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ANÁLISE NUMÉRICO-EXPERIMENTAL DE ANOMALIA DE SISTEMA DE

ANCORAGEM EM CATENÁRIA DEVIDO A FALHA DE MANILHAS DE LINHA DE

POLIÉSTER

Rodrigo Reis Loureiro

DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS

PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS

PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA

OCEÂNICA.

Aprovada por:

________________________________________________ Prof. Segen Farid Estefen, Ph.D.

________________________________________________ Prof. Murilo Augusto Vaz, Ph.D.

________________________________________________ Prof. Severino Fonseca da Silva Neto, D.Sc.

________________________________________________ Dr. Luiz Cláudio de Marco Meniconi, D.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

JULHO DE 2007

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ii

LOUREIRO, RODRIGO REIS

Análise Numérico-Experimental de Ano-

malia de Sistema de Ancoragem em Catená-

ria devido à Falha de Manilhas de Linha

de Poliéster [Rio de Janeiro] 2007

XIII, 171p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc.,

Engenharia Oceânica, 2007)

Dissertação – Universidade Federal do Rio

de Janeiro, COPPE

1. Falhas em Sistema de Ancoragem

2. Projeto e Certificação de Sistema de

Ancoragem

3. Teste de Carga

I. COPPE/UFRJ II.Título (Série)

iii

Dedico esta vitória.....

Aos meus pais Hércules e Marly, que sempre me apoiaram e incentivaram, e

continuam apoiando e incentivando, em todos os desafios da minha vida.

Em especial à engenheira Leile Froufe, companheira em todos os momentos felizes e

difíceis. Sua força, apoio e imensa ajuda na elaboração desta dissertação não têm

preço e terão meu agradecimento eterno.

iv

AGRADECIMENTOS

À PETROBRAS, pela oportunidade para execução de mais esta etapa de minha

formação acadêmica.

Ao engenheiro Marco Antônio Maddalena, Coordenador do grupo naval do Suporte

Técnico da UN-RIO na época de início do mestrado, que brigou, estimulou e

incentivou os novos engenheiros de seu grupo a realizarem o mestrado.

Ao engenheiro Carlos Cunha, Gerente do Suporte Técnico da UN-RIO, que deu a idéia

do assunto e aprovou o estudo realizado nesta dissertação.

Aos colegas do CENPES e E&P-SERV/US-SUB/ANC, em especial os engenheiros

Ricardo Célio Freire Gonçalves e Alexandro Voronoff, pelo apoio e ajuda com as

informações cedidas a respeito do caso estudado.

Ao corpo de técnicos do Laboratório de Metalurgia Física (LAMEF) da Fundação Luiz

Englert na Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), em especial os

professores Telmo R. Strohaecker e Afonso Reguly, que auxiliaram na execução dos

ensaios.

Ao meu orientador Prof. Segen Farid Estefen, pela amizade, auxílio na condução e

execução deste trabalho.

À Leile, pela grande contribuição não só na ajuda da elaboração do capítulo referente

às normas das Sociedades Classificadoras, mas também pelo apoio e palpites nas

revisões dos demais capítulos.

Aos meus pais, amigos e familiares pela força e apoio na elaboração deste trabalho e

compreensão nos momentos de pânico e desespero que passei para concluir este

desafio.

Aos meus amigos de faculdade e trabalho, em especial João, Paula, Felipe e

Bernardo, que no desespero de terminarem suas dissertações de mestrado, me

estimularam a correr atrás e terminar a minha.

v

Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)

ANÁLISE NUMÉRICO-EXPERIMENTAL DE ANOMALIA DE SISTEMA DE

ANCORAGEM EM CATENÁRIA DEVIDO A FALHA DE MANILHAS DE LINHA DE

POLIÉSTER


Julho/2007

Orientador: Segen Farid Estefen

Programa: Engenharia Oceânica

O sistema de ancoragem de uma unidade compreende os elementos da linha de

amarração e os pontos de ancoragem (âncoras ou estacas) e sua função é manter a

unidade na locação, em operação ou não. A certificação do projeto do sistema de

ancoragem é mandatória como condição de classe para unidades estacionárias de

produção (UEP), segundo as normas das Sociedades Classificadoras. Apesar dos

sistemas de ancoragem serem projetados com fatores de segurança e redundância,

geralmente, para suportar toda a vida de projeto da unidade marítima na locação, é

necessário inspecionar periodicamente suas linhas, para garantir a integridade dos

elementos que as compõem. O objetivo desta dissertação é descrever

detalhadamente os ensaios e as análises realizadas em um estudo de caso específico,

onde duas linhas de um sistema de ancoragem se romperam devido a falha em

manilha e, através das conclusões, traçar recomendações para o dimensionamento e

instalação do mesmo tipo de manilha em sistemas de ancoragem de unidades

flutuantes. Adicionalmente, são apresentadas as normas e padrões aplicáveis a este

tipo de acessório, traçando uma comparação das mesmas a fim de demonstrar os

principais requisitos do projeto de acessórios de amarras.

vi

Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)

NUMERIC-EXPERIMENTAL ANALYSIS OF ANOMALY OF MOORING SYSTEM IN

CATENARY DUE TO THE IMPERFECTION OF POLYESTER LINE SHACKLES


July/2007

Advisor: Segen Farid Estefen

Department: Ocean Engineering

The mooring system of a unit includes the elements of the mooring line and the

anchoring points (anchors or piles) and its function is to maintain the unit in the

location, in operation or not. The certification of the mooring system design is

mandatory as a condition of class for production stationary units, according to the

Classification Societies requirements. Although the mooring systems are designed

taking into consideration the applicable safety factors and redundancy, in general, to

support a design lifetime of unit in the specific location, it is necessary to inspect the

lines periodically, to guarantee the integrity of the elements the mooring system. The

objective of this dissertation is to describe, in full detail, the experimental tests and the

analyses accomplished in a specific case study, where two lines of a mooring system

broke up due to the imperfection in the shackles and, through the conclusions, to trace

recommendations for the sizing and installation of the same type of shackles in

mooring systems of floating units. Additionally, the applicable rules and standards to

this type of accessory are presented, and a comparison between them is made, in

order to demonstrate the main requirements for the design of mooring line accessories.

vii

ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 1

1.1 MOTIVAÇÃO................................................................................................................ 3

1.2 BREVE HISTÓRICO.................................................................................................... 3

1.2.1 Classificação Geral para os Vários Sistemas Flutuantes ................................... 6

1.3 OBJETIVOS............................................................................................................... 10

1.4 DESCRIÇÃO DOS CAPÍTULOS ............................................................................... 11

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA.............................................................................................. 13

2.1 SISTEMAS FLUTUANTES DE PRODUÇÃO ............................................................ 13

2.1.1 Plataforma Semi-Submersível .......................................................................... 13

2.1.2 FPSO / FPU / FSO............................................................................................ 15

2.1.3 Novos Conceitos de Casco em Desenvolvimento ............................................ 17

2.1.4 Critérios de Seleção da UEP ............................................................................ 18

2.2 SISTEMA DE ANCORAGEM DE SISTEMAS FLUTUANTES DE PRODUÇÃO ...... 19

2.2.1 Princípios de Atuação do Sistema de Ancoragem............................................ 19

2.2.2 Equações de Equilíbrio Estático da Catenária.................................................. 25

2.2.3 Elementos do Sistema de Ancoragem.............................................................. 30

2.2.4 Conceitos Básicos do Projeto de um Sistema de Ancoragem.......................... 53

2.3 ENSAIOS ................................................................................................................... 55

2.3.1 Ensaio de Tração .............................................................................................. 57

2.3.2 Ensaio de Dureza Brinell................................................................................... 63

2.3.3 Ensaio de dureza Rockwel................................................................................ 64

2.3.4 Ensaio de Fadiga .............................................................................................. 65

2.3.5 Ensaio de Impacto............................................................................................. 68

2.3.6 Ensaio de Tensões Residuais - Método do Furo Cego .................................... 71

2.3.7 Ensaio Metalográfico......................................................................................... 74

3 NORMAS PARA O PROJETO E CERTIFICAÇÃO DE SISTEMAS DE AMARRAÇÃO.. 76

3.1 BREVE HISTÓRICO.................................................................................................. 76

3.2 NORMAS DAS SOCIEDADES CLASSIFICADORAS ............................................... 79

3.2.1 Projeto e Certificação do Sistema de Amarração ............................................. 79

3.2.2 Projeto e Certificação dos Acessórios de Amarração para Amarras................ 93

3.3 OUTRAS NORMAS INTERNACIONAIS E NACIONAIS ........................................... 99

4 DEFEITOS EM SISTEMAS DE ANCORAGEM............................................................... 104

4.1 REGISTROS............................................................................................................ 104

4.2 DEFEITOS TÍPICOS................................................................................................ 109

4.2.1 Principais defeitos em acessórios e prováveis causas e conseqüências....... 109

4.2.2 Principais defeitos e conseqüências em amarras........................................... 112

viii

4.3 INSPEÇÕES ............................................................................................................ 115

4.3.1 Técnicas de Inspeção ..................................................................................... 115

4.3.2 Áreas críticas nas manilhas e elos de ligação ................................................ 116

4.3.3 Periodicidade das Inspeções .......................................................................... 116

5 ANÁLISE EXPERIMENTAL DA MANILHA DE LINHA DE POLIÉSTER....................... 117

5.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS DO CASO ESTUDADO.......................................... 119

5.1.1 Características Principais da Unidade ............................................................ 119

5.1.2 Locação da Unidade ....................................................................................... 119

5.1.3 Sistema de Ancoragem................................................................................... 120

5.1.4 Composição das Linhas.................................................................................. 121

5.2 CARACTERIZAÇÃO DO MATERIAL ...................................................................... 124

5.2.1 Dimensionamento das Manilhas ..................................................................... 124

5.2.2 Análise Química .............................................................................................. 124

5.2.3 Propriedades Mecânicas................................................................................. 125

5.2.4 Análises Metalográficas .................................................................................. 127

5.3 ENSAIO DE FADIGA ............................................................................................... 128

5.4 ANÁLISE DE FALHAS............................................................................................. 128

5.4.1 Primeira manilha analisada............................................................................. 128

5.4.2 Segunda manilha analisada............................................................................ 132

5.5 ENSAIO DE TENSÕES RESIDUAIS - MÉTODO DO FURO CEGO ...................... 134

5.6 ENSAIO REALIZADO NO CENPES (PETROBRAS).............................................. 138

5.6.1 Análise metalográfica da região das trincas ................................................... 139

5.6.2 Análise realizada no Microscópio Eletrônico de Varredura (MEV) acoplado a

um sistema de análise por energia dispersiva (EDS) ...................................................... 140

6 TESTE DE CARGA, SIMULAÇÃO NUMÉRICA E ANÁLISE DOS RESULTADOS ...... 142 6.1 TESTE DE CARGA.................................................................................................. 143

6.2 SIMULAÇÃO NUMÉRICA........................................................................................ 145

6.2.1 Análise da Influência da carga de teste .......................................................... 145

6.2.2 Análise de Manilha diâmetro 105 mm com Elo diâmetro 120 mm e Manilha

diâmetro 105 mm com Elo diâmetro 105 mm................................................................... 154

6.2.3 Análise da manilha com material R4 para as cargas de ruptura (MBL) e de

teste (PL). ......................................................................................................................... 158

7 CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................................. 164 7.1 SUMÁRIO ................................................................................................................ 164

7.2 CONCLUSÕES........................................................................................................ 165

7.3 RECOMENDAÇÕES ............................................................................................... 166

8 REFERÊNCIAS................................................................................................................ 167

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 - Exemplo de sistema Spread Mooring..................................................................... 6

Figura 1.2 - Exemplos de sistemas Single Point Mooring ......................................................... 7

Figura 1.3 - Ilustração de uma plataforma TLP.......................................................................... 8

Figura 1.4 - Sistema SPM do tipo SALM ................................................................................... 8

Figura 1.5 - Sistema em Catenária ............................................................................................ 9

Figura 2.1 - Ilustração de uma plataforma semi-submersível.................................................... 14

Figura 2.2 - Comparação entre o arranjo em catenária e taut leg ............................................. 14

Figura 2.3 - Navio de produção (FPSO) .................................................................................... 16

Figura 2.4 - Ilustração de uma unidade flutuante de produção - projeto novo .......................... 16

Figura 2.5 - Plataforma MONO-BR ............................................................................................ 18

Figura 2.6 - FPSO-BR ................................................................................................................ 18

Figura 2.7 - Representação de uma semi-submersível ancorada ............................................. 20

Figura 2.8 - Configuração Geométrica de uma Linha de Amarração. ...................................... 21

Figura 2.9 - Princípio de Atuação do Sistema de Ancoragem................................................... 23

Figura 2.10 - Passeio da plataforma até novo equilíbrio ........................................................... 24

Figura 2.11 - Elementos de ancoragem de uma semi-submersível .......................................... 30

Figura 2.12 - Elo comum de uma amarra (com e sem malhete). .............................................. 32

Figura 2.13 - Carga de Ruptura de Amarras.............................................................................. 33

Figura 2.14 - Arranjos dos cabos de aço de amarração. .......................................................... 38

Figura 2.15 - Construção típica de cabos de poliéster............................................................... 41

Figura 2.16 - Âncora de arraste de alto poder de garra............................................................. 44

Figura 2.17 - Estaca torpedo...................................................................................................... 44

Figura 2.18 - Estaca de sucção.................................................................................................. 44

Figura 2.19 - Âncora VLA........................................................................................................... 45

Figura 2.20 - Acessórios de Amarras......................................................................................... 46

Figura 2.21 - Elo tipo Baldt e elo tipo Pêra ................................................................................ 47

Figura 2.22 – Swivel................................................................................................................... 48

Figura 2.23 - Terminações de cabos de amarra ........................................................................ 48

Figura 2.24 - Sapatilha pesada com reforço .............................................................................. 49

Figura 2.25 – Soquete................................................................................................................ 50

Figura 2.26 - Soquete Pee-wee ................................................................................................. 50

Figura 2.27 - Soquete em chapa de aço.................................................................................... 50

Figura 2.28 - Ilustração de uma bóia ......................................................................................... 51

Figura 2.29 - chain-chaser ......................................................................................................... 52

Figura 2.30 – garatéia ................................................................................................................ 52

Figura 2.31 - Exemplo de Caçador Permanente (a) .................................................................. 52

x

Figura 2.32 - Exemplo de Caçador Permanente (b) .................................................................. 52

Figura 2.33 - Corpo de Prova de ensaio de tração.................................................................... 57

Figura 2.34 - Diagrama Tensão-Deformação ............................................................................ 59

Figura 2.35 - Limite elástico no diagrama tensão-deformação.................................................. 59

Figura 2.36 - Limite de proporcionalidade A’ no diagrama tensão-deformação ........................ 60

Figura 2.37 - Limite de Escoamento .......................................................................................... 61

Figura 2.38 - Limite de Resistência............................................................................................ 62

Figura 2.39 - Gráfico tensão-deformação com indicação dos limites elástico, de

proporcionalidade, de resistência e de ruptura .......................................................................... 62

Figura 2.40 - Exemplo de mostrador para leitura do grau de dureza ........................................ 64

Figura 2.41 - Penetradores utilizados na máquina de ensaio de dureza Rockwell ................... 65

Figura 2.42 - Gráficos de ciclos de tensão................................................................................. 66

Figura 2.43 - Curva S-N ............................................................................................................. 67

Figura 2.44 - Martelo pendular para ensaio de Charpy ............................................................. 71

Figura 4.1 - Locais de falha em um elo com malhete .............................................................. 106

Figura 4.2 - Locais de concentração de tensão de um elo de amarra sem malhete............... 107

Figura 4.3 - Trinca/ruptura em elo Kenter ................................................................................ 109

Figura 4.4 - Trinca/ruptura em elo Kenter ................................................................................ 109

Figura 4.5 - Deformação na base do soquete.......................................................................... 109

Figura 4.6 - Trinca interna no soquete ..................................................................................... 110

Figura 4.7 - Trinca e desgaste no olhal de soquete................................................................. 110

Figura 4.8 - Empeno de pino de manilha ................................................................................. 111

Figura 4.9 - Corrosão e marcas de solda................................................................................. 111

Figura 4.10 - Trinca no olhal da manilha.................................................................................. 112

Figura 4.11 - Malhete solto....................................................................................................... 112

Figura 4.12 - Perda de malhete................................................................................................ 112

Figura 4.13 - Elo empenado..................................................................................................... 113

Figura 4.14 - Elo empenado..................................................................................................... 113

Figura 4.15 - Corrosão na solda............................................................................................... 113

Figura 4.16 - Corrosão generalizada ....................................................................................... 113

Figura 4.17 - Arrancamento de material .................................................................................. 114

Figura 4.18 – Trincas ............................................................................................................... 114

Figura 5.1 - Posição das manilhas rompidas ........................................................................... 117

Figura 5.2 - Primeira manilha enviada para análise. Manilha da linha #7. .............................. 118

Figura 5.3 - Segunda manilha enviada para análise. Manilha da linha #6. ............................. 118

Figura 5.4 - Bacia de Campos (Rio de Janeiro)....................................................................... 119

Figura 5.5 - Campo de Marlim Sul ........................................................................................... 120

Figura 5.6 - Arranjo de Ancoragem.......................................................................................... 121

xi

Figura 5.7 - Croqui da Linha de Amarração............................................................................. 123

Figura 5.8 - Dimensões das manilhas em milímetros. ............................................................ 124

Figura 5.9 - Microestrutura típica das manilhas analisadas. Apresenta sulfetos de

manganês. Sem ataque ........................................................................................................... 127

Figura 5.10 - Microestrutura apresenta martensita revenida com sulfetos de manganês.

Ataque Nital 2%........................................................................................................................ 127

Figura 5.11 - Desenho demonstrando as regiões analisadas para caracterização da falha... 129

Figura 5.12 - Aspecto macroscópico da região da fratura, apresentado aspecto de trinca

por fadiga.................................................................................................................................. 129

Figura 5.13 - Aspecto macroscópico da região da fratura, apresentando aspecto de trinca

por fadiga.................................................................................................................................. 130

Figura 5.14 - Aspecto metalográfico da região A (corpo da manilha). Ataque Nital 2%.......... 131

Figura 5.15 - Aspecto metalográfico da região B (Superfície de Fratura). Ataque Nital 2% ... 131

Figura 5.16 - Aspecto metalográfico da região C cisalhada com trincas. Ataque Nital 2%..... 131


por fadiga.................................................................................................................................. 132


por fadiga.................................................................................................................................. 132

Figura 5.19 - Aspecto metalográfico da região A (corpo da manilha). Ataque Nital 2%.......... 133

Figura 5.20 - Aspecto metalográfico da região B (Superfície de Fratura). Ataque Nital 2% ... 133

Figura 5.21 - Aspecto metalográfico da região C cisalhada com trincas. Ataque Nital 2%..... 133

Figura 5.22 - Região da manilha onde foi realizada a medida das tensões residuais ............ 134

Figura 5.23 - Ilustração do sistema para medida das tensões residuais................................. 134

Figura 5.24 - Tensões no Furo 1. Centro da curvatura no lado externo.................................. 135

Figura 5.25 - Tensões no Furo 2 – Centro da curvatura no lado interno................................. 136

Figura 5.26 - Tensões no Furo 3. Deslocamento do centro da curvatura no lado interno ...... 137

Figura 5.27 - Região das manilhas onde foram detectadas trincas em inspeção ................... 138

Figura 5.28 - Região das manilhas mostrando o corte para retirada das amostras na região

contendo trincas ....................................................................................................................... 139

Figura 5.29 - Micrografia sem ataque das amostras da região contendo trincas da primeira

manilha analisada. Apresenta oxidação no início das trincas ................................................. 139

Figura 5.30 - Micrografia da amostra atacada com cromato alcalino para determinação da

profundidade de penetração de oxigênio na região contendo trincas. Apresenta região

clara subsuperficial indicando a presença de oxigênio............................................................ 140

Figura 5.31 - Imagem destacando as regiões de início da trincas partindo das regiões

oxidadas da superfície ............................................................................................................. 140

Figura 5.32 - Análise química realizada via EDS na região de início das trincas (região

oxidada). Esta apresenta óxido de ferro com cromo na região marcada ................................ 141

Figura 5.33 - Imagem da região contendo trincas das manilhas analisadas. Apresenta

oxidação no início das trincas. ................................................................................................. 141

xii

Figura 6.1 - Máquina de Tração de 500 toneladas do CENPES ............................................. 142

Figura 6.2 - Posição dos strain gages usados na medição das deformações no teste de

carga efetuado no CENPES..................................................................................................... 143

Figura 6.3 - Deformações medidas em função da carga aplicada no strain gage M5 ............ 144

Figura 6.4 - Carga em função da deformação medida no teste no CENPES ......................... 144

Figura 6.5 - Curva tensão-deformação utilizada para a análise da manilha ........................... 146

Figura 6.6 - À esquerda, modelo completo. À direita, modelo de um quarto de simetria........ 146

Figura 6.7 - À esquerda, condições de contorno aplicadas. Á direita, malha utilizada para o

cálculo. ..................................................................................................................................... 147

Figura 6.8 - Tensão ao longo da seção da manilha após a aplicação da carga de teste........ 149

Figura 6.9 - Comparação das tensões máximas principais ..................................................... 150

Figura 6.10 - Detalhe da curvatura........................................................................................... 151

Figura 6.11 - Tensão na curvatura externa para a Manilha com carga de teste e sem carga

de teste..................................................................................................................................... 152

Figura 6.12 - Comparação entre o teste no CENPES e a análise por Elementos Finitos....... 153

Figura 6.13 - Malha utilizada. À esquerda, manilha com elo 120 mm. À direita, manilha com

elo 105 mm............................................................................................................................... 155

Figura 6.14 - Tensão máx. principal para uma carga de 300 ton após a aplicação de carga

de teste. À esquerda, contato com elo de ∅120mm, à direita, contato com elo de ∅105mm 156

Figura 6.15 - Tensão máx. principal para uma carga de 300 ton com manilhas sem carga

de teste. À esquerda, contato com elo de ∅120mm, à direita, contato com elo de ∅105mm 156

Figura 6.16 - Comparação entre as manilhas montadas com elo de 120mm e 105mm.

Tensão normal à seção. Cargas de 200 ton e 300ton............................................................. 157

Figura 6.17 - Comparação entre as manilhas montadas com elo de 120mm e 105mm.

Tensão normal à seção. Cargas de 200 ton e 300ton............................................................. 157

Figura 6.18 - Material W22 utilizado na simulação .................................................................. 159

Figura 6.19 - Dimensões da manilha W22 para 710 ton de MBL............................................ 160

Figura 6.20 - Tensões normais à seção para as cargas de 200 ton, 300 ton, 450 ton (carga

de teste) e 710 ton (MBL)......................................................................................................... 162

xiii

ÍNDICE DE TABELAS Tabela 2.1 - Pesos lineares típicos das amarras ....................................................................... 35

Tabela 2.2 - Especificação de cabos de aço Spiral Strand ....................................................... 39

Tabela 2.3 - Peso Lineares e Tração de Ruptura dos Cabos de Poliéster ............................... 40

Tabela 3.1 – Fatores de segurança para a análise de tensão da linha – BV ............................ 85

Tabela 3.2 – Fatores de segurança para a análise de tensão da linha – ABS.......................... 85

Tabela 3.3 – Fatores de segurança parciais para o estado ULS............................................... 87

Tabela 3.4 – Fatores de segurança parciais para o estado ALS............................................... 88

Tabela 3.5 – Margem de corrosão do DNV, relativa ao diâmetro nominal da amarra. ............. 92

Tabela 3.6 – Propriedades materiais de acordo com ABS, BV, DNV e IACS ........................... 95

Tabela 3.7 – Requisitos para teste de Impacto Charpy de acordo com ABS, BV, DNV e

IACS ........................................................................................................................................... 96

Tabela 3.8 – Carga de prova de acordo com ABS, BV, DNV e IACS ....................................... 97

Tabela 3.9 – Carga de ruptura de acordo com ABS, BV, DNV e IACS..................................... 97

Tabela 4.1 - Falhas em sistemas de ancoragem no Brasil...................................................... 108

Tabela 5.1 - Posição das Âncoras ........................................................................................... 120

Tabela 5.2 - Composição das linhas de ancoragem (comprimento dos trechos).................... 122

Tabela 5.3 - Características dos segmentos das linhas de ancoragem .................................. 122

Tabela 5.4 - Quadro de Ancoragem......................................................................................... 122

Tabela 5.5 - Pré-tensões e ângulos do fairlead ....................................................................... 123

Tabela 5.6 - Composição química das manilhas analisadas (% em peso) ............................. 124

Tabela 5.7 - Propriedades mecânicas (ensaio de tração da primeira manilha fraturada) e

especificações da Norma W22 – IACS .................................................................................... 125

Tabela 5.8 - Propriedades mecânicas (ensaio Charpy da primeira manilha fraturada) e da

norma W22 – IACS .................................................................................................................. 126

Tabela 5.9 - Medidas de dureza Brinell realizada nas duas manilhas fraturadas e as

especificações da Norma NBR 13545/99 ................................................................................ 126

Tabela 6.1 - Cargas aplicadas na análise da manilha com carga de teste, em toneladas ..... 148

Tabela 6.2 - Cargas aplicadas na análise da manilha sem carga de teste, em toneladas ..... 148

Tabela 6.3 - Tensões na curvatura externa (MPa). Carga variando entre 160 ton e 300ton .. 152

Tabela 6.4 - Tensões na curvatura externa (MPa). Carga variando entre 60 ton e 200ton .... 152

Tabela 6.5 - Materiais W22 da norma e W22 utilizado na presente simulação....................... 159

Tabela 6.6 - Limites de resistência à fadiga para dois acabamentos superficiais diferentes.. 160

Tabela 6.7 - Cargas aplicadas na análise da manilha com PL, em toneladas ........................ 161

1

1 INTRODUÇÃO

Define-se como um sistema de ancoragem, um conjunto de elementos capazes

de manter uma unidade flutuante em uma posição de equilíbrio sem auxílio de

posicionamento dinâmico. Normalmente, um sistema de ancoragem é composto por

um conjunto de linhas, sendo cada linha composta de um ponto fixo no solo marinho

(âncora ou estaca) e elementos que conectam este ponto à unidade. Estes elementos

de ligação são compostos de uma combinação de amarras, cabos de aço e/ou cabos

de poliéster.

Segundo COSTA e GONÇALVES [1], apesar dos sistemas de ancoragem serem

projetados com fatores de segurança e redundância, geralmente, para suportar toda a

vida de projeto da unidade marítima na locação, é necessário inspecionar

periodicamente suas linhas, para garantir a integridade dos elementos que as

compõem. A inspeção das linhas é também uma exigência das Sociedades

Classificadoras, para manutenção do Certificado de Classe da unidade, considerado

imprescindível para a licença de operação fornecida pelas autoridades ambientais.

Os critérios de inspeção adotados pelas Sociedades Classificadoras, que

determinam a inspeção de todas as linhas do sistema a cada 5 (cinco) anos, são

adequados para unidades marítimas móveis, usadas na perfuração e completação de

poços. Estas permanecem ancoradas na mesma posição por períodos da ordem de

meses. Neste caso é, portanto, fácil ter acesso aos elementos do sistema a bordo das

embarcações de manuseio, cumprindo-se assim os requisitos das Sociedades

Classificadoras.

Quando se passa a considerar unidades marítimas de produção, capazes de

suportar uma planta de processo para 180 mil barris de petróleo por dia,

permanecendo no mesmo local por 20 anos, em média, com as linhas de ancoragem

projetadas para resistir à corrosão e fadiga e trabalharem todo este tempo, os

requisitos são muito mais específicos e rigorosos.

Para tanto, planos de inspeção são desenvolvidos individualmente para cada

unidade marítima e apresentados para aprovação da Sociedade Classificadora.

Quando há ocorrência de anormalidades, o plano deve ser analisado para verificar a

necessidade de inclusão de novas tarefas ou alteração da periodicidade.

2

Os planos de inspeção procuram sempre minimizar o manuseio das linhas para

inspeção pois, além de ser um procedimento caro, experiências mostram que é alta a

probabilidade de introdução de descontinuidades nos elementos das linhas de

ancoragem durante a execução da inspeção.

As formas de evitar a retirada de linhas para inspeção são:

• Uso de inspeções por ROV;

• Introdução de corpos de prova na linha;

• Super dimensionamento de alguns elementos.

A grande vantagem do uso de ROV é a possibilidade de inspecionar todas as

linhas do sistema rapidamente e a um custo menor do que a remoção de uma única

linha. Por outro lado, por ser uma inspeção visual, fica-se limitado à detecção e

descontinuidades externas e de grandes dimensões.

Os corpos de prova são componentes provisórios do sistema, com as mesmas

características de um determinado elemento permanente. Eles são removidos

periodicamente para uma avaliação indireta dos danos acumulados nos elementos

que permanecem instalados. Esta avaliação dos danos acumulados permite fazer uma

previsão da vida da linha. Por outro lado, a utilização de corpos de prova diminui a

confiabilidade do sistema de ancoragem, uma vez que a sua instalação aumenta o

número de acessórios e o comprimento menor do corpo de prova é mais susceptível a

falha, já que o mesmo apresenta um alto grau de concentração de tensão sem o

devido balanceamento devido à sua pequena dimensão.

