcelas de custos. A primeira parcela
representa a parte do Custo relacionado à Ação a ser utilizada. Já a segunda parcela
representa a parte do Custo relacionado à Classe de Risco de falha.
Sujeito a:
∑ ∑ ∑
a
f
CI ( a ). x ( a , f , r ) ≤ ORCDISP
(2)
r
A Restrição (2) garante que o Custo Total de execução das ações para redução
de riscos não exceda ao Orçamento Disponível.
∑∑∑
a
f
x(a, f , r ) = 1, ∀f , r
(3)
r
x(a, f , r ) ∈ {0,1}
A Restrição (3) indica que somente uma ação poderá ser aplicada em cada região
do Riser.
∑
RISCO( f .r ).x(a, f , r ) ≤ RISCOLIMITE ( f , r ), ∀f , r
(4)
a
A Restrição (4) indica que o RISCO deve ser estar dentro de um limite de risco
aceitável (“RISCOLIMITE”).
71
6.5 Parâmetros de entrada
O modelo matemático possui três conjuntos de parâmetros de entrada divididos
da seguinte maneira [24], a saber:
(1) Apresentar as ações de inspeção e monitoramento aplicáveis a Risers
flexíveis;
(2) As regiões nos Risers onde são aplicadas as ações de redução de riscos;
(3) A função dos Risers, no quesito transporte de fluidos, no processo produtivo.
Estes parâmetros de entrada são observados na cadeia produtiva de petróleo e
gás natural no ambiente offshore. As ações de redução de riscos são empregadas nas
grandes companhias e, em especial, no Brasil pela Petrobras. Estas atividades são
contratadas para suportar a gestão de integridade de Risers flexíveis, que são
fundamentais na coleta e exportação da produção.
As regiões de Risers a serem inspecionados/monitorados são definidos com base
nas experiências de campo obtidas ao longo de muitos anos de produção, bem como por
recomendações de estudos técnicos elaborados pelas companhias e requisitos de
normas.
Os impactos de SMS, produtivos, financeiros e de imagem decorrentes de falhas
em Risers estão relacionados ao fluido transportado por estes. Assim cabe destacar que
sinistros em Risers de injeção de água têm conseqüências menos agressivas quando
comparada a danos em oleodutos e gasodutos, por exemplo.
Adicionalmente, devem ser apresentados os seguintes parâmetros:
(4) Os custos associados a cada ação de redução de risco;
(5) O orçamento disponível para a gestão de integridade dos Risers flexíveis;
(6) Os pesos de quanto se deseja investir e o quanto se privilegiará a integridade.
Desta forma, para estes itens citados (4-6), serão utilizados para a modelagem
matemática valores meramente ilustrativos para a percepção da qualidade do programa
de gestão de integridade de Risers flexíveis.
72
Cabe reforçar que a confidencialidade de informações não nos permite utilizar
dados contratados nos projetos em vigor. Contudo, ressalta-se que a modelagem e
analise técnica dos resultados foi avaliada por grupo de especialistas da Petrobras.
Definimos, para esta dissertação, os seguintes valores para os dados de entrada, a
conhecer:
Dados definidos para o Conjunto A:
a0 – Nenhuma ação a ser realizada;
a1 – Monitoramento por Televisionamento Emerso (TVE);
a2 – Monitoramento por MODA;
a3 – Monitoramento por Colar de Fibra Óptica Emerso (CFOE);
a4 – Monitoramento por MAPS;
a5 – Monitoramento por Emissão Acústica (EA);
a6 – Monitoramento do Gás Percolado no Anular sem I-tube (GPs);
a7 – Inspeção Visual por Escalador;
a8 – Inspeção Visual por Escalador + TVE;
a9 – Inspeção Visual por Escalador + MODA;
a10 – Inspeção Visual por Escalador + CFOE;
a11 – Inspeção Visual por Escalador + MAPS;
a12 – Inspeção Visual por Escalador + EA;
a13 – Inspeção Visual por Escalador + GPs;
a14 – Monitoramento por Vídeoscopia;
a15 – Monitoramento do Gás Percolado no Anular com I-tube (GPc);
a16 – Monitoramento por Televisionamento Submerso (TVS);
a17 – Monitoramento por Colar de Fibra Óptica (CFOS);
a18 – Inspeção Visual por Mergulho;
a19 – Inspeção Visual por Mergulho + TVS;
a20 – Inspeção Visual por Mergulho + CFOS;
a21 – Inspeção Visual por Mergulho + ROV;
a22 – Inspeção Visual por ROV;
a23 – Inspeção Visual por ROV + TVS;
a24 – Inspeção Visual por ROV + CFOS.
73
Dados definidos para o Conjunto R:
r1 – Emerso fora do I-tube;
r2 – Submerso;
r3 – Emerso dentro do I-tube.
