anÁlise estrutural de master link em manobras...
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ANÁLISE ESTRUTURAL DE MASTER LINK EM MANOBRAS DE
LANÇAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS
João Vitor Guimarães Rodrigues
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Civil da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientador: Bruno Martins Jacovazzo
Rio de Janeiro
Setembro de 2016
ANÁLISE ESTRUTURAL DE MASTER LINK EM MANOBRAS DE
LANÇAMENTO DE DUTOS FLEXÍVEIS
João Vitor Guimarães Rodrigues
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA CIVIL DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO CIVIL.
Examinada por:
____________________________________________
Prof. Bruno Martins Jacovazzo, D.Sc.
____________________________________________
Prof. Sergio Hampshire de Carvalho Santos, D.Sc.
____________________________________________
Prof. Mauro Henrique Alves de Lima Junior, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
SETEMBRO DE 2016
ii
Rodrigues, João Vitor Guimarães
Análise Estrutural de Master Link em Manobras de
Lançamento de Dutos Flexíveis/ João Vitor Guimarães Rodrigues. –
Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2016.
IX, 70 p.: il.: 29,7 cm.
Orientador: Bruno Martins Jacovazzo
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso de
Engenharia Civil, 2016.
Referências Bibliográficas: p. 69.
1. Análise Estrutural. 2. Dutos Flexíveis. 3. Masterlink. 4.
Outboarding. I. Jacovazzo, Bruno Martins. II. Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Civil.
III. Título.
iii
À minha família, em especial aos meus pais e irmã, pelo carinho e apoio durante
toda minha formação acadêmica.
iv
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente à Santíssima Trindade, fonte da minha fé e
espiritualidade.
A toda minha família, especialmente aos meus pais Rozangela e Jalmir, cujo
esforço em proporcionar o melhor para minha formação e caráter está sendo
recompensado com a obtenção de tal título.
A minha irmã, Didi, que chorou quando fui aprovado no vestibular e me ensinou
a superar os desafios de frequentar a Ilha do Fundão diariamente.
A minha namorada, Ana, pela compreensão dos momentos que a privei de minha
companhia em prol da faculdade e sucesso desse trabalho.
Aos meus amigos que fiz durante minha formação, indubitavelmente fonte de
alegria e companheirismo em momentos difíceis.
Ao meu orientador Bruno Martins Jacovazzo, que me ajudou desde o início a
elaborar um modelo estrutural mais próximo da realidade operacional e por me
proporcionar um aprendizado valioso para minha formação.
Ao LAMCSO, por proporcionar a estrutura necessária para a realização desse
trabalho.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil.
Análise Estrutural de Master Link em Manobras de Lançamento de Dutos Flexíveis
João Vitor Guimarães Rodrigues
Setembro de 2016
Orientador: Bruno Martins Jacovazzo
Curso: Engenharia Civil
A indústria de óleo e gás brasileira demanda atualmente um grande número de projetos
com a utilização de dutos flexíveis. Os mesmos são mais utilizados por proporcionarem
ao usuário a capacidade de prolongar a vida útil das linhas de produção, serviço e controle,
além da possibilidade de remanejar esses dutos para diferentes campos de petróleo. Com
a crescente busca por poços em águas mais profundas, as empresas de lançamento e
instalação de dutos flexíveis viram a necessidade de aprimorar suas operações off-shore
com materiais mais leves e mais resistentes. Neste trabalho, uma análise estrutural global
foi realizada com o objetivo de estudar o comportamento e as forças presentes no anel
masterlink no momento da passagem de extremidade pela roda de popa do navio de
lançamento. A análise consiste em um modelo onde foram considerados diferentes alturas
e período de onda. Os resultados obtidos foram analisados e discutidos de maneira a obter
um melhor entendimento do comportamento do anel masterlink durante a operação.
Palavras-chave: Análise Estrutural, Dutos Flexíveis, Masterlink, Outboarding
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer,
Structural Analisys of Masterlink in Operations of Flexible Pipe Laying
João Vitor Guimarães Rodrigues
September/2016
Advisor: Bruno Martins Jacovazzo
Course: Civil Engineering
The Brazilian oil and gas industry currently demands a great number of projects with the
use of flexible pipes. They are mostly used for providing the user the ability to extend the
life of the production lines, service and control, besides the ability to reallocate these
pipelines for different oil fields. With the growing search for deep water wells, the flexible
pipes launch and installation companies have noticed the need to improve their off-shore
operations with lighter and stronger materials. In this project, a global structural analysis
was carried out aiming to study the behavior and forces in the masterlink ring at the final
stage of a outboarding installation procedure. The analysis consists of a model where
different sea states have been considered. The results were analyzed and discussed in
order to obtain a better understanding of the masterlink ring behavior during the
operation.
Keywords: Structural Analysis, Flexible Pipes, Masterlink, Outboarding
vii
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 1
1.1 Histórico da Exploração Offshore no Brasil ................................................. 1
1.2 Contexto e Motivação ...................................................................................... 2
1.3 Objetivo ............................................................................................................. 3
1.4 Organização do Texto ...................................................................................... 4
2 SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO .................................................... 5
2.1 Cabeça de Poço ................................................................................................. 5
2.2 Árvore de Natal Molhada ................................................................................ 6
2.3 MCV (Módulo de Conexão Vertical) ............................................................. 7
2.4 PLET (Pipe Line End Termination) e PLEM (Pipe Line End Manifold) .. 8
2.5 Manifold ............................................................................................................ 9
2.6 Linhas Flexíveis .............................................................................................. 10
2.7 Umbilicais de Controle .................................................................................. 13
3 INSTALAÇÃO SUBMARINA ............................................................................ 14
3.1 Sistemas de Lançamento de Dutos Flexíveis ............................................... 14
3.1.1 HLS (Horizontal Lay System) .................................................................. 14
3.1.2 VLS (Vertical Lay System) ....................................................................... 15
3.2 Equipamentos de Bordo ................................................................................ 17
3.2.1 Deck Layout ............................................................................................. 17
3.2.2 Tensionador .............................................................................................. 17
3.2.3 Guincho .................................................................................................... 22
3.2.4 Guindaste .................................................................................................. 23
3.2.5 A-Frame e roda de lançamento ................................................................. 25
3.2.6 Mesa de trabalho ....................................................................................... 26
3.3 Acessórios de linha flexível ............................................................................ 28
3.3.1 Conector/Armor Pot ................................................................................. 28
3.3.2 Cabeça de tração ....................................................................................... 30
3.3.3 Restritor de curvatura ............................................................................... 31
3.3.4 Enrijecedor ............................................................................................... 33
3.3.5 Colar batente ............................................................................................. 33
3.3.6 Colar de ancoragem .................................................................................. 34
viii
3.3.7 Sistema de suspensão ............................................................................... 35
3.3.8 Colar de anodo .......................................................................................... 36
3.4 Manobras de Rotina ...................................................................................... 37
3.4.1 Principais recursos para a realização de manobras ................................... 37
3.4.2 Carregamento/Descarregamento em uma base......................................... 40
3.4.3 Lançamento e recolhimento de dutos flexíveis ........................................ 42
3.4.4 Outboarding/Inboarding de extremidade ................................................. 43
3.4.5 CVD - Conexão Vertical Direta ............................................................... 43
3.4.6 Pull-in e Pull-out de dutos flexíveis ......................................................... 45
4 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA .......................................................................... 48
4.1 Operações de Outboarding de Risers Flexíveis ........................................... 48
4.2 Utilização do Master Link ............................................................................. 50
4.3 Cargas Laterais .............................................................................................. 51
5 ESTUDO DE CASO .............................................................................................. 52
5.1 Programa de Análise...................................................................................... 52
5.2 Modelo Estrutural .......................................................................................... 53
5.2.1 Unidade Flutuante .................................................................................... 53
5.2.2 Elementos da Análise ............................................................................... 55
5.2.3 Parâmetros das Linhas .............................................................................. 58
5.2.4 Carregamento Ambiental .......................................................................... 59
5.3 Resultados ....................................................................................................... 60
5.3.1 Características Gerais ............................................................................... 60
5.3.2 Forças Axiais Máximas no Master Link .................................................. 61
5.3.3 Fator de Amplificação Dinâmica no Topo do Riser ................................. 65
6 COMENTÁRIOS FINAIS .................................................................................... 67
6.1 Conclusões ...................................................................................................... 67
6.2 Trabalhos Futuros ......................................................................................... 68
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 69
ix
SIGLAS
A&R – Abandono e Recolhimento
ANM – Árvore de Natal Molhada
BAP – Base Adaptadora de Produção
BOP - Blow Out Preventer
CVD – Conexão Vertical Direta
FAD – Fator de Amplificação Dinâmica
HLS – Horizontal Lay System
LDA – Lâmina D`água
MCV – Módulo de Conexão Vertical
MDL – Maximum Dynamic Load
OMC – Offshore Mast Crane
PLEM – Pipe Line end Manifold
PLET – Pipe Line end Termination
PLSV – Pipe Laying Support Vessel
RAO – Response Amplitude Operators
ROV – Remotely Operated Vehicle
TDP – Touch Down Point
UEP – Unidade Estacionária de Produção
VLS – Vertical Lay System
WLL – Work Load Limit
1
1 INTRODUÇÃO
1.1 Histórico da Exploração Offshore no Brasil
A atividade offshore, desde seu início, foi marcada pelo constante
desenvolvimento tecnológico de técnicas e métodos para vencer os desafios que a
indústria de óleo e gás demanda. As fases envolvidas no processo de exploração e
produção de um campo é chamada de upstream e o termo offshore refere-se às atividades
realizadas em mar aberto.
