GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE DE VASOS DE PRESSÃO E TUBULAÇÕES EM UNIDADES DE PERFURAÇÃO MARÍTIMA.

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1 GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE DE VASOS DE PRESSÃO E TUBULAÇÕES EM UNIDADES DE PERFURAÇÃO MARÍTIMA. Danniel de Vasconcelos Macedo Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Naval e Oceânica, Escola Politécnica, da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Naval e Oceânico. Orientadora: Marta Cecilia Tapia Reyes Rio de Janeiro Outubro de 2018

2 GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE DE VASOS DE PRESSÃO E TUBULAÇÕES EM UNIDADES DE PERFURAÇÃO MARÍTIMA. Danniel de Vasconcelos Macedo PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO NAVAL E OCEÂNICO. Examinado por: Orientadora: Prof.ª Marta Cecilia Tapia Reyes, D.Sc. Prof. Alexandre Teixeira de Pinho Alho, D.Sc. Prof. Luiz Antonio Vaz Pinto, D.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL OUTUBRO DE 2018 ii

3 Macedo, Danniel de Vasconcelos Gerenciamento de integridade de vasos de pressão e tubulações em unidades de perfuração marítima. / Danniel de Vasconcelos Macedo - Rio de Janeiro: UFRJ/ ESCOLA POLITÉCNICA, 2018 X, 57 p.: il.: 29,7 cm. Orientadora: Marta Cecilia Tapia Reyes Projeto de Graduação - UFRJ/ POLI/ Engenharia Naval e Oceânica, Referências Bibliográficas: p Introdução 2. O Drillship E Suas Principais Tecnologias 3. Gerenciamento de Integridade 4. Gerenciamento de Integridade Segundo Normatização 5. Conclusão e Considerações Finais I. Tapia Reyes, Marta Cecilia. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Naval e Oceânica. III. Gerenciamento de integridade de vasos de pressão e tubulações em unidades de perfuração marítima. iii

4 AGRADECIMENTOS Em primeiro lugar agradeço à minha família, por seu amor e carinho incondicional. Obrigado por todas as formas de apoio, e por sempre estarem presentes, apesar da distância. Meu pai Ubiraelson, fonte de inspiração e conselhos, sempre terei suas palavras comigo. À minha mãe Aymee dedico todo o meu sucesso, seus cuidados permitiram que chegasse aqui. E ao meu irmão Diogo agradeço a amizade, que se fortaleceu com o tempo. Aos meus amigos, os elevo à condição de família. Daniboy, Matheus, Otto, André, Lual, Jooj, Clarinha e Yuri, seu companheirismo e carinho foi o que me apoiou ao longo de todos esses anos longe de casa, e continuará apoiando por tantos mais. Aos amigos que fiz durante a graduação, também dedico os mais sinceros agradecimentos e espero os levar para a vida. Laura, Sambaquy, Eurico, Kaskus, obrigado por terem compartilhado comigo sorrisos, lágrimas e experiências. Agradeço aos educadores da UFRJ, que me passaram valiosos conhecimentos e desafios que me fizeram crescer ao longo desses anos. Em especial agradeço à professora Marta Tápia, pela orientação nesse trabalho e pelas melhores aulas durante a graduação. Obrigado pela preocupação com o crescimento do aluno e ética na sala de aula. Agradeço aos colegas de trabalho que me receberam muito bem e me deram todo o suporte nese trabalho. Sou grato pela amizade e orientação de vocês, e saibam que grande parte do conhecimento aqui contido foi dado por vocês. Vitor, Lincon, Gustavo, Gabriel, Vinicius e Marcos. Agradeço também ao Sr. Gareth Morgan, pela prestatividade em me conceder parte do seu tempo para acrescentar valiosos conhecimentos a esse documento. O final dedico à minha musa Natália. Mesmo que presente a pouco tempo em minha vida, já se tornou especial e necessária. Agradeço por todo o carinho e sentimento, apesar da distância. Os momentos juntos são a calmaria na vida atribulada e amenizam todas as dificuldades. Obrigado por estar presente, sempre terei você comigo. iv

5 Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval e Oceânico. Gerenciamento de Integridade de Vasos De Pressão e Tubulações em Unidades de Perfuração Marítima. Danniel de Vasconcelos Macedo Outubro / 2018 Orientadora: Marta Cecilia Tapia Reyes Curso: Engenharia Naval e Oceânica O trabalho consiste em analisar os processos de gerenciamento de integridade de vasos de pressão e tubulações em uma unidade de perfuração, compilando e analisando as normas e legislação aplicável. O objetivo é gerar um material didático e coeso que possa servir como guia para os envolvidos nessas atividades. Palavras-chave: Gerenciamento de integridade, Vasos de Pressão, Tubulações, NR-13. v

6 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Naval and Ocean Engineer. Integrity Management of Pressure Vessels and Process Piping in Offshore Drilling Rigs. Danniel de Vasconcelos Macedo October / 2018 Advisor: Marta Cecilia Tapia Reyes Graduation: Engenharia Naval e Oceânica The work consists of analyzing the processes of integrity management of pressure vessels and process piping in a offshore drilling rig, compiling and analyzing the applicable norms and laws. The objective is to generate a didactic and cohesive material that can serve as a guide for activities in these activities. Key words: Integrity Management, Pressure Vessels, Process Piping, NR-13. vi

7 Sumário 1. Introdução... 1 Descrição das atividades e objetivos do trabalho O Drillship E Suas Principais Tecnologias A Operação Sistemas E Equipamentos Vasos de Pressão Tubulações Sistemas de Alta Pressão Sistemas de Baixa Pressão Instrumentos Manômetro Válvulas de Segurança Pressure Relief Valves (PRV): Pressure Safety Valve (PSV): Gerenciamento de Integridade Inspeção Baseada em Risco (RBI) Estruturação do programa de RBI Consequência e probabilidade de falha em Vasos de Pressão e tubulações Análise Qualitativa Análise Quantitativa Avaliação de Risco Operabilidade Do Programa de RBI e Periodicidade De Inspeção Gerenciamento de Integridade Segundo Normatização Vasos de Pressão Vasos de Pressão Enquadrados na NR vii

8 Plano de Manutenção de Vasos de Pressão Vasos de Pressão Não-Enquadrados na NR Tubulações Tubulações Enquadradas na NR Plano de Manutenção de Tubulações segundo NR Tubulações Não-Enquadradas na NR Plano de Manutenção de Tubulações Considerações Finais Bibliografia viii

9 Sumário de Legendas Figura Área de exploração do Pré-sal [1]... 2 Figura 2-1- Esquemático de um poço [3]... 7 Figura Arranjo do sistema de içamento e rotação [4] Figura Esquema de circulação de lama. [4] Figura Arranjo BOP Stack. [4] Figura Vaso de pressão vertical típico [Arquivo do autor] Figura Linha de teste do poço (A) e Linha de Cimento de alta pressão (B) [Arquivo do autor] Figura Linha de Lama de Alta pressão saindo da bomba de lama [Arquivo do autor] Figura Linha de água de incêndio [Arquivo do autor] Figura Exemplo de Manômetro metálico Figura Exemplo de uma válvula de segurança instalada em um sistema pressurizado [Arquivo do autor] Figura 3-1 Gerenciamento de Risco utilizando RBI [8] Figura 3-2 Exemplo de uma matriz de risco [8] Figura 3-3 Fluxograma de RBI [PATEL,2005] Figure 4-1 Categorização dos Vasos de Pressão [10] Figure 4-2 Instrumento indicador de pressão de operação. [Arquivo do autor] Figure 4-3 placa de identificação de Vaso de pressão. [Arquivo do autor] Figure 4-4 Indicação de categoria e código de identificação. [Arquivo do autor] Figure 4-5 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que não possuem sistema próprio de inspeção [10] Figure 4-6 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que possuem sistema próprio de inspeção [10] Figure 4-7 CMLs de um trecho do sistema de lama de alta pressão (em vermelho). [Arquivo do autor] ix

10 Figure 4-8 Periodicidade máxima de inspeções segundo a API 570 [11] x

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12 1. INTRODUÇÃO O Petróleo se tornou a principal fonte de energia não-renovável no último século, sua importância se refletiu em importantes eventos políticos e no, cada vez maior, esforço para sua exploração e produção. A exploração moderna do Petróleo se deu início no século XIX, com o primeiro poço no Estado da Pensilvânia, nos Estados Unidos. Com o aumento das atividades industriais e o uso de motores de combustão interna, a demanda por Petróleo cresceu vertiginosamente, sendo necessária a obtenção em novas fronteiras para atender as necessidades energéticas crescentes. Na primeira metade do século XX se iniciaram as explorações de Petróleo em reservas submarinas, principalmente no Golfo do México e Venezuela, com o acompanhamento de novas tecnologias para viabilizarem tais produções. No Brasil, a Petrobrás, estatal responsável pela extração e refino de petróleo em território nacional, começou a exploração de reservas submarinas na década de 70, com a descoberta do campo de Guaricema em Sergipe. Desde então a exploração e produção de Petróleo na costa brasileira aumentou consideravelmente, com a descoberta das reservas do Pré-sal, colocando o País no mapa como um dos novos grandes players do mercado e fomentando a indústria naval e Offshore no país. Estima-se que lá estejam guardados cerca de 80 bilhões de barris de petróleo e gás, o que deixaria o Brasil na privilegiada posição de sexto maior detentor de reservas no mundo. Os campos do Pré-sal se estendem do Norte da Bacia de Campos até o Sul da Bacia de Santos, ocupando uma faixa de cerca de 800 quilômetros ao longo da costa brasileira e a uma distância de até 300 quilômetros da costa. As jazidas se localizam em lâminas d água de até 2000m, seguidas por uma camada de sal que varia entre 4000 e 6000 m, totalizando uma profundidade de exploração de até 8000m. 1

13 Figura Área de exploração do Pré-sal [1] O pré-sal representa uma fronteira pra a exploração de Petróleo, suas grandes profundidades precisam de cada vez mais tecnologia e esforço para viabilizar a exploração e produção de Petróleo nessa região. Além disso, a presença de ácido sulfídrico e gás carbônico nas reservas apresenta mais um desafio para o projeto. Nesse contexto de exploração de reservas submarinas em águas ultra profundas, as Sondas de perfuração marítima se apresentam como as melhores alternativas para a perfuração e completação de poços. As Sondas podem ser Plataformas Semissubmersíveis ou Navio-Sonda (Drillsips), embarcações projetadas e equipadas para operar em elevada lâmina d água e em condições adversas de alto-mar de forma segura e controlada. Essas embarcações estão em uma operação de alto risco, em um ambiente adverso envolvendo ativos de alto valor, sendo o gerenciamento de integridade da sonda e de seus equipamentos fundamental para uma operação confiável e segura. O objetivo desse trabalho é analisar o gerenciamento de integridade de um Drillship, especificamente de vasos de pressão e tubulações, equipamentos de alto risco que operam com altas cargas e em contato direto com a tripulação. Devido a sua alta criticidade, Vasos 2