Dados para o Conjunto F:
Os dados para o Conjunto F irão variar de projeto para projeto. Isto, pois cada
Sistema Submarino de produção tem sua quantidade específica de poços e, por
conseqüência, a de Risers instalados.
Para o Estudo de Caso 1 a ser apresentado (Capítulo 7), os dados estão
exemplificados abaixo:
f1 – Riser de injecão de água do poço I1;
f2 – Riser de injecão de água do poço I2;
f3 – Riser de injeção de gás lift do poço P1;
f4 – Riser de produção de óleo do poço P1;
f5 – Riser de injeção de gás lift do poço P2;
f6 – Riser de produção de óleo do poço P2;
f7 – Riser de injeção de gás lift do poço P3;
f8 – Riser de produção de óleo do poço P3;
f9 – Riser de injeção de gás lift do poço P4;
f10 – Riser de produção de óleo do poço P4;
f11 – Riser do Gasoduto de exportação;
f12 – Riser do Oleoduto de exportação.
Dados definidos para os custos de ações de redução de riscos:
Os dados definidos para os custos associados a cada ação de redução de risco
são apresentados na Tabela 6.5.
74
Tabela 6.5 – Custo de cada ação de inspeção/monitoramento.
Ação
Custo (mil reais)
a0
0
a1
285 (60 do sistema + 15 manutenção/ano)
a2
445 (220 do sistema + 15 manutenção/ano)
a3
325 (100 do sistema + 15 manutenção/ano)
a4
495 (270 do sistema + 15 manutenção/ano)
a5
455 (230 do sistema + 15 manutenção/ano)
a6
275 (50 do sistema + 15 manutenção/ano)
a7
(15 x n° dias de utilização da técnica)
a8
(285 do sistema + 15 x n° dias de uso da técnica)
a9
(445 do sistema + 15 x n° dias de uso da técnica)
a10
(325 do sistema + 15 x n° dias de uso da técnica)
a11
(495 do sistema + 15 x n° dias de uso da técnica)
a12
(455 do sistema + 15 x n° dias de uso da técnica)
a13
(50 do sistema + 15 x n° dias de uso da técnica)
a14
115 (40 do sistema + 5 manutenção/ano)
a15
135 (60 do sistema + 15 manutenção/ano)
a16
530 (80 do sistema + 30 manutenção/ano)
a17
570 (120 do sistema + 30 manutenção/ano)
a18
(30 x n° dias de uso da técnica)
a19
(530 do sistema + 30 x n° dias de uso da técnica)
a20
(570 do sistema + 30 x n° dias de uso da técnica)
a21
(30 x n° dias de uso da técnica + 80 x n° dias de uso do ROV)
a22
(80 x n° dias de uso do ROV)
a23
(530 do sistema + 80 x n° dias de uso do ROV)
a24
(570 do sistema + 80 x n° dias de uso do ROV)
Nota: Programa de inspeção/monitoramento planejado para 15 anos, sendo o
monitoramento feito continuamente e as inspeções em campanhas trienais de
realizações.
75
Dados definidos para o Orçamento disponível para a gestão de integridade dos
Risers flexíveis:
O Orçamento para o programa de gestão de integridade irá variar de companhia
para companhia. E mesmo internamente as companhias como por exemplo na Petrobras,
os orçamentos são distintos, pois a quantidade de Risers e produção de um determinado
Sistema Submarino de Produção são distintas.
Para o Estudo de Caso 1 a ser apresentado (Capítulo 7), o dado apresenta-se
exemplificado abaixo:
Orçamento (“ORCDISP”) de R$ 20.000.000,00 para o Programa de
inspeção/monitoramento planejado para 15 anos, sendo o monitoramento feito
continuamente e as inspeções em campanhas trienais de realizações.
Dados definidos para os pesos:
Os pesos apresentados na proposta de dissertação tem por objetivo o quanto se
deseja investir e o quanto se privilegiará a integridade. Para o Estudo de Caso 1 a ser
apresentado (Capítulo 7), os dados estão exemplificados abaixo:
Pesos atribuídos aos custos das ações empregadas e ao privilégio a integridade
dos Risers flexíveis:
•
PESOCUSTO = 1;
•
PESORISCO = 10.
Neste estudo de caso, o peso igual a 10 representa o valor a ser atribuído a esta
entrada de dado que privilegia ao máximo a Integridade em detrimento ao Custo.
76
CAPÍTULO 7
ESTUDOS DE CASOS
7.1 Consideração
No Estudo de Caso, a pesquisa realizada é de natureza fundamentalmente
qualitativa. Para esta dissertação tem-se por objetivo definir, a partir do cenário do
empreendimento de produção, as ações de redução de riscos mais adequadas para
privilegiar a integridade dos Risers.
Adicionalmente, estão na seqüência desta dissertação dois Estudos de Casos. O
primeiro relacionado a uma plataforma do tipo Semi-Submersível e o segundo a um
Navio plataforma (FPSO).
