escola politécnica engenharia naval e...
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Universidade Federal do Rio de Janeiro
Escola Politécnica
Engenharia Naval e Oceânica
Projeto de Graduação
NICHOLAS MIRANDA BARBOSA
Mapeamento dos Processos e Modos de Falha no Descomissionamento
de Dutos Flexíveis Submarinos
Rio de Janeiro
I
Setembro de 2018
MAPEAMENTO DOS PROCESSOS E MODOS DE FALHA NO
DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS SUBMARINOS
NICHOLAS MIRANDA BARBOSA
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Naval e Oceânica, da
Escola Politécnica, Universidade Federal
do Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do título
de Engenheiro Naval.
Orientador:
Jean David Job Emmanuel Marie Caprace,
Co-orientador:
Marcelo Igor Lourenço de Souza
II
Rio de Janeiro
Setembro de 2018
Barbosa, Nicholas Miranda
Mapeamento dos Processos e Modos de Falha no
Descomissionamento de Dutos Flexíveis Submarinos/
Nicholas Miranda Barbosa. – Rio de Janeiro:UFRJ/Escola
Politécnica, 2018.
XIII,60 p.:il.; 29,7 cm
Orientador: Jean David Job Emmanuel Marie Caprace
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso
de Engenharia Naval e Oceânica, 2018
Referências Bibliográficas: p.53-55
1.Descomissionamento 2. Dutos Flexíveis 3. Estruturas
submarinas I. Job Emmanuel Marie Caprace, Jean David
et al. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ,
Curso de Engenharia Naval e Oceânica. III. Mapeamento
dos Processos e Modos de Falha no Descomissionamento
de Dutos Flexíveis Submarinos.
III
MAPEAMENTO DOS PROCESSOS E MODOS DE FALHA NO
DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS SUBMARINOS
Nicholas Miranda Barbosa
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DE GRAU DE ENGENHEIRO NAVAL.
Examinado por:
Prof. Jean David Job Emmanuel Marie Caprace, Ph.D.
(Orientador)
Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza, D.Sc
(Co-orientador)
Prof. Theodoro Antoun Netto, Ph.D
(Examinador)
Prof. Luiz Felipe Assis, D.Sc
(Examinador)
Rio de Janeiro, RJ - Brasil
Setembro de 2018
IV
“Valeu a pena? Tudo vale a pena
Se a alma não é pequena.
Quem quer passar além do Bojador
Tem que passar além da dor
Deus ao mar o perigo e o abismo deu,
Mas nele é que espelhou o céu.”
Fernando Pessoa
V
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Universidade Federal do Rio de Janeiro, que por meio de seu ensino
público e da mais alta qualidade, me garantiu ótimas oportunidades e me deu pernas para seguir
meus sonhos.
Agradeço a minha mãe, Cleusa, que me deu os maiores apoios quando tive incertezas do futuro
e me incentivou sempre a seguir o que eu mais tenho vontade. Ao meu pai, Cassio, que suportou
as adversidades e se sacrificou com muito amor para que eu pudesse ir atrás de meus sonhos.
Ao meu irmão, Cassio Miranda, pelo companheirismo, pela paciência e alegrias que pudemos
viver juntos nesses 25 anos.
Agradeço ao meu avô, Cassio Silveira, que contribuiu imensamente com minha formação de
engenheiro. Repassando suas experiências de seu jeito brincalhão e sempre à disposição.
Agradeço de coração todos os meus familiares, que me apoiaram durante esses anos de distância
e deixaram mais leve a vida durante todo os períodos de reunião.
Agradeço aos meus companheiros de curso, em especial os colegas que moraram comigo nesses
anos no Rio de Janeiro, Felipe Pierami, Bruno Abreu e Rafael Torres, desejo a todos sucesso e
bons ventos.
Aos meus colegas de trabalho, que me propiciaram uma experiencia única no mercado.
Agradeço ao meu orientador, Jean David, pelos ensinamentos transmitido ao longo desses anos,
que confiou em mim e em meu trabalho por diversas vezes.
Por fim, agradeço ao meu orientador acadêmico, Protasio Dutra, que me orientou por repetidas
vezes do início ao fim da minha graduação, e sempre foi prestativo e disponível.
VI
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval.
MAPEAMENTO DOS PROCESSOS E MODOS DE FALHA NO
DESCOMISSIONAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS SUBMARINOS
Nicholas Miranda Barbosa
Setembro/2018
Orientador: Jean David Job Emmanuel Marie Caprace
Co-Orientador: Marcelo Igor Lourenço de Souza
Curso: Engenharia Naval e Oceânica
O descomissionamento de unidades de produção offshore é uma consequência inevitável de um
campo de petróleo que esgotou suas reservas. Sendo uma atividade de altos custos, que
apresenta grandes riscos ambientais e às pessoas envolvidas no processo é de dever da
engenharia estudar as operações, riscos e técnicas que permeiam o desmantelamento da unidade
de produção. Focando nos dutos flexíveis, esta tese apresenta uma compilação dos
entendimentos, práticas, processos e riscos na operação de descomissionamento, visando, por
meio descritivo, a discussão e aperfeiçoamento de uma atividade, que mesmo que postergada,
é de essencial importância no ciclo de vida dos campos offshore. São apresentados o
mapeamento em forma do caminho crítico dos principais processos no descomissionamento
dos dutos (recolhimento, corte e elevação, cruzamento, bundle) e a identificação dos mais
relevantes modos de falha e riscos a operação.
Palavras – chave: Descomissionamento, Dutos Flexíveis, Recolhimento, Falha, Processos.
VII
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfilment of
the requirements for the degree of Engineer.
DECOMMISSIONING PROCESSES AND FAILURE MODE ASSESSMENT FOR
SUBSEA FLEXIBLE PIPES
Nicholas Miranda Barbosa
September/2018
Advisor: Jean David Job Emmanuel Marie Caprace
Co-Advisor: Marcelo Igor Lourenço de Souza
Course: Naval and Ocean Engineering
Decommissioning of offshore production systems is an inevitable consequence of an oil field
that has exhausted its reserves. As it is such a high cost activity that presents great risks to the
environment and people involved in the process, it is the duty of the engineering field to study
the operations, risks and techniques that permeate the dismantling of the offshore production
unit. Focusing on flexibles pipelines, this thesis presents a compilation of the understandings,
practices, processes and risks in the decommissioning operation, aiming, through descriptive
report, to incite discussion and improve an activity, even if postponed, is of essential importance
in the life cycle of offshore fields. The objective is to produce a critical path map for some of
the decommissioning operations (i.e. recovery, cut and lifting, crossover, bundle) and to
identify the most relevant failure modes, risks and mitigations.
Keywords: Decommissioning, Flexible, Pipelines, Recovery, Failure Mode, Processes
VIII
Sumário
1 Introdução ........................................................................................................................... 1
2 Panorama Nacional ............................................................................................................. 3
2.1 Bacias de Petróleo ........................................................................................................ 4
2.1.1 Bacia do Ceará ...................................................................................................... 5
2.1.2 Bacia Potiguar ...................................................................................................... 5
2.1.3 Bacia de Sergipe-Alagoas ..................................................................................... 5
2.1.4 Bacia de Espírito Santo ........................................................................................ 6
2.1.5 Bacia de Santos ..................................................................................................... 6
2.1.6 Bacia de Campos .................................................................................................. 6
2.2 Campos Maduros ......................................................................................................... 7
2.3 Linhas Flexíveis ........................................................................................................... 8
3 Revisão Bibliográfica ....................................................................................................... 11
3.1 Composição dos Dutos Flexíveis [10] ....................................................................... 11
3.1.1 Carcaça ............................................................................................................... 12
3.1.2 Capa Interna Polimérica ..................................................................................... 12
3.1.3 Armadura de Pressão .......................................................................................... 12
3.1.4 Armadura de Tração ........................................................................................... 12
3.1.5 Capa Externa Polimérica .................................................................................... 12
3.1.6 Outras Camadas e Configurações ....................................................................... 12
3.2 Flexíveis e Sistemas de Produção Subsea .................................................................. 13
3.2.1 Flowlines ............................................................................................................ 13
3.2.2 Risers .................................................................................................................. 13
3.2.3 Jumpers ............................................................................................................... 14
3.3 Modulo de Conexão Vertical (MCV) ........................................................................ 14
3.4 Acessórios de Dutos Flexíveis ................................................................................... 15
IX
3.4.1 Conector ............................................................................................................. 15
3.4.2 Flange cego de manuseio e teste ........................................................................ 16
3.4.3 Enrijecedor.......................................................................................................... 16
3.4.4 Vertebra .............................................................................................................. 17
3.4.5 Colar Elevador .................................................................................................... 18
3.5 Descomissionamento offshore ................................................................................... 18
3.5.1 Plug & Abandonment ......................................................................................... 18
3.5.2 Topside ............................................................................................................... 19
3.5.3 Subsea Structures ................................................................................................ 20
3.6 Movimentação, Armazenamento e Carregamento de Flexíveis ................................ 20
3.6.1 Bobinas ............................................................................................................... 21
3.6.2 Cestas .................................................................................................................. 21
3.7 Sistema de Lançamento/Recolhimento ...................................................................... 22
3.7.1 Bases Rotativas ................................................................................................... 23
3.7.2 Guinchos Motorizados ........................................................................................ 23
3.7.3 Tensionadores ..................................................................................................... 24
3.7.4 Guinchos ............................................................................................................. 25
3.7.5 Mesa de Trabalho ............................................................................................... 26
4 Descomissionamento de Flexíveis ................................................................................... 27
4.1 Regulamentação Vigente ........................................................................................... 28
4.2 Modos de Recolhimento ............................................................................................ 29
4.2.1 Remoção por Bobina Reversa ............................................................................ 30
4.2.2 Remoção por Lançamento Reverso .................................................................... 31
4.2.3 Remoção por Corte e Elevação .......................................................................... 32
4.3 Mapeamento dos Processos no Recolhimento ........................................................... 34
4.3.1 Remoção End to End – Opção A ........................................................................ 34
4.3.2 Remoção End to End – Opção B ........................................................................ 37
X
4.3.3 Cross over ........................................................................................................... 40
4.3.4 Bundle ................................................................................................................. 41
4.4 Drivers e Modos de Falha para Flexíveis .................................................................. 41
4.4.1 Falha na Carcaça Interna (Colapso ou Destravamento) ..................................... 46
4.4.2 Ruptura Generalizada de Arames da Armadura de Tração ................................ 46
4.4.3 Destravamento da Armadura de Pressão ............................................................ 46
4.4.4 Deslizamento da Armadura de Tração ............................................................... 47
4.5 Mapeamento dos Riscos ............................................................................................ 48
5 Conclusão ......................................................................................................................... 51
6 Bibliografia ....................................................................................................................... 53
ANEXO I – Tabelas de Plataformas em Produção................................................................... 56
XI
LISTAS DE FIGURAS
Figura 1:Bacias sedimentares com produção de petróleo no Brasil. [4] .................................... 4
Figura 2: Quantidade de plataformas em produção e tipo por bacia, maio de 2018. [3]............ 5
Figura 3: Ano de início de produção das unidades produtoras, no Brasil [3]. ........................... 7
