sistemas de ancoragem e fundação offshore

ANÁLISE E PROJETOS DE ESTRUTURAS OFFSHORE I

Professor: Gilberto Bruno Ellwanger, D.Sc.

Aluno: Antonio Roberto de Medeiros

ANCORAGEM E FUNDAÇÃO OFFSHORE

RIO DE JANEIRO – RJ

SETEMBRO/2009

CURSO DE MESTRADO DO PROGRAMA DE ENGENHARIA CIVIL – UFRJ/ COPPETrabalho de Offshore I ‐ ANCORAGEM E FUNDAÇÃO OFFSHOR

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1. OBJETIVO 06 2. INTRODUÇÃO A SISTEMAS OFFSHORE 06 3. PRINCIPAIS TIPOS DE PLATAFORMAS 10 3.1 PLATAFORMAS FIXAS 11 3.1.1 PLATAFORMAS FIXAS TIPO JAQUETA 11 3.1.2 PLATAFORMA AUTO‐ELEVÁVEL (JACK UP) 14 3.1.3 PLATAFORMA DE GRAVIDADE (GRAVITY PLATFORM) 15 3.1.4 TORRE COMPLACENTE 21 3.2 PLATAFORMAS FLUTUANTES 24 3.2.1 SEMI‐SUBMERSÍVEL (SS) 25 3.2.2 TLP – Tension Leg Platform 29 3.2.3 SPAR BOUY (Bóia Cilíndrica) 35 3.2.4 FPSO – Floating Production Storage and Offloading System (Sistema Flutuante de

Produção, Armazenamento e Transferência) 44 4. ANCORAGEM OFFSHORE 46 4.1 Fundamentos sobre Tipos de Ancoragem 47 4.2 Tipos de Ancoragem Offshore 48 4.2.1 Ancoragem em Catenária 48 4.2.2 Ancoragem Taut‐Leg(Esticada) 49 4.2.3 Ancoragem Vertical 51 4.2.4 Ancoragem Combinada 52 4.3 SISTEMAS DE ANCORAGEM (Atracação / Posicionamento/ Fixação) 52 4.3.1 Ancoragem com Ponto Único (SPM) 53 4.3.2 Amarração com Turret (Torre) 54 4.3.3 Sistema CALM (Catenary Anchor Leg Moorings) 55 4.3.4 Sistema SALM (Single Anchor Leg Mooring) 56 4.3.5 Amarração com Quadro de Ancoragem (SM – Spread Mooring) 57 4.3.5.1 Sistema DICAS ‐ (Differentiated Compliance Anchoring System) 58 4.4 COMPOSIÇÃO DAS LINHAS DE ANCORAGEM 59 4.5 FUNDAÇÃO OFFSHORE 59 4.5.1 FUNDAÇÕES PROFUNDAS 62 4.5.2 FUNDAÇÕES RASAS 64 4.5.2.1 Estacas de Sucção 64 4.5.3 ÂNCORAS 66 5. SÚMULA DE ANCORAGEM POR TIPO DE UNIDADE 71 6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 73


3

LISTA DE FIGURAS Figura 1: Tipos de plataformas empregadas em águas profundas [3]. ........................................................7

Figura 2: Tipos e Evolução quantitativa de Sistemas Flutuantes no mundo [3]...........................................8

Figura 4: Principais tipos de estruturas em uso com capacidades de produção e perfuração [3]. ............11

Figura 6 Plataformas fixas de aço em lâmina d’água maior que 310m [2].................................................12

Figura 7 – Ondas e Plataformas Fixas no Mar do Norte .............................................................................13

Figura 8 – Ilustração de Plataforma Fixa do tipo Jaqueta...........................................................................13

Figura 9 Plataformas Auto‐Elevatórias (Jack –up’s) [10]. ...........................................................................14

Figura 10 – Plataforma auto‐Elevatória / Jack‐Up......................................................................................15

Figura 11: Plataformas de gravidade em concreto [9]. ..............................................................................16

Figura 12: Plataforma PUB‐3, Campo de Ubarana, RN, Brasil ....................................................................17

Figura 13 – Plataforma em concreto protendido Troll A............................................................................17

Figura 14 – Plataforma de Gravidade em Aço............................................................................................18

Figura 15 – Tow‐in‐large Maureen Platform [8].........................................................................................18

Figura 16: Maureen Gravity Platform – 31m Shallow Water [8]. ...............................................................19

Figura 17 – Plataforma de Hibernia – Atlântico Norte. ..............................................................................20

Figura 18 – Rebocador laça Iceberg com cabo flutuante para mudar a trajetória de deslocamento da montanha de gelo. .....................................................................................................................................20

Figura 21 – Plataformas Fixas de produção em mar de gelo [9] / [10] / [24].............................................21

Figura 22 ‐ Plataforma torre complacente [11]. ........................................................................................22

Figura 23 – Torres Complacentes. ..............................................................................................................23

Figura 24 – Plataforma Semi‐Submersível P‐52. ........................................................................................25

Figura 25 – Imagens e Desenho esquemático de uma plataforma Semi‐Submersível...............................26

Figura 26 ‐ Thunder Horse, da British Petroleum, com 59.500 toneladas sobre o Dockwise Blue Marlim. 27

Figura 27 ‐ Plataforma Semi‐Submersível Thunder Horse, da British Petroleum, a maior do mundo. Na foto sendo transportada pelo Dockwise Blue Marlim, único no mundo com capacidade para isso..........27

Figura 28 – Ilustração das unidades de perfuração móveis. ......................................................................28

Figura 29 ‐ Plataforma TLP [1]. ...................................................................................................................29

Figura 30 – Docwise Transportando TLP. ...................................................................................................30

Figura 31 ‐ Morpeth SeaStar TLP ‐ Sobre Balsa de Lançamento (Launching Barge). .................................30

Figura 32 – Morpeth SeaStar TLP hull‐ Instalação do casco. ......................................................................31

Figura 33 – Morpeth SeaStar TLP ‐ Instalação do Convés. .........................................................................31

Figura 34 – Morpeth SeaStar TLP ‐ montada em operação........................................................................32

Figura 35 – Morpeth SeaStar TLP ‐ Desenho artístico. ...............................................................................32

Figura 36 – TLPs – Instalações desde 1984 a 2009 – Maior Profundidade 1.425m em 2005 [3]. ..............33

Figura 37 – TLP Extendida – Concepção da TLP instalada em maior profundidade até o ano de 2009 [13]..34

Figura 38 ‐ Características típicas de uma Spar Buoy [13].........................................................................35

Figura 39 – Ilustração de componentes típicos em Plataforma SPAR [3]...................................................36

Figura 40 ‐ Plataforma spar buoy [5] e [14]................................................................................................37


4

Figura 41 – Freqüência Natural de Resposta induzida por Período de Onda [13]. ....................................37

Figura 42 – Transporte de Spars Buoys sobre convés de embarcação Docwise. .......................................38

Figura 43 – Imagem de Içamento de Spar Buoy .........................................................................................38

Figura 44 – Reboque do casco da Gênesis Spar Buoy para instalação [15]................................................39

Figura 45 – Casco da Spar Buoy Gênesis na locação de Instalação para verticalização. ............................39

Figura 46 – Verticalização do Casco da Spar Buoy Gênesis por lastreamento. ..........................................39

Figura 47 ‐ Casco da Spar Buoy Gênesis Verticalizada na locação..............................................................40

Figura 48 – Posicionamento do Casco da Spar Buoy Gênesis na locação final...........................................40

Figura 49 – Seqüêncial de instalação de uma SparBuoy. ...........................................................................41

Figura 50 Convés da Plataforma Spar Buoy Gênesis instalado sobre o casco............................................41

Figura 51 – Evolução das Plataformas do tipo SPAR – e recorde mundial em Perdido GoM ‐ USA [3]......42

Figura 52 – Golfo do México e Malásia – Plataformas do tipo SPAR instaladas [3]. ..................................43

Figura 53 – Ilustração dos principais Sistemas Flutuantes de produção e armazenamento [17]. .............44

Figura 54 – Sistemas Flutuantes. ...............................................................................................................45

Figura 55 ‐ Plataforma FPSO P50 – PETROBRAS [18]..................................................................................46

Figura 56 – Datas memoráveis da Shell na direção das águas profundas..................................................46

Figura 57 – Esquemático comparativo: Ancoragem Convencional x Taut‐leg (Girón 2009) ......................49

Figure 59 – Fundação em TLP.....................................................................................................................51

Figura 60 – Sistema de Ancoragem Combinada [20]..................................................................................52

Figura 62 – Turret Interno. .........................................................................................................................54

Figura 63 – Ancoragem tipo CALM com navio amarrado (com hawser). ...................................................55

Figura 64 – Amarração em catenária com YOKE. .......................................................................................55

Figura 65 ‐ SALM com riser e Yoke. ............................................................................................................56

Figura 66 ‐ SALM com riser de corrente e hawser......................................................................................57

Figura 67 – Semi‐Submersível ancorada. ...................................................................................................57

Figura 69 – Ilustração de estaca interagindo com o solo. ..........................................................................60

Figura 70 – Ilustração gráfica de comportamento de estaca submetida à carregamento lateral..............61

Figura 72 – Desenho esquemático de estaca cravada e estaca perfurada – grauteada. ...........................63

Figura 73 ‐ Lançamento de Estaca torpedo [22].........................................................................................64

Figura 74 – Passo à passo da instalação de uma estaca de sucção [23].....................................................65

Figura 75 Estaca de sucção [2] e [23]. ........................................................................................................66

Figura 76 ‐ Âncoras convencionais. ............................................................................................................69

Figura 77 ‐ Exemplos de VLA ‐ Âncora vertical [22]& (Randolph et al., 2005)............................................70

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Plataformas e tipos de ancoragem. 21

