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ANÁLISE�DA�INFLUÊNCIA�DA�GEOMETRIA�DAS�CONEXÕES�TIPO�“BORBOLETA”�NO�DANO�DE�FADIGA�EM�PLATAFORMAS�OFFSHORE�TIPO�

UNIDADE�FLUTUANTE�DE�PRODUÇÃO,�ARMAZENAMENTO�E�TRANSFERÊNCIA�(FPSO)�

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Vicente�d’Orema�Albuquerque�Larangeira�

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Projeto� de� Graduação� apresentado� ao�Curso� de� Engenharia� Civil� da� Escola�Politécnica,� Universidade� Federal� do�Rio� de� Janeiro,� como� parte� dos�requisitos� necessários� à� obtenção� do�título�de�Engenheiro�

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Orientador:�Gilberto�Bruno�Ellwanger�

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Rio�de�Janeiro�Março�de�2015� �

ii

Larangeira, Vicente d’Orema Albuquerque

Análise da influência da geometria das conexões tipo “borboleta” no dano de fadiga em plataformas offshore tipo Unidade Flutuante de

Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO)

Orientador: Gilberto Bruno Ellwanger

Projeto de Graduação-UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Civil, 2015

Referências Bibliogáficas: p. 79-80

1.Análise de Fadiga. 2.Dano 3. Curvas S-N 4.Estruturas Offshore 5.FPSO 6. Conexões tipo Borboleta I. Bruno Ellwanger, Gilberto II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Civil. III. Título

iii

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil

Análise da influência da geometria das conexões tipo borboleta no dano de fadiga em

plataformas offshore de petróleo tipo unidade flutuante de produção, armazenamento e

transferência (FPSO)

Vicente d’Orema Albuquerque Larangeira

Março/2015 Orientador: Gilberto Bruno Ellwanger

Curso: Engenharia Civil

A indústria do petróleo procura, cada vez mais, aumentar a produtividade e segurança

de sua operação, fato este devido à cobrança das demais indústrias. Nesse cenário, surgiram

grandes descobertas, que por sua vez, trouxeram novos desafios, portanto inviabilizaram às

antigas tecnologias usadas (plataformas fixas). Foi assim que as plataformas tipo unidade de

produção, armazenamento e transferênica (FPSO) ganharam destaque.

Por ser convertido através de um petroleiro e ter uma vida útil de projeto, após a

conversão de 20 anos, um profundo estudo de fadiga deve ser adotado para manter a

operação segura. Este trabalho apresenta uma análise da influência da geometria das

conexões mais solicitadas dessas embarcações na determinação da vida útil à fadiga.

Ao longo do projeto serão apresentados fatos históricos que reforçam a necessidade e

relevância desses estudos. Como o trabalho possui como foco principal as estruturas offshore

são introduzidos conceitos básicos sobre os projetos dessas embarcações como componentes,

dimensões, carregamentos e regiões críticas para ocorrência de fadiga. Conceitos sobre

carregamentos aleatórios também são apresentados para permitir a melhor compreensão dos

carregamentos ambientais. Foi incorporado num âmbito mais téorico uma breve introdução

aos conceitos envolvidos no processo de fadiga.

Foram confeccionados dois modelos onde a única diferença é a geometria das

conexões tipo “borboleta” dos reforçadores longitudinais com as anteparas transversais,

sendo que em um deles elas são retas e em outras possuem curvatura. Puderam ser

comparados tantos os valores de vida pregressa (pré-conversão) assim como o dano como

FPSO, que por sua vez permite estabelecer à vida útil dos elementos.

Palavras chave: Dano, Fadiga, Conexões Borboleta, FPSO, Estruturas Offshore.

iv

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as partial fulfillment of the requirements for the degree of Engineer

Analysis of geometry influence in connections type butterfly on fatigue damage in offshore platforms type unit floating production, storage and transfer (FPSO)

Vicente d’Orema Albuquerque Larangeira

March/2015

Advisor: Gilberto Bruno Ellwanger

Course: Civil Engineering

The oil industry intend , increasingly, raise the productivity and safety of your

operating system, in order to supply the others companies’s demands. Recently, great

resources were discovered, introducing however new challenges and concepts of exploration

and the usual technologies no longer were applicable. In result a new concept of platform was

developed, the FPSO (Floating Production, Storage And Offloading).

Having been converted from a oil tanker and having to attend a 20 years of design life,

a deep assessment of fatigue has to be done. This paper presents an analisys of the influence

of the geometry on fatigue and design life evaluation. The brackets that were selected are the

the ones that receive the major part of the loading.

Historical events that reinforce the relevance of fatigue assessment are presented in

this paper. Having a focus on offshore structures, basic concepts, such as components,

dimensions, loading and critical regions on fatigue assessment, regarding the development of

these platforms are introduced. Random loading concepts are also presented the allow a

better comprehension of the environmental loads. In a more theoretical framework a brief

introduction to the concepts involved on a fatigue assessment evaluation are presented.

Were developed two models of FPSO’s tanks where the only difference between them

was the geometry of the brackets that connect the longitudinal stiffeners and the transverse

bulkheads, in the first (PROJ01) them didn’t have radius and in the second (PROJ02) them did.

The results allow a comparison between the cumulative damage, after and before the

conversion and by consequence permit the determination of the remaining life in both cases.

Keywords: Damage, fatigue, Brackets, FPSO, Offshore Structure

v

Agradecimentos

Prometi a mim mesmo que esta seria a última coisa que escreveria no meu projeto

final, talvez por falta de tempo, talvez por medo por estar de fato acabando este ciclo.Esta sem

dúvida é a maior conquista pessoal que tive na vida até agora. Seria no mínimo injusto deixar

de prestar essa sutil homenagem as pessoas que estiveram comigo antes e durante esses seis

cansativos, estressantes mas maravilhosos anos.

Agradeço de antemão ao professor Gilberto Ellwanger, pela orientação, sugestões e

conselhos ao longo dos últimos anos de faculdade e por ter me apresentado à área de

estruturas offshore.

Ao apoio do Programa de Recursos Humanos da ANP para o Setor Petróleo e Gás-PRH-

35 e ao coordenador Carlos Magluta e pesquisadora Bianca Pinheiro que contribuíram para

minha formação profissional.

Ao American Bureau of Shipping pela oportunidade de aprender e realizar este projeto

e à minha equipe de trabalho.

À minha mãe Eliana de Queiroz Albuquerque por tudo que me ensinou, pela sua

proteção e amizade.

À meu pai, e agora companheiro de profissão, Carlos d’Orema Rangel Larangeira pelos

conselhos, pelo companheirismo e pelo sobrenome complicado.

Ao meu padastro Derli Silveira, por todo apoio moral que tem me dado esses anos.

Aos companheiros do Colégio Santo Inácio, meu irmão de outra mãe Pedro Mergener

que me acompanha/suporta desde os sete anos de idade. Aos “malas” (Thiago Dias, Felipe

Hilgenberg, Pedro Marques, Duda Brasil, Natália Regina e Marcela Montojos) que tornam a

vida mais fácil depois de qualquer reencontro.

Aos companheiros de faculdade, que desde o primeiro mês faziam valer o trânsito de

ida e volta ao Fundão. Em especial à Henrique Crespo, Lucas Lima, Ramon Duarte pelas

conversas hilárias e pelos inúmeros carteados recheados de discórdia e diverão. À minha

amiga e agora companheira de profissão Mariana Caire pelos conhecimentos passados mas

também pela amizade que eu tenho orgulho de dispor.

À todos demais companheiros de jornada, muito obrigado, vocês são o que eu tenho

de mais valioso nessa vida. Sem vocês, nada seria possível.

vi

Sumário 1. Introdução ................................................................................................................................ 1

1.2. Unidades Flutuantes de Produção e Armazenamento e Transferência (FPSO) ............ 1

1.3. Bacia de Campos ........................................................................................................... 3

1.4. Estrutura de Organização .............................................................................................. 4

2. Elementos de Projeto de um FPSO .......................................................................................... 5

2.1. Componentes Estruturais .............................................................................................. 5

2.2. Movimentos de um FPSO .............................................................................................. 8

2.3. Tipos de Ancoragem ...................................................................................................... 9

2.4. Corrosão ...................................................................................................................... 11

2.5. Fatores de Segurança .................................................................................................. 12

3. Acidentes em Estruturas Offshore ......................................................................................... 13

3.1. Navios Liberty .............................................................................................................. 13

3.2. Alexander Kielland ....................................................................................................... 15

3.3. Ranger I ....................................................................................................................... 16

3.4. SEDCO 135 ................................................................................................................... 17

4. Fadiga ..................................................................................................................................... 19

4.1. Teoria........................................................................................................................... 19

4.1.1. Materiais e Fadiga ........................................................................................... 20

4.1.2. Fadiga de Estruturas Soldadas ........................................................................ 21

4.2. Tensão Nominal ........................................................................................................... 22

4.3. Carregamentos ............................................................................................................ 23

4.3.1. Carregamentos impostos sobre um FPSO ....................................................... 23

4.3.2. Carregamento Estático .................................................................................... 24

4.3.3. Carregamento Dinâmico ................................................................................. 26

4.3.4. Carregamento de fadiga .................................................................................. 28

4.3.4.1. Amplitude Constante ...................................................................................... 28

4.3.4.2. Amplitude variável .......................................................................................... 30

4.4. Curvas S-N ................................................................................................................... 32

4.5. Regra de Palm-Miner .................................................................................................. 34

4.6. Mecânica da Fratura.................................................................................................... 35

4.7. Concentração de tensões ............................................................................................ 37

4.8. Análise Simplificada de Fadiga .................................................................................... 39

4.8.1. Introdução ....................................................................................................... 39

vii

4.8.2. Desenvolvimento Matemático ........................................................................ 40

4.9. Dano acumulado de fadiga como FPSO ...................................................................... 41

4.10. Conexões susceptíveis à fadiga ............................................................................... 47

5. Dados Ambientais .................................................................................................................. 50

5.1. Espectro de energia ..................................................................................................... 50

5.2. Espectro de Mar .......................................................................................................... 53

5.3. Espectro de Jonswap ................................................................................................... 54

5.4. Dados de Projeto ......................................................................................................... 55

5.4.1. Locação específica ........................................................................................... 55

5.4.2. Histórico de rotas ............................................................................................ 56

5.4.3. Histórico de locações ...................................................................................... 58

5.4.4. Trânsito ............................................................................................................ 58

5.5. Fatores de Severidade Ambiental ............................................................................... 59

5.5.1. Fatores Beta (β) ............................................................................................... 59

5.5.2. Fatores Alpha (α) ............................................................................................. 60

6. Programa FPSO ...................................................................................................................... 62

6.1. ISE (Initial Scantling Evaluation) .................................................................................. 62

6.2. SEAS ............................................................................................................................. 63

6.3. TSA (Total Strength Assessment) ................................................................................ 63

7. Análise realizada .................................................................................................................... 64

7.1. Etapas ISE (Tanker) ...................................................................................................... 64

7.1.1. Dados de projeto ............................................................................................. 66

7.2. SEAS ............................................................................................................................. 67

7.2.1. Locação Específica ........................................................................................... 67

7.2.2. Rotas históricas ............................................................................................... 68

7.2.3. Transito ............................................................................................................ 69

7.2.4. Valores de Beta ............................................................................................... 70

7.3. ISE (Conversion) .......................................................................................................... 70

7.4. Conexões e reforçadores estudados ........................................................................... 71

8. Conclusão ............................................................................................................................... 78