Figura 4: Idade das plataformas de produção por bacia, segundo ANP em 2015 [3] ................ 8
Figura 5: Instalação de estruturas de risers flexíveis, por ano no Brasil. [9].............................. 9
Figura 6: Instalação de estruturas de flowlines flexíveis instaladas por ano no Brasil. [9] ..... 10
Figura 7: Seção de um duto flexível e suas camadas. [11] ....................................................... 11
Figura 8: Típica configuração submarina para dutos flexíveis. [10] ........................................ 13
Figura 9: Esquema representativo de um MCV posicionado no mandril. [13] ........................ 15
Figura 10: Montagem do conector na terminação da linha. [14].............................................. 16
Figura 11: Flange cego de manuseio. [14] ............................................................................... 16
Figura 12: Esquema do enrijecedor. [14] ................................................................................. 17
Figura 13: Representação artística de um restritor de curvatura. [14]...................................... 17
Figura 14 Colar elevador e sua instalação em uma linha flexível, no fundo. [11] ................... 18
Figura 15: Representação artística da embarcação Pioneerin Spirit durante uma operação de
descomissionamento. [17] ........................................................................................................ 19
Figura 16: Métodos de carregamento de linhas flexíveis. Esquerda: Bobina; Direita:
Transferência direta. [11] ......................................................................................................... 21
Figura 17: Bobina. [11] ............................................................................................................ 21
Figura 18: Cesta vertical (esquerda) e horizontal (direita). [11] .............................................. 22
Figura 19: Bobina estaiada sobre Skid Roller. [11].................................................................. 23
Figura 20:Guincho motorizado acoplado em uma bobina. [11] ............................................... 24
Figura 21: Esquema de um tensionador suportando uma linha flexível. [11] .......................... 25
Figura 22: Detalhe do tensionador e ângulo de ataque das sapatas. [11] ................................. 25
Figura 23: Guinchos. [11] ......................................................................................................... 26
Figura 24: Dispersão do diâmetro interno de flexíveis, por profundidade de instalação no Mar
do Norte. [18] ........................................................................................................................... 27
Figura 25: Arranjo gera típico de um reel lay vessel. [23] ....................................................... 30
Figura 26: Representação da disposição da conexão de dutos flexíveis na bobina. Fonte: Autor
.................................................................................................................................................. 31
Figura 27: Recolhimento de duto por J-lay reverso. Imagem editada. [24] ............................. 32
XII
Figura 28: Remoção por corte e elevação [24] ......................................................................... 33
Figura 29: Serra acoplada no manipulador de um ROV. [17] .................................................. 33
Figura 30: Fluxograma de descomissionamento de uma linha flexível. Fonte autoral. ........... 35
Figura 31: Fluxograma de processos para realização da DCVD de 1ª. Fonte: Autor. ............. 35
Figura 32:Figura representativa de uma DCVD de 1ª. [28] ..................................................... 36
Figura 33: Fluxograma dos processos para um Pullout de 2ª. Fonte Autoral. ......................... 36
Figura 34: Figura representativa de um Pullout de 2ª. [29] ...................................................... 37
Figura 35: Fluxograma de descomissionamento de uma linha. Iniciando a remoção pelo lado da
plataforma. Fonte: Autor .......................................................................................................... 37
Figura 36:Fluxograma de processos para a realização de pullout de 1ª. Fonte: Autor............. 38
Figura 37: Pullout de 1ª extremidade, configurações da linha por passo. [29] ........................ 39
Figura 38: Fluxograma de processos da DCVD de 2ª. Fonte: Autor. ...................................... 39
Figura 39: Imagem representativa de uma DCVD de 2ª. [28].................................................. 40
Figura 40: Cruzamento de linhas no leito submarino. [9] ........................................................ 41
Figura 41: Densidade de falhas para dutos flexíveis. [18] ....................................................... 44
Figura 42: Modos de falha para o flexível. Modos com a estrela vermelha são relevados para a
operação de descomissionamento [31] ..................................................................................... 45
Figura 43: Torção generalizada (esq.) e ruptura generalizada da camada externa (dir.). [31] apud
[32] ........................................................................................................................................... 46
Figura 44: Gaiola de passarinho. [31] ...................................................................................... 47
Figura 45: Matriz de classificação de risco. [26]...................................................................... 48
XIII
LISTAS DE TABELAS
Tabela 1: Descrição dos processos no fluxograma - Opção A ................................................. 35
Tabela 2: Descrição dos processos no fluxograma – Opção B. ............................................... 37
Tabela 3: Não conformidade para dutos flexíveis. [31] ........................................................... 43
Tabela 4: Tabela de Riscos para o descomissionamento de flexíveis. ..................................... 50
Tabela 5: Plataformas em produção da Bacia do Ceará, segundo ANP 2018 [3] .................... 56
Tabela 6: Plataformas em produção da Bacia de Potiguar, segundo ANP 2018. [3] ............... 56
Tabela 7: Plataformas em produção da Bacia de Sergipe, segundo ANP 2018. [3] ................ 57
Tabela 8: Plataformas em produção da Bacia do Espírito Santo, segundo ANP 2018. [3] ...... 57
Tabela 9: Plataformas em produção da Bacia de Santos, segundo ANP 2018 [3] ................... 58
Tabela 10: Plataformas em produção na Bacia de Campos, Segundo ANP 2018. [3] ............. 58
1
1 Introdução
Com a maturidade dos campos de produção de petróleo offshore no Brasil e no mundo, a última
etapa de vida destes tornou-se um assunto que merece atenção renovada. O
descomissionamento é uma consequência inevitável de um campo de petróleo no qual a
escassez atingiu sua reserva. Dito isso, o foco de operadoras de campos de produção
eventualmente precisa convergir no desmantelamento e descomissionamento das estruturas que
compõe o sistema de produção.
Considerando que muitas instalações foram construídas entre a década de 60 e 70, quando a
indústria de óleo e gás passava por uma grande expansão na exploração em águas profundas, e
a vida útil de um campo de extração está entre vinte e trinta anos. É de se esperar que no início
do século XXI, ocorra uma alavancada no setor de descomissionamento desses campos. Por
exemplo, no Brasil, os primeiros campos de petróleo da bacia de campos começaram a produzir
em 1977 e hoje muitos deles já passam pelo processo de extinção de suas reservas.
Este é um assunto relativamente novo no cenário mundial que implica em ações pioneiras em
uma indústria bilionária. A atualidade do assunto mostra que se faz necessário o
aperfeiçoamento das técnicas já discutidas e realizadas em operações anteriores semelhantes.
Deste modo, a presente tese tem como objetivo arremeter uma esfera específica no universo do
descomissionamento offshore. A remoção e desligamento das linhas flexíveis submarinas.
A remoção de dutos não é a única opção para o descomissionamento do campo de produção,
pode-se ainda, como alternativa, deixar in situ com monitoramento adequado ou remover
parcialmente os dutos instalados. Porém, para o escopo desta tese, decidiu-se limitar pela
orientação primeira dos órgãos que competem o descomissionamento de instalações
submarinas no Brasil: A total remoção de qualquer estrutura.
Dessa forma, dentro dos limites do assunto este projeto de graduação aborda os processos
operacionais e mapeia os modos de falhas e riscos neles envolvidos. O objetivo é produzir um
benchmarking das atividades envolvidas no descomissionamento submarino dos dutos
flexíveis, estabelecendo uma convenção e um desenvolvimento de acordo com artigos e teses
já publicada sobre o assunto.
2
Ao final do projeto, com o mapeamento e análise dos processos de desmobilização dos dutos é
almejado um aprofundamento em um campo tecnológico no qual o Brasil é referência. Espera-
se gerar um crítica e discussão sobre novos processos de engenharia.
3
2 Panorama Nacional
O processo de descomissionamento já está em rota. No Brasil, o início da exploração de
petróleo em alto mar se iniciou em 1974 com a descoberta do campo de Garoupa na Bacia de
Campos-RJ. Atualmente, segundo a edição de Março de 2016 da Brasil Energia [1], a queda no
preço do barril de petróleo e a necessidade da Petrobras otimizar cada vez mais a produção
propicia que a desativação de plataformas e campos ganhe escala e fomente a criação de uma
indústria.
Apesar de ser um mercado novo para a realidade brasileira, o segmento de descomissionamento
de unidades de produção offshore é bastante sólido em outros países. O Golfo do México, por
exemplo, viu esse mercado crescer nos últimos anos e movimentar uma cifra de US$ 9 bilhões
entre 2007 e 2010. Para o último ano eram esperados US$ 26 bilhões em negócios, sobretudo
com a paralisação de projetos em água rasa. [1]
No Mar do Norte, estimativas apontam para a necessidade de recursos da ordem de até € 40
bilhões nos próximos 25 anos. As autoridades locais estimam que nos próximos dez anos, e
agora impulsionado pelo preço do petróleo, haverá um aumento significativo das atividades na
região, que em 2013 demandou mais de US$ 700 milhões em projetos. [1]
No Brasil, de acordo com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP), aproximadamente 54% das instalações marítimas operavam há mais de 25 anos, em
2015. Segundo a edição de maio de 2017, do veículo Subsea World [2], existem 79 unidades
avaliadas para o descomissionamento, em sua maioria plataformas fixas. E, mesmo que, a
Petrobras venha direcionando esforços para aumentar o fator de recuperação dos reservatórios
do pós-sal, a companhia informou à ANP que deve desativar de 15 a 20 unidades de produção
e seus respectivos equipamentos submarinos e poços até 2020.
Para melhor entender o cenário brasileiro, neste tópico será estudado a divisão das bacias no
Brasil, enumerando os campos maduros e finalmente será apresentado um levantamento do
foco desta tese, os dutos flexíveis.
4
2.1 Bacias de Petróleo
Ao estudar o cenário brasileiro de produção de petróleo é importante quantificar os dados. Nesta
seção serão apresentadas as bacias brasileiras e algumas de suas características. O país divide
sua área offshore produtiva em seis principais bacias até o momento: Ceará, Potiguar, Sergipe-
Alagoas, Espírito Santo, Campos e Santos. A seguir é apresentado um breve descritivo de cada
bacia. Como fonte de referência foi utilizado informações atualizadas da ANP [3] sobre as
unidades de produção em cada bacia, as tabelas com informação de tipo e lâmina d’água de
cada plataforma encontra-se no ANEXO I desta obra.
Figura 1:Bacias sedimentares com produção de petróleo no Brasil. [4]
5
Figura 2: Quantidade de plataformas em produção e tipo por bacia, maio de 2018. [3]
2.1.1 Bacia do Ceará
A bacia do Ceará é compartimentada em sub-bacias, separadas por expressivas feições
estruturais. As sub-bacias de Piauí-Camocim, Acaraú e Icaraí, no conjunto somam cerca de
20.000 km², e nelas não foram realizadas descobertas comerciais de hidrocarbonetos. A
exploração petrolífera ocorre apenas na sub-bacia de Mundaú, que teve início ao final dos anos
60. A primeira acumulação comercial de óleo foi descoberta em 1977. A reserva estimada da
Bacia do Ceará é de 90 milhões de barris de óleo. [4]
2.1.2 Bacia Potiguar
A porção submersa da Bacia Potiguar situa-se na plataforma continental do estado do Rio
Grande do Norte e do Ceará, abrangendo a área de cerca de 26.500 km². Os levantamentos
sísmicos na porção offshore da Bacia Potiguar iniciaram-se em 1971, sendo que a primeira
descoberta comercial, o campo de Ubarana, aconteceu em 1973. Foram descobertos seis
campos de petróleo no mar que guardam reservas de 65 milhões de barris de óleo.
2.1.3 Bacia de Sergipe-Alagoas
Em 2007, o campo de Piranema começou a produzir. Ele marcou uma nova fronteira para o
Nordeste brasileiro com o início da produção de óleo leve e em águas profundas. Em 2012,
6
cinco descobertas em águas ultra profundas comprovaram o potencial exploratório do litoral
sergipano. [5]
2.1.4 Bacia de Espírito Santo
Na parte marítima, com grande potencial para óleo leve e gás, estão os campos de Camarupim,
Canapu e Peroá, cuja produção de gás é importante para o fornecimento ao mercado nacional.
A primeira produção de óleo em águas rasas teve início em 1978, com o campo de Cação, e a
primeira descoberta em águas profundas foi o campo de Golfinho, em 2002, com óleo leve e
gás associado. [5]
O campo de Cação possui duas plataformas fixas, em águas rasas, possivelmente, as primeiras
a plataformas brasileiras a serem descomissionadas. [6]
2.1.5 Bacia de Santos
A maior bacia sedimentar offshore do país, com uma área total de mais de 350 mil km² e que
se estende de Cabo Frio (RJ) a Florianópolis (SC). É considerada uma das áreas de exploração
e produção mais promissoras do Brasil, devido às descobertas realizadas em sua seção pré-sal
nos últimos anos.
As reservas de hidrocarbonetos na Bacia de Santos, são da ordem de 6,1 bilhões de barris de
óleo e 203 milhões de metros cúbicos de gás natural. No mês de março de 2017, a produção
diária de petróleo na Bacia já superava a marca de 1 milhão de barris. [3]
É possível afirmar que a Bacia de Santos desponta como o novo polo de investimentos e
extração de petróleo do Brasil, com previsão de ultrapassar a maior Bacia produtora, de
Campos, que tem sua produção diária em declínio.
