INFLUÊNCIA DA RIGIDEZ À FLEXÃO DE DUTO FLEXÍVEL NA INSTALAÇÃO DE MÓDULOS DE CONEXÃO VERTICAL EM ÁGUAS PROFUNDAS. Volney Soares Lopes

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1 INFLUÊNCIA DA RIGIDEZ À FLEXÃO DE DUTO FLEXÍVEL NA INSTALAÇÃO DE MÓDULOS DE CONEXÃO VERTICAL EM ÁGUAS PROFUNDAS Volney Soares Lopes TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA OCEÂNICA. Aprovada por: Prof. Murilo Augusto Vaz, Ph.D. Prof. Antonio Carlos Fernandes, Ph.D. Eng. Ivan Carlos Pimentel da Cruz, D.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL MAIO DE 2005

2 LOPES, VOLNEY SOARES Influência da Rigidez à Flexão de Duto Flexível Na Instalação de Módulos de Conexão Vertical em Águas Profundas [Rio de Janeiro] 2005 X, 107p., 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia Oceânica, 2005) Tese Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE 1. Flexão em Dutos Flexíveis 2. Instalação de Dutos Flexíveis I. COPPE/UFRJ II. Título (série) ii

3 Este trabalho é dedicado a todos que contribuem com a pesquisa no Brasil. Pois, só através da pesquisa atingiremos o pleno desenvolvimento tecnológico e nos tornaremos uma grande nação. iii

4 AGRADECIMENTOS Ao professor Murilo Augusto Vaz, pela orientação, compreensão e apoio, fundamentais na elaboração deste trabalho. Ao engenheiro Cezar Augusto Silva Paulo, gerente de Tecnologia Submarina do CENPES/PDP/TS, pela oportunidade e apoio à conclusão deste curso de mestrado. Aos engenheiros Luis Antonio Lobianco, Eduardo Vardaro, Maxwell Brandão, Anderson Barata Custódio, e Carlos Alberto Duarte de Lemos, pelo apoio e conhecimento que me foi compartilhado. Ao Dr. Ivan Cruz, pela fundamental contribuição para o enriquecimento deste trabalho. A todos os demais colegas da Tecnologia Submarina do CENPES, pelo apoio e amizade. A todos os demais professores do PEnO, pela dedicação no desempenho de suas atividades. Às secretárias da Oceânica e Naval, e Glacê, Suely Klajman e Nilda pela atenção e dedicação que dispensam aos alunos. A Larissa pelo apoio e compreensão nesses dias difíceis ao meu lado. Em especial, a Deus e a minha mãe Conceição, simplesmente por tudo. iv

5 Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.) INFLUÊNCIA DA RIGIDEZ À FLEXÃO DE DUTO FLEXÍVEL NA INSTALAÇÃO DE MÓDULOS DE CONEXÃO VERTICAL EM ÁGUAS PROFUNDAS Volney Soares Lopes Maio / 2005 Orientador: Murilo Augusto Vaz Programa: Engenharia Oceânica Este trabalho apresenta um estudo sobre a influência da baixa temperatura e da elevada pressão hidrostática no comportamento de um duto flexível durante sua instalação em um equipamento submarino através de módulo de conexão vertical (MCV). Esta combinação de temperatura e pressão é encontrada em grandes lâminas d água, na bacia de Campos. Estes dois fatores contribuem para o aumento considerável da rigidez à flexão do duto flexível, e podendo assim, dificultar sua conexão em equipamentos submarinos. Dessa forma, um estudo preliminar sobre o comportamento do duto e, possivelmente pequenas adaptações no projeto, pode reduzir os problemas durante a instalação. v

6 Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.) THE INFLUENCE OF THE BENDING STIFFNESS OF FLEXIBLE PIPES DURING INSTALLATION OF VERTICAL CONNECTION MODULES IN DEEP WATER Volney Soares Lopes May / 2005 Advisor: Murilo Augusto Vaz Department: Ocean Engineering This work presents a study about the influence of low temperature and high hydrostatic pressure on the behavior of flexible pipes during installation on submarine equipments with Vertical Connection Module. This combination of temperature and pressure are commonly found in deep water, in Campos basin. These factors lead to an increase of the bend stiffness in flexible pipes, and consequently these connections to submarine equipments may become more difficult. So, a preliminary study about the behavior of the pipe may reduce problems during installation. vi

7 ÍNDICE I. INTRODUÇÃO 01 I.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS 01 I.2 REVISÃO DA LITERATURA 0 2 I.2.1 HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO OFFSHORE 2 I.2.2 UNIDADES ESTACIONÁRIAS DE PRODUÇÃO (UEP) 4 I.2.3 ÁRVORES DE NATAL 12 I.2.4 MANIFOLD 18 I.2.5 PIPELINE END TERNIMAL (PLET) 20 I.2.6 DUTOS FLEXÍVEIS 20 I.2.7 SISTEMAS DE CONEXÃO 31 II. COMPORTAMENTO DO DUTO SUJEITO A CARGAS DE FLEXÃO 42 II.1 CAMADAS CILÍNDRICAS POLIMÉRICAS 43 II.2 CAMADAS HELICOIDAIS OU ARMADURAS METÁLICAS 44 II.2.1 COMPORTAMENTO ANTES DO ESCORREGAMENTO 44 II.2.2 COMPORTAMENTO ANTES DO ESCORREGAMENTO 48 II.2.3 MECANISMO DE PROPAGAÇÃO DO ESCORREGAMENTO 51 II.2.4 CASOS EXTREMOS DE CAMADAS HELICOIDAIS 55 III. ANÁLISE DE INSTALAÇÃO DE DUTO FLEXÍVEL COM MCV 57 III.1 DUTO FLEXÍVEL 57 III.1.1 CÁLCULO DA RIGIDEZ DO DUTO E CURVTURA 60 III.2 RESTRITOR DE CURVATURA 67 III.3 CONECTOR 70 III.4 MÓDULO DE CONEXÃO VERTICAL (MCV) 71 III.5 CABO DE AÇO 72 III.6 SIMULAÇÕES REALIZADAS 72 III.6.1 CONEXÃO DE PRIMEIRA EXTREMIDADE 73 III.6.2 CONEXÃO DE PRIMEIRA EXTREMIDADE 84 IV. CONCLUSÃO 95 REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS 98 ANEXO A - MODELO MATEMÁTICO 100 vii

