ANÁLISE ESTRUTURAL DE MASTER LINK EM MANOBRAS DE LANÇAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS. João Vitor Guimarães Rodrigues. título de Engenheiro.

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1 ANÁLISE ESTRUTURAL DE MASTER LINK EM MANOBRAS DE LANÇAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS João Vitor Guimarães Rodrigues Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Civil da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro. Orientador: Bruno Martins Jacovazzo Rio de Janeiro Setembro de 2016

2 ANÁLISE ESTRUTURAL DE MASTER LINK EM MANOBRAS DE LANÇAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS João Vitor Guimarães Rodrigues PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE ENGENHARIA CIVIL DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO CIVIL. Examinada por: Prof. Bruno Martins Jacovazzo, D.Sc. Prof. Sergio Hampshire de Carvalho Santos, D.Sc. Prof. Mauro Henrique Alves de Lima Junior, D.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL SETEMBRO DE 2016

3 Rodrigues, João Vitor Guimarães Análise Estrutural de Master Link em Manobras de Lançamento de Dutos Flexíveis/ João Vitor Guimarães Rodrigues. Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, IX, 70 p.: il.: 29,7 cm. Orientador: Bruno Martins Jacovazzo Projeto de Graduação UFRJ/Escola Politécnica/Curso de Engenharia Civil, Referências Bibliográficas: p Análise Estrutural. 2. Dutos Flexíveis. 3. Masterlink. 4. Outboarding. I. Jacovazzo, Bruno Martins. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Civil. III. Título. ii

4 À minha família, em especial aos meus pais e irmã, pelo carinho e apoio durante toda minha formação acadêmica. iii

5 AGRADECIMENTOS Agradeço primeiramente à Santíssima Trindade, fonte da minha fé e espiritualidade. A toda minha família, especialmente aos meus pais Rozangela e Jalmir, cujo esforço em proporcionar o melhor para minha formação e caráter está sendo recompensado com a obtenção de tal título. A minha irmã, Didi, que chorou quando fui aprovado no vestibular e me ensinou a superar os desafios de frequentar a Ilha do Fundão diariamente. A minha namorada, Ana, pela compreensão dos momentos que a privei de minha companhia em prol da faculdade e sucesso desse trabalho. Aos meus amigos que fiz durante minha formação, indubitavelmente fonte de alegria e companheirismo em momentos difíceis. Ao meu orientador Bruno Martins Jacovazzo, que me ajudou desde o início a elaborar um modelo estrutural mais próximo da realidade operacional e por me proporcionar um aprendizado valioso para minha formação. Ao LAMCSO, por proporcionar a estrutura necessária para a realização desse trabalho. iv

6 Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil. Análise Estrutural de Master Link em Manobras de Lançamento de Dutos Flexíveis João Vitor Guimarães Rodrigues Setembro de 2016 Orientador: Bruno Martins Jacovazzo Curso: Engenharia Civil A indústria de óleo e gás brasileira demanda atualmente um grande número de projetos com a utilização de dutos flexíveis. Os mesmos são mais utilizados por proporcionarem ao usuário a capacidade de prolongar a vida útil das linhas de produção, serviço e controle, além da possibilidade de remanejar esses dutos para diferentes campos de petróleo. Com a crescente busca por poços em águas mais profundas, as empresas de lançamento e instalação de dutos flexíveis viram a necessidade de aprimorar suas operações off-shore com materiais mais leves e mais resistentes. Neste trabalho, uma análise estrutural global foi realizada com o objetivo de estudar o comportamento e as forças presentes no anel masterlink no momento da passagem de extremidade pela roda de popa do navio de lançamento. A análise consiste em um modelo onde foram considerados diferentes alturas e período de onda. Os resultados obtidos foram analisados e discutidos de maneira a obter um melhor entendimento do comportamento do anel masterlink durante a operação. Palavras-chave: Análise Estrutural, Dutos Flexíveis, Masterlink, Outboarding v

7 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Engineer, Structural Analisys of Masterlink in Operations of Flexible Pipe Laying João Vitor Guimarães Rodrigues September/2016 Advisor: Bruno Martins Jacovazzo Course: Civil Engineering The Brazilian oil and gas industry currently demands a great number of projects with the use of flexible pipes. They are mostly used for providing the user the ability to extend the life of the production lines, service and control, besides the ability to reallocate these pipelines for different oil fields. With the growing search for deep water wells, the flexible pipes launch and installation companies have noticed the need to improve their off-shore operations with lighter and stronger materials. In this project, a global structural analysis was carried out aiming to study the behavior and forces in the masterlink ring at the final stage of a outboarding installation procedure. The analysis consists of a model where different sea states have been considered. The results were analyzed and discussed in order to obtain a better understanding of the masterlink ring behavior during the operation. Keywords: Structural Analysis, Flexible Pipes, Masterlink, Outboarding vi

8 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO Histórico da Exploração Offshore no Brasil Contexto e Motivação Objetivo Organização do Texto SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO Cabeça de Poço Árvore de Natal Molhada MCV (Módulo de Conexão Vertical) PLET (Pipe Line End Termination) e PLEM (Pipe Line End Manifold) Manifold Linhas Flexíveis Umbilicais de Controle INSTALAÇÃO SUBMARINA Sistemas de Lançamento de Dutos Flexíveis HLS (Horizontal Lay System) VLS (Vertical Lay System) Equipamentos de Bordo Deck Layout Tensionador Guincho Guindaste A-Frame e roda de lançamento Mesa de trabalho Acessórios de linha flexível Conector/Armor Pot Cabeça de tração Restritor de curvatura Enrijecedor Colar batente Colar de ancoragem vii

9 3.3.7 Sistema de suspensão Colar de anodo Manobras de Rotina Principais recursos para a realização de manobras Carregamento/Descarregamento em uma base Lançamento e recolhimento de dutos flexíveis Outboarding/Inboarding de extremidade CVD - Conexão Vertical Direta Pull-in e Pull-out de dutos flexíveis DESCRIÇÃO DO PROBLEMA Operações de Outboarding de Risers Flexíveis Utilização do Master Link Cargas Laterais ESTUDO DE CASO Programa de Análise Modelo Estrutural Unidade Flutuante Elementos da Análise Parâmetros das Linhas Carregamento Ambiental Resultados Características Gerais Forças Axiais Máximas no Master Link Fator de Amplificação Dinâmica no Topo do Riser COMENTÁRIOS FINAIS Conclusões Trabalhos Futuros REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS viii

10 SIGLAS A&R Abandono e Recolhimento ANM Árvore de Natal Molhada BAP Base Adaptadora de Produção BOP - Blow Out Preventer CVD Conexão Vertical Direta FAD Fator de Amplificação Dinâmica HLS Horizontal Lay System LDA Lâmina D`água MCV Módulo de Conexão Vertical MDL Maximum Dynamic Load OMC Offshore Mast Crane PLEM Pipe Line end Manifold PLET Pipe Line end Termination PLSV Pipe Laying Support Vessel RAO Response Amplitude Operators ROV Remotely Operated Vehicle TDP Touch Down Point UEP Unidade Estacionária de Produção VLS Vertical Lay System WLL Work Load Limit ix