7.2 Estudo de Caso 1
O Estudo de Caso 1, tem por proposição um Sistema Submarino de Produção
composto de 06 poços satélites interligados a uma UEP do tipo Semi-Submersível.
Projeto em LDA = 1.200m.
Figura 32: Plataforma Semi-Submersível.
(Fonte: Modificada. Acervo de imagem da Petrobras).
77
Para este empreendimento considera-se para o sistema de coleta, ou seja, poço a
plataforma, os seguintes itens:
•
04 poços produtores de óleo, e;
•
02 poços injetores de água.
Adicionalmente, estes poços apresentam as seguintes nomenclaturas e
características técnicas:
•
I1: Poço injetor. Estratégico a manutenção da pressão do reservatório;
•
I2: Poço injetor. Complementar a manutenção do reservatório;
•
P1: Poço produtor do Pré-sal. Alta temperatura, pressão e teor de
contaminantes;
•
P2: Poço produtor do Pré-sal. Alta temperatura, pressão e teor de
contaminantes;
•
P3: Poço produtor do Pós-sal;
•
P4: Poço produtor do Pós-sal.
Já o sistema de escoamento, ou seja, plataforma ao continente é composto pelos
seguintes itens, a saber:
•
GA: Gasoduto de exportação;
•
O: Oleoduto de exportação.
Considerações adotadas para as técnicas de inspeção por Escalador, Mergulho
raso e ROV, a saber:
•
Todos os Risers têm comprimento de 2.000m;
•
Inspeção por Escalador: 01 dia por Riser;
•
Inspeção por Mergulho raso: 1,5 dia por Riser;
•
Inspeção por ROV: 500m por hora.
78
Dados de entrada aplicáveis ao Estudo de Caso 1:
Conjunto A:
a0 – Nenhuma ação a ser realizada;
a1 – Monitoramento por Televisionamento Emerso (TVE);
a2 – Monitoramento por MODA;
a3 – Monitoramento por Colar de Fibra Óptica Emerso (CFOE);
a4 – Monitoramento por MAPS;
a5 – Monitoramento por Emissão Acústica (EA);
a6 – Monitoramento do Gás Percolado no Anular sem I-tube (GPs);
a7 – Inspeção Visual por Escalador;
a8 – Inspeção Visual por Escalador + TVE;
a9 – Inspeção Visual por Escalador + MODA;
a10 – Inspeção Visual por Escalador + CFOE;
a11 – Inspeção Visual por Escalador + MAPS;
a12 – Inspeção Visual por Escalador + EA;
a13 – Inspeção Visual por Escalador + GPs;
a16 – Monitoramento por Televisionamento Submerso (TVS);
a17 – Monitoramento por Colar de Fibra Óptica (CFOS);
a18 – Inspeção Visual por Mergulho;
a19 – Inspeção Visual por Mergulho + TVS;
a20 – Inspeção Visual por Mergulho + CFOS;
a21 – Inspeção Visual por Mergulho + ROV;
a22 – Inspeção Visual por ROV;
a23 – Inspeção Visual por ROV + TVS;
a24 – Inspeção Visual por ROV + CFOS.
Conjunto R:
r1 – Emerso fora do I-tube;
r2 – Submerso.
79
Conjunto F:
f1 – Riser de injeção de água do poço I1;
f2 – Riser de injeção de água do poço I2;
f3 – Riser de injeção de gás lift do poço P1;
f4 – Riser de produção de óleo do poço P1;
f5 – Riser de injeção de gás lift do poço P2;
f6 – Riser de produção de óleo do poço P2;
f7 – Riser de injeção de gás lift do poço P3;
f8 – Riser de produção de óleo do poço P3;
f9 – Riser de injeção de gás lift do poço P4;
f10 – Riser de produção de óleo do poço P4;
f11 – Riser do Gasoduto de exportação;
f12 – Riser do Oleoduto de exportação.
Parâmetros:
•
CI(a) (mil reais): a0 = 0, a1 = 285, a2 = 445, a3 = 325, a4 = 495, a5 = 455,
a6 = 275, a7 = 900, a8 = 1185, a9 =1345, a10 = 1225, a11 = 1395, a12 =
1355, a13 = 950, a16 = 530, a17 = 570, a18 = 2700, a19 = 3230, a20 = 3270,
a21 = 3500, a22 = 800, a23 = 1330, a24 = 1370;
•
CIMAX (mil reais) = 3500;
•
RISCOMAX = 25;
•
PESORISCO = 10;
•
PESOCUSTO = 1;
•
ORCDISP (mil reais) = 20.000.
80
A Tabela 7.2.1 apresenta a Classificação da Classe de Conseqüência de
Ocorrência.
Tabela 7.2.1 – Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência.
r,f
f1
f2
f3
f4
f5
f6
f7
f8
f9
f10
f11
f12
r1
r2
2
2
1
1
2
1
3
2
2
1
3
2
2
1
2
2
2
1
2
2
4
4
4
3
A Tabela 7.2.2 apresenta a Classificação da Classe de Probabilidade de
Ocorrência.