8 GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS UTILIZADOS Nesta seção são listados, em ordem alfabética, os termos técnicos específicos que foram utilizados ao longo deste estudo. ANM Árvore de Natal Molhada. Árvore de natal - Equipamento instalado na cabeça-de-poço ( wellhead ), que tem a finalidade de interligar as tubulações internas e externas ao poço, e de permitir o controle do fluxo de fluidos através dele. BAP Base Adaptadora de Produção. Base que se assenta sobre a cabeça do poço e onde a árvore de natal se encaixa. BAT Base de Abandono Temporária. Base para suporte do MCV, quando há necessidade deste permanecer repousado no solo marinho. Bundle - Conjunto de mangueiras hidráulicas unidas de forma a formar um umbilical empacotado e configurável. Chokes Válvula de controle de vazão utilizada em equipamentos submarinos. DP Sistema de Posicionamento Dinâmico. Permite a uma embarcação permanecer em uma coordenada sem utilização de ancoragem. Flowline Trecho estático de duto que fica em repouso no solo marinho. FPSO - Floating, Production, Storage and Offloading vessel. Navio de produção e estocagem de petróleo. FRAES Programa de análise local dutos flexíveis de uso interno PETROBRAS. FSO - Floating, Storage and Offloading Vessel. Navio de estocagem de petróleo. Gas-lift - Método de elevação artificial de petróleo em poços sem condições de surgência natural. Heave Movimento na direção vertical de uma embarcação devido à ação das ondas. Em português, embora pouco utilizado, se denomina movimento de afundamento. viii

9 Jumper Trecho relativamente curto de duto que serve como elemento de interligação entre equipamentos ou outros dutos. LDA Lâmina D Água. Profundidade medida da superfície até o fundo do mar. Linha Denominação dada ao duto com seus acessórios, como conectores, restritores de curvatura, flutuadores etc. Manifold Coletor. Conjunto de tubos interligando diversas linhas de chegada com uma ou mais saídas, contendo válvulas e instrumentos para o controle do fluxo de fluidos. MBR Raio Mínimo de Curvatura que um duto flexível pode ser curvado sem sofrer danos estruturais. MCV Módulo de Conexão Vertical. Utilizado para conexão de dutos flexíveis a equipamentos submarinos. Offshore Do inglês, fora da costa, ou seja, afastado da terra ou continente. Comumente refere-se ao que está no mar. ORCAFLEX Programa de análise global para dutos. PLET Pipeline End Termination. Equipamento utilizado para interligação de dutos flexíveis a dutos rígidos. Riser Trecho dinâmico de duto. É o trecho que fica suspenso entre o solo marinho e a unidade de produção. ROV Veículo de Operação Remota, dotado de câmeras, manipuladores capazes de acionar manoplas para acionamento de equipamentos submarinos. TDP Touchdown Point. Ponto onde o riser inicia o contato com o solo. TLP Tension Leg Platform. Turret Torre giratória encontrada em alguns FPSO e FSO, por onde a ancoragem é feita e os risers chegam à plataforma, que permite que a embarcação capacidade de girar em torno de si, de acordo com as condições de correntes, vento e ondas. UEP Unidade Estacionária de Produção. Normalmente plataformas de produção. ix

10 Umbilical São linhas eletro-hidráulicas que ligam equipamentos às plataformas, para transmissão de potência, sinais de controle e fluido hidráulico para acionamento de algum mecanismo, normalmente abertura ou fechamento de válvulas. VIV Vibração Induzida por Vórtices, ou em inglês, Vortex Induced Vibration. Well Do inglês, Poço. x

11 CAPÍTULO I INTRODUÇÃO I.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS Devido a descobertas de óleo e gás em lâminas d água cada vez mais profundas, as unidades de produção que até então eram fixas no solo marinho, passaram a ser flutuantes. A partir desse momento, os dutos flexíveis ganharam espaço rapidamente devido sua maior capacidade de absorver grandes curvaturas, mantendo sua rigidez axial e integridade. Dutos flexíveis são muito utilizados como flowlines e outros sistemas auxiliares, mas a conexão entre o solo marinho e a plataforma de produção, conhecido como riser é o trecho que merece maior estudo, devido sua criticidade. O transporte e instalação de dutos flexíveis são facilitados por sua flexibilidade, podendo ser facilmente enrolados e transportados. Hoje, no Brasil, cerca de 3000 km de dutos flexíveis estão instalados. Cerca de 25 % do custo de desenvolvimento de um campo se deve aos dutos. A instalação de dutos flexíveis, se comparada a dutos rígidos, é bastante simplificada devido sua flexibilidade e menor peso linear. Mas alguns problemas durante a instalação em águas profundas são facilmente encontrados, devido ao não total conhecimento das propriedades do duto nas condições reais no momento de seu lançamento. Em águas muito profundas tem-se uma coluna hidrostática que age sobre a estrutura do duto, causando interação entre suas camadas, possivelmente aumentando o contato entre elas, e assim o atrito. A baixa temperatura normalmente encontrada em regiões próximas ao leito marinho também é um fator complicador que altera a rigidez a flexão do duto, podendo causar situação inesperada para a equipe de instalação. Esse tipo de problema não é muito incomum que não mereça um estudo como este, pois como será demonstrado ao longo deste trabalho, uma rigidez maior que a esperada pode tornar muito difícil a instalação e comprometer a integridade do duto. Através de modelo analítico e análise com programas de análise global de dutos flexíveis, foi simulado a instalação de dutos em equipamentos submarinos através de módulo de conexão vertical que foi tomado com o exemplo de aplicação nesse estudo. 1

12 Para que possa haver certo nivelamento de conhecimentos, será apresentada uma revisão sobre alguns temas que serão abordados neste estudo, como unidades de produção, sistemas e arranjos submarinos, equipamentos e dutos flexíveis submarinos. I.2 REVISÃO DA LITERATURA Neste capítulo serão apresentadas algumas informações sobre equipamentos utilizados na indústria de produção de petróleo. Conceitos básicos serão abordados sem muito aprofundamento para não se fugir do escopo do trabalho. I.2.1 HISTÓRICO DA EXPLORAÇÃO OFFSHORE Segundo Thomas, em ref. [1], com o avanço da exploração de petróleo para o mar, houve uma necessidade de se transportar os equipamentos de exploração e produção para atividade offshore. O início se deu com a utilização de plataformas fixas (figura 1.1) nas quais os equipamentos de completação eram localizados na própria plataforma, na superfície, denominada completação seca. Fig.1.1 Início da exploração offshore. Com a necessidade de expansão para regiões mais profundas, começaram a surgir conceitos de unidades de produção flutuantes, que utilizavam equipamentos de completação submarinos. Com a constante evolução que poucas indústrias conseguem, 2