O super dimensionamento, por razões técnicas (excesso de peso) e econômicas,

só pode ser adotado em pequenos trechos dos elementos. Normalmente escolhe-se o

trecho enterrado para adoção desta técnica, instalando um dispositivo de conexão e

desconexão submarino em um ponto logo acima do afloramento da linha de

ancoragem no solo marinho.

As amarras, assim como os cabos de aço, devem ser inspecionadas por

amostragem, em intervalos de tempo pré-definidos. As inspeções e os critérios de

aceitação adotados são os estabelecidos em normas e padrões reconhecidos.

3

1.1 MOTIVAÇÃO

De acordo com COSTA e GONÇALVES [1], há cerca de 10 anos a PETROBRAS

decidiu empregar unidades flutuantes para produção em campos de petróleo em

caráter permanente. Em alguns casos a tecnologia de ancoragem existente não

fornecia as condições mais convenientes para o desenvolvimento dos campos

encontrados, tendo a PETROBRAS decidido pela implantação de alguns novos

conceitos, como ancoragem taut-leg, o uso de cabos de poliéster e âncoras de carga

vertical (VLAs).

O uso de materiais não convencionais em sistemas de ancoragem de

plataformas traz, ao mesmo tempo, enormes vantagens competitivas e desafios. Por

outro lado, a utilização destes materiais não convencionais implica em não se ter

qualquer referência para previsão de desempenho a longo prazo, uma vez que a

PETROBRAS possui as instalações mais antigas do mundo usando esta tecnologia.

Sob este aspecto a inspeção destes elementos se torna de grande importância, pois

hoje em dia existem unidades ancoradas na Bacia de Campos usando estes novos

conceitos e todas as unidades em estudo para implantação também dependem destes

mesmos materiais para ancoragem.

Desta forma, os desafios encontrados na implantação e manutenção de novos

conceitos, somados aos recentes problemas de falhas estruturais encontrados nos

sistemas de ancoragem, motivaram a realização desta dissertação.

1.2 BREVE HISTÓRICO

A procura por petróleo no mar começou no fim do século XIX, tendo sido

utilizado como primeiro dispositivo um píer de madeira como suporte de equipamento

de perfuração. Com o passar dos anos, a procura por petróleo no mar foi se

intensificando e o caminho natural foi estender-se para águas mais profundas. O píer

de madeira foi transformado em plataformas de madeira sem ligação com a costa, até

que em 1934 surgiu a primeira plataforma fixa [2].

No fim da década de 70, surgiram as primeiras unidades semi-submersíveis e os

primeiros navios ancorados a colunas articuladas utilizados para a produção de

4

petróleo em águas profundas, fazendo com que os sistemas de ancoragem

passassem a desempenhar importante papel na atividade offshore.

Os sistemas de ancoragem foram surgindo à medida que existia necessidade de

fixar uma embarcação no mar. Sendo assim, sistemas provisórios foram, e continuam

sendo usados, nos navios e consistem em uma ou mais linhas conectadas à proa ou

popa do navio. Geralmente os navios permaneciam ancorados por um curto período

de tempo (dias) [2].

Quando a exploração e a produção offshore de petróleo e gás começaram, a

necessidade de sistemas de amarração permanentes tornou-se aparente.

Na referência [3] é destacado que a descoberta de reservatórios de petróleo, a

partir da década de 50, localizados no subsolo da plataforma continental dos países

produtores, motivou as grandes companhias petrolíferas no sentido de tornarem viável

a exploração destes campos. Dentro deste contexto, uma das principais limitações que

se apresentou na época dizia respeito à estrutura de superfície, responsável direta

pela exploração nestas locações no mar. Para pequenas profundidades, ou lâminas

d'água, duas soluções foram adotadas com relativo sucesso: plataforma rigidamente

fixa ao fundo marinho e plataforma flutuante com caráter itinerante ou temporário. Esta

última opção, também conhecida como plataforma submersível, referia-se a uma

estrutura composta basicamente de 3 módulos distintos: um convés de utilidades

emerso, sapatas submersas para apoio no fundo marinho e elementos de ligação

(colunas).

Desta forma, através de operações de lastro e deslastro, estas plataformas tanto

podiam se apoiar no fundo do mar para a realização de algum tipo de operação, como

mudar de locação com o auxílio de reboque. Com o passar dos anos e o advento de

novas descobertas em lâminas d'água mais profundas, evidenciou-se uma divisão

nítida entre as estruturas marinhas responsáveis pela exploração dos campos de

petróleo: plataformas fixas (jaquetas) ou auto-elevatórias (jack-up) para profundidades

inferiores a 150m e plataformas flutuantes semi-submersíveis ou F(P)SOs para

profundidades maiores.

A plataforma semi-submersível, uma derivação da plataforma submersível, se

diferencia desta última pela filosofia empregada no que diz respeito à manutenção de

sua posição na locação. Enquanto a plataforma submersível utilizava seu próprio peso

5

como elemento de fixação, a plataforma semi-submersível dispunha de outros meios

que viabilizavam o seu posicionamento. Quanto ao arranjo estrutural, a plataforma

semi-submersível, similarmente à plataforma submersível, pode ser caracterizada por:

estrutura de convés emersa, flutuadores gêmeos submersos (pontoons) e colunas de

ligação.

A plataforma semi-submersível, também conhecida como plataforma estabilizada

pelas colunas já que as mesmas são praticamente as responsáveis por gerar o

empuxo necessário para sua sustentação, são estruturas consagradas mundialmente,

utilizadas nas duas atividades principais da exploração offshore. As estruturas semi-

submersíveis dedicadas à atividade de perfuração possuem um caráter itinerante com

constantes mudanças de locação enquanto aquelas dedicadas à produção podem

permanecer numa mesma locação por períodos de aproximadamente 20 anos. Mas,

devido ao fato de existirem dispositivos unindo a plataforma aos equipamentos de

subsuperfície, é fácil concluir que o aspecto manutenção da posição é extremamente

relevante. Neste sentido, com o intuito de contrabalancear os esforços ambientais

atuantes devido ao vento, onda e correnteza, duas filosofias foram empregadas,

dependendo da atividade principal da unidade semi-submersível:

1ª - Utilização de sistema de posicionamento dinâmico (thrusters azimutais localizados

nos flutuadores).

2ª - Utilização de linhas descrevendo catenárias unindo a plataforma ao fundo do mar.

A 1ª filosofia citada adequou-se bem às atividades de caráter itinerante das

plataformas de perfuração, e realizadas em grandes profundidades, devido a sua

grande flexibilidade operacional, enquanto a 2ª filosofia aplicou-se principalmente a

sistemas permanentes de produção onde não se justificava o alto consumo de óleo

diesel dos sistemas de posicionamento dinâmico. No que diz respeito à 2ª filosofia

descrita, deu-se o nome de sistemas de "amarração" ou de "ancoragem" aos vínculos

físicos existentes entre a plataforma e o leito marinho e que permitem à mesma

manter o seu posicionamento em condições ambientais adversas.

Apesar das plataformas semi-submersíveis representarem as estruturas mais

usuais em termos mundiais, existem outros tipos de unidades flutuantes que se

utilizam de filosofias distintas no que diz respeito às restrições impostas aos

movimentos no plano ou ainda ao tipo de fixação com o leito do mar.

6

1.2.1 Classificação Geral para os Vários Sistemas Flutuantes

1.2.1.1 Quanto às restrições impostas à unidade Amarração por pontos múltiplos (Spread Mooring - SMS)

Além de restringir os movimentos lineares no plano, restringe também o

movimento angular (variação do aproamento da unidade).

Os Spread Mooring Systems (SMSs) são compostos por um sistema de

amarração com múltiplas linhas, em catenária simples ou utilizando flutuadores (spring

buoys) ou pesos (clump weights) intermediários, ancoradas ao fundo do mar através

de âncoras de arraste, âncoras de carga vertical (VLAs), estacas de sucção ou

estacas torpedos. Essas linhas são conectadas ao navio em pontos localizados no

casco, mantendo dessa forma seu aproamento praticamente fixo. Um exemplo de

SMS está apresentado na figura 1.1.

Figura 1.1 - Exemplo de sistema Spread Mooring

Amarração por ponto único (Single Point Mooring - SPM)

Desenvolvida especialmente para navios, restringe apenas os deslocamentos

lineares no plano horizontal, permitindo que a embarcação gire livremente em torno do

eixo vertical (weathervane), minimizando os esforços sobre o sistema de amarração.

Em função da forma do casco e do tipo de sistema de amarração, os Single Point

Mooring Systems (SPMs) tendem a ficar aproados com a ação ambiental resultante

minimizando assim o efeito deste carregamento. Isto lhes confere uma grande

7

sensibilidade à mudança da incidência das cargas ambientais. Em outras palavras, o

SPM permite que o aproamento da embarcação varie conforme a direção da

resultante dos agentes ambientais. O SPM possui um ponto de pivotamento em torno

do qual o navio pode girar no plano horizontal. Exemplos de SPM estão apresentados

na figura 1.2.

Figura 1.2 - Exemplos de sistemas Single Point Mooring

(a) Monobóia, (b) Turret interno, (c) Torre articulada

8

Amarração por pernas verticais tracionadas (Tension Leg)

As linhas de ancoragem de uma TLP (figura 1.3) são tubos de aço verticais e são

comumente referenciadas como tendões. Neste tipo de sistema, a flutuação é maior

do que o peso da plataforma, com isto, o equilíbrio vertical da plataforma é obtido

ligando-a a sua fundação no fundo do mar através dos tendões. Os tendões fornecem

ao sistema alta rigidez no plano vertical e são pré-tracionados pelo excesso de

flutuação do casco.

Figura 1.3 - Ilustração de uma plataforma TLP

1.2.1.2 Quanto à geometria dos elementos de restauração

Com pernas verticais tracionadas

Aplica-se a certas configurações do tipo ALT (Articulated Loading Tower) e

SALM (Single Anchor Leg Mooring). A figura 1.4 apresenta um exemplo de sistema

SPM do tipo SALM.

Figura 1.4 - Sistema SPM do tipo SALM

9

Com pernas em catenária

Foram os primeiros sistemas concebidos para embarcações convencionais e

são, até hoje, os mais usados por unidades flutuantes. A figura 1.5 ilustra um sistema

em catenária.

Figura 1.5 - Sistema em Catenária

Sistemas híbridos

Utilizam-se simultaneamente de trechos verticais tracionados e linhas em

catenária.

1.2.1.3 Quanto à operação do sistema

Sistema passivo

Uma vez instalados não necessitam de quaisquer ajustes subseqüentes para

suportar condições ambientais adversas.

Sistemas ativos

São necessários ajustes nas pré-tensões das linhas de amarração (através de

ajustes no seu comprimento, tracionando ou não as linhas) em função da severidade

das condições ambientais.

10

1.2.1.4 Quanto à permanência do sistema

Permanentes

São normalmente aplicados a instalações definitivas de produção onde a

embarcação é destinada a permanecer na locação por períodos prolongados

(normalmente acima de 10 anos).

Temporários

Destinados a manter a unidade flutuante em posição por períodos curtos de

tempo, normalmente inferiores a um ano. Estes sistemas não são necessariamente

dimensionados para suportar condições ambientais extremas, sendo necessário,

nesses casos, que a unidade abandone a locação.

Conforme observado anteriormente, o dimensionamento do sistema de

amarração das unidades flutuantes é de crucial importância no desenvolvimento de

um dado campo produtor de petróleo. Esta importância é ainda mais amplificada

quando consideramos as possíveis interferências que existem entre as linhas de

ancoragem da plataforma e o layout submarino do campo em questão.

1.3 OBJETIVOS

O trabalho desenvolvido que originou esta dissertação refere-se a um estudo de

caso de um sistema flutuante de armazenamento e escoamento. As manilhas de linha

de poliéster utilizadas no sistema de ancoragem da unidade flutuante em estudo

deveriam ter uma vida útil à fadiga de aproximadamente 600 anos em operação,

segundo estudos de projeto baseados em informações do fabricante. No entanto, duas

destas manilhas romperam por fadiga em eventos diferentes e defasados de apenas

um mês, após quatro anos e meio de operação na Bacia de Campos.

Para a busca das reais causas destes dois incidentes foi desenvolvida uma série

de ensaios e análises com o intuito de esclarecer o ocorrido e permitir a tomada de

decisão sobre as outras 46 manilhas ainda instaladas no sistema flutuante estudado.

11

Esta dissertação tem por objetivo descrever detalhadamente estes ensaios e as

análises realizadas, apresentando seus resultados e, através das conclusões, traçar

recomendações para o dimensionamento e instalação deste tipo de manilha em

sistemas de ancoragem de unidades flutuantes.

Adicionalmente, um capítulo desta dissertação dedica-se a apresentar as normas

e padrões aplicáveis a este tipo de acessório, descrevendo as partes importantes de

cada uma e traçando uma comparação entre as mesmas a fim de demonstrar os

principais requisitos do projeto de acessórios de amarras. Esta comparação tem por

objetivo permitir um melhor entendimento e conhecimento das normas e padrões, e

assim facilitar a aplicação das mesmas aos projetos de manilhas de linhas de

ancoragem.

1.4 DESCRIÇÃO DOS CAPÍTULOS

O Capítulo 2 apresenta numa revisão bibliográfica dos principais sistemas

flutuantes de produção no cenário offshore brasileiro, dos diversos sistemas de

ancoragem utilizados em sistemas flutuantes de produção e uma descrição dos tipos

de ensaios utilizados na análise de falha da manilha de linha de poliéster.

O Capítulo 3 apresenta as regras e normas aplicáveis ao objeto em estudo,

descrevendo as partes importantes de cada uma e traçando uma comparação das

mesmas a fim de demonstrar os principais requisitos do projeto de amarras e

acessórios.

O Capítulo 4 apresenta os defeitos típicos encontrados em sistemas de

ancoragem, históricos recentes e a importância das inspeções para garantia da

integridade do sistema.

O Capítulo 5 apresenta uma descrição sucinta do sistema abordado na

dissertação, incluindo o campo, características da unidade flutuante e de seu sistema

de ancoragem e a análise experimental da manilha de poliéster, especificando os

ensaios realizados, instrumentação e testes.

O Capítulo 6 apresenta os resultados da simulação numérica do objeto em

estudo, descrevendo o modelo numérico utilizado, análise e discussão dos resultados.

12

O Capítulo 7 apresenta um sumário dos estudos realizados, as conclusões do

trabalho e as recomendações para desenvolvimentos futuros.

O Capítulo 8 apresenta as referências bibliográficas utilizadas para o

desenvolvimento desta dissertação.

13

2 REVISÃO BOBLIOGRÁFICA 2.1 SISTEMAS FLUTUANTES DE PRODUÇÃO

Atualmente, no sistema offshore brasileiro de produção, destacam-se

basicamente dois tipos de sistemas flutuantes:

• Plataforma Semi-Submersível

• F(P)SOs, utilizando cascos de navios convertidos

Estes conceitos já estão difundidos e apresentam ótimo desempenho em lâminas

d´água profundas e ultra-profundas. Além destes, alguns novos conceitos estão sendo

estudados e implementados.

A seguir, será apresentada uma descrição sucinta destes dois principais

sistemas flutuantes de produção, suas derivações e novos conceitos.

2.1.1 Plataforma Semi-Submersível

As plataformas de petróleo do tipo semi-submersíveis (figura 2.1) são estruturas

flutuantes projetadas para perfuração ou produção de petróleo e cuja estrutura é

formada, basicamente, por um convés onde são instalados os principais equipamentos

de produção / perfuração, colunas de sustentação do convés com seção circular ou

retangular, flutuadores (pontoons) e contraventamentos (bracings) entre as colunas e

flutuadores e entre as colunas. As colunas e os flutuadores, e em alguns casos os

contraventamentos, fornecem a flutuação necessária para a unidade. A planta de

produção localiza-se sobre o convés. O número de conveses, colunas e pontoons

difere de acordo com o projeto.

14

Figura 2.1 - Ilustração de uma plataforma semi-submersível

Este tipo de unidade estacionária de produção (UEP) não possui capacidade

para armazenar o óleo produzido, fazendo-se necessário o uso de oleodutos ou de um

terminal oceânico para o escoamento da produção.

O sistema de ancoragem utilizado é do tipo Spread Mooring (SMS), podendo

utilizar o arranjo de catenária ou taut-leg (figura 2.2).

Figura 2.2 - Comparação entre o arranjo em catenária e taut leg

15

Segundo NOGUEIRA [4], as plataformas de petróleo do tipo semi-submersível

são embarcações projetadas e construídas para atender a um conjunto específico de

condições operacionais:

• Grande área de convés para as atividades de perfuração e/ou

produção, estocagem de equipamentos, consumíveis e acomodações;

• Pontoons volumosos para gerar empuxo capaz de suportar a carga de

equipamentos, consumíveis e tensões;

• Colunas esbeltas na região das ondas permitindo movimentos dentro

dos limites aceitáveis para a operação;

• Forma simétrica do convés e arranjo de colunas o que facilita o

aproamento fixo e conseqüente capacidade de suportar as condições

ambientais de qualquer direção;

• Projeto adequado e otimizado atendendo aos requisitos de segurança

com menor custo de construção e operação.

Por locomover-se eventualmente não necessitam possuir formas hidrodinâmicas

mais adequadas ao movimento de avanço.

2.1.2 FPSO / FPU / FSO

A grande parte das unidades deste tipo é oriunda da conversão de navios

existentes, geralmente grandes petroleiros, que têm seu casco e facilidades

modificados e adaptados para operação como unidades estacionárias de produção

(UEP). Podem ser do tipo produção, armazenamento e escoamento (FPSO - Floating,

Production, Storage and Offloading), produção (FPS – Floating and Production Unit)

ou armazenamento e escoamento apenas (FSO - Floating, Storage and Offloading). A

figura 2.3 apresenta um exemplo de FPSO.

16

Figura 2.3 - Navio de produção (FPSO)

Um sistema de produção flutuante consiste em uma estrutura com instalações de

produção incorporadas, que recebem petróleo e gás de poços submarinos por meio de

dutos condutores conhecidos como risers. A estrutura flutuante pode ser um navio

novo ou uma conversão de um navio antigo.

Estes sistemas ganharam terreno, roubando o espaço das plataformas semi-

submersíveis, por razões de disponibilidade de espaço, capacidade de carga e, sobre

tudo, capacidade de armazenamento. Para zonas relativamente calmas estão sendo

utilizados petroleiros antigos convertidos em unidades flutuantes de produção,

armazenamento e escoamento (FPSOs), porém para águas mais hostis como o Mar

do Norte e o Mar da China, se constroem unidades flutuantes novas (cascos novos)

com melhores comportamentos hidrodinâmicos.

Os projetos novos deste tipo de unidade são basicamente constituídos de

grandes caixas flutuantes. A figura 2.4 ilustra uma unidade flutuante de produção,

projeto novo, com suas formas menos arredondadas do que a dos navios.

Figura 2.4 - Ilustração de uma unidade flutuante de produção - projeto novo

17

O sistema de ancoragem utilizado nestes tipos de UEP pode ser do tipo Single

Point Mooring (SPM) ou Spread Mooring (SMS), podendo usar ainda o arranjo de

catenária, taut-leg ou semi taut-leg.

A principal diferença entre uma plataforma semi-submersível e um FPSO está na

capacidade de armazenamento de óleo, na qual o FPSO representa uma solução

única. Esse tipo de sistema se destaca em locais onde não há uma rede de dutos para

transporte do petróleo ou onde a implantação destes se torna inviável técnica ou

economicamente, e há então a necessidade de estocagem, e em poços cujas

características ainda são obscuras, pois possui uma maior flexibilidade quanto aos

seus aspectos operacionais, e também possui melhores respostas dinâmicas às forças

das ondas e correntes marítimas em águas distantes da costa.

2.1.3 Novos Conceitos de Casco em Desenvolvimento

A PETROBRAS vem investindo bastante no desenvolvimento de novas formas

de casco para Unidades Estacionárias de Produção (UEP). Estes estudos têm como

premissa a redução do custo de investimento do casco (CAPEX), a viabilidade da

construção no Brasil, e a garantia de uma boa performance operacional na locação.

Dentre estes desenvolvimentos, convém destacar a plataforma monocoluna

(MONOBR), e a embarcação monocasco FPSO-BR [5].

Em relação à plataforma monocoluna (figura 2.5), a motivação principal foi

desenvolver um sistema flutuante com movimentos reduzidos para operação com

risers rígidos (SCRs), em catenária livre e em grandes profundidades, e que permitisse

uma construção do tipo integrado, sem necessidade de operações de interligação

casco/convés offshore. Os objetivos propostos para este projeto foram plenamente

atingidos e hoje se tem esta alternativa qualificada para operação como UEP, com ou

sem estocagem, e com movimentos compatíveis para utilização de SCRs.

No que tange ao FPSO-BR (figura 2.6), o objetivo foi desenvolver o projeto de

um monocasco com formas otimizadas sob o ponto de vista hidrodinâmico de tal forma

a minimizar o movimento vertical combinado. Espera-se deste FPSO, que tem como

premissa básica a construção de seu casco no Brasil, uma performance operacional

bem superior àquela proporcionada pelos FPSOs convertidos. A viabilidade técnica da

18

operação com risers de aço em catenária (SCRs) está sendo investigada e é uma das

metas a ser atingida neste projeto.

Figura 2.5 - Plataforma MONO-BR Figura 2.6 - FPSO-BR

2.1.4 Critérios de Seleção da UEP

De acordo com JÚNIOR [5], definidos os requisitos funcionais e o cenário onde a

UEP será instalada, os seguintes fatores devem ser avaliados visando a definição do

tipo e dimensão da plataforma mais adequada:

• Atendimento às premissas de projeto (capacidade da planta de processo e

injeção, capacidade de estocagem, número e carregamento dos risers,

restrições em termos de movimentos, necessidade da planta de

intervenção/perfuração, etc.);

• Flexibilidade para acomodar as incertezas de reservatório;

• Parâmetros econômicos do Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica

(EVTE);

• Flexibilidade operacional para upgrades e relocações;

• Risco tecnológico, risco de custo e risco prazo;

• Segurança operacional e ambiental;

• Impacto social (geração de empregos, estímulo à indústria local, pagamento de

tributos, etc.).

19

2.2 SISTEMA DE ANCORAGEM DE SISTEMAS FLUTUANTES DE PRODUÇÃO

2.2.1 Princípios de Atuação do Sistema de Ancoragem A referência [3] descreve que uma unidade flutuante posicionada sobre uma

determinada locação no mar está sujeita a ação de ondas, ventos e correntezas. Esta

atuação ambiental sobre a unidade provoca o aparecimento de forças sobre a

mesma, conhecidas como forças ambientais. A componente horizontal da resultante

destas forças atua no sentido de deslocar a unidade sobre o plano da superfície do

mar, afastando-a da locação.

O objetivo fundamental de um sistema de ancoragem é restringir estes

deslocamentos ou passeios no plano horizontal, garantindo assim a manutenção do

posicionamento da unidade flutuante, de modo que a mesma possa operar com a

segurança necessária.

A restrição ou resistência aos deslocamentos é obtida através da atuação de

vínculos físicos que ligam a unidade flutuante ao solo marinho. No caso dos sistemas

de ancoragem por linhas de amarração, as linhas são, basicamente, estes vínculos.

Como de um modo geral a ação ambiental é de caráter variável e aleatório,

tanto em termos de intensidade como em termos de sentido e direção de incidência, o

sistema de ancoragem deve ser capaz de restringir deslocamentos em qualquer

direção ao redor da unidade. Isto implica na necessidade de se ter um sistema

constituído de várias linhas distribuídas em torno da unidade, formando o que se

chama de sistema de ancoragem por pontos múltiplos ou sistema de ancoragem por

linhas espalhadas (Spread Mooring System), como visto no capítulo 1.

Ao arranjo ou distribuição angular das diversas linhas ao redor da unidade dá-se

o nome de arranjo (pattern) ou padrão de ancoragem. A escolha de um determinado

arranjo para a unidade flutuante depende das características ambientais do local da

instalação, de como a unidade responde à ação ambiental nas várias direções de

incidência e das limitações impostas pelo layout submarino do campo em questão.

Uma representação esquemática deste tipo de sistema aplicado a uma

plataforma semi-submersível encontra-se na figura 2.7.

20

A figura 2.8 ilustra a configuração geométrica típica de uma linha de amarração

do sistema, indicando a nomenclatura básica que caracteriza tal configuração.

Dadas as características de flexibilidade dos materiais que normalmente formam

uma linha de amarração, o trecho que fica suspenso entre o ponto de amarração e o

ponto de toque assume a forma de uma curva conhecida como catenária.

Para que esta configuração seja mantida, uma força de tração deve ser exercida

sobre as linhas no ponto onde elas se ligam à unidade. Como conseqüência, as linhas

reagem sobre a unidade exercendo uma força igual, mas de sentido oposto. Em

termos de projeto do sistema de ancoragem, considera-se que esta força esteja

aplicada no fairlead, ou ponto de amarração, e que a direção da mesma esteja

contida no plano vertical determinado pelos pontos de amarração e ancoragem da

linha, que é chamado plano da linha.

1

3

4

2

5

6

7

enésima linha

Plataforma Semi-Submersível

Figura 2.7 – Representação de uma semi-submersível ancorada

21

Figura 2.8 - Configuração Geométrica de uma Linha de Amarração.

Esta força pode ser decomposta numa componente ou força horizontal, paralela

à superfície do mar, e numa componente ou força vertical, perpendicular à superfície

do mar e agindo no sentido de afundar a unidade. A força horizontal que cada linha

aplica sobre a unidade é conhecida como força de restauração da linha de

amarração.

Na ausência de forças ambientais, para que a unidade permaneça exatamente

sobre a locação estipulada, a resultante das forças horizontais aplicadas por cada

linha deve ser nula.

Além disto, para que a unidade mantenha o aproamento desejado a resultante

dos momentos (em torno de um eixo vertical qualquer fixo na unidade) devidos a cada

força horizontal também deve ser nula quando não há atuação de forças ambientais.

Quando as duas condições acima são satisfeitas diz-se que o sistema de

ancoragem está balanceado.

Nesta situação, a força de tração atuante no ponto de amarração de cada linha

é chamada de pré-tração ou pré-tensão da linha.

Em termos estáticos, a força exercida por cada linha sobre a unidade pode ser

calculada através das equações de equilíbrio de uma catenária.

22

Através destas equações pode-se verificar que, para uma dada profundidade, os

valores das componentes horizontal e vertical dependem da distância horizontal entre

os pontos de amarração e ancoragem, ou seja, variam com o raio de ancoragem.

Quanto maior o raio de ancoragem, maiores serão as forças exercidas pela linha, e

quanto menor este raio, menores serão as forças.

Quando, a partir de uma determinada situação de equilíbrio, atua sobre a

unidade uma força ambiental paralela ao plano horizontal, a mesma começa a se

deslocar provocando alterações nos raios de ancoragem de todas as linhas do

sistema. Conseqüentemente, as forças horizontais exercidas pelas linhas também

sofrem alterações.

Se, por exemplo, o sistema estiver inicialmente balanceado, estas alterações

causam um desbalanceamento nas forças horizontais exercidas pelas linhas,

provocando o aparecimento de uma resultante não nula, no plano horizontal, com

sentido oposto ao da força ambiental.

À medida que a unidade vai se deslocando esta resultante das forças

horizontais vai crescendo até que, numa determinada posição da unidade, ela se

iguala à força ambiental, anulando seu efeito. Nesta situação é nula a resultante das

forças que atuam sobre a unidade e a mesma permanece em equilíbrio nesta nova

posição.

Este é o mecanismo através do qual o sistema de ancoragem atua para

restringir o deslocamento da unidade no plano horizontal, provocado pela atuação das

forças ambientais. Este deslocamento, medido em relação à locação inicial de projeto,

é chamado de offset da unidade.

A figura 2.9 ilustra de forma simplificada este princípio de atuação de um

sistema de ancoragem por linhas de amarração.

23

Figura 2.9 - Princípio de Atuação do Sistema de Ancoragem

Portanto, a manutenção de posição por linhas de amarração implica na

aceitação de uma certa variação de posição da unidade, dentro de uma região

aceitável em torno da locação de projeto. Em geral, esta região corresponde a um

círculo em torno desta locação, cujo raio geralmente é determinado pelos requisitos

operacionais dos dispositivos que unem a unidade aos equipamentos de sub-

superfície. Para que a unidade possa operar, o offset da mesma deve ser menor do

que o raio que define esta região.

A resultante das forças horizontais aplicadas pelas linhas sobre a unidade é

chamada de força de restauração do sistema de ancoragem. O valor desta força de

restauração do sistema depende da posição da unidade no plano horizontal. Quando

a unidade se encontra em equilíbrio sobre a locação, na ausência de forças

ambientais, esta força de restauração é nula. À medida que a unidade se desloca sob

o efeito de forças ambientais, afastando-se da locação, a restauração do sistema

cresce, qualquer que seja a direção deste deslocamento.

De forma genérica chama-se de rigidez do sistema de ancoragem a relação

entre a força de restauração e o offset correspondente. Um sistema será mais ou

menos rígido quando, para uma dada força ambiental, for menor ou maior,

Tensão noTopo da linha

Deslocamento

Linha em Catenária

superfície do mar

leito marinho

24

respectivamente, o offset necessário para que a força de restauração equilibre a força

ambiental.

