INSPEÇÃO, REPARO, QUALIFICAÇÃO e NORMALIZAÇÃO EM DUTOS FLEXÍVEIS e UMBILICAIS

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1 INSPEÇÃO, REPARO, QUALIFICAÇÃO e NORMALIZAÇÃO EM DUTOS FLEXÍVEIS e UMBILICAIS TÓPICOS: 1- INTRODUÇÃO 2- REFERÊNCIAS 3- MÉTODO DE INSPEÇÃO COM IBR 4- TIPOS DE INSPEÇÃO 5- RECURSOS DISPONÍVEIS 6- NORMAS APLICÁVEIS 7- TIPOS DE DANOS OU DE FALHAS DEGRADADAS 8- TIPOS DE REPAROS 9- COMENTÁRIOS FINAIS 1- INTRODUÇÃO O objetivo dessas Notas é o de servir de guia para o acompanhamento de palestra informativa do Curso de Integridade de Dutos Flexíveis. Elas baseiam-se em compilação das referências e não substituem o texto nelas contido. Não se configuram, também, em documento técnico válido para processos de qualificação de materiais. Desde o início da exploração de petróleo na Bacia de Campos, através dos sistemas antecipados de produção, os dutos flexíveis se mostraram a melhor opção para o escoamento de fluidos a partir de instalações marítimas em águas profundas, em função das facilidades observadas no manuseio, transporte, lançamento e operação. Os primeiros dutos flexíveis foram lançados em 1.978, no campo de Garoupa. Atualmente contamos com cerca de km de flexíveis em operação, interligando diversos equipamentos submarinos, tais como árvores de natal, manifolds, plataformas fixas e semisubmersíveis, FPSO e monobóias, atingindo um total de aproximadamente risers em unidades marítimas de produção. Através da inspeção submarina foi constatada a incidência de avarias nos risers flexíveis, em decorrência do lançamento dos dutos ou ocorridas durante sua operação. Para os danos decorrentes do lançamento foi definido um procedimento de reparo da capa externa, já empregado nos navios de lançamento, objetivando interromper o processo corrosivo da armadura metálica. As avarias surgidas na operação são geralmente provenientes do atrito com partes metálicas da plataforma, ou ainda do contato entre os próprios risers e alguns de seus acessórios como por exemplo, na região da boca de sino em I-Tubes. A continuidade da ação do agente causador do dano, e a conseqüente progressão da avaria, chegam a provocar o rompimento de oleodutos e gasodutos o que nos sugere que sejam portanto evitados os eventos iniciadores de falhas.

2 2. REFERÊNCIAS [1] API RECOMMENDED PRACTICE 17B SECOND EDITION, JULY 1, 1998; [2] API SPECIFICATION 17J FIRST EDITION, DECEMBER 1996; [3] INTERNATIONAL STANDARD ISO FIRST EDITION ; [4] FLEXIBLE PIPE SPECIFICATION N-2409 REVISION A MAY/ 2003 NOTAS: INFORMAÇÕES SOBRE AS NORMAS EMITIDAS PELO AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API) PODEM SER ACESSADAS NO ENDEREÇO (INTERNET) INFORMAÇÕES SOBRE AS NORMAS DA INTERNATIONAL STANDARD ORGANIZATION (ISO) PODEM SER ACESSADAS NO ENDEREÇO (INTERNET) INFORMAÇÕES SOBRE AS NORMAS TÉCNICAS DA PETROBRAS PODEM SER ACESSADAS NO ENDEREÇO (INTERNET) 3- MÉTODO DE INSPEÇÃO COM IBR (Esta parte é um resumo do Manual de IBR e não substitui o conteúdo nele contido) Os objetivos de um Programa de Gerenciamento de Integridade - PGI são: a. Implementação de uma estratégia de riscos própria evitando incidentes que possam causar: Perda de vida humana ou lesão. Poluição ambiental. Perda de produção. Dano ao equipamento/instalação. b. Gerenciamento de integridade a partir de manutenção preditiva e a custos otimizados através de: Identificação das necessidades de monitoramento/inspeção, consistente com a estratégia de risco.

