gerenciamento de integridade de vasos de...
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GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE DE VASOS
DE PRESSÃO E TUBULAÇÕES EM UNIDADES DE
PERFURAÇÃO MARÍTIMA.
Danniel de Vasconcelos Macedo
Rio de Janeiro
Outubro de 2018
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Naval e Oceânica, Escola
Politécnica, da Universidade Federal do Rio de
Janeiro, como parte dos requisitos necessários
à obtenção do título de Engenheiro Naval e
Oceânico.
Orientadora: Marta Cecilia Tapia Reyes
ii
GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE DE VASOS
DE PRESSÃO E TUBULAÇÕES EM UNIDADES DE
PERFURAÇÃO MARÍTIMA.
Danniel de Vasconcelos Macedo
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO
DE ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO NAVAL E OCEÂNICO.
Examinado por:
Orientadora: Prof.ª Marta Cecilia Tapia Reyes, D.Sc.
Prof. Alexandre Teixeira de Pinho Alho, D.Sc.
Prof. Luiz Antonio Vaz Pinto, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
OUTUBRO DE 2018
iii
Macedo, Danniel de Vasconcelos
Gerenciamento de integridade de vasos de pressão e
tubulações em unidades de perfuração marítima. / Danniel
de Vasconcelos Macedo - Rio de Janeiro: UFRJ/ ESCOLA
POLITÉCNICA, 2018
X, 57 p.: il.: 29,7 cm.
Orientadora: Marta Cecilia Tapia Reyes
Projeto de Graduação - UFRJ/ POLI/ Engenharia
Naval e Oceânica, 2018.
Referências Bibliográficas: p.56.
1. Introdução 2. O Drillship E Suas Principais
Tecnologias 3. Gerenciamento de Integridade 4.
Gerenciamento de Integridade Segundo Normatização 5.
Conclusão e Considerações Finais I. Tapia Reyes, Marta
Cecilia. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia Naval e Oceânica. III.
Gerenciamento de integridade de vasos de pressão e
tubulações em unidades de perfuração marítima.
iv
AGRADECIMENTOS
Em primeiro lugar agradeço à minha família, por seu amor e carinho incondicional.
Obrigado por todas as formas de apoio, e por sempre estarem presentes, apesar da
distância. Meu pai Ubiraelson, fonte de inspiração e conselhos, sempre terei suas palavras
comigo. À minha mãe Aymee dedico todo o meu sucesso, seus cuidados permitiram que
chegasse aqui. E ao meu irmão Diogo agradeço a amizade, que se fortaleceu com o tempo.
Aos meus amigos, os elevo à condição de família. Daniboy, Matheus, Otto, André, Lual,
Jooj, Clarinha e Yuri, seu companheirismo e carinho foi o que me apoiou ao longo de
todos esses anos longe de casa, e continuará apoiando por tantos mais. Aos amigos que
fiz durante a graduação, também dedico os mais sinceros agradecimentos e espero os
levar para a vida. Laura, Sambaquy, Eurico, Kaskus, obrigado por terem compartilhado
comigo sorrisos, lágrimas e experiências.
Agradeço aos educadores da UFRJ, que me passaram valiosos conhecimentos e desafios
que me fizeram crescer ao longo desses anos. Em especial agradeço à professora Marta
Tápia, pela orientação nesse trabalho e pelas melhores aulas durante a graduação.
Obrigado pela preocupação com o crescimento do aluno e ética na sala de aula.
Agradeço aos colegas de trabalho que me receberam muito bem e me deram todo o
suporte nese trabalho. Sou grato pela amizade e orientação de vocês, e saibam que grande
parte do conhecimento aqui contido foi dado por vocês. Vitor, Lincon, Gustavo, Gabriel,
Vinicius e Marcos. Agradeço também ao Sr. Gareth Morgan, pela prestatividade em me
conceder parte do seu tempo para acrescentar valiosos conhecimentos a esse documento.
O final dedico à minha musa Natália. Mesmo que presente a pouco tempo em minha vida,
já se tornou especial e necessária. Agradeço por todo o carinho e sentimento, apesar da
distância. Os momentos juntos são a calmaria na vida atribulada e amenizam todas as
dificuldades. Obrigado por estar presente, sempre terei você comigo.
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Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval e Oceânico.
Gerenciamento de Integridade de Vasos De Pressão e
Tubulações em Unidades de Perfuração Marítima.
Danniel de Vasconcelos Macedo
Outubro / 2018
Orientadora: Marta Cecilia Tapia Reyes
Curso: Engenharia Naval e Oceânica
Palavras-chave: Gerenciamento de integridade, Vasos de Pressão, Tubulações, NR-13.
O trabalho consiste em analisar os processos de gerenciamento de integridade de vasos
de pressão e tubulações em uma unidade de perfuração, compilando e analisando as
normas e legislação aplicável. O objetivo é gerar um material didático e coeso que possa
servir como guia para os envolvidos nessas atividades.
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Naval and Ocean Engineer.
Integrity Management of Pressure Vessels and Process
Piping in Offshore Drilling Rigs.
Danniel de Vasconcelos Macedo
October / 2018
Advisor: Marta Cecilia Tapia Reyes
Graduation: Engenharia Naval e Oceânica
Key words: Integrity Management, Pressure Vessels, Process Piping, NR-13.
The work consists of analyzing the processes of integrity management of pressure
vessels and process piping in a offshore drilling rig, compiling and analyzing the
applicable norms and laws. The objective is to generate a didactic and cohesive material
that can serve as a guide for activities in these activities.
vii
Sumário
1. Introdução ................................................................................................................. 1
Descrição das atividades e objetivos do trabalho ......................................................... 3
2. O Drillship E Suas Principais Tecnologias .............................................................. 4
2.1 A Operação ............................................................................................................. 4
2.2 Sistemas E Equipamentos ....................................................................................... 7
2.3 Vasos de Pressão .................................................................................................. 15
2.4 Tubulações ............................................................................................................ 17
Sistemas de Alta Pressão ........................................................................................ 18
Sistemas de Baixa Pressão ...................................................................................... 20
2.5 Instrumentos ......................................................................................................... 22
Manômetro ......................................................................................................... 22
Válvulas de Segurança........................................................................................ 23
Pressure Relief Valves (PRV): ........................................................................... 23
Pressure Safety Valve (PSV): ............................................................................. 23
3. Gerenciamento de Integridade ................................................................................ 25
3.1 Inspeção Baseada em Risco (RBI) ....................................................................... 25
3.1.1 Estruturação do programa de RBI ................................................................. 27
Consequência e probabilidade de falha em Vasos de Pressão e tubulações ....... 27
Análise Qualitativa ............................................................................................. 28
Análise Quantitativa ........................................................................................... 28
Avaliação de Risco ............................................................................................. 29
Operabilidade Do Programa de RBI e Periodicidade De Inspeção .................... 30
4. Gerenciamento de Integridade Segundo Normatização ......................................... 32
4.1 Vasos de Pressão .................................................................................................. 32
Vasos de Pressão Enquadrados na NR-13 .............................................................. 32
viii
Plano de Manutenção de Vasos de Pressão ........................................................ 40
Vasos de Pressão Não-Enquadrados na NR-13 ...................................................... 44
4.2 Tubulações ............................................................................................................ 45
Tubulações Enquadradas na NR-13 ....................................................................... 45
Plano de Manutenção de Tubulações segundo NR-13 ....................................... 47
Tubulações Não-Enquadradas na NR-13 ............................................................... 48
Plano de Manutenção de Tubulações ................................................................. 49
5. Considerações Finais .............................................................................................. 54
6. Bibliografia ............................................................................................................. 56
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Sumário de Legendas
Figura 1-1 - Área de exploração do Pré-sal [1] ................................................................ 2
Figura 2-1- Esquemático de um poço [3] ......................................................................... 7
Figura 2-2 - Arranjo do sistema de içamento e rotação [4] ............................................ 11
Figura 2-32-3 - Esquema de circulação de lama. [4] ...................................................... 13
Figura 2-4 - Arranjo BOP Stack. [4] .............................................................................. 15
Figura 2-5 - Vaso de pressão vertical típico [Arquivo do autor] .................................... 16
Figura 2-62-4 - Linha de teste do poço (A) e Linha de Cimento de alta pressão (B)
[Arquivo do autor] .......................................................................................................... 19
Figura 2-7 - Linha de Lama de Alta pressão saindo da bomba de lama [Arquivo do autor]
........................................................................................................................................ 20
Figura 2-8 - Linha de água de incêndio [Arquivo do autor] ........................................... 22
Figura 2-9 - Exemplo de Manômetro metálico .............................................................. 23
Figura 2-10 - Exemplo de uma válvula de segurança instalada em um sistema
pressurizado [Arquivo do autor] ..................................................................................... 24
Figura 3-1 Gerenciamento de Risco utilizando RBI [8] ................................................. 26
Figura 3-2 Exemplo de uma matriz de risco [8] ............................................................. 30
Figura 3-3 Fluxograma de RBI [PATEL,2005] ............................................................. 31
Figure 4-1 Categorização dos Vasos de Pressão [10]..................................................... 34
Figure 4-2 Instrumento indicador de pressão de operação. [Arquivo do autor] ............. 35
Figure 4-3 placa de identificação de Vaso de pressão. [Arquivo do autor].................... 35
Figure 4-4 Indicação de categoria e código de identificação. [Arquivo do autor] ......... 36
Figure 4-5 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que não possuem
sistema próprio de inspeção [10] .................................................................................... 40
Figure 4-6 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que possuem
sistema próprio de inspeção [10] .................................................................................... 41
Figure 4-7 CMLs de um trecho do sistema de lama de alta pressão (em vermelho).
[Arquivo do autor] .......................................................................................................... 51
x
Figure 4-8 Periodicidade máxima de inspeções segundo a API 570 [11]. ..................... 52
1
1. INTRODUÇÃO
O Petróleo se tornou a principal fonte de energia não-renovável no último século, sua
importância se refletiu em importantes eventos políticos e no, cada vez maior, esforço
para sua exploração e produção. A exploração moderna do Petróleo se deu início no
século XIX, com o primeiro poço no Estado da Pensilvânia, nos Estados Unidos. Com o
aumento das atividades industriais e o uso de motores de combustão interna, a demanda
por Petróleo cresceu vertiginosamente, sendo necessária a obtenção em novas fronteiras
para atender as necessidades energéticas crescentes.
Na primeira metade do século XX se iniciaram as explorações de Petróleo em reservas
submarinas, principalmente no Golfo do México e Venezuela, com o acompanhamento
de novas tecnologias para viabilizarem tais produções. No Brasil, a Petrobrás, estatal
responsável pela extração e refino de petróleo em território nacional, começou a
exploração de reservas submarinas na década de 70, com a descoberta do campo de
Guaricema em Sergipe. Desde então a exploração e produção de Petróleo na costa
brasileira aumentou consideravelmente, com a descoberta das reservas do Pré-sal,
colocando o País no mapa como um dos novos grandes “players” do mercado e
fomentando a indústria naval e Offshore no país. Estima-se que lá estejam guardados
cerca de 80 bilhões de barris de petróleo e gás, o que deixaria o Brasil na privilegiada
posição de sexto maior detentor de reservas no mundo.
Os campos do Pré-sal se estendem do Norte da Bacia de Campos até o Sul da Bacia de
Santos, ocupando uma faixa de cerca de 800 quilômetros ao longo da costa brasileira e a
uma distância de até 300 quilômetros da costa. As jazidas se localizam em lâminas d’água
de até 2000m, seguidas por uma camada de sal que varia entre 4000 e 6000 m, totalizando
uma profundidade de exploração de até 8000m.
2
Figura 1-1 - Área de exploração do Pré-sal [1]
O pré-sal representa uma fronteira pra a exploração de Petróleo, suas grandes
profundidades precisam de cada vez mais tecnologia e esforço para viabilizar a
exploração e produção de Petróleo nessa região. Além disso, a presença de ácido
sulfídrico e gás carbônico nas reservas apresenta mais um desafio para o projeto.
Nesse contexto de exploração de reservas submarinas em águas ultra profundas, as
Sondas de perfuração marítima se apresentam como as melhores alternativas para a
perfuração e completação de poços. As Sondas podem ser Plataformas
Semissubmersíveis ou Navio-Sonda (Drillsips), embarcações projetadas e equipadas para
operar em elevada lâmina d’água e em condições adversas de alto-mar de forma segura e
controlada. Essas embarcações estão em uma operação de alto risco, em um ambiente
adverso envolvendo ativos de alto valor, sendo o gerenciamento de integridade da sonda
e de seus equipamentos fundamental para uma operação confiável e segura.
O objetivo desse trabalho é analisar o gerenciamento de integridade de um Drillship,
especificamente de vasos de pressão e tubulações, equipamentos de alto risco que operam
com altas cargas e em contato direto com a tripulação. Devido a sua alta criticidade, Vasos
3
de Pressão e tubulações são regulados por autoridades em engenharia e legislação
nacional, e tais normas serão apresentadas e como na prática devem ser aplicadas nos
programas de manutenção e inspeção. Espera-se gerar um material didático e coeso, para
esclarecimento e referência sobre a área, que possa servir como guia para os envolvidos
em atividades de gerenciamento de integridade e inspeção de vasos de pressão e
tubulações.
