Engenharia. Naval e Politécnica,

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1 APLICAÇÃO DO MÉTODO PARA DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE PRODUÇÃO OFFSHORE A PARTIR DE MODELOS COMPUTACIONAIS TAKASHI KOMATSUBARA FILHO Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Naval e Oceânico. Orientador: Alexandre Teixira de Pinho Alho, D.Sc. Rio de Janeiro, Dezembro de 2014 i

2 APLICAÇÃO DO MÉTODO PARA DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE PRODUÇÃO OFFSHORE A PARTIR DE MODELOS COMPUTACIONAIS TAKASHI KOMATSUBARA FILHO PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO TÍTULO DE ENGENHEIRO NAVAL E OCEÂNICO. Aprovada por: Prof. Alexandre Teixeira de Pinho Alho, D.Sc. Prof. Severino Fonsenca da Silva Neto, D.Sc. Prof., Marta Cecília Tápia Reyes, D.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL DEZEMBRO de 2014 ii

3 Komatsubara, Takashi Filho Aplicação do Método para Dimensionamento de Estruturais de Produção Offshore, a Partir de Modelos Computacionais Takashi Komatsubara Filho, Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, XII, 142 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Alexandre Teixiera de Pinho Alho, D.Sc. Projeto de Graduação UFRJ/Escola Politécnica/ Departamento de Engenharia Naval e Oceânica, Referências Bibliográficas: p Dimensionamento Estrutural de Sistemas Offshore 2.Análise Estrutural Global 3. Modelos Numéricos. I. Alho, Alexandre Teixeira de. II Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Engenharia Naval e Oceânica. III. Aplicação do Método para Dimensionamento de Estruturais de Produção Offshore, a Partir de Modelos Computacionais. iii

4 Resumo do Projeto de Graduação apresentado ao DENO/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do título de Engenheiro Naval e Oceânico. APLICAÇÃO DO MÉTODO PARA DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE PRODUÇÃO OFFSHORE A PARTIR DE MODELOS COMPUTACIONAIS TAKASHI KOMATSUBARA FILHO Dezembro de 2014 Orientador: Alexandre Teixeira de Pinho Alho, D.Sc Curso: Engenharia Naval e Oceânica RESUMO O presente trabalho consiste na apresentação e na aplicação do método proposto para se definir as dimensões dos componentes rígidos do sistema de produção offshore híbrido do tipo MHR, durante a fase de Projeto Conceitual. São apresentados neste trabalho a descrição dos componentes do sistema, o método aplicado, a elaboração do modelo computacional do sistema, os resultados obtidos e suas conclusões. iv

5 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Engineer. APPLICATION OF OFFSHORE PRODUCTION STRUCTURE DIMENSIONING METHOD, FROM COMPUTATIONAL MODELS TAKASHI KOMATSUBARA FILHO December 2014 Advisor: Alexandre Teixeira de Pinho Alho, D.Sc. Course: Marine and Oceanic Engineering Abstract Dimensioning methods are applicable to calculate the wall thickness and the diameters of structural components of offshore productions systems. During conceptual design phase, the iteractive dimensioning method is used to calculate the dimensions of the risers and the core pipe of offshore hybrid systems, utilizing element finite models to calculate the global loads which the structure will face during the design life. The objective of this report is to present the employment of the iteractive dimensioning method for hybrid offshore structural components and its results. Keywords: Dimensioning method for offshore hybrid system, global structural analysis element finite models. v

6 ÍNDICE 1. Introduçãoo Revisão Histórica da Produção Offshore Objetivo Premissas Descrição dos Capítulos Abreviações Descrição do Sistema MHR FPSO Dutos Flexíveis Montagem Estrutural Superior Tanque de Sustentação Conjunto de Risers Rígidos Riser de Produçãoo Riser de Injeção de Água Riser de Injeção de Gás Riser de Serviço Núcleo do MRH Juntas flexíveis Âncora de Sucção Método para o Dimensionamento Estágios do Projeto de Engenharia Representação do Método Análise em Elementos Finitos Informações e Requisitos do Projeto Dados dos Componentes Material Diâmetro Interno Proteção Anticorrosiva e Isolamentoo Térmico Períodoo de Operação do Projeto Dados Operacionais Composição da Seção do MHR Massa Específica dos Blocos de Espuma: vi