No Brasil, a partir de 1953, foi instituído o monopólio estatal do petróleo com a
criação da Petrobras, que deu partida nas pesquisas do petróleo brasileiro. O primeiro
poço instalado pela Petrobras foi no campo de Guaricema em 1967, numa LDA de 30
metros, porém o primeiro marco de exploração em águas profundas foi no campo de
Garoupa em 1974 numa profundidade de 115 metros. A partir daí, várias descobertas em
águas mais profundas foram sendo desenvolvidas.
O grande fato para a exploração de petróleo offshore no Brasil foi a descoberta do
campo de Albacora em LDA de 600 metros. Desde então, o uso de veículos operados
remotamente e o sistema de controle multiplexado foram utilizados como uma nova
forma de intervenção submarina. Logo depois, em 1990, os campos gigantes de Roncador
e Barracuda deram uma alavancada na produção da Petrobras, assim como os Campos de
Marlim consequentemente.
Hoje em dia, com a descoberta de hidrocarbonetos na camada do Pré-Sal, a busca
por tecnologias que proporcionam a exploração em LDA acima de 2000 metros
continuam presentes. O desenvolvimento de campos na Bacia de Santos, SP, como os
campos de Lula e Sapinhoá demandaram não só novos métodos de perfuração como
também de produção.
2
1.2 Contexto e Motivação
Dentro da indústria de petróleo, uma área de grande interesse é a do cálculo de
cargas de içamento e montagem de lingadas, que é o conjunto de acessórios estruturais
necessários para compor um içamento de carga, como por exemplo: manilhas, master
link, ganchos e outros. Tal área não só demandava um conhecimento das normas aplicadas
a içamento de cargas como também um grande conhecimento operacional, no que diz
respeito ao uso dos devidos equipamentos de bordo e atenção às limitações dos PLSV`s.
O processo de treinamento inclui padrões normativos para cálculo de carga com
todas as considerações necessárias para os fatores de segurança, de amplificação dinâmica
e de redução de carga, entre outros. Além da consulta constante a normas de empresas,
deve-se consultar também o catálogo dos massames – acessórios estruturais necessários
no içamento – utilizados em cada lingada, a fim de obter suas especificações técnicas e
de uso. Os principais massames utilizados nas operações são as manilhas, master links,
ganchos, destorcedores, cabos de aço e cintas.
Um fato a ser observado é que em normas e catálogos consultados o fator de
redução de carga para o uso de master link com cargas laterais não possuem um padrão
como se apresenta no uso de manilhas. Nos catálogos dos fabricantes de manilhas se diz
que cargas laterais devem ser evitadas, mas caso isso não possa ser evitado, um fator de
redução deve ser utilizado, conforme será mostrado na Figura 3.34.
Há operações em que o master link pode vir a receber cargas laterais. No presente
trabalho se estuda o comportamento das cargas durante uma operação rotineira de
lançamento de dutos flexíveis. Em estudos futuros poder-se-á analisar a possibilidade de
aplicar um fator de redução de carga para cargas laterais. Tal estudo contempla analisar
globalmente o fator de amplificação dinâmica durante a operação de outboarding de
extremidades finais a bordo de PLSV’s de lançamento horizontal.
3
1.3 Objetivo
O objetivo é, através de uma análise global, verificar o fator de amplificação
dinâmica e avaliar as cargas presentes na operação, sendo elas no topo do riser, no
guincho A&R e no A-Frame.
Para tal análise, será considerada para efeito de cálculo a variação de parâmetros
como o período da onda, a frequência e o estado de mar. Com isso, conhecendo a carga
estática da operação, pode-se determinar o fator de amplificação dinâmica e comparar
com o fator apresentado na norma DNV-OS-H205 Lifting Operations [1].
4
1.4 Organização do Texto
A seguir descreve-se como o texto desse trabalho está organizado.
O Capítulo 2 apresenta os principais componentes de um sistema submarino de
produção.
O Capítulo 3 apresenta os métodos de lançamento de dutos flexíveis assim como
os equipamentos a bordo dos PLSV`s, mencionando também os acessórios e operações
rotineiras.
Já o Capítulo 4 apresenta uma descrição do problema a ser abordado nesse estudo,
enquanto que o Capítulo 5 apresenta o estudo de caso propriamente dito.
Finalmente, o Capítulo 6 apresenta os comentários finais, incluindo as conclusões
e propostas para trabalhos futuros.
5
2 SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO
2.1 Cabeça de Poço
A cabeça de poço é a estrutura vital para o sistema de produção submarino. Ela
fornece suporte aos revestimentos dos poços, podendo resistir aos esforços provenientes
do riser de perfuração, e também deve ser capaz de fornecer vedação para o BOP - Blow
Out Preventer na fase de perfuração. Na fase de produção, a cabeça de poço (Figura 2.1)
pode alojar e travar a Árvore de Natal e as bases adaptadoras de produção de produção.
Figura 2.1 - Cabeça de Poço [2]
Basicamente, a cabeça de poço submarina deve:
Prover suporte às colunas de revestimento do poço e à Árvore de Natal Molhada;
Aceitar todo tipo de carregamento imposto da perfuração, completação e
operações de produção;
Certificar o alinhamento e verticalização de todo o sistema.
6
2.2 Árvore de Natal Molhada
A Árvore de Natal Molhada (Figura 2.2) é um conjunto de válvulas instalado
acima da cabeça de poço que promove o controle e interface entre o poço e a as linhas de
produção. Ela possui válvulas de teste, serviço, produção e vedação, (atuadas
hidraulicamente ou mecanicamente), capaz de interromper a produção de óleo, gás e
outros líquidos provenientes do poço. Sua principal função é permitir que o fluxo de um
poço seja enviado com segurança para a plataforma por meio do acionamento de suas
válvulas.
Para direcionar a produção com segurança para a plataforma, junto à Árvore de
Natal Molhada, existe uma Base Adaptadora de Produção que tem a função de receber as
linhas de fluxo e umbilicais de controle e fazer a interface com a ANM.
Figura 2.2 - Árvore de Natal Molhada [3]
Outras funções da Árvore de Natal são:
Monitorar os parâmetros do poço, como volume produzido, temperatura,
pressão, etc.;
Injeção de produtos químicos para combater a formação de hidratos.
7
2.3 MCV (Módulo de Conexão Vertical)
O Módulo de Conexão Vertical (MCV - Figura 2.3) é um equipamento criado para
facilitar a conexão entre poço e a linha de fluxo, podendo ser de produção, serviço e
controle.
Ele basicamente tem a finalidade de conectar as linhas de produção, ter acesso ao
anular e controle da BAP, possibilitando o escoamento da produção, a injeção de gás para
operação de gas lift, a passagem de fluido hidráulico de controle e por último a injeção
de produtos químicos. Seu nome é dado pelo seu método de instalação vertical, que
facilita a operação, pois não necessita da operação simultânea entre a plataforma e o navio
de lançamento de linha – Pipeline Lay Support Vessels - PLSVs. A instalação é sempre
feita pelos PLSVs e totalmente submarina, o que resulta em um maior controle da
operação pelo navio e maior agilidade de instalação.
Figura 2.3 – Módulo de Conexão Vertical [4]
8
2.4 PLET (Pipe Line End Termination) e PLEM (Pipe Line End
Manifold)
Em alguns campos de petróleo, a quantidade de poços que fazem parte do sistema
submarino pode tornar inviável a exportação do produto feita através de risers individuais
para cada poço. Isto requer a instalação de PLEM (Pipe Line End Manifold - Figura 2.4)
que é uma estrutura submarina localizada no final de um duto, utilizada para o conectar a
um manifold ou a uma ANM através de um jumper, duto de pequeno comprimento. Pode
ser também chamado de PLET (Pipe Line End Termination), especialmente quando
provido de uma válvula e um conector vertical.
Figura 2.4 – PLEM [5]
9
2.5 Manifold
Manifolds submarinos (Figura 2.5) são estruturas utilizadas em campos de
petróleo para simplificar o sistema submarino, minimizar a quantidade de flowlines e
risers e otimizar o controle de fluxos de produção. Quando utilizado, o sistema de
produção submarino passa a ser através de manifold, substituindo o sistema de produção
através de poços satélites, onde cada poço possui sua linha de produção, serviço e
controle.
Ele é composto por um conjunto de válvulas e ligações internas que irão combinar
a distribuição, o controle e o monitoramento dos poços, como uma estrutura independente
dos poços. Ele basicamente faz a interface entre poço e plataforma recebendo o óleo
proveniente dos poços e exportando para a plataforma em um único duto, diminuindo a
quantidade de dutos e risers como dito anteriormente.
Além dessas funções, os manifolds podem também injetar gás, água e produtos
químicos para recuperação de poços, fluidos de controle através de umbilicais e fornecer
distribuição elétrica e hidráulica para todo o sistema submarino.