Tabela 2: UEP’s e seus tipos de fundação (depende da lâmina d’água). 21


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ABREVIAÇÕES

CALM CATENARY ANCHOR LEG MOORING DEA DRAG EMBEDMENT ANCHORS DICAS DIFFERENTIAL COMPLIANT MOORING SYSTEM DGP DRIVEN AND GROUTED PILES FPDSO FLOATING, PRODUCTION, DRILLING, STORAGE AND OFFLOADING FPS FLOATING PRODUCTION SYSTEM FSO FLOATING, STORAGE AND OFFLOADING FSU FLOATING STORAGE UNIT GP GROUTED PILES MODU MOBILE OFFSHORE DRILLING UNIT P ÂNCORA DE PESO PEA PLATE EMBEDMENT ANCHOR SALM SINGLE ANCHOR LEG MOORING SEPLA SUCTION EMBEDDED PLATE ANCHORS SM SPREAD MOORING SP SUCTION PILES SPM SONGLE POINT MOORING SS SEMI‐SUBMERSÍVEL TC TORRE COMPLACENTE TLP TENSION LEG PLATFORM TP TORPED PILES UEP UNIDADE ESTACIONÁRIA DE PRODUÇÃO VIV VIBRAÇÃO INDUZIDA POR VÓRTEX VLA VERTICAL LOADING ANCHORS


6

1. OBJETIVO

O presente trabalho tem a finalidade de apresentar os variados tipos de

plataformas e sistemas offshore flutuantes da atualidade, e descrever os tipos

de ancoragem em uso e fundação aplicados às unidades de perfuração e

produção petrolífera, tendo como alvo a consolidação de conhecimento obtido

em sala de aula e a obtenção proporcional do grau final da avaliação da

disciplina Análise de Estruturas OFFSHORE I.

2. INTRODUÇÃO A SISTEMAS OFFSHORE

A exploração offshore de petróleo no mundo vai cada vez mais fundo. E, no

Brasil , isso é fato consolidado com os desafios e recordes mundiais sendo

superados a todo momento pela PETROBRAS. A indústria do petróleo, no

Brasil, é motor de desenvolvimento para outras áreas do conhecimento. É fator

fundamental na busca por tecnologias ainda desconhecidas. É que mais se

desenvolve. Além da PETROBRAS, há muitas outras empresas que já se

instalaram no país. No desenvolvimento de suas atividades, a produção de

petróleo no mar é a que mais carece de novas tecnologias, métodos científicos,

serviços e mão-de-obra especializada. As estruturas empregadas no mar, para

essa finalidade, são essencialmente ligadas à área da engenharia civil. Ao

longo das buscas por soluções as engenharias civil, naval, oceânica e

mecânica vem se destacando na fundamentação e comprovação de teorias

ligadas com a solução dos problemas apresentados e no desenvolvimento de

softwares que promovem a confiabilidade dos projetos a um nível de segurança

nunca visto antes. A crescente quantidade de poços produtores em ambientes

com lâminas d’água cada vez mais profundas vem ocasionando inúmeros

desafios, e nas sua soluções, vêem-se grandes saltos tecnológicos gerando

mais conhecimento e especializações técnicas de alta confiabilidade.

Os sistemas offshore, como poderão ser vistos adiante, e nas imagens que se

sucedem ao longo deste trabalho, compreendem unidades marítimas de

exploração, produção e/ou armazenamento de petróleo. Eles podem ser fixos


7

(não flutuante), tais como: Jaquetas; Torres Complacentes (torre estaiada; torre

Gamma; torre Roseau; torre Delta), Plataformas de Gravidade, e Plataformas

Auto-elevatórias; Ou flutuantes, tais como: Plataformas Semi-submersíveis;

Plataformas de Pernas Tensionadas (TLP), Plataformas Spar; e Navios

Ancorados [1] e [2].

É importante ressaltar que o incremento da produção offshore, deu-se, em sua

maioria, a partir de plataformas fixas, com desenvolvimento quase que

incipiente na Venezuela e depois com técnicas já avançadas no Golfo do

México, daí expandindo-se para o Mar do Norte, onde tecnicamente foi

ampliado seu desenvolvimento, seguindo depois para África, Brasil e Ásia. A

descrição de cada tipo de plataforma pode ser encontrada em Chakrabarti

[1987, 2005]. Ver na Error! Reference source not found. Figura 1 abaixo,

uma ilustração com os principais tipos de sistemas usados em águas profundas

[3].

Figura 1: Tipos de plataformas empregadas em águas profundas [3].

No princípio da exploração offshore, principalmente nas prospecções em águas

rasas, plataformas Auto-Elevatórias e Fixas foram bastante utilizadas. No

Brasil, até mesmo na Bacia de Campos, elas foram muito empregadas. Com a

continuidade do avanço da busca pelo petróleo em alto-mar, as severas

dificuldades impostas pela crescente ampliação da lâmina d’água e condições

ambientais cada vez mais rigorosas e afastadas da costa, inviabilizaram a

utilização desses tipos de estrutura. Iniciou-se então a busca por alternativas

para viabilizar a continuidade exploratória e de produção, e muito embora, em

outras regiões do planeta, já se conhecesse a utilização de outros sistemas,

eles não eram adequados às condições brasileiras. Havia muitas adaptações a


8

se fazer para contemplar soluções nos desafios de custos. Cabe observar que

a busca por novos conceitos de estruturas surgiu apenas quando tornou-se

imperativo valorizar reservas que encontravam-se a grandes profundidades.

Muitos estudos e pesquisas no Brasil e no exterior, em busca de outros tipos

de sistemas foram desenvolvidos desde então. Sistemas complacentes,

flutuantes, com outros tipos de fundação e formas de ancoragem que fossem

seguros, foram projetados. À partir de 1978, diversas soluções têm sido

empregadas em águas profundas. Globalmente, estão sendo utilizadas

plataformas do tipo Spar (1997), TLP (1984), SS (1980)e FPSO (1978), entre

outras (vide Figura 2) [3]. Esses sistemas (alguns deles só empregados no

exterior), tornaram-se eficientes, economicamente viáveis e aplicados na

continuidade exploratória e de prospecção de petróleo.

Figura 2: Tipos e Evolução quantitativa de Sistemas Flutuantes no mundo [3].

No Brasil, a Petrobras, desenvolveu sistemas flutuantes próprios1, como citado

em “A NAVEGAÇÃO DE APOIO MARÍTIMO NO BRASIL, HISTÓRIA E

EVOLUÇÃO”, encontrado em ABEAM, 1989 [4].

1 Sistema flutuante de produção – S.F.P – foi projetado por técnicos da PETROBRÁS, através de um processo de desenvolvimento de tecnologia própria, para colocar em produção, a curto prazo, poços recém perfurados ou os que têm reservas com poucas potencialidades. O S.F.P consiste basicamente em uma plataforma semi‐submersível interligada a um navio‐tanque “cisterna” por intermédio de sistema de tubulações flexíveis, que serve para o armazenamento do petróleo extraído do poço, ficando o navio amarrado a um sistema de bóias múltiplas ou monobóias. Periodicamente, outro navio‐tanque, o “aliviador”, é amarrado com o auxilio dos rebocadores a outro quadro de bóias próximo do primeiro e o petróleo é transferido também por tubulações flexíveis para, em seguida, ser transportado até as refinarias para processamento.


9

O desenvolvimento da técnica de produção offshore originou-se a partir de

plataformas fixas, enquanto a perfuração seguia uma evolução diferenciada,

buscava facilidade para os necessários deslocamentos após a descoberta do

petróleo. Por isso seu desafio principal era a construção de sondas marítimas

móveis. Após os primeiros navios-sonda, foram instaladas sondas sobre as

plataformas semi-submersíveis, e a partir daí desenvolveu-se velozmente a

tecnologia de perfuração com posicionamento dinâmico, para perfurar a

grandes profundidades.

Naturalmente, com o avanço da exploração e produção em águas profundas (a

partir de 400m / 500m) o uso de estruturas flutuantes estacionárias tornou-se

cada vez mais freqüente, e seu posicionamento num determinado campo

durante algum tipo de operação passou a ser garantida através do sistema de

ancoragem e da confiabilidade de projeto, atendendo obrigatoriamente às

certificações de praxe e à reconhecidos órgãos regulamentadores internacionais.

Em termos de condição estacionária de unidades flutuantes, há, em larga

escala sendo usados os chamados sistemas de posicionamento dinâmico (D.P.

- Dynamical Positioning) atuando principalmente nas fases de perfuração e/ou

completação [5]. São descartados2 para sistemas definitivos de produção. Eles

se mostram viáveis economicamente apenas em certas condições – ocasiões

muito particulares – como por exemplo, quando seu uso é transitório, por

tempo determinado, ou enquanto se concretiza a construção e a instalação de

sistemas ancorados com pontos fixos no fundo do mar. Devido o sistema D.P.

usar propulsão própria e motores robustos, de capacidade gigantesca, para

manter-se sobre uma posição pré-definida (em coordenadas geográficas pré-

estabelecidas), eles apresentam um alto grau de consumo de combustível, pois

usam a propulsão como reação às cargas de onda, vento e correnteza para

manter-se posicionado dentro das tolerâncias de projeto, contrabalançando o

carregamento dinâmico imposto à embarcação. Além disso, necessitam do auxílio

de sistemas referenciais de posicionamento por satélite. Assim, o meio mais

2 Esses sistemas ocasionam um grande consumo de energia e portanto apresentam um custo muito alto, o que torna sua economicidade inigualável aos sistemas de amarração que usam âncoras e estacas na sua fixação e são interligados às unidades flutuantes através de elementos lineares presos aos pontos fixos no solo oceânico, o que lhes permite contrapor as forças ambientais que atuam sobre as mesmas.


10

utilizado e economicamente viável dos arranjos de posicionamento estacionário

de unidades flutuantes tem sido o sistema de fixação por ancoragem.

O sistema de ancoragem usado em unidades flutuantes pode ser formado por

um conjunto homogêneo ou heterogêneo (este mais usado em águas

profundas visando minimizar o peso suspenso). O seu arranjo se faz com

aproveitamento de materiais de alta resistência, normalmente formada por

amarras, cabos de aço, cabos sintéticos (poliéster) ou uma combinação dos

três. Os sistemas combinados utilizam-se das propriedades dos materiais

sintéticos (compostos por polímeros de alta resistência e empuxo adequado).