7 4.6. Dados do FPSO Dimensões Principais Orientação do FPSO Deslocamentos do FPSO Dados Ambientais Profundidade e Massa Específica Direções das Correntes Direções e Ângulos de Incidência das Ondas Dados dos Dutos Flexíveis Dimensionamento Preliminar Cálculo das Espessuras Segundo os Critérios de Resistência às Pressões Definição dos Fatores do Material Cálculo da Espessura Mínima Resistente à Explosão Cálculo da Espessura Mínima Resistente ao Colapso Espessuras Mínimas Resistentes aos Carregamentos de Pressão Dimensionamentoo do Núcleo Dimensionamentoo do Tanque de Sustentação Dimensionamentoo dos Blocos de Espuma Modelo em Elementos Finitos Modelos Teóricos Representação das Linhas Cálculo da Tração Efetiva Cálculo do Momento Fletor Cálculo do Momento de Torçãoo Componentes do Sistema FPSO Tanque de Sustentação Equação do Movimento Cálculo dos Carregamentos Ambientais A Equação de Morison Cálculo do Arrasto Hidrodinâmico Características do Modelo FPSO vii

8 Posição das Conexões Posicionamento e orientação Dutos Flexíveis Montagem Estrutural Superior Tanque de sustentação Conjunto de Risers Rígidos do MHR Blocos de Espuma Montagem Estrutural Inferior Âncora de Sucção Conexões das Linhas Verificação do modeloo em elementos finitos Método de Análise Classificação dos Períodos do Projeto Classificação Segundo a Configuração do Sistema Análise Estática Análise Quase-estática Análise Dinâmica Seleção da Onda de Projeto Espectro de Resposta Transferência do Ponto de Análise do FPSO Espectro de Energia da Onda Espectro da Aceleração do Ponto de Análise Resultados da Seleção da Onda de Projeto Análise dos Resultados Resultados Estáticos Tração Efetiva Momento Fletor Absoluto Ângulo de Inclinação na Junta Flexível da Âncora de Sucção Resultados Quase-Estáticos Tração Efetiva Momento Fletor Absoluto Ângulo de Inclinação na Junta Flexível da Âncora de Sucção Avaliação dos Resultados Quase-Estáticos viii

9 8.3. Resultados Dinâmicos Tração Efetiva Momento Fletor Absoluto Avaliação dos Resultados Dinâmicos Análise Global pelo Critério dos Carregamentos Combinados Fator de Carregamento Critério dos Carregamentos Combinados Conclusõess e Comentários Finais Referências Bibliográficas APÊNDICE A: RESULTADOR OS DINÂMICOS DOS R HIBERNAÇÃO... Risers RÍGIDOS CONFIGURAÇÃO DE Apêndice B: Resultadoss Dinâmicos dos Risers Rígidos Configuraçãoo de Operação ix

10 ÍNDICE DAS FIGURAS Figura 1 - Placa Comemorativa da Perfuração do Primeiro Poço Offshore Figura 2 - Tipos de Plataformas Figura 3 Evolução da Profundidade da Produção de Petróleo ao longo dos anos Figura 4 Profundidade da Camada Pré-sal Figura 5 Apresentação do Sistema Multibore Hybrid Riser (MHR) Figura 6 Sistema de Ancoragem Tipo Saída em Único Ponto: Turret Figura 7 Sistema de Ancoragem Tipo Saída em Múltiplos Pontos: Spread Mooring Figura 8 As Camadas de Duto flexível Figura 9 Riser Porch Figura 10 Conectores Figura 11 Bending Stiffener Figura 12 Montagem Estrutural Superior Figura 13 Montagem Estrutural Superior e suas conexões Figura 14 Diagrama de Forças Atuantes na Montagem Estrutural Superior Figura 15 Subcompartimentos do Tanque de Sutentação Figura 16 Conjunto de Risers Rígidos do MHR Figura 17 Revestimento Polímero 5LPP Figura 18 Escoamento instável: Formação do Slug Figura 19 Revestimento Polímero 3LPP Figura 20 Núcleo e Risers do Sistema MHR Figura 21 Junta Flexível: Conector e Receptáculo Figura 22 Acoplamento entre o Conector e o Receptáculo Figura 23 Ensaio da Junta Flexível Figura 24 Âncora de Sucção Figura 25 Instalação e Operação das Bombas hidráulicas Figura 26 Representação do Método de Dimensionamento do Sistema MHR Figura 27 Influência da Temperatura na Tensão de Escoamento dos Aços Figura 28 Método de Fabricação UOE Figura 29 Valor α c em função da razão D/t para q h = 1, Figura 30 Seção Transversal do Conjunto Rígido e o Bloco de Espuma Figura 31 Representação das Propriedades Mecânicas das Linhas Figura 32 Eixos Coordenados para os Graus de Liberdade de um Corpo Flutuante Figura 33 Matriz de Inércia do Tanque de Sustentação Figura 34 Coeficiente de Arrasto em função do Número de Reynolds para várias curvas k/d Figura 35 Influência da Profundidade na Velocidade da Partícula Fluida Durante a Passagem da Onda Figura 36 Forças Geradas pelo Escoamento ao Redor de um Perfil de Asa Figura 37 Posicionamento do Corpo Flutuante em Relação ao Referencial Global Figura 38 Orientação do Corpo Flutuante em Relação ao Referencial Global Figura 39 Orientação da Representação do FPSO no Modelo Figura 40 Vista superior do Cenário de Análise Figura 41 Representação do Elemento de Corpo Rígido Figura 42 Representação da Montagem Estrutural Superior Figura 43 Profundidade de Instalação do Tanque de Sustentação x