Tabela 7.2.2 – Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência.
a,r,f
f1
f2
f3
f4
f5
f6
f7
f8
f9
f10
f11
f12
a0.r1
a0.r2
a1.r1
a2.r1
a3.r1
a4.r1
a5.r1
a6.r1
a7.r1
a8.r1
a9.r1
a10.r1
a11.r1
a12.r1
a13.r1
a16.r2
a17.r2
a18.r2
a19.r2
a20.r2
a21.r2
a22.r2
a23.r2
a24.r2
5
5
4
3
4
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
3
4
4
4
5
5
4
3
4
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
3
2
2
3
4
3
4
4
4
4
3
3
4
4
4
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
3
2
2
3
4
3
4
4
4
4
3
3
4
4
4
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
3
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
4
2
2
4
4
4
4
3
3
3
4
4
4
3
3
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
4
2
2
4
4
4
4
3
4
3
4
4
4
3
3
5
5
4
2
3
3
4
4
4
3
2
2
3
3
3
3
3
4
3
3
3
3
3
3
5
5
4
2
3
4
4
4
4
3
2
2
4
4
4
3
3
4
3
3
3
3
3
3
81
A Tabela 7.2.3 apresenta as ações de redução dos riscos aplicáveis por região
dos Risers.
Tabela 7.2.3 – Ações de redução dos riscos por Região dos Risers.
a,r
r1
r2
a0
a1
a2
a3
a4
a5
a6
a7
a8
a9
a10
a11
a12
a13
a16
a17
a18
a19
a20
a21
a22
a23
a24
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
A Tabela 7.2.4 apresenta o limite de risco aceitável para cada região dos Risers
definidos em projeto.
Tabela 7.2.4 – Limite de Risco aceitável para cada região do Riser.
r,f
f1
f2
f3
f4
f5
f6
f7
f8
f9
f10
f11
f12
r1
r2
25
25
25
25
25
25
14
14
25
25
14
14
25
25
25
25
25
25
25
25
14
14
14
14
82
Os resultados obtidos, na modelagem por meio do Software GAMS, são
apresentados na Tabela 7.2.5.
Tabela 7.2.5 – Resultados obtidos no modelo (GAMS).
r2 - Submerso
r1 - Emerso fora do I-tube
f1 – Riser de injecão de
água do poço I1
f2 – Riser de injecão de
água do poço I2
f3 – Riser de injeção de
gás lift do poço P1
f4 – Riser de produção de
óleo do poço P1
f5 – Riser de injeção de
gás lift do poço P2
f6 – Riser de produção de
óleo do poço P2
f7 – Riser de injeção de
gás lift do poço P3
f8 – Riser de produção de
óleo do poço P3
f9 – Riser de injeção de
gás lift do poço P4
Escalador + MODA
Escalador + MODA
Escalador + MODA
MODA
Escalador + MODA
MODA
Escalador + MODA
MODA
Escalador + MODA
f10 – Riser de produção
de óleo do poço P4
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Mergulho raso + Colar de
Fibra Óptica Submerso
Televisionamento
Submerso
Colar de Fibra Óptica
Submerso
Televisionamento
Submerso
Colar de Fibra Óptica
MODA
f11 – Riser do Gasoduto
MODA
f12 – Riser do Oleoduto
MODA
Submerso
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Os resultados obtidos estão coerentes com as expectativas previstas pela
qualidade e custos das ações de redução de riscos e o cenário de produção proposto.
Cabe destacar que a montagem do modelo foi elaborada e/ou comentada com
apoio de grupo de especialistas em dutos submarinos da Petrobras.
83
Para o modelo, que teve como proposição uma plataforma do tipo SemiSubmersivel (não há I-tubes), não foram considerados os seguintes itens que são
aplicados aos navios plataformas “FPSO com Turret”:
•
Ações (a)
a14 – Monitoramento por Vídeoscopia;
a15 – Monitoramento do Gás Percolado no Anular com I-tube (GPc);
•
Região (r)
r3 – Emerso dentro de I-tube.
Para “PESORISCO”, com “PESOCUSTO” fixado em 1, igual a 10 obtivemos a
melhor relação de privilégio a Integridade em relação aos custos. Para “PESORISCO”
maiores ou igual a 10 (com “PESOCUSTO” fixado em 1) não há alteração do custo
total a ser gasto no Programa de Gestão da Integridade de Risers flexíveis. A Tabela
7.2.6 apresenta dados da influência do “PESORISCO” no custo.
ORÇAMENTO
Tabela 7.2.6 – Influência do “PESORISCO” no custo.
