A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO. Letícia Ribeiro Silva

A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO Letícia Ribeiro Silva 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 Engenheira Naval e Oceânico. Orientador: Carl Horst Albrecht Rio de Janeiro Fevereiro de 2017

A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO Letícia Ribeiro Silva PROJETO DE CONCLUSÃO DE CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA APRESENTADO AO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA, UFRJ, COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS À OBTENÇÃO DO TÍTULO DE BACHAREL EM ENGENHEIRA NAVAL E OCEÂNICA. Examinada por: Prof. Carl Horst Albrecht, D.Sc. Prof. Severino Fonseca da Silva Neto, D. Sc. Prof.ª Juliana Souza Baioco, D. Sc. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL FEVEREIRO DE 2017 i

Ribeiro Silva, Letícia A influência da junta flexível na operabilidade da atividade de perfuração / Letícia Ribeiro Silva. Rio de Janeiro: UFRJ, 2017. XII, 64 p.: il., iv; 29,7 cm. Orientador: Carl Horst Albrecht Projeto de Graduação UFRJ/ POLI/ Engenharia Naval e Oceânica, 2017. Referências Bibliográficas: p. 63-64. 1. Perfuração. 2. Junta flexível. 3. Análise de operabilidade. 4. Janela de Operação. I. Horst Albrecht, Carl. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Engenharia Naval e Oceânica. III. A influência da junta flexível na operabilidade da atividade de perfuração. ii

DEDICATÓRIA Dedico esse trabalho à memória de minha querida mãe, que foi durante toda sua vida a minha maior incentivadora e torcedora. Por ela eu sigo em frente todos os dias. iii

AGRADECIMENTOS Agradeço aos meus pais e minha irmã, que sempre me apoiaram e me incentivaram, sem me deixar desistir nos momentos difíceis. Ao meu namorado, Bruno Abreu, que me apoiou e me aguentou muito nos últimos meses em que tive que estagiar e trabalhar nesse projeto. Sem todo o seu carinho e compreensão eu não teria conseguido. A minha amiga Tereza Mendes, que foi muito companheira em todos os momentos que mais precisei. Aos amigos Leonardo Bastos, Bruno Paiva e Leandro Fernandes, meus grandes amores. Ao meu orientador, Professor Carl Horst Albrecht, por toda atenção e paciência. Agradeço os meus amigos e colegas de trabalho na Wood Group que me ajudaram muito com sua experiência e sabedoria, sempre com toda paciência e boa vontade do mundo. Em especial ao Germain Venero e ao Leandro Muniz, que sempre encontravam tempo para dar uma olhadinha nas minhas análises e resultados. Aos meus amigos que fiz na faculdade. Eles foram essenciais nessa conquista que é a formatura. Desde os primeiros dias de aula formamos uma família e andamos quase que de mãos dadas por todos os períodos e percalços que a engenharia nos ofereceu. Eles fizeram esses anos mais leves e mais felizes. Em especial a Amanda Zebulum, Juliana Viana, Marcela Veríssimo, Bruno Nogueira, Gabriel Curty, Victor Garcia, Dirney Junior, Lucas Canzian, Nicolas Xavier, Rafaela Motta, Rafael Fonseca, Richard Fahrnholz, Pedro Costa, Alan Kruczan, Fábio Rossi, Amarildo Junior, Arthur Pereira, Leonardo Amoedo, Herbert Berckenhagen, Felipe Gomes e André Amadei. iv

Resumo do Projeto de Conclusão de Curso apresentado ao Departamento de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica, UFRJ, como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia Naval e Oceânica. A INFLUÊNCIA DA JUNTA FLEXÍVEL NA OPERABILIDADE DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO Letícia Ribeiro Silva Fevereiro/2017 Orientador: Carl Horst Albrecht Programa: Engenharia Naval e Oceânica O presente projeto de graduação pretende comparar diferentes configurações das juntas flexíveis de topo e de fundo de um riser de perfuração e os impactos gerados na operabilidade do mesmo. Para a junta flexível de topo serão variados apenas os ângulos limitantes, verificando uma possível interferência gerada nos outros componentes do riser. Já para a junta de fundo serão modificadas as propriedades de rigidez da junta, possibilitando uma avaliação quanto a sua influência na janela da operação de perfuração. Para o estudo proposto foi criado um modelo numérico no software DeepRiser, a fim de simular a operação de um riser de perfuração em condições ambientais típicas da Bacia de Santos. A consideração final do trabalho consiste em avaliar, com base nos resultados obtidos, qual seria a configuração que apresenta comportamento mais adequado para a operação. v

Abstract of the Course Conclusion Project presented to the Department of Naval and Oceanic Engineering of the Polytechnic School as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Bachelor in Naval and Oceanic Engineering (B.Sc.) THE FLEX JOINT INFLUENCE IN THE DRILLING OPERABILITY Letícia Ribeiro Silva February/2017 Advisors: Carl Horst Albrecht Department: Naval and Oceanic Engineering This graduation project intends to compare some different upper and lower drilling riser flex joints configurations and the impacts in the riser operability window. The limiting angles will be varied for the upper flex joint to check a possible interference generated to other riser components. The stiffness properties will be varied for the lower flex joint, enabling an assessment of its influence in the drilling operability window. For the proposed study a numerical model has been set in the DeepRiser software, in order to simulate a drilling riser operation in typical Santos Basin environmental conditions. The final consideration consists in evaluate, based in the results, which configuration presents the most adequate behavior to the operation. vi

Sumário 1. Introdução... 1 1.1 Contexto... 1 1.2 Objetivos... 3 2. Definições e Conceitos... 4 2.1 Risers... 4 2.2 Riser de Perfuração... 4 2.2.1 Riser Tracionado no Topo... 7 2.3 Componentes do Riser de Perfuração... 8 2.3.1 Sistema Tracionador... 8 2.3.2 Diverter... 9 2.3.3 Junta Telescópica... 10 2.3.4 Junta Padrão... 11 2.3.5 Junta Pup... 12 2.3.6 LMRP... 12 2.3.7 Riser Adapter... 14 2.3.8 Cabeça de Poço... 14 2.3.9 Choke e Kill... 15 2.3.10 Junta Flexível... 17 2.4 Processo de Perfuração... 17 2.4.1 Método Rotativo... 19 3. Metodologia... 21 3.1 Análise de Operabilidade... 21 3.1.1 Convenções... 21 3.2 Software... 22 3.3 Modelação da Junta Flexível... 23 3.4 Parâmetros da Modelação Comuns a todos os casos... 28 3.4.1 Embarcação... 28 3.4.2 Local da Perfuração... 28 3.4.3 Profundidade... 29 3.4.4 Solo... 29 3.4.5 Lama... 29 vii