11 Figura 44 Matriz de Inércia Figura 45 Representação do Tanque de Sustentação Figura 46 Vista Isométrica do Conjunto de Risers Rígidos Figura 47 Montagem Estrutural Inferior Figura 48 Representação da Âncora de Sucção Figura 49 - Vários Comprimentos de Elemento de Viga para Linhas na Região da Curvatura Elevada Figura 50 Condição de Instalação: Tração Efetiva no Núcleo do MHR Figura 51 Representação do Perfil de Corrente Figura 52 Relação entre a Representação Trigonométrica e Complexa de um Sinal: Diagrama de Argand Figura 53 Resultados da Seleção da Onda de Projeto (100 anos): Curva do Espectro de Resposta para Onda Figura 54 - Resultados da Seleção da Onda de Projeto (100 anos): Curva do Espectro de Aceleração para Onda Figura 55 Configuração de Hibernação: Tração Efetiva nos risers Figura 56 - Configuração de Operação: Tração Efetiva nos risers Figura 57 - Configuração de Hibernação: Tração Efetiva no Núcleo Figura 58 - Configuração de Operação: Tração Efetiva no Núcleo Figura 59 - Configuração de Hibernação: Momento Fletor Absoluto nos Risers Figura 60 - Configuração de Operação: Momento Fletor Absoluto nos Risers Figura 61 - Configuração de Hibernação: Momento Fletor Absoluto no Núcleo Figura 62 - Configuração de Operação: Momento Fletor Absoluto no Núcleo Figura 63 Resultado Quase-Estático: Tração Efetiva no Núcleo Hibernação Figura 64 Resultado Quase-Estático: Tração Efetiva no Núcleo Operação Figura 65 Resultado Quase-Estático: Momento Fletor Absoluto no Núcleo Hibernação Figura 66 - Resultado Quase-Estático: Momento Fletor Absoluto no Núcleo Operação Figura 67 - Resultado Dinâmico para onda de 10 anos de período de retorno: Tração Efetiva no Núcleo Hibernação Figura 68 - Resultado Dinâmico para onda de 10 anos de período de retorno: Tração Efetiva no Núcleo Operação Figura 69 - Resultado Dinâmico para onda de 100 anos de período de retorno: Tração Efetiva no Núcleo Hibernação Figura 70 - Resultado Dinâmico para onda de 100 anos de período de retorno: Tração Efetiva no Núcleo Operação Figura 71 - Resultado Dinâmico para onda de 10 anos de período de retorno: Momento Fletor no Núcleo Hibernação Figura 72 - Resultado Dinâmico para onda de 10 anos de período de retorno: Momento Fletor no Núcleo Operação Figura 73 - Resultado Dinâmico para onda de 100 anos de período de retorno: Momento Fletor no Núcleo Hibernação Figura 74 - Resultado Dinâmico para onda de 100 anos de período de retorno: Momento Fletor no Núcleo Operação Figura 75 Esquema da Peça Forjada que Conecta o Núcleo à Montagem Estrutural Superior Figura 76 - DnV Combined Load Check para o Núcleo do MHR Hibernação Figura 77 DnV Combined Load Check para o Núcleo do MHR Operacional xi