13 hoje existem conceitos de plataformas flutuantes que utilizam completação seca, que serão abordadas mais adiante. Um conceito de completação que surgiu no Brasil na década de 70, no início da produção offshore na Bacia de Campos, foi o de manifold atmosférico, que consta na figuras 1.2 e 1.3. Instalado no Campo de Garoupa, este manifold era montado dentro de uma câmara atmosférica. Para realizar o acionamento das válvulas era necessária a descida de um mergulhador em um sino atmosférico de intervenção, que era acoplado a uma porta superior da câmara do manifold. O mergulhador tinha acesso ao interior da câmara que dessa forma era mantida seca e com pressão atmosférica. Fig. 1.2 Manifold atmosférico. Fig. 1.3 Sino atmosférico de intervenção. 3

14 Um conceito semelhante foi utilizado para proteger a árvore de natal e mantê-la à pressão atmosférica, denominado de well cellar, ou compartimento de proteção de poço (fig.1.4). O acionamento da árvore de natal era feito de forma semelhante ao manifold atmosférico, através de mergulhadores em sino atmosférico. Fig.1.4 Foto e desenho esquemático do well cellar ou câmara de proteção da árvore de natal. Pouco tempo depois surgiram os equipamentos submarinos denominados de molhados. Os primeiros foram do tipo diver operated (operados por mergulhadores), comumente chamados apenas de DO. Com a evolução e o aumento da profundidade, surgiram os equipamentos diverless, ou DL (sem mergulhadores). O limite para mergulho é de 300 metros, respirando misturas artificiais como heliox, oxigênio diluído em gás hélio. Mesmo sendo possível alcançar tal profundidade, hoje no Brasil se dá preferência a equipamentos do tipo diverless mesmo em profundidades menores, por questão de segurança dos mergulhadores. A seguir será feita uma abordagem mais detalhada sobre sistemas de produção, equipamentos e arranjos submarinos. I.2.2 UNIDADES ESTACIONÁRIAS DE PRODUÇÃO (UEP) Neste item, serão destacadas algumas peculiaridades sobre cada tipo de unidade estacionária de produção (UEP), popularmente chamadas de plataformas, suas restrições 4

15 e vantagens. As UEPs normalmente possuem planta para tratamento primário do petróleo. Este tratamento primário tem como objetivo a separação de óleo, água e gás. Alguns tipos de plataforma não possuem capacidade de armazenamento, podendo trabalhar associada à outra plataforma para estocagem, normalmente um FSO, que será comentado adiante. Uma vez separados, o óleo pode seguir para exportação através de oleoduto ou para armazenamento em um FSO para posterior transferência para navio de transporte, comumente chamado de navio aliviador. Essa operação de transferência de óleo para um navio aliviador é denominada offloading, ou seja, descarga. A água separada deve passar por um tratamento mínimo para ser descartada no mar em condições que não prejudiquem o meio ambiente. Quanto ao gás separado, este pode ser exportado através de gasoduto ou descartado através de queima na plataforma. Parte dele pode ser utilizada na geração de energia para a própria plataforma. PLATAFORMA TIPO JAQUETA (fig.1.5) Possuem estruturas treliçadas, normalmente tubulares com proteção catódica, fixas ao solo através de estacas. Normalmente são utilizadas em laminas d água de até 200 metros, mas em casos especiais podem chegar a 400 metros. Por ser fixa no solo marinho pode ter completação seca, ou seja, árvore de natal localizada na plataforma, acima da superfície do mar. Normalmente não possuem capacidade de armazenamento, sendo sua produção escoada diretamente por oleoduto. Possui baixa flexibilidade de explotação e deve haver inspeção rígida na jaqueta. Fig. 1.5 Montagem da Plataforma de Vermelho 1, na Bacia de Campos. 5

16 FPSO E FSO A unidade de produção do tipo Floating, Production, Storage and Offloading vessel, como na figuras 1.6 e 1.7, é um sistema flutuante monocasco (navio) com planta de processo, tanques de armazenamento e sistema de transferência (alívio) de óleo para outra embarcação ou para um oleoduto. O FPSO tem se mostrado como uma boa alternativa para antecipação de produção devido à necessidade de menor infraestrutura, pois além de dispensar o uso de FSO, também dispensa a necessidade de oleoduto para escoamento da produção, que pode ser realizada por navio aliviador. No mercado são encontradas embarcações viáveis à transformação em FPSO. Fig. 1.6 FPSO com turret e ancoragem em ponto único. Fig. 1.7 FPSO sem turret, ancoragem em pontos múltiplos. Seu sistema de ancoragem pode ser em ponto único (single point mooring), quando possuir turret (fig.1.6), ou pontos múltiplos, denominado spread mooring 6

17 (fig.1.7). O turret permite que a embarcação gire em torno do sistema de ancoragem e dos risers, que permanecem estacionários em relação ao solo marinho. O FSO é semelhante ao FPSO, com exceção da planta de processo que este não possui. A utilização de FSO sempre ocorre associada a uma unidade de produção que não possui capacidade de armazenamento, sendo esta sua principal função. PLATAFORMA SEMI-SUBMERSÍVEL Como o aumento da lâmina d água o apoio de plataformas no fundo do mar se tornou proibitivo. O conceito de plataforma semi-submersível, como da figura 1.8, foi originalmente utilizado em plataformas de perfuração, pois havia a necessidade de que houvesse certa mobilidade da sonda. Ao se converter uma semi-submersível para ser utilizada para produção, normalmente o número de flutuadores é aumentado para que a plataforma possa abrigar plantas de processo e um elevado número de risers pendurados a ela. Normalmente as plataformas de produção semi-submersíveis são mantidas fixas por meio de ancoras cravadas no solo, mesmo em águas ultraprofundas. Embora haja plataformas dotadas de sistema de posicionamento dinâmico (DP), estas são utilizadas em sua grande maioria como unidade de perfuração e intervenção em poço, pois este sistema possibilita maior mobilidade da plataforma. O posicionamento dinâmico é feito através de propulsores localizados nos flutuadores da plataforma, coordenados por um sistema de computação que recebe sinais externos (satélites e sistemas hidroacústicos) que indicam e mantêm suas coordenadas através da variação da velocidade ou angulação das hélices dos propulsores. O sistema de posicionamento dinâmico é um sistema de propulsão gerenciado por um programa de coordenadas, permitindo assim, que a embarcação compense as forças de deslocamento que agem sobre ela. Uma grande vantagem de uma plataforma semi-submersível é o fato de poder mudar de locação. Mas em compensação possuem irrelevante capacidade de armazenamento, pois é muito sensível à variação de peso no convés, dessa forma é comum a utilização de um FSO para receber a produção de óleo. Apesar de possuir menores movimentos se comparado a um FPSO, ainda é necessário a utilização de árvore de natal submarina, ou seja, completação molhada. 7