“PesoRisco”
Custo (mil reais)
1
5.475
2
8.650
3
8.650
4
16.280
5
16.280
6
16.280
7
17.180
8
17.180
9
17.180
10
19.920
> 10
19.920
84
Para “PESORISCO” e “PESOCUSTO” fixados em 1, têm-se os seguintes
resultados no programa de Integridade de Risers, conforme Tabela 7.2.7.
Tabela 7.2.7 – Resultados obtidos no modelo (GAMS).
r1 - Emerso fora do I-tube
f1 – Riser de injeção de
água do poço I1
MODA
r2 - Submerso
Nenhuma ação a ser
realizada
f2 – Riser de injeção de
Nenhuma ação a ser
Nenhuma ação a ser
água do poço I2
realizada
realizada
f3 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
Nenhuma ação a ser
gás lift do poço P1
Emerso
realizada
f4 – Riser de produção de
óleo do poço P1
MODA
Nenhuma ação a ser
realizada
f5 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
Nenhuma ação a ser
gás lift do poço P2
Emerso
realizada
f6 – Riser de produção de
óleo do poço P2
MODA
Nenhuma ação a ser
realizada
f7 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
Nenhuma ação a ser
gás lift do poço P3
Emerso
realizada
f8 – Riser de produção de
óleo do poço P3
MODA
Nenhuma ação a ser
realizada
f9 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
Nenhuma ação a ser
gás lift do poço P4
Emerso
realizada
f10 – Riser de produção
de óleo do poço P4
Nenhuma ação a ser
MODA
f11 – Riser do Gasoduto
MODA
f12 – Riser do Oleoduto
MODA
realizada
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Fica evidente o privilegio aos Risers (óleo) de características mais importantes
ao processo produtivo e de maiores quesitos de SMS a serem respeitados.
85
7.3 Estudo de Caso 2
O Estudo de Caso 2, tem por proposição um Sistema Submarino de Produção
composto de 05 poços produtores de óleo, satélites, interligados a uma UEP do tipo
FPSO Spread Mooring (os Risers são fixados no Riser balcony situado no costado no
navio). Projeto em LDA = 1.000m.
Figura 33: FPSO Spread Mooring.
(Fonte: Acervo de imagem da Petrobras).
Adicionalmente, estes poços apresentam as seguintes nomenclaturas e
características técnicas:
•
P1: Poço produtor do Pré-sal. Alta temperatura, pressão e teor de
contaminantes;
•
P2: Poço produtor do Pós-sal;
•
P3: Poço produtor do Pós-sal;
•
P4: Poço produtor do Pós-sal;
•
P5: Poço produtor do Pós-sal.
86
Já o sistema de escoamento, ou seja, plataforma ao continente é composto pelo
seguinte item, a saber:
•
GA: Gasoduto de exportação.
Considerações adotadas para as técnicas de inspeção por Escalador, Mergulho
raso e ROV, a saber:
•
Todos os Risers têm comprimento de 2.000m;
•
Inspeção por Escalador: 01 dia por Riser;
•
Inspeção por Mergulho raso: 1,5 dia por Riser;
•
Inspeção por ROV: 500m por hora.
87
Dados de entrada aplicáveis ao Estudo de Caso 2:
Conjunto A:
a0 – Nenhuma ação a ser realizada;
a1 – Monitoramento por Televisionamento Emerso (TVE);
a2 – Monitoramento por MODA;
a3 – Monitoramento por Colar de Fibra Óptica Emerso (CFOE);
a4 – Monitoramento por MAPS;
a5 – Monitoramento por Emissão Acústica (EA);
a6 – Monitoramento do Gás Percolado no Anular sem I-tube (GPs);
a7 – Inspeção Visual por Escalador;
a8 – Inspeção Visual por Escalador + TVE;
a9 – Inspeção Visual por Escalador + MODA;
a10 – Inspeção Visual por Escalador + CFOE;
a11 – Inspeção Visual por Escalador + MAPS;
a12 – Inspeção Visual por Escalador + EA;
a13 – Inspeção Visual por Escalador + GPs;
a16 – Monitoramento por Televisionamento Submerso (TVS);
a17 – Monitoramento por Colar de Fibra Óptica (CFOS);
a18 – Inspeção Visual por Mergulho;
a19 – Inspeção Visual por Mergulho + TVS;
a20 – Inspeção Visual por Mergulho + CFOS;
a21 – Inspeção Visual por Mergulho + ROV;
a22 – Inspeção Visual por ROV;
a23 – Inspeção Visual por ROV + TVS;
a24 – Inspeção Visual por ROV + CFOS.
Conjunto R:
r1 – Emerso fora do I-tube;
r2 – Submerso.
88
Conjunto F:
f1 – Riser de injeção de gás lift do poço P1;
f2 – Riser de produção de óleo do poço P1;
f3 – Riser de injeção de gás lift do poço P2;
f4 – Riser de produção de óleo do poço P2;
f5 – Riser de injeção de gás lift do poço P3;
f6 – Riser de produção de óleo do poço P3;
f7 – Riser de injeção de gás lift do poço P4;
f8 – Riser de produção de óleo do poço P4;
f9 – Riser de injeção de gás lift do poço P5;
f10 – Riser de produção de óleo do poço P5;
f11 – Riser do Gasoduto de exportação.