Descrição das atividades e objetivos do trabalho
Uma vez introduzida a temática abaixo segue uma breve descrição do conteúdo dos
próximos capítulos deste trabalho.
No capítulo 2 será apresentado o Navio de perfuração, o Drillship, descrevendo sua
operação, sistemas e equipamentos de forma geral. Então, serão apresentados os conceitos
de vasos de pressão e tubulações e como eles se aplicam em um Navio Sonda.
No capítulo 3 será introduzido o conceito de gerenciamento de integridade e de inspeção
baseada no risco, abordando como se aplica no contexto de Vasos de Pressão e tubulações
em um Navio sonda.
No capítulo 4 as normas e legislação aplicável a esses equipamentos serão descritas e
discutidas, buscando sumarizar o que se espera que seja feito no gerenciamento de
integridade dos equipamentos em questão. Ao longo desse capítulo serão incluídos
comentários de profissionais da área, coletados em entrevistas, de forma a trazer uma
perspectiva mais próxima do campo para essa questão.
4
2. O DRILLSHIP E SUAS PRINCIPAIS TECNOLOGIAS
As unidades flutuantes de perfuração marítima podem ser Plataformas
Semissubmersíveis, uma estrutura com um ou mais conveses apoiadas por colunas em
flutuadores submersos, ou um Navio-Sonda ou Drillship, embarcação que começou a ser
desenvolvida a partir de adaptações na década de 1940 para uma embarcação
especializada. Apesar do tema de gerenciamento de integridade de Vasos de Pressão e
tubulações seja comum aos dois tipos de embarcação, esse trabalho irá usar um Drillship
como referência e tratará das suas peculiaridades.
Normalmente empregado em lâminas d’água que variam entre 600 e 2000 metros, o
Drillship utiliza o Derrick para fornecer torque a coluna de perfuração que passa através
do Moonpool até o leito marinho, onde o poço é perfurado e depois completado. A
embarcação é desenvolvida com esse propósito e todo o seu arranjo gira em torno dessa
operação. Durante a perfuração de poços, um Navio-Sonda está conectado a
equipamentos no fundo do poço e precisa permanecer parado, independente da ação de
correnteza, ventos e ondas. Para isso são usados sistemas de ancoragem, compostos de
um conjunto âncoras e cabos ou correntes presos em catenária ou retesados que mantem
a embarcação na posição e mais comuns em embarcações antigas, ou sistemas de
posicionamento dinâmico, onde sensores de posição determinam a deriva e propulsores
no casco acionados por computador restauram a posição da Sonda[2], o sistema de
posicionamento dinâmico se tornou a regra para os Drillships nos últimos anos.
Uma grande vantagem do Drillship, em relação a uma Sonda Semissubmersível, é ser
uma embarcação auto propelida, capaz de rapidamente se deslocar de um poço ao outro,
aumentando a produtividade e diminuindo o tempo ocioso da unidade.
Para melhor entendimento desse tipo de embarcação, abaixo será descrita uma operação
de perfuração de poço, então os principais equipamentos e sistemas dessa embarcação
serão apresentados e, posteriormente, será introduzido como os Vasos de Pressão e
Tubulações se aplicam a esses sistemas e sua utilização.
2.1 A Operação
A perfuração de poços submarinos é feita por fases, relacionadas as características das
rochas encontradas e a profundidade do reservatório. Como é de se esperar, a perfuração
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começa em um maior diâmetro e vai afunilando, cada diâmetro é definido por uma broca,
que acaba por representar cada etapa da perfuração. Basicamente, é utilizado o torque
fornecido pelo Top Drive e o peso da coluna para que a broca tenha força necessária para
“abrir caminho” através do leito marinho e as subsequentes camadas de rochas. A
composição dos diferentes elementos da coluna de perfuração é estabelecida de modo a
garantir que haverá a rigidez, ou flexibilidade, e peso suficientes na coluna e na broca.
Durante o processo são utilizados fluidos de perfuração que possuem diversas funções
como: manter as pressões de formação sob controle, carregar os cascalhos até a superfície,
manter a estabilidade mecânica do poço, resfriar a broca, transmitir força hidráulica até a
broca e manter os cascalhos em suspensão quando sem circulação. O tipo de fluido, ou
lama de perfuração, a ser utilizado depende da natureza da rocha que está sendo perfurada,
uma vez que diferentes materiais precisam de diferentes características para manter a
integridade do poço. O fluído utilizado pode ter diversas características, podendo ser a
base de água, óleo ou sintéticos, dependendo da sua aplicação.
O coração da operação de perfuração é a Torre de Perfuração/Convés de Perfuração, onde
a coluna de perfuração é montada e recebe o torque para perfurar, sendo descida pelo
Moonpool no centro da embarcação. Nessa área é onde a perfuração é controlada e o
arranjo da planta gira em torno. Os tubos de perfuração e risers são içados para dentro da
torre dos seus respectivos conveses, um de cada lado da torre, por equipamentos de
içamento, e arranjados na vertical.
A coluna é montada apoiada em cunhas sobre a mesa rotativa, que sustenta todo o seu
peso. Conforme a coluna é montada ela é descida para o fundo do mar onde é realizada a
perfuração. Abaixo segue uma descrição em etapas de um dos métodos de como a
perfuração é feita, para fins ilustrativos serão utilizados os diâmetros de brocas e tubos
utilizados na perfuração apresentada na a pág. 114 da referência [2] deste relatório.
• Etapa 0: É descido um conjunto Base Guia Temporária (BGT) junto a um tubulão,
que é assentado com 14m de profundidade e servirá como apoio para descida da
coluna de perfuração.
• Etapa 1: Desce-se uma coluna de perfuração, com a broca de 26” e alargador de
36” , utilizando água do mar e retornando os cascalhos diretamente a superfície,
então é descido um revestimento (Casing) de 30”, um tubo metálico que será a
“parede” do poço, e é feita a cimentação dessa etapa. Junto a ele é descida a base
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guia permanente (BGP), por onde irão passar elementos das próximas etapas e
será posteriormente assentado o BOP.
• Etapa 2: Finalizada a primeira etapa é descida uma nova coluna de perfuração,
com uma broca de 26”. A mesma perfura até certa profundidade e ainda mantem
a circulação para limpar o poço de cascalhos com o auxílio da água do mar. Uma
vez perfurado e limpo, a coluna é retirada e é descido o revestimento de 20”, que
uma vez no local é feito o processo de cimentação dessa etapa e instalado um
alojador de alta pressão na sua extremidade superior, que irá promover a
integração do revestimento de superfície com os demais componentes.
• Etapa 3: É descida a coluna de risers e o Blow Out Preventer (BOP) para serem
instalados na base guia permanente (BGP), proporcionando continuidade do Deck
de perfuração para o poço, promovendo maior controle de injeção de lama,
pressão dentro do poço e permitindo as próximas etapas de perfuração.
• Etapa 4: As operações de perfuração continuam até a conclusão da perfuração do
poço.
Finalizada a perfuração é feita a completação do poço, afim de equipa-lo para a produção
de Óleo ou Gás. Nessa etapa é instalada a Base adaptadora de Produção, feito o
condicionamento do poço, avaliação da cimentação, estimulação do poço, instalação da
coluna de produção e da árvore de natal molhada. Vale ressaltar que nem sempre é feita
a completação dos poços logo após a sua perfuração, nesses casos uma capa de abandono
é instalada, permitindo a posterior retomada dos trabalhos [2].
7
Figura 2-1- Esquemático de um poço [3]
2.2 Sistemas E Equipamentos
O Drillship é uma embarcação extremamente complexa e com inúmeros tipos de
equipamentos, estruturas e sistemas. De forma geral, podemos definir os principais
sistemas de um Navio Sonda como:
• Sistemas de Movimentação de Carga
• Sistema Propulsivo/ Sistema de Posicionamento Dinâmico;
• Sistema de Geração de Energia e Sistemas Elétricos
• Sistema de Comunicação, controle e instrumentação
• Pacote de Perfuração;
O Sistema de Movimentação de carga está relacionado aos equipamentos utilizados para
mover cargas pela embarcação, isso inclui guindastes, equipamentos soltos de içamento
BOP
Riser
8
como: manilhas, eslingas, grampos, patescas e outros; e equipamentos fixos de
movimentação, como olhais, paus de carga e vigas. Durante a operação normal de um
Drillship a tripulação tem a necessidade de mover muitos equipamentos, seja para a
operação de perfuração em si, como os tubos de perfuração, que são movidos para dentro
do Drill Floor, seja em atividades periféricas, como mover um componente dentro da sala
de máquinas. Por se tratar da suspensão de cargas e o risco inerente a essa atividade todos
esses equipamentos devem estar em constante avaliação e sujeitos a inspeções periódicas
para garantir que funcionem de forma correta e segura.
O Sistema Propulsivo e o Sistema de posicionamento dinâmico se sobrepõem em um
Navio-Sonda, uma vez que em embarcações mais modernas se utilizam de uma propulsão
diesel-elétrica com Thrusters azimutais que servem tanto para propelir a embarcação
quando precisa se movimentar, quanto para fornecer as cargas para anular as forças de
corrente, vento e ondas para mantê-la parada. Os Drillships modernos utilizam uma tripla
redundância no sistema de posicionamento dinâmico, ou seja, DP3. Isso quer dizer que a
embarcação possui 3 conjuntos de motores que operam de forma independente e, se um
falhar, ainda há dois sistemas para supri-lo. Um arranjo típico são 6 propulsores
azimutais, divididos entre as 3 praças de máquinas do navio.
O Sistema de Geração de energia é composto por conjuntos Diesel-Geradores utilizados
para abastecer a embarcação, incluindo os propulsores azimutais. Esses geradores
fornecem corrente alternada a um barramento trifásico, que passa a corrente por pontes
de retificadores controlados de silício e transformam em corrente continua, para alimentar
os inúmeros equipamentos da sonda e da área de vivência, após passar por um
transformador [2]. Uma embarcação desse porte gera altas tensões e possui robustos
sistemas de transmissão de energia, que devem ser tratados com cuidado e, devido a sua
alta periculosidade, estão sujeitos a normas e legislações, como a NR-10, sendo
necessário acompanhamento constante e inspeções periódicas nesses sistemas e nos
equipamentos de proteção associados a eles.
Já o Sistema de Comunicação, controle e instrumentação está presente em praticamente
todas as atividades realizadas a bordo. A comunicação é fundamental para a segurança
em qualquer operação e por alinhar os trabalhos de todas as equipes. Um Navio-sonda
possui diversos equipamentos de comunicação com o exterior e dentro da unidade. Esse
sistema também permite controlar as operações a bordo e o meio ambiente ao seu redor,
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fornecendo parâmetros e dados importantes. Os instrumentos são fundamentais para
garantir a segurança das operações e serão mais bem tratados adiante.
O Pacote de perfuração é o mais característico de um Drillship, uma vez que é o que
realiza a sua atividade fim e o mais relevante para o tema desse trabalho, sendo por isso
o que será abordado em maiores detalhes. Para fins didáticos os seus elementos serão
devidos em quatro grupos, que serão explicados abaixo: Sistema de Içamento e Rotação,
Coluna de Perfuração, Sistema de Circulação de Lama e Sistema de Controle e Segurança
de Poço.
O Sistema de içamento e perfuração é o que sustenta, movimenta e dá torque à coluna.
Podemos definir seus principais componentes como:
1. Torre de Perfuração
2. Polias de Coroamento (Crown block)
3. Travelling block (Catarina)
4. Top drive
5. Mesa Rotativa
6. Drawworks
7. Cabo De Perfuração
8. Deadline anchor
A torre de perfuração, ou Derrick, consiste em uma estrutura de aço piramidal com seção
transversal quadrada ou retangular montada como estrutura fixa. Sua estrutura em geral
é treliçada e montada em partes, composta de aço especial, sendo necessário um
acompanhamento permanente de seus componentes sujeitos a cargas e conexões para
garantir sua integridade. Em unidades de perfuração em águas ultra profundas pode
atingir altura superior a 100m. A torre possui aberturas que permitem a passagem de risers
e tubos de perfuração para montagem da coluna, através de equipamentos de
movimentação, como Catwalks e guindastes. Dentro da torre temos os Finger Boards,
que são estruturas onde os tubos de perfuração são armazenados na vertical, e de onde
são coletados pelo Top Drive.
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A torre de perfuração é assentada sobre a Subestrutura, constituída de vigas de aço
especial montadas sobre a base da sonda, ela irá receber as descargas de peso da Torre,
provenientes do peso da coluna.