18 Fig. 1.8 Transporte a seco de uma plataforma semi-submersível. PLATAFORMA AUTO-ELEVATÓRIA As plataformas auto-elevatórias (fig.1.9) são basicamente constituídas de uma balsa equipada com estruturas de apoio ou pernas, que ao serem acionadas mecânica ou hidraulicamente movimentam-se para baixo até atingirem o solo marinho. A partir daí, se inicia sua elevação acima do nível da água fora da ação das ondas. Fig. 1.9 Plataforma auto-elevatória. 8

19 Normalmente são utilizadas para perfuração de poços em águas rasas (até 100 metros), mas nada impede que seja utilizada para produção. Possuem baixo custo de operação, boa mobilidade e por trabalharem fixas no solo marinho, não necessita compensador de movimentos, ou seja, não possuem movimento de heave ou afundamento, provocado pelas ondas. São transportadas até a locação por rebocadores ou possuem propulsão própria. PLATAFORMA TENSION LEG (TLP) Sua estrutura é bastante similar de uma semi-submersível, sendo que sua ancoragem é feita por tendões verticais tracionados. Uma vez fixados os tendões, a plataforma tem seu lastro reduzido, aumentando seu empuxo, causando assim, o aumento da tensão nos tendões e mantendo a plataforma com reduzidos níveis de movimentos. Os tendões são estruturas tubulares estaqueadas no solo marinho e por sua configuração, as TLP, como da figura 1.10, possuem raio de ancoragem nulo, o que pode ser bastante interessante em locais com excesso de obstáculos no fundo do mar. No Brasil ainda não há nenhuma TLP em operação, pois até então este tipo de plataforma havia sido preterida em estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE). Fig Plataforma TLP. 9

20 PLATAFORMA SPAR BUOY Este tipo de plataforma é derivado do conceito de semi-submersível, com um sistema de flutuação modificado para uma única coluna. Devido à sua geometria possui reduzido movimento de heave, podendo dessa forma utilizar completação seca. Em compensação deve haver um estudo de vibrações induzidas por vórtices (VIV). O sistema de ancoragem da plataforma spar (fig. 1.11) é semelhante ao de uma semi-submersível. A instalação se dá de forma semelhante à de uma plataforma jaqueta, sendo primeiramente instalada a coluna e posteriormente por meio de guindaste, o convés. No Brasil, ainda não há plataforma deste tipo em operação por razões econômicas, para nossos cenários. Fig Plataforma do tipo spar buoy. TORRE COMPLACENTE (fig. 1.12) Plataformas deste tipo são muito semelhantes às jaquetas, porém são mais esbeltas e capazes de operar em lâminas d água de até 400 metros. Possuem movimentos um pouco maiores que às jaquetas. 10

21 PLATAFORMAS DE CONCRETO As plataformas de concreto, como os exemplos da figura 1.13, são muito utilizadas no mar do Norte, onde as profundidades não são grandes e as condições ambientais são severas. No Brasil, há algumas plataformas deste tipo instaladas na bacia Potiguar. Fig Plataforma tipo torre complacente. Fig Plataformas de concreto. 11

22 NAVIOS COM DP (fig. 1.14) Eventualmente, um navio com sistema de posicionamento dinâmico (DP, do inglês dynamic position) pode trabalhar produzindo petróleo, embora seja mais utilizado para perfuração e completação. Isso pode ocorrer quando se deseja antecipar a produção para começar a ter retorno do investimento ou para cumprir prazos legais. Pode ser utilizado também para períodos de produção curtos. Mas, somente se justifica em algum caso especial, devido a seu alto custo. Fig Navio com DP. I.2.3 ÁRVORES DE NATAL Árvore de natal é um equipamento composto por conjunto de válvulas do tipo gaveta com acionamento hidráulico ou pneumático e manual, com a finalidade de fazer a conexão entre as tubulações internas e externas ao poço, permitindo, de forma controlada, o fluxo de óleo no poço. Normalmente, as árvores de natal possuem uma função de segurança do poço do tipo fail close, ou seja, é preciso atuar permanentemente a válvula para mantê-la aberta, e no caso de falha no controle, ela fecha por ação de mola. Como as válvulas que compõem uma árvore de natal são do tipo gaveta, que operam totalmente abertas ou totalmente fechadas, um restritor de fluxo (choke) é utilizado externamente à árvore de natal. 12

23 A) ÁRVORE DE NATAL CONVENCIONAL (ANC) Ainda segundo Thomas, em ref. [1], as ANCs, também chamadas de árvores de natal secas (dry christmas trees), normalmente são equipadas com duas válvulas mestras, duas laterais e uma de pistoneio. As válvulas mestras têm função principal de fechamento do poço. As válvulas laterais têm função de controlar o fluxo do poço, direcionando a produção para a linha de produção. A jusante de uma das válvulas laterais é instalada uma válvula com abertura regulável, que permite controlar a vazão de produção do poço. A função da válvula de pistoneio, que fica localizada na parte superior da ANC, conforme figura 1.15, é permitir, quando aberta, a descida de ferramentas dentro da coluna de produção. Fig Árvore de natal convencional B) ÁRVORE DE NATAL MOLHADA (ANM) São denominadas assim as árvores de natal instaladas no fundo do mar, na cabeça de poço (wellhead). Têm as mesmas funções das convencionais, porém possuem algumas particularidades de projeto. Este equipamento é ligado à unidade de produção na superfície através de linhas flexíveis ou rígidas, e umbilicais eletro-hidráulicos, para atuação das válvulas e obtenção de sinais de controle. As funções elétricas dos umbilicais são utilizadas na aquisição de dados referentes às condições de operação do poço, como temperatura e pressão atuantes. As ANMs possuem um painel de controle para permitir operação das suas funções através de ROV. 13