3.4.6 Offset... 29 3.4.7 Corrente... 29 3.4.8 Onda... 30 3.4.9 Vento... 30 3.4.10 Overpull... 30 3.4.11 Stack Up... 30 3.4.12 Resumo dos Parâmetros... 31 3.5 Critérios e Limites... 32 4. Casos de Estudo... 33 4.1 Caso 1 (Caso Base)... 33 4.2 Caso 2 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5... 34 4.3 Caso 3 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6... 34 4.4 Caso 4 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7... 35 4.5 Caso 5 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 e Ângulo Médio 3... 35 4.6 Caso 6 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 e Ângulo Médio 4... 36 4.7 Caso 7 Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips)... 36 4.8 Caso 8 Junta Flexível de Fundo Não Linear (300 kips)... 37 4.9 Caso 9 Junta Flexível de Fundo Não Linear (400 kips)... 37 5. Análise dos Resultados... 38 5.1 Caso 1 (Caso Base)... 38 5.2 Caso 2 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5... 41 5.3 Caso 3 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6... 43 5.4 Caso 4 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7... 45 5.5 Caso 5 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 e Ângulo Médio 3... 47 5.6 Caso 6 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 e Ângulo Médio 4... 49 5.7 Caso 7 Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips)... 52 5.8 Caso 8 Junta Flexível de Fundo Não Linear (300 kips)... 54 5.9 Caso 9 Junta Flexível de Fundo Não Linear (400 kips)... 56 5.10 Variações dos Parâmetros... 58 6. Conclusões e Trabalhos Futuros... 62 7. Bibliografia... 63 viii

Sumário de Figuras Figura 1-1- Maiores reservas de petróleo, em bilhões de barris[1]... 1 Figura 2-1 - Exemplo de riser de perfuração[5]... 5 Figura 2-2 - Exemplo de juntas de um riser de perfuração. [6]... 6 Figura 2-3 - Exemplo de junta de um riser de perfuração. [6]... 6 Figura 2-4 Exemplo de riser tracionado no topo [3]... 7 Figura 2-5 Componentes de um riser de perfuração. [8]... 8 Figura 2-6 Exemplo de um sistema tracionador. [10]... 9 Figura 2-7 Exemplo de Diverter [10]... 10 Figura 2-8 Exemplo de junta telescópica [10]... 10 Figura 2-9 Exemplo de junta telescópica [11]... 11 Figura 2-10 Anel de tração da junta telescópica [10]... 11 Figura 2-11 Exemplo de junta padrão com módulo de empuxo acoplado [12]... 12 Figura 2-12- Exemplo de juntas pup de diferentes tamanhos. [13]... 12 Figura 2-13- Exemplo de LMRP acoplado ao BOP. [7]... 13 Figura 2-14 - Exemplos de um riser adaptor. [10]... 14 Figura 2-15 - Exemplo de cabeça de poço conectado a casing. [10]... 15 Figura 2-16- Exemplo das linhas de choke e kill, destacadas em amarelo e azul. [16]... 16 Figura 2-17 - Choke e Kill manifold [21]... 16 Figura 2-18 - Exemplo de junta flexível. [10]... 17 Figura 2-19 - Exemplo de casing com drillpipe. [17][18]... 18 Figura 2-20- Exemplo de lama de perfuração atuando. [19]... 19 Figura 2-21 - Ilustração de uma coluna de perfuração. [20]... 20 Figura 2-22 - Ilustração de um processo de perfuração pelo método rotativo. [20]... 20 Figura 3-1 - Convenção de direções upstream e downstream [22]... 21 Figura 3-2 Interface do usuário do programa computacional utilizado. [23]... 22 Figura 3-3 Fenômeno conhecido como key seating... 23 Figura 3-4 Curva de rigidez torcional 1 (200 kips)... 24 Figura 3-5 Curva de momento resultante 1 (200 kips)... 25 Figura 3-6 Curva de rigidez torcional 2(300 kips)... 26 Figura 3-7 Curva de momento resultante 2 (300 kips)... 26 Figura 3-8 Curva de rigidez torcional 3 (400 kips)... 27 Figura 3-9 Curva de momento resultante 3 (400 kips)... 28 Figura 3-10 Stack up adotado... 31 Figura 5-1 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 1... 39 Figura 5-2 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 1... 39 Figura 5-3 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 1... 40 Figura 5-4 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 1... 40 Figura 5-5 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 2... 42 Figura 5-6 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 2... 42 Figura 5-7 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 3... 44 Figura 5-8 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 3... 44 Figura 5-9 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 4... 46 ix

Figura 5-10 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 4... 46 Figura 5-11 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 5... 48 Figura 5-12 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 5... 48 Figura 5-13 Ângulo médio da junta flexível de topo para o Caso 6... 49 Figura 5-14 Ângulo máximo da junta flexível de topo para o Caso 6... 50 Figura 5-15 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 7... 53 Figura 5-16 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 7... 53 Figura 5-17 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 8... 55 Figura 5-18 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 8... 55 Figura 5-19 Ângulo médio da junta flexível de fundo para o Caso 9... 57 Figura 5-20 Ângulo máximo da junta flexível de fundo para o Caso 9... 57 Figura 5-21 Variação do Ângulo Médio da Junta Flexível de Topo... 59 Figura 5-22 Variação do Ângulo Médio da Junta Flexível de Fundo... 59 Figura 5-23 Variação do Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo... 60 Figura 5-24 Variação do Ângulo Máximo da Junta Flexível de Fundo... 60 Figura 5-25 Variação da Tensão de Von Mises no Riser... 61 Figura 5-26 Variação do Momento na Cabeça do Poço... 61 x