Figura 2.5 – Manifold Submarino [6]
10
2.6 Linhas Flexíveis
Os dutos flexíveis (Figura 2.6) são estruturas compostas por várias camadas de
diferentes materiais que proporcionam inúmeras funções. A camada mais interna é
composta por uma carcaça metálica intertravada que tem o objetivo de impedir o colapso
da linha e proteger contra a passagem de raspadores e partículas abrasivas. A estrutura
subsequente é uma camada polimérica que tem a função de estanqueidade. As estruturas
metálicas subsequentes são armaduras cuja função é resistir a cargas radiais,
principalmente à pressão interna. As duas últimas estruturas metálicas estão dispostas em
hélice e têm a função de suportar esforços de tração. A última camada é feita de um
material polimérico para encapsulamento da linha com o objetivo de proteção mecânica
e evitar a ação externa do ambiente. Em alguns flexíveis, dependendo do fabricante, há a
existência de fitas entre as camadas metálicas a fim de evitar a abrasão entre metal-metal
como também camadas mais externas com finalidades térmicas.
Figura 2.6 – Linha Flexível [7]
11
Os flexíveis podem ser divididos em risers, trecho suspenso do duto, e em
flowlines, trecho em que o duto está assentado no leito marinho. Os risers flexíveis
possuem a mesma configuração dos flowlines, porém as armaduras metálicas que provêm
resistência à tração são mais reforçadas, com a finalidade de suportar os maiores esforços
induzidos pela ação dinâmica das ondas, correntes e do movimento da plataforma.
Os tipos de configuração dos risers são descritos pela norma API 17B [8], e estão
mostrados na Figura 2.7. A forma do riser em catenária livre é a configuração mais
simples, porém apresenta uma região crítica que é o ponto em que o duto toca no fundo.
Este ponto é chamado de Touch Down Point (TDP). No TDP existe uma maior
probabilidade de surgimento de cargas compressivas e como as linhas flexíveis são pouco
tolerante a este tipo de esforço, devido ao seu arranjo mecânico interno, esta região torna-
se crítica no projeto.
Com o objetivo de se evitar o problema de cargas compressivas no TDP, foram
desenvolvidas algumas configurações que a minimizam, tais como: Steep-S, Lazy-S,
Steep Wave e Lazy Wave. Essas configurações são bem mais complexas e mais difíceis
de serem instaladas, portanto, muito pouco usadas em comparação à catenária livre.
12
Figura 2.7 - Exemplo de Configurações de Risers [9]
13
2.7 Umbilicais de Controle
O umbilical (Figura 2.8) é um grupo de cabos elétricos, fibras óticas, mangueiras
e tubos cabeados juntos com a função de conduzir o fluido hidráulico da plataforma ao
equipamento submarino para acionar diversos tipos de atuadores, como também
condução de potência elétrica e sinal. Além disso, o umbilical proporciona maior
segurança e melhor eficiência no controle dos equipamentos submarinos.
Não são só constituídos por certo número de mangueiras hidráulicas, cabos
elétricos e fibra ótica no seu interior. Possuem também estruturas metálicas que fornecem
resistência mecânica quanto a esforços radiais e axiais. Há uma camada polimérica
externa para prover acabamento e proteção externa contra agentes danosos do ambiente.
Figura 2.8 – Umbilical Eletro-Hidráulico [10]
14
3 INSTALAÇÃO SUBMARINA
3.1 Sistemas de Lançamento de Dutos Flexíveis
3.1.1 HLS (Horizontal Lay System)
O sistema de lançamento horizontal de linhas flexíveis e umbilicais é estabelecido
quando os tensionadores estão dispostos horizontalmente no convés e antes da roda de
lançamento, como pode ser visto na Figura 3.1. Esse layout resulta em grandes tensões
na roda de lançamento, pois toda a carga da catenária é sentida no momento do
lançamento.
Figura 3.1 - Sistema de Lançamento Horizontal
Alguns navios que utilizam esse sistema são por exemplo: Kommandor 3000,
Seven Condor, Normand Seven (Figura 3.2), [11]. O Kommandor 3000 e o Seven Condor
são chamados de navios triple lay, pois possibilitam o lançamento em bundle, que
consiste no lançamento de três linhas simultâneas, sendo elas de produção, serviço e
controle.
15
Figura 3.2 - Normand Seven [12]
3.1.2 VLS (Vertical Lay System)
O sistema de lançamento vertical de linhas flexíveis e umbilicais foi desenvolvido
de forma a mitigar o problema da carga da catenária ser sentida na roda de lançamento.
Para tal, os tensionadores foram dispostos verticalmente e depois da roda de lançamento,
como pode ser visto na Figura 3.3. Com isso, a roda de lançamento não sofre a carga da
catenária, sendo toda ela suportada pelos tensionadores. Isso possibilita maiores cargas e
consequentemente maiores profundidades.
16
Figura 3.3 - Sistema de Lançamento Vertical
Alguns dos navios que utilizam o sistema vertical são por exemplo: Seven Waves
(Figura 3.4), Seven Phoenix, Seven Seas e outros, [11].
Figura 3.4 - Seven Waves [13]
17
3.2 Equipamentos de Bordo
3.2.1 Deck Layout
O layout de um navio típico de lançamento apresenta-se na Figura 3.5. Nele pode-
se notar que os tensionadores estão alinhados com a calha na roda de lançamento. Essa
configuração de alinhamento chama-se fireline, que é o caminho que uma linha flexível
fará no momento em que estiver sendo manuseada. Além disso, nota-se também que o
guincho A&R está alinhado com a fireline. Geralmente essa é a configuração mais segura
a bordo dos PLSV`s, pois não há necessidade de deslocar cabos dos guinchos com roletes,
solução muito utilizada quando não se tem alinhamento com os tensionadores.
Com relação ao guindaste, como é um equipamento de intervenção submarina na
maioria dos casos, ele estar à meia nau desde que seu raio de trabalho abranja todo o
convés de lançamento.
Figura 3.5 - Layout de um deck de lançamento
3.2.2 Tensionador
O tensionador é o principal equipamento do lançamento de dutos flexíveis e
umbilicais a bordo dos navios PLSV`s. É desenvolvido para aplicar o aperto necessário
no produto, o que permite controlar a velocidade de instalação e suportar toda a carga de
topo devido ao peso da estrutura e outros acessórios presentes sem afetar a função ou
desempenho das estruturas.
18
Para suportar tal força, os tensionadores são compostos por várias esteiras, cujas
configurações podem variar de duas, três ou quatro, como na Figura 3.6 e na Figura 3.7.
Figura 3.6 - Tensionador com quatro esteiras [14]
Figura 3.7 - Tensionador com duas esteiras [15]
19
O aperto é provido por cilindros hidráulicos situados atrás das esteiras, como visto
na Figura 3.8. Dependendo do tensionador, o número e o local dos cilindros pode variar,
mas o princípio é o mesmo. Com o aperto aplicado, os cilindros proverão a força motora
capaz de rodar as esteiras para lançar ou recolher as linhas flexíveis e umbilicais.
Figura 3.8 - Cilindros hidráulicos
Para efeito de cálculo é importante o aperto ser o necessário para a linha não
correr, fenômeno que ocorre quando as camadas internas se deslocam em relação à capa
externa, danificando o produto e inviabilizando a utilização da linha.
Assim como o aperto mínimo, temos que avaliar também o aperto máximo da
estrutura, que é o quanto pode apertar sem que venha causar danos na mesma. Tal
informação geralmente é passada pelo fabricante da linha flexível ou do umbilical.
Portanto, tem-se uma janela de aperto possível para a operação, retratada na Figura 3.9,
onde o aperto, também conhecido como clamp, é proporcional à carga dinâmica máxima
da operação.
20
Figura 3.9 - Curva de crushing
Geralmente os tensionadores estão suscetíveis a falhas em caso de uma perda
súbita de pressão hidráulica nos cilindros, principalmente quando estão trabalhando em
conjunto com outro tensionador. Um acumulador hidráulico é incorporado no circuito
com válvulas que asseguram que para uma perda de pressão, haja tempo para efetuar uma
retenção (Figura 3.10).
21
Capacidade de aperto do duto
Máxima força de compressão
permitida
Força de compressão aplicada
Mínimo aperto requerido
Aperto baseado na tensão dinâmica e
coeficiente de atrito incluindo fator
de segurança.
Fator de segurança
Força de compressão
Tempo
Variação
Curva de variação de aperto
Figura 3.10 - Curva de variação de aperto
22
3.2.3 Guincho
Os principais guinchos utilizados a bordo para operações offshore de dutos
flexíveis são os A&R - Abandono e Recolhimento (Figura 3.11). Eles são especialmente
fabricados para lançar e recolher dutos do leito marinho e para outras operações que serão
detalhadas no item 3.4.
Figura 3.11 - Guincho A&R
Além das operações rotineiras, existem outros guinchos de menor capacidade de
carga que são utilizados para manuseio de extremidades que estão saindo do local de
armazenamento e também como forma de estabilizar os equipamentos, evitando o
balanço decorrente das movimentações da embarcação (Figura 3.12).
23
Figura 3.12 - Guincho Auxiliar
3.2.4 Guindaste
Os guindastes a bordo dos PLSV’s são utilizados para transbordo de carga,
manuseio de equipamentos no convés de lançamento e operações onde é necessária a
atuação de um compensador de heave, que atua na compensação do movimento vertical
da embarcação.