2.1.6 Bacia de Campos
A Bacia de Campos está situada na Margem Leste Brasileira, região Sudeste do Brasil, e
contempla uma área de aproximadamente 100 mil km². Sua superfície é distribuída ao longo do
litoral que banha o Norte do Estado do Rio de Janeiro e o Sul do Estado do Espírito Santo,
sendo os seus limites estabelecidos ao Norte, pelo alto de Vitória, com a Bacia do Espírito
Santo; e ao Sul, pelo Alto de Cabo Frio, com a Bacia de Santos. [3]
7
Atualmente a Bacia conta com 57 campos, sendo 52 em fase de produção e cinco em fase de
desenvolvimento. As reservas de hidrocarbonetos, são da ordem de 5,7 bilhões de barris de óleo
e 92 milhões de metros cúbicos de gás natural. No mês de março de 2017, a produção diária de
petróleo foi da ordem de 1,37 milhões de barris. [3]
2.2 Campos Maduros
Houve um grande pico das atividades offshore no Brasil nas décadas de 70 e 80. Hoje, as
plataformas instaladas naquela época estão com mais de 30 anos, acima da vida útil esperada
para campos produtores, de 25 anos. Segundo dados da ANP, apresentados em 2015 [3], o
Brasil, possui 54% das suas unidades de produção, acima da vida esperada. Isso demonstra,
sem dúvidas que a região entrou em uma fase de descomissionamento.
Figura 3: Ano de início de produção das unidades produtoras, no Brasil [3].
8
Figura 4: Idade das plataformas de produção por bacia, segundo ANP em 2015 [3]
Ainda, segundo os últimos relatórios anuais da Petrobras [5], a quantidade de poços produtores
operados pela companhia vem caindo acentuadamente. Em 2015 eram 10.160, caindo para
7.888 em 2017, o que confirma a necessidade iminente para o descomissionamento. Os
trabalhos já se iniciaram. Segundo a Brasil Energia, de maio de 2016 [1], a Petrobras realizou
o arraso dos poços de Cação, na Bacia do Espírito Santo, o projeto, aprovado pela ANP, prevê
o abandono dos poços e retirada dos conveses e jaquetas.
Além da plataforma fixa de Cação, mais cinco projetos de descomissionamento já estão em
andamento. As unidades flutuantes P-07, P-12, P-15 e P-33. A Petrobras também indicou a
necessidade de descomissionar, até 2022, 38 plataformas fixas, entre 2020 e 2030 mais sete
plataformas e mais 42 unidades até 2045. [1] [2].
Mesmo com o plano da Petrobras de estender a vida dos poços produtores, é possível afirmar
que o Brasil já adentrou a fase de descomissionamento na indústria offshore.
2.3 Linhas Flexíveis
Os dutos flexíveis são amplamente utilizados no Brasil. Isso se deve a escolha da Petrobras que,
em detrimento dos dutos rígidos, preferiu os flexíveis devido as suas características técnicas e
facilidades logísticas que favorecem sua aplicação, especialmente em lâminas d’agua de alta
9
profundidade. Hoje, o Brasil é o maior produtor de linhas flexíveis no mundo, e a Petrobras é a
maior afretadora de PLSVs (Pipe Laying Supply Vessel) para a instalação dos mesmos.
A expectativa é que a demanda de instalação e flexíveis ainda suba. Segundo dados da própria
Petrobras, apresentados na Rio Oil & Gas [7], a empresa possui mais de 7.500 km de linhas
flexíveis já instaladas. E de acordo com estudo da Mackenzie [8], é esperado que até 2022, 72%
da demanda mundial de instalação de flexíveis seja brasileira, o que traduziria para
aproximadamente 1.581 km a mais na malha de dutos flexíveis instalados no país.
Ainda, segundo estudo realizado por Prado [9], é possível verificar a extensão acumulada de
flexíveis instalados por ano no Brasil, Figura 5 e Figura 6. Pelos gráficos, se nota que existe já
uma malha de flexíveis instalados a mais de 25 anos de por volta de 700 km, evidenciando de
antemão o potencial de descomissionamento desses dutos na atualidade.
Figura 5: Instalação de estruturas de risers flexíveis, por ano no Brasil. [9]
10
Figura 6: Instalação de estruturas de flowlines flexíveis instaladas por ano no Brasil. [9]
Os dados apresentados demonstram o grande potencial no descomissionamento dos dutos
flexíveis. Uma das vantagens apresentadas para a utilização destes dutos, foi a possibilidade de
reciclagem e reuso após a vida útil do poço terminar. Os flexíveis, com a manutenção de sua
integridade podem ser reutilizados em outros projetos e campos. Dados os panoramas
apresentados, fica evidente a necessidade de estudo nas opções de recolhimento e abandono
dos flexíveis.
11
3 Revisão Bibliográfica
A seguir são apresentados a revisão de literatura que contribui para o desenvolvimento desta
tese:
3.1 Composição dos Dutos Flexíveis [10]
A utilização de dutos flexíveis na indústria de óleo e gás submarina datam desde a década de
setenta, quando estes eram empregados em ambientes mais benignos. Com o passar do tempo
os flexíveis se apresentaram como uma solução de sucesso para risers e flowlines e atualmente
atuam em uma variada gama de ambientes, de águas rasas a profundas. A versatilidade desses
dutos se dá pela sua própria constituição em camadas.
Os dutos flexíveis são compostos de diversas camadas sobrepostas, com uma rigidez a curvatura
que se adequam facilmente as condições de projetos. Cada camada no conjunto possui sua
própria função. A camada interna, por exemplo, atua como uma barreira de contenção para o
líquido interno. A camada de pressão e de tração são feitas de aço carbono para resistir à pressão
e as cargas de tração, respectivamente. Acamada externa impede o fluido externo de penetrar
entre as estruturas. Em seguida, serão apresentados em detalhes cada camada e sua função.
Figura 7: Seção de um duto flexível e suas camadas. [11]
12
3.1.1 Carcaça
A carcaça é a parte mais interna do duto. É geralmente feita de estripas de aço inoxidável que
se interlaçam. A principal função da carcaça é prevenir o colapso do duto devido à pressão
hidrostática ou acumulo de gases na região anular.
3.1.2 Capa Interna Polimérica
A camada interna provê uma barreira que garante a integridade do fluido carregado. O projeto
desta camada considera a resistência à concentração de material e diferenças de temperatura do
fluido carregado. É geralmente constituída de material polimérico.
3.1.3 Armadura de Pressão
Composta por arames interconectados ao redor da capa polimérica, esta camada tem a função
de conter a pressão interna do fluido.
3.1.4 Armadura de Tração
As camadas de armadura de tração têm como principal objetivo, como seu nome indica, resistir
as cargas de tração no flexível e transmitir a carga, por meio da terminação, para a estrutura da
embarcação. Os pares de camadas são dispostos em direções opostas, e para grandes
profundidades é possível que sejam utilizados até dois pares.
3.1.5 Capa Externa Polimérica
A capa externa polimérica constituída do mesmo material que a interna. Tem como função ser
uma barreira para a água salgada, e proteger a armadura contra possíveis colisões durante a
movimentação.
3.1.6 Outras Camadas e Configurações
Além das cinco principais camadas comentadas acima, têm-se ainda outras, como por exemplo
a de fitas anti fricção ao redor das armaduras. Essas fitas previnem que os arames se desloquem
e provoquem um fenômeno conhecido como “abertura de gaiola”, resultado, geralmente, da
carga de compressão axial acarretada pela pressão hidrostática.
13
3.2 Flexíveis e Sistemas de Produção Subsea
Os dutos flexíveis em um campo de petróleo costumam ser empregados em três configurações:
Risers, Flowlines e Jumpers. Essas denominações se relacionam com a posição e ligações que
os tramos estão conectados.
Figura 8: Típica configuração submarina para dutos flexíveis. [10]
3.2.1 Flowlines
São denominados como flowlines os dutos que depois de instalados, ficam apoiados no fundo
e, portanto, não sofrem solicitações cíclicas, além de possuírem um comportamento
basicamente estático. Essas linhas flexíveis são parte do tramo que conecta o poço a plataforma
e estão ligadas entre os equipamentos submarinos e o riser. [12]
3.2.2 Risers
Os risers compõe o trecho da interligação (poço-unidade de produção) no qual o duto fica em
catenária, sem apoio, geralmente conectando flowlines ou equipamentos de fundo à plataforma.
Nesta configuração os dutos flexíveis são mais solicitados, estão expostos a aplicações
dinâmicas, carregamentos oriundos de condições ambientais, tais como, correntes, ondas e
deriva. Para a mitigação desses efeitos naturais há diferentes configurações de forma de riser.
A mais simples e barata é a catenária livre (free hanging) que pode estra limitada a
14
profundidade, uma vez que, quanto maior o trecho pendurado maior é a carga de tração na linha
tem de aguentar. [12]
Outra possível configuração, a Lazy Wave, se utiliza de boias instaladas ao longo da catenária.
A flutuação adicional provida pelos flutuadores acarreta na formação de uma corcova que alivia
a tração provocada pelo peso da catenária e desacopla o movimento de uma unidade flutuante,
qual é regido pelas ondas. O tipo de configuração utilizada é dado de acordo com os fatores de
projeto e o que mais se acomoda as condições impostas geralmente é selecionado. [12]
3.2.3 Jumpers
Jumpers são trechos de dutos que interligam dois equipamentos submarinos em um pequeno
comprimento, como por exemplo, uma árvore de natal a um manifold. [12]
3.3 Modulo de Conexão Vertical (MCV)
Este equipamento é responsável pela interconexão da linha flexível coma a Arvore de Natal
(ANM), PLET e Manifold. Em linhas gerais, é um artefato produzido para facilitar o
acoplamento do flange da linha em equipamentos submarinos. Os principais elementos de sua
composição são o gooseneck, painel do ROV, conector e softlanding.
Após a conexão do MCV no HUB da BAP, o ROV aciona o travamento do conector do
softlanding através do painel. Durante a instalação é importante notar que o gooseneck suporta
todos os esforços impostos no MCV pela linha, e por isso, geralmente, é uma peça propícia a
sofrer falhas. [13]
15
Figura 9: Esquema representativo de um MCV posicionado no mandril. [13]
3.4 Acessórios de Dutos Flexíveis
Buscando a garantia de uma operação segura e eficaz. A indústria de óleo e gás desenvolveu e
aperfeiçoou acessórios para a movimentação e instalação de dutos. A seguir, são apresentados
alguns desses equipamentos utilizados durante operações rotineiras em PLSVs, e que são mais
significativos na operação de descomissionamento.
3.4.1 Conector
Acessório de terminação da linha. As camadas da linha são intertravadas na terminação e a
seguir são aplicadas resinas especiais a fim de garantir a integridade da linha. A montagem da
terminação quase sempre é realizada em fábrica devido à complexidade de instalação.
16
Figura 10: Montagem do conector na terminação da linha. [14]
3.4.2 Flange cego de manuseio e teste
Acessório montado na extremidade da linha, especificamente no conector. Composto por um
flange com olhal que permite o manuseio da extremidade do duto. Geralmente, utilizado para
o içamento e pescaria do duto.
Figura 11: Flange cego de manuseio. [14]
3.4.3 Enrijecedor
Acessório de duto equipado imediatamente antes do conector. Tem por objetivo limitar a
deformação angular da linha, impedindo que haja danos ao duto. Sua configuração cônica
garante a transição gradual das deformações e tensões no duto.
17
Figura 12: Esquema do enrijecedor. [14]
3.4.4 Vertebra
Também chamado de restritor de curvatura, este acessório tem por função limitar fisicamente a
curvatura excessiva do duto para que o mesmo não sofra danos estruturais próximo das
extremidades. É composto por um conjunto de vértebras conectadas sequencialmente, até um
copo na extremidade que é montado no conector.
Figura 13: Representação artística de um restritor de curvatura. [14]
18
3.4.5 Colar Elevador
O colar elevador é um acessório para pescaria de dutos flexíveis danificados ou cortados. Sua
instalação é realizada no fundo com o auxílio do veículo de intervenção remota (ROV). Após
o corte da linha flexível, no leito marítimo, o colar é instalado e permite o içamento da linha.