Na extremidade das linhas de ancoragem são utilizadas âncoras ou estacas, e

nos trechos intermediários podem ser encontrados alguns acessórios para a

conexão de segmentos de materiais diferentes. Existem vários modelos de

configuração de linhas aceitáveis para a utilização em ancoragem de estruturas

offshore. De acordo com a geometria da linha, podem ser encontradas

ancoragens em catenária (convencional), ancoragem tipo taut-leg e ancoragem

vertical (utilizando tendões), cada uma delas se aplica a diferentes sistemas de

ancoragem. O critério de escolha do tipo de ancoragem dependerá

principalmente do tipo da embarcação (ou plataforma), sua geometria (design e

dimensional), condições ambientais do local de instalação, lâmina d’água,

número de risers, tipo de operação e custo.

3. PRINCIPAIS TIPOS DE PLATAFORMAS

Os principais tipos de plataformas utilizadas na prospecção e/ou produção

offshore e sua pertinente conceituação são resumidamente descritos a seguir.

Basicamente elas se dividem em:

i – Fixas - Apoiadas no Fundo do Mar (Jaquetas, Auto-Elevatória, de Gravidade e do tipo Complacente); ii – Flutuantes (Semi - Submersíveis, Bóias, Torres e Navios Ancorados). A Figura 3, ao lado e a Figura 4 a seguir, ilustra a maioria dos tipos tradicionais de plataformas fixas, complacentes e flutuantes em uso no planeta.

Figura 3 – Tipos de Plataformas em uso no mundo


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Figura 4: Principais tipos de estruturas em uso com capacidades de produção e perfuração [3].

3.1 PLATAFORMAS FIXAS

As principais plataformas fixas são classificadas como: Jaquetas de aço (Steel

Jackets), Auto-eleváveis (Jack-ups), de Gravidade (Gravity Platform) e Torres

Complacentes (CT - Compliant Towers). Nesses sistemas3, a árvore de natal

(conjunto de válvulas que controla a produção do poço) e as unidades de

processamento da produção estão posicionados na superfície, sobre a plataforma.

A isso se dá o nome de completação seca. As plataformas do tipo Jaqueta e Auto-

Eleváveis foram as primeiras unidades offshore utilizadas. Observe-se que no

desenvolvimento dos sistemas offshore, as plataformas de produção fixas têm

merecido especial atenção por permanecerem estacionárias durante a vida

produtiva do poço, ficando expostas às condições ambientais e oceanográficas.

3.1.1 PLATAFORMAS FIXAS TIPO JAQUETA

Esse tipo de plataformas fixa consiste em grandes estruturas metálicas que repousam sobre o subsolo marinho, feitas de aço, e compostas por estruturas modulares (jaquetas, conveses, e estacas), instaladas no local de operação e fixadas com estacas cravadas no fundo do mar. Possuem grande rigidez estrutural, e têm sido as preferidas para campos localizados em lâminas d’água de até 300m.

3 A grande vantagem é a capacidade de serem completamente estáveis até nas piores condições do mar (Furtado, 1996).


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Figura 5: Plataforma de PXA‐1, ao fundo Navio Tanque ancorado em Quadro de Bóias, no Campo de Xaréu‐CE, Brasil.

São projetadas para receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de pessoal, e todas as instalações necessárias para a produção de petróleo. Sua freqüência natural aproxima-se da freqüência de excitação causada pelas ondas conforme vai aumentando a profundidade. Para aumentar sua resistência ao colapso, havia que se investir de forma exponencial em seus custos de construção4 na tentativa de fazê-las mais robustas. Há quase duas

décadas, o recorde mundial, de plataforma fixa de aço, ainda continua sendo a plataforma da Shell Oil, instalada em Bullwinkle, no Golfo do México a uma profundidade de 412 metros sendo até, maio 2008, a plataforma fixa mais profunda do mundo (Figura 6). Sua instalação, ocorrida em 1991, constitui uma proeza em termos de engenharia dada a dimensão dos seus módulos [3] e [6].

Figura 6 Plataformas fixas de aço em lâmina d’água maior que 310m [2].

4 De fato, as plataformas fixas sejam elas de aço ou cimento não podiam ser utilizadas em águas profundas, por uma questão de custos crescentes. Esses tendiam a aumentar exponencialmente de acordo com a profundidade., não podiam ser utilizadas em águas profundas, por uma questão de custo crescentes [6].


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Figura 7 – Ondas e Plataformas Fixas no Mar do Norte

Figura 8 – Ilustração de Plataforma Fixa do tipo Jaqueta.


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3.1.2 PLATAFORMA AUTO‐ELEVÁVEL (JACK UP)

De fato são plataformas móveis, de casco flutua15nte, rebocadas até seu local

de operação. Tem grandes dificuldades nos deslocamentos e no

posicionamento. Possuem design triangular ou retangular, sendo dotadas de

pernas retráteis capazes de ser abaixadas até o leito marinho para elevar a

estrutura do casco acima do nível mar. São consideradas fixas, quando em

operação, por estarem sem flutuar e diretamente apoiada sobre o solo marinho,

com seu casco acima da linha d’água. Os jacks-ups (vide Figura 9) ou

plataformas auto-elevatórias foram uma verdadeira inovação da década de 50

(George, 1994).

Suas pernas são formadas por estrutura treliçada ou tubular. Elas são usadas

fundamentalmente para perfuração, ou para intervenção de manutenção em

poços em etapas necessárias para recuperação da produção tais como troca do

intervalo produtivo da formação, componentes da coluna, acessórios, válvulas.

Figura 9 Plataformas Auto‐Elevatórias (Jack –up’s) [10].


15

Essas unidades são adequadas para águas rasas. Possuem altura de perna

variável, pela justaposição das seções (acopladas mecanicamente), sendo

acionadas através de macacos hidráulicos e sistemas de pinhão-e-cremalheira.

Figura 10 – Plataforma auto‐Elevatória / Jack‐Up.

Ocasionalmente são aproveitadas na produção de petróleo (em caráter

provisório por tempo determinado), ou para apoio, como flotel5. Tem limite de

profundidade máxima determinada pelas condições ambientais e de

economicidade6. O recorde mundial em profundidade de utilização (150m) é

atualmente da AP Moller Jack-up7 Drilling Rigs – Noruega - construída pela

Hyundai Heavy Industry em 2002 [7].

3.1.3 PLATAFORMA DE GRAVIDADE (GRAVITY PLATFORM)

É um tipo de plataforma basicamente usada em águas rasas, cujo conceito

principal como o próprio nome define é a utilização da força de atração

gravitacional para fixá-la na locação apoiando-se sobre o solo oceânico, e

assegurando sua estabilidade em uma posição permanente (estacionária) sem

fundações especiais. As figuras de 11 a 17 ilustram esse tipo de plataforma.

5 FLOTEL ‐ A vessel built or converted to accommodate people working in the construction phases of offshore development. The floating accommodation used as quarters for offshore personnel. É uma espécie de Hotel offshore. Uma unidade estruturada para ser utilizada como alojamento e apoio; fica via de regra posicionada ao lado de uma jaqueta (plataforma fixa), interligada por rampa, a fim de prover serviços de construção, reparos, mudanças estruturais ou manutenção em geral.

6 É a palavra que sintetiza os termos racionalidade econômica ou econômico racional.

7 As principais dimensões desse Jack‐up são: comprimento de 102m, largura de 88m, calado de 8m, peso bruto de 26.000 toneladas, com comprimento das pernas de sustentação de 205m e capacidade de operar no Mar do Norte, em lâmina d’água de 150m, com cargas combinadas de correnteza de 2 nós, altura de onda de 29m, e ventos de 95 nós, com air‐gap de 25m.


16

Podem ser de concreto armado e/ou protendido (essas alcançam maiores

profundidades chegando aos limites de 400 metros).

Em seu interior encontram-se uma composição de células estanques periféricas

Figura 11: Plataformas de gravidade em concreto [9].


17

que servem para equilíbrio de peso (lastro), possuindo um conjunto de células

centrais, intercomunicadas, que são utilizadas para armazenamento de petróleo.

São submersíveis e também podem ser em aço. São rebocadas flutuando até o local de instalação, onde são submergidas e posicionadas por meio de lastro.

Figura 13 – Plataforma em concreto protendido Troll A

8 No Brasil existem apenas três plataformas do tipo gravidade. Todas localizadas no estado do Rio Grande do Norte, sendo duas no Campo de Ubarana e outra no Campo de Agulha. São feitas em concreto protendido e situam‐se em lâmina d’água rasa, em torno dos 13 a 20 metros de profundidade.

Figura 12: Plataforma PUB‐3, Campo de Ubarana, RN, Brasil8


18

Figura 14 – Plataforma de Gravidade em Aço.

Os principais carregamentos que atuam sobre essas estruturas são provenientes de cargas ambientais e de seu peso próprio. As dificuldades de explotação offshore sempre levam a soluções particulares, de caráter específico e, individualizado, como por exemplo a encontrada para o campo de Hibernia9, no Canadá, que foi descoberto em 1979, e fica a 315 quilômetros de St. John's, em Terra Nova, no Atlântico Norte. Levou-se 18 anos para a primeira produção de petróleo que ocorreu no fim de 1997. Suas instalações de produção compreendem uma plataforma fixa de produção GBS (Gravity Base Structure – Estrutura Mantida por Gravidade) e topsides para perfuração e produção. Espera-se que a vida útil do campo seja de apenas 20 anos, com produção média de 29 a 35 mil metros cúbicos de petróleo por dia. Está instalada em lâmina d’água de 80m e pesa 600 mil toneladas (ver Figura 17).

Figura 15 – Tow‐in‐large Maureen Platform [8].

9 Ver Hibernia: http://www.ic.gc.ca/eic/site/ogt‐ipg.nsf/eng/dk00122.html .


19

Figura 16: Maureen Gravity Platform – 31m Shallow Water [8].