24 Com o passar dos anos, vários conceitos de ANMs foram sendo desenvolvidos. Hoje, as árvores de natal podem ser classificadas quanto ao modo de instalação e conexão das linhas de produção e controle. A seguir será feito um breve resumo sobre os tipos de ANMs. Abaixo pode ser visto um desenho esquemático (fig.1.16) de uma ANM, BAP e cabeça de poço (wellhead). Árvore de natal BAP Cabeça de poço Fig Desenho esquemático de uma ANM. ANM tipo DO As árvores de natal do tipo DO (diver operated), ou operadas por mergulhador como da figura 1.17, são utilizadas até 150m de profundidade. As conexões das linhas de fluxo e atuação das válvulas executadas por mergulhadores. São ANM de baixo custo e são utilizadas, normalmente, em poços marginais. 14

25 Fig AMN tipo DO. ANM tipo DA As árvores do tipo DA (diver assisted), ou assistida por mergulhador (fig. 1.18), são utilizadas para LDA de até 350 metros. A operação das válvulas é feita por meio de comando hidráulico na plataforma, através do umbilical. Então há necessidade de mergulhador sempre que houver intervenção (workover) na árvore. Fig AMN tipo DA. ANM tipo DLL O tipo DLL (diverless lay-away), sem auxílio de mergulhador e instalação pelo método lay-away, surgiu para superar uma tentativa frustrada de projeto de árvore diverless (DL) que tiveram problemas durante as conexões das linhas de fluxo e controle após a instalação da árvore. Como são instaladas pelo método lay-away, as linhas de fluxo e de controle descem conectadas à ANM ou conectadas a uma base adaptadora de produção (BAP), como em alguns modelos. Este método de instalação 15

26 será abordado mais detalhadamente quando forem apresentados os métodos de instalação de dutos flexíveis. Estes tipos de ANMs são utilizadas até 650 metros de LDA e são instaladas por meio de cabos-guia, tanto a BAP quanto a ANM. A figura 1.19 representa uma ANM tipo DLL. Fig AMN tipo DLL. ANM tipo GLL (fig.1.20) As ANMs do tipo GLL (guidelineless), ou seja, sem a utilização de cabos-guia e sem auxílio de mergulhador, são utilizadas para LDA acima de 500 metros. Assim como no modelo anterior, as GLL também utilizam BAP. Devido a não utilização de cabos-guia, a orientação nos acoplamentos é realizada por grandes funis, e utilizando sistemas de rasgos e chavetas para alinhamento azimutal. A partir deste modelo de ANM se desenvolveu o conceito de conexão, utilizando módulos de conexão vertical (MCV), em substituição ao sistema em que as linhas descem conectadas a ANM. Neste conceito, que é apresentado detalhadamente na seção de métodos de lançamento de linhas, as linhas de fluxo e controle são descidas após a instalação da ANM, desvinculando-as das embarcações de lançamento. Hoje, nas novas ANMs, está se utilizando a conexão das linhas diretamente na BAP, de forma a eliminar a necessidade de retirada das linhas junto com a ANM, quando for necessária a intervenção nas linhas ou na ANM. 16

27 Fig AMN tipo GLL sendo lançada. ANM HORIZONTAL (ANMH) As árvores de natal horizontais são utilizadas em águas ultraprofundas e têm como principal diferencial a disposição de suas válvulas, que permitem a retirada da coluna de produção sem sua retirada, ou seja, a coluna da produção é retirada através da ANMH, passando por seu interior. Fisicamente, a ANMH se assemelha às anteriores. Um desenho esquemático é apresentado na figura Árvore de natal horizontal Cabeça de poço Fig Desenho esquemático de uma ANMH. 17

28 I.2.4 MANIFOLDS Manifolds são equipamentos compostos de tubulações, válvulas e sistemas de controle instalados em uma estrutura metálica. Essa estrutura metálica tem como função a proteção e base de apoio do conjunto. Os manifolds possuem sistemas de conexão para linhas de produção ou injeção. Os manifolds podem ser utilizados para produção, coletando a produção de vários poços e direcionando em uma única linha de produção para a unidade de produção (fig.1.22); para injeção de água ou gas-lift, recebendo a água ou o gás para injeção por uma única linha e distribuindo para os diversos poços. Também podem ser utilizados manifolds do tipo misto, que são encarregados da produção e da injeção simultaneamente. Normalmente, um manifold pode estar conectado a linhas provenientes de 6 a 10 poços. No caso de falha do sistema, as válvulas do manifold se abrem, ao contrário das árvores de natal, sendo o fluxo controlado por sistemas de controle no poço ou na plataforma. Uma das principais funções dos manifolds é o controle de vazão dos fluidos que entram e saem, através de válvulas de controles, denominadas chokes. Fig Arranjo submarino com utilizaçao de manifolds. 18

29 Algumas vantagens na utilização do manifold e os problemas gerados devem ser considerados no momento de definição do arranjo submarino. Desconsiderando os custos envolvidos, que nem sempre é um ponto a favor, visto o custo de construção e instalação de um manifold, há uma redução do número de risers que chegam à plataforma, reduzindo as cargas e espaço físico. Há também um descongestionamento do solo submarino na região próxima a plataforma. Em contrapartida, há uma introdução de novos modos de falhas no arranjo, com a utilização do manifold, além de requerer mobilização de recursos complexos e de alto custo para manutenção. Quanto ao método de instalação, os manifolds podem ser classificados como sendo do tipo diver assisted (DA) ou do tipo diverless (DL). Os manifolds do tipo DA, são utilizados em LDA de até 300 metros, instalados por navio com sistema de posicionamento dinâmico (DP) e suas linhas de fluxo e controle são interligadas por mergulhadores. Os manifolds do tipo DL são utilizados em LDA maiores e normalmente são lançados por sondas, devido a suas dimensões avantajadas. As interligações das linhas de fluxo e controle são realizadas sem auxilio de mergulhadores, e atualmente tem sido utilizado módulo de conexão vertical (MCV) para conexão, que será abordado mais adiante. Ambos os tipos de manifolds são, normalmente, operados remotamente. A figura 1.23 mostra um manifold dotado de sistema de conexa vertical de linhas de fluxo e controle. A instalação das linhas será através de MCV. Fig Instalação de manifold com sistema de conexão vertical. 19