3 Implementação de métodos de monitoramento/inspeção que possam detectar e predizer o potencial de falhas, o suficientemente cedo para possibilitar a tomada de ações corretivas de modo seguro e a custos otimizados. Detecção de danos oriundos de incidentes não previstos, em geral cargas acidentais ou operação fora das condições especificadas, através de identificação de dano real ou inferido. Danos subseqüentes que podem ser evitados se as ações corretivas são tomadas em tempo hábil. Desenvolvimento de um PMI sistemático que identifique modos de falha e eventos que tenham risco inaceitável. Demonstração de confiabilidade. c. Conformidade com a legislação vigente, quando exigido. d. Provisão de um registro de dados operacionais considerando mudança de uso ou reutilização futura. 3.1 Dados de Entrada e Informações para Avaliação de Integridade As entradas (inputs) necessárias incluem as seguintes informações para o sistema de linhas flexíveis submarinas e seus componentes auxiliares: a. Para o sistema em estágio de projeto: Especificação detalhada do sistema de linhas flexíveis propriamente dito, dos seus componentes auxiliares e das configurações das linhas. Dados básicos de projeto dos ambientes interno e externo aos quais a linha flexível está exposta. Cálculos de projeto. Desenhos do arranjo. Folha de dados do projeto da linha flexível. Instruções de manutenção. Resultados de falhas existentes ou de estudos de HAZOP (Análise de Perigos de operacionalidade) ou ainda HAZID (Identificação de Perigos) relacionados ao sistema do campo ou ao seu sistema de controle. b. Para o sistema em operação, as seguintes informações adicionais: Meios existentes de monitoramento/inspeção. Meios existentes de prevenção e/ou mitigação dos modos de falha. Histórico da exposição da linha flexível junto com registros de instalação, registros de monitoramento/inspeção subseqüentes e todos os relatórios de anomalias ou reparos.

4 3.2 Sistema de Gerenciamento de Integridade Descrição da Técnica de IBR A IBR é um método para estabelecimento de estratégia de monitoramento/inspeção baseada nos riscos principais, onde os esforços de monitoramento/inspeção são focados nos elementos da linha flexível de alto risco com potencial de redução. Segue o princípio de Pareto 80/20 (80% dos efeitos são relativos a 20% das causas e vice-versa). A IBR utiliza os riscos de segurança, ambiente e de operacionalidade como um critério de decisão racional e custo eficiente para responder às seguintes questões: Onde inspecionar? O que inspecionar? Como inspecionar? Quando inspecionar? A que custo? Para execução da IBR é necessário a criação de um grupo multidisciplinar (pessoas do projeto, operação, manutenção, inspeção, riscos etc) de no máximo 5 a 6 pessoas com reuniões de brainstorming regulares para confecção das planilhas. Os procedimentos do Manual visam manter de forma consistente e aceitável a classe de risco definida pelo operador de um sistema de linhas flexíveis submarinas. A metodologia adotada no Manual propõe uma estratégia de monitoramento/inspeção baseada na classe de risco para o qual a linha ou elemento da linha está exposto. A classe de risco, no contexto, é definida como o produto dos valores atribuídos a dois tipos de classes: aquele referente à probabilidade de ocorrência de um elemento de um sistema de linhas flexíveis e aquele relativo à conseqüência de ocorrência, caso a falha venha a ocorrer Metodologia Básica para Avaliação de Integridade A aplicação dos procedimentos do Manual envolve a seguinte seqüência de etapas que conduzem a um programa sistemático de avaliação das condições de integridade: a. Subdivisão do sistema de linhas flexíveis; b. Avaliação do modos de falha potenciais; c. Análise de risco para as subdivisões do sistema de linhas flexíveis;