Como em geral a distribuição de linhas ao redor da unidade não é uniforme e as

linhas não são necessariamente idênticas, a rigidez do sistema depende da direção

em que ocorre o deslocamento no plano horizontal.

Portanto, para se avaliar os deslocamentos da unidade para diferentes direções

de incidência dos agentes ambientais, é necessário conhecer a rigidez do sistema

para várias direções em torno da unidade. Só assim é possível determinar se o

sistema será capaz de manter o passeio da unidade dentro dos limites previamente

estabelecidos.

A avaliação dos deslocamentos é importante também para o dimensionamento

mecânico das linhas. Quando uma unidade sofre a ação de uma certa carga

ambiental e se desloca para uma nova posição de equilíbrio, conforme mostra a figura

2.10, é intuitivo constatar que algumas linhas ficarão submetidas a tensões maiores

do que as que atuavam quando o sistema estava balanceado. Neste sentido, cada

linha de amarração deve ser analisada para se verificar se durante as operações da

unidade as trações admissíveis não são ultrapassadas.

Figura 2.10 – Passeio da plataforma até novo equilíbrio

Para o cálculo da rigidez do sistema geralmente modela-se bidimensionalmente

o conjunto unidade/sistema de ancoragem como um sistema composto por um corpo

rígido ligado a várias molas, representando as linhas de amarração. Este modelo tipo

Direção Y

Direção X

Força

Plataforma SS

A (antes) B (depois)

25

massa/mola é capaz de representar adequadamente o mecanismo de atuação de um

sistema de ancoragem descrito anteriormente.

Como as linhas de amarração se configuram como catenárias, as molas deste

modelo bidimensional devem reproduzir o comportamento típico de uma catenária e a

rigidez de cada uma deve ser equivalente à rigidez no plano horizontal da linha que

ela representa.

Do ponto de vista conceitual a linha em catenária é uma mola equivalente a um

par de molas em série, uma mola de gravidade e uma mola elástica, que trabalha

através de mudanças na configuração geométrica de sua curva, quando uma de suas

extremidades é submetida a um deslocamento ou a um esforço adicional.

Toda mola quando deformada acumula energia. A mola de gravidade da

catenária, ao ser tracionada, acumula energia potencial por levantamento de peso e

restaura esta energia por abaixamento de peso, enquanto a mola elástica acumula

energia potencial por deformação linear da linha e restaura esta energia ao retornar

ao seu comprimento original. Este levantamento ou abaixamento de peso, bem como

a deformação da linha, é conseqüência da mudança na configuração geométrica da

linha provocada pelo deslocamento de uma de suas extremidades.

A rigidez de um sistema de ancoragem é o resultado da contribuição individual

da rigidez no plano horizontal de cada linha que o compõe. Portanto, o cálculo da

rigidez do sistema de ancoragem está diretamente associado ao cálculo da rigidez de

cada linha, o que pode ser feito empregando-se as equações de equilíbrio de uma

catenária.

2.2.2 Equações de Equilíbrio Estático da Catenária A catenária pode ser descrita como a curva assumida por um corpo flexível

qualquer quando suspenso entre dois pontos e submetido exclusivamente a ação de

seu peso próprio. Nestas condições, o único esforço atuante ao longo do corpo é uma

força de tração tangente à curva assumida pelo mesmo [3].

26

As linhas de amarração quando suspensas entre os pontos de amarração e

ancoragem assumem uma configuração geométrica equivalente a uma catenária.

Dependendo do tipo de âncora utilizada as características das configurações

serão bem distintas, podendo ser classificadas em dois tipos:

• se a âncora for de arraste, as linhas devem ser instaladas com uma

configuração chamada de catenária frouxa e diz-se que as mesmas operam no modo

horizontal;

• se a ancoragem for feita através de estacas ou âncoras verticais, as linhas

podem assumir a configuração de uma catenária esticada e, neste caso, diz-se que

elas operam no modo vertical, ou taut.

Em ambos os casos, os esforços ao longo da linha podem ser calculados através

das equações de equilíbrio da catenária. Estas equações podem ser desenvolvidas

para linhas homogêneas ou mistas (composta por trechos de diferentes materiais). No

caso de linhas homogêneas a solução das equações pode ser obtida analiticamente,

propiciando uma compreensão melhor do comportamento da catenária. No caso de

linhas mistas a solução só pode ser obtida através de um processo numérico iterativo.

O equacionamento a seguir foi desenvolvido para uma linha operando no modo

horizontal, que corresponde à configuração usualmente utilizada nos sistemas de

ancoragem. Para uma melhor visualização do comportamento estático de uma linha

de amarração, o solo marinho foi considerado plano e foi admitido que a linha possuía

uma rigidez elástica axial infinita. O efeito da elasticidade introduz algumas correções

no equacionamento, mas não invalida as conclusões gerais sobre o comportamento

estático.

Considere-se então uma linha com um sistema de eixos horizontal e vertical com

origem no ponto de toque (touch down point). A linha tem um comprimento total L e

está instalada em uma profundidade de ancoragem D. Define-se a partir da origem do

sistema de coordenadas uma coordenada curvilínea s, que cresce ao longo da parte

suspensa da linha.

A tração atuante em cada ponto ao longo da linha é T, com componentes

horizontal H e vertical V.

27

O equilíbrio de um elemento infinitesimal da linha de comprimento Δs fornece o

seguinte balanço de forças:

Forças horizontais

00 12 =−⇒=∑ HHFH , ou ( )[ ]Δ T ⋅ =cos θ 0 , resultando em

teconsHHH tan21 === (1)

onde:

( )( )

( )

H TH TH T

1 1 1

2 2 2

= ⋅= ⋅

= ⋅

coscos

cos

θθ

θ

Forças verticais

( )F V V w sV = ⇒ − − ⋅∑ 0 2 1 Δ , ou ( )[ ]Δ ΔT w s⋅ = ⋅sen θ , resultando em

( )[ ]H w s⋅ = ⋅Δ Δtan θ (2)

onde: ( )V T2 2 2= ⋅ sen θ ( )V T1 1 1= ⋅ sen θ ( )V T= ⋅ sen θ

w = peso linear submerso da linha Δs = comprimento do elemento infinitesimal Para o elemento infinitesimal Δs valem as seguintes relações geométricas:

( ) ( ) ( )

( )

Δ Δ Δ Δ ΔΔΔ

ΔΔ

s x y s x yx

yx

2 2 22

1= + = ⋅ + ⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

= ⎛⎝⎜⎞⎠⎟

ou

onde : tan θ

28

Levando estas relações na equação (2) obtêm-se:

H yx

w x yx⋅ ⎛

⎝⎜⎞⎠⎟= ⋅ ⋅ + ⎛⎝⎜

⎞⎠⎟Δ

ΔΔ

Δ ΔΔ1

2

No limite, quando Δs→0 obtêm-se:

H d ydx

w dydx

⋅ = ⋅ + ⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

2

2

2

1 (3)

Esta é a equação diferencial da catenária, que quando integrada fornece as

equações de equilíbrio estático da mesma. Omitindo por simplicidade o

desenvolvimento desta solução, o resultado final fornece:

y Hw

w xH

= ⋅⋅⎛

⎝⎜⎞⎠⎟−

⎡

⎣⎢

⎤

⎦⎥cosh 1 (4)

s Hw

w xH

= ⋅⋅⎛

⎝⎜⎞⎠⎟

senh (5)

V w s= ⋅ (6)

T w y H= ⋅ + (7)

T H V2 2 2= + (8)

As duas primeiras equações acima são as equações da curva assumida pela

parte suspensa da linha, que é a curva da catenária. As três últimas equações

fornecem os valores dos esforços atuantes ao longo da linha, e é fácil verificar através

da equação (7) que a maior tração na linha, para linhas homogêneas, ocorre no ponto

de amarração, onde y = D, que é o maior valor possível da coordenada y. Este fato

explica porque de um modo geral o dimensionamento das linhas é feito com base nos

esforços que atuam no ponto de amarração.

Da equação (7) pode-se verificar também que no ponto de toque (y = 0) a tração

na linha é igual à componente horizontal H. Este esforço H aplicado no ponto de toque

29

tende a puxar sobre o solo a parte da linha que se encontra nele apoiada, causando o

aparecimento de uma força de atrito entre esta porção da linha e o solo que tende a

aliviar a carga sobre a âncora. A força de arraste atuando na âncora é dada por:

( )F H w L Sa = − ⋅ ⋅ −μ

onde : S = comprimento suspenso da linha;

μ = coeficiente de atrito entre a linha e o solo;

Fa = força de arraste na âncora.

Combinando-se as equações (4) até (8) pode-se obter relações que são de maior

aplicação prática no projeto das linhas. Estas relações são as seguintes:

S D HwD

= ⋅ +1 2 (9)

T w D Ha = ⋅ + (10)

V w Sa = ⋅ (11)

( )cos θ aa

w DT

= −⋅1 (12)

onde : Ta = tração no ponto de amarração;

Va = componente vertical da tração no ponto de amarração;

θa = ângulo no topo da linha (ponto de amarração) em relação ao plano horizontal

A equação (12) mostra que, para um dado peso w e profundidade D fixos, o

ângulo no topo da linha varia com a tração Ta no ponto de amarração. Quanto maior a

tração menor será o ângulo e vice-versa. Este é um resultado intuitivo que se verifica

de imediato na prática.

A componente horizontal H da tração, quando considerada no ponto de

amarração, é chamada de força de restauração da linha. No projeto de um sistema de

ancoragem deseja-se conhecer como esta força de restauração varia com o passeio

30

no plano horizontal. Utilizando-se as equações acima é possível determinar este

comportamento da força de restauração em função do deslocamento do ponto de

amarração da linha.

2.2.3 Elementos do Sistema de Ancoragem

Uma unidade flutuante de perfuração ou produção permanece fisicamente

conectada ao fundo do mar através de cabos de aço e/ou amarras. Tais elementos

são conhecidos como linhas de ancoragem e, nas suas extremidades, os esforços são

transmitidos para o solo marinho por meio de âncoras.

Na figura 2.11 abaixo estão indicados os elementos do sistema de ancoragem de

uma plataforma semi-submersível, ancorada por oito linhas de ancoragem, que é o

arranjo normalmente utilizado em plataformas de perfuração.

Figura 2.11 – Elementos de ancoragem de uma semi-submersível

31

Este número de linhas é variável, e é determinado com antecedência na fase de

projeto do sistema de ancoragem. De acordo com a lâmina d’água, as linhas de

ancoragem podem ser formadas por amarras, cabos ou uma composição mista

formada por cabo e amarra para operar em águas profundas.

A composição e número de linhas de ancoragem são calculados com o objetivo

de manter a unidade flutuante dentro de certos limites horizontais (deriva ou offset),

que é medido normalmente em percentual da lâmina d’água. Para unidades de

perfuração, durante operações normais, a deriva máxima admissível fica em 6% da

lâmina d’água, porém este limite é reduzido para 2% a 3% em operações especiais,

como na descida de revestimento, descida de BOP, etc.

Para unidades de produção, limita-se a deriva em função das características das

linhas flexíveis de produção conectadas à unidade, que não devem sofrer grandes

solicitações à tração. Em geral a deriva máxima projetada para unidades de produção

situa-se na faixa de 12% para linhas intactas e 18% para uma linha rompida.

A seguir será descrito detalhadamente cada elemento do sistema de ancoragem.

2.2.3.1 Linhas de amarração As linhas de amarração de unidades flutuantes podem ser construídas a partir de

amarras ou correntes de elos de aço, cabos de aço, cabos sintéticos ou através da

combinação destes tipos de material. A característica fundamental destes materiais é

que os mesmos apresentam uma boa flexibilidade ou, em outras palavras, uma rigidez

à flexão desprezível. É esta característica que leva as linhas de amarração a

assumirem a forma de uma catenária quando instaladas numa unidade flutuante [2].

Inúmeros arranjos para formação das linhas, envolvendo a combinação de

diferentes tipos de material, dimensões e localizações de bóias e poitas, podem ser

construídos para satisfazer os requisitos de desempenho do sistema de ancoragem.

32

Correntes ou Amarras

As amarras empregadas em sistemas de ancoragem de unidades offshore são

formadas pela ligação consecutiva de elos fabricados a partir de barras de aço

circulares. Os elos comumente empregados nestas amarras estão esquematizados na

figura 2.12.

O tamanho de uma amarra é definido pelo diâmetro nominal da barra de aço a

partir da qual o elo é fabricado, conforme está representado na figura 2.12.

Para aplicação offshore as amarras são normalmente classificadas em 6 (seis)

categorias ou graus que variam de acordo com a resistência mecânica ou tração de

ruptura da amarra. O que confere uma maior ou menor resistência, ou um maior ou

menor grau a amarra, é o tipo de tratamento térmico sofrido pelo elo durante sua

fabricação.

Figura 2.12 - Elo comum de uma amarra (com e sem malhete).

Os graus de classificação das amarras de aplicação offshore são os seguintes:

• Grau 2;

• Grau 3;

• Grau ORQ (Oil Rig Quality);

• Grau ORQ + 10%;

• Grau ORQ + 20%;

• Grau 4.

33

Basicamente, para um mesmo diâmetro de amarra, apenas a tração de ruptura e

o coeficiente de elasticidade (área seccional do elo x módulo de elasticidade

equivalente) se alteram quando se modifica o grau da mesma.

Para os graus ORQ + 10% e ORQ + 20% as trações de ruptura são,

respectivamente, 10% ou 20% maior do que o valor desta tração para o grau ORQ,

para um mesmo diâmetro.

Toda amarra fabricada dentro dos padrões internacionais de qualidade recebe

uma certificação emitida por entidades idôneas que permite a sua utilização com um

alto índice de confiança.

As amarras de grau ORQ têm sido largamente utilizadas em operações offshore

ao longo dos anos, principalmente na ancoragem de unidades de perfuração. As

amarras grau 3 são similares às de grau ORQ e as amarras grau 2 não são de um

modo geral recomendadas para aplicação na maioria dos sistemas de ancoragem

offshore (são aplicadas normalmente em navios mercantes). O gráfico da figura 2.13

indica a carga de ruptura para cada diâmetro e grau de amarra.

Figura 2.13 – Carga de Ruptura de Amarras

34

Para sistemas de ancoragem projetados para suportar condições ambientais

muito severas é natural que se procure utilizar amarras de maiores diâmetros e,

conseqüentemente, com maior peso e resistência mecânica. Neste caso torna-se

atrativo o uso de amarras de graus superiores, como ORQ + 10%, ORQ + 20% e grau

4, uma vez que se pode conseguir a mesma resistência com diâmetros e pesos

menores. Segundo o Instituto Americano de Petróleo (API), em muitos projetos tem-se

preferido o uso do grau ORQ + 20% devido a sua maior facilidade de fabricação.

Os fabricantes de amarras fornecem, de um modo geral, os seguintes dados de

catálogo, para cada grau fabricado:

• diâmetro nominal;

• peso linear no ar;

• coeficiente de elasticidade;

• tração de ruptura da amarra.

A tabela 2.1 a seguir mostra os pesos lineares típicos das amarras, em função do

diâmetro. Estes pesos de um modo geral independem do grau da amarra.

Em relação aos outros tipos de material empregados nas linhas, as amarras são

as que apresentam a maior relação peso/resistência, ou seja, para uma dada tração

de ruptura o peso linear da amarra correspondente é bem superior ao do cabo de aço

ou sintético equivalente. Em relação aos cabos de aço, as amarras apresentam em

geral um peso linear de 3 a 5 vezes maior para uma mesma tração de ruptura. Em

relação à cabos sintéticos, como por exemplo o poliéster, as amarras apresentam um

peso linear cerca de 30 vezes maior, também para a mesma tração de ruptura.

Esta característica limita o uso, em grandes lâminas d'água, de linhas

constituídas apenas de amarras, uma vez que grande parte de sua resistência

mecânica será comprometida apenas para suportar o seu próprio peso, diminuindo

com isto a capacidade de restauração do sistema de ancoragem.

Além disto, as linhas formadas apenas por amarras, quando empregadas em

lâminas d'água profundas, provocam uma penalização na capacidade de carga da

unidade flutuante, também devido ao seu alto peso próprio.

35

Tabela 2.1 - Pesos lineares típicos das amarras

DIÂMETRO DE AMARRA

(mm)

PESO LINEAR (KG/m)

DIÂMETRO DE AMARRA

(mm)

PESO LINEAR (KG/m)

20.5 9.2 81 143.7

22 10.6 84 154.5

24 12.6 87 165.8

26 14.8 90 177.4

28 17.2 92 185.4

30 19.7 95 197.6

32 22.4 97 206.1

34 25.3 100 219.0

36 28.4 102 227.8

38 31.6 105 241.4

40 35.0 107 250.7

42 38.6 111 269.8

44 42.4 114 284.6

46 46.3 117 299.8

48 50.4 120 315.4

50 54.8 122 326.0

52 59.2 124 336.7

54 63.8 127 353.2

56 68.3 130 370.1

58 73.6 132 381.6

60 78.8 137 411.0

62 84.2 142 441.6

64 89.7 147 473.2

66 95.4 152 506.0

68 101.3 157 539.8

70 107.3 162 574.7

73 116.7 167 610.7

76 126.5 172 647.9

78 133.2 177 686.1

Na referência [6], um estudo mostra que não é economicamente viável o uso

exclusivo de amarras em lâminas d'água superiores a aproximadamente 400m, que é,

na prática, um valor consensual adotado por projetistas.

Por outro lado, as amarras apresentam uma resistência à abrasão com o solo

marinho bem superior aos cabos de aço ou sintéticos. Por isto, são mais indicadas

para formar o trecho da linha que permanecerá sempre em contato com o solo

marinho, quando se utiliza linhas de composição mista, ou seja, formadas pela união

de trechos de diferentes materiais. Nesta posição, inclusive, o peso próprio maior das

36

amarras passa a ser um benefício, já que propicia uma força de atrito maior entre o

solo e a linha, colaborando assim com a capacidade de garra da âncora.

As amarras empregadas em sistemas de ancoragem de unidades flutuantes

devem, preferencialmente, ser fabricadas em seu comprimento nominal de projeto.

Isto evita a necessidade de uso dos elos ou acessórios de ligação para unir vários

trechos da linha, uma vez que estes acessórios normalmente se constituem no ponto

fraco das linhas, principalmente no que diz respeito à resistência à fadiga.

Em termos de resistência ou vida à fadiga os fabricantes de amarras

normalmente não fornecem dados a este respeito, sobre seus produtos.

No entanto, o cálculo da vida à fadiga das linhas que compõem um sistema de

ancoragem de uma unidade de produção permanente é hoje uma exigência das

Sociedades Classificadoras. Para contornar esta lacuna as indústrias petrolíferas têm,

de um modo geral, patrocinado inúmeros ensaios junto a entidades de pesquisa, de

modo a propiciar a formação de bancos de dados confiáveis sobre as características

de resistência à fadiga dos diversos materiais empregados nas linhas de amarração.

A Norma API RP 2FP1 [7], datada de 1993, apresenta duas curvas para

estimativas da vida à fadiga de amarras e cabos de aço, obtidas da combinação de

resultados de diversos ensaios com estes materiais. Estas curvas são do tipo T-N (T =

dupla amplitude da tração oscilatória aplicada nas extremidades dos corpos de prova;

N = número de ciclos decorridos até a falha do material), e a que se aplica às amarras

está baseada em ensaios com elos de corrente comuns, com malhete, e de grau

ORQ.

No caso de amarras de graus superiores, comenta-se na mesma referência que,

os dados sobre fadiga são raros e que, na ausência de informações precisas, a curva

referente ao grau ORQ pode ser utilizada, desde que certos cuidados sejam tomados.

Cabos de Aço

Os cabos de aço são constituídos de fios de aço que são enrolados formando

pernas. Estas pernas são então enroladas em espirais em torno de um elemento

37

central, denominado de núcleo ou alma, que pode ser de aço ou de outro material

qualquer.

Os cabos de aço são especificados por uma série de números e letras. Como a

seqüência destes números e letras varia, deve-se ter atenção para especificar todas

as propriedades do cabo. O diâmetro do cabo, ou a sua dimensão, é o diâmetro

máximo que pode ser medido numa secção indeformada do cabo.

Em geral, os cabos de aço são classificados em função de suas características

construtivas. Nestas classificações o cabo de aço é designado por dois números, tal

como 6 × 19. O primeiro número indica a quantidade de pernas do cabo e o segundo

número indica a quantidade de fios em cada perna. O aumento do número de fios em

cada perna torna o cabo mais flexível além de aumentar a sua resistência mecânica e

sua resistência à fadiga. Além da quantidade pode-se também alterar o diâmetro dos

fios para se obter uma determinada propriedade física do cabo.

Outra característica construtiva utilizada para se especificar um cabo de aço é a

sua torcedura. Torcedura do cabo é a combinação da maneira pela qual cada fio de

aço é trançado, para formar a perna, com o arranjo de cada perna em torno do núcleo.

Os modos convencionais são:

a) torcedura diagonal ou cruzada (right regular lay), na qual os fios de aço e as

pernas são torcidos em sentidos opostos;

b) torcedura lang ou paralela (lang lay), na qual os fios e as pernas são torcidos

no mesmo sentido.

Normalmente a torcedura diagonal é recomendada porque a probabilidade de

distorcer é menor que a outra. No entanto, ultimamente têm surgido outros arranjos

tais como perna espiral (spiral strand) e multi-pernas (multi-strand), que estão

mostrados na figura 2.14. As principais vantagens deste tipo de cabo são:

1) não há geração de torque no cabo quando o mesmo é tracionado;

2) para um mesmo diâmetro nominal a tensão de ruptura é superior ao de

configuração convencional.

Além da classificação por construção, os cabos de aço são também classificados

por grupos, levando-se em conta os procedimentos construtivos, peso e tensão de

38

ruptura. A nomenclatura utilizada para caracterizar estes grupos é semelhante à

empregada para caracterizar a construção. Por exemplo, um cabo comumente

utilizado para ancoragem é do grupo 6 X 37. O primeiro número neste caso ainda

indica a quantidade de pernas, mas o segundo número não indica a quantidade de fios

por perna, que neste grupo pode ser de 27 a 49 fios. Desta forma, para evitar

confusões, as duas classificações são freqüentemente utilizadas para especificar o

cabo para ancoragem de unidades flutuantes.

A seguir é dada uma breve descrição dos principais grupos de cabos:

• 6 X 7: os cabos deste grupo são feitos de fios grossos, que proporcionam a

máxima resistência ao desgaste; é empregado para reboques e transmissões;

• 6 X 19: os cabos deste grupo são os mais populares; tem bom compromisso

entre flexibilidade e resistência ao desgaste, resultando num bom cabo para serviços

gerais;

• 6 X 37: os cabos deste grupo são extremamente flexíveis e são usados quando

a flexibilidade é a consideração principal e o desgaste por atrito não é rigoroso.

Figura 2.14 - Arranjos dos cabos de aço de amarração.

Na tabela 2.2 são apresentados as propriedade físicas dos cabos de aço spiral

strand.

O núcleo do cabo pode ser um cabo de aço independente (IWRC - independent

wire rope core), uma perna de aço (WSC - wire strand core) ou de fibra (fiber).

39

Normalmente o IWRC é o preferido para as embarcações de perfuração e de

produção porque são mais resistentes à tração e à fadiga que os demais.

Tabela 2.2 - Especificação de cabos de aço Spiral Strand

Diâmetro (pol)

Peso Linear Submerso (kg/m)

Tensão de Ruptura (kN)

Rigidez Elástica-EA (kN)

2 11.1 2160 2.7975E+05

3 24.2 4890 5.5988E+05

4 44.6 8730 9.5157E+05

5 68.4 12910 1.4019E+06

6 98.0 19140 2.0080E+06

O cabo de aço, de acordo com a resistência dos fios de aço que o compõe, pode

ser classificado em:

a) plow steel (PS - aço de média resistência para cabo)

b) improved plow steel (IPS - aço de alta resistência para cabo)

c) extra improved plow steel (EIPS)

Para cabos de amarração normalmente são recomendados os cabos IPS e

EIPS. Quanto ao acabamento, normalmente os cabos são galvanizados para

aumentar a resistência à corrosão.

Os cabos de aço atualmente são pré-moldados (performed), isto é, os fios e as

pernas são previamente postos na forma que terão finalmente no cabo. Este tipo de

cabo são mais flexíveis e enrolados mais facilmente que os não pré-moldados e são

tidos como de maior resistência à fadiga.

Cabo Sintético

Dentre as várias alternativas de cabos sintéticos, o cabo de poliéster vem sendo

aplicado com sucesso como componente de linhas de ancoragem no modo taut-leg.

Apresentam como principal vantagem o seu reduzido peso imerso e baixo custo de

fabricação.

40

A tabela 2.3 a seguir mostra os pesos lineares de cabos de poliéster e de suas

coberturas, em função do diâmetro e a figura 2.15 apresenta a construção usual do

poliéster.

Tabela 2.3 - Pesos Lineares e Tração de Ruptura dos Cabos de Poliéster

Diâmetro Peso Total Peso do Cabo Peso da

Cobertura Tração Mín. de

Ruptura.

(mm) (Kg/100m) (Kg/100m) (Kg/100m) (Ton)

16 18.4 11.6 6.8 8.4

18 23.3 14.7 8.6 10.4

20 28.1 18.1 10.0 12.2

22 34.0 21.9 12.1 14.7

24 40.7 26.5 14.2 18.0

28 55.3 32.1 23.2 22.0

32 72.8 45.0 27.8 28.0

36 92.2 56.3 35.9 40.0

40 118.0 81.8 36.0 45.0

44 144.0 99.0 45.0 55.0

48 181.0 110.0 71.0 67.0

52 219.0 132.0 87.0 78.0

56 240.0 154.0 86.0 90.0

64 297.0 198.0 99.0 117.0

72 387.0 287.0 100.0 147.0

80 456.0 353.0 103.0 183.0

88 560.0 419.0 141.0 222.0

96 652.0 507.0 145.0 264.0

104 743.0 595.0 148.0 309.0

112 836.0 683.0 153.0 351.0

120 952.0 794.0 158.0 403.0

128 1110.0 904.0 206.0 450.0

136 1226.0 1014.0 212.0 507.0

144 1367.0 1146.0 221.0 558.0

152 1550.0 1323.0 227.0 618.0

160 1646.0 1411.0 235.0 674.0

168 1809.0 1565.0 244.0 744.0

176 1973.0 1720.0 253.0 796.0

184 2139.0 1874.0 265.0 857.0

192 2326.0 2050.0 276.0 937.0

41

Figura 2.15 – Construção típica de cabos de poliéster

Cabos de poliéster são normalmente fornecidos com um revestimento protetor

cuja função é minimizar os efeitos da radiação solar, do ataque de micro-organismos,

abrasão e mordida de peixe.

Duas características próprias dos cabos de poliéster são:

• fluência do material (creep);

• variação significativa do módulo de elasticidade com a variação da freqüência e

amplitude de oscilação.

A deformação sofrida pelo cabo de poliéster após os primeiros meses em

operação (creep primário) é recuperada através do retensionamento da linha de

ancoragem.

Quanto à variação apresentada pelo módulo de elasticidade, valores típicos para

oscilações estáticas (baixas freqüências) e dinâmicas (altas freqüências) são

respectivamente 7.5 MPa e 16 MPa.

Devido à baixa resistência à abrasão apresentada pelos cabos sintéticos em

geral, estes materiais não podem manter contato com a subsuperfície de modo que,

sistemas compostos por linhas destes materiais, ou devem ser sistemas taut-leg (sem

trecho apoiado no fundo) ou devem apresentar linhas mistas, com o trecho apoiado no

fundo de outro material (por exemplo, amarras).

42

Clump Weight e Bóias nas Linhas de Amarração

As vezes, clump weight é incorporado nas linhas de amarração para melhorar o

desempenho ou reduzir o custo. O clump weight é colocado na porção da amarra

ainda próxima ao fundo do mar e ela se comporta como se estivesse substituindo um

certo comprimento da amarra e assim aumentando a força de restauração. No

entanto, a utilização de clump weight torna o projeto da linha de amarração mais

complexo, podendo ocorrer amplificações dinâmicas indesejáveis no sistema, além do

aterramento do próprio clump weight.

As bóias, por sua vez, são conectadas para suspender a linha de amarração, e

as suas vantagens são:

a) reduz o peso da linha de amarração que necessita ser suportado pela unidade

flutuante;

b) reduz os efeitos dinâmicos da linha em águas profundas;

c) reduz o afastamento da embarcação para uma dada linha e pré-tensão, isto é,

aumenta a força de restauração.

As desvantagens principais deste sistema são:

a) o sistema de amarração torna-se mais complexo;

b) dificuldade de manuseio para lançamento e recuperação do trecho com a bóia.

Resultados apresentados na referência [8] mostram que as vantagens

mencionadas apenas são verificadas em sistemas de ancoragem tradicionais (trecho

de linha apoiado no fundo). Para se obter estas vantagens em sistemas taut-leg, seria

necessário uma bóia com flutuabilidade muito grande, deixando de ser atrativo do

ponto de vista econômico.

