AMARRAÇÃO DE PLATAFORMAS OFFSHORE FLUTUANTES COM CABOS DE ...§ão.pdf · ELABORAÇÃO DE...
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INSTITUTO SUPERIOR DE ENGENHARIA DE LISBOA
rea Departamental de Engenharia Civil.
AMARRAO DE PLATAFORMAS OFFSHORE
FLUTUANTES COM CABOS DE POLISTER
VICTOR MANUEL PIRES BICO Licenciado em Engenharia Civil.
Trabalho Final de Mestrado para obteno do grau de Mestre em Engenharia Civil na rea
de especializao de Estruturas
Orientadores: Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz
Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado
Jri:
Presidente: Mestre Maria Manuela Silva Eliseu Ilharco Gonalves
Vogais: Doutor Joo Alfredo Ferreira dos Santos
Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz
Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado
Dezembro 2013
Ilustrao 1 Comparao das amarraes: Cabos de polister X Cabos de ao.
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INSTITUTO SUPERIOR DE ENGENHARIA DE LISBOA
rea Departamental de Engenharia Civil.
AMARRAO DE PLATAFORMAS OFFSHORE
FLUTUANTES COM CABOS DE POLISTER
VICTOR MANUEL PIRES BICO Licenciado em Engenharia Civil.
Trabalho Final de Mestrado para obteno do grau de Mestre em Engenharia Civil na rea
de especializao de Estruturas
Orientadores: Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz
Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado
Jri:
Presidente: Mestre Maria Manuela Silva Eliseu Ilharco Gonalves
Vogais: Doutor Joo Alfredo Ferreira dos Santos
Licenciado Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz
Mestre Cristina Ferreira Xavier de Brito Machado
Dezembro 2013
Ilustrao 1 Comparao das amarraes: Cabos de polister X Cabos de ao.
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ii
RESUMO
A presente dissertao monogrfica refere-se ao estudo das amarraes de plataformas de
petrolferas offshore (OS) flutuantes em guas ultraprofundas principalmente com cabos de
polister. Devido ao aumento constante das actividades de produo de hidrocarbonetos em
guas profundas e, consequentemente, ao desenvolvimento de novos sistemas de ancoragem
procurou-se encontrar uma alternativa aos cabos de ao, que apresentasse peso submerso
reduzido, mas com grande capacidade de carga, coeficientes aceitveis de rigidez e demais
propriedades mecnicas, que permitissem o manuseio e instalao em sistemas ocenicos.
A utilizao do polister em cabos de ancoragem atendeu a estes objectivos. Na
PETROBRAS (BR), no se fala actualmente em ancoragem em guas profundas e
ultraprofundas (acima de 1500 m), com linhas que no tenham troos de polister em sua
composio. Tecnologia em que foi inovadora e que em que est sendo seguida por outras
irms petrolferas em ritmo crescente. O objectivo deste trabalho compreender as
caractersticas dos cabos de polister em carregamentos tpicos do ambiente ocenico,
origem e consequncias desses esforos, assim como vislumbrar um prximo passo com o
intuito de melhorar a qualidade, de obter novos materiais e de melhorar a performance do
conjunto da unidade produtora petrolfera em termos de estabilidade, flutuabilidade e
maximizao da profundidade a alcanar.
Palavras-chaves: Amarrao, Polister, Plataformas flutuantes offshore.
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iii
ABSTRACT
This monographic dissertation refers to the study of the fastenings of floating offshore oil
platforms in deep waters mainly with polyester cords. Due to the constant increase in
hydrocarbon production in ultra deep water activities and, consequently, to the development
of new anchorage systems sought to find an alternative to the steel cables, to introduce low
submerged weight, but with high load capacity, acceptable coefficients stiffness and other
mechanical properties, which allow handling and installation in oceanic systems .
The use of polyester anchorage lines met these goals. In PETROBRAS (BR), currently it is
not spoken about anchorage in deep and ultra deep waters (above 1500 m), with lines that
dont have spans of the polyester composition. Technology that is innovative and that it is
being followed by other oil "sisters" at an increasing rate. The aim of this work is to
understand the characteristics of polyester ropes in typical loadings of the oceanic
environment, origin and consequences of these efforts, as well as to catch a glimpse a next
step in order to improve quality, to obtain new materials and improve the performance of all
the oil producing unit in terms of stability, buoyancy and maximizing the depth to achieve.
Keywords: Polyester, Mooring, Offshore Floating Platforms.
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iv
DEDICATRIA
Ao meu pai Octvio Afonso Bico, minha me Maria Odete Pires Bico e aos meus
queridos irmos Mrio e Alexandra;
minha famlia, esposa Cristina e queridos filhos, Vivian, Victor, Alexandre,
Victria e Rafael;
Aos meus familiares espalhados pelo mundo, mas sempre juntos estamos;
Aos amigos que tenho e aos que a vida distanciou;
A todos aqueles que querendo ou no me ajudar, sem querer os possa ter magoado,
dedico este Mestrado.
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v
AGRADECIMENTOS
Agradeo a Deus o dom da vida e tudo a ela inerente;
minha querida irm Alexandra Catarina Pires Bico que juntamente com os meus
pais, ajudaram-me na obteno do meu contedo programtico, do meu histrico escolar
universitrio no Brasil e deram sequncia aos tramites necessrios para este Mestrado (eu
no tenho como vos pagar);
Aos Srs. engenheiros Carlos Amaro Fernandes de Azevedo Ferraz, Cristina Ferreira
Xavier de Brito Machado, Feliciano Jos Ricardo Cangue, Fernanda Cristina Sousa, Srgio
Fernando Pereira Leite e Walter Lueji dos Santos Van-Deste;
A todos aqueles que ao longo da vida me ajudaram e em mim acreditaram;
Aos professores que na minha vida participaram;
Ao meu empregador que me incentivou antes da primeira hora e facilitou as minhas
vindas ao ISEL (Lisboa);
s amigas Anabela, Bento, Cadavez e Costa; o silncio de 35 anos da nossa
amizade no a tocou, vosso incentivo em Portugal foi decisivo;
queles que ajudar-me-o a continuar desenvolvendo este tema, podendo assim
contactar-me pelo skype victormpbico e e-mail [email protected];
Agradeo ao povo Angolano que to bem recebeu-me 32 anos depois; foi como se
nunca tivesse sado; a boa memria ficou.
"Tudo que sou e pretendo ser,
devo principalmente aos meus
queridos e amados pais."
Abraham Lincoln
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vi
SUMRIO
RESUMO ................................................................................................................................ ii ABSTRACT .......................................................................................................................... iii DEDICATRIA ................................................................................................................... iv AGRADECIMENTOS ........................................................................................................... v
SUMRIO ............................................................................................................................. vi LISTA DE TABELAS ........................................................................................................ viii LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... ix LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ......................................................................... xi LISTA DE SMBOLOS SIMBOLOGIA ........................................................................ xii
CAPTULO 1: OBJETIVOS E RELEVNCIA ................................................................. 1
1.1 INTRODUO ......................................................................................................... 1 1.2 METODOLOGIA ...................................................................................................... 2
1.3 PROBLEMTICA .................................................................................................... 2 1.4 OBJETIVOS .............................................................................................................. 3
1.4.1 Objetivos gerais .................................................................................................. 3 1.4.2 Objetivos especficos .......................................................................................... 4
1.5 JUSTIFICATIVA ...................................................................................................... 4 1.6 LOCALIZAO DA REA DE ESTUDO ............................................................. 5
1.7 RESULTADOS ESPERADOS .................................................................................. 6 CAPTULO 2: O AMBIENTE PETROLFERO E TCNICO DO OFFSHORE. ......... 7
2.1 CAMPO INOVADOR DA ENGENHARIA. ............................................................ 7
2.1.1 Descrio do Ambiente Tecnolgico ................................................................. 9 2.2 ANCORAGEM ........................................................................................................ 15
2.3 CONFIGURAES DE ANCORAGENS ............................................................. 15 2.4 LINHAS DE ANCORAGEM OU DE AMARRAO .......................................... 16
2.4.1 Ancoragem Convencional ................................................................................ 16 2.4.2 Ancoragem Vertical (Tendes) ........................................................................ 18
2.4.3 A Ancoragem Taut-Leg. ................................................................................... 18 2.5 EQUIPAMENTOS E MATERIAIS PARA ANCORAGEM. ............................. 19
2.5.1 Amarras ............................................................................................................ 19 2.5.2 Cabos de Ao .................................................................................................... 21 2.5.3 Cabos de Fibra e Corda .................................................................................... 23
2.5.3.1 Cabos de Polister. ........................................................................................ 23 2.5.4 Causas e Vantagens da Utilizao do Sistema de Ancoragem por Cabos de
Polister. ......................................................................................................................... 24 2.5.5 Material ............................................................................................................. 27
2.5.6 Constituio (Trama) do CP. ............................................................................ 31
CAPTULO 3: ANLISE DE CLCULO DOS ELEMENTOS E FORAS
ENVOLVIDAS, NO AMBIENTE MARTIMO DE ACTUAO DO CABO DE
POLISTER. ........................................................................................................................ 33 3.1 VISO GERAL E CRITRIOS. ............................................................................. 33
3.1.1 Ventos ............................................................................................................... 34 3.1.2 Ondas Martimas. ............................................................................................. 35 3.1.3 Correntes ........................................................................................................... 36 3.1.4 Instabilidade do Fundo. .................................................................................... 36
3.2 FORAS ESTRUTURAIS E FLUIDO-INDUZIDAS EM ESTRUTURAS OFFSHORE. ...................................................................................................................... 37 3.2.1 Foras Gravticas e Flutuabilidade (Foras Hidrostticas). ................................. 40
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vii
3.2.2 Foras Hidrodinmicas. ........................................................................................ 43 3.2.3 Equao de Morison. ............................................................................................ 48
CAPTULO 4: RESTRIO AO PASSEIO POR CABOS. ............................................ 64 4.1. CARACTERSTICAS DOS CABOS EM POLISTER. ........................................... 66 4.2. CABOS EM CATENRIA ........................................................................................ 74 4.3. TEORIA CLSSICA DE CATENRIA ESTTICA ............................................... 75 4.4. FORA DE RESTAURO VERSUS DESLOCAMENTO. ........................................ 77