12 ÍNDICE DAS TABELAS Tabela 1 Propriedades do Aço Considerado para Análise dos Risers Tabela 2 Propriedades do Aço Considerado para a Análise dos demais Elementos Tabela 3 Faixas de Diâmetro Interno para os Risers Tabela 4 Especificação da Proteção Anticorrosiva e do Isolamento Térmico Tabela 5 Especificação dos Dados de Operação Tabela 6 - Composição da Seção Transversal do Sistema Tabela 7 - Dimensões Principais do FPSO Tabela 8 - Deslocamentos do FPSO Tabela 9 - Direção das Correntes Tabela 10 - Ângulos de Incidência das Ondas no FPSO Tabela 11 - Propriedades dos Dutos Flexíveis Tabela 12 Redução da Tensão de Escoamanto do aço, devido à temperatura de operação Tabela 13 - Resultados do Dimensionamento Preliminar dos Risers Tabela 14 - Dimensões das Seções do Núcleo do MHR Tabela 15 - Dimensões do Tanque de Sustentação Tabela 16 - Disposição dos Componentes na Seção do Conjunto Rígido Tabela 17 - Posição das Conexões dos Dutos Flexíveis no FPSO Tabela 18 - Características dos Dutos Flexíveis Tabela 19 - Comprimento dos Dutos Flexíveis Tabela 20 - Características da Montagem Estrutural Superior Tabela 21 - Pontos de Conexão da Montagem Estrutural Superior Tabela 22 - Características do Tanque de Sustentação Tabela 23 - Características dos Risers Rígidos Tabela 24 - Características do Núcleo Tabela 25 - Características dos Blocos de Espuma Tabela 26 Características da Montagem Estrutural Superior Tabela 27 Características da Âncora de Sucção e da Junta Flexível Tabela 28 Características da Malha e da Condição de Contorno das Linhas Tabela 29 Combinação dos Períodos de Retorno Tabela 30 Diagrama de Dispersão de Ondas do Atlântico Norte Tabela 31 Resultados da Seleção da Onda de Projeto (100 anos): Máximo Movimento Vertical Tabela 32 Resultados da Seleção da Onda de Projeto (100 anos): Máxima AceleraçãoVertical Tabela 33 Características das Ondas de Projeto Tabela 34 Ângulo de Inclinação na Junta Flexível da Âncora de Sucção Tabela 35 Identificação das Correntes Tabela 36 Resumo dos Resultados Quase-Estáticos de Tração Efetiva Tabela 37 Resumo dos Resultados Quase-Estáticos de Momento Fletor Tabela 38 Ângulos de Inclinação na Junta Flexível da Âncora de Sucção Tabela 39 Resumo dos Resultados Dinâmicos de Tração Efetiva Tabela 40 Variação Dinâmica da Tração Efetiva Tabela 41 - Resumo dos Resultados Dinâmicos de Momento Fletor xii

13 Tabela 42 Variação Dinâmica do Momento Fletor Tabela 43 Fatores de Carregamento xiii

14 1. Introdução Ao longo do século XX, a produção de petróleo e gás natural se expandiu em bases submersas afastadas do litoral, conhecidas como bases Offshore, e se mostrou como um grande desafio para as empresas petrolíferas. Muitos recursos foram investidoss para o desenvolvimento de sistemas capazes de levar os hidrocarbonetos dos poços submersos às plantas de produção. Diferentes sistemas foram desenvolvidos e implementados ao longo dos anos para essa finalidade. Uma brevee retrospectiva é apresentada na próxima seção para mostrar a evolução produção offshore e como esta se direcionou para lâminas d água cada vez maiores ao longo dos anos Revisão Histórica da Produção Offshore Em 1891 no estado de Ohio, Estados Unidos, pequenas companhias petrolíferas concluíram as primeiras tentativas bem sucedidas de produção de petróleo em poços submersos. A extração do óleo foi realizada por plataformas fixas instaladas próximas aos poços, na região conhecida como Grande Lago de Santa Maria. As primeiras experiências de perfuração de poços em água salgada datam do início do século XX, no canal de Santa Bárbara, no estado da Califórnia, Estados Unidos. A planta de produção fora construída sobre um píer que avançava sobre o canal. Em Novembro de 1947, a companhia Superior Oil, perfurou o primeiro poço de produção no mar aberto, no Golfo do México, ao sudeste do estado da Louisiana. A profundidade do poço era, aproximadamente, seis metros, afastado cerca de 30 km da costa. O poço era operado por um aglomerado de empresas, sendo as principais Phillips Petroleum (Conoco Phillips) and Stanolind Oil & Gas (BP). 1