O compensador de heave atua em manobras submarinas onde a carga a ser
manipulada precisa de maior precisão e controle, como por exemplo, no assentamento do
MCV - Módulo de Conexão Vertical no hub da BAP - Base Adaptadora de Produção.
Existem três tipos de compensador de heave, o ativo, o passivo e o de tensão constante.
Os principais guindastes utilizados pelos PLSV’s são:
Offshore Mast Crane (Figura 3.13), adequado para lâminas d’água ultra
profundas, com grande capacidade de carga. Pode ser utilizado não só para
instalações de dutos flexíveis como também em instalações de equipamentos
submarinos como manifolds, PLET’s e PLEM’s;
24
Figura 3.13 - Offshore Mast Crane [17]
Knuckleboom Cranes (Figura 3.14), que é o mais utilizado em embarcações
PLSV’s, não tem grande capacidade de carga como os OMC’s, porém podem
chegar a grandes profundidades de lâmina d’água. Sua principal característica é
sua articulação, proporcionando uma maior área de atuação de sua lança.
Figura 3.14 - Knuckleboom Crane [18]
25
3.2.5 A-Frame e roda de lançamento
O A-Frame (Figura 3.15) é um pórtico situado na popa da embarcação utilizado
para operações de outboarding e inboarding de extremidades de dutos flexíveis. Ele,
juntamente com o guincho A&R da fireline, auxilia na elevação dessas extremidades para
que não passem pela roda de lançamento com a carga prevista da operação, evitando
assim o risco de algum dano nos acessórios e na linha.
Nos PLSV’s de lançamento horizontal, o A-Frame é mais comum do que nas
embarcações verticais. Em algumas embarcações, o A-Frame possui um guincho de topo
que auxilia nas operações. Em outros casos, onde não possui um guincho próprio, é
utilizada uma roldana para auxiliar a manobra.
Figura 3.15 - A-Frame rebatido para manobra de outboarding da extremidade final
26
3.2.6 Mesa de trabalho
A mesa de trabalho está situada abaixo da roda de lançamento dos PLSV’s, sendo
utilizada para conexões intermediárias entre tramos de linhas flexíveis. Ela possui uma
braçadeira de parada, onde é apoiada a segunda extremidade para a espera da primeira
extremidade do outro tramo que estará vindo do local de armazenamento.
Os conectores das linhas são apoiados nessa braçadeira e geralmente podem ser
apoiados em quatro regiões: pescoço, ombro, groove ou fundo, como pode ser visto nas
Figuras 3.16 e 3.17. Quando não há compatibilidade do diâmetro da braçadeira com o
diâmetro de onde será apoiado no conector, por exemplo, o diâmetro da braçadeira sendo
maior que o diâmetro do conector, é utilizado um inserto bipartido preso ao conector que
aumentará sua área de contato e viabilizará a parada na mesa.
Figura 3.16 - Conector de Linha Flexível
27
Figura 3.17 - Extremidade final parada na mesa
28
3.3 Acessórios de linha flexível
3.3.1 Conector/Armor Pot
O conector (Figura 3.18) é a terminação dos dutos flexíveis e está presente em
ambos os lados do tramo. Suas funções são: prover um acabamento para as camadas
construtivas do duto, transferir cargas do duto para as terminações e proporcionar as
conexões intermediárias e finais com tramos e equipamentos, respectivamente. Os
conectores são divididos por flanges de acordo com o diâmetro do duto. Quando não há
compatibilidade entre os flanges para uma conexão, usa-se um adaptador para viabilizar
a conexão. As conexões são realizadas através de estojos e porcas compatíveis com as
ferramentas a bordo de cada PLSV (Figura 3.19).
Figura 3.18 - Conector de Linha Flexível
29
Figura 3.19 - Conexão entre tramos
Geralmente, tubos flexíveis transportando gás ou fluido bifásico, estão sujeitos ao
fenômeno de difusão de gás através da camada termoplástica interna, ou seja, o gás
atravessa a camada interna do termo plástico e se acumula nas camadas interna e externa
do anular. Com o objetivo de prevenir a camada externa de inflar excessivamente ou
mesmo de se romper, o gás acumulado no anular é expulso através de uma válvula de
drenagem.
O armor pot é a terminação dos umbilicais, que assim como os conectores
possuem as mesmas funções, porém, no caso de umbilicais, as conexões são realizadas
junto a uma caixa de emenda que mantém as mangueiras hidráulicas alojadas e
protegidas, como pode ser visto na Figura 3.20.
Figura 3.20 - Caixa de Emenda
30
3.3.2 Cabeça de tração
A cabeça de tração é o componente utilizado que permite o fechamento do duto
flexível. Existem dois tipos de cabeças de tração, a primeira é o flange cego (Figura 3.21),
utilizado para movimentação do duto no convés e também a realização de testes de
confiabilidade do produto. O outro é o flange perfilado (Figura 3.22), utilizado para
sustentar e guiar o flexível dentro do I-Tube, onde é conectado ao conector de topo do
riser.
Figura 3.21 - Cabeça de Tração de Manuseio e Teste
31
Figura 3.22 - Cabeça de Tração Perfilada
3.3.3 Restritor de curvatura
Os restritores de curvatura (Figura 3.23) são instalados em extremidades de
flowline junto aos conectores com a finalidade de restringir a curvatura da estrutura a um
mínimo admissível. Cada restritor consiste em módulos bipartidos - geralmente
compostos por um lado macho e outro fêmea - montados sequencialmente (Figura 3.24),
que atuarão como uma vértebra, capaz de travar quando a sua curvatura atingir o mínimo
admissível.
32
Figura 3.23 - Vértebra
Figura 3.24 - Módulos de Vértebra [19]
33
3.3.4 Enrijecedor
O enrijecedor (Figura 3.25) é o acessório utilizado na extremidade do riser, mais
precisamente na conexão com a plataforma. Sua principal função é impedir uma
deformação angular do flexível, limitando as tensões de flexão à níveis previamente
determinados. Sua configuração cônica assegura uma transição gradual das deformações
e tensões no tubo flexível.
Figura 3.25 - Enrijecedor
3.3.5 Colar batente
O colar batente é o acessório utilizado para prevenir uma eventual desconexão do
enrijecedor do topo da plataforma e que venha parar na região do TDP, escorregando por
toda a catenária. É geralmente bipartido e instalado a 5 metros abaixo do enrijecedor. A
seguir pode ser visto o colar batente instalado conforme Figura 3.26.
Figura 3.26 - Colar Batente
34
3.3.6 Colar de ancoragem
O colar de ancoragem (Figura 3.27) é utilizado para ancorar a linha em sua
respectiva estaca de ancoragem. O duto flexível em catenária livre, conectado à
plataforma, exerce uma força horizontal no TDP, conforme Figura 3.28, tendo a
necessidade de ancorar a linha para que a mesma não seja dragada no leito marinho e o
ângulo de topo não seja infringido.
Figura 3.27 - Colar de Ancoragem
Figura 3.28 - Força horizontal Th
35
3.3.7 Sistema de suspensão
Os sistemas de suspensão estão relacionados ao suporte que a plataforma possui
de sustentação dos seus risers. Existem três tipos de suspensão utilizados, do tipo castelo,
do tipo cônico e o mais utilizado, do tipo I-Tube (Figura 3.29).
O I-Tube, como o próprio nome diz, é um tubo em formato de I que na sua parte
inferior possui uma estrutura chamada de boca de sino e na parte superior possui um
hang-off, estrutura bipartida que possui a finalidade de apoio ao conector do riser.
Figura 3.29 - I-Tube
36
3.3.8 Colar de anodo
Os colares de anodo são acessórios utilizados próximo aos conectores. É uma peça
que visa proteger os estojos e porcas das conexões intermediárias contra a corrosão.
Existem dois tipos de colares de anodo, do tipo anel (Figura 3.30), que é instalado no
corpo do conector e o do tipo bracelete (Figura 3.31), que são instalados na linha flexível,
todos eles bipartidos e unidos com parafuso e porca.
Figura 3.30 - Colar de anodo do tipo anel
Figura 3.31 - Colar de anodo do tipo bracelete
37
3.4 Manobras de Rotina
3.4.1 Principais recursos para a realização de manobras
Todas as operações de içamento offshore devem previamente ser estudadas e
calculadas a fim de minimizar eventuais acidentes a bordo. Para isso, existem normas
como a DNV-OS-H204 (Offshore Instalation Operation) e a DNV-OS-H205 (Lifting
Operations) que irão estabelecer padrões normativos para que se tenha a máxima
segurança possível.
Para as operações de içamento de carga são utilizadas lingadas, e essas são
compostas por manilhas, master links, ganchos, destorcedores, triplate, cabos de aço e
cintas sintéticas, onde cada operação tem sua própria montagem de acordo com sua
necessidade. Esses acessórios podem ser vistos nas Figuras 3.32 e 3.33.