11 1 INTRODUÇÃO 1.1 Histórico da Exploração Offshore no Brasil A atividade offshore, desde seu início, foi marcada pelo constante desenvolvimento tecnológico de técnicas e métodos para vencer os desafios que a indústria de óleo e gás demanda. As fases envolvidas no processo de exploração e produção de um campo é chamada de upstream e o termo offshore refere-se às atividades realizadas em mar aberto. No Brasil, a partir de 1953, foi instituído o monopólio estatal do petróleo com a criação da Petrobras, que deu partida nas pesquisas do petróleo brasileiro. O primeiro poço instalado pela Petrobras foi no campo de Guaricema em 1967, numa LDA de 30 metros, porém o primeiro marco de exploração em águas profundas foi no campo de Garoupa em 1974 numa profundidade de 115 metros. A partir daí, várias descobertas em águas mais profundas foram sendo desenvolvidas. O grande fato para a exploração de petróleo offshore no Brasil foi a descoberta do campo de Albacora em LDA de 600 metros. Desde então, o uso de veículos operados remotamente e o sistema de controle multiplexado foram utilizados como uma nova forma de intervenção submarina. Logo depois, em 1990, os campos gigantes de Roncador e Barracuda deram uma alavancada na produção da Petrobras, assim como os Campos de Marlim consequentemente. Hoje em dia, com a descoberta de hidrocarbonetos na camada do Pré-Sal, a busca por tecnologias que proporcionam a exploração em LDA acima de 2000 metros continuam presentes. O desenvolvimento de campos na Bacia de Santos, SP, como os campos de Lula e Sapinhoá demandaram não só novos métodos de perfuração como também de produção. 1

12 1.2 Contexto e Motivação Dentro da indústria de petróleo, uma área de grande interesse é a do cálculo de cargas de içamento e montagem de lingadas, que é o conjunto de acessórios estruturais necessários para compor um içamento de carga, como por exemplo: manilhas, master link, ganchos e outros. Tal área não só demandava um conhecimento das normas aplicadas a içamento de cargas como também um grande conhecimento operacional, no que diz respeito ao uso dos devidos equipamentos de bordo e atenção às limitações dos PLSV`s. O processo de treinamento inclui padrões normativos para cálculo de carga com todas as considerações necessárias para os fatores de segurança, de amplificação dinâmica e de redução de carga, entre outros. Além da consulta constante a normas de empresas, deve-se consultar também o catálogo dos massames acessórios estruturais necessários no içamento utilizados em cada lingada, a fim de obter suas especificações técnicas e de uso. Os principais massames utilizados nas operações são as manilhas, master links, ganchos, destorcedores, cabos de aço e cintas. Um fato a ser observado é que em normas e catálogos consultados o fator de redução de carga para o uso de master link com cargas laterais não possuem um padrão como se apresenta no uso de manilhas. Nos catálogos dos fabricantes de manilhas se diz que cargas laterais devem ser evitadas, mas caso isso não possa ser evitado, um fator de redução deve ser utilizado, conforme será mostrado na Figura Há operações em que o master link pode vir a receber cargas laterais. No presente trabalho se estuda o comportamento das cargas durante uma operação rotineira de lançamento de dutos flexíveis. Em estudos futuros poder-se-á analisar a possibilidade de aplicar um fator de redução de carga para cargas laterais. Tal estudo contempla analisar globalmente o fator de amplificação dinâmica durante a operação de outboarding de extremidades finais a bordo de PLSV s de lançamento horizontal. 2

13 1.3 Objetivo O objetivo é, através de uma análise global, verificar o fator de amplificação dinâmica e avaliar as cargas presentes na operação, sendo elas no topo do riser, no guincho A&R e no A-Frame. Para tal análise, será considerada para efeito de cálculo a variação de parâmetros como o período da onda, a frequência e o estado de mar. Com isso, conhecendo a carga estática da operação, pode-se determinar o fator de amplificação dinâmica e comparar com o fator apresentado na norma DNV-OS-H205 Lifting Operations [1]. 3

14 1.4 Organização do Texto A seguir descreve-se como o texto desse trabalho está organizado. O Capítulo 2 apresenta os principais componentes de um sistema submarino de produção. O Capítulo 3 apresenta os métodos de lançamento de dutos flexíveis assim como os equipamentos a bordo dos PLSV`s, mencionando também os acessórios e operações rotineiras. Já o Capítulo 4 apresenta uma descrição do problema a ser abordado nesse estudo, enquanto que o Capítulo 5 apresenta o estudo de caso propriamente dito. Finalmente, o Capítulo 6 apresenta os comentários finais, incluindo as conclusões e propostas para trabalhos futuros. 4

15 2 SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO 2.1 Cabeça de Poço A cabeça de poço é a estrutura vital para o sistema de produção submarino. Ela fornece suporte aos revestimentos dos poços, podendo resistir aos esforços provenientes do riser de perfuração, e também deve ser capaz de fornecer vedação para o BOP - Blow Out Preventer na fase de perfuração. Na fase de produção, a cabeça de poço (Figura 2.1) pode alojar e travar a Árvore de Natal e as bases adaptadoras de produção de produção. Figura Cabeça de Poço [2] Basicamente, a cabeça de poço submarina deve: Prover suporte às colunas de revestimento do poço e à Árvore de Natal Molhada; Aceitar todo tipo de carregamento imposto da perfuração, completação e operações de produção; Certificar o alinhamento e verticalização de todo o sistema. 5

16 2.2 Árvore de Natal Molhada A Árvore de Natal Molhada (Figura 2.2) é um conjunto de válvulas instalado acima da cabeça de poço que promove o controle e interface entre o poço e a as linhas de produção. Ela possui válvulas de teste, serviço, produção e vedação, (atuadas hidraulicamente ou mecanicamente), capaz de interromper a produção de óleo, gás e outros líquidos provenientes do poço. Sua principal função é permitir que o fluxo de um poço seja enviado com segurança para a plataforma por meio do acionamento de suas válvulas. Para direcionar a produção com segurança para a plataforma, junto à Árvore de Natal Molhada, existe uma Base Adaptadora de Produção que tem a função de receber as linhas de fluxo e umbilicais de controle e fazer a interface com a ANM. Figura Árvore de Natal Molhada [3] Outras funções da Árvore de Natal são: Monitorar os parâmetros do poço, como volume produzido, temperatura, pressão, etc.; Injeção de produtos químicos para combater a formação de hidratos. 6

