GERENCIAMENTO DA CONTINUIDADE OPERACIONAL DO TRECHO EMERSO DE UM RÍSER RIGIDO SUBMARINO

Resumo

As falhas ocorridas nos dutos rígidos submarinos podem provocar prejuízos econômicos, ocasionar acidentes, danos as pessoas e também provocar desastres ambientais. Sendo assim, é necessário definir estratégias de manutenção eficazes e eficientes com o objetivo de preservar a condição do duto e manter a continuidade operacional. Portanto, o presente projeto teve como objetivo geral avaliar a condição do trecho emerso de um riser rígido submarino em operação, e com isso, propor um plano de gerenciamento para a continuidade operacional. Para isso, realizou-se uma pesquisa bibliográfica sobre assunto e coleta de dados técnicas e operacionais do duto rígido, a fim de compreender o funcionamento do riser rígido submarino. Os mecanismos de degradação/causas de falha foram classificados em relação a sua tipologia de falhas e efeitos que os mesmos provocavam no trecho analisado. Em seguida, elaborou-se o diagrama BowTie e posteriormente, priorizou-se os mecanismos através da Matriz de Risco, onde a corrosão externa foi identificada como sendo a mais crítica, com o produto SxRxF = 60. Após isso, foi elaborado um mapeamento de processos para a avaliação da condição operacional do trecho, seguindo os critérios estabelecidos pela norma Petrobras N-2786 (2015), contemplando a realização da inspeção visual externa e aplicação do Método RPA. Foi relatada uma perda de espessura de parede do oleoduto de 70%, identificada na inspeção visual. Então foi calculada a Pressão Admissível a partir do defeito de corrosão externa encontrada (Pcorr = 116,02 kgf/cm²). Com isso, foi sugerida a redução da Pressão Máxima de Operação Admissível (PMOA) para 70 kgf/cm², o que representaria em uma probabilidade de falha de 60%. A partir da PMOA de 70kgf/cm², foi previsto que o trecho emerso necessitaria de uma espessura mínima aproximada de 7,66 mm, ou seja, restaria 3,14 mm de espessura de parede que ainda poderia ser em tese “perdida” para que o oleoduto atingisse a PMOA, visto que a espessura remanescente encontrada na última inspeção era de 10,8 mm. Portanto, conclui-se que para o oleoduto continuar operando, seria necessário a realização de um reparo em um prazo máximo de cento e cinquenta (150) dias. Foi proposto um conjunto de técnicas de reparos associadas a corrosão, baseada na N-2737 (2014), com o intuito de auxiliar os engenheiros a selecionarem a técnica mais adequada, a fim de prolongar a vida útil do sistema.