5 d. Identificação das necessidades de monitoramento/inspeção; e. Especificação (seleção de métodos e freqüência) do PMI; f. Análise crítica e revisão periódica do PMI. As etapas propostas para a metodologia de avaliação de integridade são resumidas nos seguintes parágrafos: Subdivisão do Sistema de Linhas Flexíveis As entradas necessárias são: Especificação do sistema de linhas flexíveis, da configuração, do arranjo das linhas, bem como dos componentes auxiliares. Especificação das exposições (devido ao carregamento e ambientes externo e interno) em termos de valores esperados e de incertezas. Premissas de projeto e previsão de vida em serviço. Toda informação disponível relativa à exposição e histórico, no caso do sistema em operação. Subdivisão do sistema de linhas flexíveis em elementos para efeito de identificação das seções das linhas com características similares quanto à: seção transversal (função, diâmetro e materiais), global (configuração, estático e dinâmico), produto interno (composição, pressão e temperatura), ambiente externo (profundidade de imersão e carregamento), acessibilidade para monitoramento/inspeção (externa e interna). Os elementos com características similares quanto à: condição de exposição, potencial de defeitos, modos de falha, probabilidades, conseqüências e exigências de monitoramento/inspeção são aglutinados em entidades denominadas de grupos de integridade (GI). Avaliação dos Modos de Falha Potenciais As entradas necessárias são: Lista extensa dos modos de falha potenciais e mecanismos de falha e suas durações para linhas flexíveis. Detalhes do tipo de serviço, exposição, configuração externa, carregamentos e configuração da seção transversal das linhas flexíveis no sistema. Detalhes de anomalias de fabricação, transporte e instalação. Detalhes de anomalias em operação que se tenha conhecimento até o momento (se houver). O objetivo da identificação dos modos de falha potenciais é a produção de uma lista compacta de modos de falha a que os grupos de integridade (GI) estão expostos.

6 Análise de Risco para as Subdivisões do Sistema de Linhas Flexíveis PEI As entradas necessárias são: Grupos de integridade (GI). Política de risco da companhia incluindo qualquer critério definido de aceitação. Modos de falha e durações. Resultados de cálculos de projeto e de avaliações de vida em serviço realizados na fase de projeto. As necessidades de monitoramento/inspeção serão identificadas através dos modos de falha associados a classes de riscos inaceitáveis para qualquer período da vida em serviço do sistema de linhas flexíveis. A análise de risco para um grupo de integridade (GI) do sistema de linhas flexíveis é realizada como uma seqüência da implementação de três etapas, para cada modo de falha identificado no ítem 2.2.2, que são: a. Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência (POR): A classe de probabilidade de ocorrência (POR) é avaliada para todos os modos de falha relevantes. A classe de probabilidade de ocorrência (POR) é avaliada através da estimativa da classe de probabilidade do evento iniciador (PEI) da falha e do nível de confiança. Estimativa da Classe de Probabilidade do Evento Iniciador (PEI) da falha Nível de Confiança para estimativa do POR Classe de Probabilidade de Ocorrência (POR) 3 Provável Baixa confiança 5 Alta confiança 4 2 Pouco Provável Baixa confiança 4 Alta confiança 3 1 Quase Impossível Baixa confiança 2 Alta confiança 1 Tabela 1 - Avaliação da Classe de Probabilidade de Ocorrência (POR) (Nota1: O nível de confiança é função do modelo de degradação, histórico de inspeção e experiência anterior.) b. Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência (COR): A classe de conseqüência de ocorrência (COR) de todos os modos de falha relevantes será também classificada de acordo com regras que definem os impactos das falhas quanto à segurança (perda de vida humana e lesão; e dano ao