2.2.3.2 Pontos de Fixação no leito marinho

As linhas de amarração possuem inicialmente, na sua terminação, dispositivos

fixos ao solo marinho, cuja principal função seria resistir aos esforços verticais e

horizontais conduzidos pelos mesmos. Estes dispositivos, denominados de âncoras,

são assim classificados:

43

a) âncora de arraste (drag embedment anchors);

b) estacas (sucção, grouted, e torpedo);

c) âncora de gravidade (gravity anchor);

d) âncora de carga vertical (VLA).

Uma âncora deve atender aos seguintes requisitos básicos:

• Ter um alto poder de garra;

• Unhar e penetrar rapidamente no solo marinho;

• Possuir estabilidade na sua posição de trabalho;

• Necessitar de baixa força para sua retirada.

Destes fatores, o poder de garra é o principal parâmetro para se comparar a

performance de diversos tipos de âncoras, e é também o principal fator para a seleção

da âncora, que é feita durante o projeto do sistema de ancoragem, baseada nas

cargas calculadas para a linha de ancoragem.

Âncora de Arraste

Este é o sistema de âncora convencional, projetada para se aprofundar no solo

marinho na medida em que é arrastada até se fixar firmemente. Como ela não suporta

esforços verticais, é necessário que a linha de amarração tangencie o solo marinho na

medida em que se aproxima do ponto de conexão com a âncora para o máximo

esforço ambiental agindo na unidade flutuante. A tecnologia para as âncoras de

arraste tem avançado consideravelmente nos últimos anos, sendo que os de última

geração apresentam um desempenho extremamente satisfatório mesmo em solo

arenoso e é a opção preferida na engenharia oceânica devido a sua facilidade de

instalação e desempenho já comprovados. A figura 2.16 apresenta um exemplo de

âncora de arraste.

44

Figura 2.16 - Âncora de arraste de alto poder de garra

Estacas

Podem ser do tipo cimentada (grouted), sucção (figura 2.18) e torpedo (figura

2.17). A diferença entre estas duas últimas alternativas é a forma de cravação. A

âncora torpedo, também conhecida como free fall pile é uma patente da PETROBRAS

que vem sendo usada com sucesso para a ancoragem de UEPs. A estaca torpedo,

com uma geometria hidrodinâmica, é solta de uma dada altura do leito marinho e

atinge uma velocidade terminal até o momento do impacto. A resistência ao

arrancamento da estaca, tanto torpedo como de sucção, é função das características

do solo e da profundidade de penetração. Estas estacas garantem grande resistência

tanto no sentido vertical como no horizontal. Elas não exigem comprimentos longos de

amarra sobre o leito marinho, como ocorre com a âncora de arraste, e tornam-se

atrativas em zonas congestionadas por equipamentos e linhas submarinos. A estaca

torpedo destaca-se pelo seu baixo custo de fabricação e instalação.

Figura 2.17 – Estaca torpedo Figura 2.18 – Estaca de sucção

45

Âncoras de Gravidade

Este tipo de âncora é como clump weight, isto é, pesos que são lançados no

fundo do mar. O material normalmente utilizado é concreto ou aço e a resistência ao

esforço horizontal é garantida pelo atrito entre a âncora e o solo. Já a resistência

vertical depende do peso submerso da âncora.

VLA (Vertically Loaded Anchor)

São âncoras que possuem uma grande área de pata, de forma similar a uma

arraia manta, e fornecem uma grande resistência ao arrancamento vertical (função da

penetração na cravação). Foram usadas com sucesso pela PETROBRAS antes da

adoção das estacas torpedo. A figura 2.19 apresenta um exemplo de âncora VLA.

Figura 2.19 - Âncora VLA

2.2.3.3 Acessórios

Existem vários elementos que fazem parte das linhas de ancoragem, que podem

ser denominados como acessórios do sistema de ancoragem, sendo utilizados com

diversas finalidades. Para efeito didático podem ser divididos em acessórios de

amarras, acessórios de cabos e acessórios diversos.

46

Acessórios de Amarras

Na figura 2.20 estão indicados alguns dos acessórios utilizados nas amarras.

Destes, os principais são: elo alongado, elo final, elo kenter, elo pêra, destorcedor ou

tornel (swivel) e manilhas (shackle).

O importante a destacar é que as falhas nas linhas de amarração ocorrem

geralmente nas conexões. Desta forma deve-se tentar usar o menor número de

elementos de conexão numa linha, e estas antes de serem instaladas devem ser

rigorosamente inspecionadas. No caso do cabo de aço, uma atenção especial deve

ser dada ao procedimento adotado para a colocação dos soquetes na extremidade

dos mesmos.

Figura 2.20 – Acessórios de Amarras

O elo alongado e elo final são utilizados nas extremidades das amarras quando

se pretende fazer a conexão utilizando manilhas, e têm dimensões muito maiores do

que os elos comuns. Só são normalmente empregados próximo às âncoras ou como

últimos elos da amarra, ligados ao pino de braga existente no paiol, pois suas

dimensões não permitem sua passagem pelas coroas de barbotin.

No caso de emenda de amarras que necessitam passar por coroas de barbotin

são utilizados elos kenter ou baldt, que possibilitam fazer a união entre dois elos

comuns, e têm dimensões ligeiramente maiores do que estes últimos.

47

A figura 2.21 mostra um elo pêra e um elo baldt desmontados, visualizando-se

seus vários componentes. O elo pêra além de ser utilizado para fazer conexão entre

amarras também já foi utilizado para fazer ligação entre cabo de ancoragem e amarra,

em alguns projetos de unidades de produção flutuantes da PETROBRAS.

Figura 2.21 – Elo tipo Baldt e elo tipo Pêra

O destorcedor (swivel) é utilizado geralmente próximo das âncoras com a

finalidade, como o próprio nome já indica, de não permitir que a torção existente

naturalmente na amarra seja transmitida à âncora e cause um giro na mesma,

resultando numa perda do poder de garra.

Podem ser do modelo indicado na figura 2.20 ou do tipo indicado na figura 2.22,

também conhecido como manilha giratória (swivel shackle). Este último é conectado

diretamente na haste da âncora e substitui a manilha de âncora e o swivel comum.

48

Figura 2.22 - Swivel

Acessórios de Cabos

Dependendo da aplicação, vários tipos de terminações podem ser empregados

nas extremidades dos cabos de aço, como as indicadas na figura 2.23 a seguir.

Figura 2.23 – Terminações de cabos de amarra

49

As sapatilhas são normalmente utilizadas nos pendant-lines (cabo indicadores),

pois são mais robustas quanto ao manuseio pelo rolo de popa e danificam menos os

cabos quando armazenados nos guinchos dos rebocadores do que os soquetes.

Podem ser do tipo compacta ou pesada conforme a figura 2.23, ou do tipo pesada com

reforço, que é a mais utilizada, conforme aparece na figura 2.24, conectada ao olhal

de uma bóia por uma manilha.

Figura 2.24 – Sapatilha pesada com reforço

Os cabos de ancoragem das unidades de perfuração e produção e os cabos de

reboque das embarcações de manuseio de âncoras sempre possuem soquete nas

suas terminações, pois estes acessórios têm maior eficiência do que as sapatilhas.

Podem ser do tipo aberto ou fechado, como o indicado na figura 2.25, e são sempre

chumbados ao cabo por metal patente ou resina epoxi, sendo esta atualmente mais

utilizada por fabricantes no exterior.

Outro tipo de soquete recentemente empregado nos cabos de ancoragem das

plataformas da PETROBRAS é o PEE-WEE (figura 2.26), que por não possuir um

“pescoço” tão longo quanto o soquete normal, consegue ser melhor armazenado nos

tambores dos guinchos e passar pelo rolo de popa dos rebocadores sem quebrar,

mesmo com alta tração aplicada.

50

Figura 2.25 - Soquete Figura 2.26 – Soquete Pee-wee

As unidades de produção para lâmina d’água em torno de 1.200 m, empregam

cabos de ancoragem de até 127 mm de diâmetro. Para estes projetos são

empregados soquetes fabricados em chapas de aço soldadas com dimensões muito

grandes, conforme pode ser observado na figura 2.27.

Figura 2.27 – Soquete em chapa de aço

51

Acessórios Diversos

Neste item serão abordados de forma sucinta os demais acessórios que fazem

parte das linhas de ancoragem, tais como: bóias, garatéia, caçadores, etc.

Bóias são muito utilizadas em sistemas de ancoragem convencionais, onde sua

função é sinalizar o ponto onde se encontra a âncora para permitir o seu recolhimento

na operação de desancoragem, conforme pode ser visto na figura 2.28.

Figura 2.28 – Ilustração de uma bóia

São também empregadas no sistema pré-lançado como bóias de espera,

conectadas aos pendant-lines que por sua vez ficam conectados às linhas de

ancoragem pré-lançadas.

Para pescar uma âncora que tenha seu pendant-line rompido são utilizados

chain-chasers ou garatéias, cujas fotos estão nas figuras 2.29 e 2.30.

52

Sua aplicação depende principalmente da composição da linha de ancoragem,

sendo que o chain-chaser pode ser utilizado tanto em cabos de aço quanto em

amarras. Já a garatéia só é utilizada em amarras, pois sua aplicação em cabos pode

danificá-los.

Figura 2.29 - chain-chaser Figura 2.30 - garatéia

Uma evolução do processo de pescaria utilizando chain-chaser é o emprego do

caçador permanente. Basicamente, o caçador corre pela linha de ancoragem, e é

utilizado tanto em cabos de aço quanto amarras. Existem vários tipos de caçadores,

alguns com um sistema mais engenhoso para proteger a linha de ancoragem,

equipados com um rolete. Alguns tipos de caçadores permanentes estão mostrados

nas figuras 2.31 e 2.32.

Figura 2.31 Figura 2.32

Exemplo de Caçador Permanente (a) Exemplo de Caçador Permanente (b)

53

2.2.4 Conceitos Básicos do Projeto de um Sistema de Ancoragem O projeto de um sistema de ancoragem consiste basicamente na determinação

ou especificação dos seguintes parâmetros, segundo a referência [3]:

• número de linhas do sistema;

• arranjo de ancoragem;

• configuração geométrica de cada linha do sistema (raio de ancoragem e

comprimento total da linha);

• composição e dimensões dos materiais de cada linha;

• pré-tração em cada linha de amarração;

• tipo, peso e posição da âncora de cada linha;

• tipo, dimensões e características do hardware de superfície.

Um sistema assim especificado estará apto a ser instalado numa unidade

flutuante desde que satisfaça uma série de requisitos e critérios de projeto

estabelecidos nas normas das sociedades classificadoras. Estes critérios normalmente

estabelecem limitações para as seguintes variáveis básicas de projeto:

• offset máximo da unidade;

• tensões máximas admissíveis nas linhas de amarração (coeficiente de

segurança), seja para o sistema intacto ou para o sistema avariado (com uma

de suas linhas rompidas);

• cargas máximas (coeficientes de segurança) sobre as âncoras;

• comprimento mínimo das linhas para satisfazer as características operacionais

das âncoras utilizadas;

• vida em fadiga mínima dos componentes das linhas de amarração.

O procedimento de projeto de um sistema de ancoragem deve, portanto,

contemplar o cálculo destas variáveis e a verificação de que os valores calculados

satisfazem os critérios de projeto.

Em geral, o que governa o projeto de um sistema de ancoragem é o cálculo das

tensões máximas nas linhas de amarração, ou seja, o dimensionamento mecânico das

mesmas, que também envolve o cálculo da vida em fadiga. A avaliação das demais

variáveis é normalmente conseqüência do processo de dimensionamento mecânico.

54

O dimensionamento mecânico está por natureza associado ao cálculo dos

esforços nas linhas que, por sua vez, depende da avaliação das solicitações ou do

carregamento atuante sobre elas.

As solicitações sobre uma linha de amarração são provenientes da ação

ambiental direta sobre elas (ondas e correnteza), do atrito entre as linhas e o solo

marinho e dos deslocamentos e movimentos impostos pela unidade ao ponto de

amarração de cada linha.

Destas solicitações a mais importante, ou seja, a que provoca os maiores

esforços nas linhas, é a proveniente dos movimentos e deslocamentos impostos pela

unidade e, portanto, sua avaliação é uma etapa fundamental no projeto do sistema de

ancoragem.

Estes deslocamentos e movimentos são provocados pelas forças ambientais

provenientes da ação das ondas, ventos e correntezas sobre a unidade, e dependem

basicamente da intensidade e direção de incidência da ação ambiental e da rigidez do

sistema de ancoragem.

Portanto, a fase inicial do projeto de um sistema de ancoragem deve

necessariamente contemplar o cálculo das forças ambientais atuantes sobre a unidade

flutuante.

Para que o cálculo destas forças redunde em dados apropriados para o

dimensionamento do sistema de ancoragem é necessário que se estabeleça

previamente um modelo capaz de representar adequadamente a ação ambiental e

seus efeitos sobre a unidade e que, como conseqüência, permita sistematizar o

procedimento de cálculo, tanto dos esforços atuantes nas linhas, como das demais

variáveis estabelecidas nos critérios de projeto.

Em outras palavras pode-se dizer que os procedimentos empregados na

indústria petrolífera, no projeto de sistemas de ancoragem, são estabelecidos tendo

por base um modelo que procura representar, da forma mais apropriada possível,

tanto a ação ambiental sobre a unidade ancorada, como a resposta da mesma a esta

ação, em termos de deslocamentos. Este modelo tem esta característica porque é a

ação dos agentes ambientais, em última análise, a responsável pelas solicitações

sobre o sistema de ancoragem.

55

2.3 ENSAIOS

Nos séculos passados, como a construção dos objetos era essencialmente

artesanal, não havia um controle de qualidade regular dos produtos fabricados.

Um desgaste prematuro que conduzisse à rápida quebra da ferramenta era o

método racional que qualquer um aceitava para determinar a qualidade das peças, ou

seja, a análise da qualidade era baseada no comportamento do objeto depois de

pronto.

O acesso a novas matérias-primas e o desenvolvimento dos processos de

fabricação obrigaram à criação de métodos padronizados de produção, em todo o

mundo. Ao mesmo tempo, desenvolveram-se processos e métodos de controle de

qualidade dos produtos.

Atualmente, entende-se que o controle de qualidade precisa começar pela

matéria-prima e deve ocorrer durante todo o processo de produção, incluindo a

inspeção e os ensaios finais nos produtos acabados.

Nesse quadro, é fácil perceber a importância dos ensaios de materiais: é por

meio deles que se verifica se os materiais apresentam as propriedades que os

tornarão adequados ao seu uso.

Os ensaios mecânicos dos materiais são procedimentos padronizados que

compreendem testes, cálculos, gráficos e consultas a tabelas, tudo isso em

conformidade com normas técnicas. Realizar um ensaio consiste em submeter um

objeto já fabricado ou um material que vai ser processado industrialmente a situações

que simulam os esforços que eles vão sofrer nas condições reais de uso, chegando a

limites extremos de solicitação.

Tipos de ensaios mecânicos

Existem vários critérios para classificar os ensaios mecânicos. A classificação

que adotaremos neste módulo agrupa os ensaios em dois blocos:

56

• ensaios destrutivos;

• ensaios não destrutivos.

Ensaios destrutivos são aqueles que deixam algum sinal na peça ou corpo de

prova submetido ao ensaio, mesmo que estes não fiquem inutilizados.

Exemplos de ensaios destrutivos são:

• tração

• compressão

• cisalhamento

• dobramento

• flexão

• embutimento

• torção

• dureza

• fluência

• fadiga

• impacto

Ensaios não destrutivos são aqueles que após sua realização não deixam

nenhuma marca ou sinal e, por conseqüência, nunca inutilizam a peça ou corpo de

prova. Por essa razão, podem ser usados para detectar falhas em produtos acabados

e semi-acabados.

Exemplos de ensaios não destrutivos são:

• visual

• líquido penetrante

• partículas magnéticas

• ultra-som

• radiografia industrial

A seguir serão descritos os tipos de ensaios realizados durante os estudos para

elaboração desta dissertação. Informações sobre todos os tipos de ensaios são

facilmente obtidos na literatura, e o detalhamento aqui tornaria excessivo o nível de

informações, fugindo do escopo principal estudado.

57

As descrições dos ensaios de Tração, Dureza Brinell, Dureza Rocwel, Fadiga e

Impacto a seguir foram elaboradas baseando-se na referência [9].

2.3.1 Ensaio de Tração

As propriedades mecânicas constituem uma das características mais importantes

dos metais em suas várias aplicações na engenharia, visto que o projeto e a

fabricação de produtos se baseiam principalmente no comportamento destas

propriedades.

A determinação das propriedades mecânicas dos materiais é obtida por meio de

ensaios mecânicos, realizados no próprio produto ou em corpos de prova de

dimensões e formas especificadas (figura 2.33), segundo procedimentos padronizados

por normas brasileiras e estrangeiras.

O ensaio de tração consiste em submeter o material a um esforço que tende a

alongá-lo até a ruptura. Os esforços ou cargas são medidos na própria máquina de

ensaio. No ensaio de tração o corpo é deformado por alongamento, até o momento em

que se rompe. Os ensaios de tração permitem conhecer como os materiais reagem

aos esforços de tração, quais os limites de tração que suportam e a partir de que

momento se rompem.

Figura 2.33 – Corpo de Prova de ensaio de tração

Há dois tipos de deformação, que se sucedem quando o material é submetido a

uma força de tração: a elástica e a plástica.

58

• Deformação elástica: não é permanente. Uma vez cessados os esforços, o

material volta à sua forma original.

• Deformação plástica: é permanente. Uma vez cessados os esforços, o material

recupera a deformação elástica, mas fica com uma deformação residual plástica, não

voltando mais à sua forma original.

Diagrama Tensão-Deformação

Para comparar dados entre ensaios de tração com tamanhos de corpos de prova

diferentes usa-se os termos tensão e deformação de engenharia.

Tensão de engenharia:

onde:

F [N] Força instantânea aplicada ao corpo de prova na direção perpendicular

da seção do mesmo;

A0 [m2] Seção inicial;

Deformação de engenharia:

onde:

Li [m] Comprimento instantâneo em determinado momento do ensaio;

L0 [m] Comprimento instantâneo em determinado momento do ensaio;

Quando um corpo de prova é submetido a um ensaio de tração, a máquina de

ensaio fornece um gráfico que mostra as relações entre a força aplicada e as

deformações ocorridas durante o ensaio.

59

Este gráfico é conhecido por diagrama tensão-deformação, e pode ser verificado

na figura 2.34.

Figura 2.34 – Diagrama Tensão-Deformação

Analisando o diagrama tensão-deformação passo a passo, é possível conhecer

cada uma das propriedades que ele permite determinar. A primeira delas é o limite elástico (figura 2.35).

Figura 2.35 – Limite elástico no diagrama tensão-deformação

O limite elástico recebe este nome porque, se o ensaio for interrompido antes

deste ponto e a força de tração for retirada, o corpo volta à sua forma original.

Na fase elástica os metais obedecem à lei de Hooke. Suas deformações são

diretamente proporcionais às tensões aplicadas.

60

Módulo de elasticidade Na fase elástica, se a tensão for dividida pela deformação, em qualquer ponto,

obtém-se sempre um valor constante.

Este valor constante é chamado módulo de elasticidade.

A expressão matemática dessa relação é: εTE = , onde E é a constante que

representa o módulo de elasticidade.

O módulo de elasticidade é a medida da rigidez do material. Quanto maior for o

módulo, menor será a deformação elástica resultante da aplicação de uma tensão e

mais rígido será o material.

Limite de proporcionalidade

Porém, a lei de Hooke só vale até um determinado valor de tensão, denominado

limite de proporcionalidade, que é o ponto representado no gráfico da figura 2.36 por

A’, a partir do qual a deformação deixa de ser proporcional à carga aplicada.

Na prática, considera-se que o limite de proporcionalidade e o limite de

elasticidade são coincidentes.

Figura 2.36 – Limite de proporcionalidade A’ no diagrama tensão-deformação

61

Escoamento

Terminada a fase elástica, tem início a fase plástica, na qual ocorre uma

deformação permanente no material, mesmo que se retire a força de tração.

No início da fase plástica ocorre um fenômeno chamado escoamento (figura

2.37). O escoamento caracteriza-se por uma deformação permanente do material sem

que haja aumento de carga, mas com aumento da velocidade de deformação. Durante

o escoamento a carga oscila entre valores muito próximos uns dos outros.

Figura 2.37 – Limite de Escoamento

Limite de resistência Após o escoamento ocorre o encruamento, que é um endurecimento por

deformação plástica. Isto ocorre basicamente porque os metais se deformam

plasticamente por movimento de discordâncias e estas interagem diretamente entre si

ou com outras imperfeições, ou indiretamente com o campo de tensões internas de

várias imperfeições e obstáculos. Estas interações levam a uma redução na

mobilidade das discordâncias, o que é acompanhada pela necessidade de uma tensão

maior para provocar maior deformação plástica.

Nessa fase, a tensão recomeça a subir, até atingir um valor máximo num ponto

chamado de limite de resistência (B), conforme apresentado no gráfico da figura 2.38.

62

Para calcular o valor do limite de resistência (LR), basta aplicar a fórmula:

0SF

LR MAX=

Figura 2.38 – Limite de Resistência

Limite de ruptura

Continuando a tração, chega-se à ruptura do material, que ocorre num ponto

chamado limite de ruptura (C).

Figura 2.39 – Gráfico tensão-deformação com indicação dos limites elástico, de proporcionalidade, de resistência e de ruptura.

63

Estricção

É a redução percentual da área da seção transversal do corpo de prova na

região onde vai se localizar a ruptura.

A estricção determina a ductilidade do material. Quanto maior for a porcentagem

de estricção, mais dúctil será o material.

2.3.2 Ensaio de Dureza Brinell

Em 1900, J. A. Brinell divulgou este ensaio, que passou a ser largamente aceito

e padronizado, devido à relação existente entre os valores obtidos no ensaio e os

resultados de resistência à tração.

O ensaio de dureza Brinell consiste em comprimir lentamente uma esfera de aço

temperado, de diâmetro D, sobre uma superfície plana, polida e limpa de um metal,

por meio de uma carga F, durante um tempo t, produzindo uma calota esférica de

diâmetro d.

A dureza Brinell é representada pelas letras HB. Esta representação vem do

inglês Hardness Brinell, que quer dizer dureza Brinell.

A dureza Brinell (HB) é a relação entre a carga aplicada (F) e a área da calota

esférica impressa no material ensaiado (Ac).

Em linguagem matemática: CA

FHB =

O ensaio Brinell é usado especialmente para avaliação de dureza de metais não

ferrosos, ferro fundido, aço, produtos siderúrgicos em geral e de peças não

temperadas.

É o único ensaio utilizado e aceito para ensaios em metais que não tenham

estrutura interna uniforme.

64

2.3.3 Ensaio de dureza Rockwel

Neste método, a carga do ensaio é aplicada em etapas, ou seja, primeiro aplica-

se uma pré-carga, para garantir um contato firme entre o penetrador e o material

ensaiado, e depois aplica-se a carga do ensaio propriamente dita.

A leitura do grau de dureza é feita diretamente num mostrador acoplado à

máquina de ensaio, de acordo com uma escala predeterminada, adequada à faixa de

dureza do material (figura 2.40).

Figura 2.40 – Exemplo de mostrador para leitura do grua de dureza

Os penetradores utilizados na máquina de ensaio de dureza Rockwell são do tipo

esférico (esfera de aço temperado) ou cônico (cone de diamante com 120º de

conicidade), conforme apresentado na figura 2.41.

65

Figura 2.41 – Penetradores utilizados na máquina de ensaio de dureza Rockwell

2.3.4 Ensaio de Fadiga

Em condições normais de uso, os produtos devem sofrer esforços abaixo do

limite de proporcionalidade, ou limite elástico, que corresponde à tensão máxima que o

material pode suportar.

Fadiga é uma falha que pode ocorrer sob solicitações bastante inferiores ao

limite de resistência do metal, isto é, na região elástica. É conseqüência de esforços

alternados, que produzem trincas, em geral na superfície, devido à concentração de

tensões.

A fadiga é um processo progressivo, mas a ruptura é brusca e, assim, não é

difícil imaginar o perigo que pode representar, uma vez que cargas variáveis ocorrem

em inúmeros casos.

O ensaio de resistência à fadiga é um meio de especificar limites de tensão e de

tempo de uso de uma peça ou elemento de máquina. É utilizado também para definir

aplicações de materiais.

A ruptura por fadiga começa a partir de uma trinca (nucleação) ou pequena falha

superficial, que se propaga ampliando seu tamanho, devido às solicitações cíclicas.

66

Quando a trinca aumenta de tamanho, o suficiente para que o restante do material não

suporte mais o esforço que está sendo aplicado, a peça se rompe repentinamente.

A fratura por fadiga é típica: geralmente apresenta-se fibrosa na região da

propagação da trinca e cristalina na região da ruptura repentina.

Tensões cíclicas Na definição de fadiga, destacou-se que ela se deve a esforços cíclicos

repetidos. De maneira geral, peças sujeitas a fadiga estão submetidas a esforços que

se repetem com regularidade. Trata-se das tensões cíclicas.

A tensão cíclica mais comum é caracterizada por uma função senoidal, onde os

valores de tensão são representados no eixo das ordenadas e o número de ciclos no

eixo das abscissas. As tensões de tração são representadas como positivas e as

tensões de compressão como negativas. A figura 2.42 a seguir apresenta três tipos de

ciclos de tensão.

Figura 2.42 – Gráficos de ciclos de tensão

A figura a mostra um gráfico de tensão reversa, assim chamado porque as

tensões de tração têm valor igual às tensões de compressão.

No gráfico b todas as tensões são positivas, ou seja, o corpo de prova está

sempre submetido a uma tensão de tração, que oscila entre um valor máximo e um

mínimo.

67

O gráfico c representa tensões positivas e negativas, como no primeiro caso, só

que as tensões de compressão têm valores diferentes das tensões de tração.

Curva S-N

Os resultados do ensaio de fadiga geralmente são apresentados numa curva

tensão-número de ciclos, ou simplesmente curva S-N. O S vem da palavra inglesa

stress, que quer dizer tensão, e N representa o número de ciclos.

Supondo que, para uma certa solicitação de flexão S1 o corpo de prova se

rompa em um certo número de ciclos N1, e para uma solicitação S2 se rompa em N2

ciclos, e assim por diante, pode-se construir o diagrama S-N, com a tensão no eixo

das ordenadas e o número de ciclos no eixo das abscissas.

Observando a curva obtida (figura 2.43), nota-se que, à medida que se diminui a

tensão aplicada, o corpo de prova resiste a um maior número de ciclos. Nota-se,

também, que diminuindo a tensão a partir de um certo nível em que a curva se torna

horizontal, o número de ciclos para o rompimento do corpo de prova torna-se

praticamente infinito.

Esta tensão máxima, que praticamente não provoca mais a fratura por fadiga,

chama-se limite de fadiga ou resistência à fadiga do metal considerado.

Figura 2.43 – Curva S-N

68

Fatores que influenciam a resistência à fadiga

Uma superfície mal acabada contém irregularidades que, como se fossem um

entalhe, aumentam a concentração de tensões, diminuindo a resistência à fadiga.

Defeitos superficiais causados por polimento (queima superficial de carbono nos

aços, recozimento superficial, trincas etc.) também diminuem a resistência à fadiga.

Tratamentos superficiais (cromeação, niquelação, etc.) diminuem a resistência à

fadiga, por introduzirem grandes mudanças nas tensões residuais, além de conferirem

porosidade ao metal. Por outro lado, tratamentos superficiais endurecedores podem

aumentar a resistência à fadiga.

O limite de fadiga depende da composição, da estrutura granular, das condições

de conformação mecânica, do tratamento térmico etc.

O tratamento térmico adequado aumenta não somente a resistência estática,

como também o limite de fadiga.

O encruamento dos aços dúcteis aumenta o limite de fadiga.

O meio ambiente também influencia consideravelmente o limite de fadiga, pois a

ação corrosiva de um meio químico acelera a velocidade de propagação da trinca.

A forma é um fator crítico, porque a resistência à fadiga é grandemente afetada

por descontinuidades nas peças, como cantos vivos, encontros de paredes, mudança

brusca de seções.

2.3.5 Ensaio de Impacto

As fraturas produzidas por impacto podem ser frágeis ou dúcteis. As fraturas

frágeis caracterizam-se pelo aspecto cristalino e as fraturas dúcteis apresentam

aparência fibrosa.

69

Os materiais frágeis rompem-se sem nenhuma deformação plástica, de forma

brusca. Por isso, esses materiais não podem ser utilizados em aplicações nas quais

sejam comuns esforços bruscos.

Para estas aplicações são desejáveis materiais que tenham capacidade de

absorver energia e dissipá-la, para que a ruptura não aconteça, ou seja, materiais que

apresentem tenacidade.

Esta propriedade está relacionada com a fase plástica dos materiais e por isso

se utilizam as ligas metálicas dúcteis neste tipo de aplicação.

Porém, mesmo utilizando ligas dúcteis, com resistência suficiente para suportar

uma determinada aplicação, verifica-se na prática que um material dúctil pode romper-

se de forma frágil.