Na base da torre encontramos o drill flloor, o convés de perfuração. No drill floor é onde
acontece a montagem da coluna e a operação de perfuração é controlada, sendo o local
que recebe todos os equipamentos e suprimentos necessários para a perfuração.
No topo do Derrick temos as Polias de Coroamento (crown block), um conjunto de 5 a 8
polias fixas, que trabalham em conjunto com o Travelling Block (Catarina) para
movimentar as cargas durante as operações de perfuração. O Travelling Block (Catarina)
é um conjunto de 3 a 6 polias suspensas pelo cabo de perfuração montadas em um eixo e
contidas por uma estrutura, similar a uma patesca. O cabo de perfuração passa
alternadamente pelas polias do boco de coroamento e polias do travelling block, formando
um sistema com várias linhas passadas que se move de cima a baixo na torre, permitindo
o içamento de grandes cargas.
Já o Top Drive, produzido pela NOV e AKER, é um dos principais equipamentos desse
sistema, sendo quem realiza propriamente as operações de içamento da coluna de
perfuração, da torque à coluna e permite a circulação dos fluidos de perfuração através de
um swivel integrado. O Top Drive foi uma inovação recente da indústria de perfuração
offshore e sintetiza três equipamentos em um único, a Mesa Rotativa, o Kelly e Swivel
Head.
Quem dá poder de içamento ao arranjo e controla a descida da coluna é o Drawworks, um
poderoso guincho do qual sai o cabo de perfuração que está conectado ao Travelling
block/Top Drive. O cabo é proveniente de um carretel e é passado e fixado em uma
âncora, chamada de Deadline Anchor, que garante sua ancoragem e é onde o indicador
de peso está instalado, podendo estar localizado logo no Drill Floor ou abaixo do mesmo.
Então, ele é passado no sistema Bloco de Coroamento e Travelling Block e fixado no
tambor do Drawworks.
A figura 2-2 representa um arranjo típico desses componentes. Note que os números que
relacionam cada equipamento são os que estão na lista a cima.
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Figura 2-2 - Arranjo do sistema de içamento e rotação [4]
A Coluna de Perfuração é responsável por transmitir peso e rotação à broca, para que a
mesma atravesse as formações rochosas, e por conduzir os fluidos de perfuração e
remover os detritos das rochas que são fragmentadas pela broca do fundo do poço. Além
disso, em casos de poços inclinados são também os elementos da coluna que vão prover
direção e manter a inclinação dos tubos de perfuração. Seus principais componentes são:
• Comandos (Drill Collars): os primeiros (mais próximos da broca) componentes
da coluna, são eles que fornecem peso sobre a broca e dão rigidez à coluna,
permitindo melhor controle da trajetória do poço.
• Tubos pesados (Heavy Weight Drill Pipe): são colocados na transição entre
Comandos e Tubos de Perfuração, de forma a criar uma transição gradual entre
eles e reduzir a possibilidade de falhas por fadiga e a fricção com a parede do poço
em altas rotações a grandes profundidades.
• Tubos de perfuração (Drill Pipes): são os mais elementares componentes da
coluna de perfuração, eles estão diretamente ligados ao Top Drive e compõe a
maior parte da coluna.
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Além desses equipamentos, a coluna de perfuração também possui diversos acessórios
como Subs, que são pequenos tubos que podem realizar diversas funções dependendo da
sua concepção; Estabilizados e Escareadores, que ajudam a manter o calibre do poço e
dão maior rigidez à coluna; Alargadores e Amortecedores; e equipamentos de
movimentação de coluna, como elevadores, cunhas, chaves flutuantes e etc.
Vale lembrar que a coluna de perfuração não fica em direto contato com a água, passando
por dentro de Risers rígidos de perfuração, que além de protegerem a coluna do contato
direto com a água do mar e todas as dificuldades que isso implica, também é utilizado
para a movimentação de lama e passar comandos para a coluna.
Se faz importante citar alguns equipamentos auxiliares que são utilizados para minimizar
os efeitos da movimentação da Sonda sobre a coluna, uma vez que fazem uso de vasos
de pressão para realizar suas funções, como: Tensionadores de risers, um conjunto de
cilindros hidráulicos ligados a um anel rotativo, ligado aos risers; e os Compensadores de
Movimento, um sistema hidráulico-pneumático utilizado para manter a coluna de
perfuração em uma posição vertical constante.
O Sistema de Circulação de Lama é o responsável pelo bombeamento e circulação dos
Fluidos de Perfuração dentro da coluna e seu posterior tratamento. Vele lembrar que esses
sistemas é um dos mais relevantes para o tema desse trabalho de Gerenciamento de
Integridade de Vasos de pressão e Tubulações, uma vez que esses se fazem muito
presentes nesse sistema.
A lama de perfuração é composta de misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos
químicos e gases. Conforme dito anteriormente, os Fluidos de perfuração têm a função
de manter as pressões de formação sob controle, carrear os cascalhos até a superfície,
manter a estabilidade mecânica do poço, resfriar a broca, transmitir força hidráulica até a
broca e manter os cascalhos em suspensão quando sem circulação. Os principais insumos
da Lama de perfuração são:
• Baritina, Calcita ou Hematita: utilizados para aumentar a densidade da lama
• Água e Óleo Diesel: Utilizado para reduzir a densidade da lama
• Bentonita: É um tipo de argila, que pode ser ativo ou inerte e é utilizado para
aumentar a viscosidade do fluido.
13
Podemos dividir a circulação de lama em três fases, fase de injeção, retorno e tratamento.
As bombas de lama succionam os Fluidos de perfuração dos tanques e os injetam na
coluna de perfuração através do Swivel. Os fluidos percorrem a coluna e são passados
para o poço através dos Jatos da Broca, pequenos orifícios que permitem a passagem do
fluído. Saindo da broca o fluído de perfuração percorre o espaço anular entre a coluna e
a parede do poço ou revestimento, chegando nas Peneira Vibratória, onde se inicia o
tratamento do fluído.
A peneira vibratória tem a função de separar os sólidos mais grosseiros do fluído de
perfuração, tais como cascalho e grandes grãos de areia. Em seguida o Fluído passa por
um conjunto de dois a quatro Desareiadores, que são responsáveis por retirar a areia do
fluido. Em seguida o fluido de perfuração segue para um conjunto de 8 a 12 Dessiltadores,
responsáveis por retirar as partículas de tamanho equivalente ao Silte. Então o fluido
passa pelo Mud Cleaner, que é basicamente um Dessiltador com peneira que permite
recuperar partículas, reduzindo o gasto com aditivos. Em alguns casos o fluido ainda
passa por uma centrifuga para remover partículas ainda menores que não tenham sido
descartadas anteriormente. Por fim, o fluído é inserido com os aditivos volta para as
bombas para ser reinjetado no poço.
Figura 2-32-3 - Esquema de circulação de lama. [4]
14
Os Sistemas de Controle e Segurança de poço são de extrema importância, uma vez que
fornecem informações preciosas sobre a situação do poço e parâmetros da perfuração e
garantem a segurança no caso de um “Kick”.
Durante a operação de perfuração pode ocorrer um “Kick”, que é o fluxo indesejável do
fluido contido em alguma formação ir para dentro do poço. Se não for controlado de
forma eficiente, esse fluxo pode se transformar em um Blowout, com o poço fluindo
totalmente sem controle. Esse evento pode ter sérias consequências como danos aos
equipamentos da sonda, danos ambientais, acidentes a tripulação e até a perda, parcial ou
total, do poço [2].
Quando tratamos do Controle de Poço falamos dos equipamentos necessários ao controle
e monitoramento da perfuração, esses itens são importantes para atingir a máxima
eficiência da perfuração, que está diretamente ligada a melhor combinação dos seus
diferentes parâmetros.
Diversos instrumentos são utilizados para essa função, podendo ser classificados como
indicadores, que apenas retornam o valor de um determinado parâmetro como: o
indicador de peso sobre a broca, o torquímetro que retorna o torque da coluna de
perfuração, o manômetro que indica a pressão de bombeio e o tacômetro para medir a
velocidade de rotação e do bombeio de lama. E também temos os equipamentos
registradores, que traçam curvas dos valores medidos, a exemplo do mostrador da taxa de
penetração da broca, e da taxa de bombeio de lama e a profundidade da broca.
Já o sistema de Segurança de Poço é relativo aos Equipamentos de Segurança de Cabeça
de Poço, sendo o principal deles o Blowout Preventer (BOP). Esse equipamento está
ligado as linhas de controle de fluxo e possibilita o fechamento do poço no caso de uma
perda de controle. Devido aos esforços extras ao qual está submetido, os componentes do
BOP são integrados em uma estrutura que apresenta maior resistência e confiabilidade,
compondo o BOP Stack [2].
O BOP Stack é composto de um conjunto de preventores, equipamentos que permitem o
fechamento do espaço anular, para controlar a pressão do poço e, em último caso, fecha-
lo. Um arranjo típico de BOP Stack vai consistir de um a seis preventores do tipo gaveta
na base e até dois preventores anulares no topo [2]. O funcionamento do BOP se dá
através do controle remoto feito via comandos hidráulicos ou elétricos, feitos da
superfície e transmitido através de cabos internos aos risers. Há também acumuladores
15
submarinos, que são classificados como vasos de pressão, que armazenam energia
hidráulica para o rápido acionamento das válvulas e preventores no caso de um Blowout
sem necessidade de suprimento da superfície.
Porém, os preventores só são acionados em segundo caso, quando a primeira barreira de
controle falha, a pressão hidrostática da lama de perfuração. Ao BOP Stack também são
ligadas as linhas de Kill (Matar) e Choke (Sufocar), que são linhas de Lama de Perfuração
utilizadas para controlar a pressão do poço e promover circulação quando pelo meio usual
não é possivel. A linha de Choke possibilita aplicar uma “contrapressão” no caso de um
influxo ou “Kick”, permitindo controlar a pressão no poço. Já a linha de Kill permite uma
forma de bombear lama para o poço quando não é possível faze-lo pela coluna de
perfuração. Essas linhas são conectadas a manifolds no convés da embarcação, que são
ligados aos tanques de lama. Abaixo temos um exemplo de arranjo de um BOP Stack.
Figura 2-4 - Arranjo BOP Stack. [4]
2.3 Vasos de Pressão
Por definição, um vaso de pressão é qualquer reservatório utilizado para armazenar
fluidos em uma pressão interna ou externa diferente da atmosférica, independente de
tamanho e geometria. Esse tipo de equipamento é amplamente utilizado em qualquer
16
planta de processo, não sendo diferente na indústria de exploração offshore de Óleo e
Gás.
Vasos de pressão são equipamentos que operam sob condições perigosas e vários
acidentes já ocorreram ao longo da história. Sendo assim, suas especificações, fabricação
e operação passaram a ser regulados por autoridades em engenharia e legislações. A
Sociedade Americana de Engenharia Mecânica (ASME) e o Instituto Americano de
Petróleo (API) são algumas das principais referências em vasos de pressão e suas
regulamentações são utilizadas como base para os parâmetros de projeto, fabricação e
operação, além das rotinas de manutenção e gerenciamento de integridade.
Figura 2-5 - Vaso de pressão vertical típico [Arquivo do autor]
Para o Brasil, a Norma Regulamentadora 13 do Ministério do Trabalho (NR-13) tem
como objetivo condicionar a inspeção e operação de vasos de pressão, caldeiras e
tubulações, e tem força de lei. A norma enquadra determinados vasos de pressão como
sujeitos aos seus requerimentos, baseando-se em parâmetros como pressão de operação,
volume e fluido são enquadrados na legislação brasileira. Os equipamentos que não são
enquadrados na norma, apesar de não sujeitos a todos os requerimentos da mesma, ainda
17
devem estar incluídos em um plano de inspeção de acordo com as boas práticas nacionais
e internacionais.
Um levantamento feito no Drillship West Tellus, de propriedade da Seadrill, operando no
pré-sal brasileiro, temos cerca de 300 vasos de pressão enquadrados na NR-13, que estão
sujeitos a todos os requisitos da norma. Além desses, temos mais os itens que também
estão sob normas e padrões nacionais e internacionais, devendo estar todos incluídos no
programa de gerenciamento de integridade da Sonda.
2.4 Tubulações
Podemos classificar tubulações como um conjunto de tubos e acessórios que tem por
finalidade principal transportar fluidos de um lugar a outro. A tubulação pode conter,
misturar separar, descarregar ou distribuir produtos, conforme a necessidade do processo
[5]. Qualquer embarcação é composta de dezenas de sistemas de tubulações, esses
sistemas transportam fluidos a diversas pressões para os mais variados objetivos.
Adicionalmente, em um Drillship surge o escopo das tubulações relativas a operação de
perfuração, que operam sobre altas pressões em sistemas cruciais à unidade.
Assim como os Vasos de Pressão, as tubulações também são equipamentos que operam
sob condições perigosas, operando em alta pressão e sujeitos a ação corrosiva do
escoamento interno devido a efeitos erosivos e abrasivos. Sendo assim, o constante
acompanhamento da integridade desses elementos é fundamental para evitar vazamentos,
acidentes e perda de eficiência.