4.5. ELABORAO DE PLANILHA DE CLCULO EM EXCEL PARA
AVALIAO DA CATENRIA DOS CABOS DE AMARRAO. ........................... 81 CAPTULO 5: CASO PRTICO ....................................................................................... 85
5.1. HISTORIAL DO CASO PRTICO. .......................................................................... 85 5.1.1 A Plataforma Tahiti da Chevron. ........................................................................ 85
CAPTULO 6: CONCLUSO. ........................................................................................... 96
REFERNCIAS ................................................................................................................... 97
ANEXOS ............................................................................................................................. 101 ANEXO 1 - Cordas de Polister em Projectos da Petrobrs. .......................................... 101 ANEXO 2 - Deslocamentos em Estruturas Flutuantes. ................................................... 102
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viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Principais diferenas gerais entre os tipos de plataformas .................................... 10 Tabela 2 - Preo dos componentes do sistema de amarrao em CP. .................................... 30
Tabela 3 - Parmetros adimensionais importantes na anlise de foras ambientais. ............. 38 Tabela 4 - Simplificao dos coeficientes CM e CD para cilindros lisos e verticais . ........... 58 Tabela 5 - Valores recomendados para o coeficiente de arrasto do vento em offshore. ........ 62 Tabela 6 - Principais caractersticas das fibras txteis ........................................................... 67 Tabela 7 - do CP x MBS ..................................................................................................... 72
Tabela 8 - Tabela de frmulas ................................................................................................ 81 Tabela 9 - Parmetros iniciais ................................................................................................ 82 Tabela 10 Parmetros iniciais para o estudo dos cabos (em catenria) ............................... 82 Tabela 11 - Equaes Fundamentais no estado de repouso (catenria bem desenvolvida) ... 82
Tabela 12 - Aproximao da catenria a polinomial do III grau ............................................ 83 Tabela 13 - Descrio das linhas de CP instaladas. ................................................................ 90
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ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Troll da Shell, a maior plataforma offshore fixa do mundo Comparao. ........... 3 Figura 2 - Angola, Bloco 17, um local de investigao . ......................................................... 6
Figura 3 - Vista geral dos principais tipos de plataformas . ..................................................... 7 Figura 4 - Risers rgidos com flutuadores incorporados........................................................... 8 Figura 5 FPSO e esquema da produo submarina de petrleo. ........................................... 9 Figura 6 - Plataforma semissubmersvel ................................................................................ 10 Figura 7 - Plataforma semissubmersvel de Perfurao Instalada .......................................... 11
Figura 8 - FPSO DALIA da TOTAL em Angola, Bloco 17. ................................................. 12 Figura 9 - Vista 3D de um sistema DICAS ............................................................................ 12 Figura 10 - Plataforma TLP. ................................................................................................... 13 Figura 11 - Plataforma SPAR CLASSIC (Vista e corte). ...................................................... 14
Figura 12 - Sistema convencional de amarrao. ................................................................... 17 Figura 13 - Sistema Taut-Leg. ................................................................................................ 19 Figura 14- Elo extensor com malhete. .................................................................................... 19 Figura 15 - Elo comum sem malhete. ..................................................................................... 20
Figura 16 - Elo de conexo tipo kenter................................................................................... 20
Figura 17 - Amarras compostas por elos com malhete e sem ( direita), cadeias (chain). .... 21 Figura 18 - Componentes do cabo de ao............................................................................... 21
Figura 19 - Carretel de cabo de ao ........................................................................................ 22 Figura 20 - Diversas seces de tipos de cabos de ao: a) Cabo de seis pernas com alma, b)
Cabo com fios em espiral, c) Cabo de multipernas. ...................................................... 23
Figura 21 - Evoluo do recorde mundial de produo na plataforma continental. ............... 25 Figura 22 - Comparao das Amarraes: Cabos de polister x Cabos de ao...................... 26
Figura 23 - Conexes .............................................................................................................. 27
Figura 24 - Conexo Duplo Olhal. ......................................................................................... 28
Figura 25 - Tipos de conexo de acordo com as direes de utilizao dos CP. ................... 28 Figura 26 - Comparao Preo x Tempo, do CP. ................................................................... 29
Figura 27 - Amarrao (Sistema Taut Leg). ........................................................................... 30 Figura 28 - Cabo de Polister. ................................................................................................ 31 Figura 29 - CP GAMA 98. .................................................................................................. 32 Figura 30 - Esforos sobre a estrutura OS: esquema sinttico. .............................................. 33
Figura 31 - Planta esquemtica da difraco de uma onda..................................................... 39 Figura 32 - Ilustraes prticas do Princpio de Arquimedes. ................................................ 41 Figura 33 - Definio do Metacentro. .................................................................................... 42 Figura 34 - Estabilidade longitudinal de um navio. ............................................................... 42 Figura 35 - Estudo da estabilidade esttica de uma plataforma gravtica e foras resultantes
de equilbrio. ................................................................................................................. 43
Figura 36 - Cilindro rgido e estacionrio num fluido ideal com acelerao. ........................ 45
Figura 37 - Vrtices peridicos surgindo atrs de um cilindro rgido e estacionrio. ............ 46 Figura 38 - Variao do nmero de Strouhal com o nmero de Reynolds. ........................... 47 Figura 39 - Representao das foras de difrao num cilindro submerso. ........................... 53 Figura 40 - Limites de aplicao - Estrutura Estreita versus Larga........................................ 56 Figura 41 - Coeficientes de massa adicional e arrasto para um cilindro vertical oscilatrio. 57 Figura 42 - Coeficiente de arrasto equivalente em fluxo estvel CDS x rugosidade
superficial relativa. ........................................................................................................ 59 Figura 43 - Coeficientes de Arrasto CD em funo de K/CDS (Mar Agitado)...................... 59
Figura 44 - Coeficientes de Arrasto CD/CDS em funo de K (Mar Calmo). ....................... 60 Figura 45 - Coeficientes de Inrcia CM em funo de K/CDS (Mar agitado). ...................... 60
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x
Figura 46 - Coeficientes de Inrcia CM em funo de K (Mar calmo). ................................. 61 Figura 47 - Estrutura do Polmero PET .................................................................................. 66
Figura 48 - Tenso x deformao, no regime elstico. ........................................................... 68 Figura 49 Grfico comparativo da Tenso de ruptura dos materiais. .................................. 68 Figura 50 Grfico comparativo: Tenso x Alongamento de vrios materiais. .................... 69 Figura 51 Grfico MBL x Elongao. ................................................................................. 71 Figura 52 - Caractersticas tcnicas do cabo GAMA 98 ........................................................ 73
Figura 53 - Diversos cabos de ancoragem e seus diferentes formatos . ................................. 74 Figura 54 - Representaes de um cabo de ancoragem pouco esticado (catenria bem
desenvolvida) e um cabo mais esticado (catenria pouco desenvolvida) . ................... 75 Figura 55 - Recomendaes para obter a relao deslocamento horizontal versus carga
aplicada, dependendo dos dados iniciais disponveis . ................................................. 77
Figura 56 - Recomendaes para obter a relao deslocamento vertical x carga aplicada,
dependendo dos dados iniciais disponveis . ................................................................. 78
Figura 57 - Definio das variveis usadas para descrever a catenria de um cabo . ............ 80 Figura 58 - Funes adimensionais universais na caracterizao de catenrias . ................... 80 Figura 59 - Catenrias desenvolvidas pelos diferentes cabos................................................. 84 Figura 60 - Plataforma offshore Tahiti da Chevron. .............................................................. 85
Figura 61 - Vista e corte da seco transversal do CP GAMA 98 . .................................... 86 Figura 62 - Localizao geogrfica da plataforma Tahiti no Golfo do Mxico. .................... 87
Figura 63 - Equilbrio de foras na plataforma Spar. ............................................................. 88 Figura 64 - Configurao do sistema de amarraes da Tahiti Spar. ..................................... 89 Figura 65 - H-Link .................................................................................................................. 89
Figura 66 - Pea de teste da linha de amarrao..................................................................... 91 Figura 67 - Numerao das emendas e marcao................................................................... 91
Figura 68 - Mquina de testes da Lankhorst........................................................................... 92 Figura 69 - Esquema de amarrao tpico em guas ultraprofundas com CP em Taut-Leg. . 93
Figura 70 - Um rebocador AHTS. .......................................................................................... 94 Figura 71 - Figura mostrando diferenas de interveno no leito marinho, no campo de
Marlim; se a ancoragem fosse convencional (circulo maior) e com o taut leg (crculos
menores) de 45 graus. ................................................................................................... 95
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xi
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ABS American Bureau of Shiping
AHTS Anchor Handling Tug Supply
API American Petroleum Institute
BR Petrleo Brasileiro SA, Petrobrs
BOP Blowout preventer (Vlvula de preveno de rutura)
CALM Catenary Anchor Leg Mooring
COPPE Coordenao dos Programas de Ps-Graduao da UFRJ
CP Cabo(s) de Polister
DICAS Differentiated Compliance Anchoring System
DWM Deep Water Mooring
E.P. Empresa Pblica
eq. Equao
E.T. Especificaes Tcnicas
FPSO Floating Production Storage and Offloading
HMPE High Modulus Polyethylene
IBP Instituto Brasileiro de Petrleo e Gs.
ISO International Standard Organisation
LDA Lamina dgua, profundidade
MBL Carga de Rotura mnima (Minimum Breaking Load)
MBS Carga de Resistncia mnima (Minimum Breaking Strength)
OS Offshore
PET Polister
PIB Produto Interno Bruto
PUC Pontifcia Universidade Catlica
SALM Single Anchor Leg Mooring
SONANGOL Sociedade Nacional de Combustveis de Angola, E.P.