9. Referência bibliográfica ......................................................................................................... 79

viii

Lista de Figuras

Figura 1: Lista de plataformas FPSO em operação (BRASIL ENERGIA, 2014) ................................ 2 Figura 2: Modelo da plataforma P63 (www.youtube.com/watch?v=LJdpqN2WSo4) .................. 3 Figura 3: Campos em licitação na Bacia de Campos (ANP) ........................................................... 4 Figura 4: Exemplo de Plano de Capacidade (ABS) ......................................................................... 5 Figura 5: Antepara totalmente estanque (ABS) ............................................................................ 6 Figura 6: Seção mestra ou Caverna (ABS) ..................................................................................... 6 Figura 7: Nomenclatura dos elementos estruturais de um FPSO (ABS) ....................................... 7 Figura 8: Movimentos de um FPSO (BATALHA, 2009) .................................................................. 8 Figura 9: Ancoragem do tipo Spread (http://fukymarintech.weebly.com/mooring- types.html) 9 Figura 10: Ancoragem do tipo Turret interno (http://www.bluewater.com/fleet-operations/what-is-an-fpso/) ...................................................................................................... 10 Figura 11: Ancoragem do tipo Turret externo (http://www.sofec.com/productItem.asp?intcategoryName=Mooring%20Systems&intsubCat=External%20Turret&intproductID=Maui%20B) .......................................................................... 10 Figura 12: Corrosão nominal de placas e reforçadores (ABS) ..................................................... 11 Figura 13: Navio Liberty fraturado (OKUMOTO et al, 2009) ....................................................... 14 Figura 14: Um dos poucos navios Liberty que não sofreram ruptura (https://www.youtube.com/watch?v=aKXTlyhGLIM) ................................................................ 14 Figura 15: Localização do local de falha e processo de emborcamento da plataforma (http://sozogaku.com/) ............................................................................................................... 15 Figura 16: Modelo Simplificado da plataforma Alexander Kielland (http://www.sozogaku.com/) ..................................................................................................................................................... 16 Figura 17: Modelo da plataforma Ranger I (ALMAR NAESS, 1685) ............................................. 17 Figura 18: Modelo da semi-submersível SEDCO 135 (ALMAR NAESS, 1685) .............................. 18 Figura 19: Etapas do processo de fadiga (ELLWANGER, 2013) ................................................... 19 Figura 20: Curva típica de crescimento de trinca (ESDEP) .......................................................... 19 Figura 21: Carregamentos típicos em um FPSO (SOUZA, 2002) ................................................. 23 Figura 22: Padrões de Carregamento para situações de reparo e inspeção (ABS, 2014) ........... 24 Figura 23: Padrões de carregamento considerados em condições de operação (ABS, 2014) .... 25 Figura 24: Esforços por casos de carregamento em condições de operação (ABS, 2013) ......... 26 Figura 25: Esforços por casos de carregamento em condições de inspeção (ABS, 2013) .......... 27 Figura 26: Esforços por casos de carregamento em condições de reparo (ABS, 2013) .............. 27 Figura 27: Amplitude constante (ELLWANGER, 2013) ................................................................ 30 Figura 28: Amplitude variável (ELLWANGER, 2013) .................................................................... 31 Figura 29: Curvas S-N (ABS,2003) ................................................................................................ 33 Figura 30: Exemplo de carregamento cíclico variável (DOWLING, 1993) ................................... 34 Figura 31: Relações entre taxa de crescimento de trincas e gradiente de fator de intensidade de tensões (STROHAECKER) ........................................................................................................ 36 Figura 32: Distribuição de tensões na seção que contêm o furo (ROAKS, 2002) ....................... 38 Figura 33: Modelo foto elástico da peça solicitada (ELLWANGER, 2013) ................................... 38 Figura 34: Ilustração do princípio de Saint Venaint através das linhas de fluxo de tensão em peça com entalhe ........................................................................................................................ 39

ix

Figura 35: Condições de carregamento para FPSO em operação (ABS) ..................................... 42 Figura 36: Fatores de combinação para carregamentos dinâmicos para Condição de Carregamento 1 (ABS) ................................................................................................................. 42 Figura 37: Fatores de combinação para carregamentos dinâmicos para Condição de Carregamento 2 (ABS) ................................................................................................................. 43 Figura 38: Fatores de combinação para carregamentos dinâmicos para Condição de Carregamento 2 (ABS) ................................................................................................................. 43 Figura 39: Fatores de combinação para carregamentos dinâmicos para Condição de Carregamento 2 (ABS) ................................................................................................................. 44 Figura 40: Fatores de probabilidade para os pares de casos de carregamento (ABS) ................ 45 Figura 41: Parâmetros das curvas S-N para estudo do dano por fadiga (ABS) ........................... 46 Figura 42: Representação das conexões estudadas nesse projeto (barras e borboletas retas e curvas)(ABS 2014) ....................................................................................................................... 47 Figura 43: Curvas S-N para Classe F e F2 (ABS 2003) .................................................................. 48 Figura 44: Valores do Fator de Concentração de Tensões (SCF) (ABS 2014) .............................. 49 Figura 45: Exemplos de aberturas de passagem de elementos longitudinais por elementos transversais (ABS 2014) ............................................................................................................... 50 Figura 46: Espectro de Energia (CARVALHO, 2011) .................................................................... 51 Figura 47: : Processo de Banda Estreita (CARVALHO, 2011) ....................................................... 52 Figura 48: Processo de Banda Larga (CARVALHO, 2011) ............................................................ 53 Figura 49: Diagrama de Dispersão de Ondas para o Mar do Norte (Oceânica UFRJ) ................. 54 Figura 50: Ângulo de incidência de onda e orientação da embarcação (ABS) ............................ 56 Figura 51: Rotas presentes no banco de dados do SEAS (ABS) ................................................... 58 Figura 52: Programa FPSO (propriedade da ABS) ....................................................................... 62 Figura 53: Modelo de 3 tanques (ABS) ........................................................................................ 64 Figura 54: Informações gerais sobre a embarcação (ABS) .......................................................... 64 Figura 55: Representação simplificada da geometria da seção transversal e reforçadores longitudinais (ABS) ...................................................................................................................... 65 Figura 56: Representação das conexões tipo barra e borboleta (ABS) ....................................... 65 Figura 57: Rotas percorridas pelo FPSO considerado (Rotas históricas e trânsito) (ABS) .......... 69 Figura 58: Localização dos reforçadores cujas borboletas foram estudadas (ABS) .................... 71 Figura 59: Regiões de determinação do Dano estrutural ........................................................... 76

x

Lista de Tabelas

Tabela 1: Valores adotados de corossão pela ABS ...................................................................... 12 Tabela 2: Fatores de Segurança adotados pela ABS ................................................................... 13 Tabela 3: Tensão nominal para cada tipo de carregamento ....................................................... 22 Tabela 4: Valores para as Classes de curva S-N para detalhes não tubulares ao ar (ABS) .......... 32 Tabela 5: Valores de referência para as curvas F e F2 (ABS 2003) .............................................. 48 Tabela 6: Rotas existentes no software SEAS ............................................................................. 57 Tabela 7: Parâmetros de Carregamento Dinâmico (β’s) ............................................................. 59 Tabela 8: Características gerais ................................................................................................... 66 Tabela 9: Coordenadas da Locação Específica (Bloco 155) ......................................................... 67 Tabela 10: Valores dos parâmetros de onda para Bacia de Campos (Cálculo de resistência) .... 68 Tabela 11: Rotas históricas consideradas para o FPSO ............................................................... 68 Tabela 12: Coordenadas do trajeto até a Locação Específica ..................................................... 69 Tabela 13: Valores de Beta encontrados para o FPSO considerado ........................................... 70 Tabela 14: Coordenadas dos reforçadores cujas borboletas foram estudadas .......................... 72 Tabela 15: Conexões estudadas no PROJ01 (Borboletas retas) .................................................. 73 Tabela 16: Conexões estudadas no PROJ02 (Borboletas curvas)................................................ 73 Tabela 17: Valor do Dano Estrutural encontrado para as determinadas locações ..................... 77

xi

Abreviações

ABS- American Bureau of Shipping

FPSO- Floating Production Storage and Offloading

ESF- Environmental Severity Factor

SEAS- Site-Especifc Environment Assessment System

SCF-Stress Concentration Factor

JONSWAP-Joint North Sea Wave Project

ISE- Initial Scantling Evaluation

1

1. Introdução

1.1. Objetivo

O objetivo principal desse trabalho consiste em realizar uma análise de fadiga

estrutural nas ligações dos reforçadores do casco com os elementos transversais

(cavernas e anteparas), mais conhecidos como borboletas, comparando os resultados

dos danos acumulados em função da geometria dessas borboletas. Para isso, foram

confeccionados dois modelos de FPSO, onde a única diferença é a geometria dessas

conexões (retas ou curvas). As borboletas curvas apresentam uma melhor distribuição

de tensões o que faz com que se esperem danos menores do que nas borboletas retas.

Os modelos foram confeccionados e carregados pelo programa FPSO, programa de

propriedade da ABS, usados para uma análise preliminar de fadiga. Para a obtenção do

dano estrutural foram utilizadas as curvas S-N apropriadas, seguindo as normas da ABS

(American Bureau of Shipping).

1.2. Unidades Flutuantes de Produção e Armazenamento e Transferência (FPSO)

A indústria do petróleo vem recebendo uma pressão constante para a produção de

hidrocarbonetos. Com isso a busca por novas reservas desse recurso acabaram por

apresentar novos obstáculos para sua exploração. Ao contrário do que se tinha há

poucos anos atrás, quando as reservas eram encontradas perto da costa em

profundidades reduzidas, temos atualmente um cenário bem diferente, como é o caso

do pré-sal (onde a profundidade de exploração chega a 2.200m de profundidade e um

afastamento de 300 km da costa).

Foi nesse cenário, que as plataformas FPSO ganharam destaque na indústria

offshore, sendo hoje em dia, a solução preterida frente às demais estruturas. Esta

unidade consiste na utilização de um navio ancorado, que suporta no seu convés uma

planta de processo (topside), armazena o óleo produzido e ainda permite a

transferência da produção para outro navio (aliviador) que é periodicamente amarrado

no FPSO para receber e transportar o óleo até os terminais petrolíferos (BATALHA,

2009).

A Figura 1 mostra a lista de plataformas FPSO atuantes nas principais bacias

brasileiras de produção de petróleo (Campos, Santos e Espírito Santo).

2

Figura 1: Lista de plataformas FPSO em operação (BRASIL ENERGIA, 2014)

As plataformas FPSO podem ser convertidas a partir de um petroleiro ou

simplesmente serem uma nova construção . Mesmo possuindo estrutura similar, as

diferenças referentes ao carregamento e operação dos FPSO e dos petroleiros exigem

cuidados quanto ao projeto. Além do fato do navio petroleiro já ter sofrido danos de

fadiga ao longo de sua operação (dano pregresso), os sistemas de ancoragem e alívios

de carga, referentes à locação do FPSO, devem ser levados em conta na determinação

da vida remanescente do FPSO.

3

Figura 2: Modelo da plataforma P63 (www.youtube.com/watch?v=LJdpqN2WSo4)

1.3. Bacia de Campos

Como citado anteriormente, a maior parte das descobertas de reserva de petróleo,

especialmente no caso do Brasil, tem sido no meio offshore. Dos campos atuantes no

Brasil, nenhum deles se destaca tanto como é o caso da Bacia de Campos. Ela é a bacia

petrolífera que apresenta maior produção na margem continental brasileira,

correspondendo por cerca de 80% da produção nacional de petróleo. Tendo tido sua

primeira descoberta em 1974, no campo de Garoupa, sendo a sua exploração iniciada

em 1997 no campo de Enchova.

A Bacia de Campos está situada na Região Sudeste, estendendo-se por 100.000

km2, indo das imediações da cidade de Vitória até Arraial do Cabo. Ultimamente, ela

possui 58 campos demarcados, sendo que 40 já estão em produção e os outros 18 estão

em desenvolvimento(ANP-BrasilRound9).

Nos últimos anos, a Bacia de Campos vem passando por sucessivas rodadas de

licitações para exploração de seus blocos; a imagem a seguir ilustra a divisão ocorrida

durante a quinta rodada de licitações.

4

Figura 3: Campos em licitação na Bacia de Campos (ANP)

1.4. Estrutura de Organização

No Capítulo 2, são apresentados os elementos de projeto de um FPSO.

No Capítulo 3, são apresentados acidentes famosos relacionados ao processo de

fadiga dentro do meio offshore.

No capítulo 4, é apresentada uma breve introdução aos elementos envolvidos num

processo de fadiga.

No capitulo 5, são apresentados os dados ambientais e como são levados em

consideração na determinação dos carregamentos devido às ondas.

No capítulo 6, são apresentas as etapas do software FPSO, de propriedade da ABS,

que será utilizado no trabalho para o cálculo do dano estrutural.

No capítulo 7, são apresentados os modelos criados para aplicação dos conceitos

apresentados ao longo do trabalho, os resultados obtidos e comentários.

No capítulo 8, são apresentadas conclusões sobre o estudo realizado.

5

2. Elementos de Projeto de um FPSO

2.1. Componentes Estruturais

Um FPSO como qualquer outro navio/embarcação é composto por casco, seções

transversais e reforçadores longitudinais e transversais. As seções transversais

estanques são as que definem os limites dos tanques, onde pode ser armazenado o óleo

produzido ou simplesmente usados como lastro ou espaços vazios (void spaces). A

Figura 4 apresenta um exemplo de distribuição dos tanques em um FPSO, estes

desenhos recebem o nome de Plano de Capacidade.

Figura 4: Exemplo de Plano de Capacidade (ABS)

Os elementos transversais podem ser anteparas (parcialmente ou totalmente

estanques) ou seções mestras:

� Anteparas totalmente estanques (Figura 5): quando tanto o tanque central

e os tanques laterais são estanques.

� Anteparas parcialmente estanques: quando só o tanque central ou

somente os tanques laterais são estanques.