17 2.3 MCV (Módulo de Conexão Vertical) O Módulo de Conexão Vertical (MCV - Figura 2.3) é um equipamento criado para facilitar a conexão entre poço e a linha de fluxo, podendo ser de produção, serviço e controle. Ele basicamente tem a finalidade de conectar as linhas de produção, ter acesso ao anular e controle da BAP, possibilitando o escoamento da produção, a injeção de gás para operação de gas lift, a passagem de fluido hidráulico de controle e por último a injeção de produtos químicos. Seu nome é dado pelo seu método de instalação vertical, que facilita a operação, pois não necessita da operação simultânea entre a plataforma e o navio de lançamento de linha Pipeline Lay Support Vessels - PLSVs. A instalação é sempre feita pelos PLSVs e totalmente submarina, o que resulta em um maior controle da operação pelo navio e maior agilidade de instalação. Figura 2.3 Módulo de Conexão Vertical [4] 7

18 2.4 PLET (Pipe Line End Termination) e PLEM (Pipe Line End Manifold) Em alguns campos de petróleo, a quantidade de poços que fazem parte do sistema submarino pode tornar inviável a exportação do produto feita através de risers individuais para cada poço. Isto requer a instalação de PLEM (Pipe Line End Manifold - Figura 2.4) que é uma estrutura submarina localizada no final de um duto, utilizada para o conectar a um manifold ou a uma ANM através de um jumper, duto de pequeno comprimento. Pode ser também chamado de PLET (Pipe Line End Termination), especialmente quando provido de uma válvula e um conector vertical. Figura 2.4 PLEM [5] 8

19 2.5 Manifold Manifolds submarinos (Figura 2.5) são estruturas utilizadas em campos de petróleo para simplificar o sistema submarino, minimizar a quantidade de flowlines e risers e otimizar o controle de fluxos de produção. Quando utilizado, o sistema de produção submarino passa a ser através de manifold, substituindo o sistema de produção através de poços satélites, onde cada poço possui sua linha de produção, serviço e controle. Ele é composto por um conjunto de válvulas e ligações internas que irão combinar a distribuição, o controle e o monitoramento dos poços, como uma estrutura independente dos poços. Ele basicamente faz a interface entre poço e plataforma recebendo o óleo proveniente dos poços e exportando para a plataforma em um único duto, diminuindo a quantidade de dutos e risers como dito anteriormente. Além dessas funções, os manifolds podem também injetar gás, água e produtos químicos para recuperação de poços, fluidos de controle através de umbilicais e fornecer distribuição elétrica e hidráulica para todo o sistema submarino. Figura 2.5 Manifold Submarino [6] 9

20 2.6 Linhas Flexíveis Os dutos flexíveis (Figura 2.6) são estruturas compostas por várias camadas de diferentes materiais que proporcionam inúmeras funções. A camada mais interna é composta por uma carcaça metálica intertravada que tem o objetivo de impedir o colapso da linha e proteger contra a passagem de raspadores e partículas abrasivas. A estrutura subsequente é uma camada polimérica que tem a função de estanqueidade. As estruturas metálicas subsequentes são armaduras cuja função é resistir a cargas radiais, principalmente à pressão interna. As duas últimas estruturas metálicas estão dispostas em hélice e têm a função de suportar esforços de tração. A última camada é feita de um material polimérico para encapsulamento da linha com o objetivo de proteção mecânica e evitar a ação externa do ambiente. Em alguns flexíveis, dependendo do fabricante, há a existência de fitas entre as camadas metálicas a fim de evitar a abrasão entre metal-metal como também camadas mais externas com finalidades térmicas. Figura 2.6 Linha Flexível [7] 10

21 Os flexíveis podem ser divididos em risers, trecho suspenso do duto, e em flowlines, trecho em que o duto está assentado no leito marinho. Os risers flexíveis possuem a mesma configuração dos flowlines, porém as armaduras metálicas que provêm resistência à tração são mais reforçadas, com a finalidade de suportar os maiores esforços induzidos pela ação dinâmica das ondas, correntes e do movimento da plataforma. Os tipos de configuração dos risers são descritos pela norma API 17B [8], e estão mostrados na Figura 2.7. A forma do riser em catenária livre é a configuração mais simples, porém apresenta uma região crítica que é o ponto em que o duto toca no fundo. Este ponto é chamado de Touch Down Point (TDP). No TDP existe uma maior probabilidade de surgimento de cargas compressivas e como as linhas flexíveis são pouco tolerante a este tipo de esforço, devido ao seu arranjo mecânico interno, esta região tornase crítica no projeto. Com o objetivo de se evitar o problema de cargas compressivas no TDP, foram desenvolvidas algumas configurações que a minimizam, tais como: Steep-S, Lazy-S, Steep Wave e Lazy Wave. Essas configurações são bem mais complexas e mais difíceis de serem instaladas, portanto, muito pouco usadas em comparação à catenária livre. 11

22 Figura Exemplo de Configurações de Risers [9] 12

23 2.7 Umbilicais de Controle O umbilical (Figura 2.8) é um grupo de cabos elétricos, fibras óticas, mangueiras e tubos cabeados juntos com a função de conduzir o fluido hidráulico da plataforma ao equipamento submarino para acionar diversos tipos de atuadores, como também condução de potência elétrica e sinal. Além disso, o umbilical proporciona maior segurança e melhor eficiência no controle dos equipamentos submarinos. Não são só constituídos por certo número de mangueiras hidráulicas, cabos elétricos e fibra ótica no seu interior. Possuem também estruturas metálicas que fornecem resistência mecânica quanto a esforços radiais e axiais. Há uma camada polimérica externa para prover acabamento e proteção externa contra agentes danosos do ambiente. Figura 2.8 Umbilical Eletro-Hidráulico [10] 13

24 3 INSTALAÇÃO SUBMARINA 3.1 Sistemas de Lançamento de Dutos Flexíveis HLS (Horizontal Lay System) O sistema de lançamento horizontal de linhas flexíveis e umbilicais é estabelecido quando os tensionadores estão dispostos horizontalmente no convés e antes da roda de lançamento, como pode ser visto na Figura 3.1. Esse layout resulta em grandes tensões na roda de lançamento, pois toda a carga da catenária é sentida no momento do lançamento. Figura Sistema de Lançamento Horizontal Alguns navios que utilizam esse sistema são por exemplo: Kommandor 3000, Seven Condor, Normand Seven (Figura 3.2), [11]. O Kommandor 3000 e o Seven Condor são chamados de navios triple lay, pois possibilitam o lançamento em bundle, que consiste no lançamento de três linhas simultâneas, sendo elas de produção, serviço e controle. 14

25 Figura Normand Seven [12] VLS (Vertical Lay System) O sistema de lançamento vertical de linhas flexíveis e umbilicais foi desenvolvido de forma a mitigar o problema da carga da catenária ser sentida na roda de lançamento. Para tal, os tensionadores foram dispostos verticalmente e depois da roda de lançamento, como pode ser visto na Figura 3.3. Com isso, a roda de lançamento não sofre a carga da catenária, sendo toda ela suportada pelos tensionadores. Isso possibilita maiores cargas e consequentemente maiores profundidades. 15