SPAR Single Point Anchor Reservoir
SPM Spread Mooring System
TLP Tension Leg Platform
UEP Unidade Estacionria de Produo
UEZO Universidade Estadual da Zona Oeste (Rio de Janeiro)
UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro
UnIA Universidade Independente de Angola
VLA Vertical Loaded Anchor
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xii
LISTA DE SMBOLOS SIMBOLOGIA
SMBOLOS LATINOS
A: rea superficial ou rea projectada normal ao eixo da embarcao
B: ponto de aplicao da fora flutuante
CA: coeficiente de massa adicional
CD: coeficiente de arrasto
Cds: coeficiente de arrasto viscoso equivalente para um fluxo estvel
Ch: coeficiente de Hogben e Standing para a fora horizontal (Teoria de Difraco)
CI e Gfl:Centro de Impulso
CL: coeficiente de elevao
Cm: coeficiente de inrcia
: amortecimento da estrutura coeficiente de correo para aco do momento proposto por Hogben e Standing
(Teoria de Difraco)
Cs: coeficiente da forma
Cv: coeficiente de Hogben e Standing para a fora vertical (Teoria de Difraco)
d: profundidade da gua (medida a partir da superfcie livre da gua)
D e : dimetro
E: cargas ssmicas hidrodinmica
E: mdulo de elasticidade ou mdulo de Young
F: fora do vento
: variao de fora aplicada F: somatrio de todas as foras hidrodinmicas induzidas numa estrutura
Fa: fora devido a massa hidrodinmica adicional
FD: fora devido ao arrasto viscoso
Fora de Froude-Krylov FI: fora devido inrcia
Fl: fora de elevao
fs: frequncia de ocorrncia de vrtices
fx: frequncia de vibrao
g: acelerao gravtica
G: centro de gravidade
H: altura da onda
h: altura
k: rigidez axial da estrutura
K: parmetro da rugosidade na superfcie
Kc: nmero de Keulegan-Carpenter
L: comprimento
LB, Lc: Cargas laterais que actuam nas partes laterais devido ao vento e corrente
Lw: Carregamento cclico devido s ondas
m: massa do sistema global
m0: massa real da estrutura
ma: massa hidrodinmica adicional
m virtual: massa virtual da estrutura
M: metacentro
MB & Mc: Momento associado com as cargas laterais
Mv: Momento associado com o carregamento excntrico da plataforma
Mw: momento cclico
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xiii
: vector normal do corpo p: presso dinmica
ps: presso hidrosttica
R: reaco de apoio
Re: nmero de Reynolds
St: nmero de Strouhal
Sw: superfcie molhada do corpo flutuante
t: tempo
T: perodo da onda
Uvento: velocidade do vento
U: componente do vector velocidade devido onda (ou corrente) da gua actuando
normalmente no eixo do membro
U: velocidade da onda
: acelerao horizontal das partculas da gua Ut: velocidade mdia da mar
|U|:Valor absoluto de U
u0: amplitude da velocidade da onda
velocidade da corrente da mar na superfcie velocidade da gua superfcie provocada pelo soprar contnuo do vento V: volume ou peso prprio
W: densidade da gua
w: peso por comprimento de um cabo
x: deslocamento de translao horizontal da estrutura (surge)
: velocidade de translao horizontal da estrutura : acelerao de translao horizontal da estrutura Z e h: profundidade da gua Z: altura da obteno da velocidade do vento acima do nvel do mar
SMBOLOS GREGOS
0: ngulo no ponto de contacto entre o cabo e o fundo do mar
: coordenada vertical de posicionamento do cabo
: coordenada horizontal de posicionamento do cabo
: alongamento
: elevao da onda
: comprimento da onda
: massa volmica ou densidade
: viscosidade dinmica do fluido
- velocidade mdia do fluido
: peso volmico
: tenso
: deslocamento
U/ t: componente do vector acelerao local da gua actuando normalmente no eixo do
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1
CAPTULO 1: OBJETIVOS E RELEVNCIA
1.1 INTRODUO
Com a descoberta de campos petrolferos marinhos em guas cada vez mais profundas,
agora com o surgimento de novas reservas localizadas e denominadas no pr-sal, a
utilizao de plataformas de explorao suportadas por estruturas rgidas e fixas ao fundo
tornaram-se impraticveis. Novas solues foram desenvolvidas para possibilitar a explorao
em alto mar em profundidades maiores que 400 metros e que chegam hoje a 2000 metros, que
possibilitam linhas mais leves e mais rgidas. Uma das solues mais empregadas em guas
ultraprofundas a utilizao de unidades flutuantes ancoradas (BASTOS et al. 2010).
Do ponto de vista dos sistemas de ancoragem um dos maiores desafios o aumento da
profundidade do local em que a unidade ir operar. Em grandes profundidades torna-se
impossvel a utilizao de sistemas convencionais compostos de amarras e cabos de ao e a
adoo de novos materiais, como o polister, bem como a adoo de sistemas que trabalham
sob trao, com raio curto, ficaram viveis.
O desenvolvimento de linhas de ancoragem mais rgidas tem sido provocado pela
necessidade de garantir os limites de passeio das unidades flutuantes a fim de no oferecer um
risco excessivo s instalaes que conectam a plataforma ao fundo do oceano. Em razo ao
ptimo desempenho apresentado pelos cabos de polister em uso, se faz necessrio a sua
investigao como participantes de um sistema de ancoragem. Os estudos (ROSSI 2002,
BASTOS et al. 2010 e LEITE et al. 2010), mostram que o cabo de polister, que um
composto de material sinttico, apresenta uma flexibilidade axial bem maior que a do cabo de
ao e das amarras, com a mesma carga de ruptura nominal e um peso submerso por unidade
de comprimento bem menor.
O presente trabalho possibilitou observar resultados relativos s principais
caractersticas de um cabo de ancoragem como acomodao, rigidez quase esttica e rigidez
dinmica, resistncia fadiga, eficincia construtiva e tenacidade.
A partir de uma anlise tcnica dos resultados encontrados e dos conhecimentos
adquiridos neste processo, foi possvel identificar e visualizar de forma mais clara os
prximos passos da tecnologia de ancoragem com cabos sintticos, avaliando ainda a
continuidade do polister como principal material empregado nesta aplicao. Assim sendo,
pode-se dizer que este estudo representa um importante passo com o intuito de identificar e
investir em tecnologias novas para o futuro dos cabos de ancoragem e da indstria petrolfera.
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2
1.2 METODOLOGIA
Este trabalho de pesquisa documental e trabalho com a realidade no campo das
operaes. A metodologia de pesquisa deste trabalho foi baseada em livros, documentao
electrnica e da internet, artigos de revistas e jornais, bibliografia pertencente a diferentes
empresas e prprias. Foi baseada tambm em seminrios, palestras e formaes feitas pelo
autor em empresas petrolferas. Foram executadas visitas tcnicas a empresas fabricantes de
cabos e petrolferas, assim como em outras empresas correlatas em Angola, Brasil e Portugal.
Foram revistos vrios trabalhos sobre o assunto (VAN-DESTE 2012; AMORIM 2010;
LEITE et al. 2010, etc), assim com a bibliografia conexa aos mesmos e deles analisados dados
fundamentais com esclarecimentos sobre aspectos que no estavam totalmente definidos.
1.3 PROBLEMTICA
A explorao de petrleo em alto mar uma actividade relativamente nova do ponto de
vista tecnolgico e muitas fronteiras ainda esto para ser superadas. Do ponto de vista dos
sistemas de ancoragem uma destas fronteiras o aumento da profundidade da locao em que
a unidade ir operar.
Nestas profundidades torna-se difcil a utilizao de sistemas convencionais compostos
de amarras e cabos de ao e a adopo de novos materiais, como o polister, bem como a
utilizao de sistemas que trabalham sob traco, com raio curto, passam a tornar-se viveis.
O raio curto implica numa maior verticalidade da amarra e, portanto diminui o ngulo de
inclinao com o solo, provocando um esforo de trao menor no cabo, neste caso de
polister.
Tm-se assim, portanto dois aspectos no projecto de ancoragem: a necessidade de uma
escolha ptima que garanta menor custo e maior segurana. Diversas tcnicas de optimizao
podem ser utilizadas para auxiliar uma tomada de deciso deste tipo: sistemas especialistas,
redes neurais, optimizao no linear de clculo, mtodos computacionais como programas
analticos, matemticos e 3D.
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3
1.4 OBJETIVOS
A seguir so descritos os objetivos gerais e especficos do trabalho.
1.4.1 Objetivos gerais
Os objetivos gerais desta Dissertao tm como base demonstrar que em offshore
encontram-se estruturas sujeitas a carregamentos mais agressivos que em terra e que
ultrapassam a magnitude destes revelando um grande campo de desenvolvimento para a
engenharia civil, motivando por este motivo um maior numero de engenheiros civis a
especializarem-se na rea.
Inicialmente fez-se uma exposio geral do ambiente petrolfero dando a conhecer os
aspectos gerais das unidades de produo flutuantes e as estruturas necessrias para a sua
estabilidade. A mais alta estrutura feita pelo homem encontra-se no mar, como mostra a
Figura 1, com a particularidade de ter sido transportada e no construda no local de
funcionamento.
Figura 1 - Troll da Shell, a maior plataforma offshore fixa do mundo Comparao.
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4
1.4.2 Objetivos especficos
Os objectivos especficos deste trabalho so:
conhecer elementos e tcnicas construtivas de modo a poderem-se estudar
mtodos que permitam o estudo de optimizao possibilitando ao engenheiro
projectista desenvolver um sistema de ancoragem mais seguro e eficiente em
termos do passeio da embarcao e das traes nas linhas de ancoragem
baseadas em cabos de polister;
analisar os efeitos dinmicos do ambiente martimo, sujeito tambm aos
esforos elicos sobre as estruturas de modo a resultar num dimensionamento
seguro e econmico;
estudar e demonstrar as vantagens das amarraes em polister em si e em
relao s de ao, dando enfoque principal nas ancoragens com cabos de
polister.
1.5 JUSTIFICATIVA
O petrleo tornou-se fundamental e activamente presente na vida da sociedade como
fonte geradora de energia. A comoditie tornou-se to importante que actualmente o recurso
natural mais explorado e responde por 85% do PIB de Angola.
A economia Angolana baseada na produo do petrleo e nas actividades que a
suportam, j que produz aproximadamente 2.000.000 (dois milhes) de barris de petrleo por
dia. Simultaneamente com o aumento da produo do petrleo no mar, ocorre tambm a
necessidade do aumento da construo de novas plataformas, assim como o desenvolvimento
de novas tecnologias para atingir reservatrios em guas cada vez mais profundas.