Sumário de Tabelas Tabela 3-1 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante 200 kips... 24 Tabela 3-2Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante 300 kips... 25 Tabela 3-3 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante 300 kips... 27 Tabela 3-4 - Resumo dos parâmetros definidos... 31 Tabela 3-5 Critérios utilizados nas análises... 32 Tabela 4-1 - Parâmetros do Caso 1 (Caso Base)... 33 Tabela 4-2 - Critérios do Caso 1 (Caso Base)... 34 Tabela 4-3 - Parâmetros do Caso 2... 34 Tabela 4-4 - Critérios do Caso 2... 34 Tabela 4-5 - Parâmetros do Caso 3... 34 Tabela 4-6 - Critérios do Caso 3... 35 Tabela 4-7 - Parâmetros do Caso 4... 35 Tabela 4-8 - Critérios do Caso 4... 35 Tabela 4-9 - Parâmetros do Caso 5... 35 Tabela 4-10 - Critérios do Caso 5... 36 Tabela 4-11 - Parâmetros do Caso 6... 36 Tabela 4-12 - Critérios do Caso 6... 36 Tabela 4-13 - Parâmetros do Caso 7... 36 Tabela 4-14 - Critérios do Caso 7... 37 Tabela 4-15 - Parâmetros do Caso 8... 37 Tabela 4-16 - Critérios do Caso 8... 37 Tabela 4-17 - Parâmetros do Caso 9... 37 Tabela 4-18 - Critérios do Caso 9... 37 Tabela 5-1 Ângulos das juntas flexíveis nos Caso 1... 38 Tabela 5-2 Janela de operação para o Caso 1... 41 Tabela 5-3 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 2... 41 Tabela 5-4 Janela de operação para o Caso 2... 42 Tabela 5-5 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 3... 43 Tabela 5-6 Janela de operação para o Caso 3... 44 Tabela 5-7 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 4... 45 Tabela 5-8 Janela de operação para o Caso 4... 47 Tabela 5-9 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 5... 47 Tabela 5-10 Janela de operação para o Caso 5... 48 Tabela 5-11 Ângulos da junta flexível de topo para o Caso 6... 49 Tabela 5-12 Janela de operação para o Caso 6... 50 Tabela 5-13 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 7... 52 Tabela 5-14 Janela de operação para o Caso 7... 53 Tabela 5-15 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 8... 54 Tabela 5-16 Janela de operação para o Caso 8... 55 Tabela 5-17 Ângulos da junta flexível de fundo para o Caso 9... 56 Tabela 5-18 Janela de operação para o Caso 9... 57 Tabela 6-1 Janelas de operação dos casos de estudo... 62 xi

1. Introdução 1.1 Contexto Apesar da crise relacionada ao petróleo que se desenvolveu nos últimos anos ainda há muito a ser explorado no Brasil e no mundo. A Figura 1-11-1 abaixo ilustra as reservas de petróleo, em bilhões de barris, nos países do mundo que mais concentram essa matriz energética. Figura 1-1- Maiores reservas de petróleo, em barris[1] 1

Além disso, as laminas d água a serem exploradas estão cada vez mais profundas, aumentando os riscos e ainda a solicitação sobre a estrutura e equipamentos utilizados na perfuração de poços de petróleo. A Bacia de Santos, por exemplo, abrange uma área de aproximadamente 350 mil km² em lâminas d água de até 3.000m [2]. A área é considerada uma das mais promissoras do Brasil em exploração e produção, devido às descobertas realizadas em sua seção pré-sal nos últimos anos, que poderão levar a região ao ranking das dez maiores reservas de petróleo do mundo [2]. Diante desse contexto, é evidente a necessidade de se entender cada vez melhor o comportamento do riser de perfuração durante sua operação, para que seja possível realizar operações seguras e ainda com o menor custo possível. 2

1.2 Objetivos O objetivo desse trabalho é, através de análises realizadas por modelo de elementos finitos, demonstrar a influência das juntas flexíveis de topo e de fundo de um riser de perfuração na definição da janela operacional. A conclusão consistirá na avaliação da possibilidade de operação de perfuração nas condições criadas, analisando de que maneira os parâmetros variados impactam na operabilidade do riser. Pode-se ainda selecionar qual seria a condição, dentre as avaliadas, mais adequada para operar nas condições ambientais simuladas. Este trabalho é consequência de um trabalho anterior, efetuado por Raphael Viana Khalil [1], onde a operabilidade de um riser foi analisada. 3

2. Definições e Conceitos 2.1 Risers Os risers, tubos que fazem a ligação entre os poços de petróleo, no solo marinho, e as plataformas ou navios, na superfície, são considerados como uma das partes críticas de um sistema de exploração offshore. Essas estruturas ficam continuamente sujeitas às ações dinâmicas de ondas, correntes marítimas e movimento da plataforma, podendo ter o seu comportamento influenciado pelas solicitações a que são submetidas. Especialmente no caso de águas mais profundas, esses componentes passam a merecer atenção especial, visto que as condições de pressão e temperatura em grandes profundidades não são as ideais para seu funcionamento. De acordo com a norma API RP 2RD [4], os risers podem ser classificados segundo a sua finalidade, constituição da estrutura (material empregado na sua fabricação) e quanto a sua configuração geométrica. Quanto à finalidade, um riser pode ser de perfuração, completação, injeção, produção e de exportação. Um riser de perfuração é aquele que tem como função proteger e guiar a coluna de perfuração, permitindo o retorno do fluido de perfuração do poço para a plataforma. Os de completação são utilizados nas operações de completação (conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás, ou ainda injetar fluidos no reservatório). Os de injeção são aqueles que injetam gás no poço para reduzir a densidade do petróleo e provocar sua elevação para a superfície, ou injetam água ou gás no reservatório para aumentar a pressão dentro do mesmo e melhorar o desempenho do poço. Os de produção são responsáveis por conduzir o fluido bruto do poço para a superfície. Por fim, os risers de exportação são utilizados para transportar o óleo e o gás da plataforma para outra unidade ou a terra. [5] 2.2 Riser de Perfuração Como o riser de estudo desse trabalho é de perfuração, este será o único tipo a ser aprofundado. O riser de perfuração, o chamado drilling riser, ou marine riser, tem como principal função proteger a coluna da broca de perfuração do poço, o chamado drillpipe. Também tem a função de conduzir, através de seu anular, o influxo de fluidos indesejáveis originados na perfuração, para que sejam eliminados. Além disso, conduz uma lama especial para estabilizar o poço perfurado e manter uma pressão maior que a do reservatório, evitando assim uma possível elevação do óleo durante a perfuração, ou, como é mais conhecido, um blow out. A Figura 2-12-1 ilustra um exemplo de um riser de perfuração. 4

