amarraÇÃo de plataformas offshore flutuantes com cabos de ...§ão.pdf · elaboraÇÃo de...

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INSTITUTO SUPERIOR DE ENGENHARIA DE LISBOA Área Departamental de Engenharia Civil. AMARRAÇÃO DE PLATAFORMAS OFFSHORE FLUTUANTES COM CABOS DE POLIÉSTER VICTOR MANUEL PIRES BICO Licenciado em Engenharia Civil. Trabalho Final de Mestrado para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Civil na área de especialização de Estruturas Orientadores: Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado Júri: Presidente: Mestre Maria Manuela Silva Eliseu Ilharco Gonçalves Vogais: Doutor João Alfredo Ferreira dos Santos Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado Dezembro 2013

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  • INSTITUTO SUPERIOR DE ENGENHARIA DE LISBOA

    rea Departamental de Engenharia Civil.

    AMARRAO DE PLATAFORMAS OFFSHORE

    FLUTUANTES COM CABOS DE POLISTER

    VICTOR MANUEL PIRES BICO Licenciado em Engenharia Civil.

    Trabalho Final de Mestrado para obteno do grau de Mestre em Engenharia Civil na rea

    de especializao de Estruturas

    Orientadores: Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz

    Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado

    Jri:

    Presidente: Mestre Maria Manuela Silva Eliseu Ilharco Gonalves

    Vogais: Doutor Joo Alfredo Ferreira dos Santos

    Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz

    Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado

    Dezembro 2013

    Ilustrao 1 Comparao das amarraes: Cabos de polister X Cabos de ao.

  • INSTITUTO SUPERIOR DE ENGENHARIA DE LISBOA

    rea Departamental de Engenharia Civil.

    AMARRAO DE PLATAFORMAS OFFSHORE

    FLUTUANTES COM CABOS DE POLISTER

    VICTOR MANUEL PIRES BICO Licenciado em Engenharia Civil.

    Trabalho Final de Mestrado para obteno do grau de Mestre em Engenharia Civil na rea

    de especializao de Estruturas

    Orientadores: Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz

    Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado

    Jri:

    Presidente: Mestre Maria Manuela Silva Eliseu Ilharco Gonalves

    Vogais: Doutor Joo Alfredo Ferreira dos Santos

    Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz

    Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado

    Dezembro 2013

    Ilustrao 1 Comparao das amarraes: Cabos de polister X Cabos de ao.

  • ii

    RESUMO

    A presente dissertao monogrfica refere-se ao estudo das amarraes de plataformas de

    petrolferas offshore (OS) flutuantes em guas ultraprofundas principalmente com cabos de

    polister. Devido ao aumento constante das actividades de produo de hidrocarbonetos em

    guas profundas e, consequentemente, ao desenvolvimento de novos sistemas de ancoragem

    procurou-se encontrar uma alternativa aos cabos de ao, que apresentasse peso submerso

    reduzido, mas com grande capacidade de carga, coeficientes aceitveis de rigidez e demais

    propriedades mecnicas, que permitissem o manuseio e instalao em sistemas ocenicos.

    A utilizao do polister em cabos de ancoragem atendeu a estes objectivos. Na

    PETROBRAS (BR), no se fala actualmente em ancoragem em guas profundas e

    ultraprofundas (acima de 1500 m), com linhas que no tenham troos de polister em sua

    composio. Tecnologia em que foi inovadora e que em que est sendo seguida por outras

    irms petrolferas em ritmo crescente. O objectivo deste trabalho compreender as

    caractersticas dos cabos de polister em carregamentos tpicos do ambiente ocenico,

    origem e consequncias desses esforos, assim como vislumbrar um prximo passo com o

    intuito de melhorar a qualidade, de obter novos materiais e de melhorar a performance do

    conjunto da unidade produtora petrolfera em termos de estabilidade, flutuabilidade e

    maximizao da profundidade a alcanar.

    Palavras-chaves: Amarrao, Polister, Plataformas flutuantes offshore.

  • iii

    ABSTRACT

    This monographic dissertation refers to the study of the fastenings of floating offshore oil

    platforms in deep waters mainly with polyester cords. Due to the constant increase in

    hydrocarbon production in ultra deep water activities and, consequently, to the development

    of new anchorage systems sought to find an alternative to the steel cables, to introduce low

    submerged weight, but with high load capacity, acceptable coefficients stiffness and other

    mechanical properties, which allow handling and installation in oceanic systems .

    The use of polyester anchorage lines met these goals. In PETROBRAS (BR), currently it is

    not spoken about anchorage in deep and ultra deep waters (above 1500 m), with lines that

    dont have spans of the polyester composition. Technology that is innovative and that it is

    being followed by other oil "sisters" at an increasing rate. The aim of this work is to

    understand the characteristics of polyester ropes in typical loadings of the oceanic

    environment, origin and consequences of these efforts, as well as to catch a glimpse a next

    step in order to improve quality, to obtain new materials and improve the performance of all

    the oil producing unit in terms of stability, buoyancy and maximizing the depth to achieve.

    Keywords: Polyester, Mooring, Offshore Floating Platforms.

  • iv

    DEDICATRIA

    Ao meu pai Octvio Afonso Bico, minha me Maria Odete Pires Bico e aos meus

    queridos irmos Mrio e Alexandra;

    minha famlia, esposa Cristina e queridos filhos, Vivian, Victor, Alexandre,

    Victria e Rafael;

    Aos meus familiares espalhados pelo mundo, mas sempre juntos estamos;

    Aos amigos que tenho e aos que a vida distanciou;

    A todos aqueles que querendo ou no me ajudar, sem querer os possa ter magoado,

    dedico este Mestrado.

  • v

    AGRADECIMENTOS

    Agradeo a Deus o dom da vida e tudo a ela inerente;

    minha querida irm Alexandra Catarina Pires Bico que juntamente com os meus

    pais, ajudaram-me na obteno do meu contedo programtico, do meu histrico escolar

    universitrio no Brasil e deram sequncia aos tramites necessrios para este Mestrado (eu

    no tenho como vos pagar);

    Aos Srs. engenheiros Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz, Cristina Ferreira

    Xavier de Brito Machado, Feliciano Jos Ricardo Cangue, Fernanda Cristina Sousa, Srgio

    Fernando Pereira Leite e Walter Lueji dos Santos Van-Deste;

    A todos aqueles que ao longo da vida me ajudaram e em mim acreditaram;

    Aos professores que na minha vida participaram;

    Ao meu empregador que me incentivou antes da primeira hora e facilitou as minhas

    vindas ao ISEL (Lisboa);

    s amigas Anabela, Bento, Cadavez e Costa; o silncio de 35 anos da nossa

    amizade no a tocou, vosso incentivo em Portugal foi decisivo;

    queles que ajudar-me-o a continuar desenvolvendo este tema, podendo assim

    contactar-me pelo skype victormpbico e e-mail [email protected];

    Agradeo ao povo Angolano que to bem recebeu-me 32 anos depois; foi como se

    nunca tivesse sado; a boa memria ficou.

    "Tudo que sou e pretendo ser,

    devo principalmente aos meus

    queridos e amados pais."

    Abraham Lincoln

  • vi

    SUMRIO

    RESUMO ................................................................................................................................ ii ABSTRACT .......................................................................................................................... iii DEDICATRIA ................................................................................................................... iv AGRADECIMENTOS ........................................................................................................... v

    SUMRIO ............................................................................................................................. vi LISTA DE TABELAS ........................................................................................................ viii LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... ix LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ......................................................................... xi LISTA DE SMBOLOS SIMBOLOGIA ........................................................................ xii

    CAPTULO 1: OBJETIVOS E RELEVNCIA ................................................................. 1

    1.1 INTRODUO ......................................................................................................... 1 1.2 METODOLOGIA ...................................................................................................... 2

    1.3 PROBLEMTICA .................................................................................................... 2 1.4 OBJETIVOS .............................................................................................................. 3

    1.4.1 Objetivos gerais .................................................................................................. 3 1.4.2 Objetivos especficos .......................................................................................... 4

    1.5 JUSTIFICATIVA ...................................................................................................... 4 1.6 LOCALIZAO DA REA DE ESTUDO ............................................................. 5

    1.7 RESULTADOS ESPERADOS .................................................................................. 6 CAPTULO 2: O AMBIENTE PETROLFERO E TCNICO DO OFFSHORE. ......... 7

    2.1 CAMPO INOVADOR DA ENGENHARIA. ............................................................ 7

    2.1.1 Descrio do Ambiente Tecnolgico ................................................................. 9 2.2 ANCORAGEM ........................................................................................................ 15

    2.3 CONFIGURAES DE ANCORAGENS ............................................................. 15 2.4 LINHAS DE ANCORAGEM OU DE AMARRAO .......................................... 16

    2.4.1 Ancoragem Convencional ................................................................................ 16 2.4.2 Ancoragem Vertical (Tendes) ........................................................................ 18

    2.4.3 A Ancoragem Taut-Leg. ................................................................................... 18 2.5 EQUIPAMENTOS E MATERIAIS PARA ANCORAGEM. ............................. 19

    2.5.1 Amarras ............................................................................................................ 19 2.5.2 Cabos de Ao .................................................................................................... 21 2.5.3 Cabos de Fibra e Corda .................................................................................... 23

    2.5.3.1 Cabos de Polister. ........................................................................................ 23 2.5.4 Causas e Vantagens da Utilizao do Sistema de Ancoragem por Cabos de

    Polister. ......................................................................................................................... 24 2.5.5 Material ............................................................................................................. 27

    2.5.6 Constituio (Trama) do CP. ............................................................................ 31

    CAPTULO 3: ANLISE DE CLCULO DOS ELEMENTOS E FORAS

    ENVOLVIDAS, NO AMBIENTE MARTIMO DE ACTUAO DO CABO DE

    POLISTER. ........................................................................................................................ 33 3.1 VISO GERAL E CRITRIOS. ............................................................................. 33

    3.1.1 Ventos ............................................................................................................... 34 3.1.2 Ondas Martimas. ............................................................................................. 35 3.1.3 Correntes ........................................................................................................... 36 3.1.4 Instabilidade do Fundo. .................................................................................... 36

    3.2 FORAS ESTRUTURAIS E FLUIDO-INDUZIDAS EM ESTRUTURAS OFFSHORE. ...................................................................................................................... 37 3.2.1 Foras Gravticas e Flutuabilidade (Foras Hidrostticas). ................................. 40

  • vii

    3.2.2 Foras Hidrodinmicas. ........................................................................................ 43 3.2.3 Equao de Morison. ............................................................................................ 48