Com isto em mente, as tubulações estão sujeitas a normas de autoridades de engenharia
e legislações, a exemplo da ASME B31.3, que trata da construção de tubulações de
processos industriais e a API 570, que tange a inspeção, classificação e reparo de
tubulações de processo em operação. A NR-13 também enquadra algumas como sujeitas
as suas normatizações, que também devem fazer parte do Gerenciamento de integridade
de uma planta industrial, o que inclui um Drillship.
Podemos definir os sistemas de tubulações e vasos de pressão ligados a eles em sistemas
de alta e baixa pressão, o que define a sua criticidade e como o gerenciamento da sua
integridade deve ser tratado. A distinção entre tubulações de alta e baixa pressão é
nebulosa, em geral as normas e padrões internacionais não especificam exatamente a
18
partir de qual pressão uma tubulação pode ser considerada de baixa, média ou alta
pressão. A ASME B31.3, por exemplo, exclui sistemas com pressão de projeto abaixo de
15 PSI, exceto em caso de líquidos inflamáveis ou tóxicos e danosos a tecidos humanos,
e estabelece no seu capitulo IX que sistemas que ultrapassam a pressão estabelecida na
classificação ASME B16.5 PN420 (Class 2500) podem ser classificados como alta
pressão, sendo que esta definição depende do fluido, material e temperatura do sistema.
No entanto, essas mesmas normas permitem que essa definição seja feita pelo “dono” da
planta, conforme sua operação e os riscos que está disposto a assumir. O Drillship West
Tellus, utilizado como base para exemplos nesse trabalho, considera sistemas de alta
pressão aqueles operando acima de 5000 PSI (344.7 Bar). Apesar de parecer uma margem
muito alta, vale lembrar que essa definição é feita levando em consideração a natureza da
operação, a temperatura dos fluidos e sua classificação. Essa será a definição adotada para
esse trabalho também, caso seja necessário.
Abaixo serão apresentados alguns dos principais sistemas de alta e baixa pressão. Mais a
frente será apresentada como é feita a análise de risco desses sistemas e como é tratado o
seu gerenciamento de integridade.
Sistemas de Alta Pressão
Esses sistemas, em geral, são relacionados ao pacote de perfuração e são os mais críticos,
uma vez que uma falha pode resultar em graves consequências. Abaixo segue uma
descrição dos principais sistemas de alta pressão.
Sistema de Cimento de Alta Pressão
Esse é o sistema responsável pela cimentação do poço, sendo por onde a lama é bombeada
para o interior da coluna. Os seus componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130)
e a sua pressão de projeto é de 1035 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
Sistema de Teste de Poço
Esse sistema é utilizado para realizar os testes de pressão do poço, que servem para
identificar os fluidos contidos nas formações, verificar a pressão estática do poço e a
ocorrência de depleção, determinar a produtividade da formação e etc. Os seus
componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130) e a sua pressão de projeto é de
1035 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
19
Figura 2-62-4 - Linha de teste do poço (A) e Linha de Cimento de alta pressão (B) [Arquivo do autor]
Sistema de lama de alta pressão
Esse sistema pressurizado é utilizado para bombear o a lama de perfuração para dentro
da coluna e dentro do poço, conforme processo já explicado anteriormente. Ele pode ser
dividido em duas partes, antes do manifold de “Choke and Kill”, com uma pressão de
projeto de 517 Bar e temperatura de projeto de -10 a 50 ºC, e depois do manifold, com
pressão de projeto de 690 Bar e temperatura de projeto de -10 a 50ºC. Os seus
componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130).
20
Figura 2-7 - Linha de Lama de Alta pressão saindo da bomba de lama [Arquivo do autor]
Sistema de controle de poço / Linha de Choke and Kill
Conforme explicado anteriormente, as linhas de Choke and Kill são utilizadas para
controlar a pressão do poço e promover a circulação de lama, quando não for possível
pelos meios usuais. Os seus componentes são fabricados em liga de aço (AISI 4130) e a
sua pressão de projeto é de 1035 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
Além dos sistemas mencionados acima temos outros que também são classificados como
de alta pressão, como: Sistema de óleo bruto, Sistema de Água de Lubrificação de alta
pressão, Sistema de água de alta pressão para controle do BOP, Sistema de óleo hidráulico
de alta pressão e outros.
Sistemas de Baixa Pressão
Os sistemas de baixa pressão são fundamentais para a operação da unidade e, apesar do
nome, esses sistemas podem operar em pressões suficientemente elevadas para causar
acidentes a tripulação e perda de ativos, devendo ser constantemente acompanhados.
Dentre os principais sistemas de baixa pressão temos.
21
Sistema de Granel de Barita e Bentonita e Sistema de Granel de Cimento.
Esses dois sistemas realizam a movimentação do granel de Barita, Bentonita e Cimento,
que posteriormente serão usados para formar a lama de perfuração e a pasta de cimento
para o poço. Os seus componentes são fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e
a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
Sistema de Água de perfuração
Esse é o sistema de movimentação da água com aditivos que é utilizada na perfuração, e
não seu sistema de injeção no poço. Os seus componentes são fabricados em aço carbono
galvanizado (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura
de projeto é de -10 a 70 ºC.
Sistema de Lama de Baixa pressão
Esse é o sistema usado para a movimentação da lama dentro da planta de processo da
unidade, como no sistema de armazenamento e limpeza de lama. Os seus componentes
são fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10
Bar e sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
Sistema de Água do Mar (Sea Water)
Nesse caso se trata dos vários sistemas utilizados para movimentação de água do mar para
diversos fins, como arrefecimento e serviços gerais. Os seus componentes são fabricados
em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 15.5 Bar e sua
temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
Sistema de Óleo Diesel
É o sistema utilizado para movimentação de óleo diesel entre os tanques e para os
propulsores e outros equipamentos que utilizam diesel. Os seus componentes são
fabricados em aço carbono (ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e
sua temperatura de projeto é de -10 a 50 ºC.
Sistema de Água de Incêndio
Esse é o sistema que liga o tanque hidróforo às bombas de incêndio e as tomadas de
incêndio da Sonda. Os seus componentes são fabricados em aço carbono galvanizado
22
(ASTM A106 Gr.B) e a sua pressão de projeto é de 10 Bar e sua temperatura de projeto
é de -10 a 70 ºC.
Figura 2-8 - Linha de água de incêndio [Arquivo do autor]
Os sistemas de baixa pressão apresentados são uma pequena amostra dos inúmeros que
se tem em uma Sonda de perfuração offshore típica, dentre os muitos outros sistemas
podemos citar os sistemas de: óleo lubrificante, aditivos, esgoto, água doce, sistema de
baixa pressão de gás para o flare, fluidos hidráulicos de baixa pressão e outros.
2.5 Instrumentos
A NR-13 exige que todo sistema pressurizado tem ligado a ele instrumentos de controle
e segurança para medir a pressão e evitar o acumulo de pressão acima do considerado
seguro. Dentre os principais equipamentos temos:
Manômetro
É um instrumento que mede a pressão de fluidos em sistemas fechados, como vasos de
pressão e tubulações. Existem diversos tipos de manômetros, o principal tipo utilizado na
indústria são os Manômetros metálicos ou Aneroides, que geralmente consistem em um
tubo metálico, laminado, hermético, fechado em uma extremidade e enrolado em espiral.
23
A extremidade aberta se comunica com o depósito que contém o fluido cuja pressão se
deseja medir; então, ao aumentar a pressão no interior do tubo, este tende a desenrolar-
se, e põe em movimento uma agulha indicadora frente a uma escala calibrada em unidades
de pressão. Estes manômetros são para aplicações de 0,6 até 7.000 bar.
Figura 2-9 - Exemplo de Manômetro metálico
Válvulas de Segurança
O objetivo principal de uma válvula de segurança é a proteção da vida, ativos e meio
ambiente. Uma válvula de segurança é projetada para abrir e aliviar o excesso de pressão
de vasos ou equipamentos e fechar e evitar a liberação adicional de fluido após as
condições normais terem sido restauradas. Uma válvula de segurança é um dispositivo de
segurança e, em muitos casos, a última linha de defesa. É importante garantir que a
válvula de segurança seja capaz de operar em todos os momentos e em todas as
circunstâncias, sendo fundamental o seu constante acompanhamento. Elas podem ser
classificadas como:
Pressure Relief Valves (PRV):
É o dispositivo de alívio em uma Vaso de pressão que contém líquidos. Para tal válvula,
a abertura é proporcional ao aumento da pressão do vaso. Portanto, a abertura da válvula
não é repentina, mas gradual se a pressão for aumentada gradualmente.
Pressure Safety Valve (PSV):
É o dispositivo de alívio em um fluido compressível ou Vaso de pressão cheio de gás.
Para tal válvula, a abertura é repentina. Quando a pressão de ajuste da válvula é atingida,
a válvula abre quase completamente. Algumas também possui uma alavanca para abertura
24
da válvula em emergências. Uma das principais diferenças entre a PSV e a PRV é que a
primeira não pode ter sua pressão de abertura alterada durante a operação, somente em
eventos de calibração do equipamento.
Figura 2-10 - Exemplo de uma válvula de segurança instalada em um sistema pressurizado [Arquivo do autor]
25
3. GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE
Gerenciamento da integridade é um ponto discutido há tempos na indústria em geral.
Estudos em gerenciamento da integridade de ativos para plataforma offshore se
expandem em volume e qualidade devido a dimensão das falhas provocadas e segurança
das operações envolvidas. A história nos permite ressaltar exemplos tristes de desastres
ao longo do tempo, como: Piper Alpha, mar do norte em 1988; Deep Water Horizon,
golfo do México em 2010; Alexander L. Kielland, mar do norte em 1980; entre outros
infelizes casos.
Uma das funções da gestão de integridade é assegurar o alcance dos objetivos, por meio
da identificação antecipada dos possíveis eventos que poderiam ameaçar o atingimento
dos objetivos, o cumprimento de prazos, leis e regulamentos etc, e, implementar uma
estratégia evitando o consumo intenso de recursos para solução de problemas quando
estes surgem inesperadamente, bem como a melhoria contínua dos processos [6].
“Gerenciamento da Integridade de Ativos pode ainda ser descrito como o
processo de avaliação contínua aplicado em toda construção, design, instalação
e operações para assegurar que as instalações são e continuam adequadas à
sua finalidade.” (MILLAR, 2015)
Deve se levar em consideração também que nenhuma operação assume risco zero,
partindo desse princípio e afim de mitigar as consequentes falhas, leva-se em
consideração os seguintes fatores para análise de integridade: manutenção, inspeção,
monitoramento e programa de verificação. Esse conjunto de fatores, uma vez
institucionalizados no ambiente coorporativo, propicia ferramentas palpáveis para
adequação do estudo no cenário escolhido.
Diversas metodologias podem ser empregadas para implementar o gerenciamento de
integridade de ativos em uma planta de processos. Esse estudo sobre o gerenciamento de
integridade de Vasos de Pressão e tubulações em um navio sonda será baseado na
Inspeção Baseada em Risco (RBI), uma ferramenta já conhecida no mercado que permite
determinar os intervalos, tipo e abrangência de inspeções baseada no risco relacionado
aos ativos.
3.1 Inspeção Baseada em Risco (RBI)
“Inspeção Baseada em Risco (RBI) é um método utilizado para
identificar e gerenciar os riscos associados com a integridade dos
26
sistemas de pressão, a fim de reduzi-los a um nível ALARP (tão baixos
quanto razoavelmente praticável). Este método é utilizado como base
para priorizar e controlar os esforços de um programa de inspeção, a
fim de garantir que a inspeção é realizada de uma forma rentável e em
conformidade com a legislação pertinente no mar, a orientação da
indústria e exigências da empresa.” (MILLAR, 2015)
Risco pode ser classificado como algo que indivíduos se dispõem diariamente em sua
tomada de decisão. Proposital ou involuntariamente nos colocamos em situações onde a
decisão final é fundamentada por uma análise de risco, desde o simples ato de atravessar
a rua até a construção de uma unidade de produção de petróleo. A mensuração do Risco,
portanto, pode ser definido como o produto da multiplicação da probabilidade da falha e
consequência da falha:
“Risco = probabilidade de falha x consequência da falha.” [8]
Um programa de RBI completo visa o gerenciamento da integridade por determinar a
combinação ótima entre os métodos e frequência de inspeção; reduzindo as falhas e
controlando os riscos. Na Figura 3-1 vemos a linha superior que representa uma inspeção
convencional. Note que com o investimento inicial o risco é diminuído ao longo da
frequência de inspeção, mas não nos mesmos níveis de uma inspeção otimizada por RBI,
representada pela linha inferior. A Figura 3-1 ainda ilustra como o risco pode, inclusive,
aumentar em uma inspeção convencional, dada alta periodicidade de inspeção e a quão
invasiva é a inspeção, acelerando a deterioração do equipamento. [8]
Figura 3-1 Gerenciamento de Risco utilizando RBI [8]
27
Vale ressaltar que para se estabelecer uma rotina de manutenção baseada no risco é
preciso institucionalizar cargos e departamentos dentro do ambiente corporativo,
estabelecendo funções que vão garantir que o processo seja feito de forma adequada e
que seus resultados possam ser confiáveis. Isso requer o investimento educacional nas
funções estabelecidas, como: coordenador de RBI, Engenheiro de inspeção, Engenheiro
de integridade, Engenheiro de materiais, responsável pelos processos químicos,
responsável por operações e etc.