Fatores que influenciam o comportamento frágil dos materiais dúcteis

Um material dúctil pode romper-se sem deformação plástica apreciável, ou seja,

de maneira frágil, quando as condições abaixo estiverem presentes:

• velocidade de aplicação da carga suficientemente alta;

• trinca ou entalhe no material;

• temperatura de uso do material suficientemente baixa.

Alguns materiais são mais afetados pela velocidade alta do choque,

apresentando uma sensibilidade que é chamada sensibilidade à velocidade.

Uma trinca promove concentração de tensões muito elevadas, o que faz com

que a maior parte da energia produzida pela ação do golpe seja concentrada numa

região localizada da peça, com a conseqüente formação da fratura frágil. A existência

de uma trinca, por menor que seja, muda substancialmente o comportamento do

material dúctil.

Esta característica do material dúctil, de comportar-se como frágil devido à trinca,

é freqüentemente chamada de sensibilidade ao entalhe.

70

Descrição do ensaio de impacto

Um dos ensaios que permitem estudar os efeitos das cargas dinâmicas é o

ensaio de impacto. Este ensaio é usado para medir a tendência de um metal de se

comportar de maneira frágil.

O choque ou impacto representa um esforço de natureza dinâmica, porque a

carga é aplicada repentina e bruscamente.

No impacto, não é só a força aplicada que conta. Outro fator é a velocidade de

aplicação da força. Força associada com velocidade traduz-se em energia.

O ensaio de impacto consiste em medir a quantidade de energia absorvida por

uma amostra do material, quando submetida à ação de um esforço de choque de valor

conhecido.

O método mais comum para ensaiar metais é o do golpe, desferido por um peso

em oscilação. A máquina correspondente é um martelo pendular. É o chamado Ensaio

de Charpy.

Ensaio de Charpy

O ensaio Charpy é um tipo de ensaio de impacto que se vale de um martelo

pendular para caracterizar mecanicamente os materiais (figura 2.44). O ensaio Charpy

é empregado, sobretudo, para medir a energia requerida, denominada tenacidade,

para fraturar um corpo-de-prova de um determinado material.

Apesar da grande importância do ensaio de impacto Charpy como indicador da

resistência ao entalhe na seleção de materiais, os resultados obtidos são de uso

limitado. Todavia, a instrumentação adequada da máquina Charpy torna o ensaio mais

rico e os resultados mais proveitosos. Comparando com o ensaio convencional, é

possível acompanhar o processo de fratura dos materiais ensaiados e obter

informações adicionais.

71

Figura 2.44 – Martelo pendular para ensaio de Charpy

2.3.6 Ensaio de Tensões Residuais - Método do Furo Cego

Tensões residuais são as tensões elásticas presentes em um corpo (estrutura ou

componente mecânico) na ausência de carregamentos externos e/ou gradientes de

temperatura [10]. As tensões residuais macroscópicas estão em equilíbrio para o

corpo como um todo [11 e 12]. Na prática não existe corpo livre de tensões residuais,

sendo que estas tensões podem ter um efeito benéfico ou prejudicial ao desempenho

do componente frente aos esforços mecânicos, térmicos ou químicos. Devido a sua

importância o controle e a medida das tensões residuais em componentes e estruturas

mecânicas é continuamente alvo de intensivos estudos [10, 12, 13 e 15]. Um

importante aspecto pode ser a associação das tensões residuais à ocorrência de

distorções nos componentes mecânicos. As tensões residuais são acumuladas no

componente como conseqüência dos processos de fabricação.

Atualmente, existem muitos métodos para a medida e determinação das tensões

residuais. Alguns são baseados na medida da deformação aliviada, devido à remoção

localizada de material (métodos semi-destrutivos). Outros são baseados na interação

entre o campo de tensões residuais e as propriedades físicas do material (métodos

não – destrutivos) [10 e 13].

72

Um dos métodos para análises de tensões residuais é conhecido como Método

do Furo Cego.

O Método do Furo Cego é um método semi-destrutivo (sempre que o volume de

material removido não for considerado prejudicial ao desempenho do componente ou

puder ser reparado) baseado na medida da deformação aliviada, causada pela

introdução de um pequeno furo na superfície do componente.

Geralmente, este furo é usinado através de pequenos incrementos e a

deformação aliviada é medida em três direções por um extensômetro de resistência

elétrica especial (ERE) [10, 11 e 13].

Como as tensões residuais não são completamente aliviadas na região do furo

cego, não é possível calculá-las através da lei de Hooke, pois não existe solução

matemática exata. Assim o método exige uma etapa de calibração experimental ou

computacional [12].

Para o cálculo das tensões residuais é necessário medir-se as deformações em

três direções diferentes e conhecidas, atuando no mesmo plano.

Assim, pode ser provado analiticamente que as tensões residuais principais

apresentam a relação com a deformação radial medida nos três extensômetros

descrita pela equação 1 [10 e 13]:

(1)

Onde σmax e σmin são as tensões residuais principais máximas e mínimas atuando

num plano paralelo a superfície, ε1, ε2, ε3 são as deformações aliviadas medidas nos

ERE’s 1, 2, 3, respectivamente e A e B são constantes de calibração.

Os valores numéricos para as constantes de calibração A e B dependem da

geometria do extensômetro usado, das propriedades do material e do raio e da

profundidade do furo.

73

A partir da equação 1 e da distribuição das tensões residuais no componente

vários procedimentos podem ser adotados para o cálculo das tensões residuais. As

principais diferenças entre os métodos de cálculo são as hipóteses consideradas para

a distribuição de tensões residuais no componente e o procedimento para o cálculo

das constantes de calibração A e B [11].

Um dos métodos mais sensíveis para o cálculo das tensões residuais em

componentes mecânicos é o Método de Kockelmann [12]. Neste método, A calibração

é efetuada uma vez através da usinagem de um pequeno furo em um corpo de prova,

contendo um estado conhecido de tensões residuais não uniformes, sujeito ao

carregamento uniaxial.

As deformações na direção de carregamento (ex) e na direção perpendicular (ey)

são registradas a cada passo [12 e 16].

A partir destas medidas e com auxílio do círculo de Mohr de tensões, pode-se

provar que a relação entre as tensões residuais principais e as tensões residuais

atuando na direção de cada ERE é dada pela Equação 2:

(2)

O ângulo principal, que indica a direção da tensão residual principal máxima, é

obtido a partir da Equação 3:

(3)

Onde ξ é um valor adimensional igual ao quociente da profundidade do

incremento pelo diâmetro final do furo.

O Método de Kockelmann apresenta resultados tão consistentes quanto os

resultados obtidos através do cálculo das tensões residuais não uniformes realizado

com o Método da Integral (método mais utilizado mundialmente), apresentando como

74

vantagem adicional, uma sensibilidade menor aos erros de instrumentação e medidas

de deformação. Isso ocorre por que é impossível simular numericamente todas as

condições do ensaio e dos materiais. Deste modo a calibração experimental apresenta

maior representatividade na determinação do perfil de tensões residuais presente nos

componentes mecânicos [11 e 12].

2.3.7 Ensaio Metalográfico

Para se ter uma idéia aproximada da natureza de certos materiais metálicos ou

de como certas peças foram fabricadas, pode-se usar os seguintes exames

elementares:

a) Aspecto da superfície.

b) Aspecto da fratura.

c) Ação da lima.

d) Centelhas ao esmeril.

e) Atração pelo imã, sonoridade, etc.

Estes exames elementares são rápidos, econômicos e dão ao analista

experimentando uma série de informações básicas.

Entretanto, com o incremento da tecnologia, um controle mais severo tornou

necessário o exame em laboratório, com outros meios, ou seja, com máquinas,

aparelhos ou instrumentos que forneçam, de preferência, um valor numérico que

servirá para o confronto com normas e especificações.

Este procedimento constitui um critério justo e seguro na avaliação das

qualidades dos materiais, contribuindo para a correção dos defeitos e para melhoria da

qualidade. Ambos os controles, na oficina e no laboratório, se completam

perfeitamente.

O exame metalográfico procura relacionar a estrutura interna do material às

propriedades físicas, ao processo de fabricação, etc. Pode ser:

• Macrográfico

• Micrográfico

75

Macrografia

Consiste no exame do aspecto de uma superfície plana seccionada de uma peça

ou amostra metálica, devidamente polida e atacada por um reagente adequado. Por

seu intermédio tem-se uma idéia de conjunto, referente à homogeneidade do material,

à distribuição e natureza de falhas, impurezas; ao processo de fabricação. Para a

macrografia o aço é o material de maior interesse. Algumas das heterogeneidades

mais comuns nos aços são as seguintes:

• vazio, causado pelo resfriamento lento;

• segregação, causadas pelas impurezas e outros metais;

• dendritas, formação de grãos de vários tamanhos;

• trincas, devido às tensões excessivas no resfriamento.

Micrografia

Consiste no estudo dos produtos metalúrgicos, com o auxílio do microscópio,

permitindo observar a granulação do material, a natureza, forma, quantidade e

distribuição dos diversos constituintes ou de certas inclusões, etc. Estas observações

são de grande utilidade prática.

76

3 NORMAS PARA O PROJETO E CERTIFICAÇÃO DE SISTEMAS DE AMARRAÇÃO

Este capítulo apresenta os requisitos específicos de normas classificadoras,

normas internacionais e normas nacionais, aplicáveis ao objeto em estudo, no que diz

respeito aos requisitos de projeto de sistemas de ancoragem de unidades

estacionárias e no que diz respeito ao projeto de acessórios de linhas de amarração

de unidades estacionárias e/ou sua padronização, como aplicável, transcrevendo as

partes importantes de cada uma e traçando, na medida do possível, uma comparação

das mesmas.

3.1 BREVE HISTÓRICO

O estudo da referência [17] descreve que para utilização em sistemas de

ancoragem de plataformas flutuantes, as amarras foram adaptadas através dos anos

para atender às inovações dos requisitos da indústria offshore.

Quando a indústria offshore de óleo iniciou em 1960, as amarras em uso eram

projetadas especificamente para navios. Como as instalações offshore começaram a

exigir requisitos mais rigorosos, os padrões e normas para amarras offshore

começaram a se diferenciar de padrões e normas aplicados às amarras para navios.

Os principais marcos neste processo foram:

• Anos 70 Desenvolvimento da Norma API-2F [31], com a introdução do ORQ

como novo conceito e qualidade das amarras.

• Anos 80 Progresso no conceito do ORQ, com o desenvolvimento e

padronização da amarra de Grau 4 baseado, preliminarmente, nas normas do DNV-

CN 2.6 “Certification of Offshore Mooring Chain” [22] e do ABS “Guide for Certification

of Offshore Mooring Chain” [20].

• Primeira metade dos anos 90 Quebra do antigo conceito de projeto da

amarra com malhete (Stud Link Chain), com a introdução da amarra sem malhete

(Studless Chain), que começou a ser padronizada com a revisão da norma DNV-CN

2.6 “Certification of Offshore Mooring Chain” [22].

77

• Segunda metade dos anos 90 Os padrões de dimensionamento começaram

a mudar com a introdução das novas amarras de geometria e dimensão variáveis

(VGW Chain), projetadas para atender requisitos de projeto específicos, como no caso

de amarras sem malhete.

O desenvolvimento de novos projetos de amarras durante os anos 90 tornou

necessário considerar se os padrões existentes para amarras deveriam continuar em

seu formato atual, no que diz respeito às especificações relacionadas à garantia de

qualidade, propriedades mecânicas e constantes geométricas, por exemplo.

Os primeiros padrões para amarras tiveram início devido aos esforços do Lloyd´s

Register of Shipping (LRS) em Londres. Aqueles padrões tornaram possível um

enorme progresso em sistemas de ancoragem para o setor de navios.

Atualmente, os sistemas de amarração para instalações flutuantes offshore já

não seguem um único padrão e as causas disto são os diversos sistemas existentes e

as exigências e particularidades de cada locação. A cada ano surgem novos sistemas

no mercado para a produção, exploração, armazenamento e transporte de óleo e gás,

que são completamente diferentes de seus precursores e que possuem exigências

muito específicas para a amarração.

Além disso, tem surgido um crescente número de projetos para 25 anos de

operação contínua, que uma vez instalados não devem sair da locação. Isto significa

que a necessidade de troca ou reposição de trechos da linha foi praticamente

eliminada, o que exige projetos de sistemas de ancoragem confiáveis para permitir a

operação da mesma sem paradas.

Enquanto reconhecendo a grande virtude dos padrões de projeto geométrico de

ligações (conexões) de amarras, o qual harmonizou e facilitou a construção de

equipamentos de ancoragem como também permitiu a substituição de elos de amarras

em qualquer lugar no mundo, isto já não se aplicava aos mais recentes

desenvolvimentos na indústria offshore.

A padronização de características geométricas era vista como desnecessária

para muitos fornecedores de amarras da indústria offshore. Havia a possibilidade de

abandonar esta padronização, entretanto, existia um considerável número de

vantagens importantes, particularmente considerando os projetos de amarras de

78

geometria e dimensão variáveis (VGW Chain) e amarras sem malhete (Studless

Chain).

Os padrões atuais, sejam das normas classificadoras ou não, fazem um grande

esforço para padronizar e harmonizar os projetos de amarras, além da mera definição

de constantes geométricas, incluindo:

• Certificação e aprovação do material do fabricante das amarras;

• Garantia de qualidade para os fornecedores de amarras de aço;

• Características mecânicas que os materiais devem atender, em seu estado

natural e após a transformação em elo de amarra;

• Aprovação de projeto do produto;

• Exigências do controle do processo do produto, etc.

Vale ressaltar que o DNV CN 2.6 [22], que se tornou oficial em 1º de julho de

1996, aceitou pela primeira vez as variações nas constantes geométricas das amarras.

É necessário preservar e ser rígido com relação aos aspectos de padronização

que não estão relacionados às constantes geométricas, a fim de assegurar que o

projeto e a fabricação de novos produtos estejam inteiramente garantidos.

A seguir estão apresentados os termos gerais e a aplicação das principais

normas utilizadas nesta dissertação relacionadas ao objeto em estudo: ABS, DNV, BV,

IACS, API, ISO e NBR.

Ressalta-se que, apesar do Lloyd´s Register of Shipping (LRS), como descrito

acima, ter sido um dos grandes precursores para definição de padrões de ancoragem,

atualmente esta classificadora não tem atuação no campo offshore, no mercado

brasileiro, mas sim em navios. Por este motivo, estas normas não foram incluídas

nesta dissertação, uma vez que o objetivo principal está no projeto de sistemas

offshore.

Tendo em vista que as normas das Sociedades Classificadoras fazem parte do

principal objeto de estudo, as mesmas estão apresentadas em maiores detalhes. As

demais normas estão apresentadas e citadas para futuras referências e para

conhecimento do que existe disponível na literatura sobre o assunto.

79

As referências estão apresentadas ao início de cada item, facilitando a futura

consulta das normas para cada assunto específico.

3.2 NORMAS DAS SOCIEDADES CLASSIFICADORAS

As normas das Sociedades Classificadoras apresentam requisitos tanto para o

projeto do sistema de ancoragem permanente quanto para o projeto e a certificação de

cada componente e acessório da linha. Neste sentido, este item está divido desta

forma para melhor apresentação.

3.2.1 Projeto e Certificação do Sistema de Amarração

As informações descritas neste item foram obtidas das seguintes referências:

• ABS:

ABS Guide for Building and Classing Floating Production Installations,

2004 [18].

ABS Guidance Notes on the Application of Synthetic Ropes for Offshore

Mooring, 1999 [19].

• DNV:

DNV-OS-E-301, Position Mooring [21].

DNV CN 2.6, Certification of Offshore Mooring Chain, 1995 [22].

• BV:

BV Guidance Note NI 493 DTM R00 E, Classification of Mooring

Systems for Permanent Offshore Units, 2004 [23].

BV NR 216, Rules and Regulations for the Classification of Ships and

Offshore Installations [24].

BV NI 416 DTO R00 E, Quasi-Dynamic Analysis of Mooring Systems

Using Ariane Software – Guidance Note, 1998 [25].

O sistema de ancoragem de uma unidade compreende os elementos da linha de

amarração e os pontos de ancoragem (âncoras ou estacas). O seu objetivo é manter a

unidade na locação, em operação ou não.

80

A certificação do projeto do sistema de ancoragem é mandatória como condição

de classe para unidades estacionárias de produção e/ou armazenamento e/ou

offloading, segundo as normas das Sociedades Classificadoras.

Sendo assim, o cálculo do sistema de ancoragem, demonstrando que os

componentes das linhas são capazes de atender aos fatores de segurança requeridos

pelas normas deve ser submetido à classe e aprovado pela mesma, como condição de

classe da unidade. Os itens a serem considerados para o projeto do sistema de

ancoragem estão descritos a seguir.

3.2.1.1 Condições ambientais de projeto

As normas estabelecem que o sistema de ancoragem deve ser projetado para

resistir às condições ambientais extremas (DEC), ou seja, com período de retorno

centenário.

Desta forma, as ações ambientais de onda, vento e corrente devem ser

combinadas de forma a se obter as cargas ambientais aplicáveis ao projeto específico.

As grandezas específicas que definem as condições ambientais de vento (velocidade),

corrente (velocidade) e onda (altura e período) são retiradas de documentos que

apresentem as condições ambientais específicas para a locação pretendida da

unidade, que devem ser submetidos para a Classificadora (metocean data).

Para unidades que possuem sistemas de ancoragem desconectáveis, as

condições ambientais para as quais o sistema deve ser desconectado devem ser

claramente especificadas no projeto e no Manual de Operações da unidade.

Embora todas as Classificadoras considerem as condições centenárias para o

projeto de sistemas permanentes, as condições de projeto típicas de cada uma são

definidas de forma distinta, como resumido a seguir.

Bureau Veritas (BV):

Duas condições típicas, não colineares, são requeridas pelas normas do BV e

são definidas como:

81

• Onda predominante (onda com período de retorno de 100 anos, vento com

período de retorno mínimo de 50 anos e corrente com período de retorno mínimo de

10 anos): onda e vento associados com incidência variando de -60° a +60° e corrente

e vento associados com incidência variando de -60° a +60°.

• Corrente predominante (corrente com período de retorno de 100 anos, vento

com período de retorno mínimo de 10 anos e onda com período de retorno mínimo de

10 anos): onda e vento associados com incidência variando de -30° a +30° e corrente

e vento associados com incidência variando de -60° a +90°.

American Bureau of Shipping (ABS):

Duas condições típicas, colineares, são requeridas pelas normas do ABS e são

definidas como:

• Ondas centenárias com vento e corrente associados (normalmente ventos

centenários e correntes decenárias).

• Ventos centenários com ondas e corrente associados (normalmente ondas

decenárias e correntes centenárias).

Em regiões que possuem altas correntes, combinações adicionais podem ser

requeridas. As condições ambientais devem ser combinadas de forma colinear, mas

podem ainda ser não-colineares, caso resultem em combinações mais desfavoráveis.

Det Norske Veritas (DNV):

Basicamente a norma do DNV requer que as combinações de condições

ambientais estejam baseadas em ondas e ventos centenários associados a correntes

decenárias. Condições adicionais também podem ser requeridas em regiões com altas

correntes, que resultam normalmente em condições de vento e corrente centenárias

com onda decenária. Normalmente as combinações são colineares, mas também

podem ser não-colineares caso resultem em condições mais desfavoráveis.

82

3.2.1.2 Metodologia de análise e critérios de projeto

Em termos gerais, o sistema de ancoragem deve ser projetado para condições

intactas (todas as linhas do sistema intactas), para falha de uma das linhas e para

resistir às cargas cíclicas que podem levar à fadiga.

No entanto, mesmo apresentando as mesmas condições de projeto descritas

acima, existem algumas diferenças entre as filosofias do DNV e do ABS / BV. Nota-se

que o ABS e o BV apresentam a mesma filosofia de projeto, tratando basicamente da

análise de tensões, diferentemente do DNV que trabalha com a análise de estado

limite. Ao longo deste item, as normas estarão dividas, onde aplicável, para um melhor

entendimento.


De acordo com o DNV, o sistema de ancoragem deve ser projetado de acordo

com os critérios de projeto formulados em termos de 3 estados limites:

• Um estado limite de resistência última ULS (ultimate limit strength) para

assegurar que as linhas de ancoragem apresentem resistência suficiente para suportar

os efeitos dos carregamentos impostos pelas ações ambientais extremas.

• Um estado limite acidental ALS (accidental limit state) para assegurar que o

sistema de ancoragem é adequado para suportar a falha de uma linha de ancoragem.

• Um estado limite de fadiga FLS (fatigue limit state) para assegurar que as

linhas de ancoragem são adequadas para suportar carregamentos cíclicos.

Cada estado limite é formulado através de uma equação de projeto, da seguinte

forma:

Capacidade de projeto – Efeito do carregamento ≥ 0

83

Onde, tipicamente:

Capacidade de projeto = (capacidade característica / fator de segurança

associado)

Efeito de carregamento = efeito de carregamento característico x fator de

segurança associado

Sendo assim, as normas do DNV definem basicamente cada capacidade

característica e cada efeito de carregamento característico e os fatores de segurança

associados a cada um.

De acordo com o Bureau Veritas (BV) e com o American Bureau of Shipping (ABS), as seguintes condições de projeto devem ser consideradas:

• Condição Intacta onde o sistema é analisado considerando-se todas as

linhas intactas, para suportar as condições ambientais centenárias de projeto.

• Condição de linha rompida onde o sistema de ancoragem é analisado

considerando-se a perda de uma linha de ancoragem, para suportar as condições

centenárias de projeto. Normalmente, o rompimento da linha sujeita ao carregamento

máximo na condição intacta é o que determina a pior condição de linha rompida a ser

analisada. Em geral, os projetos levam em consideração a falha das 2 linhas mais

carregadas do sistema.

• Condição transiente é a condição transiente entre o rompimento de uma

linha e a nova posição de equilíbrio do sistema. Esta condição é muito importante no

caso da necessidade de verificar o desvio da unidade devido a proximidade com

outras unidades ou obstáculos, pois pode resultar em valores altos de desvio da

unidade. Esta condição também deve ser analisada para as condições centenárias de

projeto.

Para cada condição de projeto acima, as normas estabelecem fatores de

segurança para análise de tensão máxima na linha.

84

Além da análise de tensão, assim como no caso do DNV, a resistência à fadiga

das linhas também deve ser analisada para os fatores de segurança definidos nas

normas.

A seguir estão descritos os itens de projeto definidos nas normas, considerando

as condições ambientais de projeto e as metodologias de projeto apresentadas.

A) Análise de tensão máxima na linha

As tensões nos diversos trechos (componentes) das linhas devem ser analisadas

para as condições ambientais e condições de projeto acima mencionadas.

De maneira geral, de acordo com o BV e com o ABS, a tensão máxima na linha é

determinada conforme indicado a seguir.

Tmax = Tmédia + Tlfmax + Twfsig, quando Tlfmax > Twfmax

Tmax = Tmédia + Twfmax + Tlfsig, quando Twfmax > Tlfmax

Onde:

Tmax = tensão máxima na linha

Tmédia = tensão média na linha (definida como a tensão na linha correspondente

ao offset médio da unidade)

Tlfmax = tensão máxima devida aos movimentos relacionados a vento e onda de

baixa freqüência

Twfmax = tensão máxima devida aos movimentos na freqüência de onda

Tlfsig = tensão significativa devida aos movimentos relacionados a vento e onda

de baixa freqüência

Twfsig = tensão significativa devida aos movimentos na freqüência de onda

Os seguintes fatores de segurança devem ser aplicados para a determinação da

tensão máxima admissível na linha e conseqüente definição do sistema de

ancoragem, considerando o MBL (minimum break load – carga mínima de ruptura) de

cada trecho da linha.

85

Tabela 3.1 – Fatores de segurança para a análise de tensão da linha – BV

Condição Tipo de Análise Fator de

Segurança BV

Dinâmica 1.67 Intacta

Quasi-dinâmica 1.75

Dinâmica 1.25 Linha rompida


Dinâmica 1.20 Transiente


Tabela 3.2 – Fatores de segurança para a análise de tensão da linha – ABS

Condição Tipo de Análise Fator de

Segurança ABS

Dinâmica 1.67 Intacta

Quasi-estática 2.00

Dinâmica 1.25 Linha rompida


Dinâmica 1.05 Transiente


Notas relativas às tabelas 3.1 e 3.2:

Os valores definidos pelo ABS são os mesmos definidos de acordo com a API

RP 2SK [29] que será descrita mais adiante.

Os fatores de segurança do BV estão associados à linhas do “tipo II”. Para

linhas do “tipo I”, os fatores indicados devem ser aumentados em 25% nas

condições intacta e linha rompida e em 40% para a condição transiente, onde

linhas do “tipo I” são linhas que, em caso de falha, levam a unidade a se mover

para uma instalação próxima e linhas do “tipo II” são todas as demais linhas.

86

Vale ressaltar que para sistemas compostos de linhas de material sintético

(poliéster ou material equivalente), estes trechos estão sujeitos a fatores de segurança

superiores aos valores acima, conforme indicado a seguir:


Os fatores de segurança devem ser aumentados em 10% para linhas de

poliéster e 20% para outros materiais.


• Condição intacta / Análise dinâmica FS = 1.82 (aumento de

aproximadamente 9%)

• Condição de linha rompida / Análise dinâmica FS = 1.43 (aumento de

aproximadamente 14%)

• Condição transiente / Análise dinâmica FS = 1.17 (aumento de

aproximadamente 11%)

As diferenças básicas entre as análises quasi-estática, quasi-dinâmica e

dinâmica estão indicadas a seguir:

Análise quasi-estática: Neste tipo de análise as tensões nas linhas são

avaliadas de acordo com respostas estáticas da linha em função de

deslocamentos/carregamentos que são aplicados na unidade como cargas estáticas.

Os movimentos da unidade e os efeitos associados à massa adicional e ao

amortecimento, bem como a aceleração do fluido, não são levados em consideração

no cálculo. Desta forma, esta metodologia é recomendada apenas para o estágio

inicial de projeto do sistema de amarração, não sendo aceita como projeto final.

Análise quasi-dinâmica: Neste tipo de análise a resposta dinâmica da unidade

é calculada através de uma combinação de análise no domínio do tempo e da

freqüência, levando-se em consideração a resposta quasi-estática da linha. Com isto,

a tensão na linha é avaliada de forma quasi-estática considerando-se os movimentos

da unidade, avaliados como descrito acima.

87

Análise dinâmica: Neste tipo de análise, a resposta dinâmica da unidade é

avaliada de forma equivalente a análise quasi-dinâmica, no entanto, a tensão na linha

é avaliada a partir da análise dinâmica dos movimentos da unidade.

De acordo com o DNV, duas componentes de tensão característica nas linhas

devem ser consideradas:

TC-média é a tensão média característica, devida a pré-tensão da linha e as

cargas médias devidas aos carregamentos ambientais.

TC-dinâmica é a tensão dinâmica característica, induzida pelos carregamentos de

baixa freqüência e na freqüência da onda, para as condições ambientais.

Adicionalmente, a resistência característica pode ser definida da seguinte forma:

SC = 0.95 MBL Onde:

MBL = carga mínima de ruptura do trecho considerado

Considerando as tensões e resistência características acima, de acordo com a

filosofia de projeto do DNV, a seguinte formulação de projeto é adotada para a análise

de tensão da linha:

SC – TC-média γmédio - TC-dinâmica γdinâmico ≥ 0

Onde γ, que representa os fatores de segurança, estão definidos nas tabelas 3.3

e 3.4 a seguir.

Tabela 3.3 – Fatores de segurança parciais para o estado ULS

Classe de Conseqüência

Tipo de análise Fator de segurança parcial na tensão

média

γmédio

Fator de segurança parcial na tensão

dinâmica

γdinâmico

1 Dinâmica 1.10 1.50


1 Quasi-estática 1.70 1.70


88

Tabela 3.4 – Fatores de segurança parciais para o estado ALS

Classe de Conseqüência

Tipo de análise Fator de segurança parcial na tensão

média

γmédio

Fator de segurança parcial na tensão

dinâmica

γdinâmico





As classes de conseqüência indicadas nas tabelas 3.3 e 3.4 acima são definidas

da seguinte forma:

• Classe 1 quando a falha do sistema de ancoragem não leva a

conseqüências inaceitáveis como a perda de vida, colisão com uma unidade próxima,

vazamento não controlável de óleo ou gás ou afundamento.

• Classe 2 quando a falha do sistema de ancoragem pode levar a

conseqüências inaceitáveis como a perda de vida, colisão com uma unidade próxima,

vazamento não controlável de óleo ou gás ou afundamento.

B) Análise de tensão mínima na linha

Adicionalmente, no caso de sistemas compostos por trechos de material sintético

(poliéster ou equivalente), o projeto de ancoragem deve considerar a verificação da

tensão mínima no mesmo de forma a mantê-lo sempre sob tração, para que não

ocorra dano devido à possível compressão das fibras. A tensão mínima deve obedecer

aos seguintes requisitos:


• Poliéster 2% do MBL, na condição intacta (5%, para análise quasi-estática).

• HMPE 5% do MBL, na condição intacta.

• Aramida e outros materiais 10% do MBL, na condição intacta e linha

rompida.