    CAPTULO 4: RESTRIO AO PASSEIO POR CABOS. ............................................ 64 4.1. CARACTERSTICAS DOS CABOS EM POLISTER. ........................................... 66 4.2. CABOS EM CATENRIA ........................................................................................ 74 4.3. TEORIA CLSSICA DE CATENRIA ESTTICA ............................................... 75 4.4. FORA DE RESTAURO VERSUS DESLOCAMENTO. ........................................ 77

    4.5. ELABORAO DE PLANILHA DE CLCULO EM EXCEL PARA

    AVALIAO DA CATENRIA DOS CABOS DE AMARRAO. ........................... 81 CAPTULO 5: CASO PRTICO ....................................................................................... 85

    5.1. HISTORIAL DO CASO PRTICO. .......................................................................... 85 5.1.1 A Plataforma Tahiti da Chevron. ........................................................................ 85

    CAPTULO 6: CONCLUSO. ........................................................................................... 96

    REFERNCIAS ................................................................................................................... 97

    ANEXOS ............................................................................................................................. 101 ANEXO 1 - Cordas de Polister em Projectos da Petrobrs. .......................................... 101 ANEXO 2 - Deslocamentos em Estruturas Flutuantes. ................................................... 102

  • viii

    LISTA DE TABELAS

    Tabela 1 - Principais diferenas gerais entre os tipos de plataformas .................................... 10 Tabela 2 - Preo dos componentes do sistema de amarrao em CP. .................................... 30

    Tabela 3 - Parmetros adimensionais importantes na anlise de foras ambientais. ............. 38 Tabela 4 - Simplificao dos coeficientes CM e CD para cilindros lisos e verticais . ........... 58 Tabela 5 - Valores recomendados para o coeficiente de arrasto do vento em offshore. ........ 62 Tabela 6 - Principais caractersticas das fibras txteis ........................................................... 67 Tabela 7 - do CP x MBS ..................................................................................................... 72

    Tabela 8 - Tabela de frmulas ................................................................................................ 81 Tabela 9 - Parmetros iniciais ................................................................................................ 82 Tabela 10 Parmetros iniciais para o estudo dos cabos (em catenria) ............................... 82 Tabela 11 - Equaes Fundamentais no estado de repouso (catenria bem desenvolvida) ... 82

    Tabela 12 - Aproximao da catenria a polinomial do III grau ............................................ 83 Tabela 13 - Descrio das linhas de CP instaladas. ................................................................ 90

  • ix

    LISTA DE FIGURAS

    Figura 1 - Troll da Shell, a maior plataforma offshore fixa do mundo Comparao. ........... 3 Figura 2 - Angola, Bloco 17, um local de investigao . ......................................................... 6

    Figura 3 - Vista geral dos principais tipos de plataformas . ..................................................... 7 Figura 4 - Risers rgidos com flutuadores incorporados........................................................... 8 Figura 5 FPSO e esquema da produo submarina de petrleo. ........................................... 9 Figura 6 - Plataforma semissubmersvel ................................................................................ 10 Figura 7 - Plataforma semissubmersvel de Perfurao Instalada .......................................... 11

    Figura 8 - FPSO DALIA da TOTAL em Angola, Bloco 17. ................................................. 12 Figura 9 - Vista 3D de um sistema DICAS ............................................................................ 12 Figura 10 - Plataforma TLP. ................................................................................................... 13 Figura 11 - Plataforma SPAR CLASSIC (Vista e corte). ...................................................... 14

    Figura 12 - Sistema convencional de amarrao. ................................................................... 17 Figura 13 - Sistema Taut-Leg. ................................................................................................ 19 Figura 14- Elo extensor com malhete. .................................................................................... 19 Figura 15 - Elo comum sem malhete. ..................................................................................... 20

    Figura 16 - Elo de conexo tipo kenter................................................................................... 20

    Figura 17 - Amarras compostas por elos com malhete e sem ( direita), cadeias (chain). .... 21 Figura 18 - Componentes do cabo de ao............................................................................... 21

    Figura 19 - Carretel de cabo de ao ........................................................................................ 22 Figura 20 - Diversas seces de tipos de cabos de ao: a) Cabo de seis pernas com alma, b)

    Cabo com fios em espiral, c) Cabo de multipernas. ...................................................... 23

    Figura 21 - Evoluo do recorde mundial de produo na plataforma continental. ............... 25 Figura 22 - Comparao das Amarraes: Cabos de polister x Cabos de ao...................... 26

    Figura 23 - Conexes .............................................................................................................. 27

    Figura 24 - Conexo Duplo Olhal. ......................................................................................... 28

    Figura 25 - Tipos de conexo de acordo com as direes de utilizao dos CP. ................... 28 Figura 26 - Comparao Preo x Tempo, do CP. ................................................................... 29

    Figura 27 - Amarrao (Sistema Taut Leg). ........................................................................... 30 Figura 28 - Cabo de Polister. ................................................................................................ 31 Figura 29 - CP GAMA 98. .................................................................................................. 32 Figura 30 - Esforos sobre a estrutura OS: esquema sinttico. .............................................. 33

    Figura 31 - Planta esquemtica da difraco de uma onda..................................................... 39 Figura 32 - Ilustraes prticas do Princpio de Arquimedes. ................................................ 41 Figura 33 - Definio do Metacentro. .................................................................................... 42 Figura 34 - Estabilidade longitudinal de um navio. ............................................................... 42 Figura 35 - Estudo da estabilidade esttica de uma plataforma gravtica e foras resultantes

    de equilbrio. ................................................................................................................. 43

    Figura 36 - Cilindro rgido e estacionrio num fluido ideal com acelerao. ........................ 45

    Figura 37 - Vrtices peridicos surgindo atrs de um cilindro rgido e estacionrio. ............ 46 Figura 38 - Variao do nmero de Strouhal com o nmero de Reynolds. ........................... 47 Figura 39 - Representao das foras de difrao num cilindro submerso. ........................... 53 Figura 40 - Limites de aplicao - Estrutura Estreita versus Larga........................................ 56 Figura 41 - Coeficientes de massa adicional e arrasto para um cilindro vertical oscilatrio. 57 Figura 42 - Coeficiente de arrasto equivalente em fluxo estvel CDS x rugosidade

    superficial relativa. ........................................................................................................ 59 Figura 43 - Coeficientes de Arrasto CD em funo de K/CDS (Mar Agitado)...................... 59

    Figura 44 - Coeficientes de Arrasto CD/CDS em funo de K (Mar Calmo). ....................... 60 Figura 45 - Coeficientes de Inrcia CM em funo de K/CDS (Mar agitado). ...................... 60

  • x

    Figura 46 - Coeficientes de Inrcia CM em funo de K (Mar calmo). ................................. 61 Figura 47 - Estrutura do Polmero PET .................................................................................. 66

    Figura 48 - Tenso x deformao, no regime elstico. ........................................................... 68 Figura 49 Grfico comparativo da Tenso de ruptura dos materiais. .................................. 68 Figura 50 Grfico comparativo: Tenso x Alongamento de vrios materiais. .................... 69 Figura 51 Grfico MBL x Elongao. ................................................................................. 71 Figura 52 - Caractersticas tcnicas do cabo GAMA 98 ........................................................ 73

    Figura 53 - Diversos cabos de ancoragem e seus diferentes formatos . ................................. 74 Figura 54 - Representaes de um cabo de ancoragem pouco esticado (catenria bem

    desenvolvida) e um cabo mais esticado (catenria pouco desenvolvida) . ................... 75 Figura 55 - Recomendaes para obter a relao deslocamento horizontal versus carga

    aplicada, dependendo dos dados iniciais disponveis . ................................................. 77

    Figura 56 - Recomendaes para obter a relao deslocamento vertical x carga aplicada,

    dependendo dos dados iniciais disponveis . ................................................................. 78

    Figura 57 - Definio das variveis usadas para descrever a catenria de um cabo . ............ 80 Figura 58 - Funes adimensionais universais na caracterizao de catenrias . ................... 80 Figura 59 - Catenrias desenvolvidas pelos diferentes cabos................................................. 84 Figura 60 - Plataforma offshore Tahiti da Chevron. .............................................................. 85

    Figura 61 - Vista e corte da seco transversal do CP GAMA 98 . .................................... 86 Figura 62 - Localizao geogrfica da plataforma Tahiti no Golfo do Mxico. .................... 87

    Figura 63 - Equilbrio de foras na plataforma Spar. ............................................................. 88 Figura 64 - Configurao do sistema de amarraes da Tahiti Spar. ..................................... 89 Figura 65 - H-Link .................................................................................................................. 89

    Figura 66 - Pea de teste da linha de amarrao..................................................................... 91 Figura 67 - Numerao das emendas e marcao................................................................... 91

    Figura 68 - Mquina de testes da Lankhorst........................................................................... 92 Figura 69 - Esquema de amarrao tpico em guas ultraprofundas com CP em Taut-Leg. . 93

    Figura 70 - Um rebocador AHTS. .......................................................................................... 94 Figura 71 - Figura mostrando diferenas de interveno no leito marinho, no campo de

    Marlim; se a ancoragem fosse convencional (circulo maior) e com o taut leg (crculos

    menores) de 45 graus. ................................................................................................... 95

  • xi

    LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ABS American Bureau of Shiping

    AHTS Anchor Handling Tug Supply

    API American Petroleum Institute

    BR Petrleo Brasileiro SA, Petrobrs

    BOP Blowout preventer (Vlvula de preveno de rutura)

    CALM Catenary Anchor Leg Mooring

    COPPE Coordenao dos Programas de Ps-Graduao da UFRJ

    CP Cabo(s) de Polister

    DICAS Differentiated Compliance Anchoring System

    DWM Deep Water Mooring

    E.P. Empresa Pblica

    eq. Equao

    E.T. Especificaes Tcnicas

    FPSO Floating Production Storage and Offloading

    HMPE High Modulus Polyethylene

    IBP Instituto Brasileiro de Petrleo e Gs.

    ISO International Standard Organisation

    LDA Lamina dgua, profundidade

    MBL Carga de Rotura mnima (Minimum Breaking Load)

    MBS Carga de Resistncia mnima (Minimum Breaking Strength)

    OS Offshore

    PET Polister

    PIB Produto Interno Bruto

    PUC Pontifcia Universidade Catlica

    SALM Single Anchor Leg Mooring

    SONANGOL Sociedade Nacional de Combustveis de Angola, E.P.