26 Figura Sistema de Lançamento Vertical Alguns dos navios que utilizam o sistema vertical são por exemplo: Seven Waves (Figura 3.4), Seven Phoenix, Seven Seas e outros, [11]. Figura Seven Waves [13] 16

27 3.2 Equipamentos de Bordo Deck Layout O layout de um navio típico de lançamento apresenta-se na Figura 3.5. Nele podese notar que os tensionadores estão alinhados com a calha na roda de lançamento. Essa configuração de alinhamento chama-se fireline, que é o caminho que uma linha flexível fará no momento em que estiver sendo manuseada. Além disso, nota-se também que o guincho A&R está alinhado com a fireline. Geralmente essa é a configuração mais segura a bordo dos PLSV`s, pois não há necessidade de deslocar cabos dos guinchos com roletes, solução muito utilizada quando não se tem alinhamento com os tensionadores. Com relação ao guindaste, como é um equipamento de intervenção submarina na maioria dos casos, ele estar à meia nau desde que seu raio de trabalho abranja todo o convés de lançamento. Figura Layout de um deck de lançamento Tensionador O tensionador é o principal equipamento do lançamento de dutos flexíveis e umbilicais a bordo dos navios PLSV`s. É desenvolvido para aplicar o aperto necessário no produto, o que permite controlar a velocidade de instalação e suportar toda a carga de topo devido ao peso da estrutura e outros acessórios presentes sem afetar a função ou desempenho das estruturas. 17

28 Para suportar tal força, os tensionadores são compostos por várias esteiras, cujas configurações podem variar de duas, três ou quatro, como na Figura 3.6 e na Figura 3.7. Figura Tensionador com quatro esteiras [14] Figura Tensionador com duas esteiras [15] 18

29 O aperto é provido por cilindros hidráulicos situados atrás das esteiras, como visto na Figura 3.8. Dependendo do tensionador, o número e o local dos cilindros pode variar, mas o princípio é o mesmo. Com o aperto aplicado, os cilindros proverão a força motora capaz de rodar as esteiras para lançar ou recolher as linhas flexíveis e umbilicais. Figura Cilindros hidráulicos Para efeito de cálculo é importante o aperto ser o necessário para a linha não correr, fenômeno que ocorre quando as camadas internas se deslocam em relação à capa externa, danificando o produto e inviabilizando a utilização da linha. Assim como o aperto mínimo, temos que avaliar também o aperto máximo da estrutura, que é o quanto pode apertar sem que venha causar danos na mesma. Tal informação geralmente é passada pelo fabricante da linha flexível ou do umbilical. Portanto, tem-se uma janela de aperto possível para a operação, retratada na Figura 3.9, onde o aperto, também conhecido como clamp, é proporcional à carga dinâmica máxima da operação. 19

30 Figura Curva de crushing Geralmente os tensionadores estão suscetíveis a falhas em caso de uma perda súbita de pressão hidráulica nos cilindros, principalmente quando estão trabalhando em conjunto com outro tensionador. Um acumulador hidráulico é incorporado no circuito com válvulas que asseguram que para uma perda de pressão, haja tempo para efetuar uma retenção (Figura 3.10). 20

31 Força de compressão Curva de variação de aperto Capacidade de aperto do duto Máxima força de compressão permitida Variação Força de compressão aplicada Mínimo aperto requerido Aperto baseado na tensão dinâmica e coeficiente de atrito incluindo fator de segurança. Tempo Figura Curva de variação de aperto 21

32 3.2.3 Guincho Os principais guinchos utilizados a bordo para operações offshore de dutos flexíveis são os A&R - Abandono e Recolhimento (Figura 3.11). Eles são especialmente fabricados para lançar e recolher dutos do leito marinho e para outras operações que serão detalhadas no item 3.4. Figura Guincho A&R Além das operações rotineiras, existem outros guinchos de menor capacidade de carga que são utilizados para manuseio de extremidades que estão saindo do local de armazenamento e também como forma de estabilizar os equipamentos, evitando o balanço decorrente das movimentações da embarcação (Figura 3.12). 22

33 Figura Guincho Auxiliar Guindaste Os guindastes a bordo dos PLSV s são utilizados para transbordo de carga, manuseio de equipamentos no convés de lançamento e operações onde é necessária a atuação de um compensador de heave, que atua na compensação do movimento vertical da embarcação. O compensador de heave atua em manobras submarinas onde a carga a ser manipulada precisa de maior precisão e controle, como por exemplo, no assentamento do MCV - Módulo de Conexão Vertical no hub da BAP - Base Adaptadora de Produção. Existem três tipos de compensador de heave, o ativo, o passivo e o de tensão constante. Os principais guindastes utilizados pelos PLSV s são: Offshore Mast Crane (Figura 3.13), adequado para lâminas d água ultra profundas, com grande capacidade de carga. Pode ser utilizado não só para instalações de dutos flexíveis como também em instalações de equipamentos submarinos como manifolds, PLET s e PLEM s; 23

34 Figura Offshore Mast Crane [17] Knuckleboom Cranes (Figura 3.14), que é o mais utilizado em embarcações PLSV s, não tem grande capacidade de carga como os OMC s, porém podem chegar a grandes profundidades de lâmina d água. Sua principal característica é sua articulação, proporcionando uma maior área de atuação de sua lança. Figura Knuckleboom Crane [18] 24

35 3.2.5 A-Frame e roda de lançamento O A-Frame (Figura 3.15) é um pórtico situado na popa da embarcação utilizado para operações de outboarding e inboarding de extremidades de dutos flexíveis. Ele, juntamente com o guincho A&R da fireline, auxilia na elevação dessas extremidades para que não passem pela roda de lançamento com a carga prevista da operação, evitando assim o risco de algum dano nos acessórios e na linha. Nos PLSV s de lançamento horizontal, o A-Frame é mais comum do que nas embarcações verticais. Em algumas embarcações, o A-Frame possui um guincho de topo que auxilia nas operações. Em outros casos, onde não possui um guincho próprio, é utilizada uma roldana para auxiliar a manobra. Figura A-Frame rebatido para manobra de outboarding da extremidade final 25

36 3.2.6 Mesa de trabalho A mesa de trabalho está situada abaixo da roda de lançamento dos PLSV s, sendo utilizada para conexões intermediárias entre tramos de linhas flexíveis. Ela possui uma braçadeira de parada, onde é apoiada a segunda extremidade para a espera da primeira extremidade do outro tramo que estará vindo do local de armazenamento. Os conectores das linhas são apoiados nessa braçadeira e geralmente podem ser apoiados em quatro regiões: pescoço, ombro, groove ou fundo, como pode ser visto nas Figuras 3.16 e Quando não há compatibilidade do diâmetro da braçadeira com o diâmetro de onde será apoiado no conector, por exemplo, o diâmetro da braçadeira sendo maior que o diâmetro do conector, é utilizado um inserto bipartido preso ao conector que aumentará sua área de contato e viabilizará a parada na mesa. Figura Conector de Linha Flexível 26