Figura 14 Colar elevador e sua instalação em uma linha flexível, no fundo. [11]
3.5 Descomissionamento offshore
O campo de petróleo é um sistema complexo e variado. Ao abordar o descomissionamento é
recomendável a partição deste tema em áreas que podem ser discutidas com um nível de
independência. Determinando as principais áreas, é possível, por exemplo, utilizar de diferentes
níveis de informação para o planejamento e avaliação de alternativas, determinar cronologias
específicas para cada fase e atribuir assertivamente mitigações de riscos e ganhos para cada
etapa. Assim, o descomissionamento é usualmente dividido em três áreas: Plug &
Abandonment, Topside e Subsea Structures [15]
3.5.1 Plug & Abandonment
Plug and Abandonment, ou tamponamento e abandono dos poços se resume na prática de
prevenir o acúmulo de pressão ou o fluxo cruzado no poço e nas áreas em volta. O abandono
permanente ocorre isolando todas as zonas permeáveis e zonas de diferentes pressões uma das
outras e da lâmina d’água. O abandono do poço é um dos estágios mais delicados no processo
19
de descomissionamento, uma vez que, se selados inapropriadamente podem se tornar uma grave
ameaça para o meio ambiente. [16]
Todos os poços devem ser tampados e abandonados de acordo com regulamentos. Quando um
projeto faz o abandono permanente do poço, existem obrigações legais para proteger o a
formação dos reservatórios, aquíferos, o poço em si e o ambiente em volta. Segundo Hallak
[16], no Brasil, a ANP introduziu a portaria No 46 que estabelece os comprimentos legais para
integridade de poço e introduz o conceito de “menor risco o quanto melhor praticável”, em
termos de redução de riscos.
3.5.2 Topside
A remoção das unidades de produção e seus equipamentos dependerá do tipo de plataforma
instalada, uma vez que, elas podem ser fixas ou flutuantes. No caso das flutuantes o trabalho
seria de desconexão dos dutos e ancoragens, e a reciclagem da estrutura da plataforma se daria
após o reboque para terra.
Já nos casos das fixas, seria necessário a utilização de Heavy Lifts Vessel para içar a
superestrutura da plataforma, como o navio Pioneering Spirit, maior navio do mundo cujo o
escopo é o transporte e içamento de módulos de unidades flutuantes.
Figura 15: Representação artística da embarcação Pioneerin Spirit durante uma operação de descomissionamento. [17]
20
3.5.3 Subsea Structures
Quanto as estruturas submarinas, como equipamentos e dutos, o grande questionamento vai da
parte se é melhor deixá-los no local, abandonados, ou recuperar e trazer de volta a superfície
para a reciclagem.
Atualmente, segundo Sriskandarajah [17], dutos seriam abandonados, em sua grande maioria.
A alternativa de abandono determina que eles seriam limpos com água do mar e suas
terminações enterradas com sacos de areia ou mantas. Procurando a melhor forma possível de
evitar problemas com pesca de arrasto e intervenção com o ambiente.
Existe a possibilidade de recolher os dutos de pequeno para médio diâmetro (até 9 polegadas),
como geralmente é feito com os flexíveis, mas existem certas considerações a serem feitas. Os
dutos podem estar parcialmente enterrados ou cobertos por rocha ou segurados por estruturas
em locais de free span. Esses aspectos requereriam algum trabalho de remediação e talvez
seja mais viável optar pelo corte do duto e recolhimento em menores seções.
3.6 Movimentação, Armazenamento e Carregamento de Flexíveis
Para todo manuseio, armazenamento, transporte e carregamento de linhas flexíveis é necessário
o emprego de sistemas especificamente projetados para esta finalidade. Desta forma, evita-se
danos às linhas flexíveis que impliquem em substituição do trecho danificado ou até a perdas
de óleo e gás, que podem gerar custos elevados à operadora e muitas vezes ao meio ambiente.
A etapa de movimentação/carregamento de linhas flexíveis em bobinas permite a utilização de
guindastes convencionais sobre rodas ou esteiras e/ou guinchos especiais montados sobre rodas
e com capacidade de movimentação em locais restritos.
A figura a seguir apresenta as duas formas possíveis para o carregamento de PLSV, que são:
• Por transferência direta: A linha é desenrolada da bobina de estocagem ou cesta
diretamente para o sistema de armazenamento do navio, que pode ser do tipo cesta ou
bobina.
• Por troca de bobina: Um guindaste realiza a retirada e colocação diretamente sobre o
convés do navio.
21
Figura 16: Métodos de carregamento de linhas flexíveis. Esquerda: Bobina; Direita: Transferência direta. [11]
3.6.1 Bobinas
As bobinas são normalmente empregadas para o armazenamento de tramo de linha flexível
curto e cujo acessório (restritor de curvatura, enrijecedor, conector, etc.) não seja de grande
dimensão, pois seu armazenamento junto ao flange externo é crítico. As bobinas são
armazenadas no convés da embarcação e utilizadas conforme demanda do projeto.
Figura 17: Bobina. [11]
3.6.2 Cestas
São dispositivos rotatórios, usualmente empregados para o armazenamento de vários tramos
longos de linhas flexíveis, e cujos acessórios sejam de grandes dimensões. Podem ser
22
equipamentos permanentes de determinado PLSV ou podem ser mobilizados para projetos
específicos, neste caso ficando externas.
Existem dois tipos de sistemas de bobinamento (spooling) para cestas: horizontal e vertical.
Dependendo do tipo da cesta empregada, o armazenamento deverá atender a determinadas
premissas básicas.
A cesta horizontal costumeiramente se encontra nos porões do PLSV e durante o carregamento
a linha é depositada camada por camada com ajuda do spooling arm distribuindo o peso da
linha ao longo do espaço da cesta e dispondo o conector de forma que este fique protegido de
colisões.
A cesta vertical, também conhecida como “carrossel” tem as camadas distribuídas
verticalmente ao longo do eixo da cesta, e ao contrário da cesta horizontal, é necessário o
tracionamento da linha, para garantir que a mesma fique enrolada de forma correta. Nesse tipo
de armazenamento, também é requerido que a extremidade fique na parte inferior do carrossel,
de forma que, facilite o manuseio na hora do lançamento. A cesta vertical em relação a
horizontal demanda mais tempo para o carregamento.
Figura 18: Cesta vertical (esquerda) e horizontal (direita). [11]
3.7 Sistema de Lançamento/Recolhimento
A seguir, serão apresentados os principais componentes dos sistemas de lançamento que
equipam os atuais PLSVs, podendo esses serem instalados em diversas configurações para
permitir a instalação de linhas flexíveis em diferentes profundidades.
23
3.7.1 Bases Rotativas
Trabalhando em conjunto com um ou mais tensionadores, este sistema apresenta as bobinas
apoiadas sobre um skid com roletes. O lançamento ou recolhimento é realizado pelo
tensionador, cabendo ao skid roller o acompanhamento. Para tal, o próprio skid roller apresenta
dois ou quatro roletes providos de tração hidráulica ou elétrica que tracionam a linha flexível
na bobina.
Figura 19: Bobina estaiada sobre Skid Roller. [11]
3.7.2 Guinchos Motorizados
Os guinchos motorizados operam sem auxílio de tensionadores, sendo as bobinas que operam
com este sistema maiores e mais pesadas. Este sistema não necessita de estaiamento para
operação sendo capazes de resistir a elevados esforços e tração. [11]
24
Figura 20:Guincho motorizado acoplado em uma bobina. [11]
3.7.3 Tensionadores
Podem ser utilizados de maneira singela ou agrupados em dois ou três módulos, oferecendo
assim o somatório da capacidade nominal de cada equipamento. Basicamente, são máquinas
eletro-hidráulicas, providas de dois, três ou até quatro lagartas (tracks) montados em estruturas
independentes.
Os tensionadores no PLSV tem três funções principais:
• Sustentar o peso do flexível de maneira controlada durante o lançamento e recolhimento
sem afetar a integridade e desempenho da estrutura movimentada.
• Segurar o produto durante paradas, permitindo o trabalho seguro junto à linha flexível,
como no caso da conexão dos guinchos de abandono e recolhimento
• Permitir o controle da velocidade de abandono e recolhimento, além de permitir o ajuste
da força de compressão radial uniforme aplicada à linha flexível.
O tensionador tem por princípio sustentar a carga da linha flexível. Durante as operações de
lançamento/recolhimento a carga da linha é distribuída uniformemente entre cada lagarta de um
mesmo tensionador por meio de um controle eletrônico de monitoramento. O objetivo é manter
sempre o equilíbrio e a sincronia de cargas no sistema de lançamento. A seguir, é demonstrado
a o diagrama de forças simplificado do tensionador segurando uma linha.
25
Figura 21: Esquema de um tensionador suportando uma linha flexível. [11]
Montadas ao longo das lagartas, as sapatas são o elemento de contato entre os tensionadores e
a linha flexível. Fabricadas em polímeros ou ligas metálicas, é possível encontrar sapatas de
diferentes formatos que são utilizados de acordo com a especificação do duto flexível.
Figura 22: Detalhe do tensionador e ângulo de ataque das sapatas. [11]
3.7.4 Guinchos
Projetado para o uso offshore, o guincho principal de abandono e recolhimento (A&R) opera
em conjunto com os tensionadores, sendo parte do sistema de lançamento. Este deve possuir
capacidade de carga maior ou igual do que a carga máxima de projeto dos tensionadores,
garantindo, dessa forma, a transferência de carga e a realização de manobras de abandono e
26
recolhimento. Para navios capazes de lançar mais de uma linha simultaneamente (bundle) existe
um guincho principal para cada sistema de lançamento.
A bordo dos PLSVs normalmente existem instalados outros guinchos de menor capacidade, os
guinchos auxiliares. Possuem como principal função auxiliar em manobras de lançamento,
instalação de acessórios, estaiamento entre outras.
Figura 23: Guinchos. [11]
3.7.5 Mesa de Trabalho
É uma plataforma de trabalho móvel que permite o acesso à linha flexível para realização de
conexões intermediárias, instalações de módulos de conexão vertical e acessórios como colares
de ancoragem, colares batentes, colares de anodo e PLET (Pipe Line End Termination). A mesa
é utilizada como estrutura para transferência da carga da linha para o navio durante as
movimentações descritas.
27
4 Descomissionamento de Flexíveis
O descomissionamento das estruturas submarinas deverá ser realizado visando principalmente
a minimização dos impactos ambientais, riscos à saúde e à segurança dos trabalhadores e
comunidades que possam ser atingidas. Desta forma, é de suma importância o mapeamento e a
avaliação dos riscos envolvidos nessa atividade. Nesta seção, serão descritos os modos,
processos e riscos do descomissionamento, tendo ainda como pano de fundo a regulamentação
brasileira vigente para tal atividade.
Entre as estruturas submarinas, no quesito de descomissionamento é possível inferir que os
dutos flexíveis possuem certa vantagem frente aos dutos rígidos. Devido ao seu menor diâmetro
e baixa resistência a flexão é possível realizar o descomissionamento desses como uma forma
reversa de lançamento, utilizando ainda os mesmos barcos que os instalaram.
Infelizmente, no mercado de óleo e gás, ainda é difícil de obter informações referentes aos
produtos instalados. Assim, apesar de não haver fonte de informação para outras propriedades
de flexíveis, será apresentado, para a contextualização, uma gráfico de diâmetros internos por
profundidade de instalação, produzido por Boschee [18], em seu guia de melhores práticas para
a evolução da integridade de flexíveis. No gráfico da Figura 24, é possível perceber que a média
de utilização de flexíveis se concentra no diâmetro interno dentre quatro polegadas a dez.
Figura 24: Dispersão do diâmetro interno de flexíveis, por profundidade de instalação no Mar do Norte. [18]
28
4.1 Regulamentação Vigente
Uma das grandes questões que permeia o desenvolvimento da indústria de descomissionamento
offshore, no Brasil, é quanto a regulamentação aplicada às atividades. Ainda pouco trabalhada
nos termos do descomissionamento, a legislação do setor de óleo e gás é de responsabilidade
da união, possuindo três esferas, cada uma com seu órgão específico responsável por
regulamentar e fiscalizar as atividades petrolíferas.
• Marinha do Brasil.
• Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA).
• Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Dentro dessas organizações, ao setor petrolífero, o IBAMA [19] demanda um relatório chamado
de Estudo de impacto Ambiental (EIA). Um dos conteúdos do EIA é o Projeto de Desativação,
o qual deve ser atualizado no máximo 90 dias antes da execução. Segundo o próprio IBAMA
(2016), apesar de não existir um modelo formalizado espera-se que o Projeto de Desativação
conste minimamente com os seguintes tópicos:
• Introdução - descrição resumida da operação;
• Descrição das atividades;
• Metas e indicadores;
• Destinação das estruturas submarinas;
• Destinação de resíduos e efluentes;
• Destinação da mão-de-obra;
• Embarcações empregadas;
• Cronograma;
• Avaliação de impactos ambientais concisa e específica
• Análise de riscos ambientais.