3.1.1 Estruturação do programa de RBI
Na prática, a estruturação de um programa de RBI envolve análises quantitativas e
qualitativas para determinar as consequências e probabilidade de falha dos ativos,
determinando o risco da operação, que será a uma fonte de informação valiosa para a
estruturação dos programas de inspeção.
Consequência e probabilidade de falha em Vasos de Pressão e tubulações
O programa de RBI combina a eventualidade do equipamento em falhar com as possíveis
resultantes da falha.
Como um exemplo, analisemos um vaso de pressão que tenha uma de suas válvulas de
contenção de fluido danificada. O vazamento pode levar a uma série de danos a estrutura.
como:
• Acumulo de gás na periferia do equipamento propiciando ignição;
• A liberação de substâncias danosas ao ser humano;
• O derramamento de substâncias danosas ao meio ambiente;
• A parada de produção devido ao vazamento;
• Consequências diretas na segurança operacional e rentabilidade do projeto.
Uma vez que as consequências são enumeradas e a probabilidade de tal evento acontecer
reportada, temos o risco da operação dimensionado. Esses parâmetros podem ser melhor
exemplificados através de uma matriz de risco, que correlaciona consequência e
probabilidade de falha, que será descrita posteriormente.
28
Análise Qualitativa
Podemos definir uma análise qualitativa como:
“Análise que usa amplas categorizações para probabilidades e
consequências da falha. Métodos que utilizam principalmente
julgamento de engenharia e experiência como base para a determinação
das probabilidades e consequências da falha.” (API 580, 2009,)
Através de métodos qualitativos se tem a dimensão das resultantes da falha dentro do
domínio onde o material de estudo se encontra. Esta análise requer profundo expertise e
domínio do sistema como um todo, uma vez que os resultados são demonstrados tanto
por intervalos quanto por classificações, como: alto, médio e baixo risco. Portanto,
diferentemente da análise quantitativa que apresenta valores discretos, o estudo
qualitativo é representado por valores menos precisos.
Análise Quantitativa
A análise quantitativa pode ser definida por:
“Uma análise de risco quantitativa (QRA) completa integra em uma
metodologia uniforme as informações relevantes sobre o projeto de
instalação, práticas operacionais, histórico operacional, confiabilidade
dos componentes, as ações humanas, a progressão física de acidentes, e
potenciais efeitos ambientais e de saúde.” (API 580, 2009,)
Durante o estudo quantitativo, combina-se os fatores estruturais e ambientais. Estudos de
risco e operabilidade (HAZOP) e falha humana são incluídos na QRA, que por fim é mais
detalhada do que o próprio estudo de RBI. Diferentemente da análise qualitativa, o estudo
quantitativo mostra com maior precisão a profundidade do risco envolvido, geralmente
representado em custo por ano.
Tomemos a exemplificação demonstrada na norma do Instituto de Petróleo Americano
(API) 580 [2009], que pode ser adaptado para nossa análise. Uma tubulação contendo
líquido inflamável é acessada para inspeção. O risco quantificado do vazamento até a
propagação final do fogo seria – valores não condizentes com a realidade aplicados:
Probabilidade de fogo = (Probabilidade de falha) x (probabilidade de ignição)
Probabilidade de fogo = (0,001 por ano) x (0,01) = 0,00001 por ano = 10-5 por ano
A probabilidade em não se ter fogo, portanto, seria:
29
Probabilidade não fogo = (Prob de falha x Prob não ignição) + Prob não falha
Probabilidade não fogo = (0,001 por ano x 0,99) + 0,999 por ano = 0, 99999 por ano
Considerando que a situação de fogo é avaliada a um custo de $ 107, teremos, portanto:
Rico de fogo = (10-5 por ano) x ($ 107) = $100/ano.
Avaliação de Risco
A avaliação de risco é valiosa para estabelecer os planos de manutenção, a partir dela são
definidos os sistemas e pontos mais críticos e estabelecidas as prioridades, periodicidade
e abrangência dos planos de inspeções.
Identificação de periculosidade (HAZID)
A análise qualitativa deve se iniciar pela identificação da periculosidade envolvida na
operação, HAZID (Hazardous Identification), mais conhecido também como
mecanismos de danos. O HAZID pode, por exemplo, identificar perdas como: corrosão
interna, corrosão externa, erosão, falhas estruturais, superdimensionamento de pressão
hidráulica, entre outros fatores que variam conforme o sistema em análise. Para tal
levantamento, se faz necessário o histórico operacional do sistema e contribuição da
engenharia com o detalhamento do equipamento.
Quando tratamos da análise de probabilidade de vasos de pressão e tubulações todas as
formas de danos físicos que seriam razoáveis de esperar que afetem esses equipamentos
operando em um Navio Sonda devem ser considerados [9], como:
• perda de metal externa devido à corrosão localizada ou geral;
• todas as formas de trinca e quaisquer outras formas de corrosão metalúrgica;
• danos mecânicos (por exemplo, fadiga, fragilização, deformação, etc.).
Outras características também devem ser levadas em consideração, como:
• Materiais de construção.
• Condições de projeto do navio, relativas às condições de operação.
• Adequação dos códigos e padrões de design utilizados.
• Eficácia dos programas de monitoramento de corrosão.
30
• A qualidade dos programas de garantia / controle de qualidade de manutenção e
inspeção.
Avaliação das consequências
Durante esta análise, leva-se em consideração os efeitos da falha no ambiente operacional.
Os fatores usualmente utilizados na estruturação dos conceitos são: Segurança, Meio
Ambiente, Produção e Custo. Todos estes avaliados conforme a gravidade do risco
envolvido, por vezes caracterizado como: Negligenciado, Marginal, Moderado, Crítico e
Catastrófico.
No escopo da avaliação de consequências de um vaso de pressão, por exemplo, deve
considerar os possíveis incidentes que podem ocorrer como resultado da liberação de
fluido, o tamanho de uma liberação potencial e o tipo de uma liberação potencial (inclui
explosão, incêndio ou exposição tóxica). A avaliação também deve determinar os
potenciais incidentes que podem ocorrer como resultado da liberação de fluidos, que
podem incluir: efeitos, danos ambientais, danos ao equipamento e tempo de inatividade
do equipamento [9].
Matriz de risco
O resultado da junção de ambas análises de consequência e probabilidade de falha podem
ser ilustrado através da matriz de risco. Quão maior nível de informações coletadas e
precisão na escolha dos valores e conceitos mais precisa é a esquematização de risco para
futura decisão da periodicidade de inspeção.
Consequência da Falha
Probabilidade
de Falha Negligenciado Marginal Moderado Crítico Catastrófico
Muito alto MÉDIO MÉDIO ALTO ALTO ALTO
Alto BAIXO MÉDIO MÉDIO ALTO ALTO
Médio BAIXO BAIXO MÉDIO MÉDIO ALTO
Baixo BAIXO BAIXO BAIXO MÉDIO MÉDIO
Muito baixo BAIXO BAIXO BAIXO BAIXO MÉDIO Figura 3-2 Exemplo de uma matriz de risco [8]
Operabilidade Do Programa de RBI e Periodicidade De Inspeção
31
De maneira facilitada, PATEL, Ramesh J., disponibiliza um fluxograma de fácil
entendimento em seu artigo intitulado “Risk Based Inspection” de novembro de 2005 –
Fig. 3-3.
Figura 3-3 Fluxograma de RBI [PATEL,2005]
Com base nas informações coletadas em cada etapa do diagrama proposto na Fig. 3-3 é
possível se criar cenários de inspeções periódicas. Exemplificando para o caso de sistemas
pressurizados, durante o primeiro ano é proposto a varredura de todos os pontos críticos
dos sistemas. Informações de programas de inspeção tradicionais são requeridos, caso
não se tenha tais informações, os pontos de análise ao longo do domínio de estudo serão
determinados durante as reuniões periódicas com informações empíricas sugeridas pelos
participantes. Já no segundo ano de análise consegue-se traçar o comportamento do
sistema considerando o fluido de trabalho e a taxa de corrosão, comportamento este que
será confirmado no terceiro ano de inspeção.
A reavaliação sistêmica deve incluir os critérios de falha já considerados em momento
anterior e os eventos que ocorreram no decorrer do ano, que pode inferir diretamente na
periodicidade de inspeção. A coleta de dados é determinada pelo time e pode ser
reavaliada ao longo do processo. Um exemplo de tal reavaliação seria a seleção de um
novo método de inspeção perante a confirmação de estabilidade do sistema ao longo
tempo.
Coleção de dados
e informações
Consequência
da falha
Probabilidade
da falha
Avaliação
de risco
Plano de
inspeção
Mitigação
(se aplicável)
Reavaliação
32
4. GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE SEGUNDO
NORMATIZAÇÃO
Conforme dito anteriormente, devido a seu alto grau de criticidade, vasos de pressão e
tubulações estão sujeitos a diversas normatizações que tem por objetivo garantir a sua
integridade.
Nesse capitulo serão abordadas as normas mais relevantes para esses equipamentos
quando se encontram em Navios Sonda operando sob legislação brasileira e o trabalho
que as normas pedem que sejam executados. Em suma, as normas serão “destrinchadas”
explicando de forma prática o que deve ser feito para estar em conformidade com as
mesmas. Serão incluídos conhecimentos coletados com profissionais do ramo, de forma
a tornar esse trabalho mais próximo da realidade.
Por este trabalho tratar de embarcações operando sob a legislação brasileira, a Norma
Regulamentadora 13, que estabelece requisitos mínimos para gestão da integridade
estrutural vasos de pressão e suas tubulações de interligação, será a principal norma
abordada, sendo utilizadas outras normativas tradicionais nessa assunto, como a API e a
ASME, quando a norma brasileira se mostrar ambígua ou aberta a outras referências.
4.1 Vasos de Pressão
Para efeitos de gerenciamento de integridade e normativas a serem cumpridas, os vasos
de pressão podem ser classificados naqueles enquadrados na Norma Regulamentadora
número 13, e sujeitos a suas requisições, e naqueles que não estão enquadrados na mesma,
mas ainda devem estar sujeitos ao gerenciamento de sua integridade e incluídos nos
planos de manutenção.
Vasos de Pressão Enquadrados na NR-13
Conforme dito anteriormente, são enquadrados na NR-13 os vasos de pressão que
possuem as seguintes características:
− vasos de pressão cujo produto P.V seja superior a 8 (oito), onde P é a pressão
máxima de operação em kPa e V o seu volume interno em m³;
33
− vasos de pressão que contenham fluido da classe A independente das dimensões
e do produto P.V;
A definição dos fluidos é dada por:
fluidos de classe A:
- Fluidos inflamáveis;
- Fluidos combustíveis com temperatura superior ou igual a 200 ºC (duzentos
graus Celsius);
- Fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 (vinte) partes por
milhão (ppm);
- Hidrogênio;
- Acetileno.
fluidos de classe B:
- Fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200 ºC (duzentos graus
Celsius);
- Fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 (vinte) partes por milhão
(ppm).
fluidos de classe C:
- Vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido.
fluidos de classe D:
- Fluido não enquadrado acima.
Em caso de mistura de fluidos, para possíveis efeitos de cálculo, deve-se considerar
sempre aquele que apresenta maior risco aos trabalhadores e instalações, conforme o
Anexo IV 1.1.1 da NR 13.
A NR-13 classifica os vasos de pressão em grupos de potencial de risco em função do
produto P.V, onde P é a pressão máxima de operação em MPa, em módulo, e V o seu
volume em m³. Então os vasos são categorizados de acordo com o seu potencial de risco
e a classe do seu fluído, conforme mostra a figura 4-1. Percebe-se que a figura 4-1 se trata
34
de uma matriz de risco, e que a NR-13 parece adotar uma metodologia baseada no risco
para gerenciar a integridade dos sistemas de pressão, definindo a sua criticidade e como
devem ser tratados nos programas de manutenção.
Figure 4-1 Categorização dos Vasos de Pressão [10]
No Drillship West Tellus, tomado como referência, um exemplo de Vaso de categoria I é
o desgaseificador a vácuo, que remove ar ou gás que estejam na Lama de Perfuração; já
na Categoria II temos os vasos de pressão dos tensionadores de riser e compensadores de
coluna.