A GBS (Gravity Base Structure) é a primeira de seu tipo, com uma parede de

concreto de 15 metros de espessura que a protege contra icebergs e gelo do

mar. A plataforma foi projetada para resistir ao impacto de um iceberg de seis

milhões de toneladas; o que, conforme as estatísticas, ocorre uma vez a cada

10 mil anos.. Perfuração de desenvolvimento realizada nesse campo (poço

Hibernia B-16 36), atingiu a profundidade de 9.356,6 metros, tornando-se um

dos poços de maior afastamento lateral do mundo.


20

Figura 17 – Plataforma de Hibernia – Atlântico Norte.

Figura 18 – Rebocador laça Iceberg com cabo flutuante para mudar a trajetória de deslocamento da

montanha de gelo.

Um mar de gelo, afora os gélidos ventos,

Figura 20 ‐ Navio petroleiro transportando petróleo nas águas geladas do Campo de Hibernia no Atlântico Norte.

Figura 19 ‐ Cápsula de transferência dos trabalhadoreentre a plataforma e o convés da embarcação de apoio suprimento no Campo de Hibernia ‐ Canadá.


21

ondas e correntezas marinhas, e a constante neblina ao redor da Plataforma de

Hibernia é um desafio inflexível a se enfrentar na superação genuína das hostis

condições ambientais10. Os desafios nas intervenções offshore encontram

sempre as melhores e mais seguras soluções para os problemas operacionais,

continuamente aportando recursos técnicos e de gestão para a confiabilidade

dos sistemas produtivos e do pessoal envolvido no processo. A Gestão

Estratégica da Confiabilidade e de Segurança nos Projetos de Instalações

Offshore é fundamental para evitar os possíveis danos ambientais e

conseqüentes colapso na explotação.

Figura 21 – Plataformas Fixas de produção em mar de gelo [9] / [10] / [24].

3.1.4 TORRE COMPLACENTE

A plataforma do tipo de torre complacente (Compliant Piled Tower – CPT),

conforme mostrada, a seguir (Figura 22), consiste, essencialmente, de uma

torre estreita e flexível fixada a uma fundação com pilares capazes de suportar

uma superestrutura convencional para operações de perfuração e produção.

Geralmente, são utilizadas em lâminas d’água entre 300 e 600 metros e possui

capacidade de suportar grandes esforços laterais, graças à possibilidade de

oscilar lateralmente.

10 As Figuras 20 e 21 ilustram as condições hostis do meio ambiente.


22

Baldpate ‐ GoM

Figura 22 ‐ Plataforma torre complacente [11].


23

Figura 23 – Torres Complacentes.

Elas podem apresentar um sistema auxiliar de ancoragem (estais) permitindo-

lhes que possua pequenos movimentos na superfície. Se mantém na posição

vertical através desses estais, ligados a pesos submersos apoiados no solo

marinho. Sua estrutura dispõe de câmaras de flutuação que associadas ao

sistema de estaqueamento possibilitam reduzir o sobrepeso dos suportes de

apoio fixados no leito oceânico, e possuem uma arquitetura relativamente

flexível e muito esbelta. As estruturas complacentes caracterizam-se por

apresentar grandes deslocamentos no plano horizontal sob a ação das cargas

ambientais e que são absorvidos sem danos. Se houver tormenta no mar, seus

estais11 são elevados visando dar maior flexibilidade a estrutura metálica. Este

tipo de plataforma comporta-se como pêndulo invertido, sendo conectada em

solo marinho por meio de apoios rotulados, e verticalmente sustentadas por

flutuador. Torres complacentes são estruturas de base metálica com largura de

base próxima à de topo permitindo assim que atinjam profundidades de até 600

m devido a um menor peso de sua estrutura.

11 Linhas que podem ser repetidamente "afrouxadas" durante as oscilações, o que resulta numa descontinuidade da rigidez do sistema, promovendo as deflexões dentro dos limites de tolerância.


24

3.2 PLATAFORMAS FLUTUANTES

Os sistemas flutuantes empregados na indústria do petróleo, tem por definição

conceitual alta estabilidade, elevada envergadura e grande porte, suportando altos

carregamentos promovidos pelas forças ambientais, além de ter grande competência

de carga e de movimentação.

São unidades marítimas muito estáveis, com capacidade suficiente para manter-se na

superfície líquida, em arranjo pré-definido, sem avariar às demais instalações de

fundo. Assim, o seu apoio se dá ao nível do mar e para manter-se em posição

necessita ser preso ao fundo através de ancoragem. As plataformas flutuantes

possuem alto grau de liberdade e sofrem constante movimentações devido à ação das

ondas, correntes e ventos, com possibilidade de comprometer os equipamentos

instalados abaixo do nível do mar, no leito marinho e em sub-superfície. Por isso,

torna-se necessário que ela fique posicionada na superfície do mar, dentro de um

círculo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de sub-superfície. São, em

sua maioria, consideradas meios navais, e diferentemente das plataformas fixas, são

capazes de apresentar grande flexibilidade de movimento entre a superfície do mar e

o leito marinho, além de poder ser, com pequenas alterações, deslocadas para

atender outras áreas de explotação.

As unidades flutuantes são grandiosas estruturas com capacidade para produzir,

processar e/ou armazenar petróleo e gás natural, ficando fundeadas em um local

peremptório. Em seus conveses, são instaladas plantas de processamento para

separar e tratar os fluidos de produção. Depois de separado da água e do gás, o

petróleo produzido pode ser armazenado nos seus tanques e/ou transferido para terra

através de navios aliviadores ou oleodutos. O gás é comprimido e enviado para terra

através de gasodutos e/ou reinjetado no reservatório.

As principais plataformas flutuantes empregadas na atualidade são as Semi –

Submersíveis (SS – Semi Submersible Platforms), Bóias Cilíndricas (SPAR Buoys),

Plataformas de Pernas Atirantadas (TLP - Tension Leg Platform) e Navios (FPS -

Floating Production Systems).


25

3.2.1 SEMI‐SUBMERSÍVEL (SS)

As Plataformas Semi-Submersíveis são compostas por estruturas emersas (conveses)

que por meio de colunas se apóiam em cascos submersos, chamados de flutuadores.

Sendo estes e parte das colunas que dão flutuabilidade ao todo. Tais flutuadores são

também denominados pontoons, oferecendo a possibilidade de lastro e flutuabilidade.

Estas unidades flutuantes tem a superestrutura interligada ao conjunto de flutuadores

que ficam logo abaixo da superfície do mar. A P-52 na Figura 24 abaixo, é do tipo

Plataforma Semi-Submersível. Ela pode realizar operações de produção de

hidrocarbonetos, processamento e offloading (transferência do óleo), mas não de

armazenagem. Não possui limites operacionais de profundidade, pois flutua na

superfície e sua fixação ao fundo do mar se dá por meio de ancoragem em forma de

catenárias que produzem esforços capazes de restaurar a posição do flutuante

quando alterada pela ação dinâmica das cargas ambientais. O que limita sua ação são

as cargas provenientes dos sistemas de escoamento da produção associadas com a sua

estabilidade e condições operacionais relativas às forças de ondas, correntes e ventos.

Uma unidade flutuante sofre movimentações devido à ação das ondas, correntes e

ventos, com possibilidade de danificar os equipamentos que ficam abaixo da

superfície, instalados no fundo do mar. Por isso, torna-se necessário que ela fique

posicionada na superfície do mar, numa área alvo pré-determinada, com raio de

tolerância ditado pelos equipamentos de sub-superfície.

Figura 24 – Plataforma Semi‐Submersível P‐52.


26

As “semi-sub” são plataformas flutuantes que podem ser utilizadas na produção,

completação ou perfuração.

Figura 25 – Imagens e Desenho esquemático de uma plataforma Semi‐Submersível.


27

Figura 26 ‐ Thunder Horse, da British Petroleum, com 59.500 toneladas sobre o Dockwise Blue Marlim.

Figura 27 ‐ Plataforma Semi‐Submersível Thunder Horse, da British Petroleum, a maior do mundo. Na

foto sendo transportada pelo Dockwise Blue Marlim, único no mundo com capacidade para isso.


28

As plataformas semi-submersíveis empregadas somente na perfuração são

geralmente denominadas de MODUs - Mobile Offshore Drilling Units (Furtado, 1996).

Além de perfurar, podem realizar operações de avaliação da produção,

processamento e transferência do óleo, mas não de armazenagem. São semelhantes

as de produção. Possuem sistema de ancoragem clássico ou usam posicionamento

dinâmico que não tem ligação física com o fundo do mar, exceto pelos equipamentos

de perfuração (Furtado, 1996). Entretanto a plataforma de perfuração fica estacionária

numa localização por um período determinado (Ávila, 2005).

Figura 28 – Ilustração das unidades de perfuração móveis.


29

3.2.2 TLP – Tension Leg Platform

Plataforma de pernas atirantadas (Tension-Leg Plataform - TLP) - são unidades

flutuantes utilizadas para a produção de petróleo, muito semelhante às semi-

submersíveis, sendo que a sua ancoragem ao fundo mar é diferente: as TLPs são

ancoradas por tração dos tirantes, estruturas tubulares e cabos especiais, com os

tendões fixados ao fundo do mar por estacas e mantidos esticados pelo excesso de

flutuação da plataforma, o que reduz drasticamente os movimentos da mesma. Esta

tração deve ser mantida ao longo de todo seu comprimento a fim de evitar a

desconexão no solo marinho e/ou a flambagem dos tendões. As operações de

perfuração, completação e produção das TLPs são semelhantes às executadas em

plataformas fixas, permitindo a completação seca, ou seja, o controle e a intervenção

nos poços são realizados na própria plataforma e não no fundo do mar. O conceito de

TLP tem demonstrado ser incontestável para variadas condições climáticas e têm sido

utilizado em lâminas d’água de até 1500 m (STORHAUG et al, 2002).

Instalação especial sem “içamento”

desenvolvido pela Atlantia Offshore Limited [12].