15 Figura 1 - Placa Comemorativa da Perfuração do Primeiro Poçoo Offshore. Figura 2 - Tipos de Plataformas. Ao longo dos anos, várias plataformas fixas foram desenvolvidas e instaladas ao redor do mundo. A profundidade foi aumentando gradativamente, até o desenvolvimento de alternativas paraa plataformas fixas, as quais permitiram a produção em lâminas d águas mais profundas. No Brasil, o marco inicial da produçãoo de petróleo ocorreu em outubro de 1953, quando o presidente na época,getúlio Vagas, criou a empresa estatal responsável pelo setor petrolífero no Brasil: a Petrobrás, que iniciou a produção em maio de Em 1968, a Petrobrás perfurou o primeiro poçoo de petróleo no mar, a 80 metros de profundidade, o qual seria conhecidoo como Guaricema. No mesmo ano, iniciou-se a operação da primeira plataforma de perfuração do Brasil: a Petrobrás I. 2

16 Figura 3 Evolução da Profundidade da Produção de Petróleo ao longo dos anos. Figura 4 Profundidade da Camada Pré-sal. Em 1977, a Petrobrás iniciou a operação no Campo de Enchova, em uma profundidade aproximada de 100 metros. Este campo pertence à Bacia de Campos, sendo este o maior centro de produção de petróleo no Brasil, responsável por 80% da produção nacional da época. Ao longo da década de 80, novos poços com grande potencial produtivo foram descobertos na bacia de Campos, como o Campo de Albacora e Marlim. Em 1986, foi criado o PROCAP, Programa de Captação Tecnológica em Águas Profundas que permitiu a Petrobrás desenvolver novas tecnologias para produzir petróleo em lâminas d água superiores a 400 metros. Em 2006, a Petrobrás divulgou indícios da existência de petróleo abaixo da camada de sal petrificado que compõe o solo marinho, conhecida como camada Pré-sal. Essa camada se situa em profundidades de lâmina d água superiores a 2000 m e a níveis superiores a 4000 m no subsolo marinho. Em 2008, Petrobrás confirmou a descoberta de óleo leve na camada Pré-Sal. Em 2009, a Petrobrás iniciou a produção comercial de petróleo na camada Pré Sal no campo de Tupi. Portanto, o desafio destee século para as empresas petrolíferas no Brasil é o desenvolvimento de sistemas economicamente viáveis, capazes de extrair o petróleo da camada Pré-sal, com o menor risco possível para os ecossistemas e a vida marinha. 3

17 1.2. Objetivo O objetivo deste trabalho é realizar o dimensionamento de um sistema de produção offshore do tipo MHR durante o estágio de Engenharia Conceitual. Nesta fase, as dimensões do sistema são calculadas a partir dos esforços estruturais globais devido às cargas funcionais (peso, empuxo), operacionais (pressão e temperatura dos fluidos de operação) e às ações ambientais, a fim de estabelecer o diâmetro e a espessura de parede dos componentes capazes de suportar as condições extremas de carregamento impostas ao sistema. O dimensionamento consiste num método iterativo, onde o diâmetro e a espessura de parede são calculados em função das propriedades do material e das condições de operação, exceto para o núcleo, cujas dimensões são definidas a partir dos carregamentos estruturais e ambientais. A partir das dimensões dos risers e do núcleo, um modelo em elementos finitos é elaborado para a análise global do sistema, e com isso, obter os carregamentos globais (esforços axiais e momentos fletores) do núcleo e dos risers, quando o sistema se encontra em condição permanente (In-Situ). Calculados os carregamentos estruturais a partir do modelo em elementos finitos, avalia-se o comportamento global da estrutura através das formulações definida pela sociedade classificadora para o carregamento das cargas causadas pelas condições de operação, combinadas às cargas ambientais Premissas Os dados de entrada para o dimensionamento dos risers que compõem o sistema descrito neste relatório são sigilosos e constituem a propriedade intelectual de terceiros, portanto, os mesmos não serão apresentados neste trabalho. Os dados de entrada omitidos são listados abaixo: Localização do campo; Curvas RAOs do FPSO; Dados oceanográficos; Dados meteorológicos. Apenas serão apresentados as formulações teóricas e os resultados do primeiro ciclo iterativo. Entende-se que esses dados são importantes para o dimensionamento do 4