    SPAR Single Point Anchor Reservoir

    SPM Spread Mooring System

    TLP Tension Leg Platform

    UEP Unidade Estacionria de Produo

    UEZO Universidade Estadual da Zona Oeste (Rio de Janeiro)

    UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro

    UnIA Universidade Independente de Angola

    VLA Vertical Loaded Anchor

  • xii

    LISTA DE SMBOLOS SIMBOLOGIA

    SMBOLOS LATINOS

    A: rea superficial ou rea projectada normal ao eixo da embarcao

    B: ponto de aplicao da fora flutuante

    CA: coeficiente de massa adicional

    CD: coeficiente de arrasto

    Cds: coeficiente de arrasto viscoso equivalente para um fluxo estvel

    Ch: coeficiente de Hogben e Standing para a fora horizontal (Teoria de Difraco)

    CI e Gfl:Centro de Impulso

    CL: coeficiente de elevao

    Cm: coeficiente de inrcia

    : amortecimento da estrutura coeficiente de correo para aco do momento proposto por Hogben e Standing

    (Teoria de Difraco)

    Cs: coeficiente da forma

    Cv: coeficiente de Hogben e Standing para a fora vertical (Teoria de Difraco)

    d: profundidade da gua (medida a partir da superfcie livre da gua)

    D e : dimetro

    E: cargas ssmicas hidrodinmica

    E: mdulo de elasticidade ou mdulo de Young

    F: fora do vento

    : variao de fora aplicada F: somatrio de todas as foras hidrodinmicas induzidas numa estrutura

    Fa: fora devido a massa hidrodinmica adicional

    FD: fora devido ao arrasto viscoso

    Fora de Froude-Krylov FI: fora devido inrcia

    Fl: fora de elevao

    fs: frequncia de ocorrncia de vrtices

    fx: frequncia de vibrao

    g: acelerao gravtica

    G: centro de gravidade

    H: altura da onda

    h: altura

    k: rigidez axial da estrutura

    K: parmetro da rugosidade na superfcie

    Kc: nmero de Keulegan-Carpenter

    L: comprimento

    LB, Lc: Cargas laterais que actuam nas partes laterais devido ao vento e corrente

    Lw: Carregamento cclico devido s ondas

    m: massa do sistema global

    m0: massa real da estrutura

    ma: massa hidrodinmica adicional

    m virtual: massa virtual da estrutura

    M: metacentro

    MB & Mc: Momento associado com as cargas laterais

    Mv: Momento associado com o carregamento excntrico da plataforma

    Mw: momento cclico

  • xiii

    : vector normal do corpo p: presso dinmica

    ps: presso hidrosttica

    R: reaco de apoio

    Re: nmero de Reynolds

    St: nmero de Strouhal

    Sw: superfcie molhada do corpo flutuante

    t: tempo

    T: perodo da onda

    Uvento: velocidade do vento

    U: componente do vector velocidade devido onda (ou corrente) da gua actuando

    normalmente no eixo do membro

    U: velocidade da onda

    : acelerao horizontal das partculas da gua Ut: velocidade mdia da mar

    |U|:Valor absoluto de U

    u0: amplitude da velocidade da onda

    velocidade da corrente da mar na superfcie velocidade da gua superfcie provocada pelo soprar contnuo do vento V: volume ou peso prprio

    W: densidade da gua

    w: peso por comprimento de um cabo

    x: deslocamento de translao horizontal da estrutura (surge)

    : velocidade de translao horizontal da estrutura : acelerao de translao horizontal da estrutura Z e h: profundidade da gua Z: altura da obteno da velocidade do vento acima do nvel do mar

    SMBOLOS GREGOS

    0: ngulo no ponto de contacto entre o cabo e o fundo do mar

    : coordenada vertical de posicionamento do cabo

    : coordenada horizontal de posicionamento do cabo

    : alongamento

    : elevao da onda

    : comprimento da onda

    : massa volmica ou densidade

    : viscosidade dinmica do fluido

    - velocidade mdia do fluido

    : peso volmico

    : tenso

    : deslocamento

    U/ t: componente do vector acelerao local da gua actuando normalmente no eixo do

  • 1

    CAPTULO 1: OBJETIVOS E RELEVNCIA

    1.1 INTRODUO

    Com a descoberta de campos petrolferos marinhos em guas cada vez mais profundas,

    agora com o surgimento de novas reservas localizadas e denominadas no pr-sal, a

    utilizao de plataformas de explorao suportadas por estruturas rgidas e fixas ao fundo

    tornaram-se impraticveis. Novas solues foram desenvolvidas para possibilitar a explorao

    em alto mar em profundidades maiores que 400 metros e que chegam hoje a 2000 metros, que

    possibilitam linhas mais leves e mais rgidas. Uma das solues mais empregadas em guas

    ultraprofundas a utilizao de unidades flutuantes ancoradas (BASTOS et al. 2010).

    Do ponto de vista dos sistemas de ancoragem um dos maiores desafios o aumento da

    profundidade do local em que a unidade ir operar. Em grandes profundidades torna-se

    impossvel a utilizao de sistemas convencionais compostos de amarras e cabos de ao e a

    adoo de novos materiais, como o polister, bem como a adoo de sistemas que trabalham

    sob trao, com raio curto, ficaram viveis.

    O desenvolvimento de linhas de ancoragem mais rgidas tem sido provocado pela

    necessidade de garantir os limites de passeio das unidades flutuantes a fim de no oferecer um

    risco excessivo s instalaes que conectam a plataforma ao fundo do oceano. Em razo ao

    ptimo desempenho apresentado pelos cabos de polister em uso, se faz necessrio a sua

    investigao como participantes de um sistema de ancoragem. Os estudos (ROSSI 2002,

    BASTOS et al. 2010 e LEITE et al. 2010), mostram que o cabo de polister, que um

    composto de material sinttico, apresenta uma flexibilidade axial bem maior que a do cabo de

    ao e das amarras, com a mesma carga de ruptura nominal e um peso submerso por unidade

    de comprimento bem menor.

    O presente trabalho possibilitou observar resultados relativos s principais

    caractersticas de um cabo de ancoragem como acomodao, rigidez quase esttica e rigidez

    dinmica, resistncia fadiga, eficincia construtiva e tenacidade.

    A partir de uma anlise tcnica dos resultados encontrados e dos conhecimentos

    adquiridos neste processo, foi possvel identificar e visualizar de forma mais clara os

    prximos passos da tecnologia de ancoragem com cabos sintticos, avaliando ainda a

    continuidade do polister como principal material empregado nesta aplicao. Assim sendo,

    pode-se dizer que este estudo representa um importante passo com o intuito de identificar e

    investir em tecnologias novas para o futuro dos cabos de ancoragem e da indstria petrolfera.

  • 2

    1.2 METODOLOGIA

    Este trabalho de pesquisa documental e trabalho com a realidade no campo das

    operaes. A metodologia de pesquisa deste trabalho foi baseada em livros, documentao

    electrnica e da internet, artigos de revistas e jornais, bibliografia pertencente a diferentes

    empresas e prprias. Foi baseada tambm em seminrios, palestras e formaes feitas pelo

    autor em empresas petrolferas. Foram executadas visitas tcnicas a empresas fabricantes de

    cabos e petrolferas, assim como em outras empresas correlatas em Angola, Brasil e Portugal.

    Foram revistos vrios trabalhos sobre o assunto (VAN-DESTE 2012; AMORIM 2010;

    LEITE et al. 2010, etc), assim com a bibliografia conexa aos mesmos e deles analisados dados

    fundamentais com esclarecimentos sobre aspectos que no estavam totalmente definidos.

    1.3 PROBLEMTICA

    A explorao de petrleo em alto mar uma actividade relativamente nova do ponto de

    vista tecnolgico e muitas fronteiras ainda esto para ser superadas. Do ponto de vista dos

    sistemas de ancoragem uma destas fronteiras o aumento da profundidade da locao em que

    a unidade ir operar.

    Nestas profundidades torna-se difcil a utilizao de sistemas convencionais compostos

    de amarras e cabos de ao e a adopo de novos materiais, como o polister, bem como a

    utilizao de sistemas que trabalham sob traco, com raio curto, passam a tornar-se viveis.

    O raio curto implica numa maior verticalidade da amarra e, portanto diminui o ngulo de

    inclinao com o solo, provocando um esforo de trao menor no cabo, neste caso de

    polister.

    Tm-se assim, portanto dois aspectos no projecto de ancoragem: a necessidade de uma

    escolha ptima que garanta menor custo e maior segurana. Diversas tcnicas de optimizao

    podem ser utilizadas para auxiliar uma tomada de deciso deste tipo: sistemas especialistas,

    redes neurais, optimizao no linear de clculo, mtodos computacionais como programas

    analticos, matemticos e 3D.

  • 3

    1.4 OBJETIVOS

    A seguir so descritos os objetivos gerais e especficos do trabalho.

    1.4.1 Objetivos gerais

    Os objetivos gerais desta Dissertao tm como base demonstrar que em offshore

    encontram-se estruturas sujeitas a carregamentos mais agressivos que em terra e que

    ultrapassam a magnitude destes revelando um grande campo de desenvolvimento para a

    engenharia civil, motivando por este motivo um maior numero de engenheiros civis a

    especializarem-se na rea.

    Inicialmente fez-se uma exposio geral do ambiente petrolfero dando a conhecer os

    aspectos gerais das unidades de produo flutuantes e as estruturas necessrias para a sua

    estabilidade. A mais alta estrutura feita pelo homem encontra-se no mar, como mostra a

    Figura 1, com a particularidade de ter sido transportada e no construda no local de

    funcionamento.

    Figura 1 - Troll da Shell, a maior plataforma offshore fixa do mundo Comparao.

  • 4

    1.4.2 Objetivos especficos

    Os objectivos especficos deste trabalho so:

    conhecer elementos e tcnicas construtivas de modo a poderem-se estudar

    mtodos que permitam o estudo de optimizao possibilitando ao engenheiro

    projectista desenvolver um sistema de ancoragem mais seguro e eficiente em

    termos do passeio da embarcao e das traes nas linhas de ancoragem

    baseadas em cabos de polister;

    analisar os efeitos dinmicos do ambiente martimo, sujeito tambm aos

    esforos elicos sobre as estruturas de modo a resultar num dimensionamento

    seguro e econmico;

    estudar e demonstrar as vantagens das amarraes em polister em si e em

    relao s de ao, dando enfoque principal nas ancoragens com cabos de

    polister.

    1.5 JUSTIFICATIVA

    O petrleo tornou-se fundamental e activamente presente na vida da sociedade como

    fonte geradora de energia. A comoditie tornou-se to importante que actualmente o recurso

    natural mais explorado e responde por 85% do PIB de Angola.