Figura 3.32 - Manilha [20] e Master link [21]
Figura 3.33 - Destorcedor [22] e Gancho [23]
Nas normas que regulamentam o uso de manilhas, como por exemplo, a DNV-
OS-H205, [24], o que deve ser levado em consideração é o WLL (Work Load Limit) da
manilha, que varia de acordo com o ponto de içamento da carga. Caso a manilha receba
cargas laterais, um fator de redução deve ser aplicado ao WLL, como pode ser visto na
Figura 3.34, retirado da certificação da Crosby, [25].
38
Figura 3.34 - Fator de redução para cargas laterais [25]
Ainda a respeito das manilhas, para efeito de cálculo, a norma DNV-OS-H205,
[24] no seu item 4.2 diz que:
𝑀𝐷𝐿 < 𝑆𝑊𝐿𝑀𝑎𝑛𝑖𝑙ℎ𝑎 × 𝐹𝐴𝐷
𝑀𝐷𝐿 <𝑀𝐵𝐿
3,0
Sendo:
MDL = Carga dinâmica máxima [t]
SWL = Carga de trabalho segura [t]
FAD = Fator de amplificação dinâmica
MBL = Carga máxima de ruptura [t]
Os masters links não possuem um item na norma da DNV como as manilhas,
inclusive, a norma ASME-B30-26-2010, [26], da American Society of Mechanical
Engineers, em seu item 26-4.9.1, diz que o ângulo de carregamento afeta a carga sobre as
ligações, anéis e destorcedores, sendo que à medida que o ângulo horizontal diminui, a
carga efetiva aumenta (Figura 3.35). Geralmente, em casos onde a operação contempla
três cargas é utilizado um triplate para maior segurança (Figura 3.36).
39
Figura 3.35 - Fator de multiplicação da carga efetiva [26]
Figura 3.36 - Triplate [27]
Um aspecto que a DNV-OS-H205, [28] contempla é a normalização do uso de
cabos de aço e cintas sintéticas em seu item 4.1. Nele é possível se obter a carga mínima
de ruptura de cabos e cintas através de coeficientes que irão determinar o fator de
segurança nominal. Além dos padrões normativos que devem ser seguidos, o fabricante
deve sempre certificar o raio mínimo de dobra do seu produto, para que não seja
infringido e venha a romper durante a utilização.
40
3.4.2 Carregamento/Descarregamento em uma base
As linhas que são instaladas e utilizadas para as interligações submarinas são
provenientes de bases onshore que armazenam e fazem manutenção dos dutos flexíveis e
umbilicais de controle caso seja necessário.
Figura 3.37 - Base onshore
A operação que consiste em transferir o produto armazenado da base para o PLSV
é chamada de carregamento (descarregamento caso a transferência seja inversa). Por
facilidade, tal base possui um porto para o navio aportar (Figura 3.37).
Os navios PLSV`s apresentam três maneiras de armazenar os dutos flexíveis e
umbilicais, sendo elas por cestas, carrosséis e bobinas, cada navio tendo um ou dois desses
disponíveis. Nas cestas, o duto é armazenado do fundo ao topo sem ser tracionado. Já nos
carrosséis, o duto é armazenado verticalmente, partindo do interior para parte mais
externa e o produto é tracionado para que fique firme. Nas bobinas, a armazenagem é
realizada como um carretel. Nas Figuras 3.38 e 3.39 podem ser vistos os tipos de
armazenamento.
41
Figura 3.38 - Cesta e bobina
Figura 3.39 - Carrossel
Geralmente, a transferência da base para o navio inicia-se com a conexão do
guincho do navio à primeira extremidade do duto na base. Posteriormente o PLSV
começa a puxar e desenrolar o produto da bobina localizada onshore e finaliza quando
todo o duto está armazenado adequadamente. Os navios que possuem bobinas podem
fazer a transferência das mesmas da base para o navio com todo o produto ali armazenado,
porém esta é uma operação mais complexa e requer mais tempo de trabalho (Figura 3.40).
42
Figura 3.40 - Início do carregamento
3.4.3 Lançamento e recolhimento de dutos flexíveis
O lançamento inicia-se com a condução da primeira extremidade do duto de seu
local de armazenamento para a mesa de trabalho. Assim que posicionada na mesa, a
extremidade do duto será conectada a um equipamento submarino ou a uma extremidade
de outro duto. Nesse momento são realizados testes na conexão garantindo a segurança
necessária para a continuação da operação.
Libera-se a passagem da extremidade (conectada a equipamentos ou a outro
tramo) e continua-se a lançar linha para iniciar o lançamento do duto na rota de projeto.
Com a segunda extremidade do duto flexível acessível no seu local de
armazenamento, procede-se a transferência até a mesa de trabalho (outboarding) e o apoio
do duto na mesa retrátil com utilização do inserto adequado. Caso haja mais tramos a
serem lançados, a operação se repete para o outro tramo como descrito anteriormente.
No recolhimento, deve-se primeiramente instalar uma lingada de recolhimento no
cabo do guincho A&R com um gancho para ROV. Em seguida, localiza-se a extremidade
inicial de recolhimento do duto flexível no fundo do mar. Uma vez localizada a
extremidade, desce com o cabo do guincho A&R e conecta com auxílio do ROV a lingada
de pescaria à extremidade abandonada para iniciar-se então o recolhimento. Com a
extremidade inicial na altura da mesa retrátil realiza-se o inboarding e se conduz a
extremidade até o interior do local onde será armazenado.
43
3.4.4 Outboarding/Inboarding de extremidade
Outboarding e inboarding de extremidades são operações que consistem em
colocar para fora e para dentro do navio a extremidade da linha, respectivamente. Ambas
as operações são realizadas de maneira que os acessórios não passem pela roda de
lançamento, evitando danos no duto (Figura 3.41). Para que a extremidade seja içada,
utiliza-se o guincho A&R e o A-Frame.
Figura 3.41 - Outboarding/Inboarding
3.4.5 CVD - Conexão Vertical Direta
Conexão vertical direta é aquela executada a partir do próprio navio de
lançamento, sem auxílio de sonda, interligando-se a linha a uma interface submarina
(poço ou manifold).
3.4.5.1 CVD de 1ª Extremidade
Para realizar uma CVD de 1ª extremidade precisa-se inicialmente posicionar o
MCV no convés de lançamento para conectar a 1ª extremidade da linha, como pode ser
visto na Figura 3.42. Além da conexão do MCV com a linha, é instalado junto à manilha
do MCV um laço de cabo de aço para auxiliar na verticalização do MCV e para viabilizar
o acoplamento. Após a conexão, são realizados testes na conexão e o posterior
outboarding do conjunto MCV mais linha com o auxílio do A-Frame. Nesse momento o
tensionador lança a linha até quando o MCV estiver próximo ao solo marinho, quando
então o guindaste com compensador de heave desce até o MCV e com o auxílio do ROV
44
conecta no laço de aço para verticalizar o MCV. Quando o MCV estiver verticalizado,
então a conexão pode ser realizada.
Figura 3.42 - CVD em 1ª Extremidade
Geralmente, quando o guindaste está conectado ao cabo de aço, o MCV não
verticaliza devido à rigidez da linha. Para mitigar problemas de verticalização no
momento da operação, realizam-se análises computacionais que irão definir o estado em
que ficará o MCV. Quando se tem uma linha muito rígida são instalados cachos de
amarras na linha para auxiliar na verticalização e quando se tem uma linha muito flexível
são instalados flutuadores, conforme Figura 3.43.
Figura 3.43 - CVD em 1ª Extremidade com flutuador e cacho de amarra
45
3.4.5.2 CVD de 2ª Extremidade
A conexão em 2ª extremidade é aquela na qual a última ponta da linha ao sair da
cesta deve ser interligada ao equipamento, ou seja, parte da linha já se encontra lançada
na rota.
Para se realizar a conexão em 2ª extremidade (Figura 3.44) deve-se chegar com a
extremidade da linha na mesa de trabalho e posteriormente posicionar o MCV na mesma
para poder realizar a conexão entre ambos. Realizada a conexão, o cabo guincho A&R é
conectado no MCV com a lingada apropriada para a realização da CVD em 2ª
extremidade. O lançamento do duto prossegue, lançando o cabo do guincho A&R, até
que o MV esteja aproximadamente a vinte metros acima da BAP. O cabo do guindaste
principal é então descido até a profundidade do MCV e é transferida a carga do guincho
A&R para o guindaste com o compensador de heave.
Assim como na CVD de 1ª, geralmente usam-se flutuadores ou cachos de amarras
para verticalizar o MCV. Uma particularidade da CVD em 2ª extremidade é que se pode
usar a própria linha já lançada para ajudar a verticalização do MCV. Para isso são
instalados laços próximos a extremidade e no decorrer da linha, que irão servir para a
conexão do cabo do guincho A&R e formação de corcova, que pode ser controlada
lançando ou recolhendo o cabo do guincho.
Figura 3.44 - CVD em 2ª Extremidade
3.4.6 Pull-in e Pull-out de dutos flexíveis
Pull-in e pull-out são operações realizadas em conjunto entre um navio e uma
UEP - Unidade Estacionária de Produção. Portanto, essas manobras devem ser
coordenadas em conjunto pelas equipes das duas embarcações, com a avaliação dos riscos
46
associados às duas unidades, pois o navio pode permanecer conectado à UEP por tempo
indeterminado.