30 I.2.5 PIPELINE END TERMINATION (PLET) Este tipo de equipamento é utilizado em extremidades de dutos rígidos como elemento de conexão para um duto flexível. Normalmente, é lançado flangeado na extremidade do duto rígido e é dotado de sistema de conexão vertical para conexão de duto flexível com um módulo de conexão vertical (MCV). A figura 1.24 representa um desenho esquemático de um PLET. Fig PLET. I.2.6 DUTOS FLEXÍVEIS De acordo com Kebadze, em ref.[6], os dutos flexíveis possuem uma elevada gama de utilização na indústria offshore de produção de óleo e gás. Aplicações estáticas (fig.1.25), como em flowlines ou risers em plataformas fixas. Nesse caso, a escolha de dutos flexíveis pode ser motivada pelo procedimento de instalação mais simplificado ou pela suas propriedades de isolamento térmico ou resistência à corrosão, além de redução dos carregamentos nos conectores. Normalmente, os dutos flexíveis utilizados como flowlines têm sua estrutura preparada para resistir principalmente aos esforços sofridos durante a instalação. As aplicações dinâmicas, como na figura 1.26, são aquelas que possuem movimento relativo entre a conexão com a unidade estacionária de produção (UEP) e a conexão na outra extremidade, ou seja, movimento relativo entre as extremidades do duto. Normalmente, os risers possuem aplicação dinâmica e são projetados para resistir aos esforços de seu lançamento e aos impostos pelos movimentos resultantes das condições ambientais durante sua vida útil. 20

31 Fig Dutos flexíveis em aplicações estáticas. Os jumpers flexíveis (fig.1.27), que são trechos relativamente curtos de dutos, utilizados para interligar equipamentos ou dutos, podem ter aplicação tanto estática como dinâmica. Fig Dutos flexíveis em aplicações dinâmicas. 21

32 Fig Dutos flexíveis em aplicações como jumpers. Os dutos flexíveis possuem algumas premissas básicas, que são supridas por suas camadas sobrepostas e concêntricas de diversos materiais. Dentre tais premissas pode-se destacar a elevada resistência à tração, a reduzida rigidez à flexão, menor coeficiente de troca térmica em relação ao duto rígido. Muitos trabalhos já foram desenvolvidos sobre dutos flexíveis nas últimas três décadas. Várias aproximações têm sido utilizadas na modelagem da estrutura. A presença de elementos helicoidais em uma estrutura multicamadas aumenta o número de incertezas associadas com seu comportamento durante sua utilização. Uma das grandes preocupações é a tendência que as camadas possuem de se separar sob certas condições de carregamento. Os dutos flexíveis não possuem características lineares sob flexão, principalmente devido ao escorregamento das camadas helicoidais e o atrito entre elas. CONFIGURAÇÃO DOS RISERS O trecho suspenso de um duto - normalmente uma de suas extremidades se encontra em uma UEP e a outra sobre o leito marinho - sujeito a cargas dinâmicas causada pelas condições ambientais é denominado riser. Hoje, o riser é um dos fatores limitantes para produção de petróleo em LDA maiores de 2000 metros. Dentre as configurações para risers, no Brasil a mais utilizada e simples de instalar, é a configuração em catenária livre. Há também alguns métodos para quando o 22

33 peso do riser se torna crítico em LDA maiores, ou há alguma restrição no solo marinho, como corais que podem causar danos quando em contato com o duto. Para casos como estes, podem ser utilizadas bóias fixadas ao duto para redução da carga na extremidade superior do riser. Há casos em que uma estrutura flutuante localizada em algum ponto entre o solo marinho e a superfície serve de suporte para o riser. Um riser é considerado como estático quando instalado em plataforma fixa, no interior de tubo I ou J. Ele é considerado como semi-estático quando instalado em configuração de catenária em plataformas fixa ou auto-elevatória. Um riser dinâmico pode ser utilizado em unidades flutuantes nas configurações de catenária, lazy S, steep S, lazy wave, steep wave e pliant wave, mostradas nas figuras 1.28 a Fig Configuração de catenária livre (free hanging). Fig Configuração em lazy S. Fig Configuração em steep S. Fig Configuração em lazy wave. 23

34 Fig Configuração em steep wave. Fig Configuração em pliant wave. na figura Uma comparação entre as diversas configurações e características é apresentada Fig Comparação entre as configurações de risers. ESTRUTURA DO DUTO FLEXÍVEL Os dutos flexíveis, com sua estrutura multicamadas, conseguem atingir grandes curvaturas sem sofrer danos devido ao movimento relativo que ocorre entre elas. Com 24

35 esta propriedade os dutos flexíveis se sobrepõem aos rígidos em aplicações dinâmicas. Sua estrutura consiste em tubos plásticos e camadas helicoidais metálicas. Fig Dutos flexíveis dos tipos rough bore e smooth bore. Os dutos flexíveis podem ser do tipo rough bore ou smooth bore, apresentados na figura Os dutos do tipo smooth bore (interior liso) são os que possuem camadas de barreira de pressão, poliméricas, como primeira camada mais interna, ou seja, a camada que entra em contato com o fluido. Este tipo de construção é adotado em poços injetores de água e aquedutos. Os do tipo rough bore (interior rugoso) são os que possuem uma camada metálica de carcaça interna como primeira camada mais interna. Este tipo de construção é adotado em poços injetores de água, produtores de óleo, injetores de gás, oleodutos, gasodutos e aquedutos. Há dois tipos de dutos flexíveis: os do tipo bonded (colados ou vulcanizados), como da figura 1.36 e os do tipo unbonded (não colados ou não vulcanizados). Os do tipo bonded possuem suas camadas coladas uma nas outras por meio de aplicação de adesivo ou pela aplicação de calor e/ou pressão, como em um processo de vulcanização. Isso faz com que suas camadas se comportem como se fossem uma única. Esse tipo de estrutura é muito pouco utilizado nos dias de hoje, na indústria offshore, e limitado a trechos curtos, devido à limitação no processo fabril. 25

36 Fig Duto flexível bonded. Os dutos do tipo unbonded ou não colados, objeto deste estudo, possuem suas camadas em contato com as adjacentes, mas livres para se movimentarem relativamente entre si. Essa característica confere ao duto uma capacidade de flexão muito superior aos dutos rígidos de mesmas dimensões. A seguir será feita uma descrição de cada uma das camadas que compõem um duto flexível. CARCAÇA INTERNA É a camada mais interna do duto flexível, em dutos do tipo rough bore, e tem como principal função resistir ao colapso provocado pela pressão externa. É fabricada em material metálico de aço inoxidável, e enrolada em ângulo próximo de 90º (passo curto). É fabricada por meio de dobramento de fitas finas enroladas helicoidalmente, que resulta em uma carcaça intertravada. O intertravamento entre passos adjacentes aumenta o poder de resistir ao colapso por pressão externa devido à distribuição das forças ao longo da estrutura. Mas ao mesmo tempo, o intertravamento aumenta a rigidez axial, pela restrição de movimento, e também contribui para o aumento da rigidez à flexão, mas permanece bastante complacente para pequenas deformações. A carcaça interna (fig. 1.37) não é uma camada estanque, o fluido do interior do duto atravessa facilmente esta camada e entra em contato com a seguinte, normalmente uma barreira de pressão. 26