Figura 29 ‐ Plataforma TLP [1].


30

Figura 30 – Docwise Transportando TLP.

Figura 31 ‐ Morpeth SeaStar TLP ‐ Sobre Balsa de Lançamento (Launching Barge).


31

Figura 32 – Morpeth SeaStar TLP hull‐ Instalação do casco.

Figura 33 – Morpeth SeaStar TLP ‐ Instalação do Convés.


32

Figura 34 – Morpeth SeaStar TLP ‐ montada em operação.

Figura 35 – Morpeth SeaStar TLP ‐ Desenho artístico.


33

Figura 36 – TLPs – Instalações desde 1984 a 2009 – Maior Profundidade 1.425m em 2005 [3].


34

Figura 37 – TLP Extendida – Concepção da TLP instalada em maior profundidade até o ano de 2009 [13].


35

3.2.3 SPAR BOUY (Bóia Cilíndrica)

São plataformas flutuantes que incorporaram o conceito de bóias cilíndricas

operando verticalmente. É apoiada sobre um único cilindro vertical metálico de

grande diâmetro, ancorado e operando com calado de profundidade constante e

aproximadamente 200m, gerando assim principalmente movimentos verticais.

Neste cilindro é instalado supressores de vórtices com o intuito de reduzir o

fenômeno VIV. Suas principais peculiaridades podem ser vistas abaixo (Figura 38 e 39).

Figura 38 ‐ Características típicas de uma Spar Buoy [13].

Sua estrutura suporta risers rígidos e sistemas de completação seca, pois sofre

exclusivamente movimentos verticais. Na Figura 40 encontram-se os três

principais tipos de Spar. Este tipo de plataforma flutuante possui estrutura com

casco cilíndrico cuja altura é muito maior que seu diâmetro, sendo as mesmas

fechadas ou treliçadas e ancoradas por sistemas de amarração convencionais.


36

Figura 39 – Ilustração de componentes típicos em Plataforma SPAR [3].


37

Figura 40 ‐ Plataforma spar buoy [5] e [14].

A característica fundamental deste tipo de plataforma é o baixo movimento vertical

de heave. Têm também a capacidade de armazenar grandes volumes de óleo e

pode ser instalada em profundidades de até 1700 m. Uma das principais

diferenças entre uma Spar-Buoy e uma TLP é que na primeira o sistema de risers

rígidos verticais de produção não transmite carga vertical à plataforma, enquanto

que na segunda um sistema de tensionamento transmite totalmente a carga para

o convés de produção [RIBEIRO, 1999]. Como ilustrado na Figura 41 abaixo, as

respostas relativas dos três tipos de casco variam consideravelmente. Em todos

os casos o objetivo é minimizar a resposta das cargas ambientais e reduzir os

movimentos dinâmicos que podem gerar tensões excessivas nas linhas de risers e

de ancoragem, levando-as à ruptura.

Figura 41 – Freqüência Natural de Resposta induzida por Período de Onda [13].


38

Figura 42 – Transporte de Spars Buoys sobre convés de embarcação Docwise.

Figura 43 – Imagem de Içamento de Spar Buoy


39

Figura 44 – Reboque do casco da Gênesis Spar Buoy para instalação [15].

Figura 45 – Casco da Spar Buoy Gênesis na locação de Instalação para verticalização.

Figura 46 – Verticalização do Casco da Spar Buoy Gênesis por lastreamento.


40

Figura 47 ‐ Casco da Spar Buoy Gênesis Verticalizada na locação.

Figura 48 – Posicionamento do Casco da Spar Buoy Gênesis na locação final.


41

Figura 49 – Seqüêncial de instalação de uma SparBuoy.

Figura 50 Convés da Plataforma Spar Buoy Gênesis instalado sobre o casco.


42

Figura 51 – Evolução das Plataformas do tipo SPAR – e recorde mundial em Perdido GoM ‐ USA [3].


43

Figura 52 – Golfo do México e Malásia – Plataformas do tipo SPAR instaladas [3].


44

3.2.4 FPSO – Floating Production Storage and Offloading System (Sistema

Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência)

Os FPSOs são considerados pelas grandes companhias operadoras como os

sistemas que apresentam os melhores custos e opções para o desenvolvimento

de campos produtores em águas profundas (Frazer, 1995). Consistem em uma

unidade estacionária de produção que utiliza um navio ancorado, o qual suporta

no seu convés uma planta de processo, facilidades e módulos especiais de

alojamento e de geração de energia, com tancagem para armazenamento do óleo

produzido, e outras utilidades como potentes bombas de transferência, que

permitem o escoamento da produção para outro navio, chamado aliviador, o qual

periodicamente, vem para receber e transportar o óleo armazenado até os

terminais petrolíferos. São plataformas proveniente da transformação de navios

petroleiros modificados, ou novos, originalmente construídos com a específica

finalidade de produzir, processar, armazenar e transferir petróleo.

Figura 53 – Ilustração dos principais Sistemas Flutuantes de produção e armazenamento [17].


45

Tem-se descoberto nesse conceito de plataforma uma grande versatilidade e

economia, pois é instalada em campos localizados muito distantes da costa e

em águas ultra-profundas. Por serem unidades navais, com características

náuticas próprias de navios de grande porte, têm razoável independência

quanto às necessidades básicas de logística e bem-estar. Apresentam grande

capacidade de armazenamento de combustível, água, e rancho, oferecendo

conforto e proporcionando incondicional autonomia por extenso período.

Figura 54 – Sistemas Flutuantes.

Variação na nomenclatura – diferentes terminologias classificam-nos de acordo

com a operação que realizam. Sendo as principais:

→ FPSO (sistema de produção flutuante, cuja denominação pode aplicar-se a uma plataforma semi-submersível).

→ FPDSO - FLOATING, PRODUCTION, DRILLING, STORAGE and OFFLOADING (plataforma flutuante de produção de petróleo e gás, perfuração, armazenagem e transbordo da produção). Esta descrição aplica-se também ao FPSO, exceto quanto à perfuração (drilling).

→ FSU (são unidades flutuantes de armazenamento).

→ FSO - FLOATING, STORAGE and OFFLOADING (armazena e promove o transbordo da produção) Plataforma flutuante cuja única diferença quando comparada ao FPSO é não produzir hidrocarbonetos, só os armazena e promove seu transbordo (transferência para navios aliviadores ou dutos).

→ FPS – Floating Production System (Sistema de produção flutuante) Esta denominação pode aplicar-se a uma plataforma semi-submersível


46

Figura 55 ‐ Plataforma FPSO P50 – PETROBRAS [18].

4. ANCORAGEM OFFSHORE

Na explotação offshore, os múltiplos sistemas flutuantes apresentam diversas

configurações de amarração variando de acordo com os fundamentos do

projeto, cujo critério para escolha final da ancoragem dependerá principalmente

do tipo da embarcação, da locação (lâmina d’água, características do solo, e

cargas ambientais), do número de risers, tipo de operação e custo. Na Figura

56, abaixo, se vê esquematicamente os marcos de progressão e tipos de

unidades de explotação vinculadas à profundidade em que são empregadas.

Figura 56 – Datas memoráveis da Shell na direção das águas profundas.


47

4.1 Fundamentos sobre Tipos de Ancoragem

O preceito fundamental de ancoragem usada em sistemas flutuantes origina-se

no princípio complacente. Esse configuração suporta esforços de

carregamentos ambientais oferecendo resistência através da deformação

elástica dos seus componentes que apresentam como conseqüência a

ativação de forças de reação. Esse mecanismo funciona como molas onde o

deslocamento do meio flutuante induzido pelas cargas ambientais, desde uma

posição neutra, em equilíbrio, é restabelecida ao ponto de origem pelas forças

de reação que se opõem ao carregamento aplicado, restaurando o equilíbrio.

As forças restauradoras decorrentes do efeito mola das linhas de ancoragem

resultam de dois mecanismos: o “efeito da catenária suspensa” – devido a

força de gravidade que age verticalmente em cada linha de ancoragem; e o

“efeito elástico” – que deriva do aumento na extensão do comprimento da linha

causado pelo alongamento da mesma, instigado pelo carregamento axial.

Destarte, sistemas de ancoragem são qualificados em função desses

mecanismos: configuração catenária e configuração esticada (taut-leg).

Determina-se a configuração catenária por formulações padrões que

relacionam os seguintes parâmetros: peso submerso da linha suspensa, carga

horizontal de ancoragem, tensão e ângulo de saída da linha no fairlead (guia-

cabo).

A complacência do sistema para permitir movimentos induzidos pelas ondas é

assegurada pela combinação de alterações geométricas e elasticidade axial

das linhas. As grandes mudanças geométricas em configuração catenária

fazem esse sistema sujeitar-se a efeitos dinâmicos significativos devido à

cargas de arraste transversais. O arranjo das linhas de ancoragem nos

sistemas de configuração catenária é geralmente composto por cabos de aço e

segmentos de amarras.

Cabe ressaltar que, para obter-se as configurações desejadas, muitas vezes,

se faz necessário o uso de bóias e pesos concentrados, distribuídos em

pontos predeterminados da configuração. Na conservação das plataformas

flutuantes em suas locações de projeto podem ser utilizados os sistemas de

ancoragem apresentados acima. Cada um destes sistemas pode empregar


48

diferentes tipos de elementos de fundação para servir como ponto fixo de

ancoragem.

Quando as linhas de ancoragem apresentam-se sob a configuração de

catenária livre, elas transmitem ao sistema de fundação, basicamente, cargas

horizontais. Isso é um ponto decisivo, pois flexibiliza a escolha do tipo

apropriado de elemento de fundação, o qual deve ser capaz de suportar

esforços laterais. Nesses casos, porém, o raio de ancoragem requerido é, de

aproximadamente, três vezes a profundidade da lâmina d’água local, criando,

em águas profundas, grandes dificuldades na aplicação da configuração

catenária, causadas pelo aumento do peso das linhas de ancoragem, e

também, por problemas de instalação - quando em locais congestionados -

locações com várias plataformas e/ou instalações submersas muito próximas,

que podem interferir no posicionamento das mesmas.