    A economia Angolana baseada na produo do petrleo e nas actividades que a

    suportam, j que produz aproximadamente 2.000.000 (dois milhes) de barris de petrleo por

    dia. Simultaneamente com o aumento da produo do petrleo no mar, ocorre tambm a

    necessidade do aumento da construo de novas plataformas, assim como o desenvolvimento

    de novas tecnologias para atingir reservatrios em guas cada vez mais profundas.

    Em 1962, foi efectuado o primeiro levantamento ssmico offshore em Cabinda pela

    Cabinda Gulf Oil Company, actual Chevron; aps um perodo de 6 anos de prospeco

    ssmica ao longo da costa, a produo comercial no mar teve o seu incio em 1968, na

    provncia de Cabinda. Estima-se que a Chevron tenha mais de 500 (quinhentas) plataformas

    em operao no Bloco 0 (Cabinda).

    A explorao offshore em Angola encontra-se em trs bacias principais: Bacia do

    Congo; Bacia do Kwanza e a Bacia do Namibe. Estas exploraes esto divididas em 50

    blocos, na qual 24 esto em operao; destes 24 blocos, em 12 so feitas exploraes em

  • 5

    guas rasas (at 300m), 8 em guas profundas (entre 300 e 1500m) e 4 em guas

    ultraprofundas (acima de 1500m).

    A Bacia do Congo j est em amplo funcionamento sem utilizao de cabos de polister

    (CP). Em 2014 inicia-se a explorao da Bacia do Kwanza onde h a expectativa de virem-se

    a utilizar amarraes com CP pela primeira vez em Angola.

    A indstria petrolfera tem o seu corpo de funcionrios, principalmente baseado em

    perfis profissionais ligados rea do conhecimento da qumica e da mecnica. A Engenharia

    Civil quase sempre alheia ao seu dia-a-dia produtivo, deve ter um papel mais preponderante

    contribuindo, assim com uma mais-valia.

    Pretende-se com este trabalho, agregar valor indstria petrolfera em geral e

    Engenharia Civil em particular. A garantia do equilbrio das estruturas offshore atravs de

    suas amarraes em polister o mote deste trabalho.

    1.6 LOCALIZAO DA REA DE ESTUDO

    O estudo fez inicialmente uma abordagem geral do tipo de plataformas offshore

    petrolferas existentes para efeitos de dar uma viso ampla do ambiente de explorao

    petrolfera tendo em seguida se dedicado s caractersticas especificas dos CP e a sua

    utilidade inovadora no campo da engenharia.

    Analisaram-se tambm os trabalhos de amarrao em polister no Brasil, onde a

    Petrobrs (BR) foi mundialmente a pioneira e utiliza este mtodo h alguns anos (MORAIS

    2013) alm de fazer as devidas ilaes com os campos petrolferos de Angola onde ainda no

    se utilizam CP, principalmente no bloco 32 (Figura 2) no campo do Kaombo, onde

    provavelmente poder ser usado pela primeira vez esse novo tipo de amarrao.

    A rea de estudo ultrapassou os limites da frica e da Amrica do Sul, tendo sido feita

    uma visita tcnica a um dos maiores fabricantes mundiais de cabos para amarraes em

    polister localizado na Europa, no norte de Portugal, em Maio de 2013.

    Por fim fez-se uma anlise da amarrao da plataforma Tahiti Spar no Golfo do Mxico.

    Em termos amplos, o ambiente martimo e o seu solo, o local do presente estudo.

  • 6

    Figura 2 - Angola, Bloco 17, um local de investigao (Fonte: SONANGOL).

    1.7 RESULTADOS ESPERADOS

    Pretende-se com este trabalho agregar valor indstria petrolfera, Engenharia Civil e

    tambm economia angolana com a diminuio de custos nos sistemas de ancoragem, nos

    top side1 e simultneo aumento de produtividade devido menor derivabilidade e aumento

    da flutuabilidade das plataformas.

    Outro resultado desejado, que este trabalho sirva de fonte de consulta e de inspirao

    para outros pesquisadores, estudantes e tcnicos, podendo contribuir como base para uma

    evoluo cientfica maior no ramo petrolfero.

    1 - Parte de cima, a parte de uma plataforma ou navio, acima do nvel de gua, ou de flutuao da embarcao.

  • 7

    CAPTULO 2: O AMBIENTE PETROLFERO E TCNICO DO OFFSHORE.

    2.1 CAMPO INOVADOR DA ENGENHARIA.

    A explorao de petrleo em guas ultraprofundas pode-se considerar recente, data de

    apenas de cerca de 20 anos para c e est em constante evoluo.

    A evoluo na explorao de petrleo vem ocorrendo, com mais frequncia, em guas

    cada vez mais profundas gerando um desenvolvimento crescente nas estruturas anteriormente

    usadas para ultrapassar os obstculos tcnico e econmico envolvidos na operao,

    provocando assim recentes inovaes. Isso leva a constantes reavaliaes principalmente

    quando se consideram os efeitos dinmicos deste ambiente martimo sujeito tambm aos

    esforos elicos sobre as estruturas.

    As estruturas offshore utilizadas na explorao de petrleo podem ser classificadas

    como fixas ou flutuantes, conforme mostra a Figura 3.

    Figura 3 - Vista geral dos principais tipos de plataformas (MEDEIROS 2009).

    O posicionamento das unidades flutuantes durante as operaes de explorao de leo

    garantido pelas linhas de ancoragem, que so estruturas flexveis compostas, geralmente, por

    cabos de ao ou cabos sintticos (normalmente polister). Tanto a fixao das unidades

    flutuantes por meio de ancoragem, quanto o transporte de leo e informaes entre o fundo do

    mar e o conjunto flutuante so feitos atravs de estruturas esbeltas comumente chamadas de

    linhas. As linhas mais importantes so: os wellhead jumpers2 (na posio horizontal, que

    2 - Extratores da cabea do poo

  • 8

    ligam as cabeas do poo, i.e. Christmas Trees3, aos manifolds

    4), as linhas de produo (i.e.

    flowlines5, na posio horizontal, que ligam os manifolds aos risers

    6 em catenria ou torres

    riser), os risers (na vertical, que asseguram a ligao das linhas de produo embarcao,

    podendo ser rgidos ou flexveis) e os umbilicais (nas posies vertical e horizontal, que

    servem diversos propsitos, como alimentao de energia e injeco de qumicos nos

    manifolds e cabeas de poo), ver Figuras 4 (WIKIPEDIA 2013) e 5 (TOTAL 2007, VAN

    DESTE 2012) em baixo.

    Figura 4 - Risers rgidos com flutuadores incorporados.

    3 - Literalmente, rvores de natal, um conjunto de vlvulas de presso usadas para controlar o fluxo do

    petrleo/gs e/ou injeco principalmente de gs. 4 - Conjunto de vlvulas sobre o leito marinho, que separa principalmente o gs do poo, do petrleo.

    5 - Linhas de fluxo.

    6 - To rise = subir

    http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/9/91/Drilling_Riser.jpg

  • 9

    Figura 5 FPSO e esquema da produo submarina de petrleo.

    A principal caracterstica das linhas a sua esbeltez em relao ao comprimento. Sua

    anlise estrutural complexa devido s grandes no linearidades decorrentes desta esbeltez

    (ALBRECHT 2005 e CARBONO 2005).

    2.1.1 Descrio do Ambiente Tecnolgico

    O conjunto de equipamentos utilizados para explorao e retirada de petrleo no mar

    so conhecidos como Sistemas Offshore e compreendem basicamente cinco grupos

    (ALEXANDRE 2013): o casco, as linhas, os equipamentos submarinos, os poos e as

    amarraes (ancoragem e amarras).

    As plataformas offshore dividem-se em fixas e flutuantes. A Tabela 1 mostra as

    principais diferenas existentes entre elas. As plataformas fixas tm o seu modo de instalao

    de acordo com a sua estrutura (geometria e peso) enquanto as plataformas flutuantes diferem

    no modo de amarrao que actua sob o casco.

  • 10

    Tabela 1 - Principais diferenas gerais entre os tipos de plataformas

    Plataformas Fixas Flutuantes

    Capacidade de Carga Capacidade da Fundao Capacidade da Flutuao

    Acesso ao poo Tubagens rgidas Risers flexveis

    Cargas

    ambientais

    Suportadas pela resistncia da

    estrutura e da fundao

    Suportado pela inrcia,

    estabilidade, empuxo e resistncia

    de ancoragem

    Construo Armao tubular Grelha de chapas e perfis (casco)

    Transporte Por balana at ao local, depois

    lanado e erguido na posio

    Rebocado ou transportado at ao

    local e preso nas amarras j

    instaladas

    Normas e

    Regulamentos

    Regras industriais petrolferas e

    governamentais

    Regras da industria petrolfera,

    governamentais e martimas

    O presente trabalho centrar-se- nas flutuantes.

    As flutuantes dividem-se em:

    a) Semi-submersveis (Figura 6) em que a amarrao feita atravs de vrias linhas

    distribudas (spread mooring7);

    Figura 6 - Plataforma semissubmersvel

    A Figura 6 mostra o que normalmente na indstria do petrleo chamam de top side, a

    parte de cima do conjunto do equipamento do poo de petrleo, comumente a prpria

    plataforma.

    A Figura 7 mostra a plataforma e suas necessrias amarraes.

    7 - Spread mooring = amarrao distribuda, espalhada.

  • 11

    Figura 7 - Plataforma semissubmersvel de Perfurao Instalada

    b) FPSO (Floating Productions Storage and Offloading)

    H trs maneiras principais de ancorar o FPSO (AMORIM 2010):

    i) Single Point Mooring , que consiste na amarrao em um nico ponto;

    ii) Spread Mooring, onde a amarrao feita em vrios pontos da embarcao,

    distribuda;

    iii) Turret, que assim como o primeiro, consiste na amarrao em nico ponto.

    Na amarrao em nico ponto, a principal vantagem o alinhamento que o sistema

    permite entre a embarcao e os esforos de ordem ambiental, como corrente, vento e onda.

    Desta forma os esforos provocados pelas foras actuantes no casco do navio so

    minimizados.

    O sistema de amarrao em vrios pontos utilizado na ancoragem de um FPSO

    (TOTAL 2007, Figura 8) o sistema DICAS (Differentiated Compliance Anchoring System8),

    que consiste na utilizao de vrias linhas de ancoragem (AMORIM 2010), distribudas em

    torno da embarcao, conforme mostra a Figura 9.

    8 - Differentiated Compliance Anchoring System = Sistema de ancoragem com complacncia varivel.