Figura 2-1 - Exemplo de riser de perfuração[6] O riser de perfuração possui diferentes configurações dependendo das necessidades de operação, as dimensões dependem da profundidade considerada para projeto e da quantidade de flutuadores utilizados. Em geral, é uma tubulação de aço de perfil alongado com duas linhas de diâmetros menores do lado externo, chamadas de choke e kill, e também algumas linhas auxiliares para controle elétrico e hidráulico. O tubo principal do riser de perfuração é utilizado para abrigar as juntas de perfuração, que compõem o chamado drillpipe, e permitir o fluxo do fluido de perfuração. As linhas choke e kill possuem alta pressão e são utilizadas para o controle do poço. O comprimento total do riser de perfuração consiste da união destas juntas de perfuração de comprimentos padrões, variando de 50 pés a 95 pés, conectadas entre si, acrescido do comprimento dos demais componentes adicionados ao riser. As Figura 2-2 e Figura 2-3 a seguir exemplificam juntas de um riser de perfuração. 5

Figura 2-2 - Exemplo de juntas de um riser de perfuração. [7] Figura 2-3 - Exemplo de junta de um riser de perfuração. [7] 6

2.2.1 Riser Tracionado no Topo O riser de estudo é do tipo TTR, top tensioned riser, ou seja, riser tracionado no topo. Nesse tipo de configuração são utilizados risers rígidos de aço tracionados no topo por flutuadores ou por tracionadores hidráulicos, mantendo a tração constante, de forma a evitar que o riser seja comprimido e ocorra a flambagem, além de limitar sua movimentação. A Figura 2-4 ilustra um exemplo de riser tracionado no topo, apesar de ser um riser de produção. Figura 2-4 Exemplo de riser tracionado no topo [4] 7

2.3 Componentes do Riser de Perfuração Define-se como estrutura do riser o conjunto de elementos que se estende desde o DrillFloor, ou mesa rotativa, situada na embarcação, até o BOP (Blow Out Preventer) situado no fundo do mar, sobre o poço. Os componentes de um riser são selecionados a partir das condições esperadas durante sua operação, afim de cumprir requisitos de tração, flambagem, tensões, tração de topo, dentre outras. Uma breve descrição da função dos principais componentes do riser de perfuração, e dos parâmetros de análise tais como flutuadores e RAO da embarcação (Response Amplitude Operator) será feita, a fim de contextualizar e tornar mais claro o desenvolvimento do projeto. A Figura 2-5 ilustra os componentes de um riser de perfuração. Figura 2-5 Componentes de um riser de perfuração. [8] 2.3.1 Sistema Tracionador As unidades tracionadoras são utilizadas para aplicar força vertical ao topo do riser de perfuração e assim controlar sua tração e deslocamento. As unidades são normalmente 8

localizadas próximas à periferia do drillfloor e fornecem uma tração axial praticamente constante ao riser enquanto este se movimenta vertical e lateralmente em decorrência do movimento da embarcação. O número de unidades tracionadoras e a quantidade de tração aplicada determinam a capacidade do sistema tracionador. O sistema é fundamental para garantir que a coluna de riser esteja sempre sob esforços trativos, independentemente de sua posição, evitando o risco de flambagem, que pode ocorrer caso haja compressão do riser. Esse equipamento funciona com base em um sistema de polias e fluido hidráulico sobre pressão. Quando a sonda sobe devido ao movimento das ondas, o cabo do tracionador é comprimido e há uma alteração na pressão do fluido hidráulico tracionando a coluna com mais intensidade. Quando a sonda desce, ocorre a alteração contrária e o sistema diminui a força de tração aplicada à coluna. Esse sistema garante que a tração aplicada a coluna seja a mesma durante toda operação. A Figura 2-6 exemplifica um sistema tracionador. Figura 2-6 Exemplo de um sistema tracionador. [9] 2.3.2 Diverter Este é um componente utilizado para direcionar o fluido de perfuração que retorna do poço ou para controlar o blowout e a camada superficial de gás. O diverter redireciona para longe da sonda qualquer fluido que tenha passado para o interior da coluna de riser, antes do fechamento do BOP, podendo ocorrer durante os primeiros estágios da perfuração. É um equipamento importante pois reduz drasticamente o risco de explosão no caso de um kick que tenha alcançado o riser. A Figura 2-7 exemplifica um diverter. 9

Figura 2-7 Exemplo de Diverter [9] 2.3.3 Junta Telescópica A função básica da junta telescópica é compensar o movimento relativo translacional entre a embarcação e o riser, gerado principalmente pela movimentação de heave devido às condições de mar. O equipamento é composto por dois cilindros concêntricos, um interno e outro externo, vedados entre si. O interno é fixo ao diverter e o externo é anexado ao riser, cabos tensionadores são ligados ao externo, permitindo tração. Somente o cilindro externo se movimenta, buscando manter tração constante no riser. O curso (stroke) máximo da junta varia de 45 a 65 ft. A Figura 2-8 exemplifica uma junta telescópica. Figura 2-8 Exemplo de junta telescópica [9] 10

Figura 2-9 Exemplo de junta telescópica [10] A junta telescópica possui um elemento chamado anel de tração (ou tension ring) que se localiza ao redor do cilindro externo e completa o sistema de aplicação de tração do riser, desta forma, devido às altas tensões envolvidas pelos esforços do equipamento, tal componente requer uma grande robustez por parte do tension ring. Figura 2-10 Anel de tração da junta telescópica [9] 2.3.4 Junta Padrão A junta padrão do riser possui a função de compor o riser, conforme o mesmo está sendo instalado, as juntas são posicionadas juntas no drillfloor e depois conduzidas para água até atingir sua posição final. O trecho de juntas padrão do riser representa o principal componente do sistema. Uma variação comumente utilizada é a junta com módulos de flutuação anexados para diminuir a tração atuante devido ao peso do riser. Como o módulo de empuxo acoplado aumenta consideravelmente o diâmetro total a ser considerado, pode tornar a força de arrasto crítica. A Figura 2-11 exemplifica a junta padrão com módulo de empuxo acoplado. 11