A configuração em taut minimiza as inconveniências mencionadas do sistema

catenária, e foi criada durante o movimento exploratório decorrente da busca

por petróleo em águas profundas e ultra-profundas.

4.2 Tipos de Ancoragem Offshore

De acordo com a geometria da linha, podem ser encontradas ancoragens em

catenária (convencional), ancoragem tipo taut (esticada), ancoragem vertical

(utilizando tendões), e ancoragem combinada (utiliza variados componentes e

artefatos). Todo os tipos aludem a uma conformação mista de propósitos e

reações diferenciadas. Cada um tipo tem suas vantagens e desvantagens de

aplicação nos diversos sistemas offshore.

4.2.1 Ancoragem em Catenária

Ancoragem em catenária é um procedimento convencional utilizado para

amarração de unidades flutuantes, com a prerrogativa de permitir maiores

passeios do meio-flutuante sem a necessidade do uso de âncoras com alto

poder de penetração e garra. Isto é uma vantagem econômica, e decorre do

fato deste tipo de fundeio possuir um raio de ancoragem muito grande, além de

elevada fricção do trecho de linha arrastando-se pelo fundo (gerando atrito)


49

que já absorve parte dos esforços requeridos pelo carregamento ambiental,

sem chegar a solicitar a reação das âncoras, considerando-se as condições

normais de operação. A principal desvantagem do uso de ancoragem em

catenária é a interferência com equipamentos submarinos existentes na

locação ou mesmo aquelas proporcionadas por congestionamentos quando

nas proximidades de unidades ou instalações vizinhas que poderão sofrer

danos causados pelas linhas de ancoragem, durante as operações de

posicionamento junto à essas instalações.

4.2.2 Ancoragem Taut‐Leg (Esticada)

É um tipo de fundeio que tem o propósito de contornar as desvantagens da

ancoragem em catenária. Neste tipo de ancoragem, a linha se encontra mais

retesada, com um ângulo de topo em torno de 40º a 45º com a vertical, tendo

assim uma projeção horizontal bem menor, configurando um menor

comprimento da linha de ancoragem, proporcionando uma maior rigidez ao

sistema, diminuindo o passeio da embarcação e limitando os offsets (desvios

de posição prefixada). Neste caso, as âncoras a serem utilizadas precisam

resistir a altas cargas verticais.

Figura 57 – Esquemático comparativo: Ancoragem Convencional x Taut‐leg (Girón 2009)

Na configuração Taut-leg, as linhas de ancoragem são conectadas à pontos de

fixação no solo oceânico, de forma que o raio de ancoragem torna-se


50

praticamente igual ao da lâmina d’água, e portanto, muito menor que o das

configurações em catenária. Assumem inclinações de cerca de 40º a 45º

(Ehlers et al., 2004), podendo, ainda, ter implementado o uso de materiais

sintéticos avançados - como fibras de poliéster (Huang et al., 1998) – o que

reduz consideravelmente o peso do sistema de ancoragem. A Figura 58

abaixo, compara um sistema de amarração convencional em catenária com o

sistema em taut (esticado).

Como conseqüência desses grandes ângulos de inclinação, as ancoragens

feitas através do sistema taut transmitem grandes carregamentos verticais à

fundação, de tal forma que o projeto é governado pela capacidade de

resistência à carga de arrancamento na direção axial, diferentemente do caso

da catenária, em que a capacidade de carga lateral prevalece. Portanto, deve

ser bastante acurada a seleção nos tipos de elementos de fundação

capacitando-os a resistirem às componentes verticais das cargas transmitidas

Figura 58 ‐ Ilustração comparativa Catenária x Taut [19].


51

pelas linhas de ancoragem. Ambos os sistemas acima descritos, tem

comportamento diferenciado em relação ao sistema de ancoragem vertical.

4.2.3 Ancoragem Vertical

Este tipo de ancoragem baseia-se na utilização de tendões verticais, que

precisam estar sempre tracionados pelo empuxo proveniente da parte

submersa da embarcação. Nesse sistema a força do empuxo na unidade

flutuante é muito maior que o seu peso. Seu fundamento é a constante tração

promovida pelo excesso de empuxo fornecido pelo casco. É usado

principalmente em plataformas tipo TLP (Tension Leg Plataform), sendo

também adotado para bóias e monobóias, entre outras aplicações. Os tendões

podem ser tubulares, de cabo de aço ou de material sintético, proporcionando

alta rigidez no plano vertical e baixa rigidez no plano horizontal. A força de

restauração no plano horizontal é fornecida pela componente horizontal da

força de tração nos tendões. Para tendões de pequenos diâmetros (cerca de

25 cm), os efeitos de flexão podem ser desprezados enquanto para grandes

diâmetros (cerca de 1.00 m) os efeitos de flexão devem ser considerados.

Figure 59 – Fundação em TLP.


52

4.2.4 Ancoragem Combinada

Trata-se de uma proposta de ancoragem que fundamenta-se na utilização de

um sistema complacente de amarração formado por uma unidade flutuante

com coluna d’água oscilatória, bóias auxiliares cilíndricas com sistema de

ancoragem vertical, linha de ancoragem composta por amarras e poliéster, e

âncoras de reação vertical como mostrado na Figura 60 abaixo.

Figura 60 – Sistema de Ancoragem Combinada [20].

4.3 SISTEMAS DE ANCORAGEM (Atracação / Posicionamento/ Fixação)

Conceitualmente os sistemas de ancoragem offshore utilizados em estruturas

flutuantes compõe-se de três tipos principais: amarração em ponto único SPM

(Single Point Mooring), amarração com quadro de ancoragem SM (Spread

Mooring) e o posicionamento dinâmico (DP - Dynamical Positioning) - este não

apresenta interesse particular para esse trabalho pois não possue fundação,

isto é não tem ligação com o solo oceânico. É caracterizado como sistema

ancoragem ativa porque pressupõe que a unidade flutuante está equipada com

um sistema de posicionamento diligente que atua instantaneamente por meio

dos propulsores principais, impelidores de vante, de ré, azimutais ou qualquer


53

outro tipo de aparato que desenvolva empuxo no plano horizontal, e assim a

embarcação pode ser mantida em posição fixa numa determinada locação.

Exceto nos sistemas Spread Mooring (SM), Multi Buoy Mooring (MBM), Jetty

Mooring, em todos os outros, a

amarração do navio se dá em um único

ponto. Importante registrar que as

estruturas flutuantes desenvolvem

movimentos nos seis graus de liberdade

com relação ao referencial fixo ao corpo:

três rotações, tipos rolo ou balanço (roll),

nutação ou caturro (pitch) e os desvios de

rumo, guinada, precessão, giro ou cabeceio (yaw), e três translações, tipos

avanço ou descaimento (surge), afastamento, deriva ou abatimento (sway) e

afundamento ou arfagem (heave), conforme mostra o desenho acima. Destes

seis movimentos apenas o heave, o roll e o pitch possuem restauração ao

estado inicial ante perturbação externa, devido características próprias do

casco. Os outros três depende de elementos externos.

Nas últimas três décadas, vários tipos e configurações de sistemas de

ancoragem passivos vêm sendo usados. Alguns deles são usados em águas

rasas; enquanto outros são mais indicados para águas profundas. Todos

possuem nomenclatura12 específica.

4.3.1 Ancoragem com Ponto Único (SPM)

A ancoragem SPM é mais freqüentemente utilizada por navios petroleiros

convertidos em FSO’s (Floating Storage and Offloading Units) ou FPSO’s

(Floating Production, Storage and Offloading Units). Estes sistemas permitem

que a embarcação se alinhe com os carregamentos de ordem ambiental,

minimizando esforços sobre o casco da unidade flutuante. Com essa

12 Single Buoy Storage (SBS); Single Anchor Leg Storage (SALS); Single Anchor Leg Mooring Rigid Arm (SALMRA); Soft Yoke System; Catenary Anchor Rigid Arm Mooring (CALRAM); Turret Mooring; Differential Complacent Anchor System (DICAS); Riser Turret Mooring (RTM); Buoy Turret Mooring (BTM); Catenary Anchor Leg Mooring (CALM); Single Anchor Leg Moorin (SALM:); Articulated Loading Platform (ALP); Spread Mooring (SM); Multi Buoy Mooring (MBM); Jetty Mooring;

Figura 61 – Graus de liberdade de uma embarcação.


54

concepção a estrutura flutuante é capaz de adequar-se à condição ambiental,

girando em relação ao ponto de ancoragem.

A principal característica de sistemas deste tipo é que quando exposto à onda,

vento e correnteza, a unidade assume uma posição de equilíbrio com uma

carga mínima sobre o sistema de ancoragem (weathervane). Existem vários

tipos de ancoragem em um único ponto, sendo subdivididos basicamente em

três classes: ancoragem com Turret, CALM (Catenary Anchor Leg Mooring) e

SALM (Single Anchor Leg Mooring).

4.3.2 Amarração com Turret (Torre)

No sistema de ancoragem com turret todas as linhas de ancoragem e risers

são presas no turret que necessariamente faz parte da estrutura a ser

ancorada. O turret consente que a embarcação gire livremente, por meio de um

complexo suível, permitindo volta completa de 360º em torno dos risers e das

linhas. Pode ser montado interno ou externamente à embarcação.

Figura 62 – Turret Interno.


55

4.3.3 Sistema CALM (Catenary Anchor Leg Moorings)

O sistema CALM consiste numa bóia de grandes dimensões que suporta um

número de linhas de ancoragem em catenária. Os risers são presos na parte

de baixo da bóia CALM e utilizam cabos sintéticos (polímeros) para fazer a

amarração entre a bóia e o navio. Este sistema é limitado em sua capacidade

de resistir às condições ambientais, pois quando a reação da bóia, sob

influência da onda e cargas ambientais, for totalmente diferente da resposta do

navio (e as condições do mar alcançarem certa magnitude), tornar-se-á

imperativo suspender as operações em curso e desconectar o navio da bóia.