18 sistema, porém, o foco deste trabalho é o dimensionamento do sistema e os dados omitidos compõem o conjunto de dados de entrada para o dimensiomento Descrição dos Capítulos O primeiro capítulo deste trabalho apresenta o resumo histórico da evolução da produção offshore, assim como o objetivo e as premissas deste trabalho. O segundo capítulo apresenta a descrição dos componentes do sistema offshore de produção do tipo MHR. O terceiro capítulo define o método de dimensionamento empregado no projeto conceitual do sistema, assim como os recursos empregados durante a implementação deste método. O quarto capítulo fornece as informações e requisitos utilizados para o dimensionamento do sistema. O quinto capítulo apresenta o dimensionamento preliminar dos componentes que constituem o sistema MHR risers, núcleo, tanque de sustentação e os blocos de espuma. O sexto capítulo resume os modelos teóricos empregados nos cálculos do modelo em elementos finitos que representa o sistema. O sétimo capítulo apresenta o método de análise do modelo em elementos finitos, conhecido como análises extremas. O oitavo capítulo resume os principais resultados obtidos para o núcleo durante as análises extremas. O nono capítulo apresenta a análise dos resultados obtidos durante as fases anteriores do projeto, segundo os critérios dos carregamentos combinados, definido pelo regra da DnV. O décimo capítulo apresenta os comentários dos resultados e as conclusões finais do trabalho em questão, além de informar os próximos passos do projeto conceitual. O décimo primeiro capítulo apresenta as referências bibliográficas consultadas para a elaboração deste trabalho. Nos apêndices são apresentados os resultados obtidos durante as análises extremas e a análise global segundo os critérios da DnV, para os risers que compõem a seção rígida do MHR. 5

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20 1.5. Abreviações API AMN American Petroleum Institute Árvore de Natal Molhada ASME American Society of Mechanicals Engineers BV CRA DnV FLET FPSO LPP IFP MHR RAO ROV VIM VIV Bureau Veritas Corrosion Resistance Alloy Det Norske Veritas Flowline End Termination Floating Production Storage and Offloading Layers of Polypropylene Institute France Petroleum Multibore Hybrid Riser Response Amplitude Operator Remotely Operated Vehicle Vortices-Induced Motion Vortices-Induced Vibration 7

21 2. Descrição do Sistema MHR A sigla MHR é a contração do termo inglês Multibore Hybrid Riser. Esse sistema de produção offshore tem como principal característica a capacidade de operação simultânea de diferentes fluidos, em risers distintos, dispostos em um conjunto envolto por um material sólido mais leve que água (conhecido por espuma). O sistema analisado possui os seguintes risers de operação: Risers de produção risers utilizados para o transporte do fluido de operação para o FPSO; Risers de injeção de água risers utilizados para injeção de água no poço; Risers de injeção de gás risers utilizado para injeção de gases no poço; Risers de serviço risers utilizados para o transporte de gases para o FPSO. O sistema MHR é dito híbrido devido à separação em partes flexível e rígida dos risers que o compõem. A parte flexível, constituída pelos dutos flexíveis, é a conexão entre o FPSO e os risers rígidos. Esta característica reduz o carregamento dinâmico na parte rígida do sistema causado pelos dos movimentos do FPSO. Esse desacoplamento entre a porção rígida do sistema e o FPSO é a principal vantagem, quando este é comparado ao sistema offshore de produção tipo riser rígido em catenária livre. Neste sistema, a fadiga na conexão do sistema devido ao movimento do FPSO exposto a ação das ondas é um critério crítico de projeto. Já para o sistema MHR, a fadiga devido à ação das ondas não é o critério predominante, quando este é comparado ao dimensionamento devido aos esforços estruturais causados pela pressão interna de operação e pelos esforços ambientais. A parte rígida do sistema MHR é composta por um conjunto de risers rígidos, envoltos por blocos de espuma, que geram empuxo ao sistema. A rigidez estrutural do sistema MHR é composta pelo núcleo um tubo de aço com dimensões maiores que as dimensões dos risers e que não é destinado à operação. O núcleo do MHR tem as suas extremidades conectadas ao tanque de sustentação e à âncora de sucção por meio de juntas flexíveis. O tanque de sustentação (ou verticalização) é o responsável por manter a parte rígida do sistema na posição nominal de projeto. A âncora de sucção conecta o sistema ao leito marinho e evita que o mesmo se desloque verticalmente devido à ação do empuxo. 8