7 equipamento/instalação), ambiente (poluição ambiental) e operacionalidade (perdas de produção) do sistema. Critério Interpretação Classe de Conseqüência de Ocorrência (COR) Segurança Perigo catastrófico para o pessoal ou patrimônio 5 Ambiente Contaminação ambiental catastrófica 5 Operacionalidade Perda catastrófica de operacionalidade 5 Segurança Perigo crítico para o pessoal ou patrimônio 4 Ambiente Contaminação ambiental crítica 4 Operacionalidade Perda crítica de operacionalidade 4 Segurança Perigo moderado para o pessoal ou patrimônio 3 Ambiente Contaminação ambiental moderada 3 Operacionalidade Perda moderada de operacionalidade 3 Segurança Perigo menor para o pessoal ou patrimônio 2 Ambiente Contaminação ambiental menor 2 Operacionalidade Perda menor de operacionalidade 2 Segurança Perigo desprezível para o pessoal ou patrimônio 1 Ambiente Contaminação ambiental desprezível 1 Operacionalidade Perda desprezível de operacionalidade 1 Tabela 2 - Avaliação da Classe de Conseqüência de Ocorrência (COR) (Nota2: A classe de conseqüência de ocorrência (COR) é avaliada após consideração das medidas mitigadoras que tenham sido aplicadas para minimizar os efeitos da falha.) c. Avaliação da Classe de Risco (R) Para todos os modos de falha relevantes deverá ser calculado o risco pela seguinte equação: R = POR x COR. Assim, é criada a Matriz de Risco (MR). C O N S E Q Ü Ê N C I A ( C O R ) P R O B A B I L I D A D E (POR) Tabela 3 - Matriz de Risco (MR) (Nota3: Abordagem linear do risco para o nível estratégico de monitoramento/inspeção)

8 Identificação das Necessidades de Monitoramento/Inspeção As entradas necessárias são: Classes de probabilidade de ocorrência, conseqüência de ocorrência e risco. Critérios de avaliação. Avaliação do risco: o risco será analisado face aos critérios estabelecidos para cada modo de falha identificado, definindo-se em decorrência, o nível de monitoramento /inspeção exigido. Neste caso, os requisitos mínimos para selecionar o nível de monitoramento/inspeção exigido são definidos nas tabelas abaixo em função do risco (R). Risco (R) Nível de monitoramento/inspeção (requisitos mínimos) Alto R1 Monitoramento/Inspeção Preditivo 5-14 Médio R2 Monitoramento/Inspeção de Detecção 1-4 Baixo R3 Monitoramento/Inspeção Básico Tabela 4 Nível de Monitoramento/Inspeção Nível de Monitoramento/Inspeção Monitoramento/Inspeção Preditivo Monitoramento/Inspeção de Detecção Definição Métodos de monitoramento/inspeção que permitem: Estimar o período dentro do qual a probabilidade de falha oriunda de uma determinada fonte é considerada baixa ou negligenciável. Prever a falha ou estimar a vida residual em serviço. Métodos de monitoramento/inspeção que permitem: Verificar a contínua ausência de defeito quando isso refletir na adequação ao uso proposto para o grupo de integridade (GI) do sistema de linhas. Detectar um estágio latente de falha antes da ocorrência da falha total da linha, permitindo a aplicação oportuna da ação corretiva. Detectar uma falha já consumada cujas conseqüências, embora relativamente irrelevantes, aumentarão em gravidade com o tempo na falta de sua constatação. Monitoramento/Inspeção Métodos de monitoramento/inspeção, quantitativos ou não, que são usados Básico tipicamente para: Detectar anormalidades com respeito ao arranjo das linhas flexíveis e à sua configuração, bem como ao surgimento de dano. Verificar a contínua falta de evidência de defeito observável quando isso refletir na adequação ao uso de um grupo de integridade (GI) de um sistema de linhas. Tabela 5 - Definição do Nível de Monitoramento/Inspeção