� Seções mestras ou cavernas (Figura 6): elementos estruturais dispostos ao

longo do FPSO aumentando sua rigidez e resistência à flambagem dos

elementos longitudinais

6

Figura 5: Antepara totalmente estanque (ABS)

Figura 6: Seção mestra ou Caverna (ABS)

Os elementos longitudinais são escoas, anteparas longitudinais e reforçadores.

� Anteparas longitudinais: separam os tanques longitudinalmente

� Reforçadores: além de auxiliar na união das placas contribuem para

resistência e rigidez

� Escoas: promovem a ligação entre as anteparas longitudinais e o costado

Nesse trabalho, são estudados os efeitos da geometria nas conexões entre os

reforçadores longitudinais (elementos secundários) com as anteparas transversais

(elementos primários).

7

O casco é composto por um conjunto de placas, de espessura variável. Esses

conjuntos são placa de quilha (keel plate), placas de fundo (bottom plating), bojo (bilge),

costado (side shell), sheer strake, gun wale, placa de deck. Os reforçadores longitudinais

são distribuídos ao longo de todo o casco e de todos os elementos de placa que

compõem os FPSO. Na Figura 7 são apresentados a nomenclatura dos elementos

estruturais de um FPSO.

Figura 7: Nomenclatura dos elementos estruturais de um FPSO (ABS)

Algumas plataformas podem ter casco duplo (inner plating). Nos modelos

desenvolvidos nesse projeto, todos os cascos são simples.

8

2.2. Movimentos de um FPSO

O FPSO, como qualquer embarcação, possui 6 graus de liberdade, sendo 3

translações e 3 rotações. Como seus movimentos dependem das ondas, e estas por sua

vez são aleatórias e oscilatórias, os movimentos realizados também possuem essas

mesmas características.

Os movimentos podem ser classificados como:

� Translacionais:

o Avanço (Surge)

o Deriva (Sway)

o Afundamento (Heave)

� Rotacionais:

o Jogo (Roll)

o Arfagem (Pitch)

o Guinada (Yaw)

Os movimentos descritos acima são representados na figura abaixo:

Figura 8: Movimentos de um FPSO (BATALHA, 2009)

9

2.3. Tipos de Ancoragem

O sistema de ancoragem de uma embarcação é responsável, não só pela

estabilidade, mas também pela segurança de toda a operação no caso de um FPSO. À

medida que os dutos (catenárias) que conectam a árvore de natal (estrutura locada no

fundo do mar que controla a operação do poço) ao FPSO não podem ser tracionadas ou

sofrerem outros tipos de esforços severos, o controle sobre o movimento do navio é

essencial. Essas estruturas também estão sujeitas a verificações de fadiga e de

resistência (escoamento).

Nesse trabalho, utilizou-se o software FPSO. Ele é capaz de calcular o dano tanto

para o sistema de ancoragem de Turret quanto para o Spread Mooring.

São utilizados dois tipos principais de sistemas de ancoragem:

� Spread Mooring (Figura 9): as diversas linhas de ancoragem são distribuídas

ao longo do casco do FPSO. Esse sistema tem como principal vantagem o

maior controle dos movimentos da embarcação (maior estabilidade), assim

o FPSO apresenta pequenos deslocamentos.

Figura 9: Ancoragem do tipo Spread (http://fukymarintech.weebly.com/mooring- types.html)

10

� Turret Mooring (Figuras 10 e 11): diferentemente do anterior, nesse

sistema, as linhas de ancoragem são concentradas em um único ponto; daí

vem o nome de single point mooring. A estrutura (turret) possui um sistema

de rolamento que permite ao navio maiores deslocamentos (o FPSO pode

girar em torno do seu eixo). Em função dessa característica, esse sistema é

escolhido quando a locação não se encontra abrigada ou as condições

ambientais são mais severas. Os turrets podem ser tanto internos quanto

externos, dependendo de onde são instalados.

Figura 10: Ancoragem do tipo Turret interno (http://www.bluewater.com/fleet-operations/what-is-an-fpso/)

Figura 11: Ancoragem do tipo Turret externo (http://www.sofec.com/productItem.asp?intcategoryName=Mooring%20Systems&intsubCat=External%20Turret

&intproductID=Maui%20B)

11

2.4. Corrosão

Em qualquer estrutura offshore, o ambiente é responsável pelos maiores

carregamentos aplicados (ondas e correntes), entretanto ele também promove outro

tipo de desgaste, a corossão. Presente tanto em novos FPSOs como em projetos de

conversão ela é responsável pela redução na espessura de chapas e reforçadores e

portanto influencia os resultados da análise de resistência e fadiga.

Cada região e elemento de um FPSO possui uma margem de corrosão

característica; isso se aplica tanto para as placas que compõem o casco e outros

elementos, como para os reforçadores, sendo que no caso dos reforçadores, considera-

se uma corrosão diferente para o flange e para a alma.

A seguir, a Figura 12 e a Tabela 1 apresentam as margens de corrosão adotadas

pelas normas da ABS.

Figura 12: Corrosão nominal de placas e reforçadores (ABS)

12

Tabela 1: Valores adotados de corossão pela ABS

NOME TIPO PLACA REFORÇADOR CPLACA CALMA CFLANGE

Placa de Quilha BALLAST 1.0 1.5 1.5 OTHER 1.0 1.0 1.0

Fundo BALLAST 1.0 1.5 1.5 OTHER 1.0 1.0 1.0

Bojo BALLAST 1.0 1.5 1.5 OTHER 1.0 1.0 1.0

Costado BALLAST 1.5 2.0 1.0 OTHER 1.5 2.0 1.0

SHEER STRAKE BALLAST 1.5 2.0 1.0 OTHER 1.5 2.0 1.0

GUNWALE BALLAST 1.5 2.0 1.0 OTHER 1.5 2.0 1.0

Deck BALLAST 2.0 2.0 2.0 OTHER 1.0 1.5 1.5

Antepara Longitudinal na Linha de Centro

BALLAST 1.5 2.0 1.0 OTHER 1.0 1.0 1.0

Segundo ABS (2013), a condição de corrosão afeta os parâmetros das curvas S-N

usada nos estudos de fadiga. São estabelecidas curvas S-N para três diferentes

condições de corossão:

� Ao ar

� Na água do mar com proteção catódica

� Na água do mar sem proteção catódica (livre corrosão)

2.5. Fatores de Segurança

Como qualquer projeto de engenharia, os elementos estruturais de um FPSO

possuem fatores de segurança. Esse fator consiste num coeficiente que se teria que

multiplicar ao evento mais extremo para que ocorra a ruptura; ele representa uma

“folga” para garantir a resistência.

Seja pelo risco de vidas humanas, seja pelas cargas aleatórias e, principalmente,

pelo longo tempo de exposição aos carregamentos sem que uma determinada peça

13

possa ser substituída, os fatores de segurança para estruturas FPSO são relativamente

elevadas e variam em função do elemento ser inspecionável e sua importância (região

critica ou não). Abaixo estão apresentados os fatores de segurança adotados pela ABS.

Tabela 2: Fatores de Segurança adotados pela ABS

Importância Inspecionável

SIM NÃO

Região Não-Critica 2 5

Região Critica 3 10

Uma região é tida como crítica quando sua falha implica em elevada perda de

integridade estrutural e, como consequência, gera perdas humanas, materiais ou

desastres ambientais.

3. Acidentes em Estruturas Offshore

Os estudos sobre fadiga vêm recebendo uma atenção muito superior nos dias

atuais. À medida que a história demonstra o risco associado a esse fenômeno, percebe-

se que grandes desastres podem ocorrer a partir de pequenos detalhes. A dificuldade na

percepção representa apenas uma das dificuldades quando se analisa a fadiga.

Além do fato de promover uma ruptura num nível de tensão abaixo da tensão de

escoamento ou flambagem do elemento, a maior parte do processo consiste no

crescimento de trincas microscópicas e em regiões de difícil acesso.

De pequenas falhas em pequenos elementos, como o que resultou a morte do

piloto brasileiro Ayrton Senna, a desastres como rupturas de navios e plataformas que

resultaram em grandes perdas humanas, ambientais e materiais a fadiga demonstra

porque requer atenção.

A seguir estão listados alguns desses exemplos:

3.1. Navios Liberty

Provavelmente o caso mais emblemático de fratura em navios que se tenha

registro, os navios tipo Liberty foram construídos no inicio da Segunda Guerra Mundial

seguindo uma técnica que consistia em unir seções pré-fabricadas do casco por meio de

solda. Entretanto, devido a problemas que podem ter tido origem na própria solda (mal

14

executada ou planejada), concentração de tensões ou na escolha inapropriada de

materiais, diversas fraturas surgiram nesses navios.

Em 400 desses navios, foram observadas fraturas no casco, sendo em 90, fraturas

sérias e, em 20 navios, o resultado foi a perda da embarcação. Hoje em dia, restam

poucos navios tipo Liberty, mas esse fato contribuiu muito para que o estudo da

mecânica da fratura recebesse maiores investimentos.

Figura 13: Navio Liberty fraturado (OKUMOTO et al, 2009)

Figura 14: Um dos poucos navios Liberty que não sofreram ruptura (https://www.youtube.com/watch?v=aKXTlyhGLIM)

15

3.2. Alexander Kielland

A plataforma semi-submersível atuava no campo de Norwegian Ekofisk, localizado

no mar do Norte na Noruega, quando uma tempestade fez com que uma das cinco

colunas (D) verticais quebrasse e que a plataforma emborcasse, causando a morte de

123 dos 212 tripulantes que trabalhavam embarcados.

Estudos posteriores descobriram que a ruptura da coluna ocorreu devido ao

crescimento de uma trinca de fadiga, propagada à partir da solda de filete mal realizada,

próximo ao hidrofone montado na barra de contraventamento (D6). Com essa falha, as

demais barras de contraventamento ficaram sobrecarregadas e também romperam

separando a coluna D da plataforma. Sem uma de suas colunas, a plataforma ficou

desestabilizada e tombou (capsized).

Estudos concluíram que a solda do dreno da barra D6 foi confeccionada em

conformidade com as normas. Entretanto, na instalação do hidrofone, um corte circular

foi realizado sem que houvesse processo de tratamento e com isso defeitos de solda se

formaram na região. Essa falha foi responsável pela formação de um fator de

concentração de tensões (Kt) entre 2.5 e 3.0, muito superior ao valor usual de 1.6, como

ocorre em condições normais.

O acidente ocorreu em 27 de março de 1980, mesmo a plataforma sendo

submetida à inspeções anuais para verificações das colunas e pontões (pontoons),

entretanto a inspeção do elemento D6 não estava incluído. Dessa forma, a plataforma

entrou em operação com uma trinca de 70 mm, e com uma vida estimada de fadiga

entre 0.7 e 5 anos.

Figura 15: Localização do local de falha e processo de emborcamento da plataforma (http://sozogaku.com/)

16

Figura 16: Modelo Simplificado da plataforma Alexander Kielland (http://www.sozogaku.com/)

3.3. Ranger I

A plataforma no modelo de “jack-up” atuou no Golfo do México por poucos meses

antes de colapsar e afundar devido à uma falha de fadiga em uma de suas três pernas. O

acidente ocorreu em 1979.

Poucos meses antes do acidente, a plataforma passava por reparos em um estaleiro

no Alabama e foi transportada até sua locação final. Durante esse reparo não foi notado

uma trinca de fadiga nas pernas da popa, que se desenvolveu atingindo

aproximadamente 500 mm e levando essa perna à fratura. Consequentemente, o

convés colapsou e, por último, ocorreu a separação das pernas de proa.

De modo a evitar que acidentes como esse voltassem a ocorrer, as sociedades

classificadoras envolvidas, alteraram suas regras, incluindo ensaios periódicos não

destrutivos nas conexões criticas das pernas em estruturas similares.

17

Figura 17: Modelo da plataforma Ranger I (ALMAR NAESS, 1685)

3.4. SEDCO 135

Semi-submersível triangular que operou no Golfo do México por dois anos (1965-

1967), cuja falha se deu por fadiga na direção de popa no seu suporte (“brace”)

horizontal.

Análises posteriores de fadigas realizadas com as curvas S-N e a Teoria de Danos

Acumulados (Palm-Gren Minner) concluíram que a ruptura de fato ocorreria conforme o

que foi presenciado. Entretanto, esse tipo de análise não era usual na época , o que

reforça a importância desses estudos para evitar futuros acidentes.

18

Figura 18: Modelo da semi-submersível SEDCO 135 (ALMAR NAESS, 1685)

Início da falha

19

4. Fadiga

4.1. Teoria

O termo fadiga remete ao processo de deterioração progressiva de um elemento

ou peça estrutural. Também pode ser definido como o mecanismo no qual surgem e

crescem trincas em uma estrutra. Esse fenômeno só se dá quando o carregamento

sobre o elemento é cíclico, ou seja, existe uma variação de tensão sobre ele.

O grande risco associado à ruptura por fadiga consiste no fato dela ocorrer num

nível de tensões abaixo do nível de tensões de escoamento do metal.