22 Figura 5 Apresentação do Sistema Multibore Hybrid Riser (MHR). 9

23 Cadaa riser que compõe o conjunto do MHR conecta-se às linhas de transferência que se localizam no leito marinho, e seguem para variados equipamentos que compõemm um sistema submarino de produção, sendo os mais conhecidos: Árvore de natal molhada (ANM); Manifold; PLET ( Pipeline End Terminator ); PLEM ( Pipeline End Manifold ). Os principais elementos que compõemm o sistema MHR são apresentados nas próximas subseções FPSO O FPSO é o centro de comando operacional do sistema. Em sua estrutura são instalados os sistemas de bombeamento de água de injeção, a planta de produção e tratamento, os tanques de armazenamento e o sistema de bombeamento de transferência. Trata-se armazenar e de uma unidade de produção estacionária capaz de processar, tratar, descarregar os diferentes derivados provenientes da produçãoo para navios aliviadores. O posicionamento de um FPSO no campo, em torno do poçoo de produção, utiliza linhas de ancoragem que se estendem por vários quilometros ao longo do leito marinho e são fixadas por estacas. O posicionamento das linhas de ancoragem no arranjo geral do FPSO se divide em dois tipos: Saída em único ponto: unidades que utilizam esse sistema possuem um equipamento chamado turret instalando no casco. As linhas de ancoragem e os risers partem do FPSO pelo turret e seguem para as suas posições de ancoragem no leito marinho. A vantagem desse sistema é a capacidade de aproar o FPSO na direção resultante da ação combinada do vento, corrente e ondas. A desvantagem é o custo elevado. Figura 6 Sistema de Ancoragem Tipo Saída em Único Ponto: Turret. 10

24 Saída em múltiplos pontos: esse sistema de ancoragem, conhecido como Spread mooring, utiliza várias saídass no casco do FPSO para linhas de ancoragem. O FPSO que utiliza esse sistema de ancoragem fica sujeito a maiores deslocamentos (e acelerações) devido às ações meteorológicas e oceanográficas. Figura 7 Sistema de Ancoragem Tipo Saída em Múltiplos Pontos: Spread Mooring Dutos Flexíveis Os dutos flexíveis (conhecidos como flexiblee jumpers ) são formados por várias camadas concêntricas de aço e materiais polímeros, que formam uma estrutura flexível capaz de suportar esforços de tração, momento fletor e pressão, conforme os requisitos de operação do projeto. Figura 8 As Camadas de Duto flexível. 11

25 O duto flexível faz a ligação entre o FPSO e o conjunto de risers rígidos do MHR. Os diferentes tipos de fluidos são transportados pelo interior do tubo de aço inoxidável que compõe a carcaça. O feixe de camadas concêntricas de aço e material polímero permite que o duto opere com raios de curvatura bem menores (maior curvatura na linha), quando comparados aos dutos rígidos. Essa característicaa reduz os danos devido à fadiga causados pelos movimentos do FPSO. Os dutos flexíveis são conectados ao FPSO pelo elemento estrutural conhecidoo por Riser Porch. Essa estrutura é montada no costado do FPSO e nela são instalados os elementos conectores e o enrijecedor de curvatura ( bending stiffeners ), que constituem a conexão entree o FPSO e o duto flexível. Figura 9 Riser Porch. Figura 10 Conectores. Figura 111 Bending Stiffener. Os dutos flexíveis se conectam ao MHR através do elemento estrutural chamado Montagem Estrutural Superior (em inglês, Top Riser Assembly ). Nesse elemento são instalados os conectores que fazem a transição entre os dutos flexíveis e os risers rígidos. 12