Quanto ao tema, a ANP, segue emitindo resoluções e portarias desde o ano de 2002, buscado
refinar e desenvolver a legislação especifica ao descomissionamento. A mais relevante ao foco
de dutos e estruturas submarinas é a resolução nº27 de 18 de outubro de 2006 [20] na qual
delibera sobre a desativação de instalações e devolução de áreas na fase de produção e na fase
de exploração.
29
Em especial, o tópico 6, estabelece diretrizes sobre a desativação de instalações marítimas,
determinando que salvo especificação em contrário prevista na legislação ou expedida pela
Autoridade Marítima ou pelo Órgão Ambiental com jurisdição sobre a área, as Instalações de
Produção deverão ser sempre removidas.
Por fim, outro documento importante, a resolução nº 41 de outubro de 2015 [21] dispõe sobre
o regulamento técnico do sistema de gerenciamento de segurança operacional de sistemas
submarinos (SGSS). Nela define-se que as atividades de descomissionamento deverão ser um
conjunto de técnicas, procedimentos e ações legais capazes de determinar a melhor opção para
um duto ou sistema submarino.
4.2 Modos de Recolhimento
Os métodos de recolhimento disponíveis são em sua essência o processo reverso da operação
de instalação. É possível, e recomendado, a utilização dos navios PLSVs para a remoção de
flexíveis, performando o sentido reverso de seus tensionadores para o descomissionamento.
Pela experiência, até o momento, as maiores dificuldades no recolhimento mostra ser os riscos
apresentados pelas condições das linhas.
O projeto de descomissionamento de um campo de dutos flexíveis deve levar em consideração
a elevada vida de trabalho do sistema. No cenário brasileiro, por exemplo, existem sistemas de
produção com mais de 40 anos [3]. Nesses casos, é necessário, segundo Shen, avaliar o dano
acumulado devido a corrosão, impactos, vibração, deformação por temperatura, movimento do
leito, entre outros, também, realizar uma nova análise estrutural referente ao novo cenário,
assumidamente, diferente do momento de instalação. [22]
Fora o fator tempo, outro desafio inerente ao descomissionamento dos dutos é o caminho crítico
da operação. Não só os flexíveis podem apresentar corrosão, como no processo inverso de
instalação é necessário dar atenção ao universo inteiro do desmonte do campo. Segundo
Sriskandarajah [17], os dutos podem ter sido enterrados conforme projeto ou mesmo com o
tempo, podem haver suportes mecânicos em vãos livres ou ainda cruzamento de linhas. Estes
aspectos devem ser levados em consideração em um novo projeto onde será determinado a
melhor maneira possível para a remoção.
Entre os métodos de remoção dos dutos, são apresentados a seguir os mais conhecidos e já
utilizados.
30
4.2.1 Remoção por Bobina Reversa
O método de remoção por bobina reversa consiste no processo contrário ao de instalação por bobina.
O processo de instalação fundamenta-se na fabricação dos dutos em terra, os quais são enrolados
em um carretel localizado em uma embarcação construída para esse propósito. A seguir, o duto é
transportado no navio até o local de sua instalação, sendo desenrolado e guiado por uma rampa
especial de lançamento.
O processo de remoção por bobina reversa pode ser realizado em dutos rígidos e flexíveis.
Porém, devido à natureza dos dutos rígidos é improvável que estes possam ser reutilizados
posteriormente – uma vez que os múltiplos ciclos de deformação plástica sofridos pela parede
do duto irão potencialmente comprometer a sua integridade. Já os dutos flexíveis apresentam
ciclos de deformação permanente diferentes dos dutos rígidos, o que permite que em teoria eles
possam ser reutilizados, desde que comprovada a integridade da linha em questão.
Figura 25: Arranjo gera típico de um reel lay vessel. [23]
Uma consideração importante no recolhimento por bobina de flexíveis é a maneira de tratar as
conexões. Essas são geralmente flangeadas, e a presença deste acessório pode provocar um raio
de curvatura menor que o mínimo permitido, conforme apresentado na Figura 26. Isto pode
levar ao dano na linha ou uma deformação no próprio acessório. Uma forma de mitigar esse
problema é envolver as conexões com uma proteção no momento do inboarding.
31
Figura 26: Representação da disposição da conexão de dutos flexíveis na bobina. Fonte: Autor
4.2.2 Remoção por Lançamento Reverso
Assim como o método de bobina reversa, é possível aplicar o mesmo conceito aos lançamentos
vertical (J-Lay) e horizontal (S-Lay). Usualmente, o método J-Lay é utilizado para lâminas
d’agua maiores, uma vez que, o acoplamento de tensionadores utilizando a torre de lançamento
permite uma tração de topo maior. O método horizontal faz se necessário a utilização de
tensionadores sobre o convés da embarcação e o apoio sobre uma roda de lançamento mais
indicado para lançamentos curtos, devido ao esforço feito sobre a roda.
O modo de recolhimento, em linhas gerais, consiste em recolher cada um dos tramos e, contrário
do método da bobina, desconectá-los e armazenar cada um por vez no carrossel/cesta. Os dutos
são “pescados” por uma lingada, com auxílio de um ROV, entre a cabeça de tração e o
guindaste/guincho A&R e posicionados dentro do tensionador que movimenta suas lagartas de
modo a prover tração suficiente para superar o peso suspenso da catenária. Quando a conexão
entre dois tramos chega na mesa de trabalho do PLSV, esta então é apoiada na mesa e
desconectada. A extremidade superior passa na roda e vai para a cesta designada enquanto a
outra extremidade é conectada no guincho que a elevará para os tensionadores.
32
Figura 27: Recolhimento de duto por J-lay reverso. Imagem editada. [24]
4.2.3 Remoção por Corte e Elevação
Em geral, o recolhimento das linhas flexíveis permite ao proprietário reciclar os dutos e utiliza-
los em outros projetos. Por exemplo, o campo de Kittiwake SAL no offshore do Reino Unido
utilizou três quilômetros de flexíveis proveniente do campo de Ardmore, e em 2010 com o
termino da produção no campo os dutos foram mais uma vez recolhidos e destinados a
reutilização conforme intenção de seu proprietário [25]. O corte dos dutos dificulta, se não
inviabiliza a utilização máxima da vida útil destes, uma vez que, o reparo da secção do duto
prova ser complexo.
A execução deste tipo de remoção não requer necessariamente um navio do tipo PLSV, de
modo que, a atividade pode ser realizada de um navio que recolha as seções do duto por
guindaste e os armazene no convés, de acordo com a Figura 28. O processo de desmobilização
nesse caso consiste da descida da ferramenta de corte até os pontos planejados, o corte
transversal do duto, a instalação de acessórios que permitem o içamento, como o colar elevador
descrito na seção 3.4.5, a confecção da lingada para a elevação e finalmente a subida até a
superfície com o duto.
33
Figura 28: Remoção por corte e elevação [24]
As ferramentas de corte podem ser tanto manuseadas por mergulhadores, em profundidades
baixas, ou por veículos remotos. Segundo Ramos [26], as principais ferramentas de corte são:
• Jato de água pressurizado
• Corte por fio de diamante
• Serras retas ou circulares
• Cisalhadoras hidráulicas
Figura 29: Serra acoplada no manipulador de um ROV. [17]
34
A atividade de corte e elevação pode apresentar muitos riscos, principalmente se envolver o uso
de mergulhadores. Essa atividade além de poder posar como um risco a vida, também pode ser
danosa ao meio ambiente, uma vez que, expõe o conteúdo do duto ao cenário marítimo.
Porém entre os modos de descomissionamento comentados é o mais versátil, podendo contornar
problemas como o cruzamento entre linhas ou seções enterradas. O corte e elevação também
pode ser, caso necessário, combinado com os outros modos de recolhimento, sendo as linhas
cortadas elevadas pelo tensionador e armazenadas na cesta/carrossel/bobinas. Prevendo a
dificuldade na elevação de algum trecho do flexível, essa atividade certamente deverá ser
utilizada nos projetos de descomissionamento.
4.3 Mapeamento dos Processos no Recolhimento
A partir do modo de remoção escolhido, prossegue-se pela seleção do melhor fluxo de
processos possíveis para o descomissionamento subsea. Os mapas e as descrições apresentados
são uma interpretação do autor de como deveria ocorrer a operação. Será traçado um modelo
simplificado de recolhimento buscando focar nas partes macro. Em seguida, algumas
ocorrências particulares das operações também serão abordadas.
A fim de, possivelmente, permitir no futuro um estudo de custos do descomissionamento,
também serão estimados, para a maioria das operações tempos de duração para as manobras.
Como a referência a este tipo de dado ainda não se faz disponível, será utilizado o valor de
instalação segundo o brochure da instaladora e fabricante de dutos flexíveis TechnipFMC [27],
que estabelece a velocidade média de instalação de linha como 500 metros/hora. Este valor será
tido como base para outras estimativas.
4.3.1 Remoção End to End – Opção A
Primeiramente, é analisado uma operação de extremidade a extremidade no
descomissionamento. Em tal operação, assumindo a utilização de um Módulo de Conexão
Vertical (MCV), ou equipamento similar, e ligação direta do trecho a unidade de produção,
tem-se o seguinte fluxo de processos:
35
Figura 30: Fluxograma de descomissionamento de uma linha flexível. Fonte autoral.
Tabela 1: Descrição dos processos no fluxograma - Opção A
Processo Descrição Duração
DCVD de 1ª Desconexão da linha/MCV do equipamento submarino. 15 h*
Recolhimento
Flowline
Utilização dos tensionadores para o recolhimento em
catenária do trecho flowlines do tramo.
500 m/h
Recolhimento
Riser
Utilização dos tensionadores para o recolhimento do trecho
Riser, possibilidade de diferentes configurações
(LazyWave/Catenária).
500 m/h
Desconexão de
Acessórios
Remoção de acessórios na mesa de trabalho no navio. (Boias,
Colares, ...)
0,25 h/un*
Pullout de 2ª Desconexão da linha da plataforma e recolhimento da
extremidade para o navio.
20 h*
*- Valores estimados conservadoramente pelo autor.
4.3.1.1 DCVD de 1ª
Figura 31: Fluxograma de processos para realização da DCVD de 1ª. Fonte: Autor.
A DCVD de 1ª extremidade corresponde ao reverso da operação de CVD (Conexão Vertical
Direta) de 2ª. Nessa, envolve a utilização e suporte do ROV, guindaste e o guincho de Abando
e Recolhimento (A&R). A operação se inicia com a descida do ROV e da lingada de DCVD. O
cabo do guindaste é conectado no MCV e o do guincho é utilizado para erguer uma corcova no
duto que a manterá alinhada com a direção do MCV e evitará o travamento dos pinos guias do
MCV.
Em seguida, o ROV realiza o destravamento do MCV, e o cabo do guindaste é recolhido, de
forma que, o MCV é desacoplado da base e levantado a uma profundidade segura para a
DCVD de 1ªRecolhimento
FlowlineRecolhimento
RiserDesconexão de
AcessóriosPullout de 2ª
Inspeção e intervenção no
MCV
Recolhimento Flowline
Desacoplamento e voo do MCV
Pendular o MCV e desconectar
guindaste
Recolhimento e Inboarding do
MCV
36
transferência de carga. Então a lingada do guincho A&R é conectada ao MCV e o cabo do
guindaste é liberado e recolhido.
A partir de então, o MCV é recolhido até a superfície, o duto é inspecionado uma última vez
para verificar a presença de gases e fluidos que possam estar escapando do anular, e finalmente
é realizado o inboarding do equipamento. A bordo da embarcação o MCV e os acessórios de
linha são desconectados e armazenados.
Figura 32:Figura representativa de uma DCVD de 1ª. [28]
4.3.1.2 Pullout de 2ª
Figura 33: Fluxograma dos processos para um Pullout de 2ª. Fonte Autoral.
A operação tem início conforme o PLSV recolhe o flexível e se aproxima da plataforma, na
eminência de formar uma catenária dupla. Um ROV é lançado a água para realizar a desconexão
da ancoragem da linha e à medida que se recolhe o duto o navio prossegue se aproximando da
plataforma, afim de manter um ângulo de topo consistente. Em um ponto determinado o
procedimento é interrompido, para realização da liberação do enrijecedor de topo na boca de
sino no I-tube.