Uma vez que o vaso esteja enquadrado na norma ele deve cumprir alguns requisitos
mínimos para a operação, tais como: possuir válvula ou outro dispositivo de segurança
com pressão de abertura ajustada em valor igual ou inferior à Pressão Máxima de
Trabalho Admissível (PMTA), instalada diretamente no vaso ou no sistema que o inclui;
possuir dispositivo de segurança contra bloqueio inadvertido da válvula quando esta não
estiver instalada diretamente no vaso; possuir um instrumento que indique a pressão de
operação (ver figura 4-2); placa de identificação, indelével, com no mínimo as seguintes
informações (ver figura 4-3):
− Fabricante;
35
− Número de Identificação;
− Ano de Fabricação;
− Pressão Máxima de Trabalho Admissível (PMTA),
− Pressão de Teste Hidrostático e
− Código de Projeto e Ano de Edição.
O vaso de pressão deve também possuir a indicação de sua categoria e seu número ou
código de identificação (ver figura 4-4).
Figure 4-2 Instrumento indicador de pressão de operação. [Arquivo do autor]
-
Figure 4-3 placa de identificação de Vaso de pressão. [Arquivo do autor]
36
Figure 4-4 Indicação de categoria e código de identificação. [Arquivo do autor]
A norma regulamentadora de número 13 (NR13) estabelece a instalação da plaqueta de
identificação, e as informações mínimas que nela devem estar contidas. Não existe
restrição relativa ao tamanho da plaqueta, seu formato, tamanho da fonte, cor, material e
até mesmo informações extras que podem estar presentes, mas o bom senso deve ser
levado em consideração.
Além dos requisitos que afetam a estrutura e funcionalidade do vaso de pressão, faz-se
necessária, também a documentação do equipamento, devidamente atualizada. A
documentação compreende:
− Prontuário do vaso de pressão a ser fornecido pelo fabricante, contendo o código
de projeto e ano de edição; a especificação dos materiais; os procedimentos
utilizados na fabricação, montagem e inspeção final e determinação da PMTA; o
37
conjunto de desenhos e demais dados necessários para o monitoramento da sua
vida útil; as características funcionais; os dados dos dispositivos de segurança; o
ano de fabricação e a categoria do vaso.
− Registro de segurança constituído por livro com páginas numeradas, pastas ou
sistema informatizados ou não com confiabilidade equivalente onde serão
registradas todas as ocorrências importantes capazes de influir nas condições de
segurança dos vasos e as ocorrências de inspeções de segurança;
− Projeto de alteração ou reparo, quando necessário; e
− Relatórios de inspeção com a identificação do vaso de pressão; identificação dos
fluidos de serviço; identificação da categoria do vaso de pressão; tipo do vaso de
pressão; data de início e término da inspeção; tipo de inspeção executada;
descrição dos exames e testes executados; resultado das inspeções e intervenções
executadas; conclusões; recomendações e providências necessárias; data prevista
para a próxima inspeção e nome legível com assinatura e número de registro do
PH no conselho regional (CREA).
Um Profissional Habilitado (PH) é aquele que tem competência legal para o exercício da
profissão de engenheiro nas atividades referentes a projeto de construção,
acompanhamento da operação e da manutenção, inspeção e supervisão de inspeção de
caldeiras, vasos de pressão e tubulações, em conformidade com a regulamentação
profissional vigente no País, sendo este Engenheiro Mecânico ou Naval, segundo
resolução do CONFEA nº 218/73. Um PH deve ser registrado no CREA como
responsável pela adequação e conformidade dos sistemas de vasos de pressão e
tubulações em uma planta segundo os critérios da NR-13, sendo quem responde
legalmente por esses sistemas.
Tratando-se de navios e plataformas, mesmo que estrangeiras, a NR13 deve ser aplicada,
conforme definição da NR-01, que define que todas as NRs devem ser seguidas onde há
trabalhadores operando sob o regime de CLT. Para isso, o primeiro passo é atender os
requerimentos básicos de identificação, segurança e documentação, além de categoriza-
los de acordo com a matriz de risco apresentada na figura 4-1, conforme mostrado
anteriormente. Como se espera de uma inspeção baseada no risco a categoria do vaso irá
definir como o mesmo será tratado nos planos de inspeção.
38
Porém, não é incomum que Drillships que precisam se adequar a NR-13 para operar no
Brasil encontrem dificuldades para atender aos requerimentos da norma. Atender aos
requisitos de identificação e segurança, apesar de ser trabalhoso é de solução óbvia.
Porém, uma das maiores dificuldades apontadas por profissionais do ramo é a falta de
rastreabilidade da documentação dos equipamentos (data book de fabricação), uma vez
que é comum que o operador da unidade não os tenha. A falta dos registros de fabricação
pode comprometer a análise técnica e elaboração do plano de inspeção dos equipamentos,
bem como onerar o projeto de adequação à Norma Regulamentadora 13, entre outros
requisitos.
Quando não há rastreabilidade dos documentos relativos aos equipamentos, ou os
mesmos são inexistentes, é necessário que um profissional Habilitado (PH) reconstitua o
prontuário, sendo imprescindível a reconstituição das premissas de projeto, dos dados dos
dispositivos de segurança e da memória de cálculo da PMTA, conforme item 13.5.1.7 da
norma.
Para se reconstruir um prontuário de um vaso de pressão o PH precisará considerar uma
premissa de projeto para o mesmo, como a ASME sec. VIII div. I. Para reconstruir a
memória de cálculo da PMTA é necessário uma verificação do histórico do vaso e de suas
características, sendo a PMTA dada, conforme a ASME, por:
Onde:
S = Tensão Admissível do Material;
E = Coeficiente da Eficiência da Solda,
e = Espessura Mínima e
R = Raio interno do Cilindro
O primeiro e mais importante item a ser verificado é o certificado do material do vaso.
Este deve ser assinado por uma classificadora (DNV, ABS ou outra) ou o fabricante. No
39
caso de vasos iguais e o certificado conter apenas os números de séries de alguns desses
vasos, o PH pode considerar os certificados para todo o grupo.
Caso não seja encontrado o certificado, existem duas alternativas que podem ser
consideradas:
1. A análise do material (PMI - Positive Material Identification) pode ser utilizada
para determinação da liga ou,
2. A premissa de que o material do vaso é o aço grau A283 Grade C, o material mais
básico e com as menores características de resistência mecânica, utilizado na
confecção de vasos de pressão, conforme a ASME VIII seção II. Dessa forma
estará utilizando o parâmetro mais conservador.
É requisito da ASME VIII que os vasos de pressão que possuem tampos soldados
necessitam ser radiografados para que seja assegurada a eficiência do processo de
soldagem, nesses casos o coeficiente considerado é 1,0. Em casos que Mednão se tenha
registro do processo de soldagem, o coeficiente de junta considerado para cálculos deve
ser de 0.7. Caso não haja tampos soldados, é considerado coeficiente 1,0.
Vale lembrar que a maior causa de reprovações/reduções de pressões de trabalho é a não
existência de documentos que comprovem o processo de soldagem, quando existente, e
o material utilizado para confecção do vaso, levando a considerar um material de tensão
admissível menor que a real.
Para efeito de verificação da espessura do vaso de pressão dois tipos de medição de
espessura podem ser efetuados, o ‘spot check’, também chamado de medição por pontos,
com aproximadamente 20 pontos de medições, incluindo sempre casco e tampo, ou então,
varredura por ultrassom que também pode ser utilizada como substituição ao teste
hidrostático por ensaio não destrutivo alternativo. Neste caso, o PH deverá certificar-se
que o relatório terá explicitamente a realização da medição por varredura. Com a menor
espessura obtida pode-se facilmente determinar o raio interno do cilindro e calcular a
PMTA. Vale ressaltar que a PMTA não deve ser superior a pressão de projeto.
Em posse de todas as informações necessárias já detalhadas, conforme solicitado, é
possível a geração de uma base de dados que resulta na categoria de cada vaso, o que nos
permite definir a periodicidade das inspeções.
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Plano de Manutenção de Vasos de Pressão
Segundo a NR-13 os vasos de pressão devem ser submetidos a inspeções de segurança
inicial, periódica e extraordinária.
A inspeção de segurança inicial deve ser realizada em vasos novos, antes de sua entrada
em funcionamento, no local definitivo de instalação, devendo compreender exame interno
e externo. É requisito que o vaso de pressão tenha sido submetido a um teste hidrostático,
caso o mesmo não tenha sido feito durante a fabricação do mesmo, pode ser feito durante
a inspeção de segurança inicial ou até a próxima data de inspeção interna.
A inspeção de segurança periódica, constituída por exames externo e interno, e em alguns
casos também testes hidrostáticos, quando já não feitos anteriormente durante a vida do
vaso de pressão, devendo obedecer aos prazos máximos, mostrados abaixo, estabelecidos
pela norma. Vale lembrar que o prazo real deverá ser estabelecido pelo PH em função da
experiência anterior disponível, devendo ser contado a partir do último exame executado
no vaso de pressão.
Figure 4-5 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que não possuem sistema próprio de
inspeção [10]
41
Figure 4-6 Periodicidade de inspeções periódicas de vasos em empresas que possuem sistema próprio de inspeção
[10]
A inspeção extraordinária é realizada nas seguintes oportunidades:
− sempre que o vaso de pressão for danificado por acidente ou outra ocorrência que
comprometa sua segurança;
− quando o vaso de pressão for submetido a reparo ou alterações importantes,
capazes de alterar sua condição de segurança;
− antes do vaso de pressão ser recolocado em funcionamento, quando permanecer
inativo por mais de 12 (doze) meses;
− quando houver alteração do local de instalação do vaso de pressão, exceto para
vasos móveis.
Já para instrumentos de segurança (PSV e PRV) a norma estabelece que os mesmos
devem ser desmontados, inspecionados e calibrados e mantidos em boas condições, sendo
que a periodicidade não deve ser superior ao tempo de inspeção periódica dos vasos aos
quais estão instalados. A periodicidade da dessas inspeções, de forma geral, é estabelecida
no procedimento interno do dono da planta de processos.
De acordo com profissionais do ramo, a calibração dos instrumentos é um dos aspectos
mais trabalhosos de se atender. Pois, para retirar os equipamentos do sistema é necessário
que o mesmo seja despressurizado, o que nem sempre é possível sem afetar a operação
da sonda. Esse é um dos motivos de muitas vezes unidade que vem operar no Brasil
precisarem de um tempo em shutdown e ir a um estaleiro para se adequar a NR-13, pois
42
é necessário incluir redundâncias nos sistemas de tubulações de forma a permitir que a
remoção dos instrumentos seja feita sem maiores transtornos durante a operação. Quando
as linhas dos sistemas pressurizados não foram projetadas tendo em mente requisições
brasileiras e quando não é aceitável fazer tais modificações, é necessário que haja muito
planejamento para permitir a remoção periódica de instrumentos durante a operação.
É importante lembrar que, em casos de reparo e alterações no equipamento, o PH deve
elaborar um Plano de Alteração e Reparo, contemplando o motivo do reparo, as técnicas
utilizadas e incluindo esses dados no plano de RBI.
Exame Externo
Apesar de prever exames externos nos vasos de pressão, a NR-13 não especifica a
abrangência da inspeção de segurança periódica bem como as técnicas a serem utilizadas,
que deverão ser definidas pelo PH com base no histórico do vaso de pressão e nas normas
técnicas vigentes.
De acordo com a API 510 - Pressure Vessel Inspection Code:In-Service Inspection, Rating,
Repair, and Alteration, 9th Ed., 2006 - Inspeções externas são realizadas para verificar a
condição da superfície externa dos vasos, sistemas de isolamento, sistemas de pintura e
revestimento, suportes, estrutura associada; e para verificar se há vazamentos, pontos
quentes, vibração, espaço para dilatação e o alinhamento geral do vaso em seus suportes.
Durante a inspeção externa, deve ser dada especial atenção dada as soldas utilizadas para
fixar componentes (por exemplo, placas de reforço e grampos), para fissuras ou outros
defeitos. De forma geral essas verificações podem ser feitas através da inspeção visual,
dado que se tem acesso para isso. Caso contrário, técnicas alternativas precisam ser
empregadas para verificar áreas de difícil acesso, como o uso de espelhos e boroscópios.
É uma boa prática da indústria a utilização da técnica de ultrassom para medição de
espessura da parede do vaso, acompanhando possíveis perdas de material. Caso
visualmente o vaso não apresente boas condições, deve-se solicitar uma limpeza e
remoção de tinta para que também através da técnica de Ultrassom possa-se verificar se
houve perda de espessura nos pontos mais danificados externamente. Se não houver perda
significativa, apenas a pintura deve ser recomendada.
43
Havendo perda de espessura, esse valor deve ser considerado como sendo o menor valor
medido e por isso uma nova verificação da PMTA deve ser efetuada a fim de evitar
informações falsas relativas a inspeção.
Também é uma boa prática averiguar a situação da calibração dos instrumentos de
segurança do vaso de pressão em sua inspeção externa, garantindo que os instrumentos
estão sempre em conformidade.