37 Figura Extremidade final parada na mesa 27

38 3.3 Acessórios de linha flexível Conector/Armor Pot O conector (Figura 3.18) é a terminação dos dutos flexíveis e está presente em ambos os lados do tramo. Suas funções são: prover um acabamento para as camadas construtivas do duto, transferir cargas do duto para as terminações e proporcionar as conexões intermediárias e finais com tramos e equipamentos, respectivamente. Os conectores são divididos por flanges de acordo com o diâmetro do duto. Quando não há compatibilidade entre os flanges para uma conexão, usa-se um adaptador para viabilizar a conexão. As conexões são realizadas através de estojos e porcas compatíveis com as ferramentas a bordo de cada PLSV (Figura 3.19). Figura Conector de Linha Flexível 28

39 Figura Conexão entre tramos Geralmente, tubos flexíveis transportando gás ou fluido bifásico, estão sujeitos ao fenômeno de difusão de gás através da camada termoplástica interna, ou seja, o gás atravessa a camada interna do termo plástico e se acumula nas camadas interna e externa do anular. Com o objetivo de prevenir a camada externa de inflar excessivamente ou mesmo de se romper, o gás acumulado no anular é expulso através de uma válvula de drenagem. O armor pot é a terminação dos umbilicais, que assim como os conectores possuem as mesmas funções, porém, no caso de umbilicais, as conexões são realizadas junto a uma caixa de emenda que mantém as mangueiras hidráulicas alojadas e protegidas, como pode ser visto na Figura Figura Caixa de Emenda 29

40 3.3.2 Cabeça de tração A cabeça de tração é o componente utilizado que permite o fechamento do duto flexível. Existem dois tipos de cabeças de tração, a primeira é o flange cego (Figura 3.21), utilizado para movimentação do duto no convés e também a realização de testes de confiabilidade do produto. O outro é o flange perfilado (Figura 3.22), utilizado para sustentar e guiar o flexível dentro do I-Tube, onde é conectado ao conector de topo do riser. Figura Cabeça de Tração de Manuseio e Teste 30

41 Figura Cabeça de Tração Perfilada Restritor de curvatura Os restritores de curvatura (Figura 3.23) são instalados em extremidades de flowline junto aos conectores com a finalidade de restringir a curvatura da estrutura a um mínimo admissível. Cada restritor consiste em módulos bipartidos - geralmente compostos por um lado macho e outro fêmea - montados sequencialmente (Figura 3.24), que atuarão como uma vértebra, capaz de travar quando a sua curvatura atingir o mínimo admissível. 31

42 Figura Vértebra Figura Módulos de Vértebra [19] 32

43 3.3.4 Enrijecedor O enrijecedor (Figura 3.25) é o acessório utilizado na extremidade do riser, mais precisamente na conexão com a plataforma. Sua principal função é impedir uma deformação angular do flexível, limitando as tensões de flexão à níveis previamente determinados. Sua configuração cônica assegura uma transição gradual das deformações e tensões no tubo flexível. Figura Enrijecedor Colar batente O colar batente é o acessório utilizado para prevenir uma eventual desconexão do enrijecedor do topo da plataforma e que venha parar na região do TDP, escorregando por toda a catenária. É geralmente bipartido e instalado a 5 metros abaixo do enrijecedor. A seguir pode ser visto o colar batente instalado conforme Figura Figura Colar Batente 33

44 3.3.6 Colar de ancoragem O colar de ancoragem (Figura 3.27) é utilizado para ancorar a linha em sua respectiva estaca de ancoragem. O duto flexível em catenária livre, conectado à plataforma, exerce uma força horizontal no TDP, conforme Figura 3.28, tendo a necessidade de ancorar a linha para que a mesma não seja dragada no leito marinho e o ângulo de topo não seja infringido. Figura Colar de Ancoragem Figura Força horizontal Th 34

45 3.3.7 Sistema de suspensão Os sistemas de suspensão estão relacionados ao suporte que a plataforma possui de sustentação dos seus risers. Existem três tipos de suspensão utilizados, do tipo castelo, do tipo cônico e o mais utilizado, do tipo I-Tube (Figura 3.29). O I-Tube, como o próprio nome diz, é um tubo em formato de I que na sua parte inferior possui uma estrutura chamada de boca de sino e na parte superior possui um hang-off, estrutura bipartida que possui a finalidade de apoio ao conector do riser. Figura I-Tube 35

46 3.3.8 Colar de anodo Os colares de anodo são acessórios utilizados próximo aos conectores. É uma peça que visa proteger os estojos e porcas das conexões intermediárias contra a corrosão. Existem dois tipos de colares de anodo, do tipo anel (Figura 3.30), que é instalado no corpo do conector e o do tipo bracelete (Figura 3.31), que são instalados na linha flexível, todos eles bipartidos e unidos com parafuso e porca. Figura Colar de anodo do tipo anel Figura Colar de anodo do tipo bracelete 36

47 3.4 Manobras de Rotina Principais recursos para a realização de manobras Todas as operações de içamento offshore devem previamente ser estudadas e calculadas a fim de minimizar eventuais acidentes a bordo. Para isso, existem normas como a DNV-OS-H204 (Offshore Instalation Operation) e a DNV-OS-H205 (Lifting Operations) que irão estabelecer padrões normativos para que se tenha a máxima segurança possível. Para as operações de içamento de carga são utilizadas lingadas, e essas são compostas por manilhas, master links, ganchos, destorcedores, triplate, cabos de aço e cintas sintéticas, onde cada operação tem sua própria montagem de acordo com sua necessidade. Esses acessórios podem ser vistos nas Figuras 3.32 e Figura Manilha [20] e Master link [21] Figura Destorcedor [22] e Gancho [23] Nas normas que regulamentam o uso de manilhas, como por exemplo, a DNV- OS-H205, [24], o que deve ser levado em consideração é o WLL (Work Load Limit) da manilha, que varia de acordo com o ponto de içamento da carga. Caso a manilha receba cargas laterais, um fator de redução deve ser aplicado ao WLL, como pode ser visto na Figura 3.34, retirado da certificação da Crosby, [25]. 37