Figura 2-11 Exemplo de junta padrão com módulo de empuxo acoplado [11] 2.3.5 Junta Pup As chamadas pup joints são juntas que possuem comprimento menor que o das juntas padrão. Existem em diversos tamanhos diferentes e são utilizadas para acomodar os espaços do riser que não podem ser preenchidos pelas juntas de tamanho tradicional. Ou seja, sua função é ajustar o comprimento do riser, geralmente buscando atender o comprimento ideal do curso da junta telescópica e seu curso médio. A Figura 2-12 exemplifica juntas do tipo pup de diferentes tamanhos. Figura 2-12- Exemplo de juntas pup de diferentes tamanhos. [12] 2.3.6 LMRP O equipamento LMRP, Lower Marine Riser Package, fornece uma interface entre o riser e o BOP, além de prover controle hidráulico das funções do BOP. A interface entre os equipamentos é projetada de forma a ser possível descontá-los rapidamente em caso de necessidade. Então, quando há uma emergência, seja por uma pane no sistema de 12

posicionamento dinâmico ou um mau tempo súbito, a desconexão pode ser feita de forma segura. O LMRP contém também um ou mais preventores anulares. Além de servir como mais uma barreira para fechar o poço, este preventor anular deve ser acionado em caso de desconexão de modo a evitar vazamento do fluido que está no interior do riser. O conector entre o BOP e o LMRP é uma peça chave, fundamental para garantir a desconexão segura da sonda com o poço, e funciona com base em um sistema hidráulico, acionado automaticamente pelo sistema de controle da sonda caso as deflexões da coluna de riser ultrapassem os limites considerados seguros. A Figura 2-13 traz um exemplo de LMRP acoplado ao BOP. Figura 2-13- Exemplo de LMRP acoplado ao BOP. [3] 13

2.3.7 Riser Adapter O chamado riser adapter é uma junta de riser utilizada juntamente da junta flexível, a fim de realizar a transição entre a mesma e o próprio riser, de forma a modificar a rigidez do sistema de forma mais amena. A Figura 2-14 traz um exemplo de um riser adapter. Figura 2-14 - Exemplos de um riser adapter. [9] 2.3.8 Cabeça de Poço A cabeça de poço, o chamado wellhead, é utilizada durante as operações de perfuração, completação e produção. Sua função é controlar o conteúdo do poço, realizando o fechamento do mesmo quando necessário, prevenindo vazamentos. Esse equipamento é conectado à superfície do revestimento (casing) e todos os revestimentos subsequentes instalados, depositados e selados imediatamente abaixo do BOP. Também é responsável por conter a pressão na interface entre o BOP e os revestimentos, além de permitir que as colunas do revestimento sejam suspensas de modo que seu peso não fique sobre a sonda. A Figura 2-15 exemplifica uma cabeça de poço conectada a um revestimento (casing). 14

Figura 2-15 - Exemplo de cabeça de poço conectado a casing. [9] 2.3.9 Choke e Kill As linhas de choke e kill tem a função de controlar o poço e os chamados fluidos de kick, ou seja, fluidos indesejados que saem do poço. A linha de kill geralmente é usada para bombear fluido de perfuração mais pesado para dentro do poço durante operações de controle de poço. Já a linha de choke é conectada ao BOP e possui uma válvula de acionamento hidráulico que controla a abertura entre a linha e o poço. As linhas de choke e kill são projetadas para resistirem altas pressões causadas por kicks ou blowouts, que se originam do influxo de fluidos indesejáveis partindo do poço para o espaço anular entre o riser de perfuração e a coluna de perfuração. Dessa forma é possível circular os fluidos pressurizados do interior do poço de forma controlada. A Figura 2-16 exemplifica as linhas de choke e kill. 15

Figura 2-16- Exemplo das linhas de choke e kill, destacadas em amarelo e azul. [13] Os fluidos circulados através das linhas de kill são direcionados para o choke e kill manifold. Este equipamento é responsável por coletar e distribuir os fluidos que alcançam a superfície durante o kick de acordo com sua composição. O manifold é um conjunto de válvulas que podem ser acionadas manualmente e que controlam o caminho de escoamento dos fluidos. A Figura 2-17 traz um exemplo de choke e kill manifold. Figura 2-17 - Choke e Kill manifold [14] 16

2.3.10 Junta Flexível A junta flexível tem a função de reduzir o momento fletor e as tensões que atuam sobre o riser, devido aos carregamentos ambientais e deslocamentos da embarcação, prevenindo danos ao sistema. Esse tipo de junta está posicionado no topo, a chamada upper flex joint, instalada entre o diverter e a junta telescópica, e no fundo, a chamada lower flex joint, instalada no LMRP. A junta flexível é um componente importante para o presente estudo, pois seus parâmetros serão variados de forma a identificar quais impactos surgirão em consequência de tal variação. Por esse motivo, além da sua função aqui brevemente resumida, mais a frente teremos uma abordagem um pouco mais detalhada sobre esta junta. A Figura 2-18 exemplifica uma junta flexível. Figura 2-18 - Exemplo de junta flexível. [9] 2.4 Processo de Perfuração A primeira etapa do processo de perfuração é o posicionamento de tubulação no fundo do mar, fincado no leito marinho. A tubulação chamada de revestimento condutor (conductor casing) pode chegar a ter um metro de diâmetro. Tal dispositivo fica permanentemente fixado no solo marinho. Como o dispositivo de elevação não se movimenta no fundo do mar, ele serve também de referência para determinar a profundidade. A perfuração em si ocorre dentro do dispositivo de elevação, que também é usado para conduzir a lama de perfuração (líquido usado no processo de perfuração) à medida que ela retorna para a superfície. O dispositivo de segurança chamado BOP (Preventor de Blowout) é montado no leito marinho ou fixado à parte superior do dispositivo de elevação. A Figura 2-19 traz um exemplo de revestimento (casing) com coluna de perfuração (drillpipe). 17

Figura 2-19 - Exemplo de casing com drillpipe. [15][16] O fluido de perfuração é uma mistura química que possui diversas finalidades, como lubrificar e resfriar a broca de perfuração, que se aquece devido à fricção. Também controla a pressão, evitando o fluxo de fluidos indesejados. Durante a operação de perfuração o fluido de perfuração é bombeado através da linha de broca, esse processo joga fluido de perfuração para fora da broca para ajudar a reduzir o calor gerado pelo corte. Em seguida, carrega rochas e outros detritos de volta através do condutor. A Figura 2-20 ilustra a atuação de um fluido de perfuração. 18