  • 12

    Figura 8 - FPSO DALIA da TOTAL em Angola, Bloco 17.

    Figura 9 - Vista 3D de um sistema DICAS

    c) TLP (Tension Leg Platform9) em que a plataforma ancorada por meio de tendes

    verticais (Figura 10);

    9 Tension Leg Platform = Plataforma com as pernas tensionadas.

  • 13

    Figura 10 - Plataforma TLP.

    d) SPAR10 na qual o sistema de amarrao feito por linhas convencionais de

    ancoragem dispostas em catenria (spread mooring) ou em Taut-leg a 45 com CP,

    como se v na Figura 11 (GLOBAL 2013):

    10

    - Single Point Anchor mooring reservoir = Reservatrio amarrado com um nico ponto de ncora.

  • 14

    Figura 11 - Plataforma SPAR CLASSIC (Vista e corte).

  • 15

    2.2 ANCORAGEM

    Sistemas de ancoragem datam de tempos imemorveis devido necessidade de se evitar

    a deriva da embarcao. Com advento da explorao de petrleo em mar aberto, os sistemas

    de ancoragem passaram a receber maior ateno criteriosa. Foram inicialmente cabos de ao,

    que por serem mais leves que as amarras, permitiram a ancoragem em guas mais profundas

    sem aumento da parcela de deslocamento para sustentar o sistema de ancoragem (ROSSI

    2002).

    Os sistemas de ancoragem e as fundaes so partes vitais das unidades flutuantes e a

    integridade estrutural de todos os elementos que compem os sistemas de produo depende

    diretamente dos mesmos.

    A tecnologia de ancoragem tem avanado muito nos ltimos dias, mas a forma mais

    usual de manter o posicionamento de unidades flutuantes para produo de petrleo em alto

    mar ainda continua preferencialmente sendo realizado atravs da utilizao de linhas de

    amarrao presas ao fundo por meio de ncoras ou estacas. Este sistema deve ser capaz de

    garantir uma rigidez tal que o movimento da unidade seja mnimo sem que as foras

    envolvidas ultrapassem limites de segurana pr-estabelecidos (ALBRECHT 2005). O

    material que vem sendo pesquisado por representar vantagens econmicas e tcnicas o

    polister.

    Em 1986, a Petrobrs realizou testes na Plataforma P-9, ancorada por amarras em

    catenria, no campo de Corvina, em 230 m de lmina dgua, inserindo um cabo de Kevlar de

    50 m de comprimento em uma de suas linhas de ancoragem.

    Em 1992, DEL VECCHIO citado por ROSSI (2002), concluiu que cabos de fibra de

    polister constituem uma soluo excelente para sistemas de ancoragem em guas

    ultraprofundas.

    2.3 CONFIGURAES DE ANCORAGENS

    De acordo com a geometria das linhas, diferentes configuraes so utilizadas na

    ancoragem de estruturas flutuantes, como ancoragens em catenria (convencionais),

    ancoragem tipo taut-leg (linhas inclinadas traccionadas) e ancoragem vertical (utilizando

    tendes, TLP). O critrio de escolha do tipo de ancoragem depende principalmente do tipo de

    embarcao, da lmina de gua, da quantidade de risers, do tipo de operao e do custo

    envolvido.

  • 16

    2.4 LINHAS DE ANCORAGEM OU DE AMARRAO

    As linhas de um sistema de ancoragem podem ter uma composio homognea ou

    heterognea, mais usada esta em guas ultraprofundas visando minimizar o peso suspenso.

    As linhas de amarrao podem ser constitudas a partir de amarras ou correntes de elo

    de ao, cabos de ao, cabos sintticos (polister) ou atravs da combinao destes tipos de

    material. A caracterstica fundamental destes materiais que os mesmos apresentam uma boa

    flexibilidade ou, em outras palavras, uma rigidez flexo desprezvel. esta caracterstica

    que leva as linhas de amarrao a assumirem a forma de uma catenria quando instalada numa

    unidade flutuantes.

    As linhas de amarrao transferem os esforos desenvolvidos pelo ambiente marinho

    actuantes na estrutura (plataforma offshore) ao solo atravs de estacas e/ou ancoras.

    As linhas de ancoragem tm como funo o fornecimento das foras de restaurao que

    mantm em posio os sistemas flutuantes, tais como, plataformas semi-submersveis ou

    navios. So estruturas esbeltas dispostas em catenria (ancoragem convencional), linhas

    retesadas (taut-leg) ou tendes verticais (TLP). Os materiais mais utilizados nas linhas de

    ancoragem so as amarras de ao, os cabos de ao e mais recentemente os cabos de polister.

    Normalmente utilizam-se amarras nos trechos iniciais e finais das linhas de ancoragem por

    este material ser mais resistente ao manuseio e ao atrito com o fundo, e com os guinchos das

    plataformas (ALBRECHT 2005).

    2.4.1 Ancoragem Convencional

    A ancoragem cujas linhas possuem a forma de catenria denominada de ancoragem

    convencional (Figura 12). Esta tcnica de ancoragem utilizada em operaes de produo ou

    perfurao. A ancoragem em catenria mantm a unidade flutuante em uma locao atravs

    da fora de restaurao das linhas. As linhas ancoradas so presas ao fundo do mar por

    ncoras de resistncia horizontal. Uma das caractersticas interessantes deste tipo de

    ancoragem que o prprio trecho de linha apoiado no fundo contribui com a fora de

    restaurao atravs do atrito com o fundo. No entanto, o custo da linha aumentado pela

    necessidade deste grande trecho no fundo, geralmente de amarra (ALBRECHT 2005).

  • 17

    Para atender aos critrios de projeto para passeio das unidades flutuantes ancoradas,

    faz-se necessrio ter um raio de ancoragem11

    razoavelmente grande. Consequentemente, em

    um campo de explorao de petrleo, isto gera um congestionamento entre as linhas de

    ancoragem e linhas de outra unidade prxima ou com os dutos e com os equipamentos

    submarinos. Em relao a um navio, a plataforma semissubmersvel menos sensvel

    direco dos carregamentos ambientais, por isso a distribuio simtrica de linhas de

    ancoragem em torno da embarcao mais utilizada. Esta configurao conhecida como

    SPM (Spread Mooring System).

    Este tipo de amarrao alm de restringir os movimentos lineares no plano, restringe

    tambm o movimento angular (variao do aproamento da unidade).

    Neste tipo de sistema as linhas de ancoragem encontram-se distribudas em pontos de

    conexo em torno da embarcao. Este sistema de ancoragem tem sido largamente empregado

    em navios e plataformas semi-submersveis de produo, e fornece um alinhamento parcial

    com a pior direco do carregamento ambiental. As linhas desse sistema so em catenria

    simples, flutuadores ou pesos intermedirios, ancoradas ao fundo do mar atravs de ncoras

    de arraste, ncoras de carga vertical, estacas de suco ou estacas torpedos.

    Figura 12 - Sistema convencional de amarrao.

    11

    - Distancia projectada, do eixo da embarcao at o ponto de amarrao no leito marinho.

  • 18

    2.4.2 Ancoragem Vertical (Tendes)

    Este tipo de ancoragem baseia-se na utilizao de tendes verticais que precisam estar

    sempre tracionados devido ao excesso de empuxo proveniente da parte submersa da

    embarcao.

    Os tendes podem ser de cabo de ao ou material sinttico, proporcionando alta rigidez

    no plano vertical e baixa rigidez no plano horizontal. A fora de restaurao no plano

    horizontal fornecida pela componente horizontal da fora de trao nos tendes; Este tipo de

    ancoragem usado principalmente em plataformas TLP (Tension Leg Platform12

    ), mas

    tambm pode ser adotado em boias, entre outras estruturas flutuantes. Observar a Figura 10.

    2.4.3 A Ancoragem Taut-Leg.

    constitudo por linhas esticadas em que as suas extremidades possuem cabos de ao

    ou amarras, e no seu trecho intermedirio cabos de polister que apresentam maior

    elasticidade que o cabo de ao para a mesma carga de ruptura.

    O sistema Taut-Leg13

    (Figura 13) difere do convencional no facto de que ela no possui

    trechos apoiados sobre o leito marinho; o seu raio de ancoragem e o comprimento da linha so

    sensivelmente menores do que no caso convencional o que traz grandes benefcios. Esse tipo

    de ancoragem transfere para o solo tanto foras horizontais quanto verticais.

    12

    - Tension Leg Platform = Plataforma com apoios (perna) tensionados. 13

    - Taut-Leg = Amarrao esticada (literalmente, perna esticada).

  • 19

    Figura 13 - Sistema Taut-Leg.

    2.5 EQUIPAMENTOS E MATERIAIS PARA ANCORAGEM.

    2.5.1 Amarras

    A amarra a denominao comum no mundo do petrleo de uma corrente com elos de

    ao, com malhete14

    (Figura 14) ou sem malhete15

    (Figura 15).

    Figura 14- Elo extensor com malhete.

    14

    - stud link 15

    - open end link

  • 20

    Figura 15 - Elo comum sem malhete.

    O tipo de amarra mais utilizado na ancoragem de plataformas so as que possuem elos

    com malhete. O malhete impede a ascenso dos elos evitando que se atritem ou entrelacem.

    As dimenses de um elo de corrente so mltiplos do seu dimetro.

    O grau de uma amarra indica a tenso de escoamento do ao16

    utilizado na sua

    fabricao.

    Normalmente limita-se como carga mnima de ruptura na cadeia a ser usada o valor de

    400 t (ou valor mnimo acima da tabela ORQ) e o dimetro de 3 do elo. Quanto maior o

    percentual de carbono, maior a resistncia do ao. As amarras de grau 3, 4 e 5, possuem a

    tenso de cedncia de 4200, 5900 e 7700 Kgf/cm2

    respectivamente (ABS 2009). As amarras

    de grau 3 para cima so as utilizadas em sistemas OS enquanto as de grau 1 e 2 so mais

    utilizadas em navios mercantes (ALEXANDRE 2013).

    Existem muitos tipos de componentes utilizados para unir duas partes de corrente. O

    mais comumente empregado o elo Kenter (Figura 16).

    Figura 16 - Elo de conexo tipo kenter.

    16

    - Tenso de cedncia ou do limite elstico ( o limite entre o fim da deformao elstica e inicio da plstica,

    sendo esta permanente).

  • 21

    Embora estes elementos tenham carga de ruptura igual ou superior a de uma corrente de

    mesma dimenso, a durabilidade fadiga17

    sensivelmente menor. Portanto, as linhas de

    ancoragem devem utilizar o menor nmero possvel destes elos (ALBRECHT 2005). A

    Figura 17 ilustra os dois tipos de elos componentes da amarra (VIKING 2013).