Figura 63 – Ancoragem tipo CALM com navio amarrado (com hawser).

Para evitar essa limitação, podem ser empregadas forquilhas (yoke), um

acoplamento estrutural rígido com articulações, para ligar o navio na parte

superior da bóia. Esse dispositivo elimina deslocamentos horizontais entre a

bóia e o navio.

Figura 64 – Amarração em catenária com YOKE.


56

4.3.4 Sistema SALM (Single Anchor Leg Mooring)

O sistema SALM emprega um sistema de riser vertical que possui alta

capacidade de flutuação próximo do nível do mar, e, em algumas vezes, na

superfície, sendo mantido por um riser pré-tensionado. O sistema é composto

basicamente por um riser articulado, tanques de flutuação, e forquilha de

acoplamento rígida. Suas partes estruturais são ligadas ao fundo do mar por

meio de conexões articuladas, sendo os tanques de flutuação que fornecem a

força de restauração ao sistema, caso a unidade saia da sua condição de

equilíbrio. Ver Figura 65 abaixo.

Figura 65 ‐ SALM com riser e Yoke.

Também é possível utilizar o arranjo da Figura 66, a seguir, onde o dispositivo

inferior de articulação contém amarras, o empuxo dos flutuadores atua no topo do


57

riser, e este funciona como um pêndulo invertido. Quando o sistema se desloca

para a lateral, a ação pendular tende a restaurar a posição vertical do riser. O

navio cisterna pode ainda ser amarrado à bóia SALM através de um cabo ou

de uma forquilha de acoplamento rígido, tal como mostrado no sistema CALM.

Figura 66 ‐ SALM com riser de corrente e hawser.

4.3.5 Amarração com Quadro de Ancoragem (SM – Spread Mooring)

A ancoragem SM é mais freqüentemente utilizada por plataformas semi-

submersíveis em operações de perfuração e produção. Neste sistema, as

linhas de ancoragem se encontram distribuídas em torno da embarcação, de

modo a resistir a carregamentos ambientais vindos de quaisquer direções.

Assim, os efeitos de restauração para cargas ambientais independem da

direção de incidência sobre a plataforma semi-submersível.

Figura 67 – Semi‐Submersível ancorada.


58

Figura 68 – Vista esquemática em 3D de um sistema Dicas em FPSO. (Fabrício, 2003).

4.3.5.1 Sistema DICAS ‐ (Differentiated Compliance Anchoring System)

Trata-se de uma concepção concebida para ancoragem de navios que vem

sendo adotada ultimamente com linhas distribuídas semelhante ao das

plataformas semi-submersíveis, apesar dos navios sofrerem maior influência

em relação à direção do carregamento. Este sistema chamado DICAS

(Differentiated Compliance Anchoring System), fornece um parcial alinhamento

com a direção do carregamento ambiental de maior incidência. Esse sistema

de amarração, que apresenta complacência diferenciada, vem sendo usado

pela Petrobras na ancoragem de unidades de produção e armazenamento.

Basicamente, o método consiste num sistema de linhas de ancoragem

conectadas à proa e à popa do navio (Masetti, 2002), que permite a existência

de diferentes rigidezes à vante e a ré do mesmo. Esta diferença de rigidezes é

imposta através do pré-tensionamento das suas linhas de ancoragem,

passando o navio a admitir um aproamento forçado, alinhando-se com a

incidência das forças ambientais. Os diferentes níveis de pré-tensões -

aplicadas nas linhas - lhe conferem diferentes ângulos críticos de incidência,

resultando em melhor posicionamento do navio com relação as mais

freqüentes direções de incidência ambiental e de tempestades na locação.

O sistema DICAS é uma

variação no sistema

Spread Mooring, que se

caracteriza por adotar

tensões diferenciadas nas

linhas e daí permitir que a

unidade possa girar se

adequando à posição de

equilíbrio e reduzindo as

forças de tração

resultantes em suas linhas,

mas não permite o seu completo alinhamento. Distribui a ancoragem no

costado, possibilitando complacência e rigidez combinadas. Está sujeito a

receber cargas de través., pois não permite o completo alinhamento da

plataforma com as incidências ambientais.


59

4.4 COMPOSIÇÃO DAS LINHAS DE ANCORAGEM

Quanto à sua constituição, o sistema de ancoragem pode ser composto pela

combinação de:

1 - Amarras: são classificadas de acordo com sua resistência, sendo

classificadas em graus. A adoção de um determinado grau depende da

necessidade e dos custos envolvidos.

A amarra pode romper por ultrapassar a carga de ruptura nominal ou por fadiga

devido aos movimentos impostos pela UEP. Recomenda-se a utilização das

amarras com apenas 1/3 de sua tração de ruptura.

2 - Cabos de aço: são classificados de acordo com a quantidade de pernas

torcidas e de fios em cada perna. As falhas por fadiga do cabo de aço são mais

comuns nas proximidades às terminações e aos componentes adjacentes à

âncora ou outras conexões

3 - Cabos sintéticos: Podem ser de poliéster ou aramida. Os cabos compostos

por poliéster apresentam grande flexibilidade axial e peso submerso bem

menor. Esse tipo de cabo permitiu a realização do sistema de completação

molhada em águas profundas devido ao seu peso e a sua elasticidade. Já os

de aramida, mesmo sendo auto-flutuante, possuem flexibilidade axial similar ao

do cabo de aço, apresentando assim, uma resistência maior que a do cabo de

poliéster.

A combinação desses componentes e sua utilização nos sistemas de

ancoragem, varia diretamente com o tipo de modelo e configuração adotado.

4.5 FUNDAÇÃO OFFSHORE Fundação offshore pode ser compreendida como sendo o embasamento dado

por elementos estruturais que tem a função de transmitir as cargas da estrutura

ao terreno onde ela se apóia (AZEREDO, 1988), ou é fixada. Ela confere à

unidade flutuante a capacidade de conservar sua posição no mar, sendo de

fundamental importância nas características operacionais e de segurança da

unidade. O conceito de fundação offshore foi estendido para também


60

comportar os chamados pontos de fixação ou pontos fixos da ancoragem. As

linhas de ancoragem são fixas na sua extremidade inferior por meio de estacas

de sucção, âncoras com resistência vertical, ou estacas de fundeio. Assim, as

fundações submarinas, podem conter sapatas, âncoras e / ou estacas

responsáveis pela fixação das estruturas offshore em solo oceânico, e devem

ser projetadas para suportar carregamentos estáticos, cíclicos, periódicos e

transientes de forma que a unidade flutuante ou fixa não sofra vibrações e /ou

deformações excessivas. Portanto, as fundações devem ter resistência

adequada para suportar às tensões causadas pelos esforços solicitantes. Além

disso, o solo deve ter resistência e rigidez apropriadas para não sofrer ruptura

e não apresentar deformações exageradas ou diferenciais.

Figura 69 – Ilustração de estaca interagindo com o solo.

Para se escolher a fundação mais adequada, deve-se conhecer os esforços

atuantes sobre a edificação, as características do solo e dos elementos

estruturais que formam as fundações. Assim, analisa-se a possibilidade de

utilizar os vários tipos de fundação, em ordem crescente de complexidade e

custos (WOLLE, 1993). Ao se projetar uma fundação, a engenharia leva em

consideração a capacidade de suportar carregamentos laterais e axiais

compatível com as cargas aplicadas e que o fator carga-deslocamento deve


61

relacionar-se diretamente com as condições de trabalho da plataforma, e as

tensões deformações do solo, além de certificar-se da viabilização de sua

instalação. Abaixo se vê uma ilustração (Figura 70) de comportamento global

de uma estaca longa submetida a um carregamento lateral [21], considerando-

a cravada no solo firmando uma plataforma do tipo do tipo jaqueta.

Figura 70 – Ilustração gráfica de comportamento de estaca submetida à carregamento lateral.

A classificação da fundação é realizada de acordo com a profundidade de

cravação e sua forma de transmissão de carga. Quanto ao tipo pode-se

classificá-las em Fundações Rasas e Fundações Profundas.


62

4.5.1 FUNDAÇÕES PROFUNDAS

Este tipo de fundação é geralmente composta por estacas. São peças

tubulares de seção transversal reduzida quando comparadas com o

comprimento. São amplamente utilizadas para transmitir esforços provenientes

das estruturas para as camadas mais profundas do maciço. As fundações

profundas representam a solução mais comumente empregada como meio de

transferência de carga para o solo no caso de plataformas offshore. As

fundações de plataformas fixas como as jaquetas são executas com estacas

regulares, cilíndricas cravadas por impacto (percursão), através de martelos

hidráulicos ou bate-estacas, ou ainda perfuradas e grauteadas.

As estacas de estruturas offshore são comumente de aço e apresentam

relação diâmetro-espessura em torno de 30. São muito usadas em plataformas,

devido à sua forma de transferência de cargas, sua resistência e

funcionalidade. A interface solo-estaca depende diretamente do método de

instalação adotado.

- ESTACAS CRAVADAS POR PERCURSSÃO (DP): são estacas metálicas de

ponta aberta ou fechada (ponteira em

aço forjado) cravadas à percussão com

auxílio de martelos a vapor, a diesel ou

hidráulicos. Possuem grande

comprimento e pequeno diâmetro.

- ESTACAS CRAVADAS E

GRAUTEADAS (DGP): dependendo do

tipo de solo, este tipo de estaca pode

até dobrar a sua resistência devido ao

atrito lateral. É executada em duas

etapas, primeiramente ocorre a

cravação em si e em seguida é injetada

calda de cimento na interface lateral

solo-aço. Figura 71 – Martelo à vapor cravando estaca.