9 Especificação (Seleção de Métodos e Freqüência) do Programa de Monitoramento/ Inspeção - PMI As entradas necessárias são: Classes de probabilidade de ocorrência, conseqüência de ocorrência e risco, e critérios de avaliação. Métodos de monitoramento/inspeção. Especificação de ensaios de laboratórios que possam ser executados de modo a reduzir as incertezas na predição da vida em serviço. A expectativa do desenvolvimento do modo de falha. A partir dos métodos de monitoramento/inspeção descritos e com base nas Tabelas 3, 4 e 5 é feita uma seleção final dos modos de falhas a serem abordados pelo Programa de Gerenciamento de Integridade - PGI. Em seguida, serão definidas ações estratégicas de monitoramento/inspeção, adicionalmente às regras de como as diferentes ações deverão ser aplicadas para uma determinada classe de risco. Para cada necessidade identificada de monitoramento/inspeção, deverão ser também identificados todos os métodos de monitoramento/inspeção relevantes. Regras definirão como selecionar um método apropriado. Após os métodos terem sido avaliados e selecionados, será especificado o PMI. Análise Crítica e Revisão Periódicas do Programa de Monitoramento/Inspeção - PMI As entradas necessárias são: Informações sobre o projeto, a predição da vida em serviço e a avaliação da classe de probabilidade de ocorrência (POR) e da classe de conseqüência de ocorrência (COR), para todos os modos de falha em análise. Resultados de monitoramento/inspeção anteriores. Modos de falha para os quais é realizado o monitoramento/inspeção. Análises de falhas ocorridas versus métodos definidos inicialmente para monitoramento/inspeção, visando aferir a eficácia desses métodos. Deverão ser definidos procedimentos para reavaliação do programa baseado nos resultados de monitoramento/inspeção para todos os modos de falha que estão sujeitos a monitoramento/inspeção. Deverão ser estabelecidos ainda, com base nos critérios prescritos, procedimentos para atualização do PMI.

10 4- TIPOS DE INSPEÇÃO a. Recebimento (manuseio e estoque) Trata-se da inspeção que ocorre no ato do recebimento dos dutos. Consiste em transferir o duto flexível recém chegado à base em terra da Petrobras, de uma bobina para outra sendo vistoriado permanentemente durante este processo de transferência. b. Durante lançamento Durante o lançamento, ocorre a inspeção onde é avaliado o estado do duto flexível como por exemplo, a capa externa, que é avaliada quanto a furos, rasgos, deformações, amassamentos, etc., que podem ocorrer em decorrência do processo de recebimento destes dutos pelo navio instalador nas cestas, passagem pelos tracionadores, ou mesmo pelos cantos vivos indesejáveis, que por ventura existam no caminho do duto flexível. c. Após o lançamento (as built) São feitos através de barcos de inspeção específicos, contratados para este fim. Estes dispõem de equipamentos de ROV (Remote Operated Vehicle). d. Emersa Equipe para inspeção na região emersa do duto flexível, com possibilidade de execução de alguns reparos de capa externa. e. ZVM até -30 m PDA Equipe de mergulho raso destinada à inspeção na região submersa do duto flexível, com possibilidade de execução de reparo na capa externa. f. -30 m PDA até conexão Riser/Flow Barco com equipamentos de ROV para inspeção e filmagem, quando necessário, dos eventos anormais. g. Flowline (trecho estático) Barco com equipamentos de ROV para inspeção e filmagem, quando necessário, dos eventos anormais.

11 5- RECURSOS DISPONÍVEIS Barcos contratados com recursos para intervenção submarina. Embarcação Tipo Veículo de Intervenção (ROV) Profundidade Modelo Operacional Veículo de Inspeção (RCV) Profundidade Modelo Operacional Acergy Harrier DSV SCV LYNX Toisa Sentinel DSV FugroG3 Work Class 3000 Seaeye Lynx 1500 Toisa Voyager RSV FCV LYNX 1000 Toisa Conqueror RSV SCV HySub Island Spirit RSV Sealion DW Seaeye Lynx CBO Isabella RSV Deepocean installer 3000 Mohican 1000 Skandi Chieftain RSV Triton TXLX 3000 Mohican 1000 DSV = Diver Support Vessel RSV= ROV Support Vessel