Em 1962, foi efectuado o primeiro levantamento ssmico offshore em Cabinda pela
Cabinda Gulf Oil Company, actual Chevron; aps um perodo de 6 anos de prospeco
ssmica ao longo da costa, a produo comercial no mar teve o seu incio em 1968, na
provncia de Cabinda. Estima-se que a Chevron tenha mais de 500 (quinhentas) plataformas
em operao no Bloco 0 (Cabinda).
A explorao offshore em Angola encontra-se em trs bacias principais: Bacia do
Congo; Bacia do Kwanza e a Bacia do Namibe. Estas exploraes esto divididas em 50
blocos, na qual 24 esto em operao; destes 24 blocos, em 12 so feitas exploraes em
-
5
guas rasas (at 300m), 8 em guas profundas (entre 300 e 1500m) e 4 em guas
ultraprofundas (acima de 1500m).
A Bacia do Congo j est em amplo funcionamento sem utilizao de cabos de polister
(CP). Em 2014 inicia-se a explorao da Bacia do Kwanza onde h a expectativa de virem-se
a utilizar amarraes com CP pela primeira vez em Angola.
A indstria petrolfera tem o seu corpo de funcionrios, principalmente baseado em
perfis profissionais ligados rea do conhecimento da qumica e da mecnica. A Engenharia
Civil quase sempre alheia ao seu dia-a-dia produtivo, deve ter um papel mais preponderante
contribuindo, assim com uma mais-valia.
Pretende-se com este trabalho, agregar valor indstria petrolfera em geral e
Engenharia Civil em particular. A garantia do equilbrio das estruturas offshore atravs de
suas amarraes em polister o mote deste trabalho.
1.6 LOCALIZAO DA REA DE ESTUDO
O estudo fez inicialmente uma abordagem geral do tipo de plataformas offshore
petrolferas existentes para efeitos de dar uma viso ampla do ambiente de explorao
petrolfera tendo em seguida se dedicado s caractersticas especificas dos CP e a sua
utilidade inovadora no campo da engenharia.
Analisaram-se tambm os trabalhos de amarrao em polister no Brasil, onde a
Petrobrs (BR) foi mundialmente a pioneira e utiliza este mtodo h alguns anos (MORAIS
2013) alm de fazer as devidas ilaes com os campos petrolferos de Angola onde ainda no
se utilizam CP, principalmente no bloco 32 (Figura 2) no campo do Kaombo, onde
provavelmente poder ser usado pela primeira vez esse novo tipo de amarrao.
A rea de estudo ultrapassou os limites da frica e da Amrica do Sul, tendo sido feita
uma visita tcnica a um dos maiores fabricantes mundiais de cabos para amarraes em
polister localizado na Europa, no norte de Portugal, em Maio de 2013.
Por fim fez-se uma anlise da amarrao da plataforma Tahiti Spar no Golfo do Mxico.
Em termos amplos, o ambiente martimo e o seu solo, o local do presente estudo.
-
6
Figura 2 - Angola, Bloco 17, um local de investigao (Fonte: SONANGOL).
1.7 RESULTADOS ESPERADOS
Pretende-se com este trabalho agregar valor indstria petrolfera, Engenharia Civil e
tambm economia angolana com a diminuio de custos nos sistemas de ancoragem, nos
top side1 e simultneo aumento de produtividade devido menor derivabilidade e aumento
da flutuabilidade das plataformas.
Outro resultado desejado, que este trabalho sirva de fonte de consulta e de inspirao
para outros pesquisadores, estudantes e tcnicos, podendo contribuir como base para uma
evoluo cientfica maior no ramo petrolfero.
1 - Parte de cima, a parte de uma plataforma ou navio, acima do nvel de gua, ou de flutuao da embarcao.
-
7
CAPTULO 2: O AMBIENTE PETROLFERO E TCNICO DO OFFSHORE.
2.1 CAMPO INOVADOR DA ENGENHARIA.
A explorao de petrleo em guas ultraprofundas pode-se considerar recente, data de
apenas de cerca de 20 anos para c e est em constante evoluo.
A evoluo na explorao de petrleo vem ocorrendo, com mais frequncia, em guas
cada vez mais profundas gerando um desenvolvimento crescente nas estruturas anteriormente
usadas para ultrapassar os obstculos tcnico e econmico envolvidos na operao,
provocando assim recentes inovaes. Isso leva a constantes reavaliaes principalmente
quando se consideram os efeitos dinmicos deste ambiente martimo sujeito tambm aos
esforos elicos sobre as estruturas.
As estruturas offshore utilizadas na explorao de petrleo podem ser classificadas
como fixas ou flutuantes, conforme mostra a Figura 3.
Figura 3 - Vista geral dos principais tipos de plataformas (MEDEIROS 2009).
O posicionamento das unidades flutuantes durante as operaes de explorao de leo
garantido pelas linhas de ancoragem, que so estruturas flexveis compostas, geralmente, por
cabos de ao ou cabos sintticos (normalmente polister). Tanto a fixao das unidades
flutuantes por meio de ancoragem, quanto o transporte de leo e informaes entre o fundo do
mar e o conjunto flutuante so feitos atravs de estruturas esbeltas comumente chamadas de
linhas. As linhas mais importantes so: os wellhead jumpers2 (na posio horizontal, que
2 - Extratores da cabea do poo
-
8
ligam as cabeas do poo, i.e. Christmas Trees3, aos manifolds
4), as linhas de produo (i.e.
flowlines5, na posio horizontal, que ligam os manifolds aos risers
6 em catenria ou torres
riser), os risers (na vertical, que asseguram a ligao das linhas de produo embarcao,
podendo ser rgidos ou flexveis) e os umbilicais (nas posies vertical e horizontal, que
servem diversos propsitos, como alimentao de energia e injeco de qumicos nos
manifolds e cabeas de poo), ver Figuras 4 (WIKIPEDIA 2013) e 5 (TOTAL 2007, VAN
DESTE 2012) em baixo.
Figura 4 - Risers rgidos com flutuadores incorporados.
3 - Literalmente, rvores de natal, um conjunto de vlvulas de presso usadas para controlar o fluxo do
petrleo/gs e/ou injeco principalmente de gs. 4 - Conjunto de vlvulas sobre o leito marinho, que separa principalmente o gs do poo, do petrleo.
5 - Linhas de fluxo.
6 - To rise = subir
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/9/91/Drilling_Riser.jpg
-
9
Figura 5 FPSO e esquema da produo submarina de petrleo.
A principal caracterstica das linhas a sua esbeltez em relao ao comprimento. Sua
anlise estrutural complexa devido s grandes no linearidades decorrentes desta esbeltez
(ALBRECHT 2005 e CARBONO 2005).
2.1.1 Descrio do Ambiente Tecnolgico
O conjunto de equipamentos utilizados para explorao e retirada de petrleo no mar
so conhecidos como Sistemas Offshore e compreendem basicamente cinco grupos
(ALEXANDRE 2013): o casco, as linhas, os equipamentos submarinos, os poos e as
amarraes (ancoragem e amarras).
As plataformas offshore dividem-se em fixas e flutuantes. A Tabela 1 mostra as
principais diferenas existentes entre elas. As plataformas fixas tm o seu modo de instalao
de acordo com a sua estrutura (geometria e peso) enquanto as plataformas flutuantes diferem
no modo de amarrao que actua sob o casco.
-
10
Tabela 1 - Principais diferenas gerais entre os tipos de plataformas
Plataformas Fixas Flutuantes
Capacidade de Carga Capacidade da Fundao Capacidade da Flutuao
Acesso ao poo Tubagens rgidas Risers flexveis
Cargas
ambientais
Suportadas pela resistncia da
estrutura e da fundao
Suportado pela inrcia,
estabilidade, empuxo e resistncia
de ancoragem
Construo Armao tubular Grelha de chapas e perfis (casco)
Transporte Por balana at ao local, depois
lanado e erguido na posio
Rebocado ou transportado at ao
local e preso nas amarras j
instaladas
Normas e
Regulamentos
Regras industriais petrolferas e
governamentais
Regras da industria petrolfera,
governamentais e martimas
O presente trabalho centrar-se- nas flutuantes.
As flutuantes dividem-se em:
a) Semi-submersveis (Figura 6) em que a amarrao feita atravs de vrias linhas
distribudas (spread mooring7);
Figura 6 - Plataforma semissubmersvel
A Figura 6 mostra o que normalmente na indstria do petrleo chamam de top side, a
parte de cima do conjunto do equipamento do poo de petrleo, comumente a prpria
plataforma.
A Figura 7 mostra a plataforma e suas necessrias amarraes.
7 - Spread mooring = amarrao distribuda, espalhada.
-
11
Figura 7 - Plataforma semissubmersvel de Perfurao Instalada
b) FPSO (Floating Productions Storage and Offloading)
H trs maneiras principais de ancorar o FPSO (AMORIM 2010):
i) Single Point Mooring , que consiste na amarrao em um nico ponto;
ii) Spread Mooring, onde a amarrao feita em vrios pontos da embarcao,
distribuda;
iii) Turret, que assim como o primeiro, consiste na amarrao em nico ponto.
Na amarrao em nico ponto, a principal vantagem o alinhamento que o sistema
permite entre a embarcao e os esforos de ordem ambiental, como corrente, vento e onda.
Desta forma os esforos provocados pelas foras actuantes no casco do navio so
minimizados.
O sistema de amarrao em vrios pontos utilizado na ancoragem de um FPSO
(TOTAL 2007, Figura 8) o sistema DICAS (Differentiated Compliance Anchoring System8),
que consiste na utilizao de vrias linhas de ancoragem (AMORIM 2010), distribudas em
torno da embarcao, conforme mostra a Figura 9.
8 - Differentiated Compliance Anchoring System = Sistema de ancoragem com complacncia varivel.
-
12
Figura 8 - FPSO DALIA da TOTAL em Angola, Bloco 17.