63

- ESTACAS PERFURADAS E GRAUTEADAS (DGP): Estaca que simula a

primeira fase de perfuração de um poço, tendo um trecho de amarras ligado ao

meio da seção do revestimento. Tem uma tecnologia bem consolidada e

confiável, mas geralmente não é tão amplamente utilizada pelo alto custo da

unidade de perfuração (sonda). São adotadas quando estacas cravadas

possuem baixa resistência, ou seja, possuem baixíssimo atrito lateral. Podem

ser construídas em um (abertura de pré-furo) ou dois estágios, dependendo do

método construtivo adotado.

- Figura 72 – Desenho esquemático de estaca cravada e estaca perfurada – grauteada.

ESTACAS INJETADAS (IP): é uma solução alternativa para o uso de estacas

cravadas, caso esta apresente penetração inferior à mínima requerida em

projeto. Possuem trecho inicial cravado e um final, perfurado.

- ESTACAS TORPEDO (TP): Tipo de estaca que apresenta penetração

dinâmica. Formato cilíndrico metálico de ponta fechada, dotada ou não de

aletas (aumenta a resistência devido à maior área estaca-solo), e preenchidas

internamente com sucata de aço e/ou concreto.

É cravada no solo por gravidade após lançamento de uma altura calculada.

Admite cargas verticais, reduzindo significativamente o raio de ancoragem da


64

UEP. Possuem olhal (interno ou externo) em seu topo, permitindo assim a

aplicação de cargas horizontais também.

A razão comprimento-diâmetro é aproximadamente dez, funcionando assim

como um corpo rígido. Alternativa altamente competitiva, pois tem as mesmas

vantagens da estaca de sucção e menor custo de instalação. Tem sido usada

para ancoragem de linhas flexíveis e sondas MODU, apesar de serem

utilizadas como ponto de apoio de linhas flexíveis.

Figura 73 ‐ Lançamento de Estaca torpedo [22].

4.5.2 FUNDAÇÕES RASAS

Tais fundações geralmente são adotadas para transferir cargas oriundas da

plataforma de gravidade ao solo marinho. Basicamente existem duas técnicas

que aperfeiçoam o nível de segurança deste tipo de fundação: a técnica de pré-

carga e a de sucção. Estas técnicas tornam-se usuais para fundações rasas,

pois além de ser crítico projetar em condições ambientais severas, também é

imprescindível elevar a capacidade de carga do solo e aumentar a estabilidade

contra o tombamento e o deslizamento da estrutura.

4.5.2.1 Estacas de Sucção - ESTACAS CRAVADAS POR SUCÇÃO (SP): são estacas, com forma de um

cilindro oco, apresentando dimensões de 12 a 15 m de altura por cerca de 5 m

de diâmetro, com uma extremidade fechada e outra aberta. São cravadas no

solo marinho através do vácuo realizado por uma bomba centrífuga de sucção,


65

utilizando assim o conceito de diferencial de pressão hidrostática,

constantemente monitorada durante a instalação, juntamente com a

verticalidade e a taxa de penetração. Abaixo, se vê passo à passo, na Figura

74 a instalação de uma dessas estacas de sucção.

Figura 74 – Passo à passo da instalação de uma estaca de sucção [23].


66

Figura 75 Estaca de sucção [2] e [23].

As estacas de sucção permitem reações à cargas verticais e horizontais,

podendo assim ser usadas em sistemas convencionais ou taut-leg. São

consideradas economicamente viáveis, pois são largamente utilizadas em

águas profundas e não necessitam de teste de carga de projeto.

4.5.3 ÂNCORAS

As âncoras resistem, basicamente, a esforços de tração. Podem ser usadas

tanto em unidades flutuantes como fixas (em modo auxiliar durante

posicionamento, caso de Jack-ups). Os esforços suportados pela âncora

podem ser horizontais (catenária) ou verticais (taut-leg), dependendo somente

da trajetória da linha de ancoragem. Devido à grande diversidade de modelos,

podem ser dividida em grupos distintos de acordo com sua geometria,

capacidade de carga e método de instalação.


67

- ÂNCORAS DE PESO (P): são âncoras de gravidade, também chamada de

poitas, possui baixa eficiência e é anti-econômica. A sua componente vertical

tem reação dada pelo peso submerso utilizado como âncora e pela sucção que

ocorre entre o solo e a base do corpo. Já a componente horizontal, conhecida

como força de arrasto, é resistida pela adesão na interface solo-superfície (fricção)

e pelo empuxo passivo localizado na área da parte enterrada no solo marinho.

Figura 20: Âncora de peso [5].

- ÂNCORAS CONVENCIONAIS (DEA): são os modelos tradicionais, evoluídos

a partir das âncoras usadas em navios. São cravadas com o auxílio de uma

embarcação através do arraste no solo marinho logo abaixo da superfície, sem

penetração profunda. Em princípio, as cargas que chegam à âncora devem ser


68

horizontais, pois este tipo de âncora não resiste a carregamentos verticais [5].

A força de arrasto, tem reação

fornecida pela adesão da unha

interagindo na interface solo-

superfície, com o seu corpo

gradativamente enterrando-se e

aprofundando-se no subsolo

marinho pelo aumento dessa

carga. Seu dimensionamento e

tipo está ligado diretamente à

resistência do solo, porém

independentemente do tipo de

solo, depois do seu travamento,

a linha, cabo ou amarra de

ancoragem a ela conectada,

deve alinhar-se ao máximo com

a diretriz do carregamento

horizontal no leito marinho,

inibindo assim seu arrasto.


69

Figura 76 ‐ Âncoras convencionais.

- ÂNCORAS VERTICAIS (VLA – Vertical Load Anchor): muito utilizadas em

ancoragens tipo taut-leg, pois suporta bem carregamentos verticais devido a

seu formato. Possuem boa capacidade de carga e confiabilidade no processo

de instalação. Também são cravadas através de arraste no maciço marinho e

apresentam uma forma parecida com a de uma arraia ou de uma enxada.

Depois de instaladas, tais âncoras atingem profundidades de enterramento

elevadas.


70

Figura 77 ‐ Exemplos de VLA ‐ Âncora vertical [22]& (Randolph et al., 2005).


71

Necessitam do auxílio de embarcações para efetuar sua instalação, além de

procedimentos de arraste que podem dificultar e até mesmo impedir seu

posicionamento correto,

principalmente em áreas

congestionadas por

UEPs. Tem sido difícil a

remoção depois de

instalada, o que a

contra-indica para o uso

em MODUs, ou projetos

de curta duração, onde

há previsão de

reutilização.

- ÂNCORAS DE PLACA (PEA): são leves e de médio porte. Instaladas por

cravação com auxílio de martelos ou explosivos. Sua utilização em meio

offshore tem sido estudada, mas ainda não empregada apesar de amplamente

usada pela marinha americana.

- ÂNCORAS TORPEDO: É o mesmo que estaca torpedo.

5 SÚMULA DE ANCORAGEM POR TIPO DE UNIDADE

As tabelas a seguir resumem os principais tipos de plataforma versus ancoragem e fundação.

Tabela 1: Plataformas e tipos de ancoragem.

ANCORAGEM UEP

Permanente Temporária Catenária Taut‐leg Tendões

Fixa Sim Não Não Não Não

Jack up Sim Não Não Não Não

Gravidade Sim Não Não Não Não

SS Sim Não Sim Sim Não

TLP Sim Não Não Não Sim

Spar Buoy Sim Não Não Sim Não

FPSO Sim Não Sim Sim Não

TC Sim Não Não Não Não


72

Tabela 2: UEP’s e seus tipos de fundação (depende da lâmina d’água).

FUNDAÇÃO UEP

DEA VLA PEA P TP IP DGP SP DP

Fixa N N (*) N N N N N S

Jack up N N (*) N N N N N N

Gravidade N N (*) N N N N N N

SS S S (*) N S S S S S

TLP N N (*) N S S S S S

Spar Buoy S S (*) N S S S S S

FPSO S S (*) N S S S S S

TC N N (*) N N N N N N

(*) Em estudo.


73

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] CORRÊA, F. N. ”Aplicação de metodologias híbridas em estudos paramétricos sobre o comportamento de sistemas offshore”. Tese de Mestrado, Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, COPPE. [Riode Janeiro] 2003.

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[13] http://www.floatec.com

[14] Lacerda, T. A. G. de “Análise de movimentos induzidos por vórtices em plataformas flutuantes”. Dissertação de Mestrado, Faculdade de Engenharia Civil – UFRJ, COPPE – Rio de Janeiro, 2007.

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[16] www.offshore‐technology.com


74

[17] www.engr.mun.ca/~sbruneau/ocean/8751_08.pdf

[18] http://www.revistafatorbrasil.com.br/ver_noticia.php?not=40219, em 27/04/09

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[24] http://www.engr.mun.ca/~sbruneau/ocean/lectures.htm articoestruturas do gelo

[25] http://www.imastudies.com/id95.htm, em18/09/2009.

[26] http://www2.petrobras.com.br/portal/frame.asp?pagina=/Petrobras/portugues/plataforma/pla_plataforma_operacao.htm&lang=pt&area=apetrobras, em 27/08/2009.

[27] www.lem.ep.usp.br/pef418/tipos.pdf, em 18/07/2009.

[28] Notas de aula do prof. Gilberto Ellwanger, 19 e 26/07/2009.

[29] http://www.shell.us/home/content/usa/aboutshell/strategy/major_projects/perdido/tracking/tracking_project_ncb07.html

[30] Lima, A. L. “Avaliação de metodologias de análise de unidades estacionárias de produção de petróleo offshore”. Dissertação de Mestrado, Faculdade de Engenharia Civil – UFRJ, COPPE – Rio de Janeiro, 2006.

[31]http://www.onacsolutions.com, em 25/04/09.

[32]www.lem.ep.usp.br/pef418/tipos.pdf, em 13/07/2009.

[33] http://www.tnpetroleo.com.br/sala_de_aula/tipos_de_plataforma, em 21/07/2009.

[34] Lacerda, T. A. G. de “Análise de movimentos induzidos por vórtices em plataformas flutuantes”. Dissertação de Mestrado, Faculdade de Engenharia Civil – UFRJ, COPPE – Rio de Janeiro, 2007.

sistemas de ancoragem e fundação offshore

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