Pode-se dividir esse processo em quatro fases:

Figura 19: Etapas do processo de fadiga (ELLWANGER, 2013)

Importante ressaltar que cerca de 90% da vida útil de um elemento base consiste

nas etapas A e B (período de iniciação da trinca) e que esse processo é geralmente

imperceptível a olho nu. As trincas surgidas nos dois primeiros estágios, por serem

muito pequenas não representam grande perda de seção transversal, entretanto no

terceiro estágio, essa perda ocorre de maneira muito acelerada, o que promove uma

ruptura súbita na maioria dos casos, o que pode ser visualizado na Figura 20, que

relaciona o número de ciclos com a dimensão da trinca.

Figura 20: Curva típica de crescimento de trinca (ESDEP)

20

Existem aspectos relevantes que precisam ser estudados e verificados quando se

está fazendo um estudo de fadiga. Entre eles pode-se destacar a geometria, o tipo de

carregamento, natureza do material. Em suma, devem ser estudados pontos de

fraqueza que estejam mais suscetíveis à falha.

4.1.1. Materiais e Fadiga

Quando se observa em uma escala suficientemente pequena, todos os materiais

são anisotrópicos e não homogêneos, inclusive os metais.

Metais são formados por agregados de pequenos grãos de cristais e dentro de cada

grão, o comportamento é anisotrópico. Além disso, a existência de pequenos vazios,

chamados de “voids”, ou de inclusões de partículas de composição química diferente do

resto do material, contribui para a não homogeneidade da micro-estrutura.

Essa não homogeneidade é responsável pela distribuição desigual das tensões e

dessa forma criam as regiões onde as tensões são mais severas, regiões essas, mais

susceptíveis ao início de dano por fadiga.

A resistência à fadiga diminui à medida que se reduz a ductilidade do material. Essa

característica corresponde à capacidade de deformação que classifica os materiais em:

� Materiais dúcteis: capazes de acumular altos níveis de deformação plástica

� Materiais frágeis: fraturam com baixos níveis de deformação plástica

Esse mesmo princípio pode ser usado para classificar os materiais segundo a fratura

que ocorre:

� Fratura frágil: fratura acompanhada de pouca deformação plástica

� Fratura dúctil: fratura acompanhada de altos níveis de deformação plástica

Quando se analisa o número de ciclos de carregamento para que a ruptura ocorra,

verifica-se que, em geral, a fadiga de baixo ciclo é acompanhada de deformações

plásticas significativas enquanto fadiga de alto ciclo ocorrem sob baixos níveis de

deformação.

21

4.1.2. Fadiga de Estruturas Soldadas

No processo de fadiga, pode-se perceber claramente 4 etapas (nucleação da trinca,

crescimento microscópico da trinca, propagação da trinca, ruptura final). As duas

primeiras fases constituem o período de iniciação das trincas, representando cerca de

90% da vida útil da peça quando tratamos de material base.

No caso de estruturas soldadas, as duas primeiras fases são desconsideradas e com

isso, a vida útil da peça ou estrutura é reduzida drasticamente. Sendo o FPSO um navio

composto de vários elementos soldados, o controle da qualidade da solda é essencial

para a vida útil de projeto e segurança da operação.

Para o estudo desses elementos utilizam-se as curvas S-N, para o caso dos

elementos do FPSO, sendo que as curvas mais usadas no estudo de fadiga, segundo as

normas da ABS, são as F2, F, G e W. Entretanto, além das curvas S-N, outros fatores que

afetam o comportamento de estruturas soldadas, como por exemplo:

� Geometria da junta

� Distribuição de tensões

� Material e estado metalúrgico

� Nível de tensão no ciclo

� Tensão média no ciclo de tensões

� Histórico de cargas e tensões

� Meio ambiente (fadiga com corrosão)

� Tensões residuais

� Defeitos de soldagem

22

4.2. Tensão Nominal

A tensão nominal sobre a qual um determinado elemento está sujeito, depende do

tipo de carregamento e de sua geometria. Na Tabela 3, estão apresentadas as relações

usadas na determinação da tensão nominal para cada tipo de carregamento.

Tabela 3: Tensão nominal para cada tipo de carregamento

Tipo de Carregamento Axial Momento Fletor Momento Torçor

Tensão Normal

Onde:

σ Tensão normal

A Área da seção transversal

P Carregamento axial

M Momento fletor

I Momento de inércia

z Distância do centroide até a fibra externa

τ Tensão cisalhante

T Momento de Torção

J Momento de inércia polar

c Raio externo

23

4.3. Carregamentos

4.3.1. Carregamentos impostos sobre um FPSO

No dimensionamento, deve-se considerar todos os carregamentos, estáticos e

dinâmicos, que podem ser aplicados sobre um FPSO ao longo de sua vida útil. Esses

carregamentos, apresentados na Figura 21, incluem cargas estáticas em águas

tranquilas, esforços e momentos induzidos por ondas, sloshing loads (cargas

provenientes do movimento do líquido dentro do tanque), slamming (impacto entre

navio e o mar), cargas dinâmicas (máquinas e equipamentos), cargas térmicas e de gelo.

Figura 21: Carregamentos típicos em um FPSO (SOUZA, 2002)

24

4.3.2. Carregamento Estático

O carregamento estático é decorrente dos sucessivos carregamentos e

descarregamentos de um FPSO quando seus tanques são enchidos e esvaziados ao

longo do tempo em que a plataforma fica em operação. Os padrões de carregamentos

em condições de inspeção e reparo também são levados em consideração.

Para determinar o momento fletor e os esforços cortantes, devem ser considerados

os diferentes padrões de carregamentos. Cada padrão de carregamento é definido pela

forma como a carga é distribuída dentro dos tanques, e tem associado a si um calado

específico. Esse calado possui influência significativa na determinação das cargas

dinâmicas e, portanto, influencia no cálculo de fadiga.

Os modelos analisados são compostos por um grupo de tanques, possuindo

comprimento de três tanques. Na Figura 22, estão relacionados os diferentes padrões

de carregamento para cada caso de carregamento. Os tanques que estão em cinza são

os que estão carregados e os que estão em branco, descarregados.

Figura 22: Padrões de Carregamento para situações de reparo e inspeção (ABS, 2014)

25

Figura 23: Padrões de carregamento considerados em condições de operação (ABS, 2014)

Outra componente que também entra no carregamento estático são as cargas de

convés, provenientes da estrutura de operação. Essas cargas não estão sendo

consideradas nesse trabalho.

26

4.3.3. Carregamento Dinâmico

As cargas dinâmicas representam a resultante combinada da pressão de onda

externa, da pressão interna do tanque e dos efeitos inerciais nos componentes

estruturais do FPSO.

O carregamento dinâmico tem como sua principal componente as ondas. Por se

tratar de um carregamento aleatório é essencial prever e analisar diferentes situações

de carregamento e, para isso, são definidos 10 casos de carregamento. Em cada um dos

casos, uma determinada solicitação (momento vertical, momento horizontal, esforço

cortante, pressão interna e externa) tem um fator de intensidade atrelado a ela, além de

especificar o ângulo de incidência da onda. Cada caso de carregamento tem relação com

um padrão de carregamento e um calado específico, e assim, podemos estimar a

máxima demanda estrutural ao modelo.

Nas Figuras 24, 25 e 26 são apresentadas as tabelas com os fatores de intensidade

para cada solicitação em cada caso de carregamento.

Figura 24: Esforços por casos de carregamento em condições de operação (ABS, 2013)

27

Figura 25: Esforços por casos de carregamento em condições de inspeção (ABS, 2013)

Figura 26: Esforços por casos de carregamento em condições de reparo (ABS, 2013)

28

Os padrões de carregamentos adotados representam as solicitações mais severas,

não representando, necessariamente, uma situação real de operação / trânsito /

inspeção / reparo, entretanto, caso exista um padrão de carregamento que induza

carregamentos mais extremos do que os estabelecidos pela norma. Esses deverão ser

incluídos na análise. (ABS, 2013)

Através da combinação entre esses casos de carregamentos, definimos os limites

de escoamento, flambagem e resistência de estruturas locais.

O movimento do líquido dentro do tanque (sloshing) também deve ser estudado,

para analisar a resistência de elementos nos contornos do tanques de carga (centrais) e

laterais (ballast).

4.3.4. Carregamento de fadiga

Como já foi dito, o carregamento de fadiga consiste em um carregamento que

promove uma variação de tensões com o tempo ou ciclos de aplicação da carga.

4.3.4.1. Amplitude Constante

Nesse tipo de carregamento, a faixa de variação de tensão (amplitude) é constante

ao longo de todo intervalo analisado. Muito recorrente em máquinas e mecanismos que

funcionem sob velocidade constante, não são aplicáveis em carregamentos

ambientais(aleatórios).

Amplitude(�amp ) pode ser determinada como a diferença entre a tensão máxima(

�máx ) e a tensão mínima (�mín ). As seguintes equações são definidas nesse tipo de

carregamento:

�� máx �mín��

�méd�máx �mín�

2��

�amp�máx �mín�

2��

29

R�mín�máx

��

A�amp�méd

��

Onde:

�� Variação de tensão

�máx Tensão máxima

�mín Tensão mínima

�méd Tensão média

�amp Amplitude de tensão

R Razão de Tensão

Dentro da amplitude constante, temos 4 configurações possíveis; elas podem ser

consideradas alternadas puras, alternadas, repetidas e onduladas.

O ciclo alternado ocorre quando se tem solicitações tanto de tração como de

compressão (tensão máxima positiva e tensão mínima negativa), ela se configura como

alternada pura quando a tensão média é nula (tensões máxima e mínima são iguais em

módulo). No ciclo repetido ambas as tensões são de tração ou de compressão (tensões

máximas e mínimas com o mesmo sinal). No caso particular em que a tensão mínima é

nula, temos o caso de ciclo pulsante.

Na Figura 27, são apresentados gráficos que ilustram os diferentes tipos de

carregamentos de amplitude constante.

30

Figura 27: Amplitude constante (ELLWANGER, 2013)

4.3.4.2. Amplitude variável

Situação na qual a amplitude de tensões não é constante entre os ciclos, ou seja,

não existe uma relação exata entre as tensões e o tempo. Para o problema de fadiga,

esse é o tipo de amplitude mais recorrente e o que traz maiores problemas.

O estudo dos carregamentos de amplitude variável (aleatória) é muito utilizado

nos carregamentos ambientais e de operação de um FPSO, são exemplos desses

carregamentos variáveis:

� Ondas

� Ventos

� Correntes

� Pressão Hidrostática Variável

� Máquinas

� Forças de restauração dos sistemas de amarração

31

Sendo, geralmente, as ondas as principais fontes de carregamento responsáveis

por falhas de fadiga. A Figura 28 apresenta exemplos de caregamentos variáveis.

Figura 28: Amplitude variável (ELLWANGER, 2013)

32

4.4. Curvas S-N

Apresentadas em forma de tabela ou gráfico, as curvas S-N relacionam o número de

ciclos que um elemento estrutural suporta em um nível de variação de tensão antes que

ocorra a ruptura. Os dados usados para construir essa relação são obtidos através de

ensaios de laboratório, onde os corpos de prova são submetidos a carregamentos

fletores e axiais.

As curvas S-N foram construídas com base em tensões nominais, portanto, só

levam em consideração a geometria do detalhe da conexão, a direção das tensões

relativas ao detalhe (influencia direção de propagação da trinca), o método de

fabricação e inspeção do entalhe. Com essas referências as curvas são divididas em

classes (B,C,D,E,F,F2,G,W). As normas da ABS também especificam diferentes curvas S-N

em função do ambiente à que os elementos estão expostos (ar, expostos à agua do mar

com proteção catódica ou sem-livre corrosão).

Na Tabela 4, são apresentados os parâmetros das curvas S-N para detalhes não

tubulares ao ar.

Tabela 4: Valores para as Classes de curva S-N para detalhes não tubulares ao ar (ABS)

Curve Class A

m C

r NQ SQ

For Mpa Units For Mpa Units For Mpa Units

B 1.01E+15 4.0 1.02E+19 6.0 10000000 100.2 C 4.23E+13 3.5 2.59E+17 5.5 10000000 78.2 D 1.52E+12 3.0 4.33E+15 5.0 10000000 53.4 E 1.04E+12 3.0 2.3E+15 5.0 10000000 47 F 6.3E+11 3.0 9.97E+14 5.0 10000000 39.8

F2 4.3E+11 3.0 5.28E+14 5.0 10000000 35 G 2.5E+11 3.0 2.14E+14 5.0 10000000 29.2 W 1.6E+11 3.0 1.02E+14 5.0 10000000 25.2

As fórmulas gerais das curvas S-N são:

N A S m��

N C S r��

33

Onde:

S Amplitude de tensão na estrutura

N Número de ciclos de tensão

m Constante do material para fadiga de baixo ciclo

r Constante do material para fadiga de alto ciclo

As curvas apresentadas têm em geral dois segmentos, o segmento referente á

fadiga de baixo ciclo e a fadiga de alto ciclo. No primeiro caso, as tensões e extensões na

peça são predominantemente plásticas e para o caso de alto ciclo verifica-se que a

tensão nominal é elástica, o que pode implicar em alterações caso exista concentrações

de tensão na peça.