Quando o PLSV já se encontra em uma distância segura para a operação, a extremidade na
plataforma é lançada a água e submergida até uma profundidade de transferência, sendo
Recolhimento e e formação da
catenária dupla
Desconexão da linha da UP e transferência
Pendular extremidade
Desconexão do guincho da UP
Recolhimento da 2ª
extremidade
37
acompanhada por mergulhadores ou ROV. Então, o PLSV recolhe o resto do tramo, pendulando
a linha até que a influência do guincho da unidade de produção seja mínima. Finalmente, é
realizado o inboarding da 2ª extremidade e os acessórios desconectados e armazenados.
Figura 34: Figura representativa de um Pullout de 2ª. [29]
4.3.2 Remoção End to End – Opção B
A operação de remoção pode ser avaliada com o recolhimento nos dois sentidos do duto. Assim,
uma análise iniciando-se pela plataforma e terminando no equipamento/poço se daria da
seguinte forma apresentada.
Figura 35: Fluxograma de descomissionamento de uma linha. Iniciando a remoção pelo lado da plataforma. Fonte: Autor
Tabela 2: Descrição dos processos no fluxograma – Opção B.
Processo Descrição Duração
Pullout de 1ª Desconexão da linha da plataforma e recolhimento da
extremidade para o navio.
24 h*
Pullout de 1ªDesconexão de
AcessóriosRecolhimento
RiserRecolhimento
FlowlineDCVD de 2ª
38
Desconexão de
Acessórios
Remoção de acessórios na mesa de trabalho no navio. (Bóias,
Colares, ...)
0,25 h/un*
Recolhimento
Riser
Utilização dos tensionadores para o recolhimento do trecho
Riser, possibilidade de diferentes configurações
(LazyWave/Catenária).
500 m/h
Recolhimento
Flowline
Utilização dos tensionadores para o recolhimento em
catenária do trecho flowlines do tramo.
500 m/h
DCVD de 2ª Desconexão da linha/MCV do equipamento submarino. 10 h*
*- Valores estimados conservadoramente pelo autor.
4.3.2.1 Pullout de 1ª
Figura 36:Fluxograma de processos para a realização de pullout de 1ª. Fonte: Autor.
A realização do pullout de 1ª, pode se dizer que é uma operação mais complexa do que a de 2ª
extremidade. Durante o procedimento ocorre a manipulação de toda a carga da catenária, o que
torna o procedimento mais sensível. O pullout tem início com a desconexão e preparação da
extremidade de topo da plataforma para a transferência. A Unidade de Produção (UP) conecta
o seu guincho a extremidade e desce a linha pelo I-tube. Nesse ponto, o navio de instalação se
aproxima da plataforma e atira com um tiro de retinida para a UP um cabo de polipropileno,
que conecta um cabo mensageiro na linha de retinida, para permitir a conexão do guincho de
A&R do PLSV.
Com os dois guinchos, da plataforma e do PLSV, conectados na linha, a plataforma inicia a
descida da extremidade até a profundidade de transferência. Quando esta for atingida, o PLSV
dá início ao recolhimento do guincho de A&R, pendulando o conjunto em direção ao navio.
Nesta etapa é importante controlar o ângulo de topo dos guinchos, para evitar contato com o
moonpool ou o I-tube.
Finalmente, o PLSV recolhe o guincho de A&R e realiza o Inboarding da extremidade da linha,
desconectando o guincho da UP e o enviando de volta a ela. O conector da extremidade é
apoiado na mesa do PLSV e os acessórios removidos e armazenados. O PLSV, segue com o
recolhimento da catenária normalmente.
Preparação e desconexão da extremidade da
linha na Plataforma
Descer a extremidade até profundidade de
transferência
Conectar guincho do PLSV na
extremidade e pendular
Desconexão do guincho da UP
Recolhimento da 1ª extremidade
39
Figura 37: Pullout de 1ª extremidade, configurações da linha por passo. [29]
4.3.2.2 DCVD de 2ª
Figura 38: Fluxograma de processos da DCVD de 2ª. Fonte: Autor.
A DCVD de 2ª compartilha enorme semelhança de processos com a de 1ª extremidade, de forma
que, a maior diferença está na configuração da manobra. Ao invés de o MCV ser recolhido pelo
guincho de A&R ele é recolhido diretamente pela linha e tracionadores.
A operação tem início com o recolhimento da flowline e aproximação ao equipamento/MCV.
Neste momento o ROV é deslocado do Touch Down Point (TDP) em direção ao equipamento
para a preparação e intervenções iniciais. O navio então realiza o overboarding da lingada de
DCVD e o ROV conecta ela no olhal de içamento do MCV. Nesse momento, cabe a equipe de
lançamento/recolhimento avaliar a curvatura da linha e prosseguir com o destravamento do
MCV. Assim que este ocorre, o MCV é recolhido até uma profundidade segura para a
Inspeção e intervenção no
MCV
Recolhimento Flowline
Desacoplamento e voo do MCV
Pendular o MCV e desconectar
guindaste
Recolhimento e Inboarding do
MCV
40
transferência de carga do guindaste para os tensionadores. Então o MCV é pendulado e a
lingada do guindaste desconectada e recolhida. O navio prossegue com o recolhimento e
inboarding do equipamento, que uma vez a bordo é desconectado e armazenado no deck.
Figura 39: Imagem representativa de uma DCVD de 2ª. [28]
4.3.3 Cruzamento
Não é incomum encontrar a presença de pontes de dutos flexíveis sobre outras linhas, conforme
Figura 40, essa configuração é chamada de cruzamento (cross-over), e na operação de
recolhimento de linhas pode representar um desafio operacional significante. Na instalação das
linhas, quando necessário ocorrer o cruzamento de linha, usualmente, é posicionado entre as
duas uma proteção, o mudmat, que evita o contato e a fricção entre os dutos. Numa remoção da
linha inferior a um duto vivo, recomenda-se cortar o duto antes e depois da proteção. Coletar a
linha até o corte e então pescar a outra extremidade cortada com o colar elevador para continuar
o recolhimento. A parte cortada deverá ser removida quando acontecer a retirada das linhas que
estão por cima desta.
Os riscos desta operação envolvem claramente a contaminação do ambiente, uma vez que, o
interior do duto será exposto.
41
Figura 40: Cruzamento de linhas no leito submarino. [9]
4.3.4 Bundle
Em campos mais antigos, era comum a instalação de bundles de linhas. Instalados por PLSVs
horizontais, o bundle podia ser de duas ou três linhas. Hoje, a utilização dos bundles foi
descontinuada, possivelmente pela dificuldade de instalação em águas profundas.
Para a remoção de linhas em conjunto, considerando a utilização de um PLSV que não consiga
recolher mais de uma linha ao mesmo tempo, seria necessário remover uma linha por vez,
cortando as linhas em trechos.
4.4 Drivers e Modos de Falha para Flexíveis
Ao tratar dos dutos flexíveis, seja qual for a intenção, é importante entender as influências que
estes recebem durante toda a vida útil. Ao longo da fase de projeto dos dutos, são estudados os
modos de manuseio e operações críticas, e a partir dessas, verificado as condições passíveis de
falhas. Desta maneira, é possível gerenciar a integridade dos produtos e prever os maiores riscos
em uma operação.
Para a etapa de descomissionamento, é importante para o “desinstalador” ter conhecimento de
como o duto pode ter sido afetado durante o resto de sua vida, e assim, poder assumir algumas
precauções para a operação. Por exemplo, segundo Boschee, em seu documento de melhores
práticas envolvendo integridade de flexíveis [18], pontuou que danos na camada externa são
mais recorrentes por ela estar totalmente exposta ao ambiente, usualmente, este dano não afeta
42
a integridade do duto, porém a ocorrência na proximidade da linha d’água, pela intermitência
de mergulho, pode provocar corrosão extensiva da armadura de tração. Nestes casos, pode ser
que fazer um pullout de 1ª não seja melhor opção, de forma que, a menor manipulação do dano
ou evitar a sobrecarga nesse ponto é recomendado.
O estudo de gerenciamento de integridade, deve, segundo o livro Subsea Engineering
Handbook [10], levar em conta todos os drivers e modos de falha, o que consiste segundo as
normas de verificação de risco da ABS [30], em um processos de FMEA (Failure Modes and
Effects Analysis). Assim, no detalhamento dos aspectos a serem considerados na vida útil de
um duto flexível é possível estabelecer cinco como os principais agentes que podem levar à
falha:
• Temperatura;
• Pressão;
• Constituição do produto transportado;
• Cargas de serviço;
• Componentes auxiliares;
A partir dos drivers, não conformidades nos dutos podem chegar ao estágio de modo de falha,
momento no qual o duto perde sua integridade estrutural. Não conformidades, na literatura,
segundo Honorato [31], são desvios do estado normal do produto, podendo ser ocasionados por,
por exemplo, mal posicionamento da unidade de produção, interferência entre risers,
carregamentos excessivos ou ação hostil do ambiente marinho. O sequenciamento destas é
chamado de mecanismo de falha e, eventualmente, levam a perda da integridade estrutural do
duto, o que pode comprometer a operação do mesmo. A seguir, são referenciadas algumas das
não conformidades que podem constituir um mecanismo de falha relevante no momento do
descomissionamento.
43
Tabela 3: Não conformidade para dutos flexíveis. [31]
Não Conformidades
Dano localizado na Capa Externa (furo, fissura,
trinca)
Dano generalizado na Capa Externa (ruptura, rasgo)
Dano superficial da Capa Externa (Abrasão
/desgaste, corte)
Dano localizado nos arames de armadura de tração
Ruptura localizada de arames da armadura de tração
Torção excessiva
Vão livre excessivo
Ovalização excessiva
Kink (curvatura excessiva localizada)
Curvatra excessiva
Ausência de Uraduct
Ângulo de catenária inadequado
Gaiola de passarinho
Interferência entre dutos (cruzamento)
Espaço anular com presença de agentes corrosivos
Loop do duto
Perda de flutuadores
Desprendimento do Bending Stiffner
Dano no Bending Stiffner
Corrosão – Carcaça Interna
Corrosão – Arames
Corrosão da Armadura de Pressão
Tração axial excessiva
Erro de posicionamento da embarcação
Impacto lateral ou local
Compressão axial
Em seu estudo, Boschee [18], também descreve a densidade de ocorrência de danos nos
flexíveis. Logo após ao dano e inundação da camada externa, outras preocupações frequentes
com os flexíveis incluem o envelhecimento do revestimento interno ao longo da produção,
abertura de gaiola, falha nos acessórios, entre outros. Ver Figura 41. É importante o
mapeamento do numero das ocorrências justamente para poder traçar os mecanismos de falha
que posam como maior risco para a operação.
44
Figura 41: Densidade de falhas para dutos flexíveis. [18]
Como já descrito o mecanismo de falha tem como seu estágio final a perda da integridade
estrutural do duto, também chamado de modo de falha. Segundo a tese de Honorato, [31], os
modos de falha para os flexíveis são identificados na Figura 42, porém para o caso deste projeto,
no descomissionamento, é possível relevar as falhas por entupimento, perda de estanqueidade
do conector ou ruptura da barreira de vedação (vazamento), uma vez que, não haverá mais fluxo
dentro dos dutos durante a desinstalação.
45
Figura 42: Modos de falha para o flexível. Modos com a faixa vermelha são relevados para a operação de descomissionamento
[31]
Quanto aos modos de falha remanescentes, podemos relacioná-los pelas suas mais diretas
causas. Assim, o colapso da carcaça interna é causado por sua ovalização. O destravamento ou
ruptura da barreira de pressão pela perda de intertravamento das seções. A ruptura de arames
da armadura de tração está associada a deformação excessiva dessa camada, gerada por uma
curvatura ou tração axial intensa. Enquanto o escorregamento dessa camada está relacionado à
ruptura dos arames, causada por fadiga ou tração além do limite. Os acessórios instalados
também podem vir a sofrer perda de integridade, por exemplo os estojos podem sofrer corrosão
e romper no momento do descomissionamento. A partir dos conhecimentos expostos, é possível
traçar a progressão do defeito a partir da não conformidade ao modo de falha, mapeando o
mecanismo que o constitui. [31]
A seguir, será realizada a investigação de alguns mecanismos de falha nos dutos flexíveis
durante o descomissionamento, onde ocorrerá a análise da causa (evento iniciador), e da
consequência ou efeito que ela pode gerar à integridade do produto. Estas falhas estão
vinculadas aos processos de recolhimento reverso no que tange ao descomissionamento.