3.4.6.1 Pull-in de 1ª e Pull-out de 2ª
O pull-in de 1ª extremidade é a operação em que o lançamento das linhas se inicia
com a transferência para a plataforma da primeira extremidade do riser a sair da cesta, ou
seja, não existe ainda linha lançada, e a instalação se dará através da formação de uma
catenária dupla.
Para a realização do pull-in em primeira extremidade, deve-se instalar a lingada
de pull-in na 1ª extremidade do duto quando a mesma encontra-se posicionada no convés,
conforme Figura 3.45. Dispara-se um tiro com o cabo mensageiro na direção da UEP. O
cabo mensageiro deverá trazer para a embarcação o cabo do guincho de pull-in da UEP.
Uma vez no convés, o cabo de pull-in da embarcação deverá ser conectado à
extremidade do duto. A operação de pull-in inicia-se lançando a linha com os
tensionadores enquanto a plataforma recolhe o cabo do guincho de pull-in.
Deverá ser solicitado à plataforma que posicione a extremidade do duto no seu
respectivo suporte. O lançamento do duto prossegue em catenária dupla até o TDP ser
posicionado no ponto alvo e dá-se prosseguimento ao lançamento do duto.
Figura 3.45 - Pull-in em 1ª Extremidade
47
O pull-out de 2ª extremidade é a operação inversa ao pull-in de primeira, e consiste
na desconexão do riser da plataforma e posterior recolhimento para o PLSV.
3.4.6.2 Pull-in de 2ª e Pull-out de 1ª
Esta manobra se dá depois da realização de uma conexão submarina, onde o navio
já vem lançando linha em direção à plataforma. Dessa forma, chega-se próximo à
plataforma apenas com a extremidade final da linha flexível no convés do navio.
Para o pull-in de 2ª extremidade a manilha hidráulica e o guincho A&R são
instalados na extremidade final quando a mesma está sobre o convés e posteriormente é
feito o outboarding da extremidade até mesa retrátil.
O cabo do guincho de pull-in da UEP é enviado ao navio e conectado à lingada de
pull-in da extremidade final do riser. Então é iniciada a operação de pull-in do riser
lançando o guincho A&R enquanto a plataforma recolhe o cabo do guincho de pull-in.
Quando o guincho A&R do navio estiver sem a carga da catenária é acionada a manilha
hidráulica, que irá desconectar o guincho A&R da lingada de pull-in, a partir de então a
UEP continua recolhendo seu guincho. A seguir pode ser visto na Figura 3.46 uma
operação típica de Pull-in em 2ª Extremidade.
Figura 3.46 - Pull-in em 2ª Extremidade
48
4 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
4.1 Operações de Outboarding de Risers Flexíveis
Uma operação rotineira em projetos de instalação de dutos flexíveis é o
outboarding de extremidade final. Como descrito no item 3.4.4, tal manobra consiste em
colocar para fora do navio a extremidade final da linha de maneira que os acessórios não
passem pela roda de lançamento, evitando não apenas danos na estrutura do duto como
nos acessórios que a compõem como por exemplo o enrijecedor.
A operação consiste em rebater o A-Frame para fora do PLSV, no sentido para
fora da embarcação ao mesmo tempo em que se libera gradualmente o cabo do guincho
A&R. Com isso, elevam-se os acessórios presentes na extremidade final do riser evitando
que eles passem pela roda de lançamento.
Para tal operação, usa-se o triplate para conectar o cabo do guincho, o cabo do A-
Frame e o riser, pois o mesmo é um massame compatível para receber cargas laterais,
como pode ser mostrado nas Figuras 4.1 e 4.2 a seguir.
Figura 4.1 – Outboarding extremidade final com Triplate
49
Figura 4.2 – Detalhe do Triplate
50
4.2 Utilização do Master Link
Como existe uma limitação de comprimento para que o acessório não chegue até
a roda de lançamento e haja algum dano, utiliza-se o master link para diminuir esse
comprimento e viabilizar a operação, visto que o mesmo é menor que o triplate. Vale
lembrar que, como mencionado no item 3.4.1, não é usual utilizar o master link para
receber cargas laterais. O mesmo só é utilizado para receber cargas na direção de sua
maior dimensão e não apresentando assim um fator de redução de carga como nas
manilhas.
Na Figura 4.3 a seguir, pode-se notar que com o uso do master link o enrijecedor
não está apoiado na roda de lançamento, evitando assim um possível dano como
mencionado anteriormente.
Figura 4.3 – Outboarding extremidade final com master link
51
4.3 Cargas Laterais
O objetivo final do presente trabalho é a obtenção dos esforços no master link de
maneira a que se possa verificar a segurança da substituição do triplate por esse elemento,
uma vez que ele não foi projetado para isso.
Vale lembrar que esse estudo será direcionado à obtenção de forças no elemento
dentro de um modelo global, para que depois seja realizado um modelo local do master
link que será carregado com as forças obtidas nas análises descritas no capítulo 5.
52
5 ESTUDO DE CASO
5.1 Programa de Análise
O programa utilizado para realização da simulação dinâmica foi o SITUA-Prosim,
[29], que é um programa orientado à simulação do comportamento de sistemas de
produção de petróleo offshore. O mesmo permite realizar uma simulação dinâmica de um
modelo hidrodinâmico associado a uma malha de elementos finitos e obter uma boa
precisão dos resultados desejados.
O sistema SITUA-Prosim vem sendo desenvolvido pelo LAMCSO-COPPE-
UFRJ em colaboração com o CENPES-Petrobras. Originalmente, é utilizado para a
análise de unidades flutuantes ancoradas considerando o acoplamento do casco com as
linhas de ancoragem e risers; presentemente inclui recursos especiais para análise de
diferentes situações de instalação e avaria (incluindo instalação de dutos, objeto analisado
no presente trabalho), permitindo, em todos os casos, obter simultaneamente os
movimentos da unidade flutuante e a resposta estrutural das linhas.
A plataforma SITUA compõe a interface gráfica para entrada de dados, geração
de modelos complexos e visualização de resultados. O SITUA incorpora alguns recursos
específicos para a geração de modelos para a simulação de procedimentos de instalação
de dutos offshore.
Os módulos de análise propriamente ditos estão incorporados no programa
Prosim. A formulação do Prosim utiliza a incorporação de modelos hidrodinâmicos a
modelos de Elementos Finitos para representar o comportamento estrutural das linhas de
ancoragem e risers. Com isso o programa é capaz de fornecer os movimentos da unidade
flutuante levando em conta a resposta estrutural e hidrodinâmica das linhas, apresentando
ganhos significativos em termos de precisão, já que considera implicitamente e
automaticamente todos os efeitos não-lineares e dinâmicos decorrentes da interação entre
o casco e as linhas.
53
5.2 Modelo Estrutural
5.2.1 Unidade Flutuante
A unidade flutuante que foi considerada para realização da análise foi um
Tugboat, que é conhecido no Brasil como rebocador (Figura 5.1). Ele é uma embarcação
bem menor que um PLSV, projetado para empurrar, puxar e rebocar barcaças ou navios
em manobras delicadas como atracação e desatracação.
Figura 5.1 – Unidade Flutuante
Como é uma embarcação pequena, o rebocador é mais sucetível a variações nos
seus movimentos quando exposto a carregamentos ambientais, sendo os movimentos
mais importantes o heave, o pitch e o roll. Já os PLSV`s são embarcações maiores, pouco
sujeitas a maiores amplitudes quando comparada com os rebocadores. Na Figura 5.2
podem ser vistos os movimentos típicos de uma embarcação.
54
Figura 5.2 – Movimentação das embarcações [30]
Para realização da análise foi utilizado um RAO de movimento convencional de
um rebocador. A seguir, nas Figuras 5.3 e 5.4 estão plotados os RAOs de heave e pitch,
respectivamente, para ondas com ângulo de ataque de 180 graus, ou seja, incidindo na
proa da embarcação. As curvas para os demais graus de liberdade de movimento não
foram representadas no texto, pois as curvas de heave e pitch são as que mais influenciam
nas oscilações das simulações realizadas.
Figura 5.3 – RAO Heave – 180º
55
Figura 5.4 – RAO Pitch – 180º
5.2.2 Elementos da Análise
As linhas que compõem a análise foram modeladas em elementos finitos de
pórtico de dois nós. Basicamente o modelo estrutural analisado consiste em três linhas,
sendo elas: cabo do guincho A&R, cabo do A-Frame e riser, como pode ser visto na
Figura 5.5. Além disso, foi considerado no modelo estrutural o contato entre riser e roda
de lançamento.
Além disso, na discretização das malhas pertinentes às análises, foram
consideradas no riser malha de 0,5 metros nos segmentos na roda e convés de lançamento,
assim como na região do TDP. No trecho suspenso da catenária foram considerados
segmentos de 15 metros. No elemento que constitui o cabo do guincho foram utilizadas
malhas de 0,5 metros em segmentos próximos a conexão com o riser e aumentando
gradualmente para 2 metros até a conexão com o guincho. Já o cabo do A-Frame foram
utilizadas malhas de 0,5 metros.