Figura 2-20- Exemplo de fluido de perfuração atuando. [17] 2.4.1 Método Rotativo O método rotativo consiste em descer rotacionando uma coluna de perfuração que possui em sua extremidade uma broca; a sua rotação sobre a formação causa a fragmentação da rocha. Com o objetivo principal de trazer para a superfície os cascalhos gerados, é injetado por dentro da coluna de perfuração um fluido que passa através da broca e retorna através do espaço anular existente entre a coluna de perfuração e as paredes do poço. O fluido é injetado por bombas para o interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e retorna à superfície através do espaço anular formado pelas paredes do poço e a coluna. À medida que a rocha vai sendo esmerilhada e os cascalhos gerados são retirados, há o aprofundamento do poço. [18] A Figura 2-21 ilustra uma coluna de perfuração, ou drillpipe, e a Figura 2-22 ilustra o processo de perfuração pelo método rotativo. 19

Figura 2-21 - Ilustração de uma coluna de perfuração. [18] Figura 2-22 - Ilustração de um processo de perfuração pelo método rotativo.[18] 20

3. Metodologia 3.1 Análise de Operabilidade A análise de operabilidade de um riser conectado é uma demanda frequente de operadoras e empreiteiras do ramo de óleo e gás. A análise é feita a fim de identificar as condições ambientais e offset admissíveis em que uma embarcação pode realizar uma operação de perfuração em um poço, limitando a chamada janela de operação. Esse tipo de estudo inclui, tipicamente, uma avaliação das condições chamadas de drilling e non-drilling. Chama-se drilling quando o sistema está de fato em operação, com a coluna de perfuração rotacionando dentro do riser. Chama-se non-drilling, quando o riser está instalado,conectado ao poço, porém não está operando. 3.1.1 Convenções Numa análise típica de operabilidade, todas as condições ambientais de corrente, ondas e offset são modeladas agindo de forma colinear, ou seja, todas numa mesma direção e sentido. Outra convenção importante é sobre a direção relativa a movimentação da unidade em operação. É utilizado upstream para se referir a direção que é contra a corrente, denotado como offset positivo nas figuras e resultados finais. Opostamente utiliza-se downstream para a direção a favor da corrente, denotando offset negativo. Essa convenção é ilustrada na Figura 3-1. Figura 3-1 - Convenção de direções upstream e downstream [19] 21

3.2 Software Para a simulação da operação de perfuração foi utilizado o software de elementos finitos DeepRiser, realizando análises dinâmicas de operabilidade. O DeepRiser é uma ferramenta integrada de engenharia utilizada extensivamente na indústria de perfuração, desenvolvido especialmente para aperfeiçoar e agilizar projetos e análises de risers de perfuração e sistemas de risers de produção tracionados. O programa combina um sistema intuitivo GUI (Graphical User Interface) com uma poderosa ferramenta analítica onde os modelos são definidos voltados para a aplicação em engenharia, possui um processo de análise altamente automatizado permitindo a definição de múltiplos casos de carregamento e geração de resultados automatizados e customizados. Figura 3-2 Interface do usuário do programa computacional utilizado. [20] 22

3.3 Modelação da Junta Flexível Conforme já apresentado, a junta flexível tem a função de reduzir o momento fletor e as tensões que atuam sobre o riser, devido aos carregamentos ambientais e deslocamentos da embarcação, prevenindo danos ao sistema pois, quando o sistema está operando em condição de drilling, sob grandes ângulos da junta flexível, há o risco de a coluna de perfuração pressionar a parede interna do riser enquanto rotaciona em seu interior. Esse fenômeno também é conhecido como key-seating. Figura 3-3 Fenômeno conhecido como key seating Para evitar que esse fenômeno ocorra, os ângulos das juntas flexíveis de fundo e de topo são limitados, sendo muito frequentemente os principais limitantes para as janelas de operação das análises de operabilidade. A API RP 16Q [21] recomenda que os seguintes limites sejam adotados: Ângulo médio da junta flexível limitado a 2 Ângulo máximo dinâmico da junta flexível limitado a 4 Na condição de non-drilling, mencionada anteriormente nesta mesma seção, assumese que a coluna de perfuração está recolhida na superfície ou, pelo menos, não está rotacionando. Dessa forma os riscos de dano por key seating são removidos e é possível adotar limites maiores para o ângulo médio da junta, os seguintes limites são tipicamente adotados para non-drilling. Ângulo médio da junta flexível limitado a 9 Ângulo máximo dinâmico da junta flexível limitado a 9 Como no presente estudo se busca observar o comportamento da junta flexível, apenas a condição de drilling foi adotada, pois é a condição em que a junta é considerada crítica. A modelação da junta flexível é feita através da determinação da sua rigidez torcional, ou seja, qual a relação entre o ângulo resultante na junta e o momento aplicado devido ao deslocamento e rotação da estrutura. 23

No geral as análises de operabilidade são feitas considerando a rigidez torcional como uma constante, apenas atribuindo um valor a mesma. Nesse estudo, como forma de buscar uma resposta melhor de comportamento da junta flexível do fundo, a rigidez torcional será representada das duas formas: Nos casos de 1 a 6 será considerada uma rigidez constante e nos casos de 7 a 9 a rigidez será representada por uma curva (rigidez não linear). A seguir estão apresentadas as curvas de rigidez torcional e as de momento resultante utilizadas para as simulações, associadas a valores de overpull. Os valores considerados para a composição das curvas são valores típicos de juntas flexíveis existentes na indústria. 3.3.1 Curva de Rigidez Torcional 1 (200 kips) Tabela 3-1 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante 200 kips Ângulo da Junta (deg) Rigidez Torcional (ft-kips/deg) Momento Resultante (ft-kips) 0,5 2029,2 1014,6 1,0 1076,7 1076,7 1,5 754,6 1131,9 2,0 591,7 1183,4 2,5 493,0 1232,6 3,0 426,5 1279,6 3,5 379,0 1326,6 4,0 343,0 1372,0 Figura 3-4 Curva de rigidez torcional 1 (200 kips) 24

Figura 3-5 Curva de momento resultante 1 (200 kips) 3.3.2 Curva de Rigidez Torcional 2 (300 kips) Tabela 3-2 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante 300 kips Ângulo da Junta (deg) Rigidez Torcional (ft-kips/deg) Momento Resultante (ft-kips) 0,5 1964,9 982,4 1,0 1044,2 1044,2 1,5 732,7 1099,0 2,0 575,1 1150,2 2,5 479,6 1199,0 3,0 415,2 1245,6 3,5 369,2 1292,3 4,0 334,4 1337,4 25