14 de Pressão e tubulações são regulados por autoridades em engenharia e legislação nacional, e tais normas serão apresentadas e como na prática devem ser aplicadas nos programas de manutenção e inspeção. Espera-se gerar um material didático e coeso, para esclarecimento e referência sobre a área, que possa servir como guia para os envolvidos em atividades de gerenciamento de integridade e inspeção de vasos de pressão e tubulações. Descrição das atividades e objetivos do trabalho Uma vez introduzida a temática abaixo segue uma breve descrição do conteúdo dos próximos capítulos deste trabalho. No capítulo 2 será apresentado o Navio de perfuração, o Drillship, descrevendo sua operação, sistemas e equipamentos de forma geral. Então, serão apresentados os conceitos de vasos de pressão e tubulações e como eles se aplicam em um Navio Sonda. No capítulo 3 será introduzido o conceito de gerenciamento de integridade e de inspeção baseada no risco, abordando como se aplica no contexto de Vasos de Pressão e tubulações em um Navio sonda. No capítulo 4 as normas e legislação aplicável a esses equipamentos serão descritas e discutidas, buscando sumarizar o que se espera que seja feito no gerenciamento de integridade dos equipamentos em questão. Ao longo desse capítulo serão incluídos comentários de profissionais da área, coletados em entrevistas, de forma a trazer uma perspectiva mais próxima do campo para essa questão. 3

15 2. O DRILLSHIP E SUAS PRINCIPAIS TECNOLOGIAS As unidades flutuantes de perfuração marítima podem ser Plataformas Semissubmersíveis, uma estrutura com um ou mais conveses apoiadas por colunas em flutuadores submersos, ou um Navio-Sonda ou Drillship, embarcação que começou a ser desenvolvida a partir de adaptações na década de 1940 para uma embarcação especializada. Apesar do tema de gerenciamento de integridade de Vasos de Pressão e tubulações seja comum aos dois tipos de embarcação, esse trabalho irá usar um Drillship como referência e tratará das suas peculiaridades. Normalmente empregado em lâminas d água que variam entre 600 e 2000 metros, o Drillship utiliza o Derrick para fornecer torque a coluna de perfuração que passa através do Moonpool até o leito marinho, onde o poço é perfurado e depois completado. A embarcação é desenvolvida com esse propósito e todo o seu arranjo gira em torno dessa operação. Durante a perfuração de poços, um Navio-Sonda está conectado a equipamentos no fundo do poço e precisa permanecer parado, independente da ação de correnteza, ventos e ondas. Para isso são usados sistemas de ancoragem, compostos de um conjunto âncoras e cabos ou correntes presos em catenária ou retesados que mantem a embarcação na posição e mais comuns em embarcações antigas, ou sistemas de posicionamento dinâmico, onde sensores de posição determinam a deriva e propulsores no casco acionados por computador restauram a posição da Sonda[2], o sistema de posicionamento dinâmico se tornou a regra para os Drillships nos últimos anos. Uma grande vantagem do Drillship, em relação a uma Sonda Semissubmersível, é ser uma embarcação auto propelida, capaz de rapidamente se deslocar de um poço ao outro, aumentando a produtividade e diminuindo o tempo ocioso da unidade. Para melhor entendimento desse tipo de embarcação, abaixo será descrita uma operação de perfuração de poço, então os principais equipamentos e sistemas dessa embarcação serão apresentados e, posteriormente, será introduzido como os Vasos de Pressão e Tubulações se aplicam a esses sistemas e sua utilização. 2.1 A Operação A perfuração de poços submarinos é feita por fases, relacionadas as características das rochas encontradas e a profundidade do reservatório. Como é de se esperar, a perfuração 4

16 começa em um maior diâmetro e vai afunilando, cada diâmetro é definido por uma broca, que acaba por representar cada etapa da perfuração. Basicamente, é utilizado o torque fornecido pelo Top Drive e o peso da coluna para que a broca tenha força necessária para abrir caminho através do leito marinho e as subsequentes camadas de rochas. A composição dos diferentes elementos da coluna de perfuração é estabelecida de modo a garantir que haverá a rigidez, ou flexibilidade, e peso suficientes na coluna e na broca. Durante o processo são utilizados fluidos de perfuração que possuem diversas funções como: manter as pressões de formação sob controle, carregar os cascalhos até a superfície, manter a estabilidade mecânica do poço, resfriar a broca, transmitir força hidráulica até a broca e manter os cascalhos em suspensão quando sem circulação. O tipo de fluido, ou lama de perfuração, a ser utilizado depende da natureza da rocha que está sendo perfurada, uma vez que diferentes materiais precisam de diferentes características para manter a integridade do poço. O fluído utilizado pode ter diversas características, podendo ser a base de água, óleo ou sintéticos, dependendo da sua aplicação. O coração da operação de perfuração é a Torre de Perfuração/Convés de Perfuração, onde a coluna de perfuração é montada e recebe o torque para perfurar, sendo descida pelo Moonpool no centro da embarcação. Nessa área é onde a perfuração é controlada e o arranjo da planta gira em torno. Os tubos de perfuração e risers são içados para dentro da torre dos seus respectivos conveses, um de cada lado da torre, por equipamentos de içamento, e arranjados na vertical. A coluna é montada apoiada em cunhas sobre a mesa rotativa, que sustenta todo o seu peso. Conforme a coluna é montada ela é descida para o fundo do mar onde é realizada a perfuração. Abaixo segue uma descrição em etapas de um dos métodos de como a perfuração é feita, para fins ilustrativos serão utilizados os diâmetros de brocas e tubos utilizados na perfuração apresentada na a pág. 114 da referência [2] deste relatório. Etapa 0: É descido um conjunto Base Guia Temporária (BGT) junto a um tubulão, que é assentado com 14m de profundidade e servirá como apoio para descida da coluna de perfuração. Etapa 1: Desce-se uma coluna de perfuração, com a broca de 26 e alargador de 36, utilizando água do mar e retornando os cascalhos diretamente a superfície, então é descido um revestimento (Casing) de 30, um tubo metálico que será a parede do poço, e é feita a cimentação dessa etapa. Junto a ele é descida a base 5

17 guia permanente (BGP), por onde irão passar elementos das próximas etapas e será posteriormente assentado o BOP. Etapa 2: Finalizada a primeira etapa é descida uma nova coluna de perfuração, com uma broca de 26. A mesma perfura até certa profundidade e ainda mantem a circulação para limpar o poço de cascalhos com o auxílio da água do mar. Uma vez perfurado e limpo, a coluna é retirada e é descido o revestimento de 20, que uma vez no local é feito o processo de cimentação dessa etapa e instalado um alojador de alta pressão na sua extremidade superior, que irá promover a integração do revestimento de superfície com os demais componentes. Etapa 3: É descida a coluna de risers e o Blow Out Preventer (BOP) para serem instalados na base guia permanente (BGP), proporcionando continuidade do Deck de perfuração para o poço, promovendo maior controle de injeção de lama, pressão dentro do poço e permitindo as próximas etapas de perfuração. Etapa 4: As operações de perfuração continuam até a conclusão da perfuração do poço. Finalizada a perfuração é feita a completação do poço, afim de equipa-lo para a produção de Óleo ou Gás. Nessa etapa é instalada a Base adaptadora de Produção, feito o condicionamento do poço, avaliação da cimentação, estimulação do poço, instalação da coluna de produção e da árvore de natal molhada. Vale ressaltar que nem sempre é feita a completação dos poços logo após a sua perfuração, nesses casos uma capa de abandono é instalada, permitindo a posterior retomada dos trabalhos [2]. 6

18 Riser BOP 2.2 Sistemas E Equipamentos Figura 2-1- Esquemático de um poço [3] O Drillship é uma embarcação extremamente complexa e com inúmeros tipos de equipamentos, estruturas e sistemas. De forma geral, podemos definir os principais sistemas de um Navio Sonda como: Sistemas de Movimentação de Carga Sistema Propulsivo/ Sistema de Posicionamento Dinâmico; Sistema de Geração de Energia e Sistemas Elétricos Sistema de Comunicação, controle e instrumentação Pacote de Perfuração; O Sistema de Movimentação de carga está relacionado aos equipamentos utilizados para mover cargas pela embarcação, isso inclui guindastes, equipamentos soltos de içamento 7

19 como: manilhas, eslingas, grampos, patescas e outros; e equipamentos fixos de movimentação, como olhais, paus de carga e vigas. Durante a operação normal de um Drillship a tripulação tem a necessidade de mover muitos equipamentos, seja para a operação de perfuração em si, como os tubos de perfuração, que são movidos para dentro do Drill Floor, seja em atividades periféricas, como mover um componente dentro da sala de máquinas. Por se tratar da suspensão de cargas e o risco inerente a essa atividade todos esses equipamentos devem estar em constante avaliação e sujeitos a inspeções periódicas para garantir que funcionem de forma correta e segura. O Sistema Propulsivo e o Sistema de posicionamento dinâmico se sobrepõem em um Navio-Sonda, uma vez que em embarcações mais modernas se utilizam de uma propulsão diesel-elétrica com Thrusters azimutais que servem tanto para propelir a embarcação quando precisa se movimentar, quanto para fornecer as cargas para anular as forças de corrente, vento e ondas para mantê-la parada. Os Drillships modernos utilizam uma tripla redundância no sistema de posicionamento dinâmico, ou seja, DP3. Isso quer dizer que a embarcação possui 3 conjuntos de motores que operam de forma independente e, se um falhar, ainda há dois sistemas para supri-lo. Um arranjo típico são 6 propulsores azimutais, divididos entre as 3 praças de máquinas do navio. O Sistema de Geração de energia é composto por conjuntos Diesel-Geradores utilizados para abastecer a embarcação, incluindo os propulsores azimutais. Esses geradores fornecem corrente alternada a um barramento trifásico, que passa a corrente por pontes de retificadores controlados de silício e transformam em corrente continua, para alimentar os inúmeros equipamentos da sonda e da área de vivência, após passar por um transformador [2]. Uma embarcação desse porte gera altas tensões e possui robustos sistemas de transmissão de energia, que devem ser tratados com cuidado e, devido a sua alta periculosidade, estão sujeitos a normas e legislações, como a NR-10, sendo necessário acompanhamento constante e inspeções periódicas nesses sistemas e nos equipamentos de proteção associados a eles. Já o Sistema de Comunicação, controle e instrumentação está presente em praticamente todas as atividades realizadas a bordo. A comunicação é fundamental para a segurança em qualquer operação e por alinhar os trabalhos de todas as equipes. Um Navio-sonda possui diversos equipamentos de comunicação com o exterior e dentro da unidade. Esse sistema também permite controlar as operações a bordo e o meio ambiente ao seu redor, 8