56
Figura 5.5 – Modelo Estrutural
As análises foram divididas em três posições ao longo da movimentação padrão
do A-Frame para a operação. Como o carregamento ambiental aplicado na análise é
irregular, essa divisão possibilita avaliar dinâmicamente o máximo esforço nos elementos
em cada posição, uma vez que utilizando toda a movimentação pertinente ao A-Frame os
esforços máximos poderiam não ser contabilizados, pois em uma determinada posição
aleatória o tempo do carregamento ambiental seria muito pequeno quando comparado ao
seu tempo total. Portanto, desta forma, foram avaliadas as cargas axiais pontuais no topo
do riser, cabo do guincho e cabo do A-Frame em diferentes instantes da operação. As três
posições podem ser melhores entendidas nas Figuras 5.6, 5.7 e 5.8.
Vale ressaltar que, no que tange aos parâmetros da análise dinâmica, foi
considerado um intervalo de integração de 0,005 segundos e um tempo total de 1500
segundos, sendo os 300 segundos iniciais descartados, pois foi considerada uma rampa
de carregamento nos 100 segundos iniciais a fim de não obter ruídos numéricos iniciais.
Cabo do
Guincho A&R Cabo do
Guincho
A-Frame
Riser Roda de Lançamento
57
Figura 5.6– Posição 1 e detalhe do master link
Figura 5.7 – Posição 2 e detalhe do master link
58
Figura 5.8 – Posição 3 e detalhe do master link
5.2.3 Parâmetros das Linhas
Alguns parâmetros foram considerados como premissas para a realização da
análise dinâmica da operação em questão. Os elementos descritos no item 5.2.2 possuem
especificações compatíveis com as usuais. Portanto, estão bem próximas da realidade.
Tais especificações foram listadas na Tabela 5.1.
Tabela 5.1 – Parâmetros das linhas
Riser Cabo do Guincho Cabo do A-Frame
Diâmetro Ext. [m] 0.1756 0.096 0.096
Diâmetro Int. [m] 0.1016 - -
EI [kN.m²] 7.56 0.7 0.7
Peso Ar [kN/m] 0.6636 0.48461 0.48461
Peso Água [kN/m] 0.42001 0.3798 0.3798
Coef. de Arrasto 1,2 1,2 1,2
Coef. de Massa Adicionada 1,0 1,0 1,0
Parâmetros
59
5.2.4 Carregamento Ambiental
Para caracterizar o ambiente da embarcação foi definido o estado de mar irregular
com o Espectro de JONSWAP (Joint North Sea Wave Atmosphere Program) ajustado
para as condições de mares da região da Bacia de Campos. A matriz de casos de
carregamento foi definida de maneira a realizar um estudo paramétrico contemplando as
ondas com maior probabilidade de ocorrência nos mares brasileiros, que têm período de
seis a quatorze segundos e alturas típicas para uma instalação desse tipo, que seriam no
máximo iguais a dois metros.
Portanto, como dados de entrada foram utilizados a altura de onda de um e dois
metros e período de onda de seis, oito, dez, doze e quatorze segundos, estabelecendo um
conjunto de trinta análises resumidas na Tabela 5.2.
Tabela 5.2 – Resumo das Análises
Hs [m] Período [s] Hs [m] Período [s] Hs [m] Período [s]
6 6 6
8 8 8
10 10 10
12 12 12
14 14 14
6 6 6
8 8 8
10 10 10
12 12 12
14 14 14
Resumo das AnálisesPosição 1 Posição 2 Posição 3
1
2
1 1
2 2
60
5.3 Resultados
5.3.1 Características Gerais
Conforme descrito anteriormente, foram executadas diversas simulações
dinâmicas não-lineares geométricas, para cada uma das três posições do A-Frame
consideradas e para cada um dos carregamentos ambientais propostos a fim de se obterem
as forças axiais no topo do riser, no cabo do guincho A&R e no cabo do A-Frame.
Para melhor exemplificar como foi o comportamento do riser durante a análise,
optou-se por plotar um gráfico força axial [kN] vs tempo [s] de uma das análises
elaboradas, força esta obtida na conexão com o master link (Figura 5.9). Tal análise em
questão é relativa à posição três com altura de onda de um metro e período de oito
segundos.
Figura 5.9 - Gráfico: Força ao longo do tempo
No gráfico observa-se não só a variação ao longo do tempo da força axial no topo
do riser de acordo com sua movimentação prescrita no decorrer da análise como também
os 300 segundos iniciais expurgados devido ao efeito de rampa conforme descrito no item
5.2.2.
61
Devido à simulação numérica ter uma duração de 1500 segundos e o estado do
mar ser aleatório, gerado através do espectro de JONSWAP, tratamentos estatísticos
foram aplicados de modo a se obter os esforços máximos de cada um dos elementos
analisados. Tais variações estão relacionadas com o comportamento da unidade flutuante
à frente de um determinado carregamento ambiental. Portanto, o modelo estatístico que
foi utilizado para representar os dados obtidos foi o da distribuição de Weibull Tail, a fim
de obter o valor mais provável para a força axial presente em cada elemento analisado.
A seguir, serão apresentados os resultados das trinta análises realizadas, onde
serão representados em gráficos de barra com força axial [kN] vs período [s]. As forças
axiais analisadas são dos três elementos dispostos na análise, sendo eles: cabo do guincho
A&R, cabo do A-Frame e o riser.
5.3.2 Forças Axiais Máximas no Master Link
Na primeira posição, onde a configuração entre riser, cabo do guincho A&R e
cabo do A-Frame está na figura 5.6, fica claro que o guincho A&R está suportando toda
a carga da catenária, sendo a carga suportada pelo A-Frame, sendo somente o peso dos
elementos no convés. Outro fato observado é que as forças presentes no riser e no cabo
do guincho A&R estão próximas, o que representa uma configuração bem próxima do
real para o início da operação. No que se refere apenas à altura de onda, é evidente que
há maiores forças para altura de onda de dois metros, o que é um resultado esperado, visto
que a amplitude da embarcação será maior. A seguir na, Figura 5.10, estão os gráficos do
valor mais provável de Weibull para as forças no encontro do riser, guincho e A-Frame.
62
Figura 5.10 – Máxima Força de Weibull para posição 1
Na segunda posição observa-se um momento em que o peso da catenária está
sendo suportado não apenas pelo guincho A&R como também pelo A-Frame. Isso se
evidencia com o aumento da carga no A-Frame e a diminuição da carga no guincho A&R,
o que representa, assim como na primeira posição, uma situação bem próxima à realidade
a bordo dos navios de lançamento para esse tipo de operação. Tal comportamento pode
ser observado na Figura 5.11.
Vale lembrar que a operação só ocorre com o rebatimento do A-Frame para fora
do navio e com o lançamento gradual do guincho A&R. Assim como na primeira posição,
para altura de onda de dois metros, as cargas se tornam mais elevadas.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6s 8s 10s 12s 14s
Forç
a [k
N]
Período [s]
Posição 1 - H = 1m
Riser Guincho A-Frame
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6s 8s 10s 12s 14s
Forç
a [k
N]
Período [s]
Posição 1 - H = 2m
Riser Guincho A-Frame
63
Figura 5.11 – Máxima Força de Weibull para posição 2
A terceira e última posição ocorre quando quase toda a carga da catenária está
sendo suportada pelo A-Frame e a carga do guincho A&R é bem menor do que a inicial,
como pode ser visto por comparação com os resultados da primeira posição. Vale ressaltar
que assim como foi constatado na primeira posição, a força no topo do riser está bem
próxima da força presente no cabo do A-Frame, o que evidencia um comportamento
típico das operações de bordo, como pode ser visto na Figura 5.12.
Comparando-se os resultados entre alturas de onda, as análises com altura de dois
metros resultaram em maiores forças em relação às de um metro. Abaixo, estão
apresentados os gráficos referentes às forças axiais máximas de Weibull para a posição
três.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6s 8s 10s 12s 14s
Forç
a [k
N]
Período [s]
Posição 2 - H = 1m
Riser Guincho A-Frame
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6s 8s 10s 12s 14s
Forç
a [k
N]
Período [s]
Posição 2 - H = 2m
Riser Guincho A-Frame
64
Figura 5.12 – Máxima Força de Weibull para posição 3
Vale ressaltar que para as três posições analisadas as máximas forças encontradas
foram para o período de onda de oito segundos. Isso se deve ao fato do RAO da
embarcação tanto de heave quanto de pitch, terem maiores amplitudes para ondas
próximas a oito segundos.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6s 8s 10s 12s 14s
Forç
a [k
N]
Período [s]
Posição 3 - H = 1m
Riser Guincho A-Frame
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6s 8s 10s 12s 14s
Forç
a [k
N]
Período [s]
Posição 3 - H = 2m
Riser Guincho A-Frame
65
5.3.3 Fator de Amplificação Dinâmica no Topo do Riser
Na prática diária de projetos de instalação de linhas flexíveis é usual calcular
apenas as cargas estáticas, sendo utilizado como majoração um fator de amplificação
dinâmica de 1,3 de acordo com as normas utilizadas.
Como foram realizadas simulações dinâmicas para obter as forças globais do
sistema, seria interessante comparar o FAD obtido com as análises com o FAD
recomendado pela norma e usado na prática dos projetos.
Portanto, também foi levada em consideração nos resultados obtidos uma
avaliação do fator de amplificação dinâmica durante as análises. Para melhor avaliar o
FAD que o modelo esteve sujeito, foi retirado de cada análise a máxima força obtida e a
força estática a fim de obter o FAD em cada uma das análises realizadas.