48 Figura Fator de redução para cargas laterais [25] Ainda a respeito das manilhas, para efeito de cálculo, a norma DNV-OS-H205, [24] no seu item 4.2 diz que: Sendo: MDL = Carga dinâmica máxima [t] SWL = Carga de trabalho segura [t] MDL < SWL Manilha FAD MDL < MBL 3,0 FAD = Fator de amplificação dinâmica MBL = Carga máxima de ruptura [t] Os masters links não possuem um item na norma da DNV como as manilhas, inclusive, a norma ASME-B , [26], da American Society of Mechanical Engineers, em seu item , diz que o ângulo de carregamento afeta a carga sobre as ligações, anéis e destorcedores, sendo que à medida que o ângulo horizontal diminui, a carga efetiva aumenta (Figura 3.35). Geralmente, em casos onde a operação contempla três cargas é utilizado um triplate para maior segurança (Figura 3.36). 38

49 Figura Fator de multiplicação da carga efetiva [26] Figura Triplate [27] Um aspecto que a DNV-OS-H205, [28] contempla é a normalização do uso de cabos de aço e cintas sintéticas em seu item 4.1. Nele é possível se obter a carga mínima de ruptura de cabos e cintas através de coeficientes que irão determinar o fator de segurança nominal. Além dos padrões normativos que devem ser seguidos, o fabricante deve sempre certificar o raio mínimo de dobra do seu produto, para que não seja infringido e venha a romper durante a utilização. 39

50 3.4.2 Carregamento/Descarregamento em uma base As linhas que são instaladas e utilizadas para as interligações submarinas são provenientes de bases onshore que armazenam e fazem manutenção dos dutos flexíveis e umbilicais de controle caso seja necessário. Figura Base onshore A operação que consiste em transferir o produto armazenado da base para o PLSV é chamada de carregamento (descarregamento caso a transferência seja inversa). Por facilidade, tal base possui um porto para o navio aportar (Figura 3.37). Os navios PLSV`s apresentam três maneiras de armazenar os dutos flexíveis e umbilicais, sendo elas por cestas, carrosséis e bobinas, cada navio tendo um ou dois desses disponíveis. Nas cestas, o duto é armazenado do fundo ao topo sem ser tracionado. Já nos carrosséis, o duto é armazenado verticalmente, partindo do interior para parte mais externa e o produto é tracionado para que fique firme. Nas bobinas, a armazenagem é realizada como um carretel. Nas Figuras 3.38 e 3.39 podem ser vistos os tipos de armazenamento. 40

51 Figura Cesta e bobina Figura Carrossel Geralmente, a transferência da base para o navio inicia-se com a conexão do guincho do navio à primeira extremidade do duto na base. Posteriormente o PLSV começa a puxar e desenrolar o produto da bobina localizada onshore e finaliza quando todo o duto está armazenado adequadamente. Os navios que possuem bobinas podem fazer a transferência das mesmas da base para o navio com todo o produto ali armazenado, porém esta é uma operação mais complexa e requer mais tempo de trabalho (Figura 3.40). 41

52 Figura Início do carregamento Lançamento e recolhimento de dutos flexíveis O lançamento inicia-se com a condução da primeira extremidade do duto de seu local de armazenamento para a mesa de trabalho. Assim que posicionada na mesa, a extremidade do duto será conectada a um equipamento submarino ou a uma extremidade de outro duto. Nesse momento são realizados testes na conexão garantindo a segurança necessária para a continuação da operação. Libera-se a passagem da extremidade (conectada a equipamentos ou a outro tramo) e continua-se a lançar linha para iniciar o lançamento do duto na rota de projeto. Com a segunda extremidade do duto flexível acessível no seu local de armazenamento, procede-se a transferência até a mesa de trabalho (outboarding) e o apoio do duto na mesa retrátil com utilização do inserto adequado. Caso haja mais tramos a serem lançados, a operação se repete para o outro tramo como descrito anteriormente. No recolhimento, deve-se primeiramente instalar uma lingada de recolhimento no cabo do guincho A&R com um gancho para ROV. Em seguida, localiza-se a extremidade inicial de recolhimento do duto flexível no fundo do mar. Uma vez localizada a extremidade, desce com o cabo do guincho A&R e conecta com auxílio do ROV a lingada de pescaria à extremidade abandonada para iniciar-se então o recolhimento. Com a extremidade inicial na altura da mesa retrátil realiza-se o inboarding e se conduz a extremidade até o interior do local onde será armazenado. 42

53 3.4.4 Outboarding/Inboarding de extremidade Outboarding e inboarding de extremidades são operações que consistem em colocar para fora e para dentro do navio a extremidade da linha, respectivamente. Ambas as operações são realizadas de maneira que os acessórios não passem pela roda de lançamento, evitando danos no duto (Figura 3.41). Para que a extremidade seja içada, utiliza-se o guincho A&R e o A-Frame. Figura Outboarding/Inboarding CVD - Conexão Vertical Direta Conexão vertical direta é aquela executada a partir do próprio navio de lançamento, sem auxílio de sonda, interligando-se a linha a uma interface submarina (poço ou manifold) CVD de 1ª Extremidade Para realizar uma CVD de 1ª extremidade precisa-se inicialmente posicionar o MCV no convés de lançamento para conectar a 1ª extremidade da linha, como pode ser visto na Figura Além da conexão do MCV com a linha, é instalado junto à manilha do MCV um laço de cabo de aço para auxiliar na verticalização do MCV e para viabilizar o acoplamento. Após a conexão, são realizados testes na conexão e o posterior outboarding do conjunto MCV mais linha com o auxílio do A-Frame. Nesse momento o tensionador lança a linha até quando o MCV estiver próximo ao solo marinho, quando então o guindaste com compensador de heave desce até o MCV e com o auxílio do ROV 43

54 conecta no laço de aço para verticalizar o MCV. Quando o MCV estiver verticalizado, então a conexão pode ser realizada. Figura CVD em 1ª Extremidade Geralmente, quando o guindaste está conectado ao cabo de aço, o MCV não verticaliza devido à rigidez da linha. Para mitigar problemas de verticalização no momento da operação, realizam-se análises computacionais que irão definir o estado em que ficará o MCV. Quando se tem uma linha muito rígida são instalados cachos de amarras na linha para auxiliar na verticalização e quando se tem uma linha muito flexível são instalados flutuadores, conforme Figura Figura CVD em 1ª Extremidade com flutuador e cacho de amarra 44