20 fornecendo parâmetros e dados importantes. Os instrumentos são fundamentais para garantir a segurança das operações e serão mais bem tratados adiante. O Pacote de perfuração é o mais característico de um Drillship, uma vez que é o que realiza a sua atividade fim e o mais relevante para o tema desse trabalho, sendo por isso o que será abordado em maiores detalhes. Para fins didáticos os seus elementos serão devidos em quatro grupos, que serão explicados abaixo: Sistema de Içamento e Rotação, Coluna de Perfuração, Sistema de Circulação de Lama e Sistema de Controle e Segurança de Poço. O Sistema de içamento e perfuração é o que sustenta, movimenta e dá torque à coluna. Podemos definir seus principais componentes como: 1. Torre de Perfuração 2. Polias de Coroamento (Crown block) 3. Travelling block (Catarina) 4. Top drive 5. Mesa Rotativa 6. Drawworks 7. Cabo De Perfuração 8. Deadline anchor A torre de perfuração, ou Derrick, consiste em uma estrutura de aço piramidal com seção transversal quadrada ou retangular montada como estrutura fixa. Sua estrutura em geral é treliçada e montada em partes, composta de aço especial, sendo necessário um acompanhamento permanente de seus componentes sujeitos a cargas e conexões para garantir sua integridade. Em unidades de perfuração em águas ultra profundas pode atingir altura superior a 100m. A torre possui aberturas que permitem a passagem de risers e tubos de perfuração para montagem da coluna, através de equipamentos de movimentação, como Catwalks e guindastes. Dentro da torre temos os Finger Boards, que são estruturas onde os tubos de perfuração são armazenados na vertical, e de onde são coletados pelo Top Drive. 9

21 A torre de perfuração é assentada sobre a Subestrutura, constituída de vigas de aço especial montadas sobre a base da sonda, ela irá receber as descargas de peso da Torre, provenientes do peso da coluna. Na base da torre encontramos o drill flloor, o convés de perfuração. No drill floor é onde acontece a montagem da coluna e a operação de perfuração é controlada, sendo o local que recebe todos os equipamentos e suprimentos necessários para a perfuração. No topo do Derrick temos as Polias de Coroamento (crown block), um conjunto de 5 a 8 polias fixas, que trabalham em conjunto com o Travelling Block (Catarina) para movimentar as cargas durante as operações de perfuração. O Travelling Block (Catarina) é um conjunto de 3 a 6 polias suspensas pelo cabo de perfuração montadas em um eixo e contidas por uma estrutura, similar a uma patesca. O cabo de perfuração passa alternadamente pelas polias do boco de coroamento e polias do travelling block, formando um sistema com várias linhas passadas que se move de cima a baixo na torre, permitindo o içamento de grandes cargas. Já o Top Drive, produzido pela NOV e AKER, é um dos principais equipamentos desse sistema, sendo quem realiza propriamente as operações de içamento da coluna de perfuração, da torque à coluna e permite a circulação dos fluidos de perfuração através de um swivel integrado. O Top Drive foi uma inovação recente da indústria de perfuração offshore e sintetiza três equipamentos em um único, a Mesa Rotativa, o Kelly e Swivel Head. Quem dá poder de içamento ao arranjo e controla a descida da coluna é o Drawworks, um poderoso guincho do qual sai o cabo de perfuração que está conectado ao Travelling block/top Drive. O cabo é proveniente de um carretel e é passado e fixado em uma âncora, chamada de Deadline Anchor, que garante sua ancoragem e é onde o indicador de peso está instalado, podendo estar localizado logo no Drill Floor ou abaixo do mesmo. Então, ele é passado no sistema Bloco de Coroamento e Travelling Block e fixado no tambor do Drawworks. A figura 2-2 representa um arranjo típico desses componentes. Note que os números que relacionam cada equipamento são os que estão na lista a cima. 10

22 Figura Arranjo do sistema de içamento e rotação [4] A Coluna de Perfuração é responsável por transmitir peso e rotação à broca, para que a mesma atravesse as formações rochosas, e por conduzir os fluidos de perfuração e remover os detritos das rochas que são fragmentadas pela broca do fundo do poço. Além disso, em casos de poços inclinados são também os elementos da coluna que vão prover direção e manter a inclinação dos tubos de perfuração. Seus principais componentes são: Comandos (Drill Collars): os primeiros (mais próximos da broca) componentes da coluna, são eles que fornecem peso sobre a broca e dão rigidez à coluna, permitindo melhor controle da trajetória do poço. Tubos pesados (Heavy Weight Drill Pipe): são colocados na transição entre Comandos e Tubos de Perfuração, de forma a criar uma transição gradual entre eles e reduzir a possibilidade de falhas por fadiga e a fricção com a parede do poço em altas rotações a grandes profundidades. Tubos de perfuração (Drill Pipes): são os mais elementares componentes da coluna de perfuração, eles estão diretamente ligados ao Top Drive e compõe a maior parte da coluna. 11

23 Além desses equipamentos, a coluna de perfuração também possui diversos acessórios como Subs, que são pequenos tubos que podem realizar diversas funções dependendo da sua concepção; Estabilizados e Escareadores, que ajudam a manter o calibre do poço e dão maior rigidez à coluna; Alargadores e Amortecedores; e equipamentos de movimentação de coluna, como elevadores, cunhas, chaves flutuantes e etc. Vale lembrar que a coluna de perfuração não fica em direto contato com a água, passando por dentro de Risers rígidos de perfuração, que além de protegerem a coluna do contato direto com a água do mar e todas as dificuldades que isso implica, também é utilizado para a movimentação de lama e passar comandos para a coluna. Se faz importante citar alguns equipamentos auxiliares que são utilizados para minimizar os efeitos da movimentação da Sonda sobre a coluna, uma vez que fazem uso de vasos de pressão para realizar suas funções, como: Tensionadores de risers, um conjunto de cilindros hidráulicos ligados a um anel rotativo, ligado aos risers; e os Compensadores de Movimento, um sistema hidráulico-pneumático utilizado para manter a coluna de perfuração em uma posição vertical constante. O Sistema de Circulação de Lama é o responsável pelo bombeamento e circulação dos Fluidos de Perfuração dentro da coluna e seu posterior tratamento. Vele lembrar que esses sistemas é um dos mais relevantes para o tema desse trabalho de Gerenciamento de Integridade de Vasos de pressão e Tubulações, uma vez que esses se fazem muito presentes nesse sistema. A lama de perfuração é composta de misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e gases. Conforme dito anteriormente, os Fluidos de perfuração têm a função de manter as pressões de formação sob controle, carrear os cascalhos até a superfície, manter a estabilidade mecânica do poço, resfriar a broca, transmitir força hidráulica até a broca e manter os cascalhos em suspensão quando sem circulação. Os principais insumos da Lama de perfuração são: Baritina, Calcita ou Hematita: utilizados para aumentar a densidade da lama Água e Óleo Diesel: Utilizado para reduzir a densidade da lama Bentonita: É um tipo de argila, que pode ser ativo ou inerte e é utilizado para aumentar a viscosidade do fluido. 12

24 Podemos dividir a circulação de lama em três fases, fase de injeção, retorno e tratamento. As bombas de lama succionam os Fluidos de perfuração dos tanques e os injetam na coluna de perfuração através do Swivel. Os fluidos percorrem a coluna e são passados para o poço através dos Jatos da Broca, pequenos orifícios que permitem a passagem do fluído. Saindo da broca o fluído de perfuração percorre o espaço anular entre a coluna e a parede do poço ou revestimento, chegando nas Peneira Vibratória, onde se inicia o tratamento do fluído. A peneira vibratória tem a função de separar os sólidos mais grosseiros do fluído de perfuração, tais como cascalho e grandes grãos de areia. Em seguida o Fluído passa por um conjunto de dois a quatro Desareiadores, que são responsáveis por retirar a areia do fluido. Em seguida o fluido de perfuração segue para um conjunto de 8 a 12 Dessiltadores, responsáveis por retirar as partículas de tamanho equivalente ao Silte. Então o fluido passa pelo Mud Cleaner, que é basicamente um Dessiltador com peneira que permite recuperar partículas, reduzindo o gasto com aditivos. Em alguns casos o fluido ainda passa por uma centrifuga para remover partículas ainda menores que não tenham sido descartadas anteriormente. Por fim, o fluído é inserido com os aditivos volta para as bombas para ser reinjetado no poço. Figura Esquema de circulação de lama. [4] 13

25 Os Sistemas de Controle e Segurança de poço são de extrema importância, uma vez que fornecem informações preciosas sobre a situação do poço e parâmetros da perfuração e garantem a segurança no caso de um Kick. Durante a operação de perfuração pode ocorrer um Kick, que é o fluxo indesejável do fluido contido em alguma formação ir para dentro do poço. Se não for controlado de forma eficiente, esse fluxo pode se transformar em um Blowout, com o poço fluindo totalmente sem controle. Esse evento pode ter sérias consequências como danos aos equipamentos da sonda, danos ambientais, acidentes a tripulação e até a perda, parcial ou total, do poço [2]. Quando tratamos do Controle de Poço falamos dos equipamentos necessários ao controle e monitoramento da perfuração, esses itens são importantes para atingir a máxima eficiência da perfuração, que está diretamente ligada a melhor combinação dos seus diferentes parâmetros. Diversos instrumentos são utilizados para essa função, podendo ser classificados como indicadores, que apenas retornam o valor de um determinado parâmetro como: o indicador de peso sobre a broca, o torquímetro que retorna o torque da coluna de perfuração, o manômetro que indica a pressão de bombeio e o tacômetro para medir a velocidade de rotação e do bombeio de lama. E também temos os equipamentos registradores, que traçam curvas dos valores medidos, a exemplo do mostrador da taxa de penetração da broca, e da taxa de bombeio de lama e a profundidade da broca. Já o sistema de Segurança de Poço é relativo aos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço, sendo o principal deles o Blowout Preventer (BOP). Esse equipamento está ligado as linhas de controle de fluxo e possibilita o fechamento do poço no caso de uma perda de controle. Devido aos esforços extras ao qual está submetido, os componentes do BOP são integrados em uma estrutura que apresenta maior resistência e confiabilidade, compondo o BOP Stack [2]. O BOP Stack é composto de um conjunto de preventores, equipamentos que permitem o fechamento do espaço anular, para controlar a pressão do poço e, em último caso, fechalo. Um arranjo típico de BOP Stack vai consistir de um a seis preventores do tipo gaveta na base e até dois preventores anulares no topo [2]. O funcionamento do BOP se dá através do controle remoto feito via comandos hidráulicos ou elétricos, feitos da superfície e transmitido através de cabos internos aos risers. Há também acumuladores 14

26 submarinos, que são classificados como vasos de pressão, que armazenam energia hidráulica para o rápido acionamento das válvulas e preventores no caso de um Blowout sem necessidade de suprimento da superfície. Porém, os preventores só são acionados em segundo caso, quando a primeira barreira de controle falha, a pressão hidrostática da lama de perfuração. Ao BOP Stack também são ligadas as linhas de Kill (Matar) e Choke (Sufocar), que são linhas de Lama de Perfuração utilizadas para controlar a pressão do poço e promover circulação quando pelo meio usual não é possivel. A linha de Choke possibilita aplicar uma contrapressão no caso de um influxo ou Kick, permitindo controlar a pressão no poço. Já a linha de Kill permite uma forma de bombear lama para o poço quando não é possível faze-lo pela coluna de perfuração. Essas linhas são conectadas a manifolds no convés da embarcação, que são ligados aos tanques de lama. Abaixo temos um exemplo de arranjo de um BOP Stack. Figura Arranjo BOP Stack. [4] 2.3 Vasos de Pressão Por definição, um vaso de pressão é qualquer reservatório utilizado para armazenar fluidos em uma pressão interna ou externa diferente da atmosférica, independente de tamanho e geometria. Esse tipo de equipamento é amplamente utilizado em qualquer 15