    Figura 17 - Amarras compostas por elos com malhete e sem ( direita), cadeias (chain).

    2.5.2 Cabos de Ao

    Os cabos de ao (Figura 18) so formados por fios de ao enrolados e agrupados,

    formando o que se chama de perna. As pernas so enroladas em espirais, em torno de um

    elemento central, denominado ncleo ou alma, em ao ou em outros tipos de materiais.

    Figura 18 - Componentes do cabo de ao.

    17

    - Trata-se da ruptura do ao aps progressivos ciclos repetidos de tenso e deformao. Representa-se

    graficamente com as abscissas em escala logartmica, chamado grfico SxN.

  • 22

    Os principais tipos de cabo de ao empregados na ancoragem de sistemas flutuantes so

    o six strand e o spiral strand. Os cabos six strand so mais comumente utilizados em

    unidades de perfurao devido ao seu fcil manuseio. J cabos do tipo spiral strand so

    empregados mais frequentemente em unidades de produo devido sua resistncia e

    durabilidade.

    Os cabos spiral strand com torque balanceado so melhores que os cabos six strand

    e podem ter uma durabilidade muito grande quando so encapados com uma camada plstica.

    A desvantagem deste tipo de cabo que ele mais caro e deve ter um raio de curvatura

    mnimo de aproximadamente 22D, onde D o dimetro externo do cabo. Esta limitao

    dificulta o manuseio e a utilizao em guinchos com tambor, o que torna a sua aplicao mais

    adequada para unidades de produo do que para unidades de perfurao (ALBRECHT

    2005).

    A Figura 19 ilustra o cabo de ao no tambor do guincho.

    Figura 19 - Carretel de cabo de ao

    A corroso da trana metlica um problema que ocorre frequentemente e pode ser

    diminudo com o emprego de cabos galvanizados. Atualmente, a vida til de um cabo de

    ancoragem inferior de uma amarra. Em relao resistncia dos arames que formam o

    cabo, normalmente so empregados dois tipos: IPS (Improved Plow Steel18

    ) ou EIPS (Extra

    Improved Plow Stell19

    ). O cabo com fios EIPS mais resistente trao e recomendado para

    unidades flutuantes (ALBRECHT 2005).

    Na Figura 20 so mostrados alguns perfis transversais de cabos em ao trefilados.

    18

    - Improved Plow Steel = Ao de alta resistncia tranado em espiral. 19

    - Extra Improved Plow Steel = Ao extra de alta resistncia tranado em espiral.

  • 23

    Figura 20 - Diversas seces de tipos de cabos de ao: a) Cabo de seis pernas com alma, b) Cabo com

    fios em espiral, c) Cabo de multipernas.

    2.5.3 Cabos de Fibra e Corda

    Cabos de fibra e cordas so formados por fios naturais ou sintticos, torcidos e

    retorcidos em forma de hlice, utilizados para trao. Normalmente, classificam-se como

    cabos todos os cabos sintticos, e como cordas, todos os cabos feitos de qualquer fibra

    (ALBRECHT 2005).

    As fibras mais frequentemente utilizadas so: sisal (mais em navios de pequeno porte e

    j pouco utilizado h bastantes anos), polietileno, poliamida (que tem o nome comercial de

    nylon), polister (o PET, muito utilizado para ancoragem de plataformas, esperando-se que

    atinja uma vida til de 25 anos), polipropileno, poliaramida (cuja fibra possui grande mdulo

    de elasticidade e tem nomes comerciais tais como Kevlar, twaron e technora) e HMPE (High

    Modulus Polyethylene, que tem nomes comerciais tais como dyneema e spectra).

    2.5.3.1 Cabos de Polister.

    Deu-se ao longo dos captulos anteriores uma ampla viso e conhecimento do ambiente

    petrolfero OS.

    Devido ao crescente uso dos cabos de polister em funo das suas vantagens e

    antevendo-se como o material de maior utilizao no futuro, sero ento estes estudados nos

    captulos seguintes.

    Polister um material pertencente uma categoria de polmeros que contm o grupo

    funcional ster na sua cadeia principal. Apesar de existirem muitos polisteres, o substantivo

    masculino "polister" como material especfico refere-se ao polietileno tereftalato (PET). Os

    polisteres incluem produtos qumicos que ocorrem naturalmente, tais como a cutina presente

    na cutcula das plantas, e produtos qumicos sintticos obtidos por policondensao tais como

    http://pt.wikipedia.org/wiki/Pol%C3%ADmerohttp://pt.wikipedia.org/wiki/Grupo_funcionalhttp://pt.wikipedia.org/wiki/Grupo_funcionalhttp://pt.wikipedia.org/wiki/%C3%89sterhttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Polietileno_tereftalato&action=edit&redlink=1http://pt.wikipedia.org/wiki/Cutinahttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Cut%C3%ADcula_Vegetal&action=edit&redlink=1http://pt.wikipedia.org/wiki/Policondensa%C3%A7%C3%A3o

  • 24

    o policarbonato e polibutirato. Os polisteres naturais e alguns sintticos so

    biodegradveis, mas a maioria dos ltimos no.

    Dependendo da sua estrutura qumica, o polister pode ser termoplstico ou

    termoendurecido, no entanto a maioria dos polisteres comuns so termoplsticos.

    Os polisteres, como materiais termoplsticos que so, mudam de forma aps

    aquecidos. Apesar de ser um material combustvel a altas temperaturas, tem tendncia a

    encolher ao afastar-se da chama e a autoextinguir-se aps a ignio. As fibras de polister

    possuem uma elevada tenacidade20

    e mdulo de Young21

    , bem como baixa taxa de absoro

    de humidade e encolhimento mnimo quando comparada com outras fibras industriais

    (WIKIPDIA 2013).

    2.5.4 Causas e Vantagens da Utilizao do Sistema de Ancoragem por Cabos de Polister.

    A descoberta de importantes reservatrios de petrleo a cada vez maior profundidade, a

    partir da segunda metade da dcada de 80, levou a uma crescente necessidade de reduo do

    raio de amarrao das plataformas de produo. O espao ocupado por essas plataformas

    comeou causando congestionamento excessivo no fundo do mar, gerando dificuldades no

    arranjo submarino, o que provocou um aumento do comprimento de risers, criando uma

    maior necessidade de posicionamento dinmico nas plataformas, aumentando assim os custos

    dos projectos de explorao para os campos. A empresa brasileira PETROBRAS foi a

    pioneira na reduo do raio de amarrao22

    por CP, tornando-se item imperativo aps a

    descoberta em guas ultraprofundas de petrleo nos campos de Marlim, Albacora, Barracuda

    e Roncador.

    O conceito de amarrao por cabos tensionados com o mnimo de catenria (tendes)

    surgiu como resultado da necessidade de uma reduo no passeio da plataforma. A soluo,

    que comeou a ser pesquisada foi um sistema que permitia em alterar a configurao

    geomtrica da catenria das amarras do sistema convencional por outro gerado pela

    elasticidade de um material, no caso viria a ser o polister, que se permitia auto-comprimir.

    Para alm de ser elstico, o material procurado precisaria ser leve, uma vez que esta

    caracterstica foi essencial para garantir a viabilidade de operaes em guas ultraprofundas e

    evitar que uma parte das linhas fosse fixada permanentemente no solo o que aumentaria assim

    o raio da amarrao.

    20

    - a energia mecnica necessria para levar o material ao colapso (ruptura). definida pela rea do Grfico,

    Tenso x Deformao. 21

    - Ou de elasticidade 22

    - Aproximando-o do mesmo valor da LDA e de 45 a inclinao do cabo.

    http://pt.wikipedia.org/wiki/Policarbonatohttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Polibutirato&action=edit&redlink=1http://pt.wikipedia.org/wiki/Termopl%C3%A1sticohttp://pt.wikipedia.org/wiki/Termofixoshttp://pt.wikipedia.org/wiki/Termopl%C3%A1sticoshttp://pt.wikipedia.org/wiki/Termopl%C3%A1sticoshttp://pt.wikipedia.org/wiki/Tenacidadehttp://pt.wikipedia.org/wiki/M%C3%B3dulo_de_Younghttp://pt.wikipedia.org/wiki/Humidadehttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Encolhimento&action=edit&redlink=1

  • 25

    Impulsionada pela necessidade de reduzir o raio de amarrao devida perspectiva

    aberta pelos promissores resultados do trabalho de pesquisa feito com polister, testes

    laboratoriais realizados por Del Vecchio (ARAJO et al. 2001) em 1992 e um estudo

    realizado pela Universidade de So Paulo, em 1993, levou a BR a decidir a usar cordas de

    polister nas suas plataformas de produo.

    De posse dos resultados de todo esse trabalho de pesquisa, realizado em ambos os

    laboratrios e no campo, a PETROBRAS iniciou as experincias com esse tipo de cabo, com

    a instalao de alguns segmentos de cabos de polister no incio de 1995, nas linhas sujeitas

    s maiores cargas nos sistemas de amarraes das plataformas BR-P-9 e P-22 (ARAJO et al.

    2001).

    Durante o ano de 1996, dois dos segmentos foram removidos e testados tendo a

    resistncia residual de ambos os segmentos provado ser a mesma de quando eles eram novos.

    Em 1997 e 1998, a BR bate sucessivamente o recorde mundial OS de perfurao em

    profundidade, vide Figura 21 (THOMAS 2001).

    Figura 21 - Evoluo do recorde mundial de produo na plataforma continental.

    Quando o sistema de ancoragem se encontra sob a aco do carregamento ambiental,

    normalmente a unidade flutuante sofre um deslocamento, o qual corresponde distncia

    horizontal que a unidade percorre desde a sua posio inicial de equilbrio neutro at a

    posio final de equilbrio sob aco das cargas. Como os CP possuem, devido ao seu peso

    prprio, uma verticalidade maior atingindo praticamente 45 em relao plataforma

    (ARAJO et al. 2001), originam uma catenria muito menor e a fora actuante no cabo

    significativamente inferior em relao ao sistema dos cabos de ao.

  • 26

    Uma medida da eficincia do sistema de ancoragem a magnitude do deslocamento23

    da unidade flutuante.

    O deslocamento inversamente proporcional a rigidez do sistema de ancoragem, assim,

    quanto mais alta a rigidez menor ser o deslocamento, porm o tipo de material utilizado para

    construir as linhas de ancoragem determinar o limite superior da rigidez do sistema.

    importante salientar que, ao se aumentar a rigidez do sistema, aumenta-se

    automaticamente as tenses aplicadas as linhas e, portanto, as tenses internas, as quais

    devem respeitar certos limites de segurana.