Figura 29: Curvas S-N (ABS,2003)

As plataformas FPSO estão sujeitas aos dois casos de fadiga; a fadiga de alto ciclo

está presente nas condições de operação (maquinário e equipamentos) e o meio

ambiente de sua locação (cargas ambientais). O caso de fadigas de baixo ciclo é

decorrente do constante carregamento e descarregamento dos tanques da plataforma

ao longo de sua vida útil.

1 104 1 105 1 106 1 107 1 10810

100

1 103

Curvas S-N

Número de Ciclos

Nív

el de

Ten

são

ClasseB NQ �ClasseC NQ �ClasseD NQ �ClasseE NQ �ClasseF NQ �ClasseF2 NQ �ClasseG NQ �ClasseW NQ �

NQ

34

4.5. Regra de Palm-Miner

De acordo com BRANCO, FERNANDO e CASTRO (1986), quando uma estrutura é

submetida a um número de ciclos inferior ao número necessário para sua ruptura,

embora a estrutura não entre em colapso, ela sofre danos.

Dessa forma, mesmo não sofrendo colapso imediato, o elemento carrega um

histórico de danos por passar por diferentes níveis de tensão ao longo do tempo de

utilização (em especial as estruturas offshore que estão submetidas à carregamentos

aleatórios).

Com esse pensamento, emprega-se o princípio do dano acumulado de

Palmgren-Miner, que consiste no somatório de danos decorrentes dos diversos ciclos de

carregamentos com diferentes níveis de tensão.

Esse método pode ser expressado da seguinte forma:

D

1

�

i

niNi

�

��

Onde:

ni : número de ciclos de carregamento com variação de tensão i

Ni : número de ciclos de carregamento com variação de tensão i que levaria a

ruptura da peça (usando as curvas S-N)

Na Figura 30, é apresentado um exemplo simplificado de carregamento variável,

com níveis de tensões e número de carregamentos definidos.

Figura 30: Exemplo de carregamento cíclico variável (DOWLING, 1993)

35

Para esse caso, basta encontrar nas curvas S-N os valores dos números de ciclos

para ruptura sob as tensões σ1, σ2, σ3, sendo Nf1, Nf2, Nf3, o número de carregamentos

para a ruptura com variações de tensão σa1, σa2, σa3 o dano acumulado nesse processo

foi de:

DN1Nf1

N2Nf2

�N3Nf3

��

Quando esse somatório atinge o valor de 1.0 a estrutura sofre ruptura, ou seja,

ocorre a falha.

4.6. Mecânica da Fratura

O objetivo da mecânica da fratura é de determinar se um defeito tipo trinca irá ou

não levar o elemento estrutural à fratura catastrófica para tensões normais de serviço;

permite também estabelecer o grau de segurança efetivo de um componente trincado.

Para o caso de estruturas offshore, onde a fadiga é um dos maiores complicadores,

ainda mais quando associada à corrosão e soldagem, a técnica permite a operação

segura de componentes com defeitos prévios ou trincas em serviço.

Na mecânica da fratura, é possível:

� Calcular a dimensão de defeitos admissíveis

� Calcular o tempo de operação em segurança (definição do tempo

necessário para uma determinada trinca alcançar o tamanho crítico)

Nesta metodologia, o princípio para que não ocorra a falha está associado ao

controle do tamanho dos defeitos, de modo que não atinjam o valor critico antes de

uma inspeção programada ou a simples troca do elemento.

No caso de entalhes, estudos demonstraram que para uma trinca se iniciar e

propagar, associado a um determinado fator de concentração de tensões, a seguinte

relação deve ser atendida:

36

Onde:

Amplitude da tensão

a Comprimento do entalhe ou entalhe + trinca

e Constantes dependentes do material, tensão média e condições de ´

solicitações

A mecânica da fratura quando aplicada à resistência à fadiga recai numa

verificação de crescimento de trincas. A resistência é caracterizada pela relação entre a

taxa de crescimento da trinca em função do número de ciclos, da/dN, e o gradiente de

fator de intensidade de tensões, ΔK. Essa relação, conhecida como a Lei de Paris, pode

ser escrita como:

Onde:

Função geométrica

Variação de tensão

A Figura 31 ilustra um gráfico em escala log, para ambos os eixos, que relaciona os

valores de taxa de crescimento de trinca pelo referente gradiente de fator de

intensidade de tensões alternado.

Figura 31: Relações entre taxa de crescimento de trincas e gradiente de fator de intensidade de tensões (STROHAECKER)

37

Nesse gráfico, podemos perceber três regiões distintas, sendo que a lei de Paris é

valida somente para a região B, a região intermediária. No caso da região A, a velocidade

de propagação não é significativa, não sendo computada pela lei de Paris, logo nessa

região temos o limite inferior de ΔK para o qual não há propagação de trincas. No caso

da região C, tem-se a propagação instável das trincas; nessa região iniciam-se os

mecanismos de fratura (clivagem e/ou coalescência de microcavidades). Em outras

palavras, a velocidade de propagação de trincas estaria sendo superestimada se aplicada

na região A e enquanto estaria sendo subestimada na região C.

De acordo com ABS (2003), a lei de Paris é geralmente uma boa análise do processo

de crescimento das trincas. A relação estabelecida por Paris é a seguinte:

Na equação C e m são ambos coeficientes de Paris, sendo que esses coeficientes

variam em função do material, das condições de aplicação, da tensão média, do meio

externo, frequência e forma de onda utilizada no ensaio de crescimento de trinca

4.7. Concentração de tensões

A concentração de tensões é o processo no qual um gradiente de tensão ocorre em

uma pequena região do elemento estrutural, sendo, portanto, um processo localizado.

Nessas regiões o valor da tensão excede o valor da tensão nominal no resto da peça ou

elemento.

As situações mais comuns para ocorrência de concentração de tensões são:

� Descontinuidade

� Forças de Contato

A descontinuidade pode ser tanto uma mudança na geometria do elemento quanto

nas propriedades dos materiais; este trabalho é focado na questão da geometria e sua

influência na vida útil dos elementos estruturais do FPSO. O que acontece nesse caso é

que mudanças bruscas de geometria perturbam o fluxo de tensão ao longo da estrutura

entre as regiões de aplicação das cargas (ROAKS, 2002)

38

As Figuras 32 e 33, permitem ver o efeito de um furo numa placa submetida à um

carregamento axial de tração em duas extremidades opostas. São apresentados um

modelo obtido pelo método da fotoelasticidade e a distribuição de tensões na seção que

contêm o furo.

Figura 32: Distribuição de tensões na seção que contêm o furo (ROAK, 2002)

Figura 33: Modelo foto elástico da peça solicitada (ELLWANGER, 2013)

A relação entre a tensão máxima encontrada na região próxima à descontinuidade

e a tensão nominal presente na peça é denominado gradiente ou fator de concentração

de tensões (K), sendo expresso pela seguinte fórmula:

K�máx�mín

�

Onde:

�máx Tensão máxima (região de concentração de tensões)

�mín Tensão nominal

39

Percebe-se que, ao se afastar da região da descontinuidade, a tensão cai

continuamente até se igualar a tensão nominal das outras regiões do elemento. Esse

fenômeno ilustra o princípio de Saint-Venaint, que afirma que distante do ponto de

aplicação da carga ou do acidente geométrico, a distribuição de tensões é a mesma que

existiria se não houvesse o acidente geométrico (RIVA, 2004).

A figura abaixo ilustra como ocorre a dissipação dos efeitos da descontinuidade e

como as linhas de fluxo de tensão voltam a se distribuir de maneira uniforme ao longo

da peça. Através dessa figura também fica mais perceptível como as linhas de força

contornam o entalhe e se aproximam causando o efeito da concentração de tensões.

Figura 34: Ilustração do princípio de Saint Venaint através das linhas de fluxo de tensão em peça com entalhe

4.8. Análise Simplificada de Fadiga

4.8.1. Introdução

Também conhecida como método da variação de tensão permitida, esse método

pode ser caracterizado como um método de avaliação indireta, à medida que o

resultado obtido no método não é necessariamente um valor de dano de fadiga ou vida

útil de fadiga.

Ela é frequentemente usada como base para técnica de screening, uma técnica

conservativa para verificação de adequação estrutural. Se um elemento passa nessa

avaliação não é necessária nenhuma outra análise.

40

4.8.2. Desenvolvimento Matemático

No método simplificado de fadiga a distribuição de dois parâmetros de Weibull é

usada para representar a distribuição de longo prazo de tensões de fadiga. A função de

distribuição cumulativa de variação de tensão pode ser expressa como:

Fs S( ) 1 e

S

��

�

��

��

Onde:

S Variável aleatória que representa variação de tensão

Parâmetro de escala de Weibull

�SR

ln NR �1

�

��

NR Número de ciclos num período definido de tempo

SR Número de vezes que a variação de tensão excede em média uma vez a

cada NR ciclos

Parâmetro de forma de Weibull

� 1.4 0.2� L0.2�� 150 L� 305�if

1.54 0.245�0.8� L0.2

�� L 305�if

�

0.9

Comprimento da embarcação

A partir de dessa função de distribuição, uma expressão de forma fechada para o

dano por fadiga pode ser definida. Uma expressão é dita de forma fechada quando pode

ser definida analiticamente através de um número delimitado de funções. Nesse

processo, são consideradas as curvas S-N junto com a regra do dano linear cumulativo

de Palmgreen-Miner.

41

Nesse trabalho, são consideradas curvas S-N com dois segmentos (classes F e F2

para elementos estruturais em contato com água do mar e com proteção catódica) e

com isso a expressão para o dano por fadiga fica definida como:

DNT �

m�

A

m�

1� z!"��

��

�NT �

r�

C 0

r�

1� z!"��

��

��

Onde:

m, r, A, C Parâmetros da Curva S-N usada

Função gamma incompleta integrada de z até

Função gamma incompleta integrada de 0 até z

zSQ�

��

��

�

�

SQ Valor da tensão no ponto de inflexão da curva S-N

NT Vida de projeto em termos de ciclos

4.9. Dano acumulado de fadiga como FPSO

Para determinar o dano acumulado de fadiga são considerados 4 condições de

carregamento e 8 (sendo formados 4 pares) casos de carregamento. Para cada cada par,

tem-se uma probabilidade de ocorrência para cada ângulo de incidência. Cada condição

de carregamento representa uma etapa da operação do FPSO, sendo consideradas as

variações de calado. A primeira condição representa o menor calado, quando o FPSO

está mais vazio, a segunda e terceira representam situações intermediárias de operação

e a quarta representa o FPSO completamente cheio. A Figura 35 apresenta as diferentes

condições de caregamento.

42

Figura 35: Condições de carregamento para FPSO em operação (ABS)

Os valores dos fatores de carregamento para os oito casos de carregamento nas

quatro diferentes condições de carregamento são apresentados a seguir.

Figura 36: Fatores de combinação para carregamentos dinâmicos para Condição de Carregamento 1 (ABS)

43

‘ ’



44


O valor do dano pode acumulado pode ser obtido através da seguinte relação:

DM 0.15DM1 0.35DM2� 0.35DM3� 0.15DM4��

onde:

DMi : Dano acumulado na condição de carregamento i, cada condição de

carrregamento pode ser determinada através da seguinte relação:

Onde:

Probabilidade de incidência para a condição de carregamento i

Os fatores de probabilidade para cada par é estabelecido em função do tipo de

ancoragem e da direção de incidência de onda. Na tabela apresentada na Figura 40 são

apresentados esses valores sendo que A representa o sistema spread mooring enquanto

o B representa o sistema Turret

45

Figura 40: Fatores de probabilidade para os pares de casos de carregamento (ABS)

Dano acumulado de fadiga para cada condição, esse valor deve ser obtido

através da seguinte equação

DMi j k�!"