27 planta de processo, não sendo diferente na indústria de exploração offshore de Óleo e Gás. Vasos de pressão são equipamentos que operam sob condições perigosas e vários acidentes já ocorreram ao longo da história. Sendo assim, suas especificações, fabricação e operação passaram a ser regulados por autoridades em engenharia e legislações. A Sociedade Americana de Engenharia Mecânica (ASME) e o Instituto Americano de Petróleo (API) são algumas das principais referências em vasos de pressão e suas regulamentações são utilizadas como base para os parâmetros de projeto, fabricação e operação, além das rotinas de manutenção e gerenciamento de integridade. Figura Vaso de pressão vertical típico [Arquivo do autor] Para o Brasil, a Norma Regulamentadora 13 do Ministério do Trabalho (NR-13) tem como objetivo condicionar a inspeção e operação de vasos de pressão, caldeiras e tubulações, e tem força de lei. A norma enquadra determinados vasos de pressão como sujeitos aos seus requerimentos, baseando-se em parâmetros como pressão de operação, volume e fluido são enquadrados na legislação brasileira. Os equipamentos que não são enquadrados na norma, apesar de não sujeitos a todos os requerimentos da mesma, ainda 16

28 devem estar incluídos em um plano de inspeção de acordo com as boas práticas nacionais e internacionais. Um levantamento feito no Drillship West Tellus, de propriedade da Seadrill, operando no pré-sal brasileiro, temos cerca de 300 vasos de pressão enquadrados na NR-13, que estão sujeitos a todos os requisitos da norma. Além desses, temos mais os itens que também estão sob normas e padrões nacionais e internacionais, devendo estar todos incluídos no programa de gerenciamento de integridade da Sonda. 2.4 Tubulações Podemos classificar tubulações como um conjunto de tubos e acessórios que tem por finalidade principal transportar fluidos de um lugar a outro. A tubulação pode conter, misturar separar, descarregar ou distribuir produtos, conforme a necessidade do processo [5]. Qualquer embarcação é composta de dezenas de sistemas de tubulações, esses sistemas transportam fluidos a diversas pressões para os mais variados objetivos. Adicionalmente, em um Drillship surge o escopo das tubulações relativas a operação de perfuração, que operam sobre altas pressões em sistemas cruciais à unidade. Assim como os Vasos de Pressão, as tubulações também são equipamentos que operam sob condições perigosas, operando em alta pressão e sujeitos a ação corrosiva do escoamento interno devido a efeitos erosivos e abrasivos. Sendo assim, o constante acompanhamento da integridade desses elementos é fundamental para evitar vazamentos, acidentes e perda de eficiência. Com isto em mente, as tubulações estão sujeitas a normas de autoridades de engenharia e legislações, a exemplo da ASME B31.3, que trata da construção de tubulações de processos industriais e a API 570, que tange a inspeção, classificação e reparo de tubulações de processo em operação. A NR-13 também enquadra algumas como sujeitas as suas normatizações, que também devem fazer parte do Gerenciamento de integridade de uma planta industrial, o que inclui um Drillship. Podemos definir os sistemas de tubulações e vasos de pressão ligados a eles em sistemas de alta e baixa pressão, o que define a sua criticidade e como o gerenciamento da sua integridade deve ser tratado. A distinção entre tubulações de alta e baixa pressão é nebulosa, em geral as normas e padrões internacionais não especificam exatamente a 17

29 partir de qual pressão uma tubulação pode ser considerada de baixa, média ou alta pressão. A ASME B31.3, por exemplo, exclui sistemas com pressão de projeto abaixo de 15 PSI, exceto em caso de líquidos inflamáveis ou tóxicos e danosos a tecidos humanos, e estabelece no seu capitulo IX que sistemas que ultrapassam a pressão estabelecida na classificação ASME B16.5 PN420 (Class 2500) podem ser classificados como alta pressão, sendo que esta definição depende do fluido, material e temperatura do sistema. No entanto, essas mesmas normas permitem que essa definição seja feita pelo dono da planta, conforme sua operação e os riscos que está disposto a assumir. O Drillship West Tellus, utilizado como base para exemplos nesse trabalho, considera sistemas de alta pressão aqueles operando acima de 5000 PSI (344.7 Bar). Apesar de parecer uma margem muito alta, vale lembrar que essa definição é feita levando em consideração a natureza da operação, a temperatura dos fluidos e sua classificação. Essa será a definição adotada para esse trabalho também, caso seja necessário. Abaixo serão apresentados alguns dos principais sistemas de alta e baixa pressão. Mais a frente será apresentada como é feita a análise de risco desses sistemas e como é tratado o seu gerenciamento de integridade. Sistemas de Alta Pressão Esses sistemas, em geral, são relacionados ao pacote de perfuração e são os mais críticos, uma vez que uma falha pode resultar em graves consequências. Abaixo segue uma descrição dos principais sistemas de alta pressão. Sistema de Cimento de Alta Pressão Esse é o sistema responsável pela cimentação do poço, sendo por onde a lama é bombeada para o interior da coluna. Os seus componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130) e a sua pressão de projeto é de 1035 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. Sistema de Teste de Poço Esse sistema é utilizado para realizar os testes de pressão do poço, que servem para identificar os fluidos contidos nas formações, verificar a pressão estática do poço e a ocorrência de depleção, determinar a produtividade da formação e etc. Os seus componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130) e a sua pressão de projeto é de 1035 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. 18

30 Figura Linha de teste do poço (A) e Linha de Cimento de alta pressão (B) [Arquivo do autor] Sistema de lama de alta pressão Esse sistema pressurizado é utilizado para bombear o a lama de perfuração para dentro da coluna e dentro do poço, conforme processo já explicado anteriormente. Ele pode ser dividido em duas partes, antes do manifold de Choke and Kill, com uma pressão de projeto de 517 Bar e temperatura de projeto de -10 a 50 ºC, e depois do manifold, com pressão de projeto de 690 Bar e temperatura de projeto de -10 a 50ºC. Os seus componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130). 19

31 Figura Linha de Lama de Alta pressão saindo da bomba de lama [Arquivo do autor] Sistema de controle de poço / Linha de Choke and Kill Conforme explicado anteriormente, as linhas de Choke and Kill são utilizadas para controlar a pressão do poço e promover a circulação de lama, quando não for possível pelos meios usuais. Os seus componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130) e a sua pressão de projeto é de 1035 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. Além dos sistemas mencionados acima temos outros que também são classificados como de alta pressão, como: Sistema de óleo bruto, Sistema de Água de Lubrificação de alta pressão, Sistema de água de alta pressão para controle do BOP, Sistema de óleo hidráulico de alta pressão e outros. Sistemas de Baixa Pressão Os sistemas de baixa pressão são fundamentais para a operação da unidade e, apesar do nome, esses sistemas podem operar em pressões suficientemente elevadas para causar acidentes a tripulação e perda de ativos, devendo ser constantemente acompanhados. Dentre os principais sistemas de baixa pressão temos. 20

32 Sistema de Granel de Barita e Bentonita e Sistema de Granel de Cimento. Esses dois sistemas realizam a movimentação do granel de Barita, Bentonita e Cimento, que posteriormente serão usados para formar a lama de perfuração e a pasta de cimento para o poço. Os seus componentes são fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. Sistema de Água de perfuração Esse é o sistema de movimentação da água com aditivos que é utilizada na perfuração, e não seu sistema de injeção no poço. Os seus componentes são fabricados em aço carbono galvanizado (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 70 ºC. Sistema de Lama de Baixa pressão Esse é o sistema usado para a movimentação da lama dentro da planta de processo da unidade, como no sistema de armazenamento e limpeza de lama. Os seus componentes são fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. Sistema de Água do Mar (Sea Water) Nesse caso se trata dos vários sistemas utilizados para movimentação de água do mar para diversos fins, como arrefecimento e serviços gerais. Os seus componentes são fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 15.5 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. Sistema de Óleo Diesel É o sistema utilizado para movimentação de óleo diesel entre os tanques e para os propulsores e outros equipamentos que utilizam diesel. Os seus componentes são fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC. Sistema de Água de Incêndio Esse é o sistema que liga o tanque hidróforo às bombas de incêndio e as tomadas de incêndio da Sonda. Os seus componentes são fabricados em aço carbono galvanizado 21

33 (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 70 ºC. Figura Linha de água de incêndio [Arquivo do autor] Os sistemas de baixa pressão apresentados são uma pequena amostra dos inúmeros que se tem em uma Sonda de perfuração offshore típica, dentre os muitos outros sistemas podemos citar os sistemas de: óleo lubrificante, aditivos, esgoto, água doce, sistema de baixa pressão de gás para o flare, fluidos hidráulicos de baixa pressão e outros. 2.5 Instrumentos A NR-13 exige que todo sistema pressurizado tem ligado a ele instrumentos de controle e segurança para medir a pressão e evitar o acumulo de pressão acima do considerado seguro. Dentre os principais equipamentos temos: Manômetro É um instrumento que mede a pressão de fluidos em sistemas fechados, como vasos de pressão e tubulações. Existem diversos tipos de manômetros, o principal tipo utilizado na indústria são os Manômetros metálicos ou Aneroides, que geralmente consistem em um tubo metálico, laminado, hermético, fechado em uma extremidade e enrolado em espiral. 22

34 A extremidade aberta se comunica com o depósito que contém o fluido cuja pressão se deseja medir; então, ao aumentar a pressão no interior do tubo, este tende a desenrolarse, e põe em movimento uma agulha indicadora frente a uma escala calibrada em unidades de pressão. Estes manômetros são para aplicações de 0,6 até bar. Figura Exemplo de Manômetro metálico Válvulas de Segurança O objetivo principal de uma válvula de segurança é a proteção da vida, ativos e meio ambiente. Uma válvula de segurança é projetada para abrir e aliviar o excesso de pressão de vasos ou equipamentos e fechar e evitar a liberação adicional de fluido após as condições normais terem sido restauradas. Uma válvula de segurança é um dispositivo de segurança e, em muitos casos, a última linha de defesa. É importante garantir que a válvula de segurança seja capaz de operar em todos os momentos e em todas as circunstâncias, sendo fundamental o seu constante acompanhamento. Elas podem ser classificadas como: Pressure Relief Valves (PRV): É o dispositivo de alívio em uma Vaso de pressão que contém líquidos. Para tal válvula, a abertura é proporcional ao aumento da pressão do vaso. Portanto, a abertura da válvula não é repentina, mas gradual se a pressão for aumentada gradualmente. Pressure Safety Valve (PSV): É o dispositivo de alívio em um fluido compressível ou Vaso de pressão cheio de gás. Para tal válvula, a abertura é repentina. Quando a pressão de ajuste da válvula é atingida, a válvula abre quase completamente. Algumas também possui uma alavanca para abertura 23

35 da válvula em emergências. Uma das principais diferenças entre a PSV e a PRV é que a primeira não pode ter sua pressão de abertura alterada durante a operação, somente em eventos de calibração do equipamento. Figura Exemplo de uma válvula de segurança instalada em um sistema pressurizado [Arquivo do autor] 24