Parâmetros:
•
CI(a) (mil reais): a0 = 0, a1 = 285, a2 = 445, a3 = 325, a4 = 495, a5 = 455,
a6 = 275, a7 = 825, a8 = 1110, a9 = 1270, a10 = 1150, a11 = 1320, a12 =
1280, a13 = 875, a16 = 530, a17 = 570, a18 = 1650, a19 = 2180, a20 = 2220,
a21 = 2385, a22 = 734, a23 = 1264, a24 = 1304;
•
CIMAX (mil reais) = 2385;
•
RISCOMAX = 25;
•
PESORISCO = 6;
•
PESOCUSTO = 1;
•
ORCDISP (mil reais) = 15.000;
89
A Tabela 7.3.1 apresenta a Classificação da Classe de Conseqüência de
Ocorrência.
Tabela 7.3.1 – Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência.
r,f
f1
f2
f3
f4
f5
f6
f7
f8
f9
f10
f11
r1
r2
2
1
3
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
4
A Tabela 7.3.2 apresenta a Classificação da Classe de Probabilidade de
Ocorrência.
Tabela 7.3.2 – Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência.
a,r,f
f1
f2
f3
f4
f5
f6
f7
f8
f9
f10
f11
a0.r1
a0.r2
a1.r1
a2.r1
a3.r1
a4.r1
a5.r1
a6.r1
a7.r1
a8.r1
a9.r1
a10.r1
a11.r1
a12.r1
a13.r1
a16.r2
a17.r2
a18.r2
a19.r2
a20.r2
a21.r2
a22.r2
a23.r2
a24.r2
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
3
2
2
3
4
3
4
4
4
4
3
3
4
4
4
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
4
2
2
4
4
4
4
3
4
3
4
4
4
3
3
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
4
2
2
4
4
4
4
3
4
3
4
4
4
3
3
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
4
2
2
4
4
4
4
3
4
3
4
4
4
3
3
5
5
4
3
3
4
4
5
4
4
2
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
4
2
3
4
4
4
4
4
2
2
4
4
4
4
3
4
3
4
4
4
3
3
5
5
4
2
3
3
4
4
4
3
2
2
3
3
3
3
3
4
3
3
3
3
3
3
90
A Tabela 7.3.3 apresenta as ações de redução dos riscos aplicáveis por região
dos Risers.
Tabela 7.3.3 – Ações de redução dos Riscos por Região dos Risers.
a,r
r1
r2
a0
a1
a2
a3
a4
a5
a6
a7
a8
a9
a10
a11
a12
a13
a16
a17
a18
a19
a20
a21
a22
a23
a24
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
A Tabela 7.3.4 apresenta o limite de risco aceitável para cada região dos Risers
definidos no projeto.
Tabela 7.3.4 – Limite de Risco aceitável para cada região do Riser.
r,f
f1
f2
f3
f4
f5
f6
f7
f8
f9
f10
f11
r1
r2
25
25
14
14
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
14
14
91
Os resultados obtidos, na modelagem por meio do Software GAMS, seguem na
Tabela 7.3.5.
Tabela 7.3.5 – Resultados obtidos no modelo (GAMS).
r2 - Submerso
r1 - Emerso fora do I-tube
f1 – Riser de injeção de
gás lift do poço P1
f2 – Riser de produção de
óleo do poço P1
f3 – Riser de injeção de
gás lift do poço P2
f4 – Riser de produção de
óleo do poço P2
f5 – Riser de injeção de
gás lift do poço P3
f6 – Riser de produção de
óleo do poço P3
f7 – Riser de injeção de
gás lift do poço P4
f8 – Riser de produção de
óleo do poço P4
f9 – Riser de injeção de
gás lift do poço P5
ESCALADOR + MODA
MODA
ESCALADOR + MODA
MODA
ESCALADOR + MODA
MODA
ESCALADOR + MODA
MODA
ESCALADOR + MODA
f10 – Riser de produção
de óleo do poço P5
f11 – Riser do Gasoduto
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Televisionamento
Submerso
Colar de Fibra Óptica
Submerso
Televisionamento
Submerso
Colar de Fibra Óptica
Submerso
Nenhuma ação a ser
realizada
Colar de Fibra Óptica
Submerso
Televisionamento
Submerso
Colar de Fibra Óptica
MODA
MODA
Submerso
Televisionamento
Submerso
Os resultados obtidos estão coerentes com as expectativas previstas pela
qualidade e custos das ações de redução de riscos e o cenário de produção proposto.
Cabe destacar que a montagem do modelo foi elaborada e/ou comentada com
apoio de grupo de especialistas em dutos submarinos da Petrobras.