37 Embora tenha como principal função à resistência ao colapso provocado por pressão hidrostática, no projeto deve ser previsto as cargas de compressão radial impostas pelo sistema de tracionamento para o lançamento do duto, comumente chamados de lagartas, que inclusive podem gerar uma deformação inicial. Fig Carcaça interna de duto flexível. BARREIRA DE PRESSÃO A camada cilíndrica polimérica denominada barreira de pressão (fig.1.38) tem como principal função formar uma região de contorno para o fluido, ou seja, o fluido deve ser impedido de penetrar no interior do duto por esta camada estanque. Sua fabricação é através da extrusão do polímero sobre a carcaça interna. O polímero, normalmente poliamida, deve possuir estabilidade química quando em contato com os fluidos internos, que podem ser óleo, gás, água ou uma mistura destas substâncias, além de sedimentos e contaminantes, como H 2 S, CO 2 etc. Também deve resistir termicamente, pois é normal o fluido transportado possuir temperatura elevada. Deve haver uma preocupação constante com os produtos químicos injetados na linha, como álcoois, inibidores de corrosão etc, para não comprometer a integridade do polímero. 27

38 Polímero Fig Barreira de pressão de duto flexível. ARMADURA DE PRESSÃO Esta é uma camada helicoidal de aço com perfil Z, C ou T, dependendo do fabricante, e por isso é normalmente denominada de camada zeta ou teta, conforme figura O perfil dos arames causa o intertravamento entre passos adjacentes. O ângulo de assentamento é próximo a 90º (passo curto), e suas funções são resistir à pressão interna, contribuir na resistência ao colapso hidrostático (principalmente nos dutos smooth bore) e resistir às compressões mecânicas radiais durante seu lançamento. Fig Armadura de pressão com perfis zeta e teta de duto flexível. ARMADURA DE TRAÇÃO A principal função dessa camada helicoidal da figura 1.40 é resistir à tração no topo do riser, durante a vida útil da estrutura. Sua construção consiste em arames (no 28

39 caso da armadura de tração, são denominados tendões), normalmente metálicos e de perfil retangular, enrolados helicoidalmente. Normalmente são utilizadas pares de armaduras de tração, enroladas em ângulos opostos (ou bem próximo disso), para se evitar que a estrutura tenda a girar ao sofrer cargas tracionais. As armaduras de seção transversal cilíndrica são normalmente empregadas em umbilicais submarinos, pois a conformação é mais simples e o peso da estrutura é menor. As armaduras que possuem seção retangular, normalmente utilizadas em dutos, permitem uma melhor compactação da camada, otimizando a relação de espessura da camada com área resistente. Durante a fabricação, são impostas deformações plásticas aos arames, criando uma pré-conformação que deve ser precisa para evitar tensões residuais no interior do duto. Essa pré-deformação faz com que os arames tenham um raio espontâneo de enrolamento menor do que ele será enrolado. Isso causa uma leve pressão de contato sobre as camadas interiores. Fig Armadura de tração de duto flexível. CAPA EXTERNA É uma camada polimérica utilizada para proteger o duto contra penetração de agentes externos (principalmente água do mar) e proteção mecânica contra abrasão, danos mecânicos etc. Outra função importante é servir de envoltória para manter a armadura de tração montada (fig. 1.41). O polímero normalmente é poliamida ou polietileno de alta densidade (HDPE). Além das características descritas acima, a capa externa também deve possuir resistência à exposição solar. A ruptura da capa externa favorece criação de outros 29

40 modos de falha nos dutos como corrosão das armaduras. Sua espessura contribui para a rigidez à flexão de toda a estrutura. Polímero Fig Capa externa de duto flexível. OUTRAS CAMADAS Além das camadas estudadas até este ponto, há algumas que merecem alguns comentários. Como uma camada antifricção ou antidesgaste, utilizada entre camadas com a função de reduzir o atrito em elas, e assim evitar desgaste de material. Normalmente, consiste em uma fina fita polimérica aplicada entre camadas metálicas adjacentes, que devido a movimento relativo entre elas, tenderiam a sofrer desgaste. Uma outra camada muito utilizada é a fita antiflambagem, utilizada sobre a camada de armadura de tração. São constituídas de fitas de alta resistência à tração, com a finalidade de resistir a uma possível expansão da armadura de tração, pelo efeito de compressão súbita do duto. Uma compressão súbita no duto tenderia a causar um fenômeno de abertura da armadura conhecido como gaiola de passarinho (ou birdcaging), devido ao formato que a armadura fica. Uma função paralela que essa camada exerce é a redução do atrito entre a capa externa e a armadura de tração, visto que se localiza entre as duas. Quando há necessidade de se reduzir perdas térmicas do fluido através da parede do duto flexível para o ambiente se utiliza camada isolante. Normalmente, esta camada fica localizada entre a capa externa e a armadura de tração. 30

41 I.1.7 SISTEMAS DE CONEXÃO Segundo as referências [9], [10], [11] e [12], Com o aumento da lâmina d água dos campos petrolíferos brasileiros a utilização de dutos flexíveis como risers e flowlines tem sido adotada como solução padrão. Um dos motivos é viabilizar a antecipação da produção, através de um sistema provisório de produção que permite posterior recuperação de duto para reutilização. Um segundo motivo é que, com a adoção de FPSO como unidade estacionária de produção (UEP), risers flexíveis são adotados por serem mais complacentes aos movimentos relativos desse tipo de embarcação. Com esse aumento de lâmina d água, surgiu a necessidade de se desenvolver um sistema de conexão de dutos em equipamentos submarinos como árvores de natal, manifolds e outros como PLEM (Pipeline End Manifold) e PLET (Pipeline End Termination). Uma alternativa atraente aos flowlines flexíveis é a utilização de dutos rígidos, principalmente para campos gigantes em águas profundas ou campos marginais, onde a distância da UEP é geralmente de alguns quilômetros. Com a utilização de flowlines rígidos pode-se conseguir uma considerável redução de custos em comparação aos flexíveis. O sistema de conexão vertical pode ser utilizado em conexões de primeira e segunda extremidade, ou seja, a conexão do duto nos equipamentos pode ser realizada antes ou após seu lançamento sobre o leito marinho, para conectar dutos flexíveis ou trechos de dutos rígidos (spool) a equipamentos submarinos, como árvore de natal e manifold ou a dutos rígidos, através de PLET ou PLEM. As primeiras árvores de natal projetadas para serem instaladas sem a necessidade de mergulhadores (diverless) obtiveram pouco êxito. O resultado se mostrou um nítido insucesso, visto que apenas uma das 29 árvores foi instalada sem a intervenção dos mergulhadores. Felizmente, na época, os poços eram localizados em profundidades ao alcance de mergulhadores (300m), o que permitiu a conclusão das instalações. Mas ficou comprovado que essas instalações foram mais demoradas do que as que originalmente utilizavam mergulhadores. Mas com sucessivas descobertas de campos a profundidades maiores de 300 metros, foi necessário o desenvolvimento de sistemas de conexão sem auxílio de mergulhadores (diverless) com confiabilidade comprovada. 31