Quebra/ Rompimento da conexão
46
4.4.1 Falha na Carcaça Interna (Colapso ou Destravamento)
• Erro do posicionamento da embarcação UEP ou do PLSV realizando o recolhimento
pode acarretar em ângulo de catenária inadequado e curvatura acentuada na linha. Esta
não conformidade pode evoluir para uma curvatura excessiva localizada,
potencializando uma ovalização elevada da linha e produzindo o colapso da carcaça
interna.
• Danos superficiais, localizados e generalizados na capa externa, acarretam o seu
rompimento provocando uma torção excessiva do duto, o qual permite a formação da
gaiola de passarinho, seguida de destravamento da carcaça e o seu colapso.
Figura 43: Torção generalizada (esq.) e ruptura generalizada da camada externa (dir.). [31] apud [32]
4.4.2 Ruptura Generalizada de Arames da Armadura de Tração
• Danos superficiais na capa externa (desgaste ou abrasão), acarretam em possíveis
fissura, trincas ou furos na capa externa, os quais facilitam a entrada de água do mar ou
gases corrosivos (CO2 e H2S). Com a corrosão dos arames da armadura de tração, existe
a possibilidade da ruptura localizada dos arames, e a torção excessiva do duto. O
mecanismo fragiliza o duto permitindo a ruptura geral dos arames, principalmente
durante operações de manuseio como nas manobras de pullout.
4.4.3 Destravamento da Armadura de Pressão
• A formação de um ângulo inadequado de catenária inicia três possíveis mecanismos de
perda de intertravamento de armadura de pressão. Esta falha provoca uma curvatura
excessiva que pode evoluir para a formação de um kink (curvatura acima do limite,
localizada), acarretando em três não conformidades que provocam o modo de falha
analisado: ovalização, gaiola de passarinho ou torção excessiva da linha.
47
Figura 44: Gaiola de passarinho. [31]
4.4.4 Deslizamento da Armadura de Tração
• A partir de danos na capa externa, ocorre o ingresso de água do mar ou agentes
corrosivos através de seu rompimento. O alagamento do espaço anular inicia o processo
de corrosão dos arames da armadura de tração, fragilizando o material. O mecanismo
pode ser agravado por rompimentos dos arames o qual gera a torção excessiva da linha,
e consequentemente, o deslizamento da armadura de tração. Na remoção pelos métodos
de recolhimento reverso é de se destacar a sensibilidade de uma não conformidade ao
passar pelo aperto dos tensionadores, que pode provocar/agilizar todo o mecanismo de
falha descrito.
• Outra possibilidade de deslizamento ocorre quando iniciado por danos superficiais no
bend stiffner. Estas falhas provocam a ruptura e a perda de funcionalidade do
enrijecedor de curvatura. Desta forma, o duto flexível é submetido a uma curvatura
acima do limite e a formação de kink na região de topo, acarretando a catastrófica perda
de ancoragem da armadura de tração. Mais uma vez, esse mecanismo de falha é sensível
especialmente a manobra de pullout que exige o manuseio da catenária e extremidade
de topo.
4.4.5 Quebra ou Rompimento de Acessórios
• O manuseio da linha também impõe sobre os acessórios instalados cargas que estes não
sofrem com frequência. Desta forma, por exemplo, por causa de incrustações de vida
marítima ou danos superficiais, pode ocorrer de estojos de metal que interligam
conectores da linha sofrerem corrosão extensiva e vir a ruptura uma vez que são
expostos as cargas de catenária e a movimentação.
48
4.5 Mapeamento dos Riscos
Um procedimento importante para o entendimento sobre uma tarefa de engenharia é a
quantificação e avaliação dos riscos envolvidos nela. Por meio desse processo de raciocínio, é
possível pesar e pontuar opções alternativas e escolher a mais viável de acordo com a
perspectiva adotada.
Em termos de perspectiva, para o descomissionamento, Prado [9], enuncia quatro esferas que
refletem como as operações podem ser realizadas de acordo com a melhor opção adotada:
• BPEO: Best Practicable Environmental Option, ou Melhor Opção Viável Ambiental;
• BPSO: Best Practicable Safety Option, ou Melhor Opção Viável de Segurança;
• BPFO: Best Practicable Financial Option, ou Melhor Opção Viável Financeira;
• BPPO: Best Practicable Political, ou Melhor Opção Viável Política.
O método de pontuação dos riscos envolve a utilização da chamada matriz de riscos. Uma
ferramenta que permite, através da multiplicação entre a probabilidade de o evento ocorrer e a
consequências do mesmo, categorizar o risco. Usualmente, para a realização de uma atividade
que tenha algum tipo de risco qualificado como acima de negligenciável, é proposto ações
mitigatórias para inibir a frequência ou severidade dele, levando o risco para um quadrante mais
seguro da matriz. A seguir, é apresentado a estrutura da matriz, muito utilizada na indústria.
Figura 45: Matriz de classificação de risco. [26]
Este projeto, porém, não entrará no mérito de qualificar e pontuar os riscos, uma vez que, é de
se esperar que estes sejam classificados de acordo, principalmente, com a experiência. Assim,
49
em seguida, são apresentados alguns dos principais riscos das operações no
descomissionamento, mapeados inclusive com suas respectivas consequências e mitigações.
50
Tabela 4: Tabela de Riscos para o descomissionamento de flexíveis.
Risco Consequência Mitigação
Conhecimento limitado da
parte interna do duto • Vazamento do anular.
• Estouro devido a
concentração
localizada de pressão.
• Escorregamento da
linha nos
tensionadores
• Amostras do anular
• Ventilação do anular
Variação de diâmetro externo • Dificuldade no
escorregamento de
acessórios
• Acessórios soltos
• Manobras de
contingência
Conteúdo do duto • Poluição a bordo
• Poluição do ambiente
• Utilização de um
sistema de coleta
dedicado ao flexível.
Operação com proximidade e
condição climática restrita • Atividades restritas a
bordo de unidades de
operação
• Aumento da janela
operacional
• Revisão de
procedimentos
• Avaliação de
alternativas
Grande quantidade de
incrustação de vida marinha
(Coral-sol)
• Operações em deck
prolongadas
• Condição de trabalho
escorregadia
• Ferramentas extras de
limpeza
• Área designada para
o descarte de vida
marinha
Movimentação inesperada da
linha. • Chicoteamento do
duto
• Carga excessiva
• Rompimento de dano
• Avaliar condição de
mar, e esperar por
janela operacional
• Avaliar disposição da
linha para torções
concentradas
Integridade estrutural do duto
deteriorada. • Escorregamento da
linha nos
tensionadores
• Esmagamento do
duto
• Rompimento.
• Testes de integridade
e avaliação dos dutos.
• Consideração de
margens de
seguranças
conservadoras para
operação
51
5 Conclusão
Um trabalho de engenharia envolve conhecimento vasto do tópico trabalhado, e apenas pela
discussão, consenso e contribuição contínua de pares que se pode esperar uma solução cada vez
mais eficiente e lapidada. O projeto proposto procurou compilar os mais diversos
conhecimentos sobre descomissionamento de dutos flexíveis, e produzir em um único
documento os aspectos operacionais e contextuais da remoção destes. Foi o objetivo deste
volume, além de buscar nos mais variados autores informações contundentes e comprovadas
sobre o tema, propor uma visão autoral dos processos e riscos inerentes as atividades, baseada
em sucinta experiência na indústria de óleo e gás.
Durante o texto, foram apresentados o panorama e o contexto no qual o assunto do
descomissionamento toma forma. Pelos dados expostos, pode-se dizer que, ao menos no cenário
brasileiro, é esperada o nascimento de uma indústria para atender a demanda iminente de
desmantelamento dos campos de petróleo maduros, muitos, além de sua vida útil. Os dutos
flexíveis instalados, totalizados por volta de 7.500 quilômetros no offshore brasileiro, são uma
grande esfera do processo de desinstalação. Esse produto possui a vantagem de proporcionar a
reciclagem e o seu reuso, que segundo as informações apresentadas de demanda de instalação
podem provar uma economia para a operadora que pretender reutilizá-los.
Pode se perceber pelo texto, que os dutos flexíveis de escoamento possuem um universo de
conhecimento/desenvolvimento atrelados a eles. De certa forma, isso é resultado da indústria e
academia, principalmente brasileira, que se empenhou em desenvolver processos e criar
equipamentos para tornar prático a exploração submarina. O descomissionamento é mais um
tópico atrelado a este produto, e espera-se que, a partir de iniciativas de investigação e análise,
como aqui proposto, seja possível conferir e desenvolver ainda mais qualidade e segurança na
sua utilização.
O descomissionamento dos campos de petróleo é uma atividade impar que não pode ser
negligenciada. Como verificado no texto, existem diversos órgãos empenhados em garantir a
desconstrução segura dos sistemas de produção submarinos. Assim, inclusive como suporte aos
regulamentadores e interessados é imperativo aumentar a quantidade de produções que
discutam as esferas de descomissionamento. Se espera que as ideias propostas e comentários
sobre as operações offshore possam garantir o desenvolvimento desta esfera.
52
Como trabalhos futuros propõe-se a avaliação dos riscos de acordo com devida experiência
operacional, a execução de análises de cargas para eventos estáticos e dinâmicos e propostas
disruptivas para o recolhimento dos flexíveis. É de se confiança do autor que grandes obras
acadêmicas e de engenharia ainda serão produzidas com enfoque no tema proposto.
53
6 Bibliografia
[1] Brasil Energia Petróleo, “Descomissionamento - Fim da Linha,” Brasil Energia Petróleo, nº 424,
pp. 24-27, 2016.
[2] Subsea World Brazil Magazine, “Engenharia e Economia do Descomissionamento,” Subsea
World Brazil Magazine, nº 7, pp. 10-16, 2017.
[3] Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural e Biocombustíveis, “Dados de Exploração e
Produção,” 01 Agosto 2018. [Online]. Available: http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-
de-oleo-e-gas/gestao-de-contratos-de-e-p/dados-de-e-p. [Acesso em 01 Agosto 2018].
[4] E. J. Milani e L. M. de Araújo, “Recurso Minerais Energéticos: Petróleo,” em Geologia, Tectônica
e Recursos Minerais do Brasil, Brasilia, 2003, pp. 541-551.
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[6] F. M. Ruivo, “Descomissionamento de Sistemas de Produção Offshore,” Universidade Estadual
de Campinas, Campinas, 2001.
[7] S. Guedes, “Deep and Ultradeep Water Production in Brazil - a high value knowledge base,” em
Rio Oil & Gas, Rio de Janeiro, 2016.
[8] Wood Mackenzie, “Deepwater Pipeline Prediction: Trasmission and Export Pipelines Demand
Lead Slow Recovery in Pipeline Installations,” Ocean News & Technology, 2017.
[9] D. D. Prado, “Desmobilização de Dutos em Sistemas Marítimos de Produção de Petróleo - Uma
Proposta de Método de Suporte ao Planejamento,” Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-
Graduação e Pesquisa de Engenharia (COPPE), Rio de Janeiro, 2015.
[10] Y. Bai e Q. Bai, Subsea Engineering Handbook, Houston: Elsevier, 2010.
[11] R. G. P. Bicudo, “Análise de Instalação de Linhas Flexíveis,” Universidade Federal do Rio de
Janeiro, Rio de Janeiro, 2009.
[12] E. L. Baldan e K. C. Machado, “Condicionamento e Comissionamento de Dutos Flexíveis: da
Fabricação à Montagem em Campo,” Universidade Federal do Espírito Santo, Vitória, 2010.
54
[13] F. T. Schimdt, “Instalação de Linhas Flexíveis e Umbilicais: Testes de Condicionamento e Falhas
Operacionais,” Universidade Federal Fluminense, Niterói, 2016.
[14] J. S. Aguiar, “Análise de Clashing em Risers Flexíveis,” Universidade Federal Fluminense,
Niterói, 2016.
[15] E. H. Z. Gomes, “Decommissioning of Offshore Production System,” em Decommisioning and
Maintenance of Fields in Late Production, Rio de Janeiro, 2017.
[16] T. V. d. P. Hallak, “Plugging & Abandonment Tchniques for Offshore Wells,” Setembro, Rio de
Janeiro, 2017.
[17] D. T. Sriskandarajah e G. Roberts, “Practical Considerations Relating to the Decommissioning of
Offshore and Subsea Structures,” em ASRANet International Conference Decommissioning of
Offshore and Subsea Structures, Glasgow, 2015.