    Existem diferentes tipos de sistemas de ancoragem sendo os mais usados a ancoragem

    com ponto nico, amarrao com quadro de ancoragem e ancoragem com posicionamento

    dinmico.

    Nas linhas de ancoragem, o cabo sinttico mais utilizado o polister, ver a Figura 22.

    Figura 22 - Comparao das Amarraes: Cabos de polister x Cabos de ao

    obtida uma construo de alta eficincia mantendo, tanto quanto possvel, as fibras

    posicionadas formando pequenos ngulos em relao ao eixo do cabo. Atualmente, para

    atender a este requisito, trs construes de cabos esto sendo fabricados: fios paralelos, sub-

    cabos paralelos e tipo cabo de ao (ALBRECHT 2005).

    O Cabo de Ancoragem em fibra sinttica o equipamento mais moderno que existe para

    aplicao em sistemas de ancoragem em guas profundas e ultraprofundas, e seu uso

    23

    - Tambm conhecido no mundo petrolfero como passeio, plataform offset em ingls.

    Ilustrao 1 Comparao das amarraes: Cabos de polister X Cabos de ao.

  • 27

    encontra-se em franca expanso pelas empresas produtoras de petrleo e gs que precisam

    ancorar plataformas nessas situaes de produo fronteiria, sendo o mercado brasileiro, o

    pioneiro e o de maior difuso do seu uso.

    A demanda mundial crescente por Cabos de Polister (CP) para Ancoragem de

    Plataformas decorre da forte expanso da produo de petrleo e gs em guas profundas e

    ultraprofundas, cuja participao no total do petrleo e gs produzidos no mundo dever

    atingir 25% nos prximos seis anos, contra pouco mais de 10% atualmente.

    2.5.5 Material

    Um dos desafios enfrentados pela PETROBRAS foi especificar seu primeiro cabo de

    polister (e mundialmente tambm, experincia indita). Para esse efeito, foi necessrio

    preparar a especificao tcnica (ET) que definiu as caractersticas desejveis dos cabos de

    polister para uso em sistemas de amarrao.

    No momento os cabos de polister fornecidos para a BR, so compostos de um grupo de

    fios paralelos, cobertas com uma jaqueta e um sistema de filtragem que permitem a passagem

    de gua para dentro da corda e impede entrada de partculas do fundo do mar. Os cabos

    devem ser inseridos nos olhais das junes revestidos com poliuretano com vista a minimizar

    os problemas abraso24

    .

    Como acessrios para conectar os cabos aos outros elementos da amarra, utilizaram-se

    roldanas e laos. Estes acessrios foram fornecidos juntamente com os cabos pelo fabricante.

    Vejamos a Figura 23 (ARAJO et al. 2001).

    Figura 23 - Conexes

    24

    - Desgaste superficial gerado pela frico dos dois materiais e pela aco fluida do mar.

  • 28

    Devido aos problemas relativos normatizao dos elementos, uma vez que cada

    fabricante de CP fornecia os seus acessrios com uma dimenso especfica, gerando muitos

    problemas nas conexes dos elementos com os demais componentes das amarras; a

    PETROBRAS decidiu padronizar as conexes, fazendo um tipo de terminal composto de uma

    nica pea chamada de duplo olhal (Figura 24).

    Figura 24 - Conexo Duplo Olhal.

    Com esta determinao referente conexo com os outros componentes da amarra,

    muitos problemas foram eliminados, obteve-se a reduo de peso facilitando assim as

    operaes tanto em terra como no mar e dando espao para o desenvolvimento de novas

    conexes.

    A Figura 25 mostra alguns tipos de conexo (LANKHORST/Ropes 2012).

    Figura 25 - Tipos de conexo de acordo com as direes de utilizao dos CP.

  • 29

    As conexes devem ser leves e compactas, atender s tenses atuantes e ao limite de

    fadiga, fceis de unir os elementos e maximizar a eficincia da unio.

    A utilizao do CP reduz at em cerca de trs vezes a extenso da amarrao, caso se

    tivesse usado o cabo de ao, e em cerca de 30 (trinta) vezes o seu peso (vide Figura 21).

    Quanto aos custos, para efeitos de comparao, a PETROBRAS criou um ndice de

    preos expresso em (US$/m)/tf(MBL), dlar por metro dividido pela tonelada-fora da carga

    mnima de rutura (MBL).

    Na Figura 26 observa-se a evoluo dos preos dos cabos de polister ao longo dos anos

    iniciais do seu uso.

    Figura 26 - Comparao Preo x Tempo, do CP.

    Pela anlise do grfico da Figura 26, pode-se observar um aumento inicial no preo dos

    cabos como resultado de um desequilbrio entre a oferta e a procura (ARAJO et al. 2001).

    O historial do incio das experincias da BR em projectos utilizando cabos PET est

    sintetizado no ANEXO 1.

    No momento apenas duas fbricas esto qualificadas para o fornecimento cabos de

    amarrao sinttica PETROBRAS. A BR incentiva o surgimento de novos fornecedores.

    Como resultado, o preo do cabo caiu e em seguida, subiu um pouco devido incluso de um

    filtro contra a entrada no fundo do mar de partculas maiores que 5 microns.

    Para fins de comparao, os ndices dos elementos que normalmente compem uma

    amarra so apresentados na Tabela 2 (ARAJO et al. 2001).

  • 30

    Tabela 2 - Preo dos componentes do sistema de amarrao em CP.

    Pela Tabela 2, verificamos que o CP o mais econmico dos elementos de amarrao

    alm de outras vantagens como menor peso imerso, motivando mais ainda a sua utilizao,

    baixando os custos de instalao e produo.

    A Figura 2725 fornece uma viso geral do posicionamento dos diversos elementos

    (ARAJO et al. 2001).

    Figura 27 - Amarrao (Sistema Taut Leg).

    Podemos ver acima a combinao de vrios materiais ao longo da amarrao em 45.

    25

    - Chain = corrente em cadeia de elos; Wire rope = cabo de ao trefilado (fios entrelaados); Pile suction =

    estaca de suco para ancoragem; VLA = Ancora carregada verticalmente.

    Components Index US$/m.t (MBL)

    Chain 0.30 to 0.40

    Six Strand Wire Rope 0.10 to 0.20

    Spiral Strand 0.50 to 0.60

    Polyester Rope 0.20 to 0.25

  • 31

    2.5.6 Constituio (Trama) do CP.

    O cabo de polister um composto de material sinttico, que apresenta uma

    flexibilidade axial bem maior que a do cabo de ao e das amarras, com a mesma carga de

    ruptura nominal26

    e um peso submerso por unidade de comprimento bem menor. Entre outras

    vantagens alm das j citadas, temos o custo e a reduzida necessidade de manuteno.

    Nos tecidos, h um cruzamento de fios a noventa graus sendo chamados os de urdume e

    os horizontais de trama. O CP essencialmente uma construo feita na horizontal e esbelta

    considerando-se o todo como uma trama.

    O peso molhado do mesmo cabo, em polister cerca de 28 vezes menor do que o da

    amarra em ao sem levar em conta o facto de usarem-se extenses menores pela ausncia da

    catenria.

    Nos arranjos de ancoragem em que se usa polister, a linha possui um trecho inicial e

    final de aproximadamente 100 metros de cadeias de corrente (amarras); isso usado para

    impedir que o cabo encoste no leito marinho e seja atacado por microrganismos que no trecho

    superior no sofrem a fotossntese.

    Para as construes de sub-cabos paralelos e tipo cabo de ao, isto se deve ao uso de

    configuraes de baixa toro. Para o cabo de fios paralelos, isso explicado pela dificuldade

    em aproveitar-se todo o potencial do fio, devido variao de propriedades entre filamentos

    dentro do fio e s diferenas no comprimento dos fios (ALBRECHT 2005).

    O diagrama genrico do cabo de polister para ancoragem mostrado na Figura 28.

    Figura 28 - Cabo de Polister (ALBRECHT 2005).

    A resistncia especfica (carga de ruptura por unidade de comprimento) e a rigidez

    especfica (carga por unidade de comprimento/deformao obtida) do CP com as tramas

    mostradas acima so muito semelhantes.

    26

    - a soma da carga de ruptura de todos os fios constituintes do cabo.

  • 32

    A Figura 29 mostra um esquema do CP GAMA27, fabricado pela empresa Lankhorst

    (LANKHORST/Ropes 2012) na cidade da Maia (Portugal).

    Figura 29 - CP GAMA 98.

    No captulo cinco far-se- uma descrio mais pormenorizada deste cabo.

    27

    - Em homenagem ao navegador portugus Vasco da Gama.

  • 33

    CAPTULO 3: ANLISE DE CLCULO DOS ELEMENTOS E FORAS

    ENVOLVIDAS, NO AMBIENTE MARTIMO DE ACTUAO DO CABO DE

    POLISTER.

    3.1 VISO GERAL E CRITRIOS.

    Existem vrios tipos de carregamento ambientais (live loads) a que as instalaes

    offshore so normalmente submetidas e projectadas para suportar, alm de carregamentos

    ssmicos. Geralmente feita uma combinao de cargas diferentes (LOUREIRO 2007), que

    so de maior magnitude e complexidade do que as estruturas feitas em terra. Na Figura 30,

    temos as principais cargas onde:

    V Peso prprio;

    Mv - Momento associado com o carregamento excntrico da plataforma;

    LB & Lc Cargas laterais que actuam nas partes laterais devido ao vento e corrente;

    Lw Carregamento cclico devido s ondas;

    MB & Mc Momento associado com as cargas laterais;

    Mw - Momento cclico devido s ondas;

    E Cargas ssmicas;

    R1 e R2 Reaces de apoio.

    Figura 30 - Esforos sobre a estrutura OS: esquema sinttico.

    R1 R2

  • 34

    O principal elemento de apoio, so as fundaes e como tal tm de suportar as cargas

    verticais e o conjunto dos esforos.

    Os ventos, as correntes ocenicas e as ondas so os eventos ambientais de maior

    impacto sobre as estruturas. As correntes e os ventos geram o arrasto. As ondas, alm do

    arrasto, impem as foras de inrcia.

    Os movimentos que as estruturas sofrem no mar podem ser visualizados no ANEXO 2.

    3.1.1 Ventos

    Existe uma grande complexidade no estudo dos ventos, rajadas que actuam nas estruturas

    OS. Esta complexidade devido incidncia destas cargas que no so direccionadas numa

    trajectria nica sobre a plataforma, elas actuam em diversos ngulos. Para o caso do vento;

    geralmente aplicada uma velocidade de vento a uma certa altura em diferentes ngulos.