42 SISTEMA DE CONEXÃO LAY-AWAY Uma decisão por não se aprimorar técnicas de conexão foi adotada durante um período. Foi utilizada a opção de se instalar as árvores de natal com os flowlines já conectados a ela, para evitar conexões não confiáveis. Cinqüenta e sete operações layaway foram realizadas inicialmente, sendo 36 sem auxílio de cabos-guia (guidelineless). O barco de lançamento de linhas flexíveis (lay-vessel) se posiciona a 30 metros da unidade de completação, conforme figura 1.42, que geralmente é uma sonda semisubmersível, localizada sobre o poço. Um cabo de aço é transferido do barco de lançamento para a unidade de completação e a outra extremidade é fixa no duto flexível. À medida que o cabo é tracionado para a unidade de completação, o duto é baixado, pagando-se até atingir uma pré-determinada catenária. Então a extremidade do duto flexível alcança o convés inferior (moonpool) da sonda e é conectada à árvore de natal. Após a conexão, a montagem é pressurizada e testada para que qualquer ocorrência de vazamento possa ser resolvida em superfície. O próximo passo é baixar a árvore de natal simultaneamente com o duto flexível até a instalação no poço. Depois de realizado outro teste de estanqueidade das conexões, a embarcação de lançamento começa a lançar linha flexível na direção da UEP, que receberá a segunda extremidade. Barco Duto ANM BAP Fig Sistema de conexão lay-away. Uma grande desvantagem desse sistema é a necessidade de utilização de duas embarcações, uma de completação e outra de lançamento de linha, para realizar a instalação. Além do custo de utilização das duas embarcações ser elevado, esse método pode causar sérios problemas de logística. Possíveis problemas em umas das embarcações irão acarretar em tempo de espera da outra, elevando mais ainda o custo da 32

43 instalação. O problema pode se tornar mais grave se for levado em consideração os poços seguintes que também sofreriam atraso, e assim atraso no início de produção, devido ao reduzido número de embarcações de completação de lançamento de linhas disponíveis. Além disso, há uma impossibilidade de se realizar conexão de segunda extremidade com esse método. Por um longo período essa restrição não se tornou em problema, pois quase todos os poços eram conectados diretamente às UEPs, até que no campo de Albacora, na bacia de Campos, houve a necessidade de arranjo com manifold submarino, que requeria uma conexão de segunda extremidade preferencialmente na árvore de natal. SISTEMA DE CONEXÃO VERTICAL INDIRETA Introduzida em 1994, no poço MRL-20, o sistema de conexão vertical indireta ou convencional, foi projetado para suprir as necessidades e limitações que o sistema lay-away impunha às operações de instalações de equipamentos. Esse sistema convencional tinha como princípios básicos: ser uma opção confiável e simples para conexões de segunda extremidade em equipamentos submarinos; e eliminar a necessidade de utilização simultânea de duas embarcações (unidade de completação com sistema de posicionamento dinâmico e de lançamento de linhas), flexibilizando a logística. Com essas premissas surgiu o sistema de conexão vertical convencional que é descrito como sendo uma operação com duas fases. A primeira fase consiste em baixar o duto flexível com um dispositivo para conexão das linhas, denominado módulo de conexão vertical (MCV), em sua extremidade conectada a uma base de abandono temporária (BAT). A BAT com o duto conectado é apoiada no fundo do mar próximo ao equipamento submarino. Após instalar a BAT, a embarcação de lançamento de linhas se afasta do local. Numa segunda fase, conforme figuras 1.43 e 1.44 a unidade de completação se posiciona sobre a locação e retira o MCV da BAT, com a mesma ferramenta utilizada para instalar a base adaptadora de produção (BAP), e encaixa o MCV no receptáculo em forma de funil, localizado na BAP, ou no manifold. No caso das árvores de natal, o próximo passo é descer a árvore de natal, que vai simultaneamente se encaixar na BAP e travar o MCV. 33

44 Fig Sistema de conexão vertical convencional ou indireta. 1. Fig Trenó de abandono. O MCV possui uma junta com um sistema tipo swivel, que funciona semelhante a braços articulados, eliminando a incidência de momento que poderia dificultar a instalação. Também pode-se ter MCVs com forma de funil invertido (funnel-down), como figura 1.45, ou em forma de mandril (fig. 1.46), tendo o receptáculo do equipamento submarino o formato de funil (funnel-up). Fig MCV com articulações e formato funil invertido. 34

45 Fig Conexão de dutos flexíveis a um manifold utilizando MCV. Devido ao sucesso do sistema de conexão vertical convencional, cerca de 25 conexões foram realizadas nos campos de Marlim e Albacora, na bacia de Campos. Mas, apesar do sucesso alcançado com esse sistema, algumas importantes modificações foram estudadas para torná-lo operacionalmente mais eficiente. A experiência mostrou que a utilização da base abandono temporária (BAT) causa aumento de custo do equipamento e alguns contratempos, como: Tempo necessário para manuseio da BAT a bordo da embarcação e para sua posterior recuperação do fundo do mar. Dependendo do tipo e condição do leio do mar, há necessidade de se fazer nivelamento da BAT, o que às vezes é difícil. O manuseio a bordo da embarcação de lançamento de linha é complicado, pois alguns barcos não possuem acomodação para a segunda BAT. E o motivo talvez mais importante: uma unidade de completação ainda era necessária. SISTEMA DE CONEXÃO VERTICAL DIRETA COM MLF Nessa técnica introduzida em 1996/97, a idéia básica quando se procurou desenvolver esse sistema foi abolir a necessidade de utilização de base de abandono temporária (BAT), permitindo que ambas as extremidades pudessem ser conectadas 35