O fator de amplificação dinâmica foi obtido da seguinte forma:
𝐹𝐴𝐷 = 𝐹𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟 (𝑀á𝑥. 𝑊𝑒𝑖𝑏𝑢𝑙𝑙)
𝐹𝑟𝑖𝑠𝑒𝑟 (𝐸𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑐𝑎)
Com o FAD de cada análise em mãos, foi plotado um gráfico de barras FAD vs
período [s] para cada posição analisada com o intuito de comparação com o FAD
normalizado. Para isso, em cada gráfico de barras está representado por uma linha
horizontal o fator de amplificação dinâmica que a norma propõe. Usualmente, segundo
Noble Denton nº 0027/NDI, [31] e mencionado anteriormente, o fator de amplificação
dinâmica aplicado deve ser de no máximo 1,3 para operações offshore.
Como pode ser visto nos gráficos a seguir, Figuras 5.13, 5.14 e 5.15, na maioria
das análises o FAD está acima do recomendado pela norma em projetos offshore. Isso
ocorreu devido ao RAO utilizado para a análise ser de um barco bem menor do que um
PLSV, mais propenso a ter maior influência de ondas. Além disso, o modelo de
embarcação utilizado é bem diferente de um navio típico de lançamento de linhas
flexíveis.
66
Figura 5.13 – FAD para posição 1
Figura 5.14 – FAD para posição 2
Figura 5.15 – FAD para posição 3
0
0,5
1
1,5
2
2,5
6s 8s 10s 12s 14s
FAD Riser - Posição 1
Altura de onda 1m Altura de onda 2m
0
0,5
1
1,5
2
2,5
6s 8s 10s 12s 14s
FAD Riser - Posição 2
Altura de onda 1m Altura de onda 2m
0
0,5
1
1,5
2
2,5
6s 8s 10s 12s 14s
FAD Riser - Posição 3
Altura de onda 1m Altura de onda 2m
67
6 COMENTÁRIOS FINAIS
6.1 Conclusões
As conclusões que puderam ser obtidas avaliando os resultados foram que o
comportamento das forças estão bem próximas do esperado. Quando se fala em
comportamento, deve-se entrar no mérito de que a passagem da carga da catenária foi do
guincho A&R para o A-Frame, exatamente como a manobra tem que ser realizada.
Além disso, ficou evidente de que para um estado de mar com altura de ondas de
dois metros, pode-se tornar inviável a operação, pois se tem um aumento considerável de
carga em algumas análises. Para se chegar a conclusões mais concretas, os esforços no
master link teriam que ser analisados localmente e também a capacidade de carga dos
equipamentos que compõem a embarcação. Esse deverá ser o escopo de trabalho futuro.
Geralmente, quando as cargas avaliadas para projeto estão próximas à carga máxima de
segurança do equipamento, uma análise de estado de mar é realizada a fim de se obter
uma janela de operação.
No que diz respeito ao fator de amplificação dinâmica encontrado nas análises
serem maiores do que o normalizado e dos padrões encontrados no dia a dia da
embarcação, conclui-se que essa discrepância se dá pelo fato da embarcação utilizada
como unidade flutuante nas análises ser bem menor do que um PLVS. Portanto, para
efeito de comparação com a norma vigente, fica claro a necessidade do uso de uma
unidade flutuante compatível com um navio de lançamento de linhas flexíveis, com isso
poder-se-ia aferir melhor os resultados.
No geral, avalia-se que o modelo elaborado está bom, considerando as
dificuldades encontradas para se chegar a uma unidade flutuante mais compatível com as
típicas de instalação de dutos flexíveis.
68
6.2 Trabalhos Futuros
Como descrito no item que motivou o presente trabalho, fica para trabalhos
futuros, elaborar análises locais do master link. Provavelmente, quando forem analisadas
cuidadosamente as distribuições de tensões aplicando-se as três cargas pode ser que
chegue a um consenso de uma possível redução de carga para utilização de master link
quando utilizado com cargas laterais.
Alguns cuidados devem ser levados em consideração quando for elaborado um
modelo para análise. São eles: o impacto entre manilhas dentro do master link, que ocorre
geralmente de forma abrupta, pontos de concentração de tensão entre manilha e master
link e por último, não menos importante, o conhecimento do aço utilizado para construção
do master link, pois haverá grande necessidade de se conhecer o comportamento elástico
do material.
Por fim, com os resultados obtidos no presente trabalho, viabiliza-se um
aprofundamento do estudo de master link quando utilizado com cargas laterais.
69
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] DNV-OS-H205, Lifting Operations, 2014, pp. 18.
[2] BAI, Q. & BAI, Y., Subsea Structural Engineering Handbook, 1ed. Houston,
Elsevier, 2010, pp 713.
[3] https://www.youtube.com/watch?v=SQ98y2wiMjI como acessado em 20 de
fevereiro de 2016, 23:33.
[4] http://www.oceanica.ufrj.br/deno/prod_academic/relatorios/atuais/DanielA+Fabio/
relat2/relat2.htm como acessado em 22 de janeiro de 2016, 11:46.
[5] BAI, Q. & BAI, Y., Subsea Structural Engineering Handbook, 1ed. Houston,
Elsevier, 2010, pp 56.
[6] http://tecpetro.com/2014/05/11/equipamentos-submarinos/ como acessado em 21 de
janeiro de 2016, 11:09.
[7] https://www.nov.com/Segments/Completion_and_Production_Solutions/
Subsea_Production_Systems/Flexibles/Products_and_Solutions/Designing_Flexible_Pi
pes/Materials_and_Profiles/Materials_and_Profiles.aspx como acessado em 21 de
janeiro de 2016, 13:15.
[8] API 17B, Recommended Practice for Flexible Pipe, 3ed. 2002, pp. 9.
[9] API 17B, Recommended Practice for Flexible Pipe, 3ed. 2002, pp. 10.
[10] http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/conheca-curiosidades-sobre-
equipamentos-de-nossos-sistemas-submarinos.htm como acessado em 21 de janeiro de
2016, 13:28.
[11] http://www.subsea7.com/en/media-centre/datasheets/vessel-datasheets.html como
acessado em 3 de setembro de 2016, 15:18.
[12] http://myship.com/imo/9367009/NORMAND-SEVEN como acessado em 27 de
janeiro de 2016, 9:57.
[13] https://gcaptain.com/2013/08/09/merwede-wins-e1-billion-
newbuild/#.VqiwxPkrLcs como acessado em 27 de janeiro de 2016, 9:58.
[14] http://subseaworldnews.com/2014/10/10/maritime-developments-patents-its-4-
track-tensioner/ como acessado em: 28 de outubro de 2015, 15:41.
[15] http://www.4coffshore.com/windfarms/equipment-rentocean-ots-10t-tensioner-
eid9.html como acessado em 28 de outubro de 2015, 15:45.
70
[16] NOBLE DENTON nº 27, Guidelines for Lifting Operations By Floating Crane
Vessels, 5 ed. pp. 15.
[17] http://www.offshorewind.biz/2012/05/15/seven-borealis-in-holland-for-final-
outfitting/ como acessado em 27 de janeiro de 2016, 10:01.
[18] http://www.huismanequipment.com/en/products/cranes/knuckleboom_cranes como
acessado em 27 de janeiro de 2016, 10:03.
[19] https://www.nov.com/Segments/Completion_and_Production_Solutions/
Subsea_Production_Systems/Flexibles/Products_and_Solutions/Tailor_Made_Accessor
ies/Tailor-Made_Accessories.aspx como acessado em 27 de janeiro de 2016, 9:54
[20] http://www.gunneboindustries.com/Lifting/Products/Shackles/GL-
Shackles/Gunnebo-Lifting-Standard-Shackle-No-854/ como acessado em 21 de
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[21] http://www.gunneboindustries.com/Lifting/Products/Lifting-Components---
Classic/Master-links/Master-link-M-Classic/ como acessado em 21 de fevereiro de
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[22] http://www.gunneboindustries.com/Lifting/Products/Lifting-Blocks/Snatch-
Blocks/Gunnebo-Johnson-Thrust-Bearing-Swivel/ como acessado em 21 de fevereiro de
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[23] http://www.gunneboindustries.com/Lifting/Products/Offshore/Hooks/Safety-Hook-
BK-Offshore/ como acessado em 21 de fevereiro de 2016, 14:25.
[24] DNV-OS-H205, Lifting Operations, 2014, pp. 30.
[25] Catálogo Crosby
[26] ASME B30, Rigging Hardware, 26 ed. New York, 2004, pp 5.
[27] http://www.cmdobrasil.com.br/acessorios_gn.html#dois como acessado em 21 de
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[28] DNV-OS-H205, Lifting Operations, 2014, pp. 24.
[29] JACOB, Breno P. Programa PROSIM: simulação numérica do comportamento de
sistemas para explotação de petróleo offshore – manual teórico. Versão 3.2,
LAMCSO/COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, 2006.
[30] http://www.oceanica.ufrj.br/deno/prod_academic/relatorios/2006-
/Thiago+Eloana/relat2/texto.htm como acessado em 20 de setembro de 2016, 03:56
[31] NOBLE DENTON nº 27, Guidelines for Lifting Operations By Floating Crane
Vessels, 5 ed. pp. 19.