Exame Interno
Assim como para os exames externos, os exames internos, apesar de previstos não são
especificados na NR-13. Em seu glossário temos uma breve definição do que se trata, ao
definir como:” exame da superfície interna e de componentes internos de um
equipamento, executado visualmente, com o emprego de ensaios e testes apropriados para
avaliar sua integridade estrutural.”
A API 510 estabelece que uma inspeção interna deve se certificar dos bons estados das
superfícies sobre pressão e procurar danos que não seriam identificados pela inspeção
externa. De forma geral a inspeção interna é feita através do método de inspeção visual,
podendo ser utilizados diversos aparelhos para auxiliar nesse método. A API 510 também
sugere que outros ensaios como: líquido Penetrante e corrente parasita podem ser
aplicados.
Para vasos nos quais não seja fisicamente possível realizar a inspeção interna, o PH pode
definir um ensaio alternativo para verificar a integridade do equipamento, como varredura
por ultrassom, teste hidrostático e outros. São exemplos de vasos de pressão que não
permitem o exame interno:
− Aqueles que não possuem bocas de visita ou aberturas que permitam a passagem
de uma pessoa.
− Aqueles cujo diâmetro do casco não permite o acesso de uma pessoa.
− Trocadores de calor com espelho soldado ao casco, etc.
Teste Hidrostático
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A norma exige que seja feito ao menos um teste hidrostático durante a vida útil do vaso
de pressão, aceitando o teste hidrostático feito durante a fabricação do equipamento. Caso
não haja registro de tal inspeção, o mesmo deve ser executado na primeira oportunidade
possível.
O teste hidrostático pode ser feito com água a temperatura ambiente ou com o próprio
fluido de trabalho do vaso, contanto que o mesmo seja Classe D.
Vasos de Pressão Não-Enquadrados na NR-13
Segundo o item 13.2.2 da NR-13 os tipos de vasos de pressão relacionados abaixo estão
dispensados do cumprimento dos demais itens da Norma, devendo ser inspecionados sob
a responsabilidade técnica de um PH, considerando recomendações do fabricante,
códigos e normas nacionais ou internacionais a eles relacionados, bem como submetidos
a manutenção.
− recipientes transportáveis, vasos de pressão destinados ao transporte de produtos,
reservatórios portáteis de fluido comprimido e extintores de incêndio;
− recipientes transportáveis de gás liquefeito de petróleo – GLP – com volume
interno menor do que 500 L (quinhentos litros) e certificados pelo INMETRO;
− vasos de pressão destinados à ocupação humana;
− vasos de pressão que façam parte de sistemas auxiliares de pacote de máquinas;
− vasos de pressão sujeitos apenas à condição de vácuo inferior a 5 (cinco) kPa,
independente da classe
− do fluido contido;
− tanques e recipientes para armazenamento e estocagem de fluidos não
enquadrados em normas e códigos de projeto relativos a vasos de pressão;
− vasos de pressão com diâmetro interno inferior a 150 mm (cento e cinquenta
milímetros) para fluidos das classes B, C e D, e cujo produto P.V seja superior a
8 (oito), onde P é a pressão máxima de operação em kPa, em módulo, e V o seu
volume interno em m³;
− vasos intimamente ligados a equipamentos rotativos ou alternativos, pois entende-
se que, além dos esforços de pressão, estes equipamentos estão sujeitos a esforços
dinâmicos que poderão provocar fadiga, corrosão fadiga, etc. Entende-se que tais
vasos sejam cobertos por normas específicas mais rigorosas que a NR-13.
45
Quando tratamos de algum item listado a cima, não há uma diretriz clara por parte da NR-
13 de como o gerenciamento de integridade do mesmo deve ser tratado, ficando a cargo
do PH definir como tal será feito.
Nesses casos, os equipamentos são inseridos no plano de RBI, onde a partir da análise de
risco do vaso de pressão e da sua criticidade o “Profissional Habilitado” irá determinar a
periodicidade e abrangência das inspeções periódicas, com base em sua experiência e
recomendações do fabricante e regulamentações. Conforme explicado anteriormente, a
inspeção baseada no risco (RBI) é um processo iterativo e, a partir dos dados coletados
sobre o equipamento ao longo de sua operação e o resultado das inspeções periódicas, os
planos de inspeção e manutenção são modificados, de forma a melhor garantir a
integridade do equipamento.
4.2 Tubulações
Para efeitos de gerenciamento de integridade e normativas a serem cumpridas, as
tubulações, assim como os vasos de pressão, podem ser classificadas naqueles
enquadrados na Norma Regulamentadora 13, e sujeitos a suas requisições, e naqueles que
não estão enquadrados na mesma. No entanto, diferente de quando falamos de vasos de
pressão, a maioria dos sistemas de tubulação em um Navio Sonda não estão entre aqueles
especificados pela norma brasileira e seu gerenciamento de integridade é feito pelo
programa de RBI estabelecido.
Nesses casos, o gerenciamento de integridade se apoia de normativas e boas práticas
internacionais, como a API 570, que trata de inspeção, manutenção e reparos de
tubulações em serviço.
Tubulações Enquadradas na NR-13
São enquadrados na NR-13 tubulações ou sistemas de tubulação interligados a caldeiras
ou vasos de pressão, enquadrados na norma, que contenham fluidos de classe A ou B
conforme mostrado anteriormente. Vale lembrar que a norma abre margem para que o
PH enquadre sistemas inteiros ou apenas linhas, conforme o seu entendimento técnico e
necessidade da planta, e é possível que apenas alguns trechos de um sistema estejam
enquadrado na norma.
46
Trechos de linhas tipicamente enquadrados como NR-13 são os que estão ligados aos de
gaseificadores da planta de processos de lama ou aos ligados ao sistema de árvore de natal
molhada.
Segundo a NR-13, as empresas que possuem tubulações e sistemas de tubulações
enquadradas nesta norma devem possuir um programa e um plano de inspeção que
considere, no mínimo, as variáveis, condições e premissas descritas abaixo:
− os fluidos transportados;
− a pressão de trabalho;
− a temperatura de trabalho;
− os mecanismos de danos previsíveis;
− as consequências para os trabalhadores, instalações e meio ambiente trazidas por
possíveis falhas das tubulações.
Vemos que todas essas variáveis seriam levantadas em um programa de RBI padrão e
consideradas nas análises de risco quantitativas e qualitativas. Porém, diferente de como
faz para vasos de pressão, a NR-13 não determina uma matriz de risco especifica que
deva ser adotada, cabendo ao responsável pelo plano de manutenção desses sistemas
elabora-la.
É estabelecido pela norma brasileira que tubulações ou sistemas de tubulação devem
possuir dispositivos de segurança e indicadores de pressão de operação, conforme os
critérios do código de projeto utilizado, ou em atendimento às recomendações de estudo
de análises de cenários de falhas. Além disso, os sistemas de tubulação devem ser
identificáveis segundo padronização formalmente instituída pelo estabelecimento, e
sinalizadas conforme a Norma Regulamentadora n.º 26.
Além dos requisitos que afetam a estrutura e funcionalidade do vaso de pressão, faz-se
necessária, também a documentação do sistema, devidamente atualizada. A
documentação compreende:
− especificações aplicáveis às tubulações ou sistemas, necessárias ao planejamento
e execução da sua inspeção;
− fluxograma de engenharia com a identificação da linha e seus acessórios;
− projeto de alteração ou reparo sempre que as condições de projeto forem
modificadas e sempre que forem realizados reparos que possam comprometer a
47
segurança. Lembrando que os projetos de alterações ou reparo devem ser
concebidos ou aprovados por PH; determinar materiais, procedimentos de
execução, controle de qualidade e qualificação de pessoal; ser divulgados para os
empregados do estabelecimento que estão envolvidos com o equipamento.
− relatórios de inspeção que contenham identificação da(s) linha(s) ou sistema de
tubulação; fluidos de serviço da tubulação, e respectivas temperatura e pressão de
operação; tipo de inspeção executada; data de início e de término da inspeção;
descrição das inspeções, exames e testes executados; registro fotográfico da
localização das anomalias significativas detectadas no exame externo da
tubulação; resultado das inspeções e intervenções executadas; recomendações e
providências necessárias; parecer conclusivo quanto à integridade da tubulação,
do sistema de tubulação ou da linha até a próxima inspeção; data prevista para a
próxima inspeção de segurança; nome legível, assinatura e número do registro no
conselho profissional do PH e nome legível e assinatura de técnicos que
participaram da inspeção.
Assim como para os Vasos de pressão, se o prontuário for inexistente ou extraviado, deve
ser reconstituído por PH, em processo similar ao explicado anteriormente, que envolve o
estabelecimento de premissas e determinação de especificações a partir das mesmas.
Plano de Manutenção de Tubulações segundo NR-13
Segundo a NR-13 os sistemas de tubulação devem ser submetidos a inspeções de
segurança inicial, periódica e extraordinária.
A inspeção inicial é feita logo após a instalação da tubulação, em local de operação.
As inspeções periódicas têm periodicidade máxima igual ao prazo máximo de inspeção
interna do Vaso de Pressão ou caldeira mais críticos ligados a eles. Como dito
anteriormente, a critério do PH, o programa de inspeção pode ser elaborado por tubulação,
linha ou por sistema. No caso de programação por sistema, o intervalo a ser adotado deve
ser correspondente ao da sua linha mais crítica. Os intervalos também podem ser alterados
conforme recomendação do PH, desde que embasados tecnicamente.
Já as inspeções extraordinárias devem ser feitas quando:
48
− sempre que a tubulação for danificada por acidente ou outra ocorrência que
comprometa a segurança dos trabalhadores;
− quando a tubulação for submetida a reparo provisório ou alterações significativas,
capazes de alterar sua capacidade de contenção de fluído;
− antes da tubulação ser recolocada em funcionamento, quando permanecer inativa
por mais de 24 (vinte e quatro) meses.
A abrangência e o método das inspeções são definidos por PH, de forma que permitam
uma avaliação da sua integridade estrutural de acordo com normas e códigos aplicáveis.
A seguir, quando tratar dos sistemas não enquadrados em NR-13, será discutido a
abrangência e métodos recomendados pela API 570 e que podem ser aplicados nesse
contexto.
Tubulações Não-Enquadradas na NR-13
Basicamente todos os sistemas de tubulação que requerem gerenciamento de integridade
são levados em consideração no plano de RBI em um Navio Sonda. Na prática, pode-se
dizer que mesmo os trechos incluídos na NR-13 estão incluídos no programa de RBI (no
que tange a como os seus planos de inspeção são tratados), tendo em adição alguns
requerimentos.
Conforme explicado anteriormente, um plano de RBI vai categorizar os diversos sistemas
em potenciais de risco, através do estudo da sua probabilidade de falha e consequências,
e a partir dessa classificação vai determinar os intervalos de inspeção e a abrangência dos
exames/inspeções.
No estudo da probabilidade de falha de uma tubulação deve-se levantar, por exemplo, os
principais mecanismos de danos a tubulação, e a capacidade de identificar a ocorrência
desses eventos. Informações como os parâmetros de construção das linhas (material,
design, códigos aplicados e etc.) histórico de operação do equipamento e histórico de
manutenção e falhas vão servir como base para esse estudo. Já no estudo da consequência
deve-se considerar os potenciais incidentes que podem ocorrer como resultado da
liberação de fluido, o tamanho de uma possível liberação e o tipo de uma possível
liberação (inclui explosão, incêndio ou exposição tóxica). A avaliação também deve
determinar os possíveis resultados que podem ocorrem como resultado da liberação de
49
fluidos ou danos ao equipamento, que podem incluir: efeitos à saúde, impacto ambiental,
danos adicionais ao equipamento e tempo de inatividade ou lentidão do processo.
O plano de RBI é iterativo e a partir dos dados coletados na operação do equipamento e
das inspeções periódicas os intervalos e abrangência das inspeções são atualizados. Por
esse motivo é fundamental também o bom registro de documentos como informações de
fabricação, relatórios de inspeção, histórico de operação e etc.
Plano de Manutenção de Tubulações
Um plano de inspeção de um sistema de tubulação deve incluir informações como:
− o tipo de inspeções necessárias (Interna, externa, teste de pressão) e as técnicas e
locais de ensaios não-destrutivos a serem aplicados;
− a periodicidade das inspeções;
− determinar os requerimentos de um teste de pressão, caso aplicável;
− descrever os reparos a serem feitos no equipamento, caso conhecidos;
− Descrever os tipos de danos conhecidos ou antecipados no equipamento e
possíveis medidas mitigatórias;
Inspeções internas não são comuns em inspeções periódicas de tubulações, devido a
dificuldade de acesso. Quando possível desmontar a tubulação, se deve verificar a
condição dos parafusos e conexões dos flanges e se verifica a condição interna dos tubos
através de inspeção visual e outros ensaios não destrutivos, como líquido penetrante e
partícula magnética.