    A carga dos ventos tm um grande impacto sobre os vrios elementos da plataforma, na

    qual est inclusa a estrutura em si, os diversos equipamentos, as instalaes etc. de notar

    que para estruturas de ao convencionais as foras de vento contribuem normalmente com

    menos de 10% da carga total global, mas em guas mais profundas, onde encontram-se

    estruturas compatveis, as ondas contribuem com uma percentagem muito maior. Este

    especialmente o caso onde a frequncia do vento prximo frequncia de vibrao natural

    da plataforma de modo a criar ressonncia. A fora do vento, conforme determinado pela

    norma API RP2A (API 2007) calculada pela seguinte relao:

    (1)

    Onde:

    F = Fora do vento (N);

    = Densidade da massa de ar (1,23kg/m);

    u = Velocidade do vento (m/s);

    Cs = Coeficiente da forma;

    A = rea do objecto em que incide o vento (superfcie de ataque ou incidncia, m).

  • 35

    3.1.2 Ondas Martimas.

    A aco das ondas desempenha um grande papel no clculo das estruturas offshore e

    normalmente nas zonas no ssmicas onde encontra-se a carga crtica de clculo. Em muitos

    casos difcil determinar o resultado exacto da fora exercida pelas ondas devido extrema

    aleatoriedade dos fenmenos naturais. Sabe-se que as ondas podem ser incidentes em uma

    plataforma em todas as direces, especialmente durante os momentos de grandes

    tempestades. Alm disso, as ondas tambm afectam o solo que fica na base das fundaes.

    No caso das ondas estipulada uma altura de onda especfica para efeitos de clculo.

    As ondas contribuem para a criao de vrtices28

    ao redor das pernas da plataforma, nas

    amarraes e nas ancoragens, assim sendo elas contribuem para a reduo da capacidade das

    estacas (ou ncoras, que exercem o papel da fundao). A fora de uma onda calculada pela

    sua altura, elas impem uma fora cclica e flutuante nas plataformas.

    O efeito dessas ondas determinado pelo uso da equao de Morison (API 2007), que

    a soma das foras de arrasto com as foras de inrcia, como se segue:

    (2)

    Onde;

    F = Vector da Fora Hidrodinmica por unidade de comprimento, actuando

    normalmente no eixo do membro [N/m];

    FD = Vector da Fora de Arrasto (drag) por unidade de comprimento, actuando

    normalmente no eixo do membro, no plano que contenha o vector U da velocidade

    e o citado eixo [N/m];

    FI = Vector da Fora de Inrcia por unidade de comprimento, actuando normalmente

    no eixo do membro, no plano que contenha o vector U da velocidade e o citado

    eixo [N/m];

    Cd = Coeficiente de Arrasto (drag);

    W = Densidade da gua (N/m3);

    g = acelerao da gravidade (9,81m/s2);

    A = rea projectada normal ao eixo da embarcao (do cilindro, = D para superfcies

    circulares) por unidade de comprimento (m);

    28

    - Redemoinho; Movimento rpido e forte de um fluido em volta de um eixo normalmente em espiral.

  • 36

    V = volume deslocado pelo cilindro por unidade de comprimento (= D2/4 para

    cilindros);

    D = dimetro efectivo do cilindro ou seco circular do elemento estrutural;

    U = componente do vector velocidade devido onda (ou corrente) da gua actuando

    normalmente no eixo do membro (m/s);

    |U| = Valor absoluto de U [m/s];

    Cm = Coeficiente de inrcia;

    U/ t - componente do vector acelerao local da gua actuando normalmente no eixo

    do membro (m/s2).

    3.1.3 Correntes

    As correntes podem ser geradas a partir de vrias fontes diferentes tais como; circulao

    ocenica, variaes de densidade, bem como vento e correntes induzidas pela onda.

    O perfil de velocidade convencionalmente aplicado prev uma variao parablica das

    velocidades actuantes, como a velocidade mxima perto da superfcie da gua. Estudos tm

    mostrado que a velocidade do fundo do mar comparvel com a velocidade na superfcie em

    vrios casos.

    Surpreendentemente, muitas das vezes as correntes tendem a ter uma significativa

    componente vertical, dependendo da morfologia do fundo do mar e das diferenas de

    temperatura local da gua ao longo dos nveis do mar. As correntes podem ser medidas com o

    uso de equipamentos simples.

    Para calcular a fora actuante sobre membros, sem condies de onda, usamos na

    equao de Morison, a componente do vector acelerao U/ t = 0.

    3.1.4 Instabilidade do Fundo.

    A instabilidade do fundo do mar deve-se ao movimento das camadas do leito martimo

    devido ao efeito das presses de onda, terramotos, solo, auto-peso, hidratos, falhas e outros

    processos geolgicos. Os solos podem ser submetidos aos movimentos laterais durante os

    terramotos e tambm ao movimento de onda induzida. Este movimento afecta a fundao da

    plataforma adicionando esforos adicionais para os membros das estacas.

    Estudos geolgicos que empregam taxas histricas de deposio devem ser analisados

    para determinar a taxa de carregamento. Os efeitos tambm so maiores se a aderncia entre

  • 37

    camadas baixa neste caso, o deslocamento da plataforma aumenta drasticamente quando

    aumenta a espessura da camada deslizante.

    3.2 FORAS ESTRUTURAIS E FLUIDO-INDUZIDAS EM ESTRUTURAS OFFSHORE.

    As foras presentes numa estrutura offshore podem ser divididas em:

    a) foras estticas: gravdicas (peso prprio), hidrostticas (impulso da

    gua);

    b) foras dinmicas: foras ambientais (ventos, correntes e ondas

    variveis).

    Em seguida, discutem-se diferentes mtodos determinsticos e frmulas empricas que

    descrevem tais foras e respectivas respostas quando a estrutura em estudo se encontra em

    repouso e em movimento. de se notar que as foras so aplicadas na estrutura quando a

    mesma se encontra fixa e em perfeito equilbrio levando-se primeiramente em conta os

    esforos de transporte e montagem.

    Para se perceber os efeitos ambientais presentes na estrutura e as respectivas foras

    resultantes, necessrio tomar conhecimento dos parmetros adimensionais mais importantes

    (VAN-DESTE 2012):

    a) nmero de Reynolds, ( , para valores at 2000 o fluxo considerado laminar e

    acima de 2400, turbulento), o significado fsico experimental um quociente de

    foras: foras de inrcia ( ) entre foras de viscosidade ( ). expressado como:

    ; sendo =velocidade mdia do fluido; = longitude caracterstica do

    fluxo, o dimetro para o fluxo no tubo; = viscosidade dinmica (ou absoluta a

    resistncia s tenses de cisalhamento, proporcionalidade entre a tenso de

    cisalhamento e o gradiente da velocidade, atrito interno) do fluido; =massa

    especfica do fluido.

    b) velocidade da onda ( ;

    c) amplitude da velocidade da onda ( ;

    d) viscosidade dinmica da gua, ;

    http://pt.wikipedia.org/wiki/Quocientehttp://pt.wikipedia.org/wiki/For%C3%A7ahttp://pt.wikipedia.org/wiki/In%C3%A9rciahttp://pt.wikipedia.org/wiki/Viscosidadehttp://pt.wikipedia.org/wiki/Di%C3%A2metrohttp://pt.wikipedia.org/wiki/Viscosidadehttp://pt.wikipedia.org/wiki/Massa_espec%C3%ADficahttp://pt.wikipedia.org/wiki/Massa_espec%C3%ADfica

  • 38

    e) nmero de Keulegan-Carpenter (coeficiente entre as foras de arrasto29 e as de

    inrcia; ;

    f) frequncia de vibrao da estrutura ( ;

    g) parmetro da rugosidade na superfcie ( ;

    h) comprimento de onda ( ;

    i) dimetro do corpo ( .

    Alguns destes parmetros encontram-se tabelados com as respectivas frmulas na

    Tabela 3.

    Tabela 3 - Parmetros adimensionais importantes na anlise de foras ambientais.

    Parmetros Frmula

    Nmero de Reynolds

    Nmero de Keulegan-Carpenter

    Nmero de Strouhal

    Parmetro de Difraco

    A importncia dos parmetros adimensionais acima mencionados pode ser evidenciada

    atravs de uma anlise dimensional da fora aplicada numa estrutura devido s ondas. Tal

    fora depende das seguintes quantidades independentes:

    30 31 32 33 34 35 36 37 38 (3.1)

    A relao adimensional pode ser obtida atravs da equao 3.2:

    39

    40

    41

    42

    43

    44 (3.2)

    29

    - drag forces 30

    - = Tempo de durao da onda. 31

    - Corresponde ao intervalo de tempo necessrio para que ocorra uma oscilao completa ou ciclo.

    32 - Dimetro.

    33 -

    34 -

    35 -

    36 - = Amplitude da velocidade da onda.

    37 -

    38 -

    39 - n de Keulegan-Carpenter,

    40 - n de Reynolds

    41 - Difraco

  • 39

    Nesta relao possvel identificar, por ordem, o nmero de Keulegan-Carpenter, o

    nmero de Reynolds, o parmetro de difrao, o parmetro de rugosidade relativa e o nmero

    de Strouhal.

    O nmero de Reynolds e o nmero de Keulegan-Carpenter ajudam a determinar a

    importncia da contribuio das foras de arrasto e de inrcia na estrutura, sendo estas

    determinadas pela Equao de Morison.

    A Equao de Morison mais usada para estruturas pequenas, sendo geralmente

    aplicvel quando j a Teoria de Difrao/Radiao Linear mais usada para

    estruturas grandes, sendo esta aplicvel quando .

    A Difrao o fenmeno que acontece quando uma onda encontra um obstculo. Em

    fsica clssica, o fenmeno da difrao descrito como uma aparente flexo das ondas em

    volta de pequenos obstculos e tambm como o espalhamento, ou alargamento, das ondas

    aps atravessarem orifcios ou fendas (Figura 31).

    Figura 31 - Planta esquemtica da difraco de uma onda.

    A difraco determina as foras de balano na estrutura por causa das ondas quando a

    estrutura se encontra no seu estado de equilbrio, enquanto a radiao directamente introduz

    massa adicional e coeficientes de amortecimento, considerando a estrutura imersa em gua.

    A rugosidade na superfcie da estrutura tambm importante, dado que influencia muito

    os coeficientes hidrodinmicos de arrasto e inrcia. O parmetro de difraco permite