89


• Poliéster 5% do MBL

• HMPE 10% do MBL

• Aramida 10% do MBL

Nota: O ABS não especifica a condição específica para quais os valores acima

são estabelecidos, os mesmos referem-se a menor tensão obtida em toda a análise,

considerando as condições intactas, transientes e linha rompida e análises quasi-

estática e dinâmica.


O DNV não especifica nenhum fator de segurança adicional em sua norma. As

regras do DNV remetem às normas API RP 2SM [30] e API RP 2SK [29], onde

nenhum fator de segurança adicional é recomendado para o caso de linhas de

poliéster, ou seja, são utilizados os mesmos fatores dos cabos de aço e amarras.

Ressalta-se somente que o MBL (minimum break load – carga mínima de ruptura) da

linha de poliéster é definido como o MBL médio menos 2 vezes o desvio padrão num

conjunto de, no mínimo, 5 amostras de cabos testados.

C) Análise de fadiga

O projeto do sistema de ancoragem também deverá incluir uma verificação da

resistência à fadiga, para o tempo de operação proposto (vida útil).

De acordo com a metodologia do BV e do ABS, o dano à linha é avaliado

considerando cada variação de tensão “i” e o dano acumulado da linha é calculado

através da Regra de Miner:

∑=

=

=nni

i i

i

Nn

D1

90

Onde:

D = dano acumulado

ni = número de ciclos dentro de cada variação de tensão “i”

Ni = número de ciclos que leva à falha, para a determinada variação de tensão

“i”, de acordo com a curva T-N apropriada, conforme descrito a seguir

nn = número total de estados de mar (de acordo com os dados de onda – wave

scatter diagram) para a locação

N Rm = K

Onde:

N = definido acima

K e m = parâmetros da curva T-N para cada componente específico

R = razão entre a variação de tensão e o MBL do trecho da linha

Levando-se em consideração a metodologia acima, os seguintes fatores de

segurança devem ser considerados para a determinação da vida útil mínima de projeto

da linha:

ABS:

• Áreas inspecionáveis FS = 3.0

• Áreas não-inspecionáveis FS = 10.0

BV:

• Para os componentes localizados na extremidade junto à unidade 3.0

• Para os componentes ligados aos pontos de ancoragem 10.0

• Para os demais componentes da linha 6.0

Com relação às formulações apresentadas acima e a metodologia de cálculo, as

seguintes observações podem ser ressaltadas:

91

• Os parâmetros da curva T-N podem ser obtidos da API RP 2SK [29] que define

valores padrões, obtidos através de testes, para diferentes componentes da

linha (cabo de aço, elos de conexão, amarras).

• Os parâmetros da curva T-N obtidos de acordo com a referência acima foram

obtidos para materiais do tipo “Grau R3”. Sendo assim, independente do grau

utilizado na linha, o “MBL” do trecho a ser analisado deve ser definido para o

“Grau R3”.

Adicionalmente, percebe-se na prática que os parâmetros definidos pela API RP

2SK [29] não englobam todos os tipos de acessórios normalmente encontrados nos

sistemas de ancoragem, visto que os mesmos estão evoluindo ao longo do tempo.

Neste sentido, é comum, para avaliação da resistência à fadiga que o projetista,

ao invés de calcular o dano específico para o acessório em si (não padronizado), o

mesmo compare a distribuição de tensão no acessório com a distribuição de tensão na

amarra associada. Uma vez que a distribuição de tensão se mostre mais favorável

para o acessório, e considerando-se que a amarra foi verificada quanto à resistência à

fadiga para a locação e aplicação pretendida, pode-se considerar que o acessório

também apresentará vida útil à fadiga satisfatória. Esta metodologia não dispensa os

testes de resistência estrutural do acessório, que serão indicados mais adiante.

De acordo com a metodologia do DNV, a seguinte equação de estado limite para

fadiga é considerada no projeto:

1 – dC γF ≥ 0

Onde:

dC é o dano à fadiga característico acumulado resultante das cargas cíclicas

durante a vida útil de projeto.

γF fator de segurança

= 5, quando dF ≤ 0,8

= 5 + 3 [(dF – 0,8)/(0,2)], quando dF > 0,8

dF razão de dano acumulado à fadiga entre 2 linhas adjacentes (a mais

carregada e a menos carregada). dF não pode ser maior do que 1,0.

92

D) Análise do offset máximo da unidade

A verificação do passeio máximo da unidade (offset) não é, em geral, escopo de

classificação. A definição do passeio máximo é um requisito de projeto e está

normalmente relacionado ao passeio máximo admissível para o sistema de risers.

E) Consideração da corrosão e abrasão da linha

Durante o projeto do sistema de amarração, uma margem de segurança relativa

à corrosão e/ou abrasão deve ser considerada para os trechos aplicáveis de cabo de

aço e amarra da linha. Normalmente, de acordo com API RP 2SK [29], para amarras, esta margem é de 0,2 mm a 0,4 mm, por ano de serviço, para redução no diâmetro

nominal, na região da linha d´água (splash zone) e 0,1 mm a 0,2 mm, por ano de

serviço, para redução no diâmetro nominal, para as demais regiões e, para cabos de

aço, esta margem é de 0,1 mm a 0,2 mm, por ano de serviço, para redução no

diâmetro nominal.

Sendo assim, o projeto deve estar baseado no diâmetro reduzido, ou seja, a

resistência da linha (MBL e fatores de segurança) deve ser avaliada considerando-se

o diâmetro reduzido.

As normas do DNV não seguem as recomendações acima, propostas pela API

RP 2SK [29], definindo margens em suas próprias normas para a margem de corrosão

das amarras, como exemplificado a seguir:

Tabela 3.5 – Margem de corrosão do DNV, relativa ao diâmetro nominal da amarra.

Parte da linha de ancoragem

Sem inspeção (mm / ano)

Inspeção regular

(mm / ano)

Na região da linha

d´água 0.4 0.2

Na região da catenária 0.3 0.2

No fundo 0.4 0.3

93

F) Pontos de ancoragem

As normas estabelecem ainda requisitos de projeto para os pontos de

ancoragem, no que diz respeito aos fatores de segurança relacionados ao cálculo

efetivo da capacidade de cravação (holding power) dos mesmos. As normas

abrangem basicamente a determinação da capacidade de cravação requerida para os

pontos de ancoragem, sejam estes âncoras convencionais, âncoras verticais ou

estacas (sucção, torpedo ou cimentadas).

Uma vez que este item não está diretamente relacionado ao assunto desta

dissertação, o mesmo não será analisado em detalhes. No entanto, vale ressaltar que,

em adição às âncoras convencionais e âncoras verticais, que são padronizadas e

tabeladas (poder de cravação em função do solo e âncora específica) os projetos

atuais consideram estacas como os pontos de ancoragem, podendo as mesmas ser

de sucção, torpedo ou cimentadas. Para estes casos específicos, o projeto das

mesmas deve ser submetido à aprovação da Sociedade Classificadora. O projeto

inclui a verificação da resistência estrutural da estaca e a determinação da capacidade

de carga da mesma, através de cálculo de carga determinados normalmente através

dos requisitos contidos na API RP 2A [27] e API RP 2T [28]. Estes cálculos são

fundamentais para aprovação das estacas, uma vez que as mesmas não estão

sujeitas a teste de carga após sua instalação, como é o caso das âncoras. Sendo

assim, os cálculos são as únicas evidências de que o poder de cravação requerido

para o sistema proposto está sendo atingido.

3.2.2 Projeto e Certificação dos Acessórios de Amarração para Amarras

As informações descritas neste item foram obtidas das seguintes referências:

• ABS

ABS Guide for Certification of Offshore Mooring Chain, 1999 [20].

• BV

BV Guidance Note NI 493 DTMR00 E – Classification of Mooring

Systems for Permanent Offshore Units, 2004 [23].

• DNV

DNV CN 2.6, Classification Notes, Certification of Offshore Mooring

Chain, 1995 [22].

94

• IACS

IACS UR W22, International Association of Classification Societies,

Unified Requirement W22 – Material and Welding – Offshore Mooring

Chain, 2004 [26].

Todos os acessórios utilizados no sistema de amarração permanente de

unidades estacionárias também devem ser aprovados pela Sociedade Classificadora.

Adicionalmente, os acessórios para linhas de amarração devem ser fabricados através

de processos aprovados e por empresas certificadas de acordo com os requisitos

estabelecidos nas normas.

Os requisitos básicos para a certificação do projeto e dos acessórios,

relacionados à amarras, estão descritos a seguir para as 3 normas das Classificadoras

utilizadas nesta dissertação. Ressalta-se que estes requisitos estão ainda descritos no

Requisito W22 (Offshore Mooring Chain) da IACS (International Association of

Classification Societies) [26] que representa os requisitos unificados da Associação

Internacional das Sociedades Classificadoras. Sendo assim, os itens estabelecidos

pela IACS W22 estão também apresentados a seguir.

Ressalta-se ainda que, exceto onde especificamente indicado, todos os itens

descritos a seguir são válidos e equivalentes para o ABS, o BV, o DNV e a IACS.

3.2.2.1 Projeto

Todos os componentes e acessórios utilizados na amarração permanente de

sistemas estacionários de produção devem ser projetados a partir de padrões

reconhecidos. Caso contrário, ou seja, para projetos que não estejam seguindo

nenhum padrão, os desenhos detalhados juntamente com os cálculos deverão ser

submetidos para aprovação. Os cálculos deverão comprovar a adequação dos

acessórios quanto aos requisitos de tensão e a resistência à fadiga para a vida útil

pretendida da unidade ancorada.

95

3.2.2.2 Especificação do Material

A especificação do material utilizado na construção – fundido ou forjado – deve

ser também submetida para aprovação. A especificação do material deve conter a

composição química e as propriedades mecânicas propostas.

A composição química proposta deve incluir os teores de carbono, manganês,

fósforo, enxofre, silício e todos os componentes do material, incluindo as restrições

para componentes residuais. A análise química do material se dá a partir de corpos de

prova retirados do acessório e deve estar de acordo com a especificação submetida e

aprovada.

Os acessórios devem estar sujeitos aos testes mecânicos após tratamento

térmico. As propriedades mecânicas devem estar de acordo com as especificações

indicadas nas tabelas 3.6 e 3.7 a seguir.

Ressalta-se que o grau da amarra é descrito em cada norma através de

diferentes nomenclaturas. Uma única nomenclatura está apresentada a seguir para

facilitar o entendimento e a padronização do texto, conforme descrito abaixo:

• Grau R3 Grau RQ3 do ABS = Grau NV R3 do BV = Grau QR3 do DNV =

Grau R3 da IACS

• Grau R3S Grau RQ3S do ABS = Grau NV R3S do BV = Grau QR3S do DNV

= Grau R3S da IACS

• Grau R4 Grau RQ4 do ABS = Grau NV R4 do BV = Grau QR4 do DNV =

Grau R4 da IACS

Tabela 3.6 – Propriedades materiais de acordo com ABS, BV, DNV e IACS

Grau da Amarra

Tensão de Escoamento Mínima (MPa)

Tensão de Ruptura

Mínima (MPa)

Alongamento (%)

Redução mínima de área

(%)

R3 410 690 17 50

R3S 490 770 15 50

R4 580 860 12 50

96

Tabela 3.7 – Requisitos para teste de Impacto Charpy de acordo com ABS, BV, DNV e IACS

Grau Temperatura de

Teste Energia Média Absorvida (Joules)

da Amarra (°C) Na região fora da

solda No centro da solda

0 60 50 R3 -20 40 30

0 65 53 R3S

-20 45 33

0 (somente para

DNV) 70 56

R4

-20 50 36

3.2.2.3 Testes Não-Destrutivos

Os procedimentos de testes não-destrutivos, incluindo os critérios de aceitação,

devem ser elaborados pelo fabricante e submetidos à Classificadora.

Adicionalmente aos testes mecânicos e análise química indicados anteriormente,

após fabricação e tratamento térmico, todos os acessórios deverão ser testados -

carga de prova e carga de ruptura – na presença do Vistoriador atendente da Classe.

Caso o fabricante possua um procedimento de registro dos testes de prova e o

Vistoriador esteja satisfeito com a adequação deste procedimento, o mesmo não

precisa acompanhar todos os testes de prova. O Vistoriador deve se certificar de que

as máquinas utilizadas no teste estão calibradas e em perfeitas de condições de

funcionamento. Antes do teste e da inspeção os acessórios não podem estar pintados

ou com qualquer outra proteção.

De forma a facilitar o entendimento dos itens relativos aos testes de prova e de

ruptura, primeiramente serão apresentadas as determinações da carga de prova e da

carga de ruptura de acordo com cada norma. Onde aplicável para as tabelas 3.8 e 3.9

a seguir, “d” refere-se ao diâmetro nominal da amarra.

97

Tabela 3.8 – Carga de prova de acordo com ABS, BV, DNV e IACS

Grau R3 Grau R3S Grau R4

Carga de prova (kN)

0.0148d²(44-0.08d) – ABS, BV

e IACS

0.0156d²(44-0.08d) - DNV

0.0180d²(44-0.08d) 0.0216d²(44-0.08d)

Tabela 3.9 – Carga de ruptura de acordo com ABS, BV, DNV e IACS

Grau R3 Grau R3S Grau R4

Carga de ruptura (kN)

0.0223d²(44-0.08d) 0.0249d²(44-0.08d) 0.0274d²(44-0.08d)

A) Teste de ruptura

Os acessórios devem ser testados de acordo com a carga de ruptura específica,

dependendo do grau e do diâmetro da amarra associada.

Um acessório é considerado como tendo passado satisfatoriamente no teste se,

após a aplicação de carga de ruptura requerida por um período de 30 segundos, o

mesmo não apresentar qualquer sinal de ruptura ou falha.

No mínimo 1 acessório de cada lote ou a cada 25 acessórios produzidos, o que

for menor, deve ser testado.

Para acessórios individuais ou acessórios produzidos em pequenos lotes, testes

alternativos podem ser especialmente considerados.

Os acessórios sujeitos ao teste de ruptura devem ser descartados.

98

B) Teste de prova

Todos os acessórios devem ter teste de carga de prova, para a carga específica

dependendo do grau e do diâmetro da amarra associada.

Após o teste de prova, todos os acessórios estão sujeitos a exame visual.

No mínimo 1 acessório (do mesmo tipo, dimensão e resistência nominal) dentro

de 25 (4%) deve ser checado para controle dimensional após o teste de prova, de

acordo com o ABS, com o DNV e com a IACS. De acordo com o BV, no mínimo 5% (1

em cada 20) deve ser verificado.

O fabricante deve fornecer dados indicativos do cumprimento aos requisitos de

projeto, de acordo com cada Classificadora.

C) Inspeção visual e não-destrutiva

O fabricante deve fornecer dados que comprovem que testes não destrutivos

foram realizados satisfatoriamente. Os dados devem conter referências quanto à

qualificação do operador e técnicas utilizadas.

D) Exame de ultra-som

Todos os acessórios, forjados ou fundidos, estão sujeitos a inspeção por ultra-

som.

E) Falhas no teste

Caso ocorra falha de algum teste, o lote inteiro deve ser rejeitado a menos que a

causa da falha possa ser determinada e possa ser demonstrado para o Vistoriador que

as condições que causaram a falha não estão presentes nos demais acessórios do

lote.

99

3.2.2.4 Marcações e Certificação

Todos os acessórios devem ter marcações que indicam o número do certificado,

que os mesmos foram testados, que identificam o fabricante, etc.

Certificados individuais devem ser emitidos para cada tipo de acessório. O

número de identificação do acessório é incluído no certificado.

3.2.2.5 Documentação do Fabricante

Um relatório de teste e inspeção completo deve ser fornecido pelo fabricante

para cada ordem de serviço. O relatório, em forma de booklet, deve conter todas as

verificações dimensionais das peças, resultados dos testes e das inspeções,

fotografias, itens em não-conformidade e ação corretiva, caso aplicável.

3.2.2.6 Nota Final

Ressalta-se que todos os acessórios da linha de amarração, bem como partes

integrantes não padronizadas, devem ser projetadas e aprovadas/certificadas pelas

normas Classificadoras. Este item apresentou apenas requisitos para acessórios de

amarras por estarem diretamente relacionados ao objeto em estudo, contudo, demais

acessórios, como soquetes para cabos de aço, por exemplo, devem ser aprovados e

certificados pelas Classificadoras para serem utilizados em linhas de ancoragem de

sistemas permanentes.

3.3 OUTRAS NORMAS INTERNACIONAIS E NACIONAIS

Este item apresenta, de forma resumida, as diversas normas relacionadas ao

projeto e certificação do sistema de ancoragem, indicando seus principais objetivos e

suas principais aplicações.

100

API RP 2SK

As informações descritas neste item foram obtidas da seguinte referência:

American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2SK -

Recommended Practice for Design and Analysis of Stationkeeping

Systems for Floating Structures [29].

Esta norma descreve a metodologia de análise, projeto ou avaliação do sistema

de ancoragem de unidades flutuantes. Pode ser considerada como a norma padrão

para este tipo de análise, sendo até mesmo referenciada nas normas das Sociedades

Classificadoras, conforme observado anteriormente.

Além de definições básicas relativas à análise de ancoragem, esta norma contém

uma visão teórica do tratamento das ações ambientais na unidade e no sistema de

ancoragem para os cálculos e projeto do sistema de amarração, incluindo a verificação

de tensão, offset e fadiga e dos pontos de ancoragem.

A norma inclui requisitos para análise do sistema intacto, transiente e com uma

linha rompida, através de métodos dinâmicos e/ou quasi-estáticos.

Algumas definições e guias no projeto de sistema de posicionamento dinâmico

também são descritos nesta norma, embora não façam parte desta dissertação.

API RP 2SM


American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2SM –

Recommended Practice for Design, Manufacture, Installation and

Maintenance of Synthetic Fiber Ropes for Offshore Mooring [30].

O objetivo principal desta norma está em prover um guia para utilização de cabos

de material sintético em sistemas de ancoragem. A norma estabelece ainda

comparações entre sistemas tradicionais com cabos de aço e cabos sintéticos,

provendo guias para tratar das diferenças entre os mesmos durante o projeto e

durante a instalação do sistema de ancoragem.

101

Uma vez que as propriedades da linha sintética influenciam de forma significativa

na performance do sistema de ancoragem, o projeto do sistema de ancoragem, o

projeto da linha em si, sua fabricação e testes, manuseio e instalação da linha,

inspeção e manutenção da mesma devem ser analisados de forma integrada. Esta

norma abrange todos os itens descritos acima, sendo a norma mais completa para

tratamento de cabos sintéticos, citada inclusive pelas normas das Sociedades

Classificadoras.

A norma inclui ainda requisitos e metodologia para análise de fadiga da linha.

API 2F


American Petroleum Institute - API Specification 2F – Specification for

Mooring Chain [31].

Esta norma apresenta padrões e requisitos de fabricação e certificação de

amarras com malhete e elos Kenter para utilização em sistemas de ancoragem de

unidades flutuantes, dentre outras (unidades de perfuração, unidades de lançamento

de tubos, etc).

API 9A


American Petroleum Institute - API Specification 9A – Specification for

Wire Ropes [32].

Esta norma apresenta padrões e requisitos de fabricação e certificação para

cabos de aço, utilizados na indústria de gás e petróleo.

Devido ao limite operacional de carga destes cabos, esta norma não é

normalmente utilizada no projeto de sistemas de ancoragem de sistemas permanentes

estacionários de produção.

102

API RP 2I


American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2I – In-

service Inspection of Mooring Hardware for Floating Drilling Units [33].

Esta norma apresenta um guia para a inspeção, reparo ou troca de linhas de

ancoragem de sistemas flutuantes de perfuração, apresentando ainda os possíveis

tipos de problemas que podem surgir nas linhas durante sua operação.

ISO 1704


International Standard – ISO 1704 – Shipbuilding – Stud-link Anchor

Chains [35].

Esta norma especifica padrões de fabricação (forma, proporção, dimensão e

tolerância) para partes componentes de sistemas de amarras: elos com malhetes,

elos de união final e manilhas.

Esta norma não apresenta requisitos para certificação do material das peças e

das peças, somente os padrões de construção, conforme descrito acima.

NBR 13715


Norma Brasileira – ABNT NBR 13715 – Estruturas Oceânicas –

Amarras – Requisitos [36].

Esta norma especifica as características de amarras e acessórios a serem

utilizados em amarração de unidades flutuantes para operações oceânicas.

103

A mesma especifica os padrões para construção de amarras (elos com e sem

malhetes, elos alongados, elos do tipo Kenter) e manilhas.

A norma apresenta os requisitos materiais e os requisitos de testes para

fabricação e certificação dos acessórios.

NBR 13545


Norma Brasileira – ABNT NBR 13545 – Movimentação de Cargas –

Manilhas [37].

Esta norma contém padrões de construção de manilhas retas e curvas, em uma

faixa de tamanhos com limites de cargas de trabalho entre 0.63 e 200 ton. A norma

apresenta os requisitos materiais e os requisitos de testes para fabricação e

certificação dos acessórios.

Devido ao limite operacional de carga destas manilhas, esta norma não é

normalmente utilizada no projeto de sistemas de ancoragem de sistemas permanentes

estacionários de produção.

104

4 DEFEITOS EM SISTEMAS DE ANCORAGEM

Durante os últimos anos foi constatada uma série de defeitos em sistemas de

ancoragem de unidades estacionárias de produção (UEP) e monobóias. Estes defeitos

foram e são ocasionados por diversos fatores como fadiga, problemas de instalação,

falhas de equipamentos e acessórios, corrosão, operações com rebocadores, etc.

De acordo com COSTA e GONÇALVES [1], apesar dos sistemas de ancoragem

serem projetados com fatores de segurança e redundância, geralmente, para suportar

toda a vida de projeto da UEP na locação, é necessário inspecionar periodicamente

suas linhas para garantir a integridade dos elementos que as compõem. A inspeção

das linhas é também uma exigência das Sociedades Classificadoras, para

manutenção do Certificado de Classe da unidade, considerado imprescindível para a

licença de operação fornecida pelas autoridades ambientais.

4.1 REGISTROS

Historicamente, falhas em amarras causadas por fadiga têm sido muito raras na

indústria offshore. Berg e Taraldsen [38] analisaram 25 falhas em sistemas de

ancoragem, que ocorreram no Mar do Norte entre 1976 e 1980. Nenhuma das falhas

foi causada por fadiga. Fratura frágil na região de curvatura do elo foi a principal causa

quando as falhas ocorreram na porção de catenária livre do sistema de ancoragem e

fratura frágil na solda do elo foi a principal causa quando as falhas ocorreram no

fairlead durante as operações de manuseio das amarras [45].

O registro de falhas devido à fadiga tem sido raro porque a maioria das amarras

fabricadas foi utilizada para a amarração temporária de navios e de unidades móveis

de perfuração (Mobile Offshore Drilling Units - MODU´s). Para as condições de serviço

MODU, a vida das amarras é limitada pelo desgaste e corrosão dos elos e não por

fadiga. Esta afirmação foi suportada por Dowdy e Graham [39], que realizaram

checagens dimensionais e ensaios não-destrutivos em diversos elos de amarras de

um sistema de ancoragem de uma plataforma semi-submersível que havia operado no

Golfo do México por 13 anos, e verificaram que os maiores desgastes das amarras

ocorreram nas seções localizadas próximas às terminações ou fairlead durante

operação normal. Nestas regiões, a redução do diâmetro das amarras ficou entre 8% e

11%. Nas áreas afastadas das terminações e do fairlead, a redução dos diâmetros

105

ficou entre 2% e 5%. O ensaio por partícula magnética mostrou não haver indicação

de trincas devidas à fadiga nos elos comuns, entretanto, várias trincas devidas à

fadiga foram encontradas nas manilhas de conexão. No trecho de amarra que fica

normalmente no chain locker foi encontrado corrosão por pitting.

Embora a fadiga não tenha sido um importante fator para o projeto dos sistemas

de amarração de unidades móveis de perfuração (MODU), ela é de grande

importância para os projetos de amarração de unidades estacionárias de produção

(UEP). Existem inúmeras razões para isso. Os sistemas de amarração de F(P)SOs e

Semi-Submersíveis possuem requisitos para uma vida de serviço longa, onde 20 anos

de operação não é incomum. Em um período de onda característico de 5 segundos,

isto representa um potencial para 125 milhões de ciclos de carregamento aplicados. A

condição de operação de longa duração torna difícil e cara a troca periódica de um

sistema de amarração de F(P)SO ou Semi-Submersível, já que estas unidades

encontram-se, geralmente, operando em águas muito profundas e distantes da costa.

Além disso, há uma pressão para reduzir os fatores de projeto de segurança e custo,

particularmente em áreas de águas profundas. A maneira complexa com que a fadiga

e a corrosão devida a água do mar estão acopladas aumenta o problema.

Claramente, a fadiga é uma importante preocupação para o projeto de

amarração de FPSO´s e Semi-Submersíveis. Um importante parâmetro que influencia

no comportamento de fadiga das amarras é a carga de prova (proof load). O

carregamento de prova foi frequentemente ignorado em testes de fadiga e em projetos

de amarras [45]. É possível tirar vantagens do carregamento de prova no projeto,

aumentando a vida à fadiga da amarra, como descrito a seguir.

Toda a amarra é testada com carregamento de prova antes de sair da fábrica. O

carregamento de prova consiste na aplicação de uma carga direta à amarra e ocorre

após a fabricação e o tratamento térmico da mesma.

Como foi visto no capítulo 3, o valor da carga de prova requerida é especificado

por um padrão ou norma reconhecido tal como a norma do Instituto Americano de

Petróleo (API) para amarras. O API especifica a carga de prova em função do

tamanho da amarra.

É conhecido que carregamentos nos níveis da carga de prova impõem uma

elongação permanente à amarra, fornecendo evidências de regiões localizadas de

106

deformação plástica. Esta deformação que acontece em áreas de alta concentração

de tensões, provê tensões residuais compressivas na remoção de carga. Tensões

residuais compressivas se sobrepõem com as tensões aplicadas geradas durante o

carregamento de serviço para reduzir a tensão principal elástica em regiões críticas

onde se originam trincas devidas à fadiga. A tensão principal reduzida diminui a taxa

de acumulação de dano que aumenta a vida à fadiga da amarra.

O comportamento das tensões residuais pode ser utilizado para explicar uma

série de observações. Tensões residuais tendem a decair em função da carga

principal aplicada, amplitude de carga e o valor inicial da tensão residual. Uma carga

principal mais alta acelera o decaimento da tensão residual e diminui seu efeito na

fadiga. Na presença de tensões aplicadas menores, tensões residuais compressivas

são sustentadas por mais tempo e isto aumenta consideravelmente a vida a fadiga. A

habilidade de tensões residuais para impedir o processo de fadiga não só depende do

tamanho e profundidade da formação de tensão residual, mas também na habilidade

do material para sustentar estas tensões residuais. Foi demonstrado por Landgraf [40]

que as tensões principais em testes de carregamento cíclico controlado decaem mais

rapidamente quanto maior for a carga aplicada.

Na figura 4.1 são apresentados dados dos locais de falha para os testes de

fadiga em um elo com malhete. Nota-se que a maior parte das falhas, 93%, ocorre na

transição entre a região curva e a porção reta do elo. Neste local, as trincas devidas à

fadiga se originam na superfície interior do elo e crescem para o lado externo. Todas

as trincas nas falhas da solda do malhete se originam na raiz da solda de filete.

Figura 4.1 - Locais de falha em um elo com malhete

107

A figura 4.2 apresenta um elo típico de amarra com as três regiões onde o

resultado da tensão principal é mais elevado, e a potencial direção de propagação da

trinca devido a fatiga.

Figura 4.2 - Locais de concentração de tensão de um elo de amarra sem malhete

A tabela 4.1 apresenta algumas falhas identificadas em unidades marítimas e

monoboias operando no Brasil. É importante ressaltar que a maioria das falhas não

ocorreu por fadiga do sistema, o que dificulta a previsão de acidentes.

108

Tabela 4.1 – Falhas em sistemas de ancoragem no Brasil

UNIDADE DATA COMPONENTE AVARIA

P-34 maio-99 Amarra de Fundo Rompimento da amarra de 76mm R4

SBM 3 maio-99 Amarra Rompimento de amarra IMO 2 maio-99 Amarra de 3 pol. Rompimento da amarra

SBM 3 maio-99 Riser de 14,5 pol. Trinca no flange do end-fitting

SBM 3 junho-99 Amarra de Topo Rompimento da amarra de topo, logo abaixo do

escovém

IMO 1 junho-99 Poliester Rompimento de duas linhas de poliester por

barco

IMO 3 junho-99 Cabo de Aço Rompimento de cabo de aço junto ao soquete

AVARÉ julho-99 Amarra de Topo Rompimento da amarra de topo de 3 pol. R4

FPSO II julho-99 Poliester Wwire do rebocabor caiu sobre o poliester

P-34 agosto-99 Poliester Rompimento do cabo de poliester

P-47 setembro-99 Poliester Avaria na capa

ARACAJU janeiro-00 Amarra Rompimento de duas linhas

AVARÉ janeiro-00 Amarra de Topo Rompimento das amarras de topo de 76mm R4

AVARÉ janeiro-00 Poliester Rompimento de poliester por cabo de aço

SBM 5 janeiro-00 Amarra Rompimento da linha 2 do

elo próximo ao chain stopper

SBM 4 janeiro-00 Amarra Rompimento da linha 4 no tdp

SBM 3 janeiro-00 Amarra de Topo Rompimento das amarras de topo

P-47 fevereiro-00 Poliester Rompimento do cabo de poliester

SBM-4 fevereiro-00 Âncora Âncora mal cravada que correu durante reparo da

amarra de topo

EMH-1 fevereiro-00 Linhas Linhas solecadas

IMO 1 fevereiro-00 Manilha Rompimento da manilha de conexão do poliester

com amarra de fundo

IMO1 fevereiro-00 Amarra de Fundo Rompimento da amarra de fundo, próximo ao tdp

ARACAJU maio-00 Amarra de Topo Rompimento da amarra de topo

P-26 junho-00 Poliester Corte sem rompimento

P-21 junho-00 Poliester Rompimento de cabo de aço

ARACAJU setembro-00 Amarra de Topo Rompimento da amarra de topo

P-36 janeiro-00 Poliester Terceiro poliester curto

109

4.2 DEFEITOS TÍPICOS

4.2.1 Principais defeitos em acessórios e prováveis causas e conseqüências

A seguir, das figuras 4.3 a 4.19, estão relacionados os principais defeitos

encontrados em acessórios de ancoragem, as causas prováveis e possíveis

conseqüências, de acordo com dados registrados na PETROBRAS.