[18] P. Boschee, “Best Practices for Flexible Pipe Integrity Evolve,” 15 Janeiro 2012. [Online].
Available: https://spe.org/en/print-article/?art=357. [Acesso em 19 Agosto 2018].
[19] IBAMA, “Descomissionamento de Emprendimentos Offshore de Produção de Hidrocarbonetos:
ponto de vista do orgão ambiental. Workshop sobre desativação de instalações marítimas;,” Rio
de Janeiro, 2016.
[20] Agência Nacional De Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, “RESOLUÇÃO Nº 27, de 18 de
Outubro de 2006,” Diario Oficial da União, 2006.
[21] Agência Nacional De Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis., “RESOLUÇÃO Nº 41, de 09 de
Outubro de 2015,” Diario Oficial da União, 2015.
[22] Y. Shen, P. Birkinshaw e P.-J. Roland, “Challenges in Offshore Pipeline Decommissioning and
What can we learn from Integrity Management Practices,” em Proceedings of the Twenty-seventh
(2017) International Ocean and Polar Engineering Conference, San Francisco, 2017.
[23] Royal IHC, “Reel lay vessel,” 28 Junho 2007. [Online]. Available: https://www.royalihc.com.
[Acesso em 13 Agosto 2018].
[24] British Petroleum, “Don Field Decommissioning Programme,” 2011.
55
[25] Venture Productions plc, “Kittiwake SAL Export System Desommissioning Programme,”
Aberdeen, 2009.
[26] R. d. A. Ramos, “Analise de Risco no Descomissionamento de Dutos Rígidos Submarinos,”
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2018.
[27] TechnipFMC, “Engineering and Technologies - Flexible Pipe,” 1 Julho 2011. [Online]. Available:
http://www.technip.com/sites/default/files/technip/page/attachments/flexible_pipe_brochure.pdf.
[Acesso em 20 Agosto 2018].
[28] M. L. Xavier, “Instalação de Dutos Flexíveis em Águas Ultraprofundas,” Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2006.
[29] X. Heraudeau, “How to safely plan and conduct riser replacement operations,” 26 Novembro
2013. [Online]. Available: http://www.ptil.no. [Acesso em 17 Agosto 2018].
[30] American Bureau of Shipping, “Risk Assessment Applications for the Marine and Offshore Oil
and Gas Industries,” ABS, Houston, 2000.
[31] H. J. Honorato, “Ranqueamento de Risco para Dutos Flexíveis Submarinos Mediante Aplicação
do Modelo de Análise de Envoltória de Dados,” Univerisidade Federal do RIo de Janeiro, Rio de
Janeiro, 2009.
[32] L. Costa e T. Alves, “Resistência Residual de Linhas Flexíveis com Defeitos Naturais,” em 6ª
Conferência sobre Tecnologia de Equipamentos, Salvador, 2002.
[33] M. Karimi, “Installation of steel pipelines and flexible pipelines in sideway current,” University
of Stavanger, Stavanger, 2012.
56
ANEXO I – Tabelas de Plataformas em Produção
Tabela 5: Plataformas em produção da Bacia do Ceará, segundo ANP 2018 [3]
Nome Tipo Operador Lâmina D'água (m)
PLATAFORMA DE ATUM 1 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE ATUM 2 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE ATUM 3 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE CURIMÃ 1 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE CURIMÃ 2 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE ESPADA 1 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE XAREU 1 FIXA Petrobras 32
PLATAFORMA DE XAREU 2 FIXA Petrobras 45
PLATAFORMA DE XAREU 3 FIXA Petrobras 45
Tabela 6: Plataformas em produção da Bacia de Potiguar, segundo ANP 2018. [3]
Nome Tipo Operador Lâmina D'água (m)
PLATAFORMA BIQUARA 1 FIXA Petrobras 20
PLATAFORMA DE AGULHA 1 FIXA Petrobras 18
PLATAFORMA DE AGULHA 2 FIXA (CONCRETO)
Petrobras 18
PLATAFORMA DE AGULHA 3 FIXA Petrobras 18
PLATAFORMA DE ARABAIANA 1 FIXA Petrobras 30
PLATAFORMA DE ARABAIANA 3 FIXA Petrobras 30
PLATAFORMA DE ARATUM 1 FIXA Petrobras 7
PLATAFORMA DE ARATUM 2 FIXA Petrobras 7
PLATAFORMA DE CIOBA 1 FIXA Petrobras 9
PLATAFORMA DE PESCADA 1ª FIXA Petrobras 20
PLATAFORMA DE PESCADA 1B FIXA Petrobras 20
PLATAFORMA DE PESCADA 2 FIXA Petrobras 25
PLATAFORMA DE PESCADA 3 FIXA Petrobras 25
PLATAFORMA DE UBARANA 1 FIXA Petrobras 17
PLATAFORMA DE UBARANA 10 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 11 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 12 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 13 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 15 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 2 FIXA (CONCRETO)
Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 3 FIXA (CONCRETO)
Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 4 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 5 FIXA Petrobras 13
57
PLATAFORMA DE UBARANA 6 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 7 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 8 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA DE UBARANA 9 FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA OESTE DE UBARANA 1 FIXA Petrobras 16
PLATAFORMA OESTE DE UBARANA 2 FIXA Petrobras 16
Tabela 7: Plataformas em produção da Bacia de Sergipe, segundo ANP 2018. [3]
Nome Tipo Operador Lâmina D'água (m)
PLATAFORMA DE PIRANEMA FPSO Petrobras 1090
PLATAFORMA PCB-01 DE CAIOBA FIXA Petrobras 28
PLATAFORMA PCB-04 DE CAIOBA FIXA Petrobras 26
PLATAFORMA PCM-01 DE CAMORIM FIXA Petrobras 13
PLATAFORMA PCM-02 DE CAMORIM FIXA Petrobras 15
PLATAFORMA PCM-03 DE CAMORIM FIXA Petrobras 14
PLATAFORMA PCM-04 DE CAMORIM FIXA Petrobras 18
PLATAFORMA PCM-05 DE CAMORIM FIXA Petrobras 20
PLATAFORMA PCM-06 DE CAMORIM FIXA Petrobras 26
PLATAFORMA PCM-07 DE CAMORIM FIXA Petrobras 19
PLATAFORMA PCM-08 DE CAMORIM FIXA Petrobras 26
PLATAFORMA PCM-09 DE CAMORIM FIXA Petrobras 24
PLATAFORMA PCM-10 DE CAMORIM FIXA Petrobras 21
PLATAFORMA PDO-01 DE DOURADO FIXA Petrobras 27
PLATAFORMA PDO-02 DE DOURADO FIXA Petrobras 28
PLATAFORMA PDO-03 DE DOURADO FIXA Petrobras 28
PLATAFORMA PGA-01 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 29
PLATAFORMA PGA-02 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 25
PLATAFORMA PGA-03 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 28
PLATAFORMA PGA-04 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 24
PLATAFORMA PGA-05 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 25
PLATAFORMA PGA-07 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 27
PLATAFORMA PGA-08 DE GUARICEMA FIXA Petrobras 38
PLATAFORMA PRB-01 DE ROBALO FIXA Petrobras 13
Tabela 8: Plataformas em produção da Bacia do Espírito Santo, segundo ANP 2018. [3]
Nome Tipo Operador Lâmina D'água (m)
FPSO CIDADE DE VITÓRIA FPSO Petrobras 1386
PEROA FIXA Petrobras 70
58
Tabela 9: Plataformas em produção da Bacia de Santos, segundo ANP 2018 [3]
Nome Tipo Operador Lâmina D'água (m)
FPSO CIDADE DE ANGRA DOS REIS FPSO Petrobras 2140
FPSO CIDADE DE CARAGUATATUBA FPSO Petrobras 2150
FPSO CIDADE DE ILHA BELA FPSO Petrobras 2140
FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ FPSO Petrobras 2240
FPSO CIDADE DE ITAJAÍ FPSO Petrobras 275
FPSO CIDADE DE MANGARATIBA FPSO Petrobras 2220
FPSO CIDADE DE MARICÁ FPSO Petrobras 2120
FPSO CIDADE DE PARATY FPSO Petrobras 2140
FPSO CIDADE DE SANTOS FPSO Petrobras 1300
FPSO CIDADE DE SÃO PAULO FPSO Petrobras 2140
FPSO CIDADE DE SÃO VICENTE FPSO Petrobras 2150
FPSO CIDADE DE SAQUAREMA FPSO Petrobras 2120
FPSO PIONEIRO DE LIBRA FPSO Petrobras 2040
Petrobras 66 (P-66) FPSO Petrobras 2150
Petrobras 74 (P-74) FPSO Petrobras 1950
PLATAFORMA DE MERLUZA FIXA Petrobras 131
Plataforma de Mexilhão FIXA Petrobras 172
Tabela 10: Plataformas em produção na Bacia de Campos, Segundo ANP 2018. [3]
Nome Tipo Operador Lâmina D'água (m)
FPSO CAPIXABA FPSO Petrobras 1350
FPSO CIDADE DE ANCHIETA FPSO Petrobras 1221
FPSO CIDADE DE NITEROI FPSO Petrobras 1370
FPSO CIDADE DO RIO DE JANEIRO FPSO Petrobras 1370
FPSO ESPIRITO SANTO FPSO Shell Brasil 1775
FPSO Fluminense FPSO Shell Brasil 607
FPSO FRADE FPSO Chevron Frade 1065
FPSO Peregrino FPSO Statoil Brasil 100
FPSO Polvo FPSO HRT O&G 105
FPSO_OSX3 FPSO OGX 105
FSO CIDADE DE MACAÉ FSO Petrobras 95
Peregrino A FIXA Statoil Brasil 106
Peregrino B FIXA Statoil Brasil 122
PETROBRAS 08 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 423
PETROBRAS 09 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 220
PETROBRAS 15 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 243
PETROBRAS 18 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 910
59
PETROBRAS 19 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 770
PETROBRAS 20 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 610
PETROBRAS 25 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 575
PETROBRAS 26 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 990
PETROBRAS 31 FPSO Petrobras 325
PETROBRAS 32 FSO Petrobras 163
PETROBRAS 33 FPSO Petrobras 780
PETROBRAS 35 FPSO Petrobras 850
PETROBRAS 37 FPSO Petrobras 905
PETROBRAS 38 FSO Petrobras 1010
PETROBRAS 40 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 1080
PETROBRAS 43 FPSO Petrobras 800
PETROBRAS 47 FPSO Petrobras 190
PETROBRAS 48 FPSO Petrobras 1040
PETROBRAS 50 FPSO Petrobras 1239
PETROBRAS 51 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 1255
PETROBRAS 52 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 1800
PETROBRAS 53 FPU Petrobras 1080
PETROBRAS 54 FPSO Petrobras 1400
PETROBRAS 55 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 1795
PETROBRAS 56 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 1670
PETROBRAS 57 FPSO Petrobras 1300
PETROBRAS 58 FPSO Petrobras 1399
PETROBRAS 61 TLWP Petrobras 1185
PETROBRAS 62 FPSO Petrobras 1600
PETROBRAS 63 FPSO Petrobras 1165
PETROBRAS 65 SEMI SUBMERSÍVEL
Petrobras 120
PLATAFORMA DE CARAPEBA-I FIXA Petrobras 82
PLATAFORMA DE CARAPEBA-II FIXA Petrobras 83
PLATAFORMA DE CARAPEBA-III FIXA Petrobras 82
PLATAFORMA DE CHERNE-1 FIXA Petrobras 117
PLATAFORMA DE CHERNE-2 FIXA Petrobras 142
PLATAFORMA DE ENCHOVA FIXA Petrobras 116
PLATAFORMA DE GAROUPA FIXA Petrobras 120
PLATAFORMA DE NAMORADO-1 FIXA Petrobras 145
PLATAFORMA DE NAMORADO-2 FIXA Petrobras 170
PLATAFORMA DE PAMPO-1 FIXA Petrobras 115
60
PLATAFORMA DE PARGO-1A FIXA Petrobras 101
PLATAFORMA DE PARGO-1B FIXA Petrobras 101
PLATAFORMA DE REBOMBEIO AUTÔNOMA 1
FIXA Petrobras 100
PLATAFORMA DE VERMELHO-I FIXA Petrobras 78
PLATAFORMA DE VERMELHO-II FIXA Petrobras 80
PLATAFORMA DE VERMELHO-III FIXA Petrobras 82
Polvo A FIXA HRT O&G 105