55 CVD de 2ª Extremidade A conexão em 2ª extremidade é aquela na qual a última ponta da linha ao sair da cesta deve ser interligada ao equipamento, ou seja, parte da linha já se encontra lançada na rota. Para se realizar a conexão em 2ª extremidade (Figura 3.44) deve-se chegar com a extremidade da linha na mesa de trabalho e posteriormente posicionar o MCV na mesma para poder realizar a conexão entre ambos. Realizada a conexão, o cabo guincho A&R é conectado no MCV com a lingada apropriada para a realização da CVD em 2ª extremidade. O lançamento do duto prossegue, lançando o cabo do guincho A&R, até que o MV esteja aproximadamente a vinte metros acima da BAP. O cabo do guindaste principal é então descido até a profundidade do MCV e é transferida a carga do guincho A&R para o guindaste com o compensador de heave. Assim como na CVD de 1ª, geralmente usam-se flutuadores ou cachos de amarras para verticalizar o MCV. Uma particularidade da CVD em 2ª extremidade é que se pode usar a própria linha já lançada para ajudar a verticalização do MCV. Para isso são instalados laços próximos a extremidade e no decorrer da linha, que irão servir para a conexão do cabo do guincho A&R e formação de corcova, que pode ser controlada lançando ou recolhendo o cabo do guincho. Figura CVD em 2ª Extremidade Pull-in e Pull-out de dutos flexíveis Pull-in e pull-out são operações realizadas em conjunto entre um navio e uma UEP - Unidade Estacionária de Produção. Portanto, essas manobras devem ser coordenadas em conjunto pelas equipes das duas embarcações, com a avaliação dos riscos 45

56 associados às duas unidades, pois o navio pode permanecer conectado à UEP por tempo indeterminado Pull-in de 1ª e Pull-out de 2ª O pull-in de 1ª extremidade é a operação em que o lançamento das linhas se inicia com a transferência para a plataforma da primeira extremidade do riser a sair da cesta, ou seja, não existe ainda linha lançada, e a instalação se dará através da formação de uma catenária dupla. Para a realização do pull-in em primeira extremidade, deve-se instalar a lingada de pull-in na 1ª extremidade do duto quando a mesma encontra-se posicionada no convés, conforme Figura Dispara-se um tiro com o cabo mensageiro na direção da UEP. O cabo mensageiro deverá trazer para a embarcação o cabo do guincho de pull-in da UEP. Uma vez no convés, o cabo de pull-in da embarcação deverá ser conectado à extremidade do duto. A operação de pull-in inicia-se lançando a linha com os tensionadores enquanto a plataforma recolhe o cabo do guincho de pull-in. Deverá ser solicitado à plataforma que posicione a extremidade do duto no seu respectivo suporte. O lançamento do duto prossegue em catenária dupla até o TDP ser posicionado no ponto alvo e dá-se prosseguimento ao lançamento do duto. Figura Pull-in em 1ª Extremidade 46

57 O pull-out de 2ª extremidade é a operação inversa ao pull-in de primeira, e consiste na desconexão do riser da plataforma e posterior recolhimento para o PLSV Pull-in de 2ª e Pull-out de 1ª Esta manobra se dá depois da realização de uma conexão submarina, onde o navio já vem lançando linha em direção à plataforma. Dessa forma, chega-se próximo à plataforma apenas com a extremidade final da linha flexível no convés do navio. Para o pull-in de 2ª extremidade a manilha hidráulica e o guincho A&R são instalados na extremidade final quando a mesma está sobre o convés e posteriormente é feito o outboarding da extremidade até mesa retrátil. O cabo do guincho de pull-in da UEP é enviado ao navio e conectado à lingada de pull-in da extremidade final do riser. Então é iniciada a operação de pull-in do riser lançando o guincho A&R enquanto a plataforma recolhe o cabo do guincho de pull-in. Quando o guincho A&R do navio estiver sem a carga da catenária é acionada a manilha hidráulica, que irá desconectar o guincho A&R da lingada de pull-in, a partir de então a UEP continua recolhendo seu guincho. A seguir pode ser visto na Figura 3.46 uma operação típica de Pull-in em 2ª Extremidade. Figura Pull-in em 2ª Extremidade 47

58 4 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA 4.1 Operações de Outboarding de Risers Flexíveis Uma operação rotineira em projetos de instalação de dutos flexíveis é o outboarding de extremidade final. Como descrito no item 3.4.4, tal manobra consiste em colocar para fora do navio a extremidade final da linha de maneira que os acessórios não passem pela roda de lançamento, evitando não apenas danos na estrutura do duto como nos acessórios que a compõem como por exemplo o enrijecedor. A operação consiste em rebater o A-Frame para fora do PLSV, no sentido para fora da embarcação ao mesmo tempo em que se libera gradualmente o cabo do guincho A&R. Com isso, elevam-se os acessórios presentes na extremidade final do riser evitando que eles passem pela roda de lançamento. Para tal operação, usa-se o triplate para conectar o cabo do guincho, o cabo do A- Frame e o riser, pois o mesmo é um massame compatível para receber cargas laterais, como pode ser mostrado nas Figuras 4.1 e 4.2 a seguir. Figura 4.1 Outboarding extremidade final com Triplate 48

59 Figura 4.2 Detalhe do Triplate 49

60 4.2 Utilização do Master Link Como existe uma limitação de comprimento para que o acessório não chegue até a roda de lançamento e haja algum dano, utiliza-se o master link para diminuir esse comprimento e viabilizar a operação, visto que o mesmo é menor que o triplate. Vale lembrar que, como mencionado no item 3.4.1, não é usual utilizar o master link para receber cargas laterais. O mesmo só é utilizado para receber cargas na direção de sua maior dimensão e não apresentando assim um fator de redução de carga como nas manilhas. Na Figura 4.3 a seguir, pode-se notar que com o uso do master link o enrijecedor não está apoiado na roda de lançamento, evitando assim um possível dano como mencionado anteriormente. Figura 4.3 Outboarding extremidade final com master link 50

61 4.3 Cargas Laterais O objetivo final do presente trabalho é a obtenção dos esforços no master link de maneira a que se possa verificar a segurança da substituição do triplate por esse elemento, uma vez que ele não foi projetado para isso. Vale lembrar que esse estudo será direcionado à obtenção de forças no elemento dentro de um modelo global, para que depois seja realizado um modelo local do master link que será carregado com as forças obtidas nas análises descritas no capítulo 5. 51

62 5 ESTUDO DE CASO 5.1 Programa de Análise O programa utilizado para realização da simulação dinâmica foi o SITUA-Prosim, [29], que é um programa orientado à simulação do comportamento de sistemas de produção de petróleo offshore. O mesmo permite realizar uma simulação dinâmica de um modelo hidrodinâmico associado a uma malha de elementos finitos e obter uma boa precisão dos resultados desejados. O sistema SITUA-Prosim vem sendo desenvolvido pelo LAMCSO-COPPE- UFRJ em colaboração com o CENPES-Petrobras. Originalmente, é utilizado para a análise de unidades flutuantes ancoradas considerando o acoplamento do casco com as linhas de ancoragem e risers; presentemente inclui recursos especiais para análise de diferentes situações de instalação e avaria (incluindo instalação de dutos, objeto analisado no presente trabalho), permitindo, em todos os casos, obter simultaneamente os movimentos da unidade flutuante e a resposta estrutural das linhas. A plataforma SITUA compõe a interface gráfica para entrada de dados, geração de modelos complexos e visualização de resultados. O SITUA incorpora alguns recursos específicos para a geração de modelos para a simulação de procedimentos de instalação de dutos offshore. Os módulos de análise propriamente ditos estão incorporados no programa Prosim. A formulação do Prosim utiliza a incorporação de modelos hidrodinâmicos a modelos de Elementos Finitos para representar o comportamento estrutural das linhas de ancoragem e risers. Com isso o programa é capaz de fornecer os movimentos da unidade flutuante levando em conta a resposta estrutural e hidrodinâmica das linhas, apresentando ganhos significativos em termos de precisão, já que considera implicitamente e automaticamente todos os efeitos não-lineares e dinâmicos decorrentes da interação entre o casco e as linhas. 52