Testes de pressão também não são comuns em inspeções periódicas, sendo necessários
quando se faz alterações ou reparos e na instalação da tubulação. Esses testes são
executados em todo o sistema e requerem uma parada na operação. Testes de serviço e/
ou testes de pressão mais baixos, usados apenas para o aperto dos sistemas de tubulação,
pode ser conduzido em pressões designadas pelo proprietário / usuário da planta.
As inspeções externas são as mais aplicáveis em inspeções periódicas e é recomendado
que se realizem as inspeções com a tubulação “on-stream”, operando, realizando diversos
ensaios não destrutivos externos que vão buscar identificar os métodos de falha apontados
no estudo de risco. Apesar das inspeções externas possuírem limitações inerentes como a
50
falta de acesso ao interior do equipamento, as diversas técnicas podem fornecer um bom
acompanhamento da integridade do sistema.
Os principais ensaios não destrutivos externos mais usuais em tubulações são:
Inspeção visual externa: Serve para determinar a condição do lado de fora da
tubulação, sistema de isolamento, sistemas de pintura e revestimento, conexões,
suportes e equipamentos associado; e verificar sinais de desalinhamento, vibração
e vazamento. Especial atenção deve ser dada às soldagens de acessórios (por
exemplo, placas e clipes) procurando rachaduras, corrosão ou outros defeitos.
Quando pontos de corrosão forem encontrados ensaios não destrutivos adicionais
devem ser realizados, como medição de espessura, para averiguar a abrangência
da corrosão e os devidos reparos devem ser aplicados.
Medição de espessura por ultrassom: Medições de espessura são obtidas para
verificar a espessura dos componentes da tubulação. Esses dados são usados para
calcular taxas de corrosão, dadas em mm/ano, e a vida útil restante do sistema de
tubulação. Essas medições são tiradas enquanto a tubulação está operando, sendo
uma boa ferramenta para monitorar a corrosão e avaliar possíveis danos devido a
mudanças no processo ou operacionais.
É fundamental durante o planejamento do plano de inspeção determinar as áreas que
devem passar pela medição de espessura e ensaios não destrutivos adicionais, uma
tubulação pode ter centenas de metros de comprimento e é impraticável inspecionar tudo.
Esses trechos, conhecidos como CML (Condition monitoring location), devem ser
definidos baseados em potenciais mecanismos de danos como pontos sujeitos a maiores
cargas, a maior perda de espessura (curvas, reduções de diâmetro e conexões), alta
temperatura e etc. Sistemas de tubulação que se espera ter maiores taxas de corrosão vão
ter mais CMLs, principalmente em pontos sujeitos a perda de material localizada, devido
a efeitos abrasivos e corrosivas. Esses pontos devem ser definidos de forma a ficarem
distribuídos ao longo de toda a tubulação, de forma a serem uma amostra válida da linha
como um todo. Já em sistemas onde não se espera uma perda de espessura ou a mesma
não é localizada, por motivos como o tipo do fluido, poucos trechos curvos ou reduções
e uma consequência pouco grave de vazamento, a definição dessas áreas pode ser
reduzida ou até zerada. Na figura 4-7 temos a determinação das CMLs em um trecho do
sistema de lama de alta pressão do Navio Sonda West Tellus. Note que as áreas são
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definidas em trechos mais suscetíveis a perda de material, como curvas (ou a jusante de
curvas quando as mesmas possuem reforço) e após conexões.
Figure 4-7 CMLs de um trecho do sistema de lama de alta pressão (em vermelho). [Arquivo do autor]
É importante ressaltar que espessura mínima medida não deve ser menor que a espessura
de projeto ou a espessura estrutural mínima, sendo que em sistemas de alto risco um valor
mais conservador deve ser utilizado. Se a espessura mínima for atingida um reparo é
necessário, conforme será discutido posteriormente.
A inspeção das soldas de tubulações também pode ser incluída no plano de inspeção,
porém como essas já passam por verificações de qualidade na sua fabricação, é comum
que só se realize esse tipo de ensaio quando há alterações ou reparos na linha, ou no caso
de alguma avaria. Nesses casos métodos como radiografia e ultrassom podem ser
utilizados, e é recomendável que o critério de aceitação seja o mesmo utilizado pelo
fabricante da tubulação.
Os intervalos de inspeção serão estabelecidos a partir do programa de RBI, sistemas mais
críticos terão intervalos menores, enquanto sistemas de baixo risco podem ter os períodos
entre as inspeções estendidos. Vale ressaltar que os diferentes pontos dentro de um
mesmo sistema podem ter diferentes intervalos de inspeção, um ponto sujeito a altas taxas
de corrosão local pode ser inspecionado anualmente, enquanto um ponto de trecho reto,
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onde não se espera encontra perda de espessura, pode ser inspecionado a cada 3 anos.
Sendo que esses intervalos estão sujeitos a mudanças, conforme o princípio do RBI.
A API 570 (2016) recomenda períodos máximos para as medições de espessura e
inspeções visuais de um sistema, baseado no potencial de risco dos sistemas, definido por
classes. A figura 3-11 explicita essa periodicidade.
Figure 4-8 Periodicidade máxima de inspeções segundo a API 570 [11].
Sendo que as classes dos sistemas são dadas por:
Classe 01: Serviços com o maior potencial de resultar em uma emergência imediata se
um vazamento ocorrer. Normalmente são dados por sistemas compreendidos por:
serviços inflamáveis que podem auto refrigerar e levar a fraturas frágeis; serviços
pressurizados que podem rapidamente vaporizar durante a liberação, criando vapores que
podem coletar e formar uma mistura explosiva, como fluxos C2, C3 e C4. Fluidos que
podem vaporizar rapidamente são aqueles com atmosfera temperaturas de ebulição
abaixo de 50 ° F (10 ° C) ou onde o ponto de ebulição atmosférico está abaixo do
temperatura (tipicamente uma preocupação com serviços de alta temperatura); sulfeto de
hidrogênio (maior que 3% em peso) em corrente gasosa; cloreto de hidrogénio anidro;
ácido fluorídrico; serviços inflamáveis operando acima de sua temperatura de
autoignição.
Classe 02: Nessa classificação estão os sistemas não contidos em outras e é onde estão a
maioria dos sistemas de tubulação de processos de um Navio Sonda. Normalmente são
dados por sistemas compreendidos por: hidrocarbonetos no local que vaporizam
lentamente durante a liberação, como aqueles que operam abaixo do ponto de ebulição,
mas acima do ponto de fulgor; hidrogênio, gás combustível e gás natural no local; ácidos
fortes e cáusticos no local.
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Classe 03: Fluidos que são inflamáveis, mas não evaporam significativamente quando
vazam, ou seja, abaixo do ponto de fulgor, ou inflamáveis, mas estão localizados em áreas
remotas e operam abaixo do ponto de ebulição. Fluidos que são potencialmente nocivos
para o tecido humano, mas estão localizados em áreas remotas podem ser incluídos nesta
classe.
Classe 04: Fluidos que são essencialmente não inflamáveis e não tóxicos estão na Classe
4, assim como a maioria dos serviços utilitários. Inspeção de tubulação da Classe 4 é
opcional e geralmente é baseada nas necessidades de confiabilidade e nos impactos
comerciais, em oposição à segurança ou impacto ambiental. Normalmente são dados por
sistemas compreendidos por: vapor e vapor condensado; ar; nitrogênio; água, incluindo
água de alimentação da caldeira ou água suja retirada; óleo lubrificante, óleo de vedação;
serviços ASME B31.3, Categoria D; encanamento e esgoto.
Quando reparos e alterações forem feitos nos sistemas de tubulação o código de
construção do sistema deve ser seguido na medida que for prático para o uso em serviço.
Quando o código de construção não for aplicável, padrões internacionais como a API 570
podem ser utilizados.
Para reparações temporárias, incluindo em funcionamento, um invólucro bipartido de
encapsulamento soldado ou de caixa, desenhado pelo engenheiro de tubulação, pode ser
aplicado sobre a área danificada ou corroída. Os reparos temporários devem ser
substituídos por reparos permanentes na próxima oportunidade de manutenção.
É importante lembrar que, se tratando de tubulações operando no Brasil, em casos de
reparo e alterações no equipamento, o PH deve elaborar um Plano de Alteração e Reparo,
contemplando o motivo do reparo, as técnicas utilizadas e incluindo esses dados no plano
de RBI.
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5. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Esse trabalho consistiu em apresentar do que se trata o gerenciamento de integridade de
vasos de pressão e tubulações em um Navio de Sonda e descrever o trabalho que deve ser
feito para adequar, a legislação e normas nacionais, os equipamentos de um Drillship que
venha operar no Brasil.
Primeiramente, no capítulo 2, contextualizamos a operação de uma embarcação dessa
natureza e como vasos de pressão e sistemas de tubulação se fazem presentes em um
drillship, exemplificando os sistemas e equipamentos.
Em seguida, no capítulo 3, foi introduzido o conceito de gerenciamento de integridade e
inspeção baseada em risco, um método utilizado para identificar e gerenciar os riscos
associados com a integridade dos sistemas de pressão que tem se tornado um boa prática
em operações de alta periculosidade. Foi descrito como esses métodos podem ser
aplicados no objeto de estudo desse trabalho, dando exemplos práticos envolvendo vasos
de pressão e tubulações. Normativas internacionais, como a API 580 ou API 510 foram
utilizadas para embasar o estudo. Também foram discutidos os principais aspectos de um
programa de gerenciamento de integridade baseado no RBI, e como esse de forma
iterativa se adapta conforme novas informações sobre a operação passam a ser
conhecidas.
Por fim, no capítulo 4, foram abordadas e discutidas as normas e legislações aplicáveis a
um Navio Sonda operando no Brasil.
Para vasos de pressão a atenção foi em grande parte em cima da Norma Regulamentadora
13, uma vez que o atendimento a suas requisições é obrigatório a qualquer unidade
operando no Brasil, além dessa ser considerada mais rigorosa que outras normativas
estrangeiras e ao se adequar a seus requisitos de certa forma qualquer outra norma
utilizável já estaria coberta. Na verdade, em consulta à profissionais da área com
experiência internacional, suas opiniões deixam claro que quando se trata de vasos de
pressão e sistemas pressurizados o Brasil está na vanguarda em termos de gerenciamento
de integridade, e que a legislação brasileira se atualizou ao longo dos anos para melhor
atender as necessidade de segurança do setor de Óleo & Gás brasileiro.
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Foram tratados os principais aspectos da regulamentação brasileira para a adequação dos
equipamentos, abordando dificuldades comumente encontradas em situações reais e
como as mesmas podem ser contornadas. Para isso foi feita extensa consulta a
profissionais que trabalham diretamente com isso e suas experiências foram adicionadas
as análises.
Para sistemas de tubulação, foi também abordado o que seria enquadrado dentro da NR-
13, mas como é comum que muitos sistemas estejam fora da mesma também foram
abordados os aspectos referentes a normas internacionais, principalmente a API 570
(2016), que trata especificamente da inspeção de sistemas de tubulação em operação.
Aqui também foram utilizados exemplos práticos e a experiencia daqueles que realizam
esse tipo de serviço para enriquecer as análises.
Por fim, espero que o objetivo desse trabalho, de gerar um material didático e coeso, que
possa servir de referência sobre a área, tenha sido atingido. Vale ressaltar que esse
material não substitui a consulta as normas e legislações, e serve como uma guia aos
interessados no tema.
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6. BIBLIOGRAFIA
[1] Petrobrás, fatos e dados - A descoberta de um campo de petróleo e gás natural em 5
passos, 2005.
Disponível em:http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/a-descoberta-de-um-
campo-de-petroleo-e-gas-natural-em-5-passos.htm, acessado em 26/07/2018
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Editora Interciência.
[3] Petrobrás. Projeto de Revestimento e Cimentação, Sonda NS-21, Poço 1-RJS-586.
Disponível em: https://www.slideshare.net/Joaosantana22/perfurao-no-mar-
8993908. Acessado em 02/08/2018
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Editora LTC
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Gestão. Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão – MP.
[7] MILLAR, Peter McClean (2015). Asset Integrity Management Handbook.
[8] API Publication 580 Recommended Practice for Risk Based inspection (2ª Ed., 2009).
[9] API Publication 510 - Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating,
Repair, and Alteration (9ª Ed., 2009).
[10] Norma Regulamentadora -13 Caldeiras, Vasos De Pressão E Tubulação. Ministério
do Trabalho. Portaria MTb n.º 1.084, de 28 de setembro de 2017.
[11] API Publication 570 - Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair,
and Alteration of Piping Systems. (4ª Ed., 2016)
[12] PATEL, Ramesh J. Risk Based Inspection - Qatargas Operating Company Limited,
Qatar 2005.
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[13] ASME B31.3, Process Piping Guide (Rev.02, 2009).
[14] ASME Boiler & Pressure Vessel Code -Section VIII: Pressure Vessels (2017).
[15] ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section V: Nondestructive Examination
(2017).
[16] NR-13 – Segurnaça na operação de unidades de processo, (3º Ed., 2015). West
Group.