Figura 9 - Vista 3D de um sistema DICAS
c) TLP (Tension Leg Platform9) em que a plataforma ancorada por meio de tendes
verticais (Figura 10);
9 Tension Leg Platform = Plataforma com as pernas tensionadas.
-
13
Figura 10 - Plataforma TLP.
d) SPAR10 na qual o sistema de amarrao feito por linhas convencionais de
ancoragem dispostas em catenria (spread mooring) ou em Taut-leg a 45 com CP,
como se v na Figura 11 (GLOBAL 2013):
10
- Single Point Anchor mooring reservoir = Reservatrio amarrado com um nico ponto de ncora.
-
14
Figura 11 - Plataforma SPAR CLASSIC (Vista e corte).
-
15
2.2 ANCORAGEM
Sistemas de ancoragem datam de tempos imemorveis devido necessidade de se evitar
a deriva da embarcao. Com advento da explorao de petrleo em mar aberto, os sistemas
de ancoragem passaram a receber maior ateno criteriosa. Foram inicialmente cabos de ao,
que por serem mais leves que as amarras, permitiram a ancoragem em guas mais profundas
sem aumento da parcela de deslocamento para sustentar o sistema de ancoragem (ROSSI
2002).
Os sistemas de ancoragem e as fundaes so partes vitais das unidades flutuantes e a
integridade estrutural de todos os elementos que compem os sistemas de produo depende
diretamente dos mesmos.
A tecnologia de ancoragem tem avanado muito nos ltimos dias, mas a forma mais
usual de manter o posicionamento de unidades flutuantes para produo de petrleo em alto
mar ainda continua preferencialmente sendo realizado atravs da utilizao de linhas de
amarrao presas ao fundo por meio de ncoras ou estacas. Este sistema deve ser capaz de
garantir uma rigidez tal que o movimento da unidade seja mnimo sem que as foras
envolvidas ultrapassem limites de segurana pr-estabelecidos (ALBRECHT 2005). O
material que vem sendo pesquisado por representar vantagens econmicas e tcnicas o
polister.
Em 1986, a Petrobrs realizou testes na Plataforma P-9, ancorada por amarras em
catenria, no campo de Corvina, em 230 m de lmina dgua, inserindo um cabo de Kevlar de
50 m de comprimento em uma de suas linhas de ancoragem.
Em 1992, DEL VECCHIO citado por ROSSI (2002), concluiu que cabos de fibra de
polister constituem uma soluo excelente para sistemas de ancoragem em guas
ultraprofundas.
2.3 CONFIGURAES DE ANCORAGENS
De acordo com a geometria das linhas, diferentes configuraes so utilizadas na
ancoragem de estruturas flutuantes, como ancoragens em catenria (convencionais),
ancoragem tipo taut-leg (linhas inclinadas traccionadas) e ancoragem vertical (utilizando
tendes, TLP). O critrio de escolha do tipo de ancoragem depende principalmente do tipo de
embarcao, da lmina de gua, da quantidade de risers, do tipo de operao e do custo
envolvido.
-
16
2.4 LINHAS DE ANCORAGEM OU DE AMARRAO
As linhas de um sistema de ancoragem podem ter uma composio homognea ou
heterognea, mais usada esta em guas ultraprofundas visando minimizar o peso suspenso.
As linhas de amarrao podem ser constitudas a partir de amarras ou correntes de elo
de ao, cabos de ao, cabos sintticos (polister) ou atravs da combinao destes tipos de
material. A caracterstica fundamental destes materiais que os mesmos apresentam uma boa
flexibilidade ou, em outras palavras, uma rigidez flexo desprezvel. esta caracterstica
que leva as linhas de amarrao a assumirem a forma de uma catenria quando instalada numa
unidade flutuantes.
As linhas de amarrao transferem os esforos desenvolvidos pelo ambiente marinho
actuantes na estrutura (plataforma offshore) ao solo atravs de estacas e/ou ancoras.
As linhas de ancoragem tm como funo o fornecimento das foras de restaurao que
mantm em posio os sistemas flutuantes, tais como, plataformas semi-submersveis ou
navios. So estruturas esbeltas dispostas em catenria (ancoragem convencional), linhas
retesadas (taut-leg) ou tendes verticais (TLP). Os materiais mais utilizados nas linhas de
ancoragem so as amarras de ao, os cabos de ao e mais recentemente os cabos de polister.
Normalmente utilizam-se amarras nos trechos iniciais e finais das linhas de ancoragem por
este material ser mais resistente ao manuseio e ao atrito com o fundo, e com os guinchos das
plataformas (ALBRECHT 2005).
2.4.1 Ancoragem Convencional
A ancoragem cujas linhas possuem a forma de catenria denominada de ancoragem
convencional (Figura 12). Esta tcnica de ancoragem utilizada em operaes de produo ou
perfurao. A ancoragem em catenria mantm a unidade flutuante em uma locao atravs
da fora de restaurao das linhas. As linhas ancoradas so presas ao fundo do mar por
ncoras de resistncia horizontal. Uma das caractersticas interessantes deste tipo de
ancoragem que o prprio trecho de linha apoiado no fundo contribui com a fora de
restaurao atravs do atrito com o fundo. No entanto, o custo da linha aumentado pela
necessidade deste grande trecho no fundo, geralmente de amarra (ALBRECHT 2005).
-
17
Para atender aos critrios de projeto para passeio das unidades flutuantes ancoradas,
faz-se necessrio ter um raio de ancoragem11
razoavelmente grande. Consequentemente, em
um campo de explorao de petrleo, isto gera um congestionamento entre as linhas de
ancoragem e linhas de outra unidade prxima ou com os dutos e com os equipamentos
submarinos. Em relao a um navio, a plataforma semissubmersvel menos sensvel
direco dos carregamentos ambientais, por isso a distribuio simtrica de linhas de
ancoragem em torno da embarcao mais utilizada. Esta configurao conhecida como
SPM (Spread Mooring System).
Este tipo de amarrao alm de restringir os movimentos lineares no plano, restringe
tambm o movimento angular (variao do aproamento da unidade).
Neste tipo de sistema as linhas de ancoragem encontram-se distribudas em pontos de
conexo em torno da embarcao. Este sistema de ancoragem tem sido largamente empregado
em navios e plataformas semi-submersveis de produo, e fornece um alinhamento parcial
com a pior direco do carregamento ambiental. As linhas desse sistema so em catenria
simples, flutuadores ou pesos intermedirios, ancoradas ao fundo do mar atravs de ncoras
de arraste, ncoras de carga vertical, estacas de suco ou estacas torpedos.
Figura 12 - Sistema convencional de amarrao.
11
- Distancia projectada, do eixo da embarcao at o ponto de amarrao no leito marinho.
-
18
2.4.2 Ancoragem Vertical (Tendes)
Este tipo de ancoragem baseia-se na utilizao de tendes verticais que precisam estar
sempre tracionados devido ao excesso de empuxo proveniente da parte submersa da
embarcao.
Os tendes podem ser de cabo de ao ou material sinttico, proporcionando alta rigidez
no plano vertical e baixa rigidez no plano horizontal. A fora de restaurao no plano
horizontal fornecida pela componente horizontal da fora de trao nos tendes; Este tipo de
ancoragem usado principalmente em plataformas TLP (Tension Leg Platform12
), mas
tambm pode ser adotado em boias, entre outras estruturas flutuantes. Observar a Figura 10.
2.4.3 A Ancoragem Taut-Leg.
constitudo por linhas esticadas em que as suas extremidades possuem cabos de ao
ou amarras, e no seu trecho intermedirio cabos de polister que apresentam maior
elasticidade que o cabo de ao para a mesma carga de ruptura.
O sistema Taut-Leg13
(Figura 13) difere do convencional no facto de que ela no possui
trechos apoiados sobre o leito marinho; o seu raio de ancoragem e o comprimento da linha so
sensivelmente menores do que no caso convencional o que traz grandes benefcios. Esse tipo
de ancoragem transfere para o solo tanto foras horizontais quanto verticais.
12
- Tension Leg Platform = Plataforma com apoios (perna) tensionados. 13
- Taut-Leg = Amarrao esticada (literalmente, perna esticada).
-
19
Figura 13 - Sistema Taut-Leg.
2.5 EQUIPAMENTOS E MATERIAIS PARA ANCORAGEM.
2.5.1 Amarras
A amarra a denominao comum no mundo do petrleo de uma corrente com elos de
ao, com malhete14
(Figura 14) ou sem malhete15
(Figura 15).
Figura 14- Elo extensor com malhete.
14
- stud link 15
- open end link
-
20
Figura 15 - Elo comum sem malhete.
O tipo de amarra mais utilizado na ancoragem de plataformas so as que possuem elos
com malhete. O malhete impede a ascenso dos elos evitando que se atritem ou entrelacem.
As dimenses de um elo de corrente so mltiplos do seu dimetro.
O grau de uma amarra indica a tenso de escoamento do ao16
utilizado na sua
fabricao.
Normalmente limita-se como carga mnima de ruptura na cadeia a ser usada o valor de
400 t (ou valor mnimo acima da tabela ORQ) e o dimetro de 3 do elo. Quanto maior o
percentual de carbono, maior a resistncia do ao. As amarras de grau 3, 4 e 5, possuem a
tenso de cedncia de 4200, 5900 e 7700 Kgf/cm2
respectivamente (ABS 2009). As amarras
de grau 3 para cima so as utilizadas em sistemas OS enquanto as de grau 1 e 2 so mais
utilizadas em navios mercantes (ALEXANDRE 2013).
Existem muitos tipos de componentes utilizados para unir duas partes de corrente. O
mais comumente empregado o elo Kenter (Figura 16).
Figura 16 - Elo de conexo tipo kenter.
16
- Tenso de cedncia ou do limite elstico ( o limite entre o fim da deformao elstica e inicio da plstica,
sendo esta permanente).
-
21
Embora estes elementos tenham carga de ruptura igual ou superior a de uma corrente de
mesma dimenso, a durabilidade fadiga17
sensivelmente menor. Portanto, as linhas de
ancoragem devem utilizar o menor nmero possvel destes elos (ALBRECHT 2005). A
Figura 17 ilustra os dois tipos de elos componentes da amarra (VIKING 2013).