Figura 3-6 Curva de rigidez torcional 2(300 kips) Figura 3-7 Curva de momento resultante 2 (300 kips) 26

3.3.3 Curva de Rigidez Torcional 3 (400 kips) Tabela 3-3 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante 300 kips Ângulo da Junta (deg) Rigidez Torcional (ft-kips/deg) Momento Resultante (ft-kips) 0,5 1900,5 950,3 1,0 1011,7 1011,7 1,5 710,8 1066,2 2,0 558,5 1116,9 2,5 466,2 1165,4 3,0 403,9 1211,7 3,5 359,4 1258,0 4,0 325,7 1302,8 Figura 3-8 Curva de rigidez torcional 3 (400 kips) 27

Figura 3-9 Curva de momento resultante 3 (400 kips) 3.4 Parâmetros da Modelação Comuns a todos os casos Nesta seção serão definidos os parâmetros utilizados na análise de operabilidade. Na Seção 4 estão apresentados os casos simulados e os valores dos parâmetros variados. 3.4.1 Embarcação As dimensões da embarcação influenciam na altura da mesa rotativa, local onde o riser fica acoplado e também no posicionamento dos tracionadores. Além disso, simular seu comportamento hidrodinâmico é essencial para a análise, essa representação é feita através do RAO (Responde Amplitude Operator). O RAO da embarcação é o responsável por representar a intensidade de resposta em virtude de uma condição ambiental atuante. Nas análises propostas foram considerados valores de RAO para uma sonda de perfuração típica. 3.4.2 Local da Perfuração O local da perfuração definido para esse estudo é a Bacia de Campos, local típico de perfurações de poços no Brasil e que possui condições ambientais bastante adversas. A Bacia de Campos se localiza na costa norte do estado do Rio de Janeiro, estendendo-se até ao sul do estado do Espírito Santo e possui aproximadamente 115.800 km². [2] A principal influência do local de atuação para a análise é o mapeamento das condições ambientais do local, através do METOCEAN DATA, composto por várias medições de onda e corrente realizadas no local. 28

3.4.3 Profundidade A profundidade é um dos principais influentes na determinação da janela operacional, atuando em diferentes parâmetros tais como o comprimento do riser, a ordenação do stackup e a pressão atuante no riser. A profundidade definida para a realização das análises de operabilidade é de 2400m. 3.4.4 Solo As propriedades dos solos variam muito conforme a localização do poço, uma vez que estão atreladas as suas composição e capacidades de resistência mecânica. Consideram-se dois tipos de perfis de solo nas análises de operabilidade, UB (limite superior, chamado Upper Bound) e LB (limite inferior, chamado Lower Bound). Para as análises realizadas, foi adotado o perfil UB, permanecendo inalterado em todos os casos. 3.4.5 Lama A lama de perfuração influência bastante na análise, pois sua densidade define o peso da coluna do fluido contido no riser. Quanto maior a densidade utilizada maior será o peso da coluna, aumentando também a tração de suspensão requerida do sistema. A densidade da lama tem valores típicos entre 10 ppg e 16 ppg, para este estudo a densidade é definida em 12 ppg e permanece inalterada em todos os casos. 3.4.6 Offset Offset é o nome dado à variação da posição da embarcação em relação à posição equivalente a acima do poço, também pode ser chamado de passeio. O offset é caracterizado pelo deslocamento sofrido por uma unidade flutuante, que depende diretamente das cargas ambientais atuantes na mesma, do sistema de ancoragem, da geometria do casco abaixo da linha d água e da parte do casco emersa e sujeita à ação dos ventos. Os valores de offset podem ser representados em função da porcentagem da lâmina d água ou em metros. Neste estudo são considerados valores de porcentagem em função da profundidade de atuação, variando de -10% a 10%, com incremento de 1%. 3.4.7 Corrente A intensidade da corrente varia de acordo com o local da perfuração e com o perfil de profundidade, ou seja, a corrente varia conforme a profundidade e direção de incidência. A forma mais adotada para se referir a intensidade de corrente é em relação à periodicidade da ocorrência do maior valor registrado. Uma corrente de 1 ano se refere ao registro de ocorrência da corrente com maior intensidade em um período de 1 ano. O termo não excedência, representado por NEXC, representa a aplicação de uma porcentagem de ocorrência sobre o tempo de 1 ano. Por exemplo, 80% NEXC representa uma 29

probabilidade de ocorrência da corrente de 20% (100% - 80%). Valores típicos utilizados variam entre 50% NEXC e 1 ano. Nas análises realizadas foi considerada uma intensidade de corrente de 95% NEXC, permanecendo inalterada em todos os casos. 3.4.8 Onda A intensidade da onda também varia de acordo com o local da perfuração e não possui um único valor em todas as direções de incidência e tampouco um único valor para um mesmo período de onda. A forma adotada para se referir a intensidade da onda também é em relação à periodicidade de ocorrência do maior valor registrado. Uma onda de 1 ano se refere a onda com maior probabilidade de ocorrer no período de 1 ano. Valores típicos utilizados variam entre 2m a 15m de altura e períodos de onda de 8 a 15 segundos. Nas análises realizadas foi considerada uma intensidade de onda com altura de 4.75m e período de 9.5s. 3.4.9 Vento A intensidade do vento varia conforme o local da operação e também não possui um único valor em todas as direções de incidência. A forma adotada para se referir à intensidade do vento também é em relação à periodicidade da ocorrência do maior valor registrado. Um vento de 1 ano se refere ao registro de ocorrência do vento com maior intensidade em um período de 1 ano. Uma vez que a operação de perfuração não se estende por longo período de tempo, os valores considerados para ventos não necessitam de tanto rigor quanto para a análise de riser de produção ou nem são considerados. No presente estudo não há definição de valores para intensidade de ventos em nenhum dos casos propostos para análise. 3.4.10 Overpull Overpull é a tração aplicada em relação ao valor da tração de topo mínima. Valores típicos utilizados variam entre 50 kips e 300 kips. A princípio define-se o valor de 200 kips para a análise, porém, nos casos 7 a 9, esse valor varia juntamente com as propriedades de rigidez da junta. 3.4.11 Stack Up O stack up é a ordem de empilhamento das juntas e dos equipamentos que formam o riser. A definição dessa ordem não possui nenhuma regra, depende apenas do inventário de juntas que o navio sonda possui a bordo e da funcionalidade dos equipamentos. A imagem a seguir apresenta o stack up utilizado nas análises desse estudo. 30