36 3. GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE Gerenciamento da integridade é um ponto discutido há tempos na indústria em geral. Estudos em gerenciamento da integridade de ativos para plataforma offshore se expandem em volume e qualidade devido a dimensão das falhas provocadas e segurança das operações envolvidas. A história nos permite ressaltar exemplos tristes de desastres ao longo do tempo, como: Piper Alpha, mar do norte em 1988; Deep Water Horizon, golfo do México em 2010; Alexander L. Kielland, mar do norte em 1980; entre outros infelizes casos. Uma das funções da gestão de integridade é assegurar o alcance dos objetivos, por meio da identificação antecipada dos possíveis eventos que poderiam ameaçar o atingimento dos objetivos, o cumprimento de prazos, leis e regulamentos etc, e, implementar uma estratégia evitando o consumo intenso de recursos para solução de problemas quando estes surgem inesperadamente, bem como a melhoria contínua dos processos [6]. Gerenciamento da Integridade de Ativos pode ainda ser descrito como o processo de avaliação contínua aplicado em toda construção, design, instalação e operações para assegurar que as instalações são e continuam adequadas à sua finalidade. (MILLAR, 2015) Deve se levar em consideração também que nenhuma operação assume risco zero, partindo desse princípio e afim de mitigar as consequentes falhas, leva-se em consideração os seguintes fatores para análise de integridade: manutenção, inspeção, monitoramento e programa de verificação. Esse conjunto de fatores, uma vez institucionalizados no ambiente coorporativo, propicia ferramentas palpáveis para adequação do estudo no cenário escolhido. Diversas metodologias podem ser empregadas para implementar o gerenciamento de integridade de ativos em uma planta de processos. Esse estudo sobre o gerenciamento de integridade de Vasos de Pressão e tubulações em um navio sonda será baseado na Inspeção Baseada em Risco (RBI), uma ferramenta já conhecida no mercado que permite determinar os intervalos, tipo e abrangência de inspeções baseada no risco relacionado aos ativos. 3.1 Inspeção Baseada em Risco (RBI) Inspeção Baseada em Risco (RBI) é um método utilizado para identificar e gerenciar os riscos associados com a integridade dos 25

37 sistemas de pressão, a fim de reduzi-los a um nível ALARP (tão baixos quanto razoavelmente praticável). Este método é utilizado como base para priorizar e controlar os esforços de um programa de inspeção, a fim de garantir que a inspeção é realizada de uma forma rentável e em conformidade com a legislação pertinente no mar, a orientação da indústria e exigências da empresa. (MILLAR, 2015) Risco pode ser classificado como algo que indivíduos se dispõem diariamente em sua tomada de decisão. Proposital ou involuntariamente nos colocamos em situações onde a decisão final é fundamentada por uma análise de risco, desde o simples ato de atravessar a rua até a construção de uma unidade de produção de petróleo. A mensuração do Risco, portanto, pode ser definido como o produto da multiplicação da probabilidade da falha e consequência da falha: Risco = probabilidade de falha x consequência da falha. [8] Um programa de RBI completo visa o gerenciamento da integridade por determinar a combinação ótima entre os métodos e frequência de inspeção; reduzindo as falhas e controlando os riscos. Na Figura 3-1 vemos a linha superior que representa uma inspeção convencional. Note que com o investimento inicial o risco é diminuído ao longo da frequência de inspeção, mas não nos mesmos níveis de uma inspeção otimizada por RBI, representada pela linha inferior. A Figura 3-1 ainda ilustra como o risco pode, inclusive, aumentar em uma inspeção convencional, dada alta periodicidade de inspeção e a quão invasiva é a inspeção, acelerando a deterioração do equipamento. [8] Figura 3-1 Gerenciamento de Risco utilizando RBI [8] 26

38 Vale ressaltar que para se estabelecer uma rotina de manutenção baseada no risco é preciso institucionalizar cargos e departamentos dentro do ambiente corporativo, estabelecendo funções que vão garantir que o processo seja feito de forma adequada e que seus resultados possam ser confiáveis. Isso requer o investimento educacional nas funções estabelecidas, como: coordenador de RBI, Engenheiro de inspeção, Engenheiro de integridade, Engenheiro de materiais, responsável pelos processos químicos, responsável por operações e etc Estruturação do programa de RBI Na prática, a estruturação de um programa de RBI envolve análises quantitativas e qualitativas para determinar as consequências e probabilidade de falha dos ativos, determinando o risco da operação, que será a uma fonte de informação valiosa para a estruturação dos programas de inspeção. Consequência e probabilidade de falha em Vasos de Pressão e tubulações O programa de RBI combina a eventualidade do equipamento em falhar com as possíveis resultantes da falha. Como um exemplo, analisemos um vaso de pressão que tenha uma de suas válvulas de contenção de fluido danificada. O vazamento pode levar a uma série de danos a estrutura. como: Acumulo de gás na periferia do equipamento propiciando ignição; A liberação de substâncias danosas ao ser humano; O derramamento de substâncias danosas ao meio ambiente; A parada de produção devido ao vazamento; Consequências diretas na segurança operacional e rentabilidade do projeto. Uma vez que as consequências são enumeradas e a probabilidade de tal evento acontecer reportada, temos o risco da operação dimensionado. Esses parâmetros podem ser melhor exemplificados através de uma matriz de risco, que correlaciona consequência e probabilidade de falha, que será descrita posteriormente. 27

39 Análise Qualitativa Podemos definir uma análise qualitativa como: Análise que usa amplas categorizações para probabilidades e consequências da falha. Métodos que utilizam principalmente julgamento de engenharia e experiência como base para a determinação das probabilidades e consequências da falha. (API 580, 2009,) Através de métodos qualitativos se tem a dimensão das resultantes da falha dentro do domínio onde o material de estudo se encontra. Esta análise requer profundo expertise e domínio do sistema como um todo, uma vez que os resultados são demonstrados tanto por intervalos quanto por classificações, como: alto, médio e baixo risco. Portanto, diferentemente da análise quantitativa que apresenta valores discretos, o estudo qualitativo é representado por valores menos precisos. Análise Quantitativa A análise quantitativa pode ser definida por: Uma análise de risco quantitativa (QRA) completa integra em uma metodologia uniforme as informações relevantes sobre o projeto de instalação, práticas operacionais, histórico operacional, confiabilidade dos componentes, as ações humanas, a progressão física de acidentes, e potenciais efeitos ambientais e de saúde. (API 580, 2009,) Durante o estudo quantitativo, combina-se os fatores estruturais e ambientais. Estudos de risco e operabilidade (HAZOP) e falha humana são incluídos na QRA, que por fim é mais detalhada do que o próprio estudo de RBI. Diferentemente da análise qualitativa, o estudo quantitativo mostra com maior precisão a profundidade do risco envolvido, geralmente representado em custo por ano. Tomemos a exemplificação demonstrada na norma do Instituto de Petróleo Americano (API) 580 [2009], que pode ser adaptado para nossa análise. Uma tubulação contendo líquido inflamável é acessada para inspeção. O risco quantificado do vazamento até a propagação final do fogo seria valores não condizentes com a realidade aplicados: Probabilidade de fogo = (Probabilidade de falha) x (probabilidade de ignição) Probabilidade de fogo = (0,001 por ano) x (0,01) = 0,00001 por ano = 10-5 por ano A probabilidade em não se ter fogo, portanto, seria: 28

40 Probabilidade não fogo = (Prob de falha x Prob não ignição) + Prob não falha Probabilidade não fogo = (0,001 por ano x 0,99) + 0,999 por ano = 0, por ano Considerando que a situação de fogo é avaliada a um custo de $ 10 7, teremos, portanto: Rico de fogo = (10-5 por ano) x ($ 10 7 ) = $100/ano. Avaliação de Risco A avaliação de risco é valiosa para estabelecer os planos de manutenção, a partir dela são definidos os sistemas e pontos mais críticos e estabelecidas as prioridades, periodicidade e abrangência dos planos de inspeções. Identificação de periculosidade (HAZID) A análise qualitativa deve se iniciar pela identificação da periculosidade envolvida na operação, HAZID (Hazardous Identification), mais conhecido também como mecanismos de danos. O HAZID pode, por exemplo, identificar perdas como: corrosão interna, corrosão externa, erosão, falhas estruturais, superdimensionamento de pressão hidráulica, entre outros fatores que variam conforme o sistema em análise. Para tal levantamento, se faz necessário o histórico operacional do sistema e contribuição da engenharia com o detalhamento do equipamento. Quando tratamos da análise de probabilidade de vasos de pressão e tubulações todas as formas de danos físicos que seriam razoáveis de esperar que afetem esses equipamentos operando em um Navio Sonda devem ser considerados [9], como: perda de metal externa devido à corrosão localizada ou geral; todas as formas de trinca e quaisquer outras formas de corrosão metalúrgica; danos mecânicos (por exemplo, fadiga, fragilização, deformação, etc.). Outras características também devem ser levadas em consideração, como: Materiais de construção. Condições de projeto do navio, relativas às condições de operação. Adequação dos códigos e padrões de design utilizados. Eficácia dos programas de monitoramento de corrosão. 29

41 A qualidade dos programas de garantia / controle de qualidade de manutenção e inspeção. Avaliação das consequências Durante esta análise, leva-se em consideração os efeitos da falha no ambiente operacional. Os fatores usualmente utilizados na estruturação dos conceitos são: Segurança, Meio Ambiente, Produção e Custo. Todos estes avaliados conforme a gravidade do risco envolvido, por vezes caracterizado como: Negligenciado, Marginal, Moderado, Crítico e Catastrófico. No escopo da avaliação de consequências de um vaso de pressão, por exemplo, deve considerar os possíveis incidentes que podem ocorrer como resultado da liberação de fluido, o tamanho de uma liberação potencial e o tipo de uma liberação potencial (inclui explosão, incêndio ou exposição tóxica). A avaliação também deve determinar os potenciais incidentes que podem ocorrer como resultado da liberação de fluidos, que podem incluir: efeitos, danos ambientais, danos ao equipamento e tempo de inatividade do equipamento [9]. Matriz de risco O resultado da junção de ambas análises de consequência e probabilidade de falha podem ser ilustrado através da matriz de risco. Quão maior nível de informações coletadas e precisão na escolha dos valores e conceitos mais precisa é a esquematização de risco para futura decisão da periodicidade de inspeção. Consequência da Falha Probabilidade de Falha Negligenciado Marginal Moderado Crítico Catastrófico Muito alto MÉDIO MÉDIO ALTO ALTO ALTO Alto BAIXO MÉDIO MÉDIO ALTO ALTO Médio BAIXO BAIXO MÉDIO MÉDIO ALTO Baixo BAIXO BAIXO BAIXO MÉDIO MÉDIO Muito baixo BAIXO BAIXO BAIXO BAIXO MÉDIO Figura 3-2 Exemplo de uma matriz de risco [8] Operabilidade Do Programa de RBI e Periodicidade De Inspeção 30