Figura 17 - Amarras compostas por elos com malhete e sem ( direita), cadeias (chain).
2.5.2 Cabos de Ao
Os cabos de ao (Figura 18) so formados por fios de ao enrolados e agrupados,
formando o que se chama de perna. As pernas so enroladas em espirais, em torno de um
elemento central, denominado ncleo ou alma, em ao ou em outros tipos de materiais.
Figura 18 - Componentes do cabo de ao.
17
- Trata-se da ruptura do ao aps progressivos ciclos repetidos de tenso e deformao. Representa-se
graficamente com as abscissas em escala logartmica, chamado grfico SxN.
-
22
Os principais tipos de cabo de ao empregados na ancoragem de sistemas flutuantes so
o six strand e o spiral strand. Os cabos six strand so mais comumente utilizados em
unidades de perfurao devido ao seu fcil manuseio. J cabos do tipo spiral strand so
empregados mais frequentemente em unidades de produo devido sua resistncia e
durabilidade.
Os cabos spiral strand com torque balanceado so melhores que os cabos six strand
e podem ter uma durabilidade muito grande quando so encapados com uma camada plstica.
A desvantagem deste tipo de cabo que ele mais caro e deve ter um raio de curvatura
mnimo de aproximadamente 22D, onde D o dimetro externo do cabo. Esta limitao
dificulta o manuseio e a utilizao em guinchos com tambor, o que torna a sua aplicao mais
adequada para unidades de produo do que para unidades de perfurao (ALBRECHT
2005).
A Figura 19 ilustra o cabo de ao no tambor do guincho.
Figura 19 - Carretel de cabo de ao
A corroso da trana metlica um problema que ocorre frequentemente e pode ser
diminudo com o emprego de cabos galvanizados. Atualmente, a vida til de um cabo de
ancoragem inferior de uma amarra. Em relao resistncia dos arames que formam o
cabo, normalmente so empregados dois tipos: IPS (Improved Plow Steel18
) ou EIPS (Extra
Improved Plow Stell19
). O cabo com fios EIPS mais resistente trao e recomendado para
unidades flutuantes (ALBRECHT 2005).
Na Figura 20 so mostrados alguns perfis transversais de cabos em ao trefilados.
18
- Improved Plow Steel = Ao de alta resistncia tranado em espiral. 19
- Extra Improved Plow Steel = Ao extra de alta resistncia tranado em espiral.
-
23
Figura 20 - Diversas seces de tipos de cabos de ao: a) Cabo de seis pernas com alma, b) Cabo com
fios em espiral, c) Cabo de multipernas.
2.5.3 Cabos de Fibra e Corda
Cabos de fibra e cordas so formados por fios naturais ou sintticos, torcidos e
retorcidos em forma de hlice, utilizados para trao. Normalmente, classificam-se como
cabos todos os cabos sintticos, e como cordas, todos os cabos feitos de qualquer fibra
(ALBRECHT 2005).
As fibras mais frequentemente utilizadas so: sisal (mais em navios de pequeno porte e
j pouco utilizado h bastantes anos), polietileno, poliamida (que tem o nome comercial de
nylon), polister (o PET, muito utilizado para ancoragem de plataformas, esperando-se que
atinja uma vida til de 25 anos), polipropileno, poliaramida (cuja fibra possui grande mdulo
de elasticidade e tem nomes comerciais tais como Kevlar, twaron e technora) e HMPE (High
Modulus Polyethylene, que tem nomes comerciais tais como dyneema e spectra).
2.5.3.1 Cabos de Polister.
Deu-se ao longo dos captulos anteriores uma ampla viso e conhecimento do ambiente
petrolfero OS.
Devido ao crescente uso dos cabos de polister em funo das suas vantagens e
antevendo-se como o material de maior utilizao no futuro, sero ento estes estudados nos
captulos seguintes.
Polister um material pertencente uma categoria de polmeros que contm o grupo
funcional ster na sua cadeia principal. Apesar de existirem muitos polisteres, o substantivo
masculino "polister" como material especfico refere-se ao polietileno tereftalato (PET). Os
polisteres incluem produtos qumicos que ocorrem naturalmente, tais como a cutina presente
na cutcula das plantas, e produtos qumicos sintticos obtidos por policondensao tais como
http://pt.wikipedia.org/wiki/Pol%C3%ADmerohttp://pt.wikipedia.org/wiki/Grupo_funcionalhttp://pt.wikipedia.org/wiki/Grupo_funcionalhttp://pt.wikipedia.org/wiki/%C3%89sterhttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Polietileno_tereftalato&action=edit&redlink=1http://pt.wikipedia.org/wiki/Cutinahttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Cut%C3%ADcula_Vegetal&action=edit&redlink=1http://pt.wikipedia.org/wiki/Policondensa%C3%A7%C3%A3o
-
24
o policarbonato e polibutirato. Os polisteres naturais e alguns sintticos so
biodegradveis, mas a maioria dos ltimos no.
Dependendo da sua estrutura qumica, o polister pode ser termoplstico ou
termoendurecido, no entanto a maioria dos polisteres comuns so termoplsticos.
Os polisteres, como materiais termoplsticos que so, mudam de forma aps
aquecidos. Apesar de ser um material combustvel a altas temperaturas, tem tendncia a
encolher ao afastar-se da chama e a autoextinguir-se aps a ignio. As fibras de polister
possuem uma elevada tenacidade20
e mdulo de Young21
, bem como baixa taxa de absoro
de humidade e encolhimento mnimo quando comparada com outras fibras industriais
(WIKIPDIA 2013).
2.5.4 Causas e Vantagens da Utilizao do Sistema de Ancoragem por Cabos de Polister.
A descoberta de importantes reservatrios de petrleo a cada vez maior profundidade, a
partir da segunda metade da dcada de 80, levou a uma crescente necessidade de reduo do
raio de amarrao das plataformas de produo. O espao ocupado por essas plataformas
comeou causando congestionamento excessivo no fundo do mar, gerando dificuldades no
arranjo submarino, o que provocou um aumento do comprimento de risers, criando uma
maior necessidade de posicionamento dinmico nas plataformas, aumentando assim os custos
dos projectos de explorao para os campos. A empresa brasileira PETROBRAS foi a
pioneira na reduo do raio de amarrao22
por CP, tornando-se item imperativo aps a
descoberta em guas ultraprofundas de petrleo nos campos de Marlim, Albacora, Barracuda
e Roncador.
O conceito de amarrao por cabos tensionados com o mnimo de catenria (tendes)
surgiu como resultado da necessidade de uma reduo no passeio da plataforma. A soluo,
que comeou a ser pesquisada foi um sistema que permitia em alterar a configurao
geomtrica da catenria das amarras do sistema convencional por outro gerado pela
elasticidade de um material, no caso viria a ser o polister, que se permitia auto-comprimir.
Para alm de ser elstico, o material procurado precisaria ser leve, uma vez que esta
caracterstica foi essencial para garantir a viabilidade de operaes em guas ultraprofundas e
evitar que uma parte das linhas fosse fixada permanentemente no solo o que aumentaria assim
o raio da amarrao.
20
- a energia mecnica necessria para levar o material ao colapso (ruptura). definida pela rea do Grfico,
Tenso x Deformao. 21
- Ou de elasticidade 22
- Aproximando-o do mesmo valor da LDA e de 45 a inclinao do cabo.
http://pt.wikipedia.org/wiki/Policarbonatohttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Polibutirato&action=edit&redlink=1http://pt.wikipedia.org/wiki/Termopl%C3%A1sticohttp://pt.wikipedia.org/wiki/Termofixoshttp://pt.wikipedia.org/wiki/Termopl%C3%A1sticoshttp://pt.wikipedia.org/wiki/Termopl%C3%A1sticoshttp://pt.wikipedia.org/wiki/Tenacidadehttp://pt.wikipedia.org/wiki/M%C3%B3dulo_de_Younghttp://pt.wikipedia.org/wiki/Humidadehttp://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Encolhimento&action=edit&redlink=1
-
25
Impulsionada pela necessidade de reduzir o raio de amarrao devida perspectiva
aberta pelos promissores resultados do trabalho de pesquisa feito com polister, testes
laboratoriais realizados por Del Vecchio (ARAJO et al. 2001) em 1992 e um estudo
realizado pela Universidade de So Paulo, em 1993, levou a BR a decidir a usar cordas de
polister nas suas plataformas de produo.
De posse dos resultados de todo esse trabalho de pesquisa, realizado em ambos os
laboratrios e no campo, a PETROBRAS iniciou as experincias com esse tipo de cabo, com
a instalao de alguns segmentos de cabos de polister no incio de 1995, nas linhas sujeitas
s maiores cargas nos sistemas de amarraes das plataformas BR-P-9 e P-22 (ARAJO et al.
2001).
Durante o ano de 1996, dois dos segmentos foram removidos e testados tendo a
resistncia residual de ambos os segmentos provado ser a mesma de quando eles eram novos.
Em 1997 e 1998, a BR bate sucessivamente o recorde mundial OS de perfurao em
profundidade, vide Figura 21 (THOMAS 2001).
Figura 21 - Evoluo do recorde mundial de produo na plataforma continental.
Quando o sistema de ancoragem se encontra sob a aco do carregamento ambiental,
normalmente a unidade flutuante sofre um deslocamento, o qual corresponde distncia
horizontal que a unidade percorre desde a sua posio inicial de equilbrio neutro at a
posio final de equilbrio sob aco das cargas. Como os CP possuem, devido ao seu peso
prprio, uma verticalidade maior atingindo praticamente 45 em relao plataforma
(ARAJO et al. 2001), originam uma catenria muito menor e a fora actuante no cabo
significativamente inferior em relao ao sistema dos cabos de ao.
-
26
Uma medida da eficincia do sistema de ancoragem a magnitude do deslocamento23
da unidade flutuante.
O deslocamento inversamente proporcional a rigidez do sistema de ancoragem, assim,
quanto mais alta a rigidez menor ser o deslocamento, porm o tipo de material utilizado para
construir as linhas de ancoragem determinar o limite superior da rigidez do sistema.
importante salientar que, ao se aumentar a rigidez do sistema, aumenta-se
automaticamente as tenses aplicadas as linhas e, portanto, as tenses internas, as quais
devem respeitar certos limites de segurana.