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13 6- NORMAS APLICÁVEIS NORMAS PETROBRAS: IN-2409 FLEXIBLE PIPE N PINTURA DE EQUIPAMENTOS SUBMERSOS NORMAS ISO: ISO FLEXIBLE PIPE SYSTEMS FOR SUBSEA AND MARINE APPLICATIONS ISO SUBSEA UMBILICALS NORMAS API: API 17 A - RECOMMENDED PRACTICE FOR DESIGN AND OPERATION OF SUBSEA PRODUCTION SYSTEMS API 17B - RECOMMENDED PRACTICE FOR FLEXIBLE PIPE API 6D - SPECIFICATIONS FOR PIPELINE, VALVES, END CLOSURES, CONNECTORS AND SWIVELS API 17 E - SPECIFICATION FOR SUBSEA UMBILICALS API 17 I - UMBILICAL INSTALLATION GUIDE-LINES API 17 J SPECIFICATIONS FOR UNBONDED FLEXIBLE PIPE NORMAS SAE: SAE J343 - TESTS AND PROCEDURES FOR SAE 100R SERIES HYDRAULIC HOSE AND HOSE ASSEMBLIES SAE J517 - HYDRAULIC HOSE NORMA NACE: NACE STANDARD MR SULFIDE STRESS CRACKING RESISTANT METALLIC MATERIALS FOR OIL FIELD EQUIPMENT NORMAS ASTM: ASTM A 450 M ASTM A 789 M 7- TIPOS DE DANOS OU DE FALHAS DEGRADADAS a) Camada de isolamento térmico Amassamento, alagamento, erro de projeto ocasionando entupimento por deposição de parafina. b) Capa externa

14 Rasgo, furo, corte, enrugamento, sombreamento, etc. c) Armaduras de tração Corrosão, ruptura de arame individual, ruptura de mais de um arame, kink, gaiola de passarinho d) Armadura de Pressão Sujeita à fissura ou trinca ou desarranjo e) Dano na camada polimérica de pressão interna f) Carcaça Degradação da camada polimérica (furo, fissura, rompimento, envelhecimento quebradiça, extrusão) Corrosão (furo, colapso) e desarranjo. 8- TIPOS DE REPAROS Reparo de capa externa, reterminação de conector, corte e reterminação do duto flexível. Reparo submarino da capa externa

15 Reterminação: Resumindo... Redução de comprimento No caso de retirada de comprimento significativo de um Riser, pode haver a necessidade de uso de estaca torpedo para fixação da conexão Riser/Flow ao solo. Plataforma Riser Estaca Torpedo

16 Caso haja danos em um longo trecho, tal reparo pode exigir a inserção de um novo trecho de flexível para não haver redução de seu comprimento. Resumindo.. 9- COMENTÁRIOS FINAIS A PETROBRAS vem atuando no sentido de analisar as diversas origens das falhas nos Dutos Flexíveis e umbilicais, implantando rotinas de inspeção e manutenção, medidas corretivas de campo e atuando junto aos fornecedores, de forma a viabilizar melhorias de projeto de forma ágil, evitando a reincidência dos problemas, porém a constante implementação de inovações tecnológicas nos Dutos Flexíveis e seus acessórios, necessários a produção de óleo e gás em águas profundas, deve ser sempre encarada como fatores de risco, que podem aumentar a probabilidade da geração de novos modos de falha ou a evolução dos modos ora existentes. Por isso, é tão importante o Gerenciamento da Integridade dos Dutos Flexíveis e umbilicais como forma de minimizar os riscos inerentes a esta atividade

17 Dados do autor: Luiz Lobianco é engenheiro mecânico e mestre em engenharia submarina, formado pela UFRJ e COPPE respectivamente. Trabalha como Consultor Técnico na Petrobras, tendo ingressado na empresa desde ( lobianco@petrobras.com.br). Foram utilizados neste relatório, parte de outros trabalhos/ relatórios a quem agradeço: William Albuquerque da Silva, Marcelo Brack dentre outros colegas da Petrobrás.