42 De maneira facilitada, PATEL, Ramesh J., disponibiliza um fluxograma de fácil entendimento em seu artigo intitulado Risk Based Inspection de novembro de 2005 Fig Coleção de dados e informações Consequência da falha Probabilidade da falha Avaliação de risco Plano de inspeção Mitigação (se aplicável) Reavaliação Figura 3-3 Fluxograma de RBI [PATEL,2005] Com base nas informações coletadas em cada etapa do diagrama proposto na Fig. 3-3 é possível se criar cenários de inspeções periódicas. Exemplificando para o caso de sistemas pressurizados, durante o primeiro ano é proposto a varredura de todos os pontos críticos dos sistemas. Informações de programas de inspeção tradicionais são requeridos, caso não se tenha tais informações, os pontos de análise ao longo do domínio de estudo serão determinados durante as reuniões periódicas com informações empíricas sugeridas pelos participantes. Já no segundo ano de análise consegue-se traçar o comportamento do sistema considerando o fluido de trabalho e a taxa de corrosão, comportamento este que será confirmado no terceiro ano de inspeção. A reavaliação sistêmica deve incluir os critérios de falha já considerados em momento anterior e os eventos que ocorreram no decorrer do ano, que pode inferir diretamente na periodicidade de inspeção. A coleta de dados é determinada pelo time e pode ser reavaliada ao longo do processo. Um exemplo de tal reavaliação seria a seleção de um novo método de inspeção perante a confirmação de estabilidade do sistema ao longo tempo. 31

43 4. GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE SEGUNDO NORMATIZAÇÃO Conforme dito anteriormente, devido a seu alto grau de criticidade, vasos de pressão e tubulações estão sujeitos a diversas normatizações que tem por objetivo garantir a sua integridade. Nesse capitulo serão abordadas as normas mais relevantes para esses equipamentos quando se encontram em Navios Sonda operando sob legislação brasileira e o trabalho que as normas pedem que sejam executados. Em suma, as normas serão destrinchadas explicando de forma prática o que deve ser feito para estar em conformidade com as mesmas. Serão incluídos conhecimentos coletados com profissionais do ramo, de forma a tornar esse trabalho mais próximo da realidade. Por este trabalho tratar de embarcações operando sob a legislação brasileira, a Norma Regulamentadora 13, que estabelece requisitos mínimos para gestão da integridade estrutural vasos de pressão e suas tubulações de interligação, será a principal norma abordada, sendo utilizadas outras normativas tradicionais nessa assunto, como a API e a ASME, quando a norma brasileira se mostrar ambígua ou aberta a outras referências. 4.1 Vasos de Pressão Para efeitos de gerenciamento de integridade e normativas a serem cumpridas, os vasos de pressão podem ser classificados naqueles enquadrados na Norma Regulamentadora número 13, e sujeitos a suas requisições, e naqueles que não estão enquadrados na mesma, mas ainda devem estar sujeitos ao gerenciamento de sua integridade e incluídos nos planos de manutenção. Vasos de Pressão Enquadrados na NR-13 Conforme dito anteriormente, são enquadrados na NR-13 os vasos de pressão que possuem as seguintes características: vasos de pressão cujo produto P.V seja superior a 8 (oito), onde P é a pressão máxima de operação em kpa e V o seu volume interno em m³; 32

44 vasos de pressão que contenham fluido da classe A independente das dimensões e do produto P.V; A definição dos fluidos é dada por: fluidos de classe A: - Fluidos inflamáveis; - Fluidos combustíveis com temperatura superior ou igual a 200 ºC (duzentos graus Celsius); - Fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 (vinte) partes por milhão (ppm); - Hidrogênio; - Acetileno. fluidos de classe B: - Fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200 ºC (duzentos graus Celsius); - Fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 (vinte) partes por milhão (ppm). fluidos de classe C: - Vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido. fluidos de classe D: - Fluido não enquadrado acima. Em caso de mistura de fluidos, para possíveis efeitos de cálculo, deve-se considerar sempre aquele que apresenta maior risco aos trabalhadores e instalações, conforme o Anexo IV da NR 13. A NR-13 classifica os vasos de pressão em grupos de potencial de risco em função do produto P.V, onde P é a pressão máxima de operação em MPa, em módulo, e V o seu volume em m³. Então os vasos são categorizados de acordo com o seu potencial de risco e a classe do seu fluído, conforme mostra a figura 4-1. Percebe-se que a figura 4-1 se trata 33

45 de uma matriz de risco, e que a NR-13 parece adotar uma metodologia baseada no risco para gerenciar a integridade dos sistemas de pressão, definindo a sua criticidade e como devem ser tratados nos programas de manutenção. Figure 4-1 Categorização dos Vasos de Pressão [10] No Drillship West Tellus, tomado como referência, um exemplo de Vaso de categoria I é o desgaseificador a vácuo, que remove ar ou gás que estejam na Lama de Perfuração; já na Categoria II temos os vasos de pressão dos tensionadores de riser e compensadores de coluna. Uma vez que o vaso esteja enquadrado na norma ele deve cumprir alguns requisitos mínimos para a operação, tais como: possuir válvula ou outro dispositivo de segurança com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior à Pressão Máxima de Trabalho Admissível (PMTA), instalada diretamente no vaso ou no sistema que o inclui; possuir dispositivo de segurança contra bloqueio inadvertido da válvula quando esta não estiver instalada diretamente no vaso; possuir um instrumento que indique a pressão de operação (ver figura 4-2); placa de identificação, indelével, com no mínimo as seguintes informações (ver figura 4-3): Fabricante; 34

46 Número de Identificação; Ano de Fabricação; Pressão Máxima de Trabalho Admissível (PMTA), Pressão de Teste Hidrostático e Código de Projeto e Ano de Edição. O vaso de pressão deve também possuir a indicação de sua categoria e seu número ou código de identificação (ver figura 4-4). Figure 4-2 Instrumento indicador de pressão de operação. [Arquivo do autor] - Figure 4-3 placa de identificação de Vaso de pressão. [Arquivo do autor] 35

47 Figure 4-4 Indicação de categoria e código de identificação. [Arquivo do autor] A norma regulamentadora de número 13 (NR13) estabelece a instalação da plaqueta de identificação, e as informações mínimas que nela devem estar contidas. Não existe restrição relativa ao tamanho da plaqueta, seu formato, tamanho da fonte, cor, material e até mesmo informações extras que podem estar presentes, mas o bom senso deve ser levado em consideração. Além dos requisitos que afetam a estrutura e funcionalidade do vaso de pressão, faz-se necessária, também a documentação do equipamento, devidamente atualizada. A documentação compreende: Prontuário do vaso de pressão a ser fornecido pelo fabricante, contendo o código de projeto e ano de edição; a especificação dos materiais; os procedimentos utilizados na fabricação, montagem e inspeção final e determinação da PMTA; o 36

48 conjunto de desenhos e demais dados necessários para o monitoramento da sua vida útil; as características funcionais; os dados dos dispositivos de segurança; o ano de fabricação e a categoria do vaso. Registro de segurança constituído por livro com páginas numeradas, pastas ou sistema informatizados ou não com confiabilidade equivalente onde serão registradas todas as ocorrências importantes capazes de influir nas condições de segurança dos vasos e as ocorrências de inspeções de segurança; Projeto de alteração ou reparo, quando necessário; e Relatórios de inspeção com a identificação do vaso de pressão; identificação dos fluidos de serviço; identificação da categoria do vaso de pressão; tipo do vaso de pressão; data de início e término da inspeção; tipo de inspeção executada; descrição dos exames e testes executados; resultado das inspeções e intervenções executadas; conclusões; recomendações e providências necessárias; data prevista para a próxima inspeção e nome legível com assinatura e número de registro do PH no conselho regional (CREA). Um Profissional Habilitado (PH) é aquele que tem competência legal para o exercício da profissão de engenheiro nas atividades referentes a projeto de construção, acompanhamento da operação e da manutenção, inspeção e supervisão de inspeção de caldeiras, vasos de pressão e tubulações, em conformidade com a regulamentação profissional vigente no País, sendo este Engenheiro Mecânico ou Naval, segundo resolução do CONFEA nº 218/73. Um PH deve ser registrado no CREA como responsável pela adequação e conformidade dos sistemas de vasos de pressão e tubulações em uma planta segundo os critérios da NR-13, sendo quem responde legalmente por esses sistemas. Tratando-se de navios e plataformas, mesmo que estrangeiras, a NR13 deve ser aplicada, conforme definição da NR-01, que define que todas as NRs devem ser seguidas onde há trabalhadores operando sob o regime de CLT. Para isso, o primeiro passo é atender os requerimentos básicos de identificação, segurança e documentação, além de categorizalos de acordo com a matriz de risco apresentada na figura 4-1, conforme mostrado anteriormente. Como se espera de uma inspeção baseada no risco a categoria do vaso irá definir como o mesmo será tratado nos planos de inspeção. 37

49 Porém, não é incomum que Drillships que precisam se adequar a NR-13 para operar no Brasil encontrem dificuldades para atender aos requerimentos da norma. Atender aos requisitos de identificação e segurança, apesar de ser trabalhoso é de solução óbvia. Porém, uma das maiores dificuldades apontadas por profissionais do ramo é a falta de rastreabilidade da documentação dos equipamentos (data book de fabricação), uma vez que é comum que o operador da unidade não os tenha. A falta dos registros de fabricação pode comprometer a análise técnica e elaboração do plano de inspeção dos equipamentos, bem como onerar o projeto de adequação à Norma Regulamentadora 13, entre outros requisitos. Quando não há rastreabilidade dos documentos relativos aos equipamentos, ou os mesmos são inexistentes, é necessário que um profissional Habilitado (PH) reconstitua o prontuário, sendo imprescindível a reconstituição das premissas de projeto, dos dados dos dispositivos de segurança e da memória de cálculo da PMTA, conforme item da norma. Para se reconstruir um prontuário de um vaso de pressão o PH precisará considerar uma premissa de projeto para o mesmo, como a ASME sec. VIII div. I. Para reconstruir a memória de cálculo da PMTA é necessário uma verificação do histórico do vaso e de suas características, sendo a PMTA dada, conforme a ASME, por: Onde: S = Tensão Admissível do Material; E = Coeficiente da Eficiência da Solda, e = Espessura Mínima e R = Raio interno do Cilindro O primeiro e mais importante item a ser verificado é o certificado do material do vaso. Este deve ser assinado por uma classificadora (DNV, ABS ou outra) ou o fabricante. No 38

50 caso de vasos iguais e o certificado conter apenas os números de séries de alguns desses vasos, o PH pode considerar os certificados para todo o grupo. Caso não seja encontrado o certificado, existem duas alternativas que podem ser consideradas: 1. A análise do material (PMI - Positive Material Identification) pode ser utilizada para determinação da liga ou, 2. A premissa de que o material do vaso é o aço grau A283 Grade C, o material mais básico e com as menores características de resistência mecânica, utilizado na confecção de vasos de pressão, conforme a ASME VIII seção II. Dessa forma estará utilizando o parâmetro mais conservador. É requisito da ASME VIII que os vasos de pressão que possuem tampos soldados necessitam ser radiografados para que seja assegurada a eficiência do processo de soldagem, nesses casos o coeficiente considerado é 1,0. Em casos que Mednão se tenha registro do processo de soldagem, o coeficiente de junta considerado para cálculos deve ser de 0.7. Caso não haja tampos soldados, é considerado coeficiente 1,0. Vale lembrar que a maior causa de reprovações/reduções de pressões de trabalho é a não existência de documentos que comprovem o processo de soldagem, quando existente, e o material utilizado para confecção do vaso, levando a considerar um material de tensão admissível menor que a real. Para efeito de verificação da espessura do vaso de pressão dois tipos de medição de espessura podem ser efetuados, o spot check, também chamado de medição por pontos, com aproximadamente 20 pontos de medições, incluindo sempre casco e tampo, ou então, varredura por ultrassom que também pode ser utilizada como substituição ao teste hidrostático por ensaio não destrutivo alternativo. Neste caso, o PH deverá certificar-se que o relatório terá explicitamente a realização da medição por varredura. Com a menor espessura obtida pode-se facilmente determinar o raio interno do cilindro e calcular a PMTA. Vale ressaltar que a PMTA não deve ser superior a pressão de projeto. Em posse de todas as informações necessárias já detalhadas, conforme solicitado, é possível a geração de uma base de dados que resulta na categoria de cada vaso, o que nos permite definir a periodicidade das inspeções. 39