NLK2

0.01fRi �m

ln NR � �m

�

#i� 1m�

��

��

��

Onde:

NL: número de ciclos de ciclos equivalente à vida útil de projeto.

m: parâmetro da curva S-N considerada (Para F2 este valor é de 3.0)

K2: parâmeto da Curva S-N considerada (Para F2 este valor é de 0.43 x 1012)

fRi: valor da variação de tensão excedido em média 1 vez em cada NR em N/cm2

NR:10000, número de ciclos para exceder fRi com probabilidade de 10-4

: parâmetro de distribuição

� 1.4 0.2� L0.2�� 150m L$ 305m$if

1.54 0.245�0.8 L0.8� L 305m�if

��

Sendo D a profundidade lateral do FPSO e L o comprimento:

Para estruturas do deck, incluindo costado e antepara longitudinal

distantes 0.1D em relação ao deck

Para estruturas do fundo (bottom) distantes 0.1D em relação ao fundo

Para estruturas do costado e da antepara transversal distantes 0.25D para

cima e 0.3D para baixo em relação à metade da profundidade

Para anteparas transversais

46

: coeficiente de tensão levando em consideração a inflexão na curva S-N

#i 1 0 1

m�

%i!"��

��

��

��

%i

�m

� 0 1

m �m�

�� %i!"��

��

��

��

��

1m�

��

��

��

%ifq

0.01fRi

��

��

�

ln NR ��

a x!"( ) Função gamma

0 a x!"( ) Função gamma incompleta

fq: valor da tensão na na interceção dos dois segmentos da curva S-N (Para a curva F2

esse valor é de 35)

2

Figura 41: Parâmetros das curvas S-N para estudo do dano por fadiga (ABS)

Nos modelos criados para esse projeto, defini a vida útil desejada para as

estruturas, que deve ser de no mínimo de 20 anos. O valor do dano calculado para após

a conversão, garante de maneira indireta o valor da vida útil das estruturas através da

simples relação:

Tf1D

Tdesign��

��

�

47

Onde:

D Valor do Dano encontrado pelo programa FPSO

Tdesign Vida útil de projeto do FPSO (mínimo de 20 anos)

Tf Vida útil de fadiga do elemento estudado

4.10. Conexões susceptíveis à fadiga

Para analisar a resistência à fadiga em um FPSO é necessário levar em consideração

áreas críticas, onde pontos de concentração de tensões, mudanças de geometria, de

materiais ou locais onde ocorre transferência de carga ocorrem com maior intensidade.

Para ABS (2013), essas conexões são borboletas ou barras que conectam os

reforçadores longitudinais com as cavernas e anteparas (membros transversais).

Quando longitudinais do costado, a região a ser considerada fica em torno de 0.33≈1.1

do calado molhado. Longitudinais nas regiões de convés, fundo e antepara longitudinal.

Nessas circunstâncias, a avaliação de fadiga deve priorizar o flange dos reforçadores

longitudinais nas proximidades da solda, com as conexões de barra chata ou borboleta.

Figura 42: Representação das conexões estudadas nesse projeto (barras e borboletas retas e curvas)(ABS 2014)

As curvas S-N aplicadas para esses detalhes estruturas são de classe F e F2. Os

parâmetros dessas curvas e seus gráficos são apresentados na página seguinte.

48

Tabela 5: Valores de referência para as curvas F e F2 (ABS 2003)

Curve Class A

m C

r NQ SQ

For Mpa Units For Mpa Units For Mpa Units

F 6.3E+11 3.0 9.97E+14 5.0 1,00E+07 39.8

F2 4.3E+11 3.0 5.28E+14 5.0 1,00E+07 35

Figura 43: Curvas S-N para Classe F e F2 (ABS 2003)

Para estipular à vida de fadiga das conexões dos reforçadores longitudinais e dos

elementos transversais primários (anteparas), as regras da ABS consideram que a

variação de tensão de pico é dada através da seguinte relação:

fRi �i fs� �2 fLi2

��

��

Onde:

Máxima variação de tensão

Fator de concentração de tensão adotado (SCF: Stress Concentration Factor)

Para conexões sem borboleta

Para conexões com borboleta

49

Figura 44: Valores do Fator de Concentração de Tensões (SCF) (ABS 2014)

Variação de tensão na longitudinal

Variação nominal de tensão nominal no reforçador (flat bar)

Ao analisar essas relações, podemos perceber a importância das borboletas nas

conexões dos reforçadores longitudinais com as anteparas transversais. Com a redução

do fator de concentração de tensões (SCF), a vida útil desses elementos é maior, o que

aumenta os intervalos de troca ou até mesmo torna-os desnecessário.

Outras regiões a serem consideradas são:

� Aberturas de passagem dos elementos longitudinais secundários

(reforçadores) pelos elementos transversais como cavernas e anteparas.

� Elementos submetidos a variações de tensões elevadas na análise

estrutural, ou que estejam sub-dimensionadas considerando normas mais

atuais e áreas com históricos de fraturas para um mesmo elemento

estrutural.

� Para o caso específico dos FPSO’s a análise de fadiga deve considerar os

efeitos da planta de processo flare, risers, sistemas de amarração e

ancoragem.

50

Figura 45: Exemplos de aberturas de passagem de elementos longitudinais por elementos transversais (ABS 2014)

5. Dados Ambientais

5.1. Espectro de energia

Segundo (BARROS,2013), a natureza de um processo estocástico pode ser

entendido considerando o histórico de tempo de um processo. O valor do processo no

tempo t pode ser chamado de x(t).

O valor de x(t) em um intervalo t0 não pode ser previsto de forma precisa,

entretanto, pode-se achar a probabilidade que x(t0) terá dentro de determinados

limites. Como não se pode descrever o processo estocástico de forma precisa como

51

função do tempo, o processo deve ser descrito através de propriedades estatísticas,

como média, desvio padrão, etc...

Podemos definir um processo como estacionário quando as propriedades

estatísticas não variam com o tempo. Um processo estocástico estacionário pode ser

considerado como uma composição de infinitos componentes harmônicos com

diferentes frequências, amplitudes e fases. Na figura seguinte, é possível visualizar essa

composição de infinitos componentes harmônicos.

Com as ondas harmônicas que compõem um processo estocástico estacionário

podemos montar um espectro de energia, cuja ordenada é representada por densidade

de energia e a abcissa em termos de frequência. Essa representação traz a vantagem de,

ao se integrar a área total sobre a curva, a resposta obtida é a energia total do sistema.

No caso offshore, isso se aplica aos carregamentos provenientes de ondas, cujos

dados formam os diferentes estados de mar, apresentados no tópico seguinte.

Figura 46: Espectro de Energia (CARVALHO, 2011)

Processo Estocástico Estacionário

52

Além da energia total, algumas propriedades importantes podem ser obtidas de um

espectro de energia, assim como:

� Momentos espectrais: as principais propriedades/parâmetros estatísticos

de um processo aleatório podem ser definidos.

mn0

�

&&n S &( )�

'()

d

1

�

i

&in S &i �� &��

��

�

Para n=1, obtemos o valor médio e para n=2 o valor médio quadrático. O

momento de ordem 0 é correspondente à área do espectro.

� Largura de banda: Definem os espectros em banda estreita e banda larga

*m0 m4� m2 �2��

��

m0 m4� �

Processos são considerados de banda estreita quando . Nesses processos,

cada cruzamento ascendente representa um único pico do seu nível médio e sua

densidade espectral está concentrada em uma pequena faixa de frequência.

Figura 47: : Processo de Banda Estreita (CARVALHO, 2011)

No caso de processos de banda larga, podem existir infinitos máximos entre dois

cruzamentos ascendentes consecutivos, o maior valor entre eles é denominado máximo

global e os demais máximos locais. Sua densidade espectral é espalhada sobre uma larga

faixa de frequências.

53

Figura 48: Processo de Banda Larga (CARVALHO, 2011)

Altura significativa de ondas: sendo a área total abaixo do espectro de

densidade de energia, a altura significativa de onda é definida como:

Hs 4 m0

Período de cruzamento zero ( ) e período de cristas ( ):

Tzm0

m2

Tcm2

m4

5.2. Espectro de Mar

Um espectro de mar pode ser definido como um conjunto de dados referentes à

correntes e ondas, dois principais componentes de carregamento no caso de uma

estrutura offshore. Esses dados refletem a severidade que cada ambiente representa.

A medição é feita através de registros periódicos que duram de 20 a 30 minutos,

com intervalos de cerca de 3 horas (considera-se que o mar mantem um

comportamento estacionário durante esse intervalo de 3 horas), dessa forma são

considerados os diferentes estados de mar. Com os dados constrói-se uma tabela com

os valores das ocorrências de ondas relacionando suas alturas com seus períodos (t).

No diagrama de dispersão só consideramos 1/3 das medições mais elevadas de

altura de onda obtidas nos intervalos considerados. Dessa forma, organizamos a tabela

em função dos resultados obtidos.

54

Figura 49: Diagrama de Dispersão de Ondas para o Mar do Norte (Oceânica UFRJ)

5.3. Espectro de Jonswap

O espectro é resultado de um projeto que modificou o espectro de Pierson-

Moskowitz. Utilizado em regiões que possuam fronteiras geográficas que reduzam ou

suprimam os efeitos de ondas de áreas críticas como o Mar do Norte. O valor do

parâmetro de pico ( �) regula essa variação. Se o valor de � for igual a 1 os espectros

dão a mesma resposta. O parâmetro � tem como limite superior o valor de 7 e o valor

médio de 3.3 (resposta média). Caso seja necessário utilizar valores superiores a 7 é

necessário que sejam realizados ajustes nas fórmulas.

O espectro de Jonswap representa o que conhece por espectro de mar. Ao ser

aplicado para as condições encontradas para a Bacia de Campos, ele apresenta a

forma:

S+ &( )516

Hs2

� Tp�&p&

��

��

5

� 1 0.287ln �( )�( )� e

1.25�&

&p

��

��

4��

��

��

a�

a e

& &p� �2�

2 �2� f&2��

��

��

��

� 0.07 & wp�if

0.09 w wp�if

55

Onde:

& Frequência circular de onda (rad/s)

&p Frequêcia modal correspondente ao pico mais extremo do espectro (rad/s)

Hs Altura significativa de onda

� Parâmetro de pico

5.4. Dados de Projeto

Para a definição dos fatores de severidade ambientais são levados em consideração

diversos aspectos do projeto como:

� Locação específica

� Histórico de rotas

� Histórico de locações

� Orientação da embarcação

� Direcionalidade de onda

� Estados de mar

� Trânsito

5.4.1. Locação específica

Trata-se do local em que o FPSO ficará situado, é importante mencionar que não

necessariamente o FPSO fica na mesma posição dos poços ao qual está relacionado e

que um mesmo FPSO pode receber o óleo de mais de um poço. Por possuir um tempo

desejado de projeto de 20 anos, é essencial que os dados referentes ao estado de mar

dessa região sejam conhecidos.

Segundo ABS (2013), devemos considerar como resposta máxima o maior dos

valores obtidos entre cargas extremas (ondas associadas à tempestades, eventos

extremos com tempo de retorno de 100 anos) e os dados do diagrama de dispersão de

ondas.

56

Outro aspecto fundamental da locação específica é a direcionalidade de onda,

através desse estudo conseguimos estabelecer qual região do navio receberia o maior

número de ondas usando um estudo probabilístico. Podem ser levadas em consideração

cinco diferentes condições de incidência:

� Head Sea (mar de proa)- A onda sempre atravessa em direção à proa

� Following Sea (mar de popa)- A onda sempre atravessa em direção à popa

� Specific Heading (Incidência específica)- A incidência de onda ocorre em

somente um ângulo a ser especificado pelo cliente e considerado pelo

usuário

� Equal Probability (Mesma probabilidade)- As ondas possuem a mesma

probabilidade de atravessar o FPSO em qualquer direção.

� User Definined Rossete (Roseta definida pelo usuário)-Permite que o

usuário estabeleça a relação entre o ângulo de incidência e a probabilidade

dele ocorrer.

Tanto no caso de incidência específica como a da roseta definida pelo usuário

devemos estabelecer um ângulo de referência, sendo este o ângulo de orientação do

FPSO em relação ao sistema global. Essa orientação também é relevante caso se queira

usar o banco de dados do programa para determinar os carregamentos.

Figura 50: Ângulo de incidência de onda e orientação da embarcação (ABS)

5.4.2. Histórico de rotas

Nessa etapa, são consideradas as rotas realizadas pela embarcação antes da

conversão. O programa SEAS possui no seu banco de dados rosetas definidas para 1103

zonas, e com elas é capaz de determinar o tempo gasto e a distância percorrida em cada

rota, assim como o dano associado à cada percurso. É essencial definir corretamente o

sentido e direção da rota de modo que a direcionalidade de onda seja corretamente

aferida.