92
Para o modelo, que teve como proposição um Navio plataforma FPSO Spread
Mooring (não há I-tubes contínuos), não foram considerados os seguintes itens que são
aplicados aos navios plataformas “FPSO com Turret”:
•
Ações (a)
a14 – Monitoramento por Vídeoscopia;
a15 – Monitoramento do Gás Percolado no Anular com I-tube (GPc);
•
Região (r)
r3 – Emerso dentro de I-tube.
Para “PESORISCO”, com “PESOCUSTO” fixado em 1, igual a 6 obtivemos a
melhor relação de privilégio a Integridade em relação aos custos. Para “PESORISCO”
maiores ou igual a 6 (com “PESOCUSTO” fixado em 1) não há alteração do custo total
a ser gasto no Programa de Gestão da Integridade de Risers flexíveis.
A Tabela 7.3.6 apresenta dados da influência do “PESORISCO” no custo.
ORÇAMENTO
Tabela 7.3.6 – Influência do “PESORISCO” no custo.
“PesoRisco”
Custo (mil reais)
1
4.825
2
7.105
3
7.635
4
7.635
5
12.360
6
14.480
>6
14.480
93
Para “PESORISCO” e “PESOCUSTO” fixados em 1, têm-se os seguintes
resultados no programa de Integridade de Risers, conforme Tabela 7.3.7.
Tabela 7.3.7 – Resultados obtidos no modelo (GAMS).
r1 - Emerso fora do I-tube
r2 - Submerso
f1 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
Nenhuma ação a ser
gás lift do poço P1
Emerso
realizada
f2 – Riser de produção de
óleo do poço P1
MODA
f3 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
gás lift do poço P2
Emerso
f4 – Riser de produção de
óleo do poço P2
MODA
f5 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
gás lift do poço P3
Emerso
f6 – Riser de produção de
óleo do poço P3
MODA
f7 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
gás lift do poço P4
Emerso
f8 – Riser de produção de
Nenhuma ação a ser
realizada
Nenhuma ação a ser
realizada
Nenhuma ação a ser
realizada
Nenhuma ação a ser
realizada
Nenhuma ação a ser
realizada
Nenhuma ação a ser
realizada
MODA
Nenhuma ação a ser
realizada
f9 – Riser de injeção de
Colar de Fibra Óptica
Nenhuma ação a ser
gás lift do poço P5
Emerso
realizada
óleo do poço P4
f10 – Riser de produção
de óleo do poço P5
f11 – Riser do Gasoduto
Nenhuma ação a ser
MODA
MODA
realizada
Televisionamento
Submerso
Fica evidente o privilegio aos Risers (óleo) de características mais importantes
ao processo produtivo e de maiores quesitos de SMS a serem respeitados.
94
CAPÍTULO 8
RESULTADOS
Os resultados obtidos estão coerentes com as expectativas previstas pela
qualidade e custos das ações de redução de riscos e o cenário de produção proposto.
Cabe destacar que a montagem do modelo foi elaborada e/ou comentada com apoio de
grupo de especialistas em dutos submarinos da Petrobras. Logicamente o trabalho não
visa resolver os problemas das companhias de petróleo, contudo apresenta uma
proposição consistente e que pode ser avaliada para uma possível revisão das atuais
rotinas de Gerenciamento da Integridade de Risers flexíveis submarinos.
No Estudo de Caso 1, pode-se observar que para um máximo privilégio da
integridade (relação de 10 para 1 entre os pesos Riscos e Custos) as ações de elevada
qualidade técnica foram destinadas aos Risers críticos do processo e/ou de difícil
obtenção de danos. Já numa relação de igualdade, entre os pesos de Riscos e Custos, em
que os custos têm menor valor, o privilégio das ações favorecem aos Risers estratégicos
do sistema de escoamento (Gasoduto e Oleoduto) da produção, em especial, em sua
região submersa.
No Estudo de Caso 2, os resultados obtidos estão alinhados com o estudo de
caso inicial. Há na maior razão (igual a 6) possível entre os pesos Riscos e Custos, a
indicação de ações de grande relevância para determinação de eventos iniciadores de
danos em Risers críticos e/ou de difícil diagnóstico de falhas. Já em proporção de
igualdade entre os pesos, em que o investimento em inspeção e monitoramento é
mínimo, os Risers críticos e/ou estratégicos são favorecidos com a diretriz de ações de
maior relevância em detrimento aos Risers de histórico de menor criticidade ao processo
produtivo (e.g. Riser de injeção de água).
Ressalta-se que os valores dos orçamentos disponíveis, tanto para o Estudo de
Caso 1 quanto para o Estudo de Caso 2, não são atingidos em sua plenitude. Isto, pois as
variáveis definidas na estratégia da modelagem são variáveis inteiras.