51 Plano de Manutenção de Vasos de Pressão Segundo a NR-13 os vasos de pressão devem ser submetidos a inspeções de segurança inicial, periódica e extraordinária. A inspeção de segurança inicial deve ser realizada em vasos novos, antes de sua entrada em funcionamento, no local definitivo de instalação, devendo compreender exame interno e externo. É requisito que o vaso de pressão tenha sido submetido a um teste hidrostático, caso o mesmo não tenha sido feito durante a fabricação do mesmo, pode ser feito durante a inspeção de segurança inicial ou até a próxima data de inspeção interna. A inspeção de segurança periódica, constituída por exames externo e interno, e em alguns casos também testes hidrostáticos, quando já não feitos anteriormente durante a vida do vaso de pressão, devendo obedecer aos prazos máximos, mostrados abaixo, estabelecidos pela norma. Vale lembrar que o prazo real deverá ser estabelecido pelo PH em função da experiência anterior disponível, devendo ser contado a partir do último exame executado no vaso de pressão. Figure 4-5 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que não possuem sistema próprio de inspeção [10] 40

52 Figure 4-6 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que possuem sistema próprio de inspeção [10] A inspeção extraordinária é realizada nas seguintes oportunidades: sempre que o vaso de pressão for danificado por acidente ou outra ocorrência que comprometa sua segurança; quando o vaso de pressão for submetido a reparo ou alterações importantes, capazes de alterar sua condição de segurança; antes do vaso de pressão ser recolocado em funcionamento, quando permanecer inativo por mais de 12 (doze) meses; quando houver alteração do local de instalação do vaso de pressão, exceto para vasos móveis. Já para instrumentos de segurança (PSV e PRV) a norma estabelece que os mesmos devem ser desmontados, inspecionados e calibrados e mantidos em boas condições, sendo que a periodicidade não deve ser superior ao tempo de inspeção periódica dos vasos aos quais estão instalados. A periodicidade da dessas inspeções, de forma geral, é estabelecida no procedimento interno do dono da planta de processos. De acordo com profissionais do ramo, a calibração dos instrumentos é um dos aspectos mais trabalhosos de se atender. Pois, para retirar os equipamentos do sistema é necessário que o mesmo seja despressurizado, o que nem sempre é possível sem afetar a operação da sonda. Esse é um dos motivos de muitas vezes unidade que vem operar no Brasil precisarem de um tempo em shutdown e ir a um estaleiro para se adequar a NR-13, pois 41

53 é necessário incluir redundâncias nos sistemas de tubulações de forma a permitir que a remoção dos instrumentos seja feita sem maiores transtornos durante a operação. Quando as linhas dos sistemas pressurizados não foram projetadas tendo em mente requisições brasileiras e quando não é aceitável fazer tais modificações, é necessário que haja muito planejamento para permitir a remoção periódica de instrumentos durante a operação. É importante lembrar que, em casos de reparo e alterações no equipamento, o PH deve elaborar um Plano de Alteração e Reparo, contemplando o motivo do reparo, as técnicas utilizadas e incluindo esses dados no plano de RBI. Exame Externo Apesar de prever exames externos nos vasos de pressão, a NR-13 não especifica a abrangência da inspeção de segurança periódica bem como as técnicas a serem utilizadas, que deverão ser definidas pelo PH com base no histórico do vaso de pressão e nas normas técnicas vigentes. De acordo com a API Pressure Vessel Inspection Code:In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration, 9th Ed., Inspeções externas são realizadas para verificar a condição da superfície externa dos vasos, sistemas de isolamento, sistemas de pintura e revestimento, suportes, estrutura associada; e para verificar se há vazamentos, pontos quentes, vibração, espaço para dilatação e o alinhamento geral do vaso em seus suportes. Durante a inspeção externa, deve ser dada especial atenção dada as soldas utilizadas para fixar componentes (por exemplo, placas de reforço e grampos), para fissuras ou outros defeitos. De forma geral essas verificações podem ser feitas através da inspeção visual, dado que se tem acesso para isso. Caso contrário, técnicas alternativas precisam ser empregadas para verificar áreas de difícil acesso, como o uso de espelhos e boroscópios. É uma boa prática da indústria a utilização da técnica de ultrassom para medição de espessura da parede do vaso, acompanhando possíveis perdas de material. Caso visualmente o vaso não apresente boas condições, deve-se solicitar uma limpeza e remoção de tinta para que também através da técnica de Ultrassom possa-se verificar se houve perda de espessura nos pontos mais danificados externamente. Se não houver perda significativa, apenas a pintura deve ser recomendada. 42

54 Havendo perda de espessura, esse valor deve ser considerado como sendo o menor valor medido e por isso uma nova verificação da PMTA deve ser efetuada a fim de evitar informações falsas relativas a inspeção. Também é uma boa prática averiguar a situação da calibração dos instrumentos de segurança do vaso de pressão em sua inspeção externa, garantindo que os instrumentos estão sempre em conformidade. Exame Interno Assim como para os exames externos, os exames internos, apesar de previstos não são especificados na NR-13. Em seu glossário temos uma breve definição do que se trata, ao definir como: exame da superfície interna e de componentes internos de um equipamento, executado visualmente, com o emprego de ensaios e testes apropriados para avaliar sua integridade estrutural. A API 510 estabelece que uma inspeção interna deve se certificar dos bons estados das superfícies sobre pressão e procurar danos que não seriam identificados pela inspeção externa. De forma geral a inspeção interna é feita através do método de inspeção visual, podendo ser utilizados diversos aparelhos para auxiliar nesse método. A API 510 também sugere que outros ensaios como: líquido Penetrante e corrente parasita podem ser aplicados. Para vasos nos quais não seja fisicamente possível realizar a inspeção interna, o PH pode definir um ensaio alternativo para verificar a integridade do equipamento, como varredura por ultrassom, teste hidrostático e outros. São exemplos de vasos de pressão que não permitem o exame interno: Aqueles que não possuem bocas de visita ou aberturas que permitam a passagem de uma pessoa. Aqueles cujo diâmetro do casco não permite o acesso de uma pessoa. Trocadores de calor com espelho soldado ao casco, etc. Teste Hidrostático 43

55 A norma exige que seja feito ao menos um teste hidrostático durante a vida útil do vaso de pressão, aceitando o teste hidrostático feito durante a fabricação do equipamento. Caso não haja registro de tal inspeção, o mesmo deve ser executado na primeira oportunidade possível. O teste hidrostático pode ser feito com água a temperatura ambiente ou com o próprio fluido de trabalho do vaso, contanto que o mesmo seja Classe D. Vasos de Pressão Não-Enquadrados na NR-13 Segundo o item da NR-13 os tipos de vasos de pressão relacionados abaixo estão dispensados do cumprimento dos demais itens da Norma, devendo ser inspecionados sob a responsabilidade técnica de um PH, considerando recomendações do fabricante, códigos e normas nacionais ou internacionais a eles relacionados, bem como submetidos a manutenção. recipientes transportáveis, vasos de pressão destinados ao transporte de produtos, reservatórios portáteis de fluido comprimido e extintores de incêndio; recipientes transportáveis de gás liquefeito de petróleo GLP com volume interno menor do que 500 L (quinhentos litros) e certificados pelo INMETRO; vasos de pressão destinados à ocupação humana; vasos de pressão que façam parte de sistemas auxiliares de pacote de máquinas; vasos de pressão sujeitos apenas à condição de vácuo inferior a 5 (cinco) kpa, independente da classe do fluido contido; tanques e recipientes para armazenamento e estocagem de fluidos não enquadrados em normas e códigos de projeto relativos a vasos de pressão; vasos de pressão com diâmetro interno inferior a 150 mm (cento e cinquenta milímetros) para fluidos das classes B, C e D, e cujo produto P.V seja superior a 8 (oito), onde P é a pressão máxima de operação em kpa, em módulo, e V o seu volume interno em m³; vasos intimamente ligados a equipamentos rotativos ou alternativos, pois entendese que, além dos esforços de pressão, estes equipamentos estão sujeitos a esforços dinâmicos que poderão provocar fadiga, corrosão fadiga, etc. Entende-se que tais vasos sejam cobertos por normas específicas mais rigorosas que a NR

56 Quando tratamos de algum item listado a cima, não há uma diretriz clara por parte da NR- 13 de como o gerenciamento de integridade do mesmo deve ser tratado, ficando a cargo do PH definir como tal será feito. Nesses casos, os equipamentos são inseridos no plano de RBI, onde a partir da análise de risco do vaso de pressão e da sua criticidade o Profissional Habilitado irá determinar a periodicidade e abrangência das inspeções periódicas, com base em sua experiência e recomendações do fabricante e regulamentações. Conforme explicado anteriormente, a inspeção baseada no risco (RBI) é um processo iterativo e, a partir dos dados coletados sobre o equipamento ao longo de sua operação e o resultado das inspeções periódicas, os planos de inspeção e manutenção são modificados, de forma a melhor garantir a integridade do equipamento. 4.2 Tubulações Para efeitos de gerenciamento de integridade e normativas a serem cumpridas, as tubulações, assim como os vasos de pressão, podem ser classificadas naqueles enquadrados na Norma Regulamentadora 13, e sujeitos a suas requisições, e naqueles que não estão enquadrados na mesma. No entanto, diferente de quando falamos de vasos de pressão, a maioria dos sistemas de tubulação em um Navio Sonda não estão entre aqueles especificados pela norma brasileira e seu gerenciamento de integridade é feito pelo programa de RBI estabelecido. Nesses casos, o gerenciamento de integridade se apoia de normativas e boas práticas internacionais, como a API 570, que trata de inspeção, manutenção e reparos de tubulações em serviço. Tubulações Enquadradas na NR-13 São enquadrados na NR-13 tubulações ou sistemas de tubulação interligados a caldeiras ou vasos de pressão, enquadrados na norma, que contenham fluidos de classe A ou B conforme mostrado anteriormente. Vale lembrar que a norma abre margem para que o PH enquadre sistemas inteiros ou apenas linhas, conforme o seu entendimento técnico e necessidade da planta, e é possível que apenas alguns trechos de um sistema estejam enquadrado na norma. 45