57

Além das zonas, o SEAS possui 26 rotas no banco de dados, sendo elas

apresentadas na Tabela 6 e as trajetórias podem ser visualisadas na Figura 51:

Tabela 6: Rotas existentes no software SEAS

System Route List

Código Partida Chegada

N_ATL Dover Strait New York

N_PAC Los Angeles (CA) Yokohama (Japan)

TAPS Valdez (AK) Los Angeles (CA)

JP_PGULF Yokohama (Japan) Persian Gulf

TX_PGULF Gulf of México Persian Gulf

UK_PGULF Dover Strait Persian Gulf

UK_GMEX Dover Strait Gulf of México

EU_PGULF Europe Persian Gulf

Med_PGulf Med Sea Persian Gulf

PGulf_Med Persian Gulf Med Sea

EU_MED Europe Med Sea

GM_PGULF Gulf of México (Flórida) Persian Gulf

PGULF_GM Persian Gulf Gulf of México (Flórida)

PGULF_RS Persian Gulf Red Sea

RS_PGULF Red Sea Persian Gulf

PGULF_SV Persian Gulf Service

RS_SV Red Sea Service

MED_SV Med Service

GMEX_MED Gulf of México (Houston) Med

MED_GMEX Med Gulf of México (Houston)

AFR_NAM África North America

PGUL_SING Persian Gulf Singapure

SING_PGULF Singapure Persian Gulf

PGULF_KOR Persian Gulf Korea

KOR_PGULF Korea Persian Gulf

Waf_Sing West Africa Singapure

58

Figura 51: Rotas presentes no banco de dados do SEAS (ABS)

Entretanto, se houver outras rotas, basta que as coordenadas ultrapassadas sejam

introduzidas e o programa consegue fazer o cálculo da mesma maneira.

5.4.3. Histórico de locações

Utilizado em casos em que FPSO seja realocado de uma área produtora para outra.

Nessa etapa, devem ser considerados o tempo em que o FPSO ficou em determinada

locação, assim como os dados ambientais associados à ela (coordenadas geográficas,

direcionalidade de onda, espectro de energia considerado, estados de mar).

5.4.4. Trânsito

Nessa etapa, são consideradas as cargas submetidas sobre a plataforma após a

conversão na transição do estaleiro até a locação de específica. A rota também é

definida pelas coordenadas geográficas e pelos setores (zonas) ultrapassados.

Para essa etapa é importante ressaltar que o período de retorno considerado é de

10 anos e não de 50 ou 100 como nas outras etapas. Isso se deve ao menor tempo gasto

em cada posição quando comparado em relação ao tempo gasto em uma locação.

59

5.5. Fatores de Severidade Ambiental

Para os carregamentos ambientais, emprega-se o software FPSO SEAS, com ele

pode-se ajustar os carregamentos e seus efeitos em curto e longo prazo. Para isso, um

conjunto de fatores é definido, são denominados “Fatores de Severidade Ambiental”.

Existem dois grupos de fatores de severidade ambiental, são eles “Alfa” ( ) e “Beta” ( ).

5.5.1. Fatores Beta (β)

O fator de severidade induz uma comparação entre as condições ambientais da

locação do projeto com as condições existentes no Mar do Atlântico Norte (condições

mais severas), funciona como um fator de segurança. Ele só se aplica às componentes

dinâmicas do carregamento, cada situação possui um valor de específico, definido

pelo tempo de retorno que a ação extrema está associada.

Os valores de também devem representar fatores específicos de cada projeto,

que sejam relevantes e diferentes da análise usual e que portanto gerariam diferentes

respostas as solicitações.

São definidos 13 valores de , um para cada tipo de carregamento dinâmico.

Tabela 7: Parâmetros de Carregamento Dinâmico (β’s)

Nº Name Dynamic Load

1 Vertical Bending Moment

2 Horizontal Bending Moment

3 External Pressure Port

4 External Pressure Starboard

5 Vertical Acceleration

6 Tranverse Acceleration

7 Longitudinal Acceleration

8 Pitch Motion

9 Roll Motion

10 Relative Vertical Motion at Forepeak

11 Wave Height

12 Vertical Shear Force

13 Horizontal Shear Force

A definição de fator de severidade consiste na seguinte relação:

60

,LsLu

��

onde:

Ls Valor extremo mais provável baseado nas cargas dinâmicas ambientais para as

condições de locação de projeto (Tempo de Retorno de 100 anos), de trânsito (Tempo

de Retorno de 10 anos), reparo e/ou inspeção (Tempo de Retorno de 1 ano) e fadiga

(Tempo de Retorno de 20 anos).

Lu Valor extremo mais provável baseado nas condições ambientais do Atlântico

Norte para os parâmetros de carregamento dinâmico.

5.5.2. Fatores Alpha (α)

O fator de severidade também é definido através de uma comparação entre as

condições ambientais à que a embarcação está submetida e as condições ambientais

existentes no Mar do Atlântico Norte. Entretanto, diferente do fator , que compara os

eventos extremos mais prováveis entre as duas locações, o fator comprara

diretamente o dano anual de fadiga entre o projeto (considerando todas as situações

pela qual a embarcação foi submetida) e o dano anual de fadiga resultado somente da

locação de operação no Mar do Atlântico Norte.

Com o fator , pode-se- tanto determinar o dano esperado de fadiga induzido pelo

carregamento dinâmico devido às cargas ambientais na locação, como também para

estipular o dano acumulado de fadiga, seja como navio ou como FPSO levando em conta

o histórico de rotas e de locações anteriores (se houver).

Para os reforçadores longitudinais, são definidos ao todo 4 grupos de fatores ’s,

um para estapa do projeto que o FPSO passa:

� Histórico de Rotas

� Histórico de Locações

� Trânsito

� Locação de projeto

A definição do fator de severidade é:

61

�DuDs

��

��

C

�

Du Dano anual de fadiga considerando as condições ambientais do Atlântico

Norte

Ds Dano anual de fadiga considerando as condições ambientais de histórico de

rotas e locações, trânsito e locação de projeto.

C 0.65

62

6. Programa FPSO

Figura 52: Programa FPSO (propriedade da ABS)

6.1. ISE (Initial Scantling Evaluation)

Etapa composta em duas fases, a Tanker consiste na avaliação no navio que será

convertido enquanto o Coversion faz uma análise do FPSO já convertido. Consiste numa

avaliação preliminar dos componentes estruturais primários e secundários da

embarcação segundo as regras da norma da ABS. Os componentes representados são:

� Chapeamento (Fundo, Costado, Convés, Quilha, Bilge, Gun Wale)

� Reforçadores longitudinais

� Elementos transversais (Anteparas e Cavernas)

� Elementos longitudinais (Reforçadores, Escoas, Anteparas longitudinais)

� Tanques (Modelo de 3 tanques)

A partir dessa etapa, é possível realizar uma análise tanto de fadiga como de

sloshing (dano decorrido do movimento do líquido dentro dos tanques). A análise

simplificada de fadiga avalia todas as conexões entre os reforçadores longitudinais e as

estruturas transversais, permitindo determinar o dano ocorrido pelos elementos antes

da conversão.

63

6.2. SEAS

Nessa etapa, são previstas os carregamentos ambientais para o FPSO. Usando o

banco de dados do programa FPSO obtido com o prévio estudo dos estados de mar em

diversos lugares, é possível ter conhecimento das condições às quais o FPSO será

exposto, tanto no processo de trânsito, quanto na locação em que ficará instalado.

Determinam-se os chamados fatores de severidade ambiental ( e ).

6.3. TSA (Total Strength Assessment)

Nessa etapa, é realizada uma análise complementar às etapas do ISE (Tanker e

Conversion), mais detalhada e com diferentes finalidades.

Os elementos estruturais são avaliados quantos às suas resistências totais, de

escoamento, de flambagem e fadiga. São gerados dois tipos de modelos de elementos

finitos, o primeiro denominado modelo global e o segundo modelo local podendo ser

analisados mais de um modelo local por vez. O modelo global tem a dimensão de três

tanques, o que chamamos de “viga-navio”, que utiliza elementos de placas, viga e

barras. Já os modelos locais são compostos somente por elementos de placa e tem a

finalidade de representar as regiões criticas.

Os modelos globais são utilizados para análise de escoamento e flambagem,

enquanto os modelos locais são aplicados em estudos de fadiga.

Os modelos são criados no software de elementos finitos FEMAP (Finite Element

Modeling and Post-Processing). As informações sobre as condições de carregamento e

contorno são inseridas pelo programa FPSO nessa etapa. A análise propriamente dita é

realizada no software MSC/NASTRAN (NASA Structural Analysis). Os resultados de

tensões e deformações gerados podem ser visualizados no próprio programa de

elementos finitos.

64

7. Análise realizada

No software da ABS, utilizamos um modelo de “viga-navio” com comprimento de 3

tanques de carga. Através dele pode-se montar uma representação simplificada dos

tanques de um FPSO. As etapas realizadas nesse trabalho são ISE (Tanquer e Conversion)

e SEAS.

7.1. Etapas ISE (Tanker)

Figura 53: Modelo de 3 tanques (ABS)

A primeira etapa é o ISE Tanquer, nela, insere-se dados gerais da embarcação antes

da conversão como:

� Comprimento entre perpendiculares

� Velocidade da embarcação

� Boca

� Calado

� Coeficiente de Bloco

� Comprimento Lateral

Figura 54: Informações gerais sobre a embarcação (ABS)

65

Posteriormente, a geometria básica dos tanques é definida, simulando a seção

transversal e os reforçadores longitudinais e suas respectivas conexões com as

anteparas.

Figura 55: Representação simplificada da geometria da seção transversal e reforçadores longitudinais (ABS)

Podem ser considerados diferentes modelos de reforçadores e conexões. No caso

das conexões, que são o foco principal desse trabalho, a geometria é definida a partir da

etapa abaixo.

Figura 56: Representação das conexões tipo barra e borboleta (ABS)

66

As dimensões das borboletas são HX, HY, e R. A dimensão HX é considerada na

mesma direção que o reforçador longitudinal situado no casco, a dimensão HY é

considerada na direção perpendicular, ela está situada no elemento transversal. A

dimensão R consiste no raio da borboleta, sendo a dimensão estudada nesse trabalho.

Podem ser consideradas borboletas de ambos os lados da antepara (à ré e à vante).

Outros elementos importantes como as anteparas transversais, escoas, seções

mestras e outras considerações importantes para um projeto de FPSO também são

computadas nessa mesma etapa. Com essas informações, torna-se possível representar

de maneira simplificada todos os componentes estruturais de um FPSO.

7.1.1. Dados de projeto

Para ambos os modelos as dimensões gerais são as mesmas. Foram adotadas

dimensões as quais as fórmulas da ABS possam ser empregadas.

Tabela 8: Características gerais

Dimensões PROJETOS

PROJ01 PROJ02 Largura entre perpendiculares 355 m

Comprimento 350 m Boca 60 m

Profundidade 28.32 m Calado 22.3 m

Comprimento do Tanque 36 m Espaçamento entre transversais 6 m

Vida útil de Projeto (Tdesign) 20 anos

A região mais solicitada de um FPSO, assim como qualquer outra embarcação é o

costado, pois é o local de incidência de ondas. Portanto são as que requerem maior

atenção e foram privilegiadas no estudo. Foram apresentadas resultados para demais

regiões como forma de reforçar o que está sendo estudado.

Na Figura 48 e na Tabela 14 são apresentadas as conexões que serão utilizadas para

fazer a comparação dos danos. Como já foi dito em um dos modelos as conexões

possuem borboletas retas (PROJ01), enquanto no outro as borboletas são curvas

(PROJ02).

67

7.2. SEAS

A Etapa do SEAS, não modifica o modelo criado, só cria os carregamentos.

Para todos os projetos foram adotadas as mesmas rotas históricas, o mesmo

trânsito e a mesma locação específica de forma que sejam considerados os mesmos

carregamentos ambientais sobre os elementos estudados, com isso, o dano

apresentado pelas estruturas só se diferenciem em função das características de projeto

(materiais, geometria e afins, que é o objetivo principal desse estudo).

7.2.1. Locação Específica

Como locação específica foi considerado o Bloco 155, que fora ofertado na quinta

rodada de licitações da Bacia de Campos (Figura 3), na Tabela 9 estão apresentadas as

coordenadas do Bloco 155 segunto a ANP.

Tabela 9: Coordenadas da Locação Específica (Bloco 155)

Vértices Latitude(S) Longitude (W) 1 - 21:45:00° - 39:15:00° 2 - 21:45:00° - 39:00:00° 3 - 22:00:00° - 39:00:00° 4 - 22:00:00° - 39:15:00°

média - 21:52:30° - 39:07:30°

Para determinar os carregamentos impostos pelo ambiente, foram usados

relatórios com dados sobre a Bacia de Campos como valores para eventos extremos

(cálculo de resistência) e o diagrama de dispersão de ondas para os danos considerados

a longo prazo (cálculo de resistência e fadiga).

Os estudos ambientais para a Bacia de Campos usam como base o Espectro de

JONSWAP para representar o estado de mar e estimar os carregamentos. Com os dados

referentes às alturas de ondas e seus respectivos períodos, puderam ser ajustados o

parâmetro de pico e definidos os parâmetros de onda para os projetos.