Existem diferentes tipos de sistemas de ancoragem sendo os mais usados a ancoragem
com ponto nico, amarrao com quadro de ancoragem e ancoragem com posicionamento
dinmico.
Nas linhas de ancoragem, o cabo sinttico mais utilizado o polister, ver a Figura 22.
Figura 22 - Comparao das Amarraes: Cabos de polister x Cabos de ao
obtida uma construo de alta eficincia mantendo, tanto quanto possvel, as fibras
posicionadas formando pequenos ngulos em relao ao eixo do cabo. Atualmente, para
atender a este requisito, trs construes de cabos esto sendo fabricados: fios paralelos, sub-
cabos paralelos e tipo cabo de ao (ALBRECHT 2005).
O Cabo de Ancoragem em fibra sinttica o equipamento mais moderno que existe para
aplicao em sistemas de ancoragem em guas profundas e ultraprofundas, e seu uso
23
- Tambm conhecido no mundo petrolfero como passeio, plataform offset em ingls.
Ilustrao 1 Comparao das amarraes: Cabos de polister X Cabos de ao.
-
27
encontra-se em franca expanso pelas empresas produtoras de petrleo e gs que precisam
ancorar plataformas nessas situaes de produo fronteiria, sendo o mercado brasileiro, o
pioneiro e o de maior difuso do seu uso.
A demanda mundial crescente por Cabos de Polister (CP) para Ancoragem de
Plataformas decorre da forte expanso da produo de petrleo e gs em guas profundas e
ultraprofundas, cuja participao no total do petrleo e gs produzidos no mundo dever
atingir 25% nos prximos seis anos, contra pouco mais de 10% atualmente.
2.5.5 Material
Um dos desafios enfrentados pela PETROBRAS foi especificar seu primeiro cabo de
polister (e mundialmente tambm, experincia indita). Para esse efeito, foi necessrio
preparar a especificao tcnica (ET) que definiu as caractersticas desejveis dos cabos de
polister para uso em sistemas de amarrao.
No momento os cabos de polister fornecidos para a BR, so compostos de um grupo de
fios paralelos, cobertas com uma jaqueta e um sistema de filtragem que permitem a passagem
de gua para dentro da corda e impede entrada de partculas do fundo do mar. Os cabos
devem ser inseridos nos olhais das junes revestidos com poliuretano com vista a minimizar
os problemas abraso24
.
Como acessrios para conectar os cabos aos outros elementos da amarra, utilizaram-se
roldanas e laos. Estes acessrios foram fornecidos juntamente com os cabos pelo fabricante.
Vejamos a Figura 23 (ARAJO et al. 2001).
Figura 23 - Conexes
24
- Desgaste superficial gerado pela frico dos dois materiais e pela aco fluida do mar.
-
28
Devido aos problemas relativos normatizao dos elementos, uma vez que cada
fabricante de CP fornecia os seus acessrios com uma dimenso especfica, gerando muitos
problemas nas conexes dos elementos com os demais componentes das amarras; a
PETROBRAS decidiu padronizar as conexes, fazendo um tipo de terminal composto de uma
nica pea chamada de duplo olhal (Figura 24).
Figura 24 - Conexo Duplo Olhal.
Com esta determinao referente conexo com os outros componentes da amarra,
muitos problemas foram eliminados, obteve-se a reduo de peso facilitando assim as
operaes tanto em terra como no mar e dando espao para o desenvolvimento de novas
conexes.
A Figura 25 mostra alguns tipos de conexo (LANKHORST/Ropes 2012).
Figura 25 - Tipos de conexo de acordo com as direes de utilizao dos CP.
-
29
As conexes devem ser leves e compactas, atender s tenses atuantes e ao limite de
fadiga, fceis de unir os elementos e maximizar a eficincia da unio.
A utilizao do CP reduz at em cerca de trs vezes a extenso da amarrao, caso se
tivesse usado o cabo de ao, e em cerca de 30 (trinta) vezes o seu peso (vide Figura 21).
Quanto aos custos, para efeitos de comparao, a PETROBRAS criou um ndice de
preos expresso em (US$/m)/tf(MBL), dlar por metro dividido pela tonelada-fora da carga
mnima de rutura (MBL).
Na Figura 26 observa-se a evoluo dos preos dos cabos de polister ao longo dos anos
iniciais do seu uso.
Figura 26 - Comparao Preo x Tempo, do CP.
Pela anlise do grfico da Figura 26, pode-se observar um aumento inicial no preo dos
cabos como resultado de um desequilbrio entre a oferta e a procura (ARAJO et al. 2001).
O historial do incio das experincias da BR em projectos utilizando cabos PET est
sintetizado no ANEXO 1.
No momento apenas duas fbricas esto qualificadas para o fornecimento cabos de
amarrao sinttica PETROBRAS. A BR incentiva o surgimento de novos fornecedores.
Como resultado, o preo do cabo caiu e em seguida, subiu um pouco devido incluso de um
filtro contra a entrada no fundo do mar de partculas maiores que 5 microns.
Para fins de comparao, os ndices dos elementos que normalmente compem uma
amarra so apresentados na Tabela 2 (ARAJO et al. 2001).
-
30
Tabela 2 - Preo dos componentes do sistema de amarrao em CP.
Pela Tabela 2, verificamos que o CP o mais econmico dos elementos de amarrao
alm de outras vantagens como menor peso imerso, motivando mais ainda a sua utilizao,
baixando os custos de instalao e produo.
A Figura 2725 fornece uma viso geral do posicionamento dos diversos elementos
(ARAJO et al. 2001).
Figura 27 - Amarrao (Sistema Taut Leg).
Podemos ver acima a combinao de vrios materiais ao longo da amarrao em 45.
25
- Chain = corrente em cadeia de elos; Wire rope = cabo de ao trefilado (fios entrelaados); Pile suction =
estaca de suco para ancoragem; VLA = Ancora carregada verticalmente.
Components Index US$/m.t (MBL)
Chain 0.30 to 0.40
Six Strand Wire Rope 0.10 to 0.20
Spiral Strand 0.50 to 0.60
Polyester Rope 0.20 to 0.25
-
31
2.5.6 Constituio (Trama) do CP.
O cabo de polister um composto de material sinttico, que apresenta uma
flexibilidade axial bem maior que a do cabo de ao e das amarras, com a mesma carga de
ruptura nominal26
e um peso submerso por unidade de comprimento bem menor. Entre outras
vantagens alm das j citadas, temos o custo e a reduzida necessidade de manuteno.
Nos tecidos, h um cruzamento de fios a noventa graus sendo chamados os de urdume e
os horizontais de trama. O CP essencialmente uma construo feita na horizontal e esbelta
considerando-se o todo como uma trama.
O peso molhado do mesmo cabo, em polister cerca de 28 vezes menor do que o da
amarra em ao sem levar em conta o facto de usarem-se extenses menores pela ausncia da
catenria.
Nos arranjos de ancoragem em que se usa polister, a linha possui um trecho inicial e
final de aproximadamente 100 metros de cadeias de corrente (amarras); isso usado para
impedir que o cabo encoste no leito marinho e seja atacado por microrganismos que no trecho
superior no sofrem a fotossntese.
Para as construes de sub-cabos paralelos e tipo cabo de ao, isto se deve ao uso de
configuraes de baixa toro. Para o cabo de fios paralelos, isso explicado pela dificuldade
em aproveitar-se todo o potencial do fio, devido variao de propriedades entre filamentos
dentro do fio e s diferenas no comprimento dos fios (ALBRECHT 2005).
O diagrama genrico do cabo de polister para ancoragem mostrado na Figura 28.
Figura 28 - Cabo de Polister (ALBRECHT 2005).
A resistncia especfica (carga de ruptura por unidade de comprimento) e a rigidez
especfica (carga por unidade de comprimento/deformao obtida) do CP com as tramas
mostradas acima so muito semelhantes.
26
- a soma da carga de ruptura de todos os fios constituintes do cabo.
-
32
A Figura 29 mostra um esquema do CP GAMA27, fabricado pela empresa Lankhorst
(LANKHORST/Ropes 2012) na cidade da Maia (Portugal).
Figura 29 - CP GAMA 98.
No captulo cinco far-se- uma descrio mais pormenorizada deste cabo.
27
- Em homenagem ao navegador portugus Vasco da Gama.
-
33
CAPTULO 3: ANLISE DE CLCULO DOS ELEMENTOS E FORAS
ENVOLVIDAS, NO AMBIENTE MARTIMO DE ACTUAO DO CABO DE
POLISTER.
3.1 VISO GERAL E CRITRIOS.
Existem vrios tipos de carregamento ambientais (live loads) a que as instalaes
offshore so normalmente submetidas e projectadas para suportar, alm de carregamentos
ssmicos. Geralmente feita uma combinao de cargas diferentes (LOUREIRO 2007), que
so de maior magnitude e complexidade do que as estruturas feitas em terra. Na Figura 30,
temos as principais cargas onde:
V Peso prprio;
Mv - Momento associado com o carregamento excntrico da plataforma;
LB & Lc Cargas laterais que actuam nas partes laterais devido ao vento e corrente;
Lw Carregamento cclico devido s ondas;
MB & Mc Momento associado com as cargas laterais;
Mw - Momento cclico devido s ondas;
E Cargas ssmicas;
R1 e R2 Reaces de apoio.
Figura 30 - Esforos sobre a estrutura OS: esquema sinttico.
R1 R2
-
34
O principal elemento de apoio, so as fundaes e como tal tm de suportar as cargas
verticais e o conjunto dos esforos.
Os ventos, as correntes ocenicas e as ondas so os eventos ambientais de maior
impacto sobre as estruturas. As correntes e os ventos geram o arrasto. As ondas, alm do
arrasto, impem as foras de inrcia.
Os movimentos que as estruturas sofrem no mar podem ser visualizados no ANEXO 2.
3.1.1 Ventos
Existe uma grande complexidade no estudo dos ventos, rajadas que actuam nas estruturas
OS. Esta complexidade devido incidncia destas cargas que no so direccionadas numa
trajectria nica sobre a plataforma, elas actuam em diversos ngulos. Para o caso do vento;
geralmente aplicada uma velocidade de vento a uma certa altura em diferentes ngulos.