Trinca em elo desmontável

Figura 4.3 Trinca/ruptura em elo Kenter

Figura 4.4 Trinca/ruptura em elo Kenter

Causa Fadiga do material Consequência Ruptura do elo

Deformação na base do soquete

Figura 4.5 - Deformação na base do soquete

110

Causa Erro de operação / manuseio incorreto.

Conseqüência Amassamento na área de inserção do cabo de aço,

impossibilitando a montagem do conjunto.

Trinca interna no cone do soquete

Figura 4.6 - Trinca interna no soquete

Causa Fadiga do material devida ao uso ou falha de fabricação.

Conseqüência Ruptura do soquete.

Trinca e desgaste no olhal do soquete

Figura 4.7 - Trinca e desgaste no olhal de soquete

Causa Falha de fabricação (tratamento térmico inadequado ou composição

química fora de especificação).

Conseqüência Ruptura do soquete.

111

Empeno do pino da manilha

Figura 4.8 - Empeno de pino de manilha

Causa Erro de operação / manuseio incorreto.

Conseqüência Ruptura do pino, impossibilidade de desmontagem do

conjunto.

Corrosão e marcas de solda em manilhas

Figura 4.9 - Corrosão e marcas de solda

Causas Ação da agressividade do meio / falha de fabricação (corrosão).

Tentativa de fixação do pino à manilha (marcas de solda).

Conseqüências Redução de área com a conseqüente diminuição da

capacidade do acessório (corrosão).

Alteração das características metalúrgicas do material, possível formação de

trinca (marcas de solda).

112

Trinca no olhal da manilha

Figura 4.10 - Trinca no olhal da manilha

Causa Falha de fabricação (tratamento térmico inadequado ou composição

química fora de especificação).

Conseqüência Ruptura da manilha.

4.2.2 Principais defeitos e conseqüências em amarras

A seguir, das figuras 4.11 a 4.18, estão relacionados os principais defeitos

encontrados em amarras e suas conseqüências, de acordo com dados registrados na

PETROBRAS.

Elo com perda de malhete ou com folga excessiva

A amarra pode perder o malhete por excessiva corrosão entre o elo e o mesmo e

ainda por manuseio incorreto, que provoque o empeno do elo e conseqüentemente a

“expulsão” do malhete. A perda do malhete diminui a resistência à fadiga, devido à

mudança de pontos de concentração de tensões.

Figura 4.11 - Malhete solto

Figura 4.12 - Perda de malhete

113

Elos empenados

O empeno do elo é causado por assentamento inadequado dos elos na coroa,

por “pular” no encaixe, pelo trabalho inadequado do caçador de amarras ou por

torções. O empeno nos elos muda a geometria do mesmo e conseqüentemente a

distribuição das tensões.

Figura 4.13 - Elo empenado

Figura 4.14 - Elo empenado

Corrosão

Corrosões localizadas podem ser causadas por tratamento térmico inadequado

(corrosão na solda), composição química fora da especificação ou falha na proteção

catódica da plataforma.

Este tipo de defeito causa redução de área com a conseqüente diminuição da

capacidade de carga da amarra e também, dependendo do perfil do defeito, são

concentradores de tensão que levam à falha por fadiga.

Figura 4.15 - Corrosão na solda Figura 4.16 - Corrosão generalizada

114

Perda de material

Fendas, mossas, arrancamento de material, cortes e desgaste por atrito são

ocasionados pelo contato dos elos com equipamentos ou materiais, tais como: cabos

de aço, coroas, fairleads e causam redução de área e conseqüente diminuição da

capacidade de carga da amarra e também, dependendo do perfil do defeito, são

concentradores de tensão que levam à falha por fadiga.

Figura 4.17 - Arrancamento de material

Trincas

Trincas são descontinuidades ocasionadas normalmente durante a fabricação,

que podem se propagar com o trabalho. Trincas são concentradores de tensão que

podem levar à falha por fadiga.

Figura 4.18 - Trincas

115

4.3 INSPEÇÕES Falhas nas linhas de amarração ocorrem geralmente nas conexões. Desta forma

deve-se tentar usar o menor número de elementos de conexão numa linha e estas,

antes de serem instaladas, devem ser rigorosamente inspecionadas.

A avaliação da vida à fadiga dos componentes do sistema de ancoragem é uma

exigência para o caso de unidades envolvidas em operações de caráter permanente

(produção). Em operações de caráter transitório (perfuração) as possibilidades de

inspeção, manutenção e trocas de componentes durante o recolhimento do sistema de

ancoragem tornam esta avaliação menos importante.

É desejável que os componentes críticos de uma estrutura ou no caso

específico, de linhas de amarração, sejam inspecionados periodicamente. As

inspeções periódicas eliminam conseqüências perigosas, que podem surgir de erros

na fase de projeto, especialmente com o conceito de vida útil segura.

4.3.1 Técnicas de Inspeção

As técnicas utilizadas para inspeção de acessórios de sistemas de ancoragem

são:

• Inspeção Visual e Dimensional

• Inspeção de ensaios não destrutivos por partículas magnéticas (PM)

• Inspeção de ensaios não destrutivos por líquido penetrante (LP)

A inspeção visual e dimensional deve ser realizada apenas a olho nu nos

acessórios de ancoragem em superfícies onde a visão é direta, com a finalidade de se

observar e analisar as condições físicas de maneira macroscópica.

Os acessórios de ancoragem aprovados no exame visual devem receber

inspeção de ensaio não destrutivo (END) por partícula magnética em conformidade

com as normas específicas, inspetor qualificado e critérios de aceitação.

Onde deverá ser inspecionado todo corpo, pino e malhete do acessório incluindo

a rosca e caso haja alguma região que impossibilite esta inspeção, deve ser realizada

116

inspeção de ensaio não destrutivo (END) por líquido penetrante, em conformidade

com as Normas da Autoridade Marítima (NORMAM) e com os requisitos específicos

das Sociedades Classificadoras.

4.3.2 Áreas críticas nas manilhas e elos de ligação

São áreas críticas no pino da manilha, as regiões de concentração de tensão.

São elas:

• Os últimos filetes da rosca junto ao corpo

• A união de sua cabeça e o seu corpo.

Estas áreas devem ser inspecionadas com maior atenção devendo ser

reprovada a peça que apresentar trincas, não sendo aconselhado a pesquisa e

remoção destas trincas.

São áreas críticas na manilha:

• A união do seu olhal com o corpo

• O arco da manilha

São áreas críticas nos elos Baldant e Kenter:

• Toda área de translação de seção

• Curvas e periferia do orifício do pino

São áreas críticas nos soquetes:

• Toda a sua alça e a parte interna do cone.

4.3.3 Periodicidade das Inspeções

Todo acessório de instalação ou de um sistema provisório de amarração deverá

ser submetido a inspeção visual e de ensaio não destrutivo (END) toda vez que voltar

de uma operação.

Além disso, devem ser realizadas as inspeções periódicas do sistema de

ancoragem permanentes segundo critérios das Sociedades Classificadoras.

117

5 ANÁLISE EXPERIMENTAL DA MANILHA DE LINHA DE POLIÉSTER

Para análise da falha das manilhas que causaram o rompimento das duas linhas

de ancoragem da unidade flutuante em estudo, foram realizados diversos ensaios em

manilhas removidas de três linhas do mesmo sistema de ancoragem (das duas linhas

rompidas e de uma linha intacta), totalizando 4 manilhas. Adicionalmente a estas, foi

analisada mais uma manilha do mesmo lote das anteriores que se encontrava em

estoque.

A figura 5.1 apresenta a posição das manilhas rompidas nas duas linhas, com a

descrição de cada item da linha de ancoragem.

Figura 5.1 – Posição das manilhas rompidas

Ao todo foram analisadas 5 manilhas, conforme detalhamento abaixo:

• As duas manilhas rompidas em serviço;

• Duas manilhas apresentando trincas associadas a ensaios de fadiga

realizados no CENPES (PETROBRAS);

• Uma manilha do mesmo lote das duas anteriores que foi empregada

para análise de tensões residuais pelo método do furo.

Neste capítulo estão apresentados as características gerais do caso estudado,

os ensaios de fadiga realizados no CENPES (PETROBRAS), os resultados obtidos na

Falha da linha #7

Falha da linha #6

118

caracterização mecânica-metalúrgica do material do corpo das duas manilhas que

romperam em serviço e das outras duas manilhas do mesmo lote enviadas para

determinação da origem das trincas encontradas após ensaios de fadiga realizados no

CENPES (PETROBRAS) e o ensaio pelo método do furo empregado na terceira

manilha do segundo lote para a determinação das tensões residuais existentes na

área onde a manilha sofre maiores esforços.

A caracterização nas duas manilhas rompidas em serviço constou das seguintes

análises: análise química, análise metalográfica, ensaios de tração, ensaios Charpy e

medidas de dureza. Já as caracterizações das duas manilhas com trincas ensaiadas

no CENPES (PETROBRAS) foram realizadas através de macrografias e micrografias

realizadas em microscópio óptico e microscópio eletrônico de varredura e análise

realizada através de microssonda (EDS - análise por energia dispersiva) [49]. Estas

análises e ensaios foram realizados no Laboratório de Metalurgia Física (LAMEF) da

Fundação Luiz Englert, na Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS).

As figuras 5.2 e 5.3 abaixo apresentam as duas manilhas rompidas em serviço.

Figura 5.2 - Primeira manilha enviada para análise. Manilha da linha #7.

Figura 5.3 – Segunda manilha enviada para análise. Manilha da linha #6.

119

5.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS DO CASO ESTUDADO

O sistema estudado refere-se a manilhas de cabo de poliéster do sistema de

ancoragem de uma unidade flutuante de armazenamento e escoamento (FSO),

operando em lâmina d´água de aproximadamente 1.030m no Campo de Marlim Sul -

Bacia de Campos, Rio de Janeiro, Brasil (figuras 5.4 e 5.5).

A unidade entrou em operação em 2001 e teve duas linhas do seu sistema de

ancoragem rompidas, consecutivamente, devido à falha estrutural em manilhas de

cabo de poliéster, com a unidade em serviço, no período de maio a junho de 2005.

5.1.1 Características Principais da Unidade

• Comprimento Total (LOA): 338,10 m

• Comprimento entre Perpendiculares (LPP): 320,00 m

• Boca (B): 51,80 m

• Calado (T): 21,00 m

• Volume Deslocado: 290.427 m3

5.1.2 Locação da Unidade

Figura 5.4 - Bacia de Campos (Rio de Janeiro)

Albacora Leste

Roncador

MarlimLeste

Marlim Sul

Barracuda

Caratinga

120

Figura 5.5 - Campo de Marlim Sul

5.1.3 Sistema de Ancoragem

A configuração é composta de 8 linhas de amarração radiais, espaçadas de 45

graus, conectadas ao turret da unidade.

5.1.3.1 Posição das Âncoras do Sistema de Ancoragem

A posição das âncoras do sistema estudado é indicada na tabela 5.1

Tabela 5.1 – Posição das Âncoras

Coord. Âncoras Linha

N (m) E (m) LDA (m) %

Inclinação

#1 7507004 384089 962 -2.46 #2 7506774 385678 980 -0.75 #3 7505489 386658 1025 0.55 #4 7503902 386436 1055 2.11 #5 7502877 385130 1080 2.89 #6 7503154 383485 1058 1.63 #7 7504469 382565 1015 0.23 #8 7506045 382811 980 -1.52

1000 m

1500 m

MMóódduulloo 44

MMóódduulloo 11

MMóódduulloo 22

MMóódduulloo 33

MMóódduulloo 11 ((ccoommpplleemmeennttoo))

2500 m

121

5.1.3.2 Arranjo de ancoragem da unidade marítima

O arranjo de ancoragem do sistema estudado é apresentado na figura 5.6

Figura 5.6– Arranjo de Ancoragem

5.1.4 Composição das Linhas

Cada linha é composta pelos seguintes segmentos considerando a utilização de

âncora Stevpris 16t como ponto de ancoragem: amarra no fundo, cabo de poliéster

suspenso dividido em dois segmentos conectados por um pequeno tramo de amarra

(ainda foi instalado um tramo de poliéster de 15m como corpo de prova) e finalmente a

amarra de superfície conectada ao chain stopper no turret.

As características de cada linha de ancoragem estão indicadas nas Tabelas 5.2

e 5.3.

122

Tabela 5.2 - Composição das linhas de ancoragem (comprimento dos trechos)

Linha Amarra

(m) Amarra

(m) Poliéster

(m)

Rabicho de

Amarra (m)

Poliéster (m)

Rabicho de

Amarra (m)

Poliéster (m)

Amarra (m)

Amarra (m)

#1 1080 30 597 10 597 10 15 65 37,6 #2 1103 30 576 10 576 10 - 119,4 - #3 1146 30 572 10 572 10 15 130,6 - #4 1177 30 592 10 592 10 15 69,6 - #5 1198 30 587 10 587 10 15 65 57,6 #6 1171 30 600 10 600 10 - 96 - #7 1127 30 580 10 580 10 - 30 51,4 #8 1092 30 605 10 605 10 15 30 44,4

Tabela 5.3 - Características dos segmentos das linhas de ancoragem

SISTEMA DE ANCORAGEM

AMARRA CABO POLIESTER

Diâmetro Nominal (mm) 100 160

Tipo ORQ ---

Massa (kg/m) 202,00 19,20

EA (MN) 877 103

Peso na água (N/m) 1721,65 43,16

Carga Mínima de Ruptura (kN)

7596,00 6965,00

O quadro de ancoragem da unidade flutuante na posição de equilíbrio estático é

dado pela tabela 5.4.

Tabela 5.4 – Quadro de Ancoragem

Linha Raio Ancoragem

(m) Azimute (graus)

Tração (kN)

Ângulo de Topo

(Graus) # 1 2092 345,8 1179 47.5 # 2 2097 30,9 1310 46.7 # 3 2121 76,0 1458 48.0 # 4 2126 120,3 1166 48.6 # 5 2164 165,8 1336 49.7 # 6 2136 211,5 1370 46.9 # 7 2098 256,0 1396 46.3 # 8 2085 300,9 1181 46.3

123

A tabela 5.5 apresenta as pré-tensões e os ângulos do fairlead associado com

respeito à horizontal para o FSO para três calados de projeto.

Tabela 5.5 – Pré-tensões e ângulos do fairlead

Carregamento Total T = 21.0 m

70% Carregado T = 16.0 m

Carregamento Mínimo T = 7.0 m

Pré – tensão 1165 KN 1209 KN 1289 KN Ângulo do Fairlead 45 graus 44.7 graus 44.3 graus

Um croqui da linha de amarração está apresentado na figura 5.7

Figura 5.7- Croqui da Linha de Amarração

124

5.2 CARACTERIZAÇÃO DO MATERIAL

5.2.1 Dimensionamento das Manilhas

A figura 5.8 apresenta as principais dimensões das manilhas analisadas.

Figura 5.8- Dimensões das manilhas em milímetros.

5.2.2 Análise Química

A tabela 5.6 apresenta a composição química do material do corpo das manilhas

obtida por espectroscopia de emissão. No que diz respeito à análise química pode-se

observar que o material do corpo das manilhas corresponde a um aço baixa liga com

adições de Cr (cromo), Ni (níquel) e Mo (molibdênio), com teores de P (fósforo) e S

(enxofre) de acordo a norma IACS UR W22 [26], o que pode ser considerado como um

material de média/alta temperabilidade.

Tabela 5.1– Composição química das manilhas analisadas (% em peso)

Material C Si Mn P S Cr Ni Mo Cu Al

Manilha1 0,25 0,24 0,42 0,020 0,026 2,04 1,81 0,30 0,28 0,022

Manilha2 0,25 0,24 0,43 0,020 0,024 2,03 1,80 0,30 0,35 0,023

Manilha3 0,20 0.23 0,42 0,011 0,017 1,95 1,85 0,28 0,16 0.001

W22 IACS

Conter no mínimo 0,20% de Mo (molibdênio)

125

5.2.3 Propriedades Mecânicas

As tabelas 5.7 e 5.8 apresentam as propriedades mecânicas obtidas a partir de

ensaios de tração e Charpy V em corpos de prova, retirados 1/3 do diâmetro do corpo

da primeira manilha fraturada, conforme especificado pela Norma IACS UR W22 [26].

O ensaio mecânico Charpy foi realizado no laboratório industrial SENAI – CETEMP.

Na tabela 5.9 estão indicadas as medidas de dureza realizadas na seção transversal

do corpo das duas manilhas fraturadas, da superfície para o centro conforme

especificado pela Norma NBR 13545/99 [37].

Tabela 5.7 – Propriedades mecânicas (ensaio de tração da primeira manilha fraturada) e

especificações da Norma IACS UR W22 [26]

Base de Medida

CP Tensão

escoamento (MPa)

Resistência à tração

(MPa)

Alongamento (%)

Redução de área

(%) φ

[mm]

φf

[mm]

Lφ

[mm]

Lf [mm]

1 810 956 18 61 5,90 3,67 25 29,48

2 820 958 21 65 5,93 3,48 25 30,30

3 800 949 20 60 5,92 3,75 25 30,00

Média 810 954 19 62 5,91 3,63 25 29,93

Norma IACS UR W22 [26]

Grau Tensão de

escoamento mínima (MPa)

Resistência à tração mínima

(MPa)

Alongamento Mínimo (%)

Redução de área Mínima (%)

R3 410 690 17 50

R3S 490 770 15 50

R4 580 860 12 50

126

Tabela 5.8 – Propriedades mecânicas (ensaio Charpy da primeira manilha fraturada) e da norma Norma IACS UR W22 [26]

Identificação Dimensões (mm) T (°C)

Energia Absorvida

(J) Média (J)

CP 1 9,919x 9,932x 54,96 -20 61

CP 2 9,995x 9,956 x 54,84 -20 63

CP 3 10,057 x 10,043 x 55,08 -20 49

57,6

Norma IACS UR W22 [26]

Grau T (°C) Energia Absorvida (J)

R3 -20 40

R3S -20 45

R4 -20 50

Tabela 5.9 – Medidas de dureza Brinell realizada nas duas manilhas fraturadas e as

especificações da Norma NBR 13545/99 [37]

Dureza Brinell (esfera φ:2,5mm carga 187,5Kgf)

CP 1 2 3 4 5 Média

Manilha 1 272 285 278 272 285 280

Manilha 2 285 272 283 275 276 278

Norma NBR 13545/99 [37]

Grau Dureza Brinell Dureza Rockwell HRC

4 217 17

8 380 41

10 420 45

OBS: A dureza medida não pode ultrapassar o valor estipulado pela norma NBR

13545/99.

127

5.2.4 Análises Metalográficas

Conforme apresentado no estudo da referência [49], todas as amostras

analisadas apresentaram microestrutura típica de tratamento térmico de têmpera e

revenimento, com presença de martensita revenida e sulfetos de manganês alinhados

conforme as figuras 5.9 e 5.10. As amostras de todas as manilhas analisadas

apresentaram-se microestruturalmente similares.

Figura 5.9 – Microestrutura típica das manilhas analisadas. Apresenta sulfetos de manganês. Sem ataque

Figura 5.10 – Microestrutura apresenta martensita revenida com sulfetos de manganês. Ataque Nital 2%

128

5.3 ENSAIO DE FADIGA

Como ficou claro pela superfície de fratura da manilha rompida que o modo de

falha era fadiga, foi realizado um ensaio de cargas cíclicas no CENPES, usando uma

manilha do mesmo lote que não havia sido instalada junto com a manilha que estava

instalada na linha #6 e não rompida. Foram aplicados 96.235 ciclos entre 60t e 200t. O

teste foi interrompido por rompimento de um elo de montagem da máquina e julgou-se

que o número de ciclos era suficiente para o propósito. Pelo estudo de fadiga do

sistema da UEP isto seria equivalente a cerca de 600 anos de operação. Foram

observados defeitos apenas na curva interna do corpo das manilhas ensaiadas.

Com um resultado inesperado obtido no ensaio de carga para calibração do modelo

por elementos finitos (capítulo 6), onde ocorreu deformação plástica com cargas da

ordem de 300t, optou-se por realizar um segundo teste de fadiga.

O procedimento de carregamento foi alterado, passando a ser de 200 ciclos entre 160t

e 300t, seguido de 4.800 ciclos entre 60t e 200t. O objetivo de uma carga média maior

em 4% dos ciclos foi simular as condições de tormenta, onde as cargas eram maiores

que 200t.

Foram encontrados defeitos através do teste de partícula magnética (PM) após a

realização do primeiro conjunto de carregamentos (200 + 4.800 ciclos). Os defeitos

iam aumentando em quantidade e dimensões a cada verificação. Após 15 mil ciclos o

teste foi interrompido e as manilhas cortadas, sendo as regiões de curva enviadas

para o Laboratório de Metalurgia Física (LAMEF) da Fundação Luiz Englert, na

Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS).

5.4 ANÁLISE DE FALHAS 5.4.1 Primeira manilha analisada 5.4.1.1 Macrografia

A figura 5.11 apresenta as regiões analisadas das manilhas fraturadas. Foram

realizados dois cortes: um transversal à região onde se iniciou a fadiga e outro na

região cisalhada com amassamento.

129

Figura 5.11 – Desenho demonstrando as regiões analisadas para caracterização da falha.

As figuras 5.12 e 5.13 a seguir ilustram o aspecto macroscópico da região da

fratura, apresentando aspecto de trinca por fadiga.

Figura 5.12 – Aspecto macroscópico da região da fratura, apresentando aspecto de

trinca por fadiga.

Região A Região B

Ponto de início da falha por fadiga

Zona Cisalhada

Região C

130

Figura 5.13 – Aspecto macroscópico da região da fratura, apresentando aspecto de

trinca por fadiga.

5.4.1.2 Micrografia

Foi realizado também ensaio de micrografia com o intuito de se estudar os

produtos metalúrgicos da manilha. Este ensaio foi realizado com o auxílio do

microscópio, permitindo observar a granulação do material, a natureza, forma,

quantidade e distribuição dos diversos constituintes.

As figuras 5.14, 5.15 e 5.16 a seguir apresentam o aspecto metalográfico das

três regiões (A, B e C).

131

Figura 5.14 – Aspecto metalográfico da região A (corpo da manilha). Ataque Nital 2%

Figura 5.15 – Aspecto metalográfico da região B (Superfície de Fratura). Ataque Nital 2%

Figura 5.16 – Aspecto metalográfico da região C cisalhada com trincas. Ataque Nital 2%

132

5.4.2 Segunda manilha analisada 5.4.2.1 Macrografia

A seguir estão apresentadas figuras (figuras 5.17 e 5.18) com o aspecto

macroscópico da região da fratura da segunda manilha analisada, indicando aspecto

de trinca por fadiga do material.

Figura 5.17 – Aspecto macroscópico da região da fratura, apresentado aspecto de trinca por fadiga.

Figura 5.18 – Aspecto macroscópico da região da fratura, apresentado aspecto de trinca

por fadiga

133

5.4.2.2 Micrografia

As figuras 5.19, 5.20 e 5.21 a seguir apresentam o aspecto metalográfico das

três regiões (A, B e C), após ensaio de micrografia efetuado na segunda manilha

analisada.

Figura 5.19 – Aspecto metalográfico da região A (corpo da manilha). Ataque Nital 2%

Figura 5.20 – Aspecto metalográfico da região B (Superfície de Fratura). Ataque Nital 2%

Figura 5.21 – Aspecto metalográfico da região C cisalhada com trincas. Ataque Nital 2%

134

5.5 ENSAIO DE TENSÕES RESIDUAIS - MÉTODO DO FURO CEGO

A análise de tensões residuais, pelo método do furo cego, foi realizada na região

onde a manilha sofre maiores esforços (figura 5.22 e 5.23), segundo a simulação

realizada por elementos finitos. As tensões residuais medidas estão apresentadas nas

figuras 5.24 a 5.26, onde se pode observar um gráfico de Tensão Residual versus

Profundidade (mm). A simulação numérica por elementos finitos será apresentada no

próximo capítulo.

Figura 5.22 - Região da manilha onde foi realizada a medida das tensões residuais

Figura 5.23 - Ilustração do sistema para medida das tensões residuais

135

-6 00

-5 00

-4 00

-3 00

-2 00

-1 00

0

1 00

2 00

3 00

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1 ,2 1,4

Profun did ade [m m ]

Tens

ão R

esid

ual [

MPa

]

S1

S2

Figura 5.24 – Tensões no Furo 1. Centro da curvatura no lado externo

Pelos resultados apresentados acima, pode-se observar um aumento das

tensões residuais na curvatura externa da manilha a medida que se penetra no furo.

Houve um deslocamento de 10º em relação ao eixo principal, pois as tensões

apresentaram-se maiores nesta direção.

S1

S2

10o

136

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4

Profundidade [mm]

Tens

ão R

esid

ual [

MPa

]

S1S2

Figura 5.25 – Tensões no Furo 2 – Centro da curvatura no lado interno

S1

S2

137

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4

Profundidade [mm]

Tens

ão R

esid

ual [

MPa

]

S1

S2

Figura 5.26 - Tensões no Furo 3. Deslocamento do centro da curvatura no lado interno

S2

S1

138

5.6 ENSAIO REALIZADO NO CENPES (PETROBRAS)

Através de ensaios não destrutivos como líquido penetrante e magnaflux foram

detectadas trincas na região do arco interno das duas manilhas ensaiadas no

CENPES conforme a figura 5.27 abaixo. A caracterização das trincas foi realizada

através de macrografias e micrografias realizadas em microscópio óptico e eletrônico

de varredura. A análise química de material junto às trincas foi realizada através de

microssonda EDS (análise por energia dispersiva) [49]. A posição de retirada das

amostras na região com trincas pode ser verificada na figura 5.28.

Figura 5.27 – Região das manilhas onde foram detectadas trincas em inspeção.

139

Figura 5.28 – Região das manilhas mostrando o corte para retirada das amostras na

região contendo trincas.

5.6.1 Análise metalográfica da região das trincas

As figuras 5.29 e 5.30 ilustram a análise a metalográfica realizada.

Figura 5.29 – Micrografia sem ataque das amostras da região contendo trincas da

primeira manilha analisada. Apresenta oxidação no início das trincas.

Região com trincas

Região Analisada

Corte A-A

140

Figura 5.30 – Micrografia da amostra atacada com cromato alcalino para determinação

da profundidade de penetração de oxigênio na região contendo trincas. Apresenta região clara sub-superficial indicando a presença de oxigênio.

5.6.2 Análise realizada no Microscópio Eletrônico de Varredura (MEV) acoplado a um sistema de análise por energia dispersiva (EDS)

As figuras de 5.31 a 5.33 ilustram a análise efetuada em microscopia eletrônica

de varredura e microssonda.

Figura 5.31 – Imagem destacando as regiões de início da trincas partindo das regiões oxidadas da superfície.

141

Figura 5.32 – Análise química realizada via EDS na região de início das trincas (região

oxidada). Esta apresenta óxido de ferro com cromo na região marcada.

Figura 5.33 – Imagem da região contendo trincas das manilhas analisadas. Apresenta oxidação no início das trincas.

142

6 TESTE DE CARGA, SIMULAÇÃO NUMÉRICA E ANÁLISE DOS RESULTADOS

Para se buscar as reais causas dos dois incidentes de rompimento de linhas de

ancoragem na unidade flutuante em estudo, foi desenvolvida uma série de ensaios e

análises que pudessem esclarecer o ocorrido e permitir tomar decisões sobre as

outras manilhas ainda instaladas na UEP.

Dentre as diversas análises propostas, foi realizado um estudo por elementos

finitos desta manilha. Para a calibração do modelo matemático uma manilha foi

instrumentada em três pontos que foram a curva externa e os dois braços paralelos,

conforme apresentado na figura 6.2. Este ensaio foi realizado unindo a manilha a um

tramo de amarra de 105 mm e o teste foi realizado na máquina de tração de 500

toneladas do CENPES (PETROBRAS) [50], apresentada na figura 6.1.