O parâmetro de pico foi ajustado em função do período de pico associado à altura

significativa de onda, sendo expresso pela seguinte relação:

� 6.4 Tp0.491�( )

��

onde:

68

Tp Período de pico

Parâmetro de pico

Os dados para avaliação de resistência, usado para eventos extremos, referentes à

definição dos fatores β, são apresentados na tabela abaixo.

Tabela 10: Valores dos parâmetros de onda para Bacia de Campos (Cálculo de resistência)

HS Altura significativa de onda (m) 7.84

TP Período de pico associado à altura significativa de onda (s) 15.55

TZ Período de cruzamento zero (s) 11.33 Parâmetro Gamma para Bacia de Campos 1.67

A faixa de variação de período é considerado como sendo entre 11 e 27 segundos.

Para determinação dos fatores , o SEAS converte os dados referentes ao estado

de mar na Bacia de Campos presentes no diagrama de dispersão de ondas gerando esses

fatores que são usados em estudos de resistência e fadiga.

Tanto para a avaliação de resistência como de fadiga foram consideradas as

situações de incidência de onda de HEADSEA, FOLLOWING SEA e EQUAL PROBABILITY.

7.2.2. Rotas históricas

Foram consideradas 6 rotas históricas para o projeto, pela base de dados do

programa já são determinados as coordenadas de trajeto e o tempo total gasto nelas. A

tabela a seguir apresenta esses dados.

Tabela 11: Rotas históricas consideradas para o FPSO

Historical Route Service Years

1 Red Sea Persian Gulf 0.556

2 Persian Gulf Gulf of México (Flórida) 0.874

3 Gulf of México (Flórida) Persian Gulf 0.397

4 Persian Gulf Korea 1.619

5 Korea Persian Gulf 1.26

6 Persian Gulf Singapure 0.973

Total 5.679

69

7.2.3. Transito

Por não estar na base de dados do programa a rota de trânsito teve que ser

construída em função das coordenadas dos pontos pelos quais o FPSO passaria. O ponto

de partida considerado foi Singapura, no Sudeste Asiático e o ponto final foi na Bacia

de Campos, no Bloco 155 como fora dito.

Tabela 12: Coordenadas do trajeto até a Locação Específica

Transit

Latitude N/S Longitude E/W

1 1.000 N 104.000 E

2 6.000 N 98.000 E

3 4.000 N 79.000 E

4 4.000 N 52.000 E

5 14.000 S 43.000 E

6 34.000 S 29.000 E

7 36.000 S 20.000 E

8 27.000 S 4.000 W

9 21.88 S 39.195 W

Na imagem apresentada abaixo, podemos ver as rotas históricas e de trânsito

atravessadas pelos FPSO’s.

Figura 57: Rotas percorridas pelo FPSO considerado (Rotas históricas e trânsito) (ABS)

70

7.2.4. Valores de Beta

Os valores de Beta encontrados para a locação na Bacia de Campos são

apresentados na tabela abaixo:

Tabela 13: Valores de Beta encontrados para o FPSO considerado

Name Dynamic Load Valor Vertical Bending Moment 0.849 Horizontal Bending Moment 0.717 External Pressure Port 0.676 External Pressure Starboard 0.676 Vertical Acceleration 0.812 Tranverse Acceleration 0.868 Longitudinal Acceleration 0.782 Pitch Motion 0.761 Roll Motion 0.807 Relative Vertical Motion at Forepeak 0.855 Wave Height 0.841 Vertical Shear Force 0.887 Horizontal Shear Force 0.730

7.3. ISE (Conversion)

Essa etapa é referente a fase pós conversão, sendo os resultados de dano referente

ao dano como FPSO.

Nessa etapa, são feitas as mesmas análises do ISE Tanquer com um detalhe à mais,

a consideração do desgaste por corrosão. Esses valores são nominais e referentes às

normas da ABS e estipulam valores para todas as placas do casco e para as almas e

flanges dos reforçadores.

Nessa etapa, também são usados os valores de alpha obtidos no SEAS para o

estudo de fadiga, assim como são definidos os fatores de concentração de tensão. O

programa gera resultados com o dano estrutural nas regiões das conexões, podendo

assim estipular sua vida útil e prever a necessidade de reparos.

71

7.4. Conexões e reforçadores estudados

O software da ABS calcula o dano estrutural em quatro posições específicas, eles

são regiões próximas as conexões dos reforçadores longitudinais com as anteparas do

tanque central do modelo de 3 tanques que é definido. É sobre esse tanque que se

considera a incidência de onda, logo os valores de dano são máximos para esses

elementos.

Foram escolhidos as conexões com maiores dimenões que são as que recebem as

maiores cargas, pois são mais rígidas. Como já fora dito, a região do costado é a que

recebe diretamente o carregamento das ondas, sendo portanto as que necessitam de

maior atenção, mesmo assim outras regiões também serão apresentadas nesse projeto.

As conexões analisadas são refentes aos reforçadores listados abaixo:

Figura 58: Localização dos reforçadores cujas borboletas foram estudadas (ABS)

As coordenadas dos modelos em X,Y,Z são:

� X: longitudinal do FPSO (Positivo de ré para vante)

� Y: relativo à profudidade (Positivo do fundo para o Deck)

� Z: relativo à boca (Positivo da linha central, CL, para Estibordo)

72

Como foi citado anteriormente a região crítica de fadiga para o costado varia de 0.3

até 1.1 do calado do FPSO, nos modelos criados o valor do calado é de 22.3 m na direção

Y, portanto a faixa a ser priorizada fique entre 6.69 m e 24.53 m.

Abaixo, a Tabela 14, apresenta as coordenadas dos reforçadores cujas conexões

foram estudadas, as células em destaque apontam para as conexões compreendidas na

região crítica acima citada.

Tabela 14: Coordenadas dos reforçadores cujas borboletas foram estudadas

Reforçador Analisado

Coordenadas % Calado

Y (m) Z (m) BTM 06 0 10.219 - BTM14 0 18.706 - BTM23 0 27.256 - SHL05 5,22 30 0,23 SHL09 8,64 30 0,39 SHL13 12,06 30 0,54 SHL16 15 30 0,66 SHL20 18 30 0,81 SHL23 20,61 30 0,92 SHL26 23 30 1,04 SHL29 25,74 30 1,15

LBHD24 20,61 13.006 - LBHD27 23 13.006 - LBHD30 25,74 13.006 -

Na Tabela 15 e 16 seguinte, são apresentadas as dimensões das borboletas,

dimensões apresentadas na figura 46, nos dois modelos (PROJ 01 e PROJ 02). Como foi

citado anteriormente podem ser consideradas borboletas à ré (AFT) e a vante (FWD) da

antepara.

73

Tabela 15: Conexões estudadas no PROJ01 (Borboletas retas)


Dimensões do reforçador (mm)

PROJ01 (Modelo com as borboletas retas) AFT FWD

FBX HX HY R FBX HX HY R BTM 06 650x200x15x35 0 0 0 - 400 600 600 - BTM14 650x200x15x35 0 0 0 - 400 600 600 - BTM23 650x200x15x35 0 0 0 - 400 600 600 - SHL05 625x120x12.5x35 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL09 625x120x12.5x35 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL13 450x120x11.5x26 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL16 450x120x11.5x26 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL20 450x120x11.5x26 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL23 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL26 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 - SHL29 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 -

LBHD24 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 - LBHD27 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 - LBHD30 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 -

Tabela 16: Conexões estudadas no PROJ02 (Borboletas curvas)


Dimensões do reforçador (mm)

PROJ02 (Modelo com as borboletas curvas) AFT FWD

FBX HX HY R FBX HX HY R BTM 06 650x200x15x35 0 0 0 - 400 600 600 2000 BTM14 650x200x15x35 0 0 0 - 400 600 600 2000 BTM23 650x200x15x35 0 0 0 - 400 600 600 2000 SHL05 625x120x12.5x35 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL09 625x120x12.5x35 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL13 450x120x11.5x26 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL16 450x120x11.5x26 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL20 450x120x11.5x26 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL23 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL26 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 4000 SHL29 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 4000

LBHD24 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 4000 LBHD27 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2500 4000 LBHD30 375x120x11.5x21 0 0 0 - 0 850 2400 4000

74

As anteparas do tanque central estão localizadas nas posições longitudinais(X) 80

m, 116 m, 152 m e 188 m. O tanque intermediário é limitado pela segunda e terceira

antepara. Os valores dos danos são obtidos para posições entre as anteparas e as

cavernas que imediatamente a sucedem ou antecedem . Como a distância entre os

membros transversais (web spacing) é de 6 metros, a posição em que o dano é medido

fica 3 metros antes ou 3 metros depois das anteparas do tanque central.

Dessa forma, considerando como referência o eixo do leme (AP) as posições em

que o dano foi medido, denominados LOC 1, LOC 2, LOC 3 e LOC 4, são respectivamente

113 m, 119 m, 149 m e 155 m. Essas posições são apresentadas na figura da página

seguinte onde um esquema do modelo de três tanques de carga é apresentado.

Em seguida, uma tabela com os valores dos danos obtidos nos dois modelos é

apresentado com as seus respectivos reforçadores. Com esses valores foi possível

estabelecer a diferença relativa entre o dano com as borboletas retas e as borboletas

curvas comprovando assim a melhor resposta (menor dano) para as que possuíam

curvatura.

7.5. Resultados e comentários

Ao analisar os resulltados, presentes na Tabela 17, percebe-se que eles atenderam

ao que era esperado à medida que em todas as comparações o dano acumulado de

fadiga foi reduzido com a introdução de curvaturas nas borboletas.

Na região do fundo, percebe-se que tanto o valor do dano quanto o valor da

diferença entre os resultados para os dois projetos aumentam à medida que se afasta da

linha central. Este fato era esperado pois essas conexões estão mais próximas do

costado que è a região que recebe os maiores carregamentos.

Na região da antepara longitudinal, o valor do dano aumenta à medida que se

aproxima do convés, enquanto a diferença entre os projetos reduz nessa direção.

Na região do costado, foram notadas as maiores (SHL13/SHL16) e a menor (SHL29)

diferença entre projetos, com valores de 47.77 %, 43.92 % e 0.41 % para SHL13 (LOC 1),

SHL16 (LOC1) e SHL29 (LOC4) respectivamente.

Com excessão das conexões SHL13 e SHL16, todas as conxões do costado

apresentaram danos maiores quando comparados com os valores da antepara

75

longitudinal mesmo possuindo a mesma configuração, o que confirma a região do

costado como sendo a mais solicitada da região de incidência de ondas.

Com relação as localizações (LOC1, LOC2, LOC3, LOC4) as que apresentam os

valores mais elevados de dano são as localizações LOC3 e LOC4 o que mostra que essa é

a região com maior incidência de carregamentos.

76

Figura 59: Regiões de determinação do Dano estrutural

113119

149155

80

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

Caverna

LOC

1LO

C 2

LOC

4LO

C 3

ANTEPARA

ANTEPARA

ANTEPARA

ANTEPARA

AP

77

Tabela 17: Valor do Dano Estrutural encontrado para as determinadas locações

78

8. Conclusão

Nesse trabalho, foi realizada uma análise de sensibilidade de fadiga estrutural em

função da geometria das conexões entre os elementos longitudinais secundários

(reforçadores) e os elementos transversais primários (anteparas). Para isso, foram

confeccionados dois modelos de FPSO onde a única diferença entre eles seria a presença

ou não de curvaturas nas conexões, conhecidas como borboletas.

A análise de fadiga seguiu as normas da ABS e utilizou seu software, FPSO Eagle.

Para fazer a comparação foram escolhidas as borboletas com maiores dimensões, pois

ao serem mais rígidas recebem maior parte do carregamento.

A análise envolve um estudo dos danos sofridos como navio petroleiro (dano

pregresso) e o dano como FPSO. O valor do dano torna-se essencial à medida que existe

uma relação direta entre ele e a vida útil dos elementos. Após carregar ambos os

modelos e relizar a análise os resultados confirmaram uma significativa redução no dano

das conexões com a inclusão das curvas.

Sendo assim, as conexões curvas promovem não só uma redução de material mas

como também promovem uma melhor distribuição de tensões, tornando o projeto de

um FPSO mais econômico e duradouro, sendo portanto a melhor opção. Isso se aplica

em todas as regiões do FPSO.

Em contra partida, em borboletas de pequenas dimensões, a inclusão de curvas

pode aumentar o dano à fadiga; isso se deve ao fato da redução da seção efetiva, que

aumenta a tensão nominal no elemento, ser mais representativa que a redução do fator

de concentração de tensões.

Para estudos futuros recomenda-se:

� Análise da relação entre as dimensões das borboletas com as curvas para

melhor resposta ao dano estrutural por fadiga

� Estudo das relações de dano para os sistemas de ancoragem Turret e Spread

para cada região do FPSO

79

9. Referência bibliográfica

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http://fukymarintech.weebly.com/mooring- types.html

http://www.bluewater.com/fleet-operations/what-is-an-fpso/

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80

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