A carga dos ventos tm um grande impacto sobre os vrios elementos da plataforma, na
qual est inclusa a estrutura em si, os diversos equipamentos, as instalaes etc. de notar
que para estruturas de ao convencionais as foras de vento contribuem normalmente com
menos de 10% da carga total global, mas em guas mais profundas, onde encontram-se
estruturas compatveis, as ondas contribuem com uma percentagem muito maior. Este
especialmente o caso onde a frequncia do vento prximo frequncia de vibrao natural
da plataforma de modo a criar ressonncia. A fora do vento, conforme determinado pela
norma API RP2A (API 2007) calculada pela seguinte relao:
(1)
Onde:
F = Fora do vento (N);
= Densidade da massa de ar (1,23kg/m);
u = Velocidade do vento (m/s);
Cs = Coeficiente da forma;
A = rea do objecto em que incide o vento (superfcie de ataque ou incidncia, m).
-
35
3.1.2 Ondas Martimas.
A aco das ondas desempenha um grande papel no clculo das estruturas offshore e
normalmente nas zonas no ssmicas onde encontra-se a carga crtica de clculo. Em muitos
casos difcil determinar o resultado exacto da fora exercida pelas ondas devido extrema
aleatoriedade dos fenmenos naturais. Sabe-se que as ondas podem ser incidentes em uma
plataforma em todas as direces, especialmente durante os momentos de grandes
tempestades. Alm disso, as ondas tambm afectam o solo que fica na base das fundaes.
No caso das ondas estipulada uma altura de onda especfica para efeitos de clculo.
As ondas contribuem para a criao de vrtices28
ao redor das pernas da plataforma, nas
amarraes e nas ancoragens, assim sendo elas contribuem para a reduo da capacidade das
estacas (ou ncoras, que exercem o papel da fundao). A fora de uma onda calculada pela
sua altura, elas impem uma fora cclica e flutuante nas plataformas.
O efeito dessas ondas determinado pelo uso da equao de Morison (API 2007), que
a soma das foras de arrasto com as foras de inrcia, como se segue:
(2)
Onde;
F = Vector da Fora Hidrodinmica por unidade de comprimento, actuando
normalmente no eixo do membro [N/m];
FD = Vector da Fora de Arrasto (drag) por unidade de comprimento, actuando
normalmente no eixo do membro, no plano que contenha o vector U da velocidade
e o citado eixo [N/m];
FI = Vector da Fora de Inrcia por unidade de comprimento, actuando normalmente
no eixo do membro, no plano que contenha o vector U da velocidade e o citado
eixo [N/m];
Cd = Coeficiente de Arrasto (drag);
W = Densidade da gua (N/m3);
g = acelerao da gravidade (9,81m/s2);
A = rea projectada normal ao eixo da embarcao (do cilindro, = D para superfcies
circulares) por unidade de comprimento (m);
28
- Redemoinho; Movimento rpido e forte de um fluido em volta de um eixo normalmente em espiral.
-
36
V = volume deslocado pelo cilindro por unidade de comprimento (= D2/4 para
cilindros);
D = dimetro efectivo do cilindro ou seco circular do elemento estrutural;
U = componente do vector velocidade devido onda (ou corrente) da gua actuando
normalmente no eixo do membro (m/s);
|U| = Valor absoluto de U [m/s];
Cm = Coeficiente de inrcia;
U/ t - componente do vector acelerao local da gua actuando normalmente no eixo
do membro (m/s2).
3.1.3 Correntes
As correntes podem ser geradas a partir de vrias fontes diferentes tais como; circulao
ocenica, variaes de densidade, bem como vento e correntes induzidas pela onda.
O perfil de velocidade convencionalmente aplicado prev uma variao parablica das
velocidades actuantes, como a velocidade mxima perto da superfcie da gua. Estudos tm
mostrado que a velocidade do fundo do mar comparvel com a velocidade na superfcie em
vrios casos.
Surpreendentemente, muitas das vezes as correntes tendem a ter uma significativa
componente vertical, dependendo da morfologia do fundo do mar e das diferenas de
temperatura local da gua ao longo dos nveis do mar. As correntes podem ser medidas com o
uso de equipamentos simples.
Para calcular a fora actuante sobre membros, sem condies de onda, usamos na
equao de Morison, a componente do vector acelerao U/ t = 0.
3.1.4 Instabilidade do Fundo.
A instabilidade do fundo do mar deve-se ao movimento das camadas do leito martimo
devido ao efeito das presses de onda, terramotos, solo, auto-peso, hidratos, falhas e outros
processos geolgicos. Os solos podem ser submetidos aos movimentos laterais durante os
terramotos e tambm ao movimento de onda induzida. Este movimento afecta a fundao da
plataforma adicionando esforos adicionais para os membros das estacas.
Estudos geolgicos que empregam taxas histricas de deposio devem ser analisados
para determinar a taxa de carregamento. Os efeitos tambm so maiores se a aderncia entre
-
37
camadas baixa neste caso, o deslocamento da plataforma aumenta drasticamente quando
aumenta a espessura da camada deslizante.
3.2 FORAS ESTRUTURAIS E FLUIDO-INDUZIDAS EM ESTRUTURAS OFFSHORE.
As foras presentes numa estrutura offshore podem ser divididas em:
a) foras estticas: gravdicas (peso prprio), hidrostticas (impulso da
gua);
b) foras dinmicas: foras ambientais (ventos, correntes e ondas
variveis).
Em seguida, discutem-se diferentes mtodos determinsticos e frmulas empricas que
descrevem tais foras e respectivas respostas quando a estrutura em estudo se encontra em
repouso e em movimento. de se notar que as foras so aplicadas na estrutura quando a
mesma se encontra fixa e em perfeito equilbrio levando-se primeiramente em conta os
esforos de transporte e montagem.
Para se perceber os efeitos ambientais presentes na estrutura e as respectivas foras
resultantes, necessrio tomar conhecimento dos parmetros adimensionais mais importantes
(VAN-DESTE 2012):
a) nmero de Reynolds, ( , para valores at 2000 o fluxo considerado laminar e
acima de 2400, turbulento), o significado fsico experimental um quociente de
foras: foras de inrcia ( ) entre foras de viscosidade ( ). expressado como:
; sendo =velocidade mdia do fluido; = longitude caracterstica do
fluxo, o dimetro para o fluxo no tubo; = viscosidade dinmica (ou absoluta a
resistncia s tenses de cisalhamento, proporcionalidade entre a tenso de
cisalhamento e o gradiente da velocidade, atrito interno) do fluido; =massa
especfica do fluido.
b) velocidade da onda ( ;
c) amplitude da velocidade da onda ( ;
d) viscosidade dinmica da gua, ;
http://pt.wikipedia.org/wiki/Quocientehttp://pt.wikipedia.org/wiki/For%C3%A7ahttp://pt.wikipedia.org/wiki/In%C3%A9rciahttp://pt.wikipedia.org/wiki/Viscosidadehttp://pt.wikipedia.org/wiki/Di%C3%A2metrohttp://pt.wikipedia.org/wiki/Viscosidadehttp://pt.wikipedia.org/wiki/Massa_espec%C3%ADficahttp://pt.wikipedia.org/wiki/Massa_espec%C3%ADfica
-
38
e) nmero de Keulegan-Carpenter (coeficiente entre as foras de arrasto29 e as de
inrcia; ;
f) frequncia de vibrao da estrutura ( ;
g) parmetro da rugosidade na superfcie ( ;
h) comprimento de onda ( ;
i) dimetro do corpo ( .
Alguns destes parmetros encontram-se tabelados com as respectivas frmulas na
Tabela 3.
Tabela 3 - Parmetros adimensionais importantes na anlise de foras ambientais.
Parmetros Frmula
Nmero de Reynolds
Nmero de Keulegan-Carpenter
Nmero de Strouhal
Parmetro de Difraco
A importncia dos parmetros adimensionais acima mencionados pode ser evidenciada
atravs de uma anlise dimensional da fora aplicada numa estrutura devido s ondas. Tal
fora depende das seguintes quantidades independentes:
30 31 32 33 34 35 36 37 38 (3.1)
A relao adimensional pode ser obtida atravs da equao 3.2:
39
40
41
42
43
44 (3.2)
29
- drag forces 30
- = Tempo de durao da onda. 31
- Corresponde ao intervalo de tempo necessrio para que ocorra uma oscilao completa ou ciclo.
32 - Dimetro.
33 -
34 -
35 -
36 - = Amplitude da velocidade da onda.
37 -
38 -
39 - n de Keulegan-Carpenter,
40 - n de Reynolds
41 - Difraco
-
39
Nesta relao possvel identificar, por ordem, o nmero de Keulegan-Carpenter, o
nmero de Reynolds, o parmetro de difrao, o parmetro de rugosidade relativa e o nmero
de Strouhal.
O nmero de Reynolds e o nmero de Keulegan-Carpenter ajudam a determinar a
importncia da contribuio das foras de arrasto e de inrcia na estrutura, sendo estas
determinadas pela Equao de Morison.
A Equao de Morison mais usada para estruturas pequenas, sendo geralmente
aplicvel quando j a Teoria de Difrao/Radiao Linear mais usada para
estruturas grandes, sendo esta aplicvel quando .
A Difrao o fenmeno que acontece quando uma onda encontra um obstculo. Em
fsica clssica, o fenmeno da difrao descrito como uma aparente flexo das ondas em
volta de pequenos obstculos e tambm como o espalhamento, ou alargamento, das ondas
aps atravessarem orifcios ou fendas (Figura 31).
Figura 31 - Planta esquemtica da difraco de uma onda.
A difraco determina as foras de balano na estrutura por causa das ondas quando a
estrutura se encontra no seu estado de equilbrio, enquanto a radiao directamente introduz
massa adicional e coeficientes de amortecimento, considerando a estrutura imersa em gua.
A rugosidade na superfcie da estrutura tambm importante, dado que influencia muito
os coeficientes hidrodinmicos de arrasto e inrcia. O parmetro de difraco permite