Figura 3-10 Stack up adotado 3.4.12 Resumo dos Parâmetros Após a definição de todos os parâmetros, a Tabela 3-4 apresenta um resumo. Tabela 3-4 - Resumo dos parâmetros definidos Parâmetros Embarcação Local da Perfuração Profundidade Solo Lama Navio sonda típico Bacia de Campos 2400m UB (Upper Bound) 12 ppg Offset -10% a 10%, incremento de 1% Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Vento - Overpull 200, 300 e 400 kips 31

3.5 Critérios e Limites Os critérios apresentados na tabela a seguir são critérios já definidos anteriormente com base na API RP 16Q [4] ou utilizados usualmente na indústria, de acordo com as propriedades das juntas que compõem o riser. Tabela 3-5 Critérios utilizados nas análises Critérios Ângulo Médio da Junta Flexível de Fundo (deg) 2.00 Ângulo Médio da Junta Flexível de Topo (deg) 2.00 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Fundo (deg) 4.00 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo (deg) 4.00 Máximo Curso da Junta Telescópica (ft) 52.25 Mínimo Curso da Junta Telescópica (ft) 2.75 Máximo Curso do Tensionador (ft) 47.50 Mínimo Curso do Tensionador (ft) 2.50 Tensão de Von Mises (ksi) 53.60 Mínima Tração Efetiva (kips) 0.00 Momento na Cabeça do Poço (kips.ft) 2400.00 Folga do Moonpool (ft) 1.00 Tensão de Flexão no Condutor (ksi) 45.00 Tensão de Flexão no Casing (ksi) 52.50 32

4. Casos de Estudo Na indústria de perfuração de poços de petróleo as empresas operadoras têm alto custo diário de operação. Dessa forma, a demanda da indústria é que os componentes limitantes sejam estudados a fim de diminuir o conservadorismo nas análises de operabilidade e aumentar a janela de operação dos risers de perfuração. No trabalho Cálculo Analítico da Janela de Operação da Atividade de Perfuração [1], concluiu-se que o principal fator limitante das análises é o ângulo máximo da junta flexível. Tal ocorrido se deveu à escolha de profundidades muito elevadas para o estudo (1800m, 2100m e 2400m) que proporcionaram demasiadas curvaturas no riser, incrementadas pela alta intensidade da corrente escolhida (1yr, 99NEXC e 95NEXC) em uma área de atuação conhecida por possuir condições ambientais muito adversas (Bacia de Campos) e a utilização de uma junta flexível com baixa capacidade de rigidez torcional. No trabalho supracitado foram analisados mais de 3000 casos e suas janelas de operação, deixando claro que a junta flexível é um componente crítico para atividade de perfuração. Como o presente estudo busca analisar a influência da junta flexível nessa mesma operação, o caso escolhido para tal é um dos casos críticos do trabalho mencionado [1]. Utiliza-se a profundidade mais crítica, de 2400m, corrente de 95NEXC, na mesma área de atuação, a Bacia de Campos, para compor o caso a ser estudado. A partir desse caso inicial, serão variados alguns parâmetros, buscando influenciar o comportamento da junta nas análises simuladas. Para a junta de fundo, o parâmetro a ser variado é a rigidez torcional, utilizando as curvas já apresentadas na Seção 3.3. Já para a junta de topo, será variado diretamente o ângulo, modificando apenas os procedimentos de pósprocessamento. A seguir estão apresentadas as especificações de todos os casos considerados. Serão apresentados apenas os parâmetros que estão sofrendo algum tipo de variação, os demais permanecem constantes, como definidos na seção 3.4. 4.1 Caso 1 (Caso Base) O primeiro caso a ser simulado é o chamado caso base, utilizando os ângulos limites recomendados pela API RP 16Q [4] e todos os parâmetros como definidos na Seção 3.4. Tabela 4-1 - Parâmetros do Caso 1 (Caso Base) Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg 33

Tabela 4-2 - Critérios do Caso 1 (Caso Base) Critérios Ângulo Médio da UFJ 2 Ângulo Máximo da UFJ 4 4.2 Caso 2 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5 Nesse caso será modificado o ângulo máximo limite da junta flexível de topo para 5, modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1. Tabela 4-3 - Parâmetros do Caso 2 Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg Tabela 4-4 - Critérios do Caso 2 Critérios Ângulo Médio da UFJ 2 Ângulo Máximo da UFJ 5 4.3 Caso 3 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6 Nesse caso será modificado o ângulo máximo limite da junta flexível de topo para 6, modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1. Tabela 4-5 - Parâmetros do Caso 3 Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg 34

Tabela 4-6 - Critérios do Caso 3 Critérios Ângulo Médio da UFJ 2 Ângulo Máximo da UFJ 6 4.4 Caso 4 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 Nesse caso será modificado o ângulo limite da junta flexível de topo para 7, modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1. Tabela 4-7 - Parâmetros do Caso 4 Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg Tabela 4-8 - Critérios do Caso 4 Critérios Ângulo Médio da UFJ 2 Ângulo Máximo da UFJ 7 4.5 Caso 5 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 e Ângulo Médio 3 Nesse caso, além do ângulo máximo limite da junta flexível de topo ser modificado para 7, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 3, modificando apenas os critérios limitantes no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1. Tabela 4-9 - Parâmetros do Caso 5 Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg 35

Tabela 4-10 - Critérios do Caso 5 Critérios Ângulo Médio da UFJ 3 Ângulo Máximo da UFJ 7 4.6 Caso 6 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7 e Ângulo Médio 4 Nesse caso, além do ângulo máximo limite da junta flexível de topo ser modificado para 7, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 4, modificando apenas os critérios limitantes no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1. Tabela 4-11 - Parâmetros do Caso 6 Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg Tabela 4-12 - Critérios do Caso 6 Critérios Ângulo Médio da UFJ 4 Ângulo Máximo da UFJ 7 4.7 Caso 7 Junta Flexível de Fundo Não Linear (200 kips) Nesse caso será modificado o parâmetro da rigidez linear, fazendo com que deixe de ser linear e passando a ser representado pela Curva de Rigidez Torcional 1, definida em 3.3.1. Tabela 4-13 - Parâmetros do Caso 7 Parâmetros Corrente 95% NEXC Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s Overpull 200 kips Rigidez Torcional Curva 1 [Figura 3-4] 36