63 5.2 Modelo Estrutural Unidade Flutuante A unidade flutuante que foi considerada para realização da análise foi um Tugboat, que é conhecido no Brasil como rebocador (Figura 5.1). Ele é uma embarcação bem menor que um PLSV, projetado para empurrar, puxar e rebocar barcaças ou navios em manobras delicadas como atracação e desatracação. Figura 5.1 Unidade Flutuante Como é uma embarcação pequena, o rebocador é mais sucetível a variações nos seus movimentos quando exposto a carregamentos ambientais, sendo os movimentos mais importantes o heave, o pitch e o roll. Já os PLSV`s são embarcações maiores, pouco sujeitas a maiores amplitudes quando comparada com os rebocadores. Na Figura 5.2 podem ser vistos os movimentos típicos de uma embarcação. 53

64 Figura 5.2 Movimentação das embarcações [30] Para realização da análise foi utilizado um RAO de movimento convencional de um rebocador. A seguir, nas Figuras 5.3 e 5.4 estão plotados os RAOs de heave e pitch, respectivamente, para ondas com ângulo de ataque de 180 graus, ou seja, incidindo na proa da embarcação. As curvas para os demais graus de liberdade de movimento não foram representadas no texto, pois as curvas de heave e pitch são as que mais influenciam nas oscilações das simulações realizadas. Figura 5.3 RAO Heave 180º 54

65 Figura 5.4 RAO Pitch 180º Elementos da Análise As linhas que compõem a análise foram modeladas em elementos finitos de pórtico de dois nós. Basicamente o modelo estrutural analisado consiste em três linhas, sendo elas: cabo do guincho A&R, cabo do A-Frame e riser, como pode ser visto na Figura 5.5. Além disso, foi considerado no modelo estrutural o contato entre riser e roda de lançamento. Além disso, na discretização das malhas pertinentes às análises, foram consideradas no riser malha de 0,5 metros nos segmentos na roda e convés de lançamento, assim como na região do TDP. No trecho suspenso da catenária foram considerados segmentos de 15 metros. No elemento que constitui o cabo do guincho foram utilizadas malhas de 0,5 metros em segmentos próximos a conexão com o riser e aumentando gradualmente para 2 metros até a conexão com o guincho. Já o cabo do A-Frame foram utilizadas malhas de 0,5 metros. 55

66 Cabo do Guincho A-Frame Cabo do Guincho A&R Riser Roda de Lançamento Figura 5.5 Modelo Estrutural As análises foram divididas em três posições ao longo da movimentação padrão do A-Frame para a operação. Como o carregamento ambiental aplicado na análise é irregular, essa divisão possibilita avaliar dinâmicamente o máximo esforço nos elementos em cada posição, uma vez que utilizando toda a movimentação pertinente ao A-Frame os esforços máximos poderiam não ser contabilizados, pois em uma determinada posição aleatória o tempo do carregamento ambiental seria muito pequeno quando comparado ao seu tempo total. Portanto, desta forma, foram avaliadas as cargas axiais pontuais no topo do riser, cabo do guincho e cabo do A-Frame em diferentes instantes da operação. As três posições podem ser melhores entendidas nas Figuras 5.6, 5.7 e 5.8. Vale ressaltar que, no que tange aos parâmetros da análise dinâmica, foi considerado um intervalo de integração de 0,005 segundos e um tempo total de 1500 segundos, sendo os 300 segundos iniciais descartados, pois foi considerada uma rampa de carregamento nos 100 segundos iniciais a fim de não obter ruídos numéricos iniciais. 56

67 Figura 5.6 Posição 1 e detalhe do master link Figura 5.7 Posição 2 e detalhe do master link 57

68 Figura 5.8 Posição 3 e detalhe do master link Parâmetros das Linhas Alguns parâmetros foram considerados como premissas para a realização da análise dinâmica da operação em questão. Os elementos descritos no item possuem especificações compatíveis com as usuais. Portanto, estão bem próximas da realidade. Tais especificações foram listadas na Tabela 5.1. Parâmetros Riser Cabo do Guincho Cabo do A-Frame Diâmetro Ext. [m] Diâmetro Int. [m] EI [kn.m²] Peso Ar [kn/m] Peso Água [kn/m] Coef. de Arrasto 1,2 1,2 1,2 Coef. de Massa Adicionada 1,0 1,0 1,0 Tabela 5.1 Parâmetros das linhas 58

69 5.2.4 Carregamento Ambiental Para caracterizar o ambiente da embarcação foi definido o estado de mar irregular com o Espectro de JONSWAP (Joint North Sea Wave Atmosphere Program) ajustado para as condições de mares da região da Bacia de Campos. A matriz de casos de carregamento foi definida de maneira a realizar um estudo paramétrico contemplando as ondas com maior probabilidade de ocorrência nos mares brasileiros, que têm período de seis a quatorze segundos e alturas típicas para uma instalação desse tipo, que seriam no máximo iguais a dois metros. Portanto, como dados de entrada foram utilizados a altura de onda de um e dois metros e período de onda de seis, oito, dez, doze e quatorze segundos, estabelecendo um conjunto de trinta análises resumidas na Tabela 5.2. Resumo das Análises Posição 1 Posição 2 Posição 3 Hs [m] Período [s] Hs [m] Período [s] Hs [m] Período [s] Tabela 5.2 Resumo das Análises 59

70 5.3 Resultados Características Gerais Conforme descrito anteriormente, foram executadas diversas simulações dinâmicas não-lineares geométricas, para cada uma das três posições do A-Frame consideradas e para cada um dos carregamentos ambientais propostos a fim de se obterem as forças axiais no topo do riser, no cabo do guincho A&R e no cabo do A-Frame. Para melhor exemplificar como foi o comportamento do riser durante a análise, optou-se por plotar um gráfico força axial [kn] vs tempo [s] de uma das análises elaboradas, força esta obtida na conexão com o master link (Figura 5.9). Tal análise em questão é relativa à posição três com altura de onda de um metro e período de oito segundos. Figura Gráfico: Força ao longo do tempo No gráfico observa-se não só a variação ao longo do tempo da força axial no topo do riser de acordo com sua movimentação prescrita no decorrer da análise como também os 300 segundos iniciais expurgados devido ao efeito de rampa conforme descrito no item