Figura 6.1 – Máquina de Tração de 500 toneladas do CENPES

143

6.1 TESTE DE CARGA

Foi realizado no CENPES um teste de carga em uma manilha retirada de uma

das linhas de poliéster da plataforma. Foram colados strain gages nas posições

indicadas na figura 6.2. As setas na figura 6.2 indicam a direção de medição dos strain

gages [49].

Figura 6.2 – Posição dos strain gages usados na medição das deformações no teste de

carga efetuado no CENPES.

O procedimento do teste consistiu em tracionar esta manilha de zero até 360

toneladas, com um incremento de aproximadamente 50 toneladas.

O gráfico de deformação na curva externa da manilha (strain gage M5)

apresentado na figura 6.3 indica que quando houve o decréscimo da carga de 360

toneladas para 235 toneladas, as deformações não retornaram aos valores da etapa

de carregamento, indicando uma deformação permanente na região de medição [49 e

50].

O gráfico de carga em função da deformação medida na curva externa da

manilha (figura 6.4) apresenta os resultados do mesmo teste com a carga em função

da deformação, mostrando que a relação entre a carga aplicada e a deformação não é

M2M1M3 M4

M5

144

linear no carregamento, confirmando que houve deformação plástica permanente após

a retirada da carga.

Como a região da curvatura externa da manilha é a mais solicitada, estão

apresentados somente os resultados do strain gage M5. Os demais pontos foram

analisados (strain gages M1, M2, M3 e M4), mas seus resultados não se tornam tão

relevantes, uma vez que possuem solicitações menores que a da região da curvatura

externa.

Deformação na Curvatura ExternaStrain Gage M5

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 100 200 300 400 500 600 700

Tempo (s)

Def

orm

ação

(x10

e-6

)

50 ton

155 ton

100 ton

205 ton255 ton

305 ton

360 ton

235 ton

Figura 6.3 – Deformações medidas em função da carga aplicada no strain gage M5

Carga Vs Deformação medida no Strain Gage M5

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000

Deformação (x10e-6)

ton

Figura 6.4 – Carga em função da deformação medida no teste no CENPES

145

6.2 SIMULAÇÃO NUMÉRICA

Foram realizadas simulações numéricas por elementos finitos de três diferentes

situações:

• Análise da influência da carga de teste nas tensões de trabalho da

manilha com diâmetro de 105 mm.

• Análise de manilha com diâmetro de 105 mm com elo de 120 mm e

manilha de 105 mm com elo de 105 mm.

• Análise de manilha com diâmetro de 114 mm com material R4 para as

cargas de ruptura (MBL=710 t) e de teste (PL=450 t).

As simulações foram realizadas utilizando-se o software ABAQUS.

6.2.1 Análise da Influência da carga de teste

Foram analisadas as tensões na manilha com diâmetro de 105 mm,

considerando as cargas atuantes na linha durante uma condição de tempestade.

Duas situações foram estudadas. A primeira considerando a manilha e o elo com

as tensões residuais características existentes após a aplicação da carga de teste

(proof load). A segunda situação considerando a manilha e o elo sem a aplicação da

carga de teste (proof load) [49].

A carga de teste propicia tensões residuais compressivas na região externa da

manilha que se opõe ao carregamento de fadiga em serviço. A falta de carga de teste

acarreta escoamento plástico na peça quando em serviço, o que acarreta uma grande

sensibilidade ao meio de trabalho, acentuando danos por corrosão-sob-tensão e

corrosão-fadiga.

6.2.1.1 Material da Manilha

O material utilizado para a simulação está apresentado pela curva tensão-

deformação da figura 6.5. A curva baseia-se na caracterização efetuada através de

ensaios de tração. Este material foi utilizado na manilha e no elo.

146

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3

Deformação (mm/mm)

Tens

ão (M

Pa)_

Verdadeira Engenharia

Figura 6.5 - Curva tensão-deformação utilizada para a análise da manilha

6.2.1.2 Modelo Numérico

As condições de contorno aplicadas ao modelo numérico simularam a simetria

de um quarto do modelo, sendo a carga aplicada numa casca rígida (figura 6.6).

Figura 6.6 – À esquerda, modelo completo. À direita, modelo de um quarto de simetria.

147

O pino da manilha foi considerado como deformável, em contato com o pino do

acessório, representado por uma casca rígida (figura 6.7). O elo tamanho 120 mm

também foi considerado deformável, com o material das mesmas características que a

manilha.

Foi considerado o contato entre o elo e a manilha e entre o pino e a manilha.

Também foi considerado o contato entre o pino da manilha e o pino do acessório. Para

todos os casos foi aplicado um coeficiente de atrito de 0,3.

O modelo foi calculado com aproximadamente 17.900 elementos hexaédricos

híbridos de integração reduzida e interpolação linear.

Figura 6.7 – À esquerda, condições de contorno aplicadas. Á direita, malha utilizada para

o cálculo.

Carga Aplicada

148

6.2.1.3 Cargas Aplicadas

Para o cálculo das tensões com a carga de teste, foi aplicada inicialmente a

carga de 450 ton, e logo após foram aplicadas as cargas que simularam uma condição

de tempestade (tabela 6.1). A tabela 6.2 indica as cargas aplicadas na manilha sem

carga de teste.

Tabela 6.1 – Cargas aplicadas na análise da manilha com carga de teste, em toneladas

Etapa de Carregamento

Carga Aplicada

1 450 ton

2 300 ton

3 160 ton

4 60 ton

5 200 ton

Tabela 6.2 – Cargas aplicadas na análise da manilha sem carga de teste, em toneladas


Carga Aplicada

1 300 ton

2 160 ton

3 60 ton

4 200 ton

6.2.1.4 Resultados

A figura 6.8 apresenta as tensões residuais ao longo da seção após a aplicação

da carga de teste. Observa-se que a curvatura externa apresentou uma tensão

residual compressiva de aproximadamente 385 MPa. A região compressiva continuou

até uma profundidade aproximada de 20 mm a partir da curvatura externa. Na região

interna, devido às condições de contato, as tensões residuais foram trativas da ordem

dos 600 MPa, continuando trativas até uma profundidade de aproximadamente 12

mm.

149

Figura 6.8 – Tensão ao longo da seção da manilha após a aplicação da carga de teste

Nas figuras 6.9 e 6.10 observa-se as tensões máximas principais para os dois

casos analisados, com a aplicação de uma carga de 300 ton. Observa-se que as

tensões na manilha sem carga de teste foram aproximadamente 100% maiores que na

manilha com carga de teste.

Tensão ao Longo da Seção após PL

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

0 20 40 60 80 100

Distância (mm)

Tens

ão (M

Pa)

Curvatura Interna

Curvatura Externa

150

Figura 6.9 – Comparação das tensões máximas principais

Manilha com PL Manilha sem PL

151

Figura 6.10 – Detalhe da curvatura

A figura 6.11 apresenta um gráfico das tensões em função da carga aplicada

para a manilha com carga de teste e sem carga de teste. A tabela 6.3 resume os

resultados para as cargas variando entre 160 ton e 300 ton. A tabela 6.4 resume os

resultados para as cargas variando entre 60 ton e 200 ton.

Manilha com PL Manilha sem PL

152

Figura 6.11 – Tensão na curvatura externa para a Manilha com carga de teste (PL) e sem

carga de teste (PL).

Tabela 6.3 – Tensões na curvatura externa (MPa). Carga variando entre 160 ton e 300ton

Manilha Tensão Máxima Tensão Mínima Tensão Média

Sem carga de teste (PL)

811 353 582

Com carga de teste (PL)

422 -52 185

Tabela 6.4 – Tensões na curvatura externa (MPa). Carga variando entre 60 ton e 200ton

Manilha Tensão Máxima Tensão Mínima Tensão Média

Sem carga de teste (PL)

474 14 244

Com carga de teste (PL)

44 -428 -192

353

811

353

811

14

474

14

474

-52

422

-52

422

-428

44

-428

44

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

Tens

ão n

a C

urva

tura

(MPa

)_

Manilha sem PL Manilha com PL

160ton-300 ton 60 ton-200 ton

153

6.2.1.5 Comparação com o teste no CENPES (PETROBRAS)

A figura 6.12 apresenta um gráfico comparando as deformações medidas (em

vermelho) e as calculadas (em azul) na curvatura externa da manilha (posição do

strain gage M5). As deformações foram calculadas seguindo as etapas de

carregamento da tabela 6.1

Observa-se uma boa correlação entre as duas curvas, com uma defasagem

devida, principalmente, às diferenças entre as condições de contorno iniciais do teste

e da análise. Na etapa de descarregamento, as duas curvas apresentaram a mesma

inclinação.

Figura 6.12 – Comparação entre o teste no CENPES e a análise por Elementos Finitos.

6.2.1.6 Análise dos Resultados

A figura 6.11 resume as tensões na região mais solicitada da manilha. Observa-

se o efeito benéfico da carga de teste na distribuição de tensões.

Carga Vs Deformação

51

235

450450

300300

160

6060

200

357

306

255

204

102

153

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0.00E+00 5.00E+03 1.00E+04 1.50E+04 2.00E+04 2.50E+04 3.00E+04

Deformação (x10-6)

ton

M-5 ABAQUS_M5

154

Para uma carga na condição ambiental de tempestade na linha de ancoragem,

as tensões na manilha sem carga de teste apresentaram valores com um incremento

de aproximadamente 400 MPa, quando comparada com a manilha com carga de teste

[48].

Da figura 6.12 pode-se observar que as deformações medidas no teste no

CENPES (PETROBRAS) apresentaram o mesmo comportamento de uma manilha que

não foi solicitada às cargas de teste.

6.2.2 Análise de Manilha diâmetro 105 mm com Elo diâmetro 120 mm e Manilha diâmetro 105 mm com Elo diâmetro 105 mm

Foram analisadas as tensões na manilha considerando o contato com elo de

diâmetro de 120 mm e com elo de diâmetro de 105 mm. O objetivo foi determinar a

influência de elos de diferentes diâmetros nas tensões na manilha.

As condições de contorno e as cargas aplicadas foram similares às aplicadas no

item 6.2.1 (Análise da influência da carga de teste). Para cada caso, as situações com

carga de teste e sem carga de teste foram analisadas.

6.2.2.1 Material

O material utilizado foi o definido no item 6.2.1.1.

6.2.2.2 Modelo

Na figura 6.13 observa-se a malha empregada para cada caso. As condições de

contorno foram iguais às empregadas no item anterior (figura 6.7)

155

Figura 6.13 – Malha utilizada. À esquerda, manilha com elo 120 mm. À direita, manilha

com elo 105 mm

6.2.2.3 Carga Aplicada

As cargas aplicadas foram as mesmas que as especificadas no item 6.2.1.3.

6.2.2.4 Resultados

Nas figuras 6.14 e 6.15 observa-se as tensões máximas principais para os dois

casos analisados, para aplicação de uma carga de 300 ton.

As figuras 6.16 e 6.17 apresentam uma análise comparativa das tensões normais

à seção para os dois casos analisados (com carga de teste e sem carga de teste),

para cargas aplicadas de 200 ton e 300 ton.

156

Figura 6.14 – Tensão máxima principal para uma carga de 300 ton após a aplicação de

carga de teste. À esquerda, contato com elo de ∅120mm, à direita, contato com elo de

∅105mm.

Figura 6.15 – Tensão máxima principal para uma carga de 300 ton com manilhas sem

carga de teste. À esquerda, contato com elo de ∅120mm, à direita, contato com elo de

∅105mm.

157

Tensão ao longo da Seção - Manilha com PL

46

421

-1500

-1250

-1000

-750

-500

-250

0

250

500

750

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Distância (mm)

Tens

ão (M

Pa)

M105_E120-200t M105_E120-300t M105_E105-200t M105_E105-300t

Figura 6.16 – Comparação entre as manilhas montadas com elo de 120mm e 105mm. Tensão normal à seção. Cargas de 200 ton e 300ton.

Tensão ao longo da Seção - Manilha sem PL

474

815

-2000

-1750

-1500

-1250

-1000

-750

-500

-250

0

250

500

750

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Distância (mm)

Tens

ão (M

Pa)

elo120-200t elo120-300t elo105-200t elo105-300t

Figura 6.17 – Comparação entre as manilhas montadas com elo de 120mm e 105mm. Tensão normal à seção. Cargas de 200 ton e 300ton.

158


As figuras 6.16 e 6.17 apresentam a variação da tensão ao longo da seção na

curvatura da manilha. Observa-se que a análise não mostrou a existência de diferença

significativa das tensões em função do diâmetro do elo utilizado [49].

Destaca-se que as tensões no caso da manilha com carga de teste diminuem

significativamente, em concordância com os resultados da análise do item 6.2.1

(Análise da influência da carga de teste) [49].

6.2.3 Análise da manilha com material R4 para as cargas de ruptura (MBL) e de teste (PL).

Foi analisada uma manilha de diâmetro de 114 mm para as mesmas condições

do item 6.2.1 e para cargas MBL de 710 toneladas e carga de teste de 450 toneladas.

O material empregado reproduz os requisitos mínimos de resistência à tração da

Norma IACS UR W22 [26] para o Grau R4.

6.2.3.1 Material

O material utilizado apresenta os valores descritos na tabela 6.5. A curva

empregada no modelo (figura 6.18) foi ajustada em função de valores experimentais,

sendo caracterizada pela seguinte equação:

108,01220

===

mMPao

mo

σσσ

O ajuste se fez necessário para representar melhor as características reais do

material da manilha, obtidas através de ensaios.

159

Tabela 6.5 – Materiais W22 da norma e W22 utilizado na presente simulação

Tensão de Escoamento (σys)

Material σys

(MPa) Deformação

W22-Norma 580 -

W22-Simulação 740 0,3%

Resistência à Tração (σut)

Material σut

(MPa) Deformação

W22-Norma 860 -

W22-Simulação 860 10%

Figura 6.18 – Material W22 utilizado na simulação

O limite de resistência à fadiga do material foi calculado seguindo as indicações

da referência [51]:

W22-R4

0

200

400

600

800

1000

1200

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3

Deformação (mm/mm)

Tens

ão (M

Pa

Verdadeira Engenharia

160

MPaeSeSkaSe

UT 435506,0''

==⋅=

σ

onde:

Se: limite de resistência à fadiga.

S’e: limite de resistência à fadiga para um corpo de prova polido.

ka: fator de acabamento superficial.

A tabela 6.6 apresenta os limites de resistência à fadiga considerando a equação

de Marin e considerando o fator de acabamento superficial unicamente:

Tabela 6.6 – Limites de resistência à fadiga para dois acabamentos superficiais

diferentes.

Acabamento Superficial ka Se

Hot-Rolled 0,463 201 MPa

As-forged 0,326 142 MPa

6.2.3.2 Dimensões

Para a manilha analisada, foi considerado um diâmetro de 114 mm, ajustando o

resto das medidas para a correta montagem dos acessórios (figura 6.19). O elo foi

considerado de diâmetro de 120 mm.

Figura 6.19 – Dimensões da manilha W22 para 710 ton de MBL.

161

6.2.3.3 Modelo

O modelo considerado apresentou as mesmas condições de contorno que as

especificadas no item 6.2.1.

6.2.3.4 Carga Aplicada

Para o cálculo das tensões foi aplicada primeiramente a carga de teste de 450

ton (PL) e logo após foram aplicadas, em duas etapas diferentes, as cargas de 200 ton

e 300 ton. Finalmente foi aplicada a carga de 710 ton (MBL).

A tabela 6.7 abaixo apresenta as cargas aplicadas.

Tabela 6.7 – Cargas aplicadas na análise da manilha com PL, em toneladas


Carga Aplicada

1 450 ton

2 200 ton

3 300 ton

4 710 ton

6.2.3.5 Resultados

A figura 6.20 resume os resultados do trabalho de simulação.

162

Figura 6.20 – Tensões normais à seção para as cargas de 200 ton, 300 ton, 450 ton (carga

de teste) e 710 ton (MBL).


O limite de resistência à fadiga do material para as considerações do presente

trabalho variaram entre 201MPa e 142MPa (tabela 6.6). Seguindo as etapas de

carregamento apresentadas na tabela 6.7 e observando-se os resultados das tensões

normais à seção apresentados na figura 6.20 verifica-se que para uma carga de 200

ton, as tensões foram de 72 MPa na curvatura externa. Para uma carga de 300 ton

(valor máximo em uma condição de tempestade) as tensões aumentaram até 380MPa.

Para as cargas de 200 ton, a manilha de diâmetro de 114 mm, material W22

Grau R4, as tensões apresentaram valores menores que o limite de resistência à

fadiga do material.

Para as cargas na condição de tempestade e considerando vida infinita, a

manilha com 114 mm de diâmetro e material W22 Grau R4 estaria sub-dimensionada.

Porém, dado que a maior parte do tempo a linha não se encontra solicitada com esta

Tensão ao longo da Seção

72

380

772958

-2000

-1750

-1500

-1250

-1000

-750

-500

-250

0

250

500

750

1000

0 20 40 60 80 100 120

Distância (mm)

Tens

ão (M

Pa)

200t 300t 450t 710t

163

carga, o correto dimensionamento da manilha deveria ser realizado considerando o

espectro de carregamento ao longo do tempo, aplicando alguma teoria de dano.

Para o material considerado, o começo da estricção aconteceria quando a

deformação na peça atingisse o valor de 10% de deformação. No caso analisado, para

uma carga de MBL de 710 ton, a curvatura externa da manilha atingiria valores

aproximados de 960MPa [43] (figura 6.20). Na curva tensão-deformação verdadeira

(figura 6.18) esta tensão equivale a uma deformação aproximada de 10%. Uma

manilha com as dimensões consideradas neste item, e construída com um material

com as propriedades citadas no item 6.2.3.1, estaria sub-dimensionada para a carga

de MBL de 710 ton.

164

7 CONSIDERAÇÕES FINAIS 7.1 SUMÁRIO

As propriedades do material da manilha analisada encontraram-se dentro da

Norma IACS UR W22 [26], para o Grau R4. Dos três corpos de prova do ensaio de

Charpy somente um deles ficou abaixo do valor de 50 J, porém a média ficou acima

deste requisito mínimo da norma. O mecanismo de falha observado nas duas

manilhas que romperam em campo não se encontra relacionado com este fato, dado

que as duas apresentaram crescimento das trincas por fadiga e ruptura dúctil final.

As medidas de tensões residuais e o próprio teste de carga indicaram que as

manilhas não foram submetidas a testes de carga de prova. As tensões residuais

medidas tenderam a zero em aproximadamente 1,5 mm, sendo que se as tensões

produzidas pela carga de prova deveriam apresentar valores compressivos até uma

profundidade aproximada de 20 mm na curvatura externa, como indicou a análise por

elementos finitos.

O teste de carga realizado no CENPES (PETROBRAS), com a medição de

deformações, indicou a presença de deformações permanentes após a retirada da

carga. A curva carga-deformação medida, quando comparada com a curva calculada

por elementos finitos, apresentou a mesma relação de uma manilha que não foi

submetida às cargas de prova.

As trincas internas observadas no teste no CENPES (PETROBRAS) foram

devidas às altas tensões de contato existentes entre o elo e a manilha. Estas trincas

internas não contribuíram à falha das manilhas analisadas. Trincas iniciadas nesta

região encontram logo um campo de tensões compressivas que inibem o seu

crescimento.

A falta da carga de prova explica as falhas em campo. O teste com carga de

prova propiciaria tensões residuais compressivas na região externa que se oporiam ao

carregamento de fadiga em serviço. A falta da carga de prova acarretou escoamento

plástico na peça quando em serviço, o que acarretou uma grande sensibilidade ao

meio de trabalho, acentuando danos por corrosão-sob-tensão e corrosão-fadiga.

165

7.2 CONCLUSÕES

Como pôde ser observado nos testes e análises realizados, e nos estudos das

referências [45] e [47], o teste de carga de prova impõe uma elongação permanente,

fornecendo evidências de regiões localizadas de deformação plástica. Esta

deformação que acontece em áreas de alta concentração de tensões, provê tensões

residuais compressivas na remoção da carga. As tensões residuais compressivas se

sobrepõem com as tensões aplicadas geradas durante o carregamento de serviço

para reduzir a tensão principal elástica em regiões críticas onde se originam trincas

devidas à fadiga. A tensão principal reduzida diminui a taxa de acumulação de dano

que aumenta a vida à fadiga da amarra.

Portanto, conclui-se que o teste de carga de prova aumenta substancialmente a

vida à fadiga de ambas geometrias de elos de amarras: elo com malhete e elo sem

malhete. Geralmente, quanto mais elevada a carga do teste de carga de prova, maior

a resistência à fadiga da amarra.

As tensões residuais podem ser utilizadas para explicar diversas observações

feitas no comportamento da fadiga da amarra sob teste de carga de prova:

a) As tensões compressivas residuais, causadas pelo teste de carga de prova,

melhoram a vida a fadiga;

b) As tensões mais elevadas aplicadas (maior amplitude) aceleram o relaxamento

da tensão residual e reduzem a vida à fadiga.

De acordo com o disposto acima, todas as peças e acessórios do sistema de

ancoragem devem ser submetidos ao teste de carga de prova, para uma carga

específica que depende do grau e do diâmetro da amarra associada. Os parâmetros

para a determinação do valor da carga de prova estão definidos nas normas e o teste

deve ser submetido à Classificadora.

A realização dos testes de carga de prova e de ruptura se mostram

imprescindíveis e garantem a continuidade operacional do sistema sem danos devido

à fadiga, ou ruptura devido a ação de tensões dentro do limite aceitável.

166

7.3 RECOMENDAÇÕES

Para o caso estudado, em especial, as análises, testes e ensaios realizados

determinaram a substituição de todas as manilhas das linhas rompidas e das linhas

mais solicitadas no sistema.

Foi determinada também a investigação da inconsistência do Certificado da

Sociedade Classificadora em relação aos testes de carga de prova e fadiga realizados

nas manilhas e elos de amarra instalados no sistema de ancoragem estudado.

Como resultado, fica a recomendação de revisão das especificações de compra

de manilhas de poliéster, com base no estudo realizado. Além disso, as cargas

máximas de trabalho em outras Unidades Estacionárias de Produção (UEP) que

utilizam a mesma manilha, e nos sistemas futuros devem ser verificadas.

Com base na gama de informações levantadas durante a realização do estudo

em questão, sugere-se a elaboração de um banco de dados de defeitos típicos em

elos e manilhas de sistemas de ancoragem. Além disso, todo o estudo desenvolvido e

apresentado nesta dissertação pode auxiliar projetistas e engenheiros no

desenvolvimento de sistemas de ancoragem para unidades flutuantes operando por

um longo período (20 anos em média) em lâminas d´água profundas e ultra-profundas.

Já está em andamento um projeto de unificação das regras das Sociedades

Classificadoras, coordenado pela IACS (International Association of Classification

Societies), onde possíveis discrepâncias entre diferentes projetos de diferentes

classificadoras sejam eliminadas. No entanto, todo o levantamento dos critérios de

projeto, fatores de dimensionamento e cálculo, apresentados nesta dissertação,

relativos às três principais Sociedades Classificadoras atuantes no Brasil no mercado

offshore (ABS, BV e DNV), além dos dados coletados do API, IACS, ISO e NBR,

fornecem uma visão geral dos conceitos utilizados para dimensionamento de sistemas

de ancoragem em catenária que utilizam cabos de poliéster e permitem a elaboração

de um plano efetivo de acompanhamento na fabricação, instalação e monitoração da

vida em serviço.

167

8 REFERÊNCIAS

[1] COSTA, L. C., GONÇALVES, R. C. F., “Inspeção em Linhas de Ancoragem de

Unidades de Produção”; XXI Congresso Nacional de Ensaios Não Destrutivos,

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Netherlands, 2005.

[3] JÚNIOR, J. A. F., ANDRADE, B. L. R., BRINATI, H. L., MORISHITA, H. M. e

MARTINS, M. R., “Sistema de Ancoragem de Sistemas Flutuantes de

Produção”; Apostila do curso de formação de Engenheiros Navais da

PETROBRAS, 2004.

[4] NOGUEIRA, S., “Estabilidade de Plataformas Semi-Submersíveis: Teoria e

Controle de Emergências”; Apostila PETROBRAS, E&P-SSE/UN-BC/ST/EIS,

Revisão 4, Janeiro de 2003.

[5] JÚNIOR, J. A. F.; "Alternativas para Sistemas Flutuantes de Produção”;

Apostila do curso de formação de Engenheiros Navais da PETROBRAS, 2004.

[6] JÚNIOR, J. A. F.; "Otimização e Automatização do Projeto de Sistemas de

Ancoragem de Plataformas Semi-Submersíveis"; Dissertação de Mestrado,

Universidade de Campinas, Dezembro de 1993.

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Recommended Practice for Design, Analysis, and Maintenance of Mooring for

Floating Production Systems, 1993.

[8] ANDRADE, B. L. R. e MARTINS, R. M.; "Avaliação da Alternativa TAUT-LEG

para Sistemas Flutuantes de Produção”, Relatório Final de Projeto, maio de

1995.

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Telecurso2000 - Ensaios de Materiais - http://www.bibvirt.futuro.usp.br/.

[10] LU, J., “Handbook of Measurement of Residual Stresses”, SEM Inc., 1996.

168

[11] GRANT, P.V., “Measurement Good Practice Guide No. 53.”, UK, National

Physical Laboratory, 2002.

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[13] HAUK, V., “Structural and Residual Stress Analysis by Non-destructive

Methods”. Elsevier, 1997.

[14] HOFFMANN, F.; KEßLER, O.; LUBBEN, Th. e MAYR, P., “Distortion

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[15] MICRO MEASUREMENTS, “Tech Note TN – 503 – 4”, 1993.

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Mooring, American Bureau of Shipping, 1999.

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[22] DNV CN 2.6, Classification Notes - Certification of Offshore Mooring Chain, Det

Norske Veritas, 1995.

169

[23] BV Guidance Note NI 493 DTM R00 E, Classification of Mooring Systems for

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[24] BV NR 216, Rules and Regulations for the Classification of Ships and Offshore

Installations, Bureau Veritas.

[25] BV NI 416 DTO R00 E, Quasi-Dynamic Analysis of Mooring Systems Using

Ariane Software – Guidance Note, Bureau Veritas, 1998.

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Requirement W22 – Material and Welding – Offshore Mooring Chain, 2004.

[27] American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2A - Recommended

Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms -

Load and Resistance Factor Design.

[28] American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2T - Recommended

Practice for Planning, Designing, and Constructing Tension Leg Platforms.

[29] American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2SK -

Recommended Practice for Design and Analysis of Stationkeeping Systems for

Floating Structures.

[30] American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2SM –

Recommended Practice for Design, Manufacture, Installation and Maintenance

of Synthetic Fiber Fiber Ropes for Offshore Mooring.

[31] American Petroleum Institute - API Specification 2F – Specification for Mooring

Chain.

[32] American Petroleum Institute - API Specification 9A – Specification for Wire

Ropes.

[33] American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2I – In-service

Inspection of Mooring Hardware for Floating Drilling Units.

170

[34] American Petroleum Institute - API Recommended Practice 2P - Analysis of

Spread Mooring Systems for Floating Drilling Units.

[35] International Standard – ISO 1704 – Shipbuilding – Stud-link Anchor Chains.

[36] Norma Brasileira – ABNT NBR 13715 – Estruturas Oceânicas – Amarras –

Requisitos.

[37] Norma Brasileira – ABNT NBR 13545 – Movimentação de Cargas – Manilhas.

[38] BERG, A. e TARALDSEN, A., “Long Term Mooring and Anchoring of Large

Structure and Drilling Units (Reliability and Safety of Anchor Chain Systems),”

OCT 3813, maio 1980.

[39] DOWDY, M. J. e GRAHAM, D. J., “A Method for Evaluating and Extending the

Useful Life of In-Service Anchor Chain,” OTC 5719, maio 1988.

[40] LANDGRAF, R.W. e CHERNENKOFF, R.A. “Residual stress effects on fatigue

of surface processed steels” ASTM STP 1004, Analytical and Experimental

Methods for Residual Stress Effects in Fatigue (American Society for Testing

and Materials, 1986)

[41] KWAN, C. T.; "Design Practice for Mooring of Floating Production Systems";

Marine Technology, vol. 28, no 1, janeiro 1991.

[42] VARGAS, P. M., HSU, T. M. e LEE, W. K., “Stress Concentration Factors for

Stud-less Mooring Chain Links in Fairleads”, Proceedings of OMAE 2004,

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[43] VARGAS, P. M. e JEAN, P., “FEA of Out-of-Plane Fatigue Mechanism of Chain

Links”, Proceedings of OMAE 2005, OMAE2005-67354, junho 2005.

[44] MELIS, C., JEAN, P. e VARGAS, P. M., “Out-of-Plane Bending Tests of Chain

Links”, Proceedings of OMAE 2005, OMAE2005-67353, junho 2005.

171

[45] SHOUP, G. J., TIPTON, S. M. e SOREM, J. R.; “The Influence of Proof Loading

on the Fatigue Life of Anchor Chain”; Paper OTC 6905 - 24th Annual Offshore

Technology Conference, Houston, Texas, 1992.

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[47] SHOUP, G. J., TIPTON, S. M. e SOREM, J. R.; “The Effect of Proof Loading on

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Edition, 2001.

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