57 Trechos de linhas tipicamente enquadrados como NR-13 são os que estão ligados aos de gaseificadores da planta de processos de lama ou aos ligados ao sistema de árvore de natal molhada. Segundo a NR-13, as empresas que possuem tubulações e sistemas de tubulações enquadradas nesta norma devem possuir um programa e um plano de inspeção que considere, no mínimo, as variáveis, condições e premissas descritas abaixo: os fluidos transportados; a pressão de trabalho; a temperatura de trabalho; os mecanismos de danos previsíveis; as consequências para os trabalhadores, instalações e meio ambiente trazidas por possíveis falhas das tubulações. Vemos que todas essas variáveis seriam levantadas em um programa de RBI padrão e consideradas nas análises de risco quantitativas e qualitativas. Porém, diferente de como faz para vasos de pressão, a NR-13 não determina uma matriz de risco especifica que deva ser adotada, cabendo ao responsável pelo plano de manutenção desses sistemas elabora-la. É estabelecido pela norma brasileira que tubulações ou sistemas de tubulação devem possuir dispositivos de segurança e indicadores de pressão de operação, conforme os critérios do código de projeto utilizado, ou em atendimento às recomendações de estudo de análises de cenários de falhas. Além disso, os sistemas de tubulação devem ser identificáveis segundo padronização formalmente instituída pelo estabelecimento, e sinalizadas conforme a Norma Regulamentadora n.º 26. Além dos requisitos que afetam a estrutura e funcionalidade do vaso de pressão, faz-se necessária, também a documentação do sistema, devidamente atualizada. A documentação compreende: especificações aplicáveis às tubulações ou sistemas, necessárias ao planejamento e execução da sua inspeção; fluxograma de engenharia com a identificação da linha e seus acessórios; projeto de alteração ou reparo sempre que as condições de projeto forem modificadas e sempre que forem realizados reparos que possam comprometer a 46

58 segurança. Lembrando que os projetos de alterações ou reparo devem ser concebidos ou aprovados por PH; determinar materiais, procedimentos de execução, controle de qualidade e qualificação de pessoal; ser divulgados para os empregados do estabelecimento que estão envolvidos com o equipamento. relatórios de inspeção que contenham identificação da(s) linha(s) ou sistema de tubulação; fluidos de serviço da tubulação, e respectivas temperatura e pressão de operação; tipo de inspeção executada; data de início e de término da inspeção; descrição das inspeções, exames e testes executados; registro fotográfico da localização das anomalias significativas detectadas no exame externo da tubulação; resultado das inspeções e intervenções executadas; recomendações e providências necessárias; parecer conclusivo quanto à integridade da tubulação, do sistema de tubulação ou da linha até a próxima inspeção; data prevista para a próxima inspeção de segurança; nome legível, assinatura e número do registro no conselho profissional do PH e nome legível e assinatura de técnicos que participaram da inspeção. Assim como para os Vasos de pressão, se o prontuário for inexistente ou extraviado, deve ser reconstituído por PH, em processo similar ao explicado anteriormente, que envolve o estabelecimento de premissas e determinação de especificações a partir das mesmas. Plano de Manutenção de Tubulações segundo NR-13 Segundo a NR-13 os sistemas de tubulação devem ser submetidos a inspeções de segurança inicial, periódica e extraordinária. A inspeção inicial é feita logo após a instalação da tubulação, em local de operação. As inspeções periódicas têm periodicidade máxima igual ao prazo máximo de inspeção interna do Vaso de Pressão ou caldeira mais críticos ligados a eles. Como dito anteriormente, a critério do PH, o programa de inspeção pode ser elaborado por tubulação, linha ou por sistema. No caso de programação por sistema, o intervalo a ser adotado deve ser correspondente ao da sua linha mais crítica. Os intervalos também podem ser alterados conforme recomendação do PH, desde que embasados tecnicamente. Já as inspeções extraordinárias devem ser feitas quando: 47

59 sempre que a tubulação for danificada por acidente ou outra ocorrência que comprometa a segurança dos trabalhadores; quando a tubulação for submetida a reparo provisório ou alterações significativas, capazes de alterar sua capacidade de contenção de fluído; antes da tubulação ser recolocada em funcionamento, quando permanecer inativa por mais de 24 (vinte e quatro) meses. A abrangência e o método das inspeções são definidos por PH, de forma que permitam uma avaliação da sua integridade estrutural de acordo com normas e códigos aplicáveis. A seguir, quando tratar dos sistemas não enquadrados em NR-13, será discutido a abrangência e métodos recomendados pela API 570 e que podem ser aplicados nesse contexto. Tubulações Não-Enquadradas na NR-13 Basicamente todos os sistemas de tubulação que requerem gerenciamento de integridade são levados em consideração no plano de RBI em um Navio Sonda. Na prática, pode-se dizer que mesmo os trechos incluídos na NR-13 estão incluídos no programa de RBI (no que tange a como os seus planos de inspeção são tratados), tendo em adição alguns requerimentos. Conforme explicado anteriormente, um plano de RBI vai categorizar os diversos sistemas em potenciais de risco, através do estudo da sua probabilidade de falha e consequências, e a partir dessa classificação vai determinar os intervalos de inspeção e a abrangência dos exames/inspeções. No estudo da probabilidade de falha de uma tubulação deve-se levantar, por exemplo, os principais mecanismos de danos a tubulação, e a capacidade de identificar a ocorrência desses eventos. Informações como os parâmetros de construção das linhas (material, design, códigos aplicados e etc.) histórico de operação do equipamento e histórico de manutenção e falhas vão servir como base para esse estudo. Já no estudo da consequência deve-se considerar os potenciais incidentes que podem ocorrer como resultado da liberação de fluido, o tamanho de uma possível liberação e o tipo de uma possível liberação (inclui explosão, incêndio ou exposição tóxica). A avaliação também deve determinar os possíveis resultados que podem ocorrem como resultado da liberação de 48

60 fluidos ou danos ao equipamento, que podem incluir: efeitos à saúde, impacto ambiental, danos adicionais ao equipamento e tempo de inatividade ou lentidão do processo. O plano de RBI é iterativo e a partir dos dados coletados na operação do equipamento e das inspeções periódicas os intervalos e abrangência das inspeções são atualizados. Por esse motivo é fundamental também o bom registro de documentos como informações de fabricação, relatórios de inspeção, histórico de operação e etc. Plano de Manutenção de Tubulações Um plano de inspeção de um sistema de tubulação deve incluir informações como: o tipo de inspeções necessárias (Interna, externa, teste de pressão) e as técnicas e locais de ensaios não-destrutivos a serem aplicados; a periodicidade das inspeções; determinar os requerimentos de um teste de pressão, caso aplicável; descrever os reparos a serem feitos no equipamento, caso conhecidos; Descrever os tipos de danos conhecidos ou antecipados no equipamento e possíveis medidas mitigatórias; Inspeções internas não são comuns em inspeções periódicas de tubulações, devido a dificuldade de acesso. Quando possível desmontar a tubulação, se deve verificar a condição dos parafusos e conexões dos flanges e se verifica a condição interna dos tubos através de inspeção visual e outros ensaios não destrutivos, como líquido penetrante e partícula magnética. Testes de pressão também não são comuns em inspeções periódicas, sendo necessários quando se faz alterações ou reparos e na instalação da tubulação. Esses testes são executados em todo o sistema e requerem uma parada na operação. Testes de serviço e/ ou testes de pressão mais baixos, usados apenas para o aperto dos sistemas de tubulação, pode ser conduzido em pressões designadas pelo proprietário / usuário da planta. As inspeções externas são as mais aplicáveis em inspeções periódicas e é recomendado que se realizem as inspeções com a tubulação on-stream, operando, realizando diversos ensaios não destrutivos externos que vão buscar identificar os métodos de falha apontados no estudo de risco. Apesar das inspeções externas possuírem limitações inerentes como a 49

61 falta de acesso ao interior do equipamento, as diversas técnicas podem fornecer um bom acompanhamento da integridade do sistema. Os principais ensaios não destrutivos externos mais usuais em tubulações são: Inspeção visual externa: Serve para determinar a condição do lado de fora da tubulação, sistema de isolamento, sistemas de pintura e revestimento, conexões, suportes e equipamentos associado; e verificar sinais de desalinhamento, vibração e vazamento. Especial atenção deve ser dada às soldagens de acessórios (por exemplo, placas e clipes) procurando rachaduras, corrosão ou outros defeitos. Quando pontos de corrosão forem encontrados ensaios não destrutivos adicionais devem ser realizados, como medição de espessura, para averiguar a abrangência da corrosão e os devidos reparos devem ser aplicados. Medição de espessura por ultrassom: Medições de espessura são obtidas para verificar a espessura dos componentes da tubulação. Esses dados são usados para calcular taxas de corrosão, dadas em mm/ano, e a vida útil restante do sistema de tubulação. Essas medições são tiradas enquanto a tubulação está operando, sendo uma boa ferramenta para monitorar a corrosão e avaliar possíveis danos devido a mudanças no processo ou operacionais. É fundamental durante o planejamento do plano de inspeção determinar as áreas que devem passar pela medição de espessura e ensaios não destrutivos adicionais, uma tubulação pode ter centenas de metros de comprimento e é impraticável inspecionar tudo. Esses trechos, conhecidos como CML (Condition monitoring location), devem ser definidos baseados em potenciais mecanismos de danos como pontos sujeitos a maiores cargas, a maior perda de espessura (curvas, reduções de diâmetro e conexões), alta temperatura e etc. Sistemas de tubulação que se espera ter maiores taxas de corrosão vão ter mais CMLs, principalmente em pontos sujeitos a perda de material localizada, devido a efeitos abrasivos e corrosivas. Esses pontos devem ser definidos de forma a ficarem distribuídos ao longo de toda a tubulação, de forma a serem uma amostra válida da linha como um todo. Já em sistemas onde não se espera uma perda de espessura ou a mesma não é localizada, por motivos como o tipo do fluido, poucos trechos curvos ou reduções e uma consequência pouco grave de vazamento, a definição dessas áreas pode ser reduzida ou até zerada. Na figura 4-7 temos a determinação das CMLs em um trecho do sistema de lama de alta pressão do Navio Sonda West Tellus. Note que as áreas são 50

62 definidas em trechos mais suscetíveis a perda de material, como curvas (ou a jusante de curvas quando as mesmas possuem reforço) e após conexões. Figure 4-7 CMLs de um trecho do sistema de lama de alta pressão (em vermelho). [Arquivo do autor] É importante ressaltar que espessura mínima medida não deve ser menor que a espessura de projeto ou a espessura estrutural mínima, sendo que em sistemas de alto risco um valor mais conservador deve ser utilizado. Se a espessura mínima for atingida um reparo é necessário, conforme será discutido posteriormente. A inspeção das soldas de tubulações também pode ser incluída no plano de inspeção, porém como essas já passam por verificações de qualidade na sua fabricação, é comum que só se realize esse tipo de ensaio quando há alterações ou reparos na linha, ou no caso de alguma avaria. Nesses casos métodos como radiografia e ultrassom podem ser utilizados, e é recomendável que o critério de aceitação seja o mesmo utilizado pelo fabricante da tubulação. Os intervalos de inspeção serão estabelecidos a partir do programa de RBI, sistemas mais críticos terão intervalos menores, enquanto sistemas de baixo risco podem ter os períodos entre as inspeções estendidos. Vale ressaltar que os diferentes pontos dentro de um mesmo sistema podem ter diferentes intervalos de inspeção, um ponto sujeito a altas taxas de corrosão local pode ser inspecionado anualmente, enquanto um ponto de trecho reto, 51