Outra importante evidência é a ausência de sobreposição de ações nos resultados
obtidos da simulação. Esta observação corrobora o mecanismo de identificação das
ações de redução de riscos e custos, sem prejuízo a gestão da integridade dos Risers e
com a definição de uso da ação adequada onde realmente necessária a sua aplicação.
95
CAPÍTULO 9
CONCLUSÃO
9.1 Avaliação
Esse trabalho permitiu um entendimento do processo de Gerenciamento da
Integridade de Risers flexíveis, onde foi possível identificar os aspectos mais relevantes
dessa atividade. Mais do que técnica de modelagem, foi apresentada uma metodologia
de abordagem do problema que em lugar de se deter em detalhes, procurou-se focar nos
pontos mais importantes quanto aos riscos associados ao uso de Risers, afim de que sua
solução pudesse ser obtida em tempo computacional aceitável, sem perder entretanto, o
foco em sua utilidade.
A solução do modelo permite encontrar qual é a combinação de ações de
redução de risco, que minimiza os custos usando técnicas de otimização matemática. O
produto do programa resulta na indicação de ação de inspeção e/ou monitoramento mais
apropriada a cada Riser flexível com base em suas especificações técnicas, tipos de
fluido transportado, tipo de UEP e orçamentos disponíveis na referida Gestão de
Integridade.
Desta forma esta dissertação apresenta aos especialistas das companhias de
Petróleo, em Integridade de Risers, um modelo matemático em que é possível priorizar
aqueles de alto risco com ações diferenciadas e adequadas a sua importância. Os
resultados obtidos na simulação estão condizentes com as características e qualidade das
ações de redução de riscos em cenários e orçamentos de produção distintos.
Por fim, a modelagem e a técnica de solução adotadas nesse trabalho se
apresentaram adequadas para a efetiva aplicação prática na gestão de integridade de
Risers, possuindo grandes chances de estarem sendo usadas de forma rotineira nessa
tarefa, agregando qualidade e eficiência na sua realização.
96
9.2 Extensão do problema
Ainda que o modelo proposto tenha se mostrado aderente, algumas questões
poderiam ter sido melhor investigadas, a fim de se aproximar ainda mais do problema
real. Essas extensões do modelo têm que ser consideradas com muito cuidado, pois
como o problema possui uma dimensão considerável, toda e qualquer reformulação
deve ser bem estudada a fim de garantir a sua solução em tempo aceitável para a
atividade.
O modelo apresentado poderá ser de grande valia para as companhias de
petróleo, especificamente aos profissionais que trabalham com as atividades pertinentes
ao Gerenciamento da Integridade de Risers flexíveis submarinos.
Na Petrobras, Unidade de Operações do Espírito Santo (UO-ES), esta
dissertação será apresentada ao corpo técnico para apreciação e avaliação de sua
aplicação no programa de Gerenciamento da Integridade de Risers flexíveis.
Esta análise também poderá fornecer subsídios para Inspeção Baseada em Risco
(IBR) para dutos flexíveis submarinos, com base nos resultados dos planejamentos de
redução de riscos e custos.
97
ANEXO
Este anexo apresenta todas as equações lógicas contidas no modelo matemático
e introduzidas no Software GAMS.
Variable
CustoTotal
CustoAcao
ControleRisco
CustoAcaoDimensional
ControleRiscoDimensional
Binary variable x(a,f,r)
Equations
eqCustoAcao
eqControleRisco
eqCustoAcaoDimensional
eqControleRiscoDimensional
FuncaoObjetivo
LimiteOrcamento
LimiteRisco(r,f)
SomaAcao(f,r);
eqCustoAcao..
CustoAcao =e= sum((a,f,r)$AcaoRegiao(a,r), PESOCUSTO*(CI(a)/CIMAX)*x(a,f,r));
eqCustoAcaoDimensional..
CustoAcaoDimensional =e= sum((a,f,r)$AcaoRegiao(a,r), CI(a)*x(a,f,r));
eqControleRisco..
ControleRisco =e= sum((a,f,r), PESORISCO*(RISCO(a,r,f)/RISCOMAX)*x(a,f,r));
98
eqControleRiscoDimensional..
ControleRiscoDimensional =e= sum((a,f,r), RISCO(a,r,f)*x(a,f,r));
FuncaoObjetivo..
CustoTotal =e= CustoAcao + ControleRisco ;
LimiteOrcamento..
sum((a,f,r)$AcaoRegiao(a,r), CI(a)*x(a,f,r)) =l= ORCDISP;
LimiteRisco(r,f)..
sum((a)$AcaoRegiao(a,r),RISCO(a,r,f)*x(a,f,r)) =l= RISCOLIMITE(r,f);
SomaAcao(f,r)..
sum(a,x(a,f,r)$AcaoRegiao(a,r)) =e= 1;
model ReducaoRisco / all /;
option optcr=0;
option limcol = 10000;
option limrow = 10000;
solve ReducaoRisco minimizing